原油密度、黏度的地化热解评价方法

地化热解资料不同组分所影响因素不同，这些影响因素外在表现和机理不同，从影响机理入手，在对各组分进行样重、孔隙与体积校正的基础上，分别建立原油密度约束的轻、中及重质组分校正模型。对不同来源的地化热解资料进行校正后，在考虑残余烃含量的同时，提取与原油密度、黏度相关性较大的评价参数，建立原油密度、黏度相关性较大的评价参数，建立原油密度、黏度的多参数相关性定量化评价模型。并形成了一套较为完善的资料校正与原油密度、黏度评价方法，对不同储集层、层位、原油性质的37口井共48层的原油密度、黏度进行评价，评价结果与原油样品分析结果对比可知，其精度有了明显提高。     

提高含油饱和度计算精度的方法研究

含油饱和度是评价储层流体性质及含油性的重要参数之一,含油饱和度的求取主要是靠地化热解值、孔隙度等参数。为进一步提高含油饱和度的精度,通过密闭取心资料建立含油饱和度的校正关系,使热解分析资料评价达到密闭取心评价水平。该方法的应用在探井及水淹评价解释中见到良好效果。     

喇嘛甸油田井壁取心热解总烃含量的校正

将地球化学分析技术引入开发领域,应用井壁取心的地化热解分析方法在水淹层评价、剩余油挖潜方面做了一些尝试性工作.热解岩石总烃含量是评价储层含油性的重要参数,是准确求取剩余油饱和度的关键.该文讨论喇嘛甸油田井壁取心热解总烃含量的校正方法,力求使之与原状地层原油地面含量接近.     

喇嘛甸油田井壁取心热解总烃含量的校正

将地球化学分析技术引入开发领域，应用井壁取心的地化热解分析方法在水淹层评价、剩余油挖潜方面做了一些尝试性工作。热解岩石总烃含量是评价储层含油性的重要参数，是准确求取剩余油饱和度的关键。该文讨论喇嘛甸油田井壁取心热解总烃含量的校正方法，力求使之与原状地层原油地面含量接近。     

基于测录井资料的泥页岩含油性与可压裂性评价

页岩油勘探开发过程中,含油性与可压裂性评价不可或缺。利用岩心含油饱和度与热解分析含油饱和度比值建立校正系数,基于热解总烃含量与有效孔隙度比值建立影响系数,进一步计算含油饱和度,表征储层含油性。考虑到硅质来源对页岩储层可压裂性的影响,在原有的元素标准值计算法基础上,利用硅、钛元素含量比值重新计算了生物硅含量,结合改进后的生物硅含量与岩石力学参数,进一步改进脆性指数的计算方法,建立新的可压裂性指数评价方法。将建立的含油饱和度与可压裂性指数评价方法应用到沾化凹陷区块中,新模型计算的含油饱和度与可压裂性指数精度有了明显的提高。由此,采用改进后的含油饱和度模型与可压裂性指数模型对沾化凹陷区块进行含油饱和度与可压裂性评价。     

储层流体的热解定量描述方法

本文通过分析润油和润水储层岩石中不同性质原油相对渗透率和含水饱和度的关系,得出残余油、油水等产出点和束缚水时各含油饱和度值,结合含油饱和度与总烃含量、有效孔隙度的理论关系式,建立了储层流体的热解定量描述方法。该方法应用于生产实际见到了明显的效果。     

基于测录井资料计算页岩含油饱和度与气油比的方法

为解决利用地化热解参数计算页岩含油饱和度精度达不到要求的问题，在页岩油重点取心井测录井资料基础上，提出以岩心分析含油饱和度与热解分析含油饱和度的比值作为刻度系数，对热解法含油饱和度计算模型进行校正。实例分析表明，利用改进热解法含油饱和度计算模型计算出含油饱和度的精度达到了要求。为解决利用气测值计算页岩气油比不准确的问题，建立了基于录井资料和测井资料的2种气油比计算方法，第1种方法通过对气测全烃曲线进行井径、钻时、排量、取心和气测基值等诸多因素的环境校正，根据气油比的定义，构建了利用多组分法计算气油比的模型，同时也探索了烃湿度法与平衡值法在气油比计算中的应用；第2种方法从测井资料出发，建立了基于成熟度指数IM的气油比计算模型。实例处理表明，建立的2种气油比计算方法简单实用，且这2种方法互为补充，进而提高气油比的准确度。研究表明，采用基于测录井资料计算页岩含油饱和度与气油比的方法计算页岩含油和度和气油比，可以提高页岩含油饱和度的精度和气油比的准确度。     

储层流体的热解定量描述方法

本文通过分析润油和润水储层岩石中不同性质原油相对渗透率和含水饱和度的关系，得出残余油、油水等产出点和束缚不水时各含油和度值，结合含油饱和度与总烃含量、有效孔隙度的理论关系式，建立了储怪流体的热解定量描述方法。该方法应用于生产实际见到了明显的效果。     

