泡沫油稳定性主控因素实验研究

泡沫油在天然能量开采过程中具有"原油粘度高、生产气油比低、原油日产水平高、产量递减慢、天然能量开采采收率高"等特有的开采特征;而泡沫的稳定性是决定"泡沫油现象"存在时间长短的最关键因素。为定量描述泡沫稳定性的主控因素,自主研制了高温高压泡沫油可视化稳定性测试模型,并利用该模型开展了温度、溶解气油比、降压速度及孔隙尺寸对泡沫稳定性的单因素影响规律评价实验。实验结果表明,泡沫油中泡沫稳定存在的最高温度为60℃,最低极限原始溶解气油比为5 m3/m3,最低降压速度为0.08 MPa/min;同时发现,在越接近油藏实际孔隙尺寸的多孔介质中,泡沫的存在时间越长,表明在实际油藏天然能量开发过程中,"泡沫油现象"将会长期存在。以上认识有效地指导了MPE-3油藏天然能量开发,对于类似稠油/超稠油油藏确定合理的开发操作策略,实现经济高效开发具有重要指导意义。     

CO_2-原油体系混相状态的渗流特性

为认识混相状态的CO2在油藏中的渗流特征,利用高温高压三维模拟装置对CO2-地层原油体系在油藏环境条件下的混相驱替过程进行研究.实验发现:模型产出液量与注入量存在较大差异;采收率、含水和气油比曲线亦表现出CO2在孔隙介质中渗流的复杂特征.由实时监测的含水饱和度分布场图分析认为:CO2与原油混相后,流体粘度降低、渗流阻力减小,这是提高采收率的重要原因之一;同时,CO2/原油相与部分接触水能形成近似于三相混相的状态.实验研究还表明CO2以高密度气体形式进入饱和水、饱和油无法进入的微孔隙,这是注入量和产出量不一致的主要原因.     

南羌塘鄂斯玛地区早白垩世沥青地球化学特征及意义

首次在南羌塘安多县鄂斯玛地区早白垩世地层中发现沥青。从沥青有机碳含量、族组分及生物标志化合物方面综合研究了其有机地球化学特征,并进行了油源对比。研究结果表明,样品的有机碳含量为3.42%~75.01%,显示其有较高的沥青含量;族组成中重烃组分(非烃+沥青质)质量分数最高,其次为芳香烃,饱和烃质量分数最低。生物标志物研究表明,沥青的成熟度较高,沥青母岩的沉积环境为还原环境,其有机母质主要为混合来源,特别是藻类做出了重要贡献。运用生物标志化合物的相对含量指标进行油源对比研究表明,沥青可能来源于索瓦组泥岩。该研究成果对南羌塘的油气勘探具有一定意义。     

稠油油藏注超临界二氧化碳驱油影响因素分析

本文以辽河油田某断块油藏为研究对象,基于室内实验,结合正交设计试验,以提高原油采收率程度为评价指标,开展了稠油油藏注超临界CO_2驱影响因素研究,并分析了不同变量对注超临界CO_2驱油效率的影响权重。结果表明:CO_2驱油效率随渗透率、气体注入量、油藏温度的增加而增加,随原油粘度的增加而降低,其中:渗透率对原油采收率的影响程度最大,其次是原油粘度、气体注入量、油藏温度、压力。最后,本文总结并分析了我国注CO_2驱油提高原油采收率技术存在的主要问题,并提出拟解决措施。     

塔里木盆地原油高压条件下裂解成气的化学动力学模型及其意义

针对塔里木盆地油藏保存深度明显大于其它沉积盆地的实际情况,本文设计进行了可以模拟塔里木盆地高压条件的油裂解成气实验.不同压力条件下的实验产物特征和产率表明,压力的确对油裂解成气过程有明显影响.由带压条件下的实验数据所建立和标定的化学动力学模型显示,轻质油较正常油成气的活化能高.与由非高压条件下油裂解成气实验所得化学动力学参数相比,高压条件下油裂解成气的加权平均活化能明显偏高.从而定量证明了高压对油裂解成气进程的抑制作用及含杂原子较少的轻质油更难裂解成气的实质。     

