塔里木盆地顺北地区克拉通内走滑断裂带中-下奥陶统储集体方解石脉形成及其与油气充注耦合关系

塔里木盆地顺北油气田为克拉通内走滑断裂多期活动控制下形成的碳酸盐岩超深层油气田,不同断裂带及同一走滑断裂带不同分段的油气性质和油气丰度等均存在显著差异。基于岩心和岩石薄片观察以及阴极发光、微区原位微量元素-稀土元素、流体包裹体的系统分析,对塔里木盆地顺北1号和顺北5号走滑断裂带中-下奥陶统储集体中的裂缝脉体序次、成脉流体来源及其与油气充注耦合关系进行研究,并结合走滑断裂演化过程和油气分布特征,探讨了顺北地区油气差异聚集的控制因素。结果表明：顺北1号和顺北5号走滑断裂带中-下奥陶统至少发育4期方解石脉体（Cal-1,Cal-2,Cal-3,Cal-4）。Cal-1成脉流体主要为海源性流体,Cal-2,Cal-3和Cal-4成脉流体来源于同地层成岩流体。Cal-2,Cal-3和Cal-4脉体的形成分别与加里东晚期—海西早期、海西晚期—印支期、燕山期—喜马拉雅期构造活动和油气充注相伴生。不同断裂带油气充注过程存在差异,顺北5号断裂带主充注期为海西晚期—印支期,顺北1号断裂带主充注期为海西晚期—印支期及燕山期—喜马拉雅期。走滑断裂构造样式及演化历史控制下的油气差异充注过程是顺北地区油气差异聚集...     

Prices

Assessed or estimated prices and values for the major types of crude oils traded on spot markets. Updated on a monthly basis. Official sales prices (except as otherwise noted) and are generally market-related, subject in some cases to retroactive adjustment. Updated on a monthly basis.     

华池—南梁油田长8油藏高阻水层解释方法

鄂尔多斯盆地华池—南梁油田长8油藏存在高阻水层,油水层对比度低,油层识别难度大。为提高油层判识率,以大量测井、录井资料和岩石物理实验为基础,确定油藏水层高阻的主控因素。根据不同类型高阻水层测井响应特征,利用中子、密度和声波时差测井数据,评价孔隙结构,识别复杂孔隙结构型高阻水层;利用中子—密度曲线交会特征进行电性因子校正,扩大油水流体特征,有效识别复杂润湿型高阻水层。通过对不同主控因素高阻水层测井响应特征研究,采用相应测井技术方法有效识别,提高图版油水特征值的准确度和测井解释符合率。     

油田站外单管集油辅助工艺对比

为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。     

蓖麻油-马来酸酐-苯乙烯双功能润滑油添加剂的合成

传统石油基润滑油添加剂对环境的不利影响,使可生物降解的植物油基润滑油添加剂成为研究热点。以蓖麻油(CO)、马来酸酐(MAH)、苯乙烯(ST)为原料,偶氮二异丁腈(AIBN)为引发剂,甲苯为溶剂,合成了蓖麻油-马来酸酐-苯乙烯共聚物(PCMAS)。通过红外光谱(FT-IR)、核磁共振氢谱(¹H NMR)表征了蓖麻油-马来酸酐-苯乙烯共聚物的结构,采用凝胶渗透色谱(GPC)测定了聚合物的相对分子质量及其多分散性指数,采用热重分析研究了聚合物的热稳定性,并对聚合物作为润滑油降凝剂和黏度指数改进剂的性能进行了评价。结果表明：当单体质量比m(CO)∶m(MAH)∶m(ST)=1.0∶0.2∶1.2、引发剂AIBN含量占总单体的0.5%(质量分数)、反应时间4 h、反应温度90℃时,共聚物收率为68.39%,其数均相对分子质量为0.348×10⁵,多分散性指数为4.77。将蓖麻油-马来酸酐-苯乙烯共聚物添加到润滑油馏分(350～395℃)中,可降低润滑油的凝点,并提高其黏度指数。蓖麻油-马来酸酐-苯乙烯共聚物可作为一种具有降凝增黏双重功能的润滑油添加剂。     

中国油气勘探开发新进展与前景展望

近年来,石油企业不断推进油气增储上产,加大投资力度,增加工作量,强化油气勘探和产能建设,取得超预期进展与成效。2019年以来,全国勘探新发现亿吨级油田和新增储量亿吨以上油田共7个,新发现和新增储量千亿立方米以上气田8个,新发现亿吨以上陆相页岩油田2个,实现了深层页岩气、深层煤层气勘探的战略性突破,落实了万亿立方米深层页岩气区,发现了大型浅层页岩气田;全国年均新增探明石油地质储量13.61×108t,年均新增常规天然气探明地质储量约8867×108m3;2022年,石油产量增至约2.05×108t,时隔6年重回2.0×108t以上,天然气产量增至约2178×108m3,超预期完成了油气增储上产阶段性目标任务。基于油气资源潜力分析,近中期,国内油气勘探开发将延续近4年增储上产发展态势,油气新增储量保持高位增长,石油产量在高位实现稳中有增,天然气产量实现较快增长;中长期看,油气探明储量有望较长时期保持高位增长,石油产量将在高位中逐步下行但有望长期稳定在2.0×108t以上,天然气将较长时间增产,2035年预计达到（3300~3500）×108m3,国内油气生产供应能力总体持续提升。要将前景展望变为现实,既需要企业积极应对挑战,保持加大油气勘探开发力度的战略定力,更需要国家层面的政策引导和支持,营造有利于油气增储上产的政策环境。     

