储层介质环境对深埋油藏原油热裂解影响的初步实验研究

温度和压力对于原油热裂解的影响已有大量研究,然而,油藏所处介质环境对于原油热裂解的影响研究长期以来并未得到足够重视.本文主要以原油中-高分子量正构烷烃(nC10+)为研究对象,重点考察实验过程中轻烃(nC8-)的生成行为,通过轻烃这个窗口,以热压模拟实验为手段,探视碳酸盐储层和碎屑岩储层环境碳酸盐矿物、黏土矿物、石英的含水体系对于原油热裂解的影响.研究结果表明,不同储层介质环境设定实验温度点热裂解后不同实验系统内nC10+残余量表现为:原油+伊利石+水>原油+蒙脱石+水>原油+水>原油+石英+水>原油+方解石+水.若以原油+水系统为基准,则伊利石和蒙脱石含水系统对原油热裂解有抑制作用,而石英、尤其方解石含水系统对原油热裂解具有促进作用.nC10+稳定碳同位素组成表现为:从原油+伊利石+水、原油+方解石+水、原油+蒙脱石+水、原油+石英+水到原油+水逐渐亏损13C.不同储层介质环境作用的差异性是导致nC10+含量与对应稳定碳同位素值之间无显著协变关系的重要原因.不同实验系统内nC8-生成量等也存在较为显著的差异显示储层介质环境对轻烃生成及其裂解生气和nC10+烃类C—C键断裂及异构化、环烷-芳构化反应均具有重要影响.本项研究对于原油热裂解化学动力学模型准确建立具有一定启示意义.

塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层原油裂解动力学及地质意义

随着塔里木盆地海相油气勘探向深层的拓展,超深层油藏赋存温度上限是有机地球化学和石油地质学关注的科学问题。使用封闭体系黄金管热模拟实验方法,对塔里木盆地顺北7井奥陶系超深层原油开展了50 MPa、90 MPa两种压力和2℃/h、20℃/h两种升温速率的热模拟实验;根据模拟实验结果,应用Kinetics软件进行化学动力学计算,对比不同温压条件下原油热裂解进程,讨论其地质意义。结果表明,在不同温压条件下,同一原油具有基本相似的裂解过程和基本一致的终点温度裂解总生气量。在原油裂解中,早期有重烃气的生成,晚期重烃气进一步转化为甲烷。升温速率对原油裂解进程影响显著,较高的升温速率下,原油裂解进程向高温推移,并且具有较高的油相保存温度上限。压力对原油裂解的影响较小。同一升温速率条件下,裂解早期压力对原油热裂解稍有“抑制”作用,而裂解晚期,压力则稍有“促进”作用。原油在不同温压条件下裂解过程的差异,可以用裂解活化能分布的差异进行解释。顺北7井原油在两种压力条件下均具有相对集中的活化能分布,表明原油发生裂解转化过程的“温度窗”相对较窄。顺北一区油相保持的温度上限高于180℃,在埋深9000 m的深部仍可保持油相。

塔中4石炭系油藏原油轻烃地球化学特征及其控制因素

从轻烃分子及其稳定碳同位素组成两方面刻画了塔中4石炭系油藏原油轻烃地球化学特征,同时结合高分子量烃类生物标志化合物指标初步厘定了蒸发分馏、水溶分馏、有机质熟化、热蚀变等次生作用对石炭系原油的影响程度,并探讨了其地质意义。石炭系不同油组(CⅠ、CⅡ、CⅢ)原油轻烃地球化学特征显示,CⅠ和CⅡ—CⅢ可分别视为两个相互独立的成藏体系。CⅠ原油主要是早期形成的低熟原油,该类原油轻烃富含正构烷烃,贫环烷烃和芳烃,链烷烃/环烷烃比值偏高,稳定碳同位素组成富含12C,高分子量芳烃成熟度指标偏低;CⅠ原油保存相对较好,可能只遭受了程度较弱的水溶分馏等次生改造。CⅡ与CⅢ原油大多是晚期形成的高熟原油,这类原油轻烃富含轻质环烷烃和芳烃,贫正构烷烃,链烷烃/环烷烃比值偏低,稳定碳同位素组成富含13C,高分子量芳烃成熟度指标偏高;热蚀变和蒸发分馏次生作用对CⅡ与CⅢ原油轻烃地球化学特征有重要影响,不同期次及成因原油在CⅡ与CⅢ油组内相互混合的现象也较为普遍;CⅡ与CⅢ部分遭受热蚀变改造的原油可能是寒武系—下奥陶统古油藏内的原油热裂解后通过断层运移到石炭系聚集成藏,原油热裂解对该区晚期天然气形成可能具有重要意义。

