高温高压油气藏开发实验技术研究进展

本文对国内外高温高压油气藏开发实验技术研究进展进行了综述分析。

三维荧光光谱技术结合PARAFAC指示含油废水处理过程中的有机质变化

文章采用三维荧光光谱和平行因子技术,研究含油污水中的溶解性有机质经过生化处理后的组成特征及转化规律。结果表明,炼油废水以类色氨酸和类酪氨酸类荧光组分为主;生化处理后,出水的芳香族含量和腐殖化程度提升,同时类酪氨酸化合物被有效去除,而类色氨酸、类富里酸和类腐殖酸化合物则难以被去除;代表类酪氨酸的C1组分占比急剧降低,而代表类色氨酸的C3组分占比增加。其中,C3组分可作为指示废水中溶解性有机质变化的指标。

海洋石油工程企业档案鉴定工作分步实施策略

从存档为史到用档为企,档案为持续服务我国海洋石油工业发展发挥着至关重要的保障作用。然而随着企业档案馆藏规模的持续扩大,企业积累了海量的短期档案、无价值档案,不仅挤占了企业馆藏资源,而且难以发挥档案的真正价值。因此,做好适时做好档案的鉴定与销毁工作就成为企业档案发展到一定阶段面临并需要解决的一个难题。基于此,文章结合海油石油企业档案鉴定工作实践,就如何判定档案鉴定时机,并实现过期档案销毁需要注意事项给出了经验做法。

核磁共振岩心实验技术在油田的应用

核磁共振岩心实验技术作为一种先进的工具,在油田勘探和开发中发挥着重要作用。然而,为了获得准确可靠的实验结果,必须采取一系列质量控制措施来保证实验的可靠性和重复性。本文将从样品采集和处理、仪器校准和标准样品、实验条件和参数控制、数据处理和分析四个方面,详细探讨核磁共振岩心实验技术的质量控制措施。这些质量控制措施对于确保核磁共振岩心实验技术在油田应用中的有效性和可信度具有重要意义。

基于GC-QQQ-MS的油指纹分析方法

本文建立了一种基于气相色谱串联三重四极杆质谱(GC-QQQ-MS)的油指纹分析方法,分别在选择离子监测(SIM)模式与多反应监测(MRM)模式下,对实验室参考油进行重复测定.实验结果表明:不进行手动积分调整的情况下,RSD_(SIM)的分布范围为0.2%—28.2%,有9个诊断比值的相对标准偏差超过10%;RSD_(MRM)的分布范围为0.2%—9.8%,诊断比值的相对标准偏差均小于10%;MRM模式下确定的生物标志物诊断比值具有更好的重现性,与SIM模式下确定的生物标志物诊断比值相比具有更强的抗干扰能力.

利用流体历史分析技术研究渤海海域黄河口凹陷北部陡坡带油气成藏过程

基于流体历史分析技术的成藏过程反演对含油气系统的持续勘探具有重要意义。应用包裹体岩相学、均一温度、储层定量荧光等技术和方法,对渤海海域黄河口凹陷北部陡坡带沙河街组储层中的流体包裹体进行了深入研究,在此基础上,剖析了油水界面变迁,再结合生烃史和有机地球化学资料研究了北部陡坡带沙河街组储层的油气成藏史。结果显示,黄河口凹陷北部陡坡带具有2 期源自沙河街组烃源岩的油气充注,第Ⅰ期充注时间为7 Ma,表现为褐色低熟的轻-中质单一液相烃类包裹体;第Ⅱ期开始于 2 Ma,沙河街组烃源岩大量生烃,表现为浅蓝色荧光的中质气液两相烃类包裹体,为主要成藏期。储层定量荧光样品光谱峰大多体现古油层荧光光谱特征,油藏规模较大,后期由于构造活动油藏泄漏,形成现今 3 885 m 典型的油水界面。黄河口凹陷北部陡坡带的构造活动与烃源岩生排烃史的时间匹配决定了研究区两期充注,后期为主的成藏特点。新构造运动后期,古油藏规模减小,形成了现今油藏格局。