超高分子聚合物驱提高高盐稠油油藏采收率机理及现场应用

针对常规聚合物(部分水解聚丙烯酰胺HPAM)无法满足高盐稠油油藏采收率要求的问题,以胜坨油田二区东三4砂组高盐稠油油藏为研究对象,实验结合数值模拟分析了超高分子聚合物驱和常规聚合物驱的提高采收率机理。研究表明,超高分子聚合物黏度、黏弹性,耐盐性以及高温下的稳定性均优于常规聚合物,采用超高分子聚合物驱油更容易实现活塞驱油;相比于常规聚合物,分子间排列更加致密且互相缠绕,分子间缔合作用力远大于常规聚合物,表现出很强的抗盐、抗拖拽能力,具有很强的调剖能力;CMG数值模拟结果表明,采用超高分子聚合物驱提高东三4砂组油藏采收率具有见效早、降低含水率效果好的优点。对于东三4砂组油藏,采用超高分子聚合物驱(DQ-3500)相对于常规聚合物驱(8^#HPAM)采收率提高了1.74%。该研究成果对于采用超高分子聚合物驱提高高盐稠油油藏采收率的推广应用具有重要意义。     

基于烃类组成的催化裂解反应规律北大核心CSCD

目的研究催化裂解过程中不同烃类的反应规律,提升原料油烃类利用率和目标产物的选择性,挖掘“油产化”的潜力。方法基于原料油和产物的烃类组成,详细分析了从原料油到反应产物不同烃类的表观转化率,并对不同烃类的转化与生成途径进行了分析与探讨。结果在催化裂解反应过程中,链烷烃、环烷烃和芳烃的表观转化率分别为93.06%、97.05%和58.53%,其中,单环、双环、三环、四环和五环及以上芳烃的表观转化率分别为61.49%、11.34%、65.17%、29.27%和96.35%。催化裂解产物与原料油物质的量之比为7.68,产物芳烃与原料油芳烃物质的量之比为2.99。液体产物中可进一步转化为目标产物的烃类质量分数为27.50%,产物中单环芳烃通过原料油中非芳烃芳构化反应生成的比例为96.16%。结论链烷烃和环烷烃催化裂解转化较为彻底,而芳烃表观转化率较低,且不同环数芳烃的表观转化率差异较大,并呈现出奇环数芳烃表观转化率高、偶环数芳烃表观转化率低的特征。裂解反应和芳构化反应是催化裂解过程中最重要的两类反应,不同烃类的表观轻质化顺序为链烷烃>单环芳烃>环烷烃>双环芳烃>三环及以上芳烃,产物中单环芳烃主要来自原料油中非芳烃的芳构化反应,液体产物中可转化为目标产物的烃类仍有进一步压减的空间。     

渤海某油田驱油用超低界面张力表面活性剂研究北大核心CSCD

目的为改善渤海X油田注水开发效果,对该油田进行了驱油用超低界面张力表面活性剂研究。方法在分析油田原油饱和分和芳香分碳原子数分布基础上,结合“相似相溶”原理和疏水端空间位置互补效应,对表面活性剂进行优选和复配。结果从5种表面活性剂中优选出了十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214两种表面活性剂,二者按最佳质量比1∶2复配后可获得超低界面张力表面活性剂。该表面活性剂在岩心中滞留损失率小,仅为11.2%;在质量分数为0.1%~0.3%时,原油的乳化和破乳率均高于90%;当质量分数为0.20%时,可在水驱基础上提高原油采收率9.4%。结论复配表面活性剂降水增油效果明显,可用于实现油田水驱后“挖潜提采”的目的。     

Enhancing oil–solid and oil–water separation in heavy oil recovery by CO2-responsive surfactants

Interfacial properties are of critical importance to various separation applications. In heavy oil recovery, for example, a low oil–water interfacial tension (IFT) benefits the separation of heavy oil from their host rocks, which becomes problematic in the later stage of oil–water separation. CO₂-responsive surfactants were investigated to enhance the overall heavy oil recovery by switching their interfacial activity to the desired state in each stage. The surfactants at interfacially active state greatly enhanced the separation of heavy oil from hosting solids, as demonstrated by measuring contact angle and oil liberation using a custom-designed on-line visualization system. Meanwhile, the resulting heavy oil-in-water emulsions could also be easily demulsified by the bubbling of CO₂ gas, which switched off the interfacial activity of the surfactants. Furthermore, CO₂-responsive surfactants could be partially recycled in process water to improve sustainability, making CO₂-responsive surfactants to be promising chemical aids in heavy oil production and many other vital industries.