不同驱替方式下岩石电阻率与饱和度的关系

针对高含水期老区调整井饱和度评价过程中存在的问题,通过模拟油田开发过程的岩石物理实验,研究水驱油方式下电阻率与含水饱和度之间的关系。与油驱水不同,水驱油方式下电阻增大率与含水饱和度在双对数坐标系中的关系不再是一条直线,而呈现出明显的与高、低含水饱和度区间相关的两段式;岩石的润湿特征不同,两段式拐点所对应的含水饱和度S_wp不同,水驱方式下所能达到的最终采收率也不同。水驱油方式下的I－S_w曲线特征表明,用勘探阶段及开发初期油驱水实验得到的饱和度公式对开发中后期的饱和度进行评价不太合适,尤其是在高含水期,电阻率对高含水饱和度反映能力的局限性严重制约了这一阶段水淹层的评价精度。     

南襄盆地泌阳凹陷赵凹安棚油田深盆油(气)藏

泌阳凹陷赵凹安棚油田深层系部分油(气)藏属于深盆油(气)藏,即深盆致密砂岩油(气)藏。利用深盆气藏理论和分析方法,通过对其成藏要素分析,发现其深层系油(气)藏具有深盆油气藏的典型特征。构造呈现单斜背景上的鼻状,自西北向东南生油中心倾没;赵凹安棚油田深层系内油水分布较为复杂,在横向连续储层内,出现了油水关系倒置的深盆油(气);储层属非均质低渗透储层;从深盆油(气)观点看,属一种动态致密砂岩油(气)藏;地层压力异常低,甚至负异常压力。在泌阳凹陷勘探程度极高油区,如果进行思想变革,就能实现资源的突破。     

烃源岩有限空间温压共控生排烃模拟实验研究

烃源岩的生烃反应是在其限定的孔隙空间中承受高静岩压力和流体压力下进行的,然而受实验装置和条件的限制,目前大多数的生排烃模拟实验都是在一个低压、相对较大的生烃空间下进行的,与实际地质情况差异较大。通过对同一样品分别进行有限空间和常规高压釜方式加水模拟实验对比研究发现:（1）有限空间热压模拟实验的气态产物更接近地质实际。气体组分中烃气占有更大的比重;重烃气的保存下限大于常规模拟,延迟了重烃气向甲烷的转化;烯烃含量比常规加水模拟条件下更少,基本检测不到。（2）有限空间的限制使水介质参与成烃反应的作用增强,其限定空间内较高的流体压力延迟了油向烃气的转化过程,有利于液态油的生成和保存。（3）有限空间下高压液态水介质条件有利于烃类的排出。     

缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用及其在开发中的利用

缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍～2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。     

化子坪长6储层长岩心CO2驱替实验及数值模拟评价

二氧化碳驱提高石油采收率(CO2-EOR)在我国大部分低渗透、低孔隙度油藏中的应用越来越重要。鉴于国家净零排放目标, 在采用二氧化碳驱提高采收率时, 二氧化碳封存是另一个重要考虑因素。针对低渗油藏, 开展天然岩心长岩心CO2驱替试验, 并利用TOGA(TOUGH Oil, Gas, Aqueous)软件建立岩心尺度数值模型开展模型的识别与验证, 对模型的有效性及物性参数进行敏感性分析, 结果表明, 1)根据出口气油比可将二氧化碳驱油与封存划分为未见气(0~100)、极少量气(100~1 000)、气体突破(1 000~10 000)、大量气窜(＞10 000)四个不同阶段; 2)孔隙度、渗透率及非均质性对模拟结果影响较大, 在后续实际场地模型中应予以重点关注。研究结果可为实际场地规模模型提供参数依据。     

巴西桑托斯盆地高含CO2油气藏类型、特征及成因模式

桑托斯盆地盐下油气藏中CO₂分布广泛,局部摩尔分数极高,给勘探、开发都带来了巨大挑战。通过对典型油气藏解剖分析,并利用流体取样、闪蒸实验测试分析等资料,将盆内油气藏分为3类：类型Ⅰ,含CO₂溶解气的高气油比常规油藏;类型Ⅱ,CO₂气顶+油环型油气藏;类型Ⅲ,（含溶解烃）CO₂气藏。其中类型Ⅰ油藏和类型ⅢCO₂气藏中流体性质均匀、稳定,油-水界面、气-水界面清晰;类型Ⅱ气顶+油环型油气藏流体成分和性质不均匀、不稳定,流体界面复杂。物理热模拟实验表明盆内3种类型油气藏是地层条件下,超临界状态CO₂和烃类有限互溶,动态成藏过程不同阶段的产物。动态成藏过程中,CO₂对烃类进行抽提、萃取,烃类（原油）对CO₂进行溶解,两者相互作用存在一个动态平衡（范围）。烃类和CO₂相对量大小决定了最终的油气藏类型,温-压条件变化和油气藏开发可改变油气藏平衡状态,造成流体相态变化和3类油气藏间的相互转化。     