涠西南凹陷南部斜坡带油气运移地球化学与成藏特征

涠西南凹陷南部斜坡带是重要的油气聚集区,在角尾组、涠洲组、流沙港组和石炭系地层中均发现了油气显示。通过原油地球化学特征分析,本区原油主要为凹陷中央流沙港组二段下部烃源岩生成的成熟原油,原油以轻质油为主,为咸水湖相环境形成原油。油源精细对比揭示,涠西南凹陷流沙港组二段、三段、角尾组和石炭系地层均属于同一类原油,通过全烃谱图中正构烷烃分布特征建立适合本区的运移分馏指数FI=(nC8~nC12)/(nC25~nC32),并结合饱和烃、芳烃比值和油气运移分馏指数关系分析,WB到WC流沙港组二段和流沙港组三段原油样品均呈现出运移分馏指数增加,饱芳比增加的趋势,指示WB构造流沙港组二段和流沙港组三段原油为侧向运移至WC构造。同时通过WA构造含氮化合物含量与深度关系分析,揭示浅部含氮化合物屏蔽型异构体相对富集,暴露型异构体相对减少,指示垂向上具有明显的沿断裂带从深部向浅部运移的特征。综合考虑本地区输导体系的空间叠置关系,认为南部斜坡带是洼陷中央烃源生成油气经由断层、砂体等输导体系运聚到浅部和斜坡带成藏,此次研究对本区带下步油气勘探具有重要意义。

原油中油基泥浆污染定量分析

试验采用气相色谱法定量分析探井采出原油中油基泥浆的污染量,选择相邻的色谱峰,根据色谱峰变化规律计算峰型变化校正系数,确定污染的色谱峰的实际峰面积,根据峰面积的增量利用外标法对污染物进行定量分析,并在无污染原油中定量加入污染物,验证该方法的适用性。结果表明,整体偏差在2%以内,该方法简捷可靠,能准确定量污染原油样品中油基泥浆的污染量,满足实际生产需求。

X射线衍射在南海西部油田D1井成岩中的应用

通过X射线衍射来测定南海西部油田D1井中黏土矿物相对含量,从而研究黏土矿物的相互转化关系并判定成岩作用阶段。研究表明,埋藏成岩过程中孔隙介质流体呈碱性,并富含K+,高岭石与伊/蒙混层向伊利石转化。结合伊/蒙混层比S%、地球化学、铸体薄片资料判定目的层正处于中成岩阶段。

储层萃取液定量荧光分析技术识别含油性的分析——以渤海油田低孔低渗储层为例

渤海油田中深层区块低孔低渗,非均质性强,应用常规录井测井技术识别储层含油气性存在不确定性。为此,利用储层萃取液定量荧光分析技术,结合录井测井数据和试油结论,分析低孔低渗储层含油气性识别的可行性及适用条件。结果表明,萃取液荧光技术识别的垦利A油田油层段与录井测井结论一致,渤中B油田现今油水界面与测井解释的深度相近,并识别出渤中B油田测井资料遗漏的沙一段下部"甜点区"油层和沙一段上部干层段。

基于层间干扰中劣势渗流层的实验认识及矿场实践——以渤海油田PLX油田为例

以渤海PLX油田为例,围绕多层合采层间干扰中的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层,开展干扰机理、干扰幅度方面的实验研究。基于微观驱油实验分析Ⅱ类、Ⅲ类劣势渗流储层微观孔喉结构非均质性及其对剩余油富集和演变规律的影响,劣势渗流层更容易存在前缘指进、连通性差等现象,剩余油以连片状大量富集为主,油滴状、油膜状剩余油较少。基于长岩心驱替实验评价多层合采下的层间干扰对各渗流层的影响,Ⅰ类储层最大干扰幅度达10%,Ⅲ类储层最大干扰幅度可达30%,结合实验数据给出干扰系数图版,可有效指导油田细分层系挖潜。矿场先导试验井投产成功表明,对劣势渗流层细分注采,可提高层间纵向均衡驱替,释放劣势渗流层潜力,增大单井控制储量整体采出程度。

油藏极限水驱前后储层性质动态变化研究

针对文昌油田注水开采时间长,长期注水后储层参数变化规律认识缺乏,开展了油藏极限水驱后储层参数变化规律及孔隙结构变化特征实验研究,为油田的储层认识和挖潜具有重要意义。本文通过岩心进行模拟实验,采用核磁共振实验技术与长、短岩心极限水驱油实验技术相结合的研究方式,揭示了水驱过程中岩心渗透率、孔喉结构、润湿性以及油水渗流规律的变化。实验结果表明:(1)极限水驱前后岩心渗透率发生变化,短岩心渗透率平均增大14.75%,长岩心渗透率平均增大6.26%;(2)在极限水驱后岩心的孔喉分布发生变化,短岩心大孔喉数量有明显增加,小孔喉无明显规律;长岩心首端岩心大孔喉数量亦有所增加,但小孔喉数量减少,而尾端岩心大孔喉所占比例减小,小孔喉所占比例增加;(3)岩心在极限水驱后亲水性有所增强,润湿指数平均增加0.3;(4)根据极限水驱前后油水相渗曲线对比,极限水驱后相对渗透率曲线的两相渗流区间变宽,水相相渗端点值变高,等渗点右移,残余油饱和度降低。

