二氧化碳对重质链状烷烃的膨胀效应

目前CO2对烃类纯组分膨胀效应研究主要针对碳数小于16的轻质中质烷烃，对碳数大于16的重质烷烃并未涉及，为此，选取碳数为20～32的3种重质链状烷烃，分别与CO2组成不同物质的量之比的二元体系，进行不同温度下的恒质膨胀实验，获取重质链状烷-CO2体系膨胀系数的基础数据，探究CO2对于重质链状烷烃的膨胀效应。实验结果表明：相同状态时，不同碳数的重质链状烷烃-CO2体系的膨胀程度影响几乎相同；在CO2含量较高时，温度和压力对膨胀程度有一定影响，温度越高、压力越小，体系膨胀程度越大；膨胀系数随CO2物质的量百分含量增加呈抛物线趋势增大。研究结果对于水驱后重组分含量较高的原油开展CO2驱相态计算具有重要的理论指导意义。

二氧化碳在链状烷烃中的溶解性能及膨胀效应

选取原油中含量普遍较高的5种链状正构烷烃与不同比例的CO2组成油-气体系。通过体系在不同温度下的恒质膨胀实验,研究CO2在5种链状正构烷烃中的溶解性能及体系膨胀效应。研究表明,链状正构烷烃-CO2体系的压力-体积关系曲线并非是严格意义的两段直线,弯曲程度受温度、压力、CO2含量、正构烷烃类别等因素影响。体系的泡点压力随温度升高呈直线增大趋势,随CO2含量的增加大幅度增大。当压力较低时,CO2在不同链状正构烷烃中溶解度近似相同,而高压时溶解度随烷烃碳原子数增大而减小。CO2溶于链状正构烷烃中可造成体系不同程度的体积膨胀,膨胀系数的大小受温度、压力影响不大,随CO2含量的增加快速增大,随烷烃碳原子数的增大直线下降。体积膨胀作用对油井增产有重要意义。

金南油田地层原油相态及注CO2膨胀实验研究

金南油田是复杂小断块油藏,低孔低渗,非均质性强,层间差异大。开发现状表明其天然能量不足、储层动用程度低、开发效果差。为解决这一问题,通过高压物性分析和注CO2膨胀实验得到金南储层油藏一系列高压物性参数,评价注CO2技术的可行性。通过实验得出结论,金南油田原油属于低气油比中质中黏度原油,是典型的黑油油藏;CO2对于金南油藏有很强的膨胀能力,使原油体积系数从1.0712逐步上升至1.6636;CO2对原油有很好的减黏效果,降黏幅度达到81.7%。以上成果认识为拟定开发方案打下了基础。

涪陵气田凝析气井相态模拟研究

凝析气藏具有很高的经济效益,国内目前已探明的凝析气藏多为中小型,凝析油含量偏低且地质特征复杂,这都对凝析气藏的开采产生了巨大难度,为此,相态研究成为了凝析气藏开发的关键。以涪陵气田凝析气流体为研究对象,利用地层流体PVT实验设备进行实验,结合流体相态理论计算方法,利用PVTsim软件拟合方法计算研究涪陵气田凝析气井的流体参数,绘制流体相图,做了恒质膨胀、定容衰竭的实验模拟。研究结果表明:该井闪蒸气油比1 744.39m^(3)/m^(3),凝析油含量538.2g/m^(3),露点压力46.07MPa;恒质膨胀模拟表明,随着模拟压力的降低,凝析液量逐步增加,压力降至20MPa时反凝析油饱和度峰值达25%;定容衰竭模拟表明,随着压力的逐步降低,气井生产气油比逐渐变大,采出油密度变轻,模拟得到反凝析油饱和度高达17%。