塔里木盆地深层原油热演化特征——热模拟实验的证据

为了揭示塔里木盆地深部储层中原油热演化特征及热成熟作用、硫酸盐热化学还原作用(TSR)对油源对比指标的影响,利用黄金管-封闭体系分别进行了纯热作用(TCA)和TSR条件下的原油热裂解模拟实验.结果表明:原油热裂解受控于原油类型、化学组成及其浓度、温度与TSR等多种因素,其中温度是关键因素.在easyRo分别达到0.80%、0.96%、1.19%后,甾烷、藿烷、链烷烃迅速裂解.在一定热成熟度范围内(easyRo=0.40%—0.80%),随成熟度增加,原油中三芳甾烷分布和C_(28)规则甾烷相对丰度变化不太明显,仍可作为塔里木海相油源对比的有效指标,但当easyRo达到0.96%后,原油中甾烷、三芳甾烷由于热裂解丰度显著降低,相关指标将不适用于混有高-过熟原油的油源识别;观察到Pr/Ph变化受原油成因类型和TSR多因素影响,伽玛蜡烷/C_(30)藿烷、重排甾烷/规则甾烷等指标有随成熟度增加而增加的趋势,该现象需在油源对比中引起重视.本次实验未发现TSR与原油中硫芴有直接的联系,可能指标本次实验中TSR作用较弱,暗示塔里木高丰度硫芴海相原油可能经历了较强的TSR作用.

塔里木盆地顺北地区深部油藏轻烃地球化学特征及其指示意义

深部高温高压环境下原油的成因类型判识一直是深部油气勘探评价中的关键问题之一。塔里木盆地顺北地区7300~8000 m埋深奥陶系鹰山组以及一间房组轻质油藏的发现为研究其成因提供了一个很好的契机。本研究以原油轻烃及其分子稳定碳同位素地球化学组成为基础,系统探讨了塔里木盆地顺北地区深层原油成因特征。研究结果表明,顺北深层原油热演化程度高,为轻质油-凝析油阶段成烃产物。通过与邻区典型油藏热裂解成因原油对比,揭示顺北深层原油总体未受或经历轻微热改造影响,但不同井区存在一定差异性。顺北1井区(SB1井区)、顺北2井(SB2井)和顺北5井区(SB5井区)原油属于正常干酪根热降解成烃产物,未受显著热改造作用影响;顺北3井(SB3井)原油可能受轻微热改造作用影响;顺北7井(SB7井)原油高的姥植比、甲基环己烷重碳同位素、低的芳构化特征,指示可能具有特殊的成烃来源或成藏改造过程。

超临界蒸汽开发特稠油提高采收率机理实验研究

超临界蒸汽技术可将油田采出污水作为燃料,且产生的超临界蒸汽具有更高的热晗值,采用该技术开发海上特稠油具有广阔前景,但目前超临界蒸汽开发特稠油的增产机理尚不明确。以渤海油田LD5-2N典型特稠油油藏为例,利用新建立的超临界蒸汽驱实验装置模拟超临界蒸汽开发稠油过程,开展了超临界蒸汽开发特稠油的增产机理研究,分析了超临界条件下原油物性及储层物性变化规律,研究发现:超临界蒸汽驱技术可大幅度提高采收率,其增产机理主要体现在蒸汽具有更高的热晗值可大幅度降低原油黏度,具有高溶解性可产生近似混相驱的效果,具有高扩散性更容易进入岩心微孔结构。超临界蒸汽驱的驱油效率提高率可达94%;超临界条件下特稠油中的沥青质与胶质组分会发生热裂解反应使原油黏度进一步降低30%左右;岩石会发生溶蚀可增大储层孔隙度和渗透率,渗透率的最大增加幅度可达21.7%。研究成果为海上特稠油油藏采用超临界蒸汽开发提供了理论依据。

海上特稠油超临界蒸汽驱物模数模一体化研究

针对超临界蒸汽驱的增产机理和效果预测缺乏定量研究的问题,运用物模数模一体化的方法,在增产机理实验数据的基础上,开展了超临界蒸汽驱增产机理的数值模拟等效表征研究,并分析了驱替过程中原油热裂解和岩石溶蚀作用分别引起的原油组分和储层渗透率变化规律。结果表明:特稠油在超临界蒸汽热裂解作用下黏度下降,约为原始值的26%,沥青质与胶质在一维驱替初期开始热裂解为轻、中质组分,并伴随焦炭沉积于产出端附近;岩石在超临界蒸汽溶蚀作用下渗透率最大增幅为22%,一维驱替过程中注入端附近温度在亚临界区与超临界点范围内,是溶蚀效应发生的主要区域;特稠油油藏超临界蒸汽驱开发较常规蒸汽驱开发可提高驱油效率达15. 9个百分点。该研究可为海上特稠油油藏超临界蒸汽开发可行性论证及方案设计提供技术支持。