南海西部深水区大气田凝析油成因与油气成藏机制——以琼东南盆地陵水17-2气田为例

基于凝析油及天然气地球化学特征,结合区域地质背景,对南海西部琼东南盆地深水区陵水17-2大气田凝析油的来源与成因进行剖析,并探讨油气成藏机制。陵水17-2气田凝析油具有密度低、含蜡量低和Pr/Ph值高等特征,凝析油为烃源岩成熟阶段所生,共生天然气以高成熟的煤型气为主。油气均来自渐新统崖城组富陆源有机质烃源岩,凝析油的形成既与源岩性质有关,又与后期"气洗"改造密不可分。油窗阶段生成的轻质油气聚集于储集层中后被晚期大规模注入的高成熟天然气"气洗"发生强烈的蒸发分馏。崖城组具备丰富的气源,底辟断裂构成有利的油气运移通道,油气两期充注成藏。中央峡谷发育的中新统黄流组浊积砂岩岩性圈闭及更靠近烃源灶的古近系构造圈闭是下步油气勘探的有利区域。

油田化学剂中挥发性有机氯化物的定性与定量检测

建立了一种基于顶空气相色谱-质谱法对油田化学剂中挥发性有机氯化物进行定性与定量的检测方法,利用该方法对5种常用水溶性油田化学剂进行了定性与定量检测。结果表明:共鉴定出25种挥发性有机氯化物;优选色谱柱TG-624,在孵化温度为80℃,孵化时间为20 min的优化分析条件下,25种挥发性有机氯化物质量浓度在1~1 000μg/L时,线性相关系数均大于0.995,检出限、定量限分别为0.278~2.000 ng/g,0.926~6.667 ng/g,加标回收率为85.0%~110.0%,相对标准偏差(RSD)均小于10.0%。

带油环底水凝析气藏开发方式优化及均衡开采对策——以东海盆地西湖坳陷CX北区块为例

东海盆地西湖坳陷CX北区块H3b、H3c油气藏为海上带油环底水凝析气藏,采用油气同采且初期优先采油的开发方式共设计了4口水平井,水平段位于油气界面以下的油环上部。为了尽快回收投资,该气藏在开发初期采用较高速度开采,油气井生产动态开始出现产量递减加快、气油比快速上升、含水率快速上升等现象,表明气顶和油环开采出现不均衡状态,而且位于油环下部的井已开始出现底水锥进。为此,基于该区块油气藏地层油气流体相态特征,同时结合油气井生产动态特征,分析反凝析、气顶气下窜、底水上升锥进等因素对该油气藏开发动态的影响,进而提出对策:(1)利用气顶气和油环油溶解气的弹性能量以及边底水天然水驱方式来开采油气藏,并合理控制采油采气速度,尽可能地实现油气藏的均衡开采;(2)由于过早打破了油气井的均衡开采状态,导致了气顶气过早下窜和边底水过早侵入,需要通过实时调整采油气速度来平衡开采状态,从而使得油气藏气油比和含水率得到有效控制。实施结果表明:上述对策的成功应用,确保了凝析气藏进入了稳定均衡的开发状态。

油田化学助剂中挥发性有机氯化物的定性与定量检测

建立了基于顶空-气相色谱质谱法对油田化学助剂中挥发性有机氯化物的定性鉴定与定量检测方法。通过对市场上常用的水溶性油田化学助剂的定性鉴定分析,共鉴定出了25种挥发性有机氯化物;通过优化顶空孵化温度、孵化时间以及色谱升温程序,确立了25种挥发性有机氯化物的顶空-气相色谱质谱分析方法。在优化的分析条件下,25种挥发性有机氯化物浓度在1~1 000μg·L-1范围内,线性相关系数均大于0.995,检出限和定量限分别为0.278~2.000μg·kg^(-1)和0.926~6.667μg·kg^(-1)。采用该方法对水溶性油田化学助剂中的有机氯化物进行了定量测定,并对空白样品进行了不同浓度的加标实验,加标回收率均在85%~110%之间,进一步表明了该方法对水溶性油田化学助剂中挥发性有机氯定量测定的可靠性。