原油粘度变化对水驱油开发动态影响的数学模拟方法

为了研究注水开发油田原油粘度升高对开发效果的影响, 通过对实际油藏原油粘度统计, 回归出了原油粘度增长模型.在三维三相黑油渗流模型的基础上, 建立了一个原油粘度随含水和压力变化的油藏渗流数学模型, 并采用有限差分方法建立了相应的数值模型, 采用超松弛法对该模型进行了求解, 用Fortran90语言开发了一个新的数值模拟器.应用该模拟器模拟了不同的原油粘度变化规律对水驱效果的影响, 并与常规模拟器的结果进行了对比.结果表明: 初始水油粘度比为1∶10、含水达到98%时, 粘度增长指数由0增加到0.02, 对应的原油采出程度由44.80%降低到34.29%.目前商业软件中忽略了原油粘度随含水升高而增加的因素, 使得预测的采收率明显偏高.      

库车坳陷东部凝析油特征及其成藏意义

利用原油物性、族组分、轻烃组分、碳同位素、生物标志化合物等实验资料,系统分析了库车坳陷东部凝析油的物性和有机地球化学特征,厘定了凝析油的成因类型 ,并在此基础上明确了油气充注历史。研究结果表明：库车坳陷东部凝析油属于典型的陆相油,具有密度低、粘度低、凝固点低、含硫低和含蜡中等的特征,碳同位素关系以及生物标志化合物特征表明 凝析油主要来自三叠系湖相烃源岩。库车坳陷东部凝析油和天然气具有不同源、不同期的特征,凝析油主要为湖相烃源岩在成熟演化阶段的产物,天然气主要为煤系烃源岩在高-过成熟演化阶段的产物 ,凝析油的成熟度低于天然气的成熟度,且早期原油遭受气洗改造作用。因此,库车坳陷东部总体上具有“早油晚气”的充注特征,现今的凝析油是早期形成的原油被气洗改造而形成的。     

古老碳酸盐岩古油藏储量计算方法探讨——以四川盆地安岳气田灯影组为例

在古油藏石油储量计算过程中,一般是根据沥青的分布面积确定古油藏面积或者根据古圈闭面积确定古油藏面积,这些方法存在局限性.针对现有确定古油藏石油地质储量方法的缺陷和不足,本文以四川盆地安岳气田震旦系灯影组气藏为例,创建了古油藏储量计算公式,同时建立了古油藏面积与现今气藏面积之间的关系式以及古油藏孔隙度与现今气藏孔隙度之间...     

大港探区古流体特征及其地质意义

位于黄骅凹陷的大港探区经历了加里东、海西、印支、燕山和喜山期构造热事件。古流体研究表明 ,本区有两期油气运移过程 ,分别与燕山期和喜山期的构造热事件相对应。两期油气运移过程具有不同的流体包裹体特征记录和明显差异的流体成分和物理化学性质。早期油气运移以形成液态烃有机包裹体为主 ,流体成分中有机组分含量 (质量分数 )偏低 ( 13 5 %～ 3 7 9% ) ,而无机组分含量(质量分数 )偏高 ( 62 0 %～ 85 9% )。晚期油气运移以形成气态烃和气液烃有机包裹体为主 ,流体成分中有机组分含量 (质量分数 )偏高 ( 3 4 6%～ 73 0 % ) ,而无机组分含量 (质量分数 )偏低 ( 2 6 6%～65 2 % )。早晚两期流体的形成温度、压力也具有一定的差异 ,晚期的温度和压力均大于早期。酸碱度和氧化还原电位具有较小差异 ,晚期略小于早期。流体包裹体特征、流体成分和物理化学性质均表明 ,本区具有两期油气运移和演化过程     

压力对烃源层演化及产烃影响的模拟实验

压力对烃源层演化及产烃影响的模拟实验解启来，范善发，周中毅，潘长春（中国科学院广州地球化学研究所．广州５１０６４０）关键词准噶尔盆地，压力，模拟实验按照现行的成油模式，一般认为石油是在１５００～４０００ｍ范围内生成和保存的，超过４０００ｍ石油将裂解成...     

