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文章针对某高温高压含蜡凝析气井在开采过程中是否存在石蜡沉积展开实验评价研究，利用自行开发的固溶物沉积实验激光测试系统，测试了脱气油在不同压力下的析蜡温度和溶蜡温度。结果表明，脱气油的析蜡温度和溶蜡温度随压力降低基本呈直线下降，析蜡温度比溶蜡温度低10～20 ℃，升温溶蜡曲线滞后于降温析蜡曲线，说明蜡一旦析出，更难溶化。该井压力在0.10～60 MPa，脱气油的析蜡温度在38～49 ℃，溶蜡温度在52～63 ℃，因此在地层中不会出现石蜡沉积，同时，只要井口温度不低于38℃，井筒中也不会出现石蜡沉积。一旦有蜡析出，采用热清蜡技术的加热或热油温度必须高于70～80 ℃。在常压下，粘温曲线法和密度温度曲线法测试的析蜡点与激光法接近。实验还发现，脱气油石蜡结晶在一定温度范围内具有触变性，表观粘度呈现出无规律的变化，这是因为结晶石蜡所形成的网状结构较弱，持续剪切使结晶石蜡网状结构容易被破坏。     

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在油气工业中，水合物的危害性很大，会堵塞管线，损坏设备.在较冷的地区，水合物甚至能在油藏中形成，给这些资源的开采带来很大的问题。讨论了天然气中常见的7个纯组分水合物 形成条件的相关实验数据，并钭这些数据关联，得到用于计算这些物质水合物形成条件的经验方程。研究表明烃类组分水合物 的形成与烃的摩尔质量相关，同时也表明水合物形成条件与正常沸点紧密相关。这一结果对烃类和非烃类组分都是正确的。最后与经典热力学相结合，将这些关联式用于预测水合物的生成焓。I型水合物的焓约为60kJ/mol，Ⅱ型水合物的焓约为130kJ/mol。但有一例外，氮气形成的水合物虽为Ⅱ型水合物，但其生成焓更接近于I型水合物。     

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鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国陆上发现的较大气田之一 ,目前对该气田分析的 5口气井的气油比为 15 .9× 10 4～ 98.9× 10 4m3 /m3 ,是个湿气田或干气田 ,然而初步的实验研究结论恰恰相反 ,该气田确是一个凝析气田。气藏类型经验判断表明 ,该气田可能是“常规干气田” ,也可能是“无油环凝析气田” ,处于干气藏和凝析气藏的过度带 ,没有统一的结论。相态实验研究表明 ,该气田为特低含凝析油的凝析气田。实验还发现 ,退泵降压观测到的露点压力与进泵升压观测到的雾和油花消失的压力不相同 ,后者大于前者 ,而且相差很大 ,说明该气田凝析油一旦析出 ,就较难气化。气油比改变露点压力也相应改变 ,气油比升高 ,露点压力降低 ,说明高气油比井的气含量大、油含量少 ,使油完全溶解在气中的压力就低。定容衰竭预测结果表明 ,该气田的反凝析油量很低 ,但是如果气井在井底压力低于露点压力下经过长时间生产 ,井底周围地层中仍然会有凝析油聚集 ,造成反凝析油动态污染     

低渗透油藏注气能力设计方法

阐述低渗透油藏的特点及注气机理。在室内油水和油气相渗实验的基础上,应用渗流理论和油藏工程方法,分析低渗透油藏各项指标的关系,并给出两种主要的注气能力设计方法。     

多孔介质对原油泡点影响的实验研究

在全直径岩中心原油的恒质膨胀实验过程中,未观察到油或气从手动泵中逸出,且在降压过程中体积增加幅度并不多.可以推断,由于降压所产生的油气流动应该在岩心中进行.PVT筒中测试的泡点压力为20.1MPa.全直径岩心中原油实测的泡点压力为17.93MPa.则多孔介质使原油的泡点降低约2.1MPa.     

低渗凝析气藏油气相渗曲线校正方法及其应用

常规油气相对渗透率的测试是在常温、低压下进行的，界面张力高（约30 mN/m），而具有低界面张力（是常规界面张力的几百分之一）的真实地层高温高压平衡油气相渗测试的过程耗时长，并且非常复杂。为此，通过调研找到一种相对渗透率曲线校正的经验公式，并将其应用到常规相对渗透率曲线的校正中，以使常规油气相渗更接近渗流实际。首次将Henderson的方法应用于国内凝析气田的实际应用中，用QK低渗凝析气藏的平衡油气相对渗透率曲线与常规油气相对渗透率曲线进行了比较，取得相关校正参数，将得到的校正公式应用到FS凝析气田中，对其常规相对渗透率曲线进行校正，其校正结果与单井动态历史拟合所得的油气相对渗透率曲线较为一致，表明该方法可应用于其他类似凝析气田的相对渗透率曲线的校正。     

储层多孔介质中流体吸附研究进展

油气在地层多孔介质中储集和渗流,与储层多孔介质形成一个相互作用的系统。由于储层岩石孔隙小、比表面大,部分流体将吸附于孔隙表面,形成吸附相,进而影响流体相态和渗流规律,尤其在低渗透多孔介质中,吸附现象更为严重。本文分析了有关多孔介质中油气吸附的研究,肯定了多孔介质对油气吸附的影响,阐述了多孔介质中流体吸附理论研究现状的局限性,提出了储层多孔介质中流体吸附研究的发展方向。参8     

低渗多孔介质低含凝析油型凝析气衰竭开发饱和度研究

常规PVT筒衰竭中没有考虑多孔介质和束缚水的影响，文章采用超声波测饱和度测试技术，对桥白低渗低含凝析油型凝析气藏在衰竭开采中凝析油饱和度变化进行测试。实验研究表明，在岩心中随压力降低凝析油饱和度增大,但凝析油饱和度未能达到临界流动值，而在PVT筒中衰竭, 露点压力以下凝析油饱和度值是先增加后降低；３块实验岩心中最大油饱和度均比PVT中最大油饱和度大；无束缚水岩心的凝析油饱和度比有束缚水岩心中的凝析油饱和度大得多；在衰竭开发中，多孔介质、束缚水对凝析油饱和度的影响不容忽视。     

本科生辅修模块培养模式

油气资源勘查开发国际合作是我国能源安全与能源战略之必然,是我国石油工业发展战略的新跨越。论文以“油气资源勘查开发国际合作人才的培养研究与实践”教改成果为基础,系统论述了油气资源勘查开发国际合作人才应具有的知识和能力结构,配套的师资队伍建设、新的教学模式与教学过程的组织管理方法,设计和确立了新型人才培养方案,并对油气资源勘查开发国际合作人才培养的实效进行了较详细分析。     

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天然气偏差系数是气田和凝析气田开发中一项非常重要的基础数据，主要用于油气藏储量计算等油气藏工程、采气工程和地面工程中，近年来天然气偏差系数的测试越来越受到重视，但目前我国还没有建立天然气偏差系数的测定标准。针对干气、湿气和凝析气的特点，利用高压物性PVT分析仪，分别给出了干气、湿气和 凝析气偏差系数的实验测定方法，对于凝析气还考虑了露点压力以上和露点压力以下偏差系数实验测定方法的差别，同时给出了实验步骤。采用该方法对我国几个气田和凝析气田的天然气偏差系数进行了实验测试，并与四种常用计算方法的预测结果进行了比较，结果表明该测试方法用于干气较准确，误差在1％以内，用于凝析气误差较大，在7．02％以内，平均相对误差1．61％－1．98%，最大相对误差6．67％－7．02％，最小相对误差－0．04％－0．2％。这说明该方法是行之有效的。