珠江口盆地白云凹陷原油中典型生物标志化合物组合及其地球化学意义

珠江口盆地白云凹陷原油中富含新C_(15)倍半萜烷、特殊构型的三环萜烷和四环萜烷(X、Y、Z和X1、Y1、Z1)及双杜松烷等指示陆源高等植物有机质输入的典型生物标志化合物以及常见的指示被子植物有机质输入的生物标志化合物奥利烷。基于白云凹陷13件原油样品饱和烃色谱质谱分析结果,对原油中典型生物标志化合物的组成及其地球化学意义进行了探讨。研究表明,降A-奥利烷(Y1)和C_(27)四环萜烷(Z1)可能具有相同的生物来源;而根据相关化合物分子结构及各区域丰度相关性分析,判断出新C_(15)倍半萜烷、降A-奥利烷和C_(27)四环萜烷及双杜松烷可能具有不同的生源或演化过程。另外,不同区域原油的生物标志化合物组成差异明显。这些生物标志化合物是研究区原油族群划分的良好指标。经分析,双杜松烷与新C_(15)倍半萜烷的分布受到沉积环境的影响较大,可能更富集于偏氧化的沉积环境;降A-奥利烷、C_(27)四环萜烷和奥利烷的分布主要受到生源的影响,而受沉积环境影响较小。白云东北、东区原油降A-奥利烷、C_(27)四环萜烷和奥利烷相对丰度明显偏高,这在一定程度上反映了位于白云东部的东沙隆起和云荔低隆起可能是研究区陆源有机质的重要来源地。

渤海海域莱州湾凹陷油源特征及原油成因类型

莱州湾凹陷已发现多个油田,其原油类型变化多样,油源特征及成因类型不清。基于373个烃源岩样品和67个原油样品生物标志化合物分析结果,结合莱州湾凹陷地质背景,对莱州湾凹陷烃源岩品质、油源特征及原油成因类型进行系统评价。结果表明:(1)莱州湾凹陷烃源岩皆以低等藻类生源为主,北洼主要发育沙三段和沙四段2套有效烃源岩,南洼仅发育沙四段一套有效烃源岩,东北发育洼沙三段和沙一段2套有效的烃源岩;(2)莱州湾凹陷已发现的原油可分为Ⅰ—IV类4种成因类型。Ⅰ类北洼型原油具有典型的高4-甲基甾烷特征,主要来源于北洼沙四段烃源岩,集中分布在北部陡坡带和中央构造带。Ⅱ类南洼型原油具有高硫、高伽马蜡烷、高C35升藿烷特征,主要来源于南洼沙四段烃源岩。Ⅲ类东北洼型原油具有中等4-甲基甾烷、低伽马蜡烷特征,集中分布在东北洼边缘。IV类混合型原油,由北洼和南洼混合供烃,集中分布在南部缓坡带。

渤海石臼坨凸起原油地球化学特征及成因类型

石臼坨凸起是渤海中部地区重要的产油区,被多个生烃凹陷所环绕,油气来源复杂。基于石臼坨凸起地质背景,根据原油基本性质和地球化学特征,将原油划分为4类:Ⅰ类原油具有高伽马蜡烷,中等4-甲基甾烷、C27甾烷优势的特征,为含蜡、低硫成熟的重质油,来源于渤中凹陷沙三段和沙一段烃源岩混合供烃,主要分布在凸起西部;Ⅱ类原油具有中等伽马蜡烷、中等4-甲基甾烷、C27甾烷优势的特征,为含蜡、低硫成熟的重质油,具有明显的二次充注作用,来源于渤中凹陷沙三段和沙一段烃源岩混合供烃,主要分布在凸起中部;Ⅲ类原油具有高C19-三环萜烷、中等伽马蜡烷、中等4-甲基甾烷、C27规则甾烷优势的特征,为高蜡、低硫成熟的中—轻质原油,来源于渤中凹陷沙三段和东三段烃源岩混合供烃,主要分布在凸起东倾末端南部地区;Ⅳ类原油具有中等伽马蜡烷、中等4-甲基甾烷、C27规则甾烷优势的特征,为高蜡、低硫成熟的中—轻质原油,来源于秦南凹陷沙三段和沙一段烃源岩混合供烃,主要分布在凸起东倾末端北部地区。

辽东湾拗陷南部古近系原油芳烃地球化学特征与油源分析

研究辽东湾拗陷南部旅大地区古近系原油芳烃地球化学特征,为油气成因研究及油源判别提供参考。以LD27-2和LD22-1油田等为例,对明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组原油或岩屑抽提物进行系统的芳烃色谱-质谱分析,共检测出12个系列169种化合物,提取能够指示生源、沉积环境、成熟度和油源的地球化学参数并进行系统分析。结果表明,旅大地区原油的母质沉积环境主要为贫硫湖相和一般湖相,总体为弱氧化-还原环境,东三段烃源岩高等植物输入明显,沙三段烃源岩低等藻类贡献明显;烷基萘、二苯并噻吩及菲系列化合物指标指示该区原油属于成熟原油,总体处于镜质体反射率为0.7%~0.8%的成熟阶段;东三段烃源岩C_(28)20S-C_(27)20R-C_(28)20R大多呈倒“V”形,而沙三段烃源岩C_(28)20S-C_(27)20R-C_(28)20R大多呈“V”形。结合C_(26)-C_(27)-C_(28)三芳甾烷组合参数和原油碳同位素组成特征,认为明化镇组和馆陶组原油主要来自沙三段烃源岩的贡献。