阿拉新-二站地区S油层稠油油藏原始含油饱和度解释方法研究

本文针对阿拉新-二站地区S油层稠油油藏密闭取心井资料较少的问题,采用饱和度损失校正的方法对水基泥浆取心井残余油饱和度测量结果进行校正,补充了计算原始含油饱和度资料。在此基础上结合常规取心井冷冻取样资料建立了油层的原始含油饱和度解释模型,计算出了阿拉新-二站地区S油层中纯油层的原始含油饱和度;并利用相对渗透率资料计算了油水同层原始含油饱和度。结果表明,本方法计算精度可以满足储量规范的要求,满足了稠油油藏储量参数计算工作的需要。     

岩石热解地化录井在吐鲁番坳陷储集层评价中的应用

综合评价储集层流体性质是地化录井技术的主要用途之一。围绕这一中心,从原始含油饱和度的求取原理及计算方法入手,建立了含油饱和度、含油产状与储集层性质的对应关系。针对吐鲁番坳陷不同地区的原油性质和储集层特征,分别建立了台北、台南凹陷的地化录井解释评价标准,通过该地区23口井实际应用,油气层的解释符合率达到83.8%。以PB103井、Y2井为例,详细介绍了地化录井解释评价方法的应用过程。     

低渗透油层水驱油实验录井资料响应特征分析

通过开展低渗透模拟注水驱油实验,以稳态法测定油-水相对渗透率,制备饱和油、低、中、高含水及残余油的不同含水率的岩样,对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析,研究热解、饱和烃气相色谱参数及荧光显微图像特征随含水上升的变化规律及趋势;总结了低渗透油层水淹变化录井资料响应特征;探讨了低渗透油层的水淹机理并对实验数据中产生的特殊现象进行了分析.实验证明录井各单项资料能够反映低渗透油层不同水洗状况下的特征,为今后录井资料评价低渗透油层不同水淹程度奠定了理论基础.     

不同类型有机黏土超压下残留烃特征

为研究黏土矿物类型对页岩油中轻烃和重烃数量及变化规律的影响,借助人工合成的十六烷基三甲基氯化铵—蒙脱石和十六烷基三甲基氯化铵—伊利石有机黏土,使用压力机对合成有机黏土的柴油饱和样进行超压下孔缝排烃模拟实验。结果表明:在深层,纯黏土矿物选择残留重烃,纯蒙脱石较纯伊利石残留烃量更大;十六烷基三甲基氯化铵的介入直接使蒙脱石选择性残留轻烃,但没有改变伊利石的选择性残留特征;含十六烷基三甲基氯化铵的蒙脱石黏土页岩残留烃品质较好,多为轻烃化合物,十六烷基三甲基氯化铵含量对其影响相对较小;含十六烷基三甲基氯化铵的伊利石黏土页岩残留烃品质较差,多为重烃化合物,十六烷基三甲基氯化铵含量越多越利于残留烃的保存。     

油浸对烃源岩地化指标的影响分析——以王云12井油浸泥岩为例

对江汉盆地潜江凹陷王场地区油浸泥岩样品洗油处理前、后分别进行了岩石热解、总有机碳及氯仿沥青"A"、总烃含量、饱和烃等地球化学指标分析测试,分析了油浸对测试结果的影响,认为潜江组盐韵律层中的油浸对有机地化样品的有机碳分析结果影响不大,但对生烃潜量、氯仿沥青"A"含量和烃含量影响较大,以有机碳的丰度作为评价基础指标更加符合实际;王云12井Eq4井段2 307.04~2 324.04 m的烃源岩主要为差-非烃源岩,本地生油较少,烃源岩中的油浸主要为洼陷内的成熟油运移的结果,这对认识潜江组盐间页岩油勘探潜力具有指导作用。     

松辽盆地白垩系湖相Ⅰ型有机质生烃动力学

针对松辽盆地白垩系湖相Ⅰ型有机质的生烃特征和动力学,利用黄金管模拟装置开展了升温热解实验。液态产物和气体产物的定量分析结果表明,该Ⅰ型有机质在热演化过程中以生油为主,干酪根初次裂解气产量仅为100 mg/g左右。轻质油的色谱演化和烃类气体生成的活化能分布共同证实,封闭体系的烃类气体来源于多种反应途径,其中早期生成液态产物的二次裂解作出了很重要的贡献。同时,动力学计算的结果表明,不同液态产物生成反应的动力学参数存在差异,轻质组分生成的活化能明显要高于重质组分;源内残留油二次裂解的平均活化能为57.3 kcal/mol,要低于油藏内正常原油裂解的活化能;Ⅰ型有机质初次裂解气形成于生油初期到源内残留烃裂解早期阶段。     

不同比例砂岩/油页岩热模拟实验滞留油量及其地质意义——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段为例