松科二井轻烃组分垂向分布特征及其对深部油气的指示

松辽盆地深部油气已成为今后油气战略性接替领域的一个重要方向,松科二井连续取样的6042组103种单体的轻烃组分数据显示,轻烃组分垂向分布特征呈现明显的分段性,整体可划分为6个区段:Ⅰ段(井段470～1000 m)罐顶气峰面积小,出峰个数少,主要以甲烷为主,重烃较低,为浅层低熟油气段。Ⅱ段(井段1000～2800 m)罐顶气峰面积小,出峰个数多;甲烷含量中等,重烃含量普遍较高;有机质类型以Ⅰ型为主,处于成熟阶段,为常规油气段。Ⅲ段(井段2800～3320 m)罐顶气峰面积小,出峰个数较少、零散;甲烷含量整体较高,重烃含量与Ⅳ段相似,表明该段气源可能来源于Ⅳ段。Ⅳ段(井段3320～5940 m)罐顶气峰面积大,集中分布在3400～3800 m和5200～5400 m井段,明显高于Ⅲ段和Ⅴ段;为Ⅲ型烃源岩,处于高成熟—过成熟阶段。Ⅴ段(井段5940～6200 m)罐顶气峰面积、出峰个数低;甲烷和重烃含量较低。Ⅵ段(井段6200～7018 m)出峰个数、罐顶气峰面积低;甲烷含量较高,重烃含量中等,其总体特征与Ⅳ和Ⅴ段不同,推测深部可能存在气源。上述垂向分布特征反映了白垩系、侏罗系和前侏罗系在油气成因类型、成熟度和含气性及其油气来源等具有不同的特征,为松辽盆地深部非常规天然气探索拓展提供了重要依据。     

油气水速度及其影响因素分析

对于油田勘探和开发,特别是使用地震资料进行流体识别和预测,了解研究区地层孔隙流体性质及其影响因素十分重要.本文在前人研究工作的基础上,对油、气、水及其混合体的速度变化规律进行了讨论,并对影响油、气及水的速度因素进行深入分析.研究表明,不同性质孔隙流体受地层温度与压力的影响较大.其中,流体性质对纵波速度影响较大,而对横波速度影响较小;气-水混合体速度最低,油-水混合体速度最高,油-气或油-气-水混合体速度介于上述两者之间;混合流体含有气体时,含气饱和度对混合流体弹性性质具有很大影响.     

全球火山岩油气藏研究的历程与展望

当前全球火山岩油气勘探进入重要阶段,为客观评估其地位和前景,有必要对其研究历程进行系统的回顾和认识。通过较为广泛的文献调研,将这一历程整体上划分为四个阶段——从最初偶然发现所带来的兴奋(偶然发现阶段,1949年之前),进入了漫长的低潮时期(缓慢发展阶段,1950—1979年),之后逐渐升温(局部突破阶段,1980—1999年),并走向成熟(成熟阶段,2000年至今)。分析总结认为,印度尼西亚的Jatibarang油气田、中国的徐深气田、克拉美丽气田、长深气田、纳米比亚的Kudu气田等为典型的大型火山岩油气田。从出现频度上看,目前已发现的火山岩油气藏主要出现在中新生界,如侏罗系、白垩系、古近系和新近系中所出现的频率较高;其次是晚古生界。从全球范围来看,各种岩性的火山岩都可能具有形成有效储层的潜力。在一些盆地中,火山岩储层下伏地层中烃源岩层的发现,使得传统意义上将这些火山岩视为这些盆地基底的认识得以改变,其基底可考虑进一步向深部修正和调整,油气勘探也得以向深部发展。目前来看,火山岩油气藏勘探的重点区域依次有:环太平洋构造域的中新生界火山岩油气藏,古亚洲洋构造域的晚古生界火山岩油气藏,特提斯洋构造域(如其西端的环地中海区域)的火山岩油气藏等。