C_(16+)正构烷烃-二氧化碳体系的相变边界变化规律

选取正二十烷、正二十四烷、正二十八烷、正三十二烷4种C_(16+)重质正构烷烃,分别与CO_2组成二元体系,通过系列恒质膨胀实验,获取各体系的泡点压力,分析了重质正构烷烃-CO_2体系的相变边界变化规律及其机理。研究表明,重质正构烷烃-CO_2体系的泡点压力随CO_2含量的增加大幅度升高,随温度升高呈直线增大趋势。CO_2摩尔分数小于等于50%时,重质正构烷烃-CO_2体系的泡点压力随碳数增加略有下降,且CO_2摩尔分数越大降幅越大;CO_2摩尔分数等于75%时,重质正构烷烃-CO_2体系泡点压力随碳数增加略有增加。CO_2含量小于等于50%时,随烷烃碳原子数的增加,体系的泡点压力受温度变化的影响减小;CO_2含量等于75%时,随烷烃碳原子数的增加,重质正构烷烃-CO_2体系泡点压力受温度变化的影响基本不变。从微观尺度分析,重质正构烷烃-CO_2体系相变边界呈上述变化规律的原因在于重质正构烷烃分子链较长,分子间间隙较大,容纳CO_2分子的能力较强,且易发生蜷曲。

丰深1凝析气藏相态特征研究

丰深1凝析气藏是济阳拗陷古近系深层凝析气藏的首次发现。通过对地层流体组成分析、恒质膨胀和定容衰竭实验,及井下温度、压力连续测量,对丰深1凝析气藏相态特征进行了深入研究。结果表明,丰深1凝析气藏为高温、高压不饱和凝析气藏,无油环;地层流体中间烃、重烃含量高,凝析油含量为606g/m3,属高含凝析油的凝析气;该凝析气藏地露压差6.70MPa,衰竭式开采地层压力下降快,6mm气嘴生产时,生产初期近井地层压力就降到露点压力以下,出现反凝析现象,反凝析损失严重,重质组分采收率低,油气两相流动造成渗流阻力增加,使单井产能下降。相态研究为丰深1含油气砂砾岩体储量评估和开发方案编制提供了依据,对济阳拗陷同类型油气藏勘探开发具有指导意义。

低渗凝析气藏相态实验及理论模拟分析

从考虑地层气态凝析水影响的真实气藏流体相平衡和物质平衡原理出发,运用实验方法研究了地层气态凝析水对低渗凝析气藏流体相态特征的影响,着重对低渗凝析气藏的烃-水相态特征进行了研究,对油气水三相体系p-T相图进行了模拟,对比分析了存在和不存在气态凝析水时凝析油气体系相态变化。

凝析气藏PVT实验数据合格性的判别方法

PVT数据是初期认识凝析气藏及后续动态跟踪的基础,合格的PVT数据对于凝析气藏的开发具有重要意义。受操作不当或实验设备不干净等因素影响,得到的PVT数据与实际地层烃类物理化学性质会存在偏差。基于恒质膨胀及定容衰竭实验原理,提出3种判别PVT实验结果合格性的方法:1)基于物质平衡原理,推算每级压力下各组分平衡常数,判断定容衰竭实验数据的可靠性;2)根据恒质膨胀及定容衰竭实验的差异性,应用气体状态方程,提出统一化判别方法;3)统计合格PVT样品的实验数据,建立了检验PVT样品合格性的经验图版。针对渤海湾盆地BZ凝析气田PVT样品存在的问题,根据各样品烃类组分物理化学性质,利用文中3种方法对PVT样品实验数据的合格性进行判别,并筛选出合格样品。

渤海油田稠油油藏相态特征实验研究

稠油油井数量相对多是渤海油田油藏的一个显著特点,采用PVT实验分析方法,对渤海油田稠油原始井流物、单次脱气、恒质膨胀、原油粘度等特征进行分析实验,并对典型相图进行模拟计算,为渤海油田勘探、开发和生产服务提供科学依据。结果表明渤海油田稠油相态特征具有以下特点:油层埋藏浅、地层压力及温度低;气油比低(4.1～37.7 m^3/m^3);饱和压力低(1.33～14.90 MPa);重质组分含量高(其中C_(7^+)组分含量为58.01%～91.80%);密度大(地层原油密度为0.900 2～0.966 5 g/cm^3);粘度高(地层原油粘度为55.37～8 024.30 mPa·s)。