陆相页岩中的滞留油是页岩油的重要类型之一。针对我国中—新生代陆相沉积盆地泥页岩具有较强的非均质性,为研究高有机质含量油页岩中无机矿物所占比例对页岩中滞留油含量的影响,设计了不同比例灰质泥砂岩/油页岩的半开放体系热模拟生烃对比实验。同时为探讨不同沉积环境页岩的滞留油含量,设计了陆相淡水湖相油页岩与咸水湖相云质泥岩和海相页岩的半开放体系热模拟生烃对比实验。结果表明：油页岩中灰质泥砂岩比例增加,能使生油率升高,滞留油含量大幅升高。滞留油及总生烃量显著升高的主要原因可能是：①长石、方解石、白云石等矿物含量升高,以及生烃过程中白云石、石膏等矿物溶蚀、有机质缩聚所造成的孔隙空间扩大;②有机质含量降低和孔隙空间扩大造成热模拟系统生烃压力降低。陆相淡水湖相油页岩滞留油含量远高于咸水湖相云质泥岩和海相页岩,与陆相淡水湖相油页岩砂质和灰质矿物含量低、不利于排烃有关。在油页岩具有巨大的生烃潜力条件下,陆相页岩层系的非均质性可能是页岩油富集的有利因素。     

鄂尔多斯盆地低电阻率油层录井识别方法

鄂尔多斯盆地低电阻率油层发育,常规测井、录井难以识别而导致该类油层漏失,这是长庆油田勘探开发的难点之一,而地层束缚水含量高是引起该盆地油层电阻率低的主要原因。通过多年的实践,总结出了多种评价低电阻率油层的录井方法,分别为:利用全烃、重烃、湿度比、平衡比和C3/C1的曲线组合特征评价油层的气测录井方法,利用含油气总量与孔隙度交会图板确定地层的含油性、利用轻重烃比与含油气总量交会图板评价油层的岩石热解录井方法,利用总环烷烃含量、降解指数(nC7/MCYC6)、水溶指数(Bz/CYC6)、总环烷烃含量与降解指数交会图板和水溶指数与降解指数交会图板评价油层的轻烃录井方法,用t2谱图定性识别储集层流体性质和用M-交会图板对储集层含油性进行精确解释评价的核磁共振录井方法。实际应用表明,这些录井方法在鄂尔多斯盆地低电阻率油层解释评价中取得了较好的效果,对其他地区低电阻率油层评价具有参考作用。     

煤系烃源岩热模拟演化过程的地球化学参数特征――以准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩为例

在准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩热模拟实验研究中 ,经过对原样和不同温度点热模拟残余物进行可溶有机质抽提和族组成分析、残渣干酪根处理、Ro 值测定和 TOC测定 ,并对部分样品系列进行色谱和质谱分析后发现 ,煤系烃源岩在不同热演化阶段表现出的地质地球化学特征具有相当大的差异。低演化阶段和热降解阶段天然气的形成是不同热力学条件和成气母质化学反应的结果。在低演化阶段 ,源岩镜质组反射率增长幅度并不太大 ,通常 Ro<0 .7%。原始可溶有机质和热模拟残余可溶有机质的分析结果表明 ,烃类气主要来源于原始可溶有机质的脱基团作用和大分子沥青质及干酪根边缘烃 (极性组分 )的热降解。在有机质热降解―热裂解阶段 ,烃源岩经地质埋深增温 ,热演化进程相对加快、镜质组反射率迅速递增、Ro 值从 0 .5 5 %～ 0 .70 %迅速增大到 1 .40 %～1 .70 % ,可见热动力作用足以破坏干酪根结构烃并将其降解形成油气。该阶段是干酪根经热降解大量排烃的阶段 ,其地球化学参数特征主要表现为干酪根结构烃热降解产物的特征。     

岩屑热解参数恢复的新方法

在利用岩屑地化录井资料进行油层产液性质评价的过程中,准确地确定岩屑中的烃类损失是一个非常关键的环节.由于引起岩屑烃类损失的因素较多,使恢复系数的确定异常困难.针对这一问题,提出了一种临界点分析法.首先利用烃类组分含量与轻重组分含量比值之间的关系,确定出两者关系变化的拐点,称为临界点;进而对比不同类型分析样品临界点对应的热解参数,最后可确定恢复系数.该方法不仅从理论上得到了科学的解释,而且在实际应用中取得了较好的效果.     

三塘湖盆地页岩油资源评价关键参数的校正

热解参数S1是表征泥页岩中游离烃含量的关键参数,其准确性直接影响页岩油资源潜力评价结果的可信度,受实验分析技术的影响,测得的S1需要进行轻、重烃损失校正。通过对三塘湖盆地芦草沟组来源原油进行热解分析,初步证明热解参数S1中的重烃进入了S2中,进一步通过对抽提前、后热解实验参数的对比,确定了重烃校正系数为1.2。通过对比成熟度及类型均一致的松辽盆地青山口组一段泥岩的校正系数变化曲线,确定芦草沟组泥岩S1的轻烃校正系数为0.8。综合实验值及轻、重烃校正系数,确定芦草沟组泥页岩热解参数S1校正后是3S1。