中国石油溶解气的分布特点和富集控制因素

在石油溶解气研究中丰度具有重要的意义。若以储量计算丰度多会出现较大偏差,甚至在采出程度并不高时使溶解气剩余可采储量和丰度呈现负值。以石油和溶解气累计产量计算丰度则可消除因年度具体情况不同带来的影响,使溶解气丰度更有代表性。溶解气丰度值在中国全国大区间表现为西北最高、海域最低,大盆地一般高于相邻的小盆地。但在同一盆地的不同单元、不同油田间,同一油区(田)勘探开发的不同时期间丰度值可能会有相当大的差异,显示出溶解气丰度的控制因素是复杂的。总体看来,石油溶解气丰度与区域富气性有较强的相关性,保存条件对其亦有直接的影响。目前我国对溶解气的研究还相当薄弱,但溶解气利用潜力很大,建议以合理的政策促进对溶解气的利用。

溶解气驱油藏油气两相试井分析方法研究

应用物质平衡原理建立多相渗流数学模型 ,通过定义拟函数将多相渗流方程变换为单相流体渗流方程相似形式 ,从而为多相流试井分析提供实用方法 ;分析讨论了利用相对渗透率曲线的拟函数处理方法在实际应用中所面临的困难 ,提出利用现场生产数据计算相对渗透率和拟函数处理的新方法。该方法所需相关参数少、计算稳定。通过软件实现与现场资料分析表明 。

变压器油中溶解气体含量突增故障诊断与分析

针对某220 kV变电站主变压器2次油中溶解气体含量突增事件,通过对主变压器的全面状态诊断及分析,认为变压器安装过程中将军帽与槽之间的密封垫摆放位置偏移是导致变压器瞬间放电后油中溶解气体含量突增的主要原因,提出加强变压器密封垫安装管理工作,提高密封垫质量等处理措施。

济阳坳陷溶解气运移释放成藏机理与模式

油溶释放气是济阳坳陷中浅层天然气的重要来源。文中应用盆地模拟技术 ,确定了济阳坳陷烃源岩大约在 390 0m进入大量生气窗。该坳陷烃源岩埋深较浅 ,以生油为主 ,仅在洼陷的中心进入大量生气窗 ,在此基础上阐明了油溶释放气是济阳坳陷中浅层天然气的重要来源。并从油溶解气的模型出发 ,结合油气藏实测数据 ,确定了油溶解气起始脱气点的计算方法 ,建立了典型的脱气模式。认为济阳坳陷油溶解气的起始脱气深度大约在 170 0～ 2 0 0 0m之间 ,埋深小于起始脱气深度 ,可形成气层气、气顶气和夹层气等天然气藏 ;埋深在起始脱气深度至 390 0m之间 ,气藏在油中处于欠饱和状态 ,以溶解气赋存形式为主 ;深度大于 390 0m ,烃源岩才开始进入大量游离气生成阶段 。

原油原始气油比与体积系数的经验公式探究

针对新探区仅有地面原油常规物性分析资料、缺少表征油藏地层原始状态下的各项数据这一现状,探寻合理、有效地确定地层原油物性参数的方法。借鉴Standing、Glaso、Beggs、Muhammad等人的研究思路,依据统计学、油藏工程学原理,结合辽河油田的实际资料,充分地运用地面、地层原油物性资料进行规律性研究,建立了辽河油区曙光油田、欢喜岭油田不同层位的原油原始气油比与体积系数经验公式。经实际资料验证,方法具有可操作性。

海上油气田伴生气产量的修正及其意义

海上油气田普遍使用油气计量分离器对油井的伴生气进行计量,但此方法往往忽略了溶解在原油中的伴生天然气,以至上游计量结果难以真实有效地反映实际伴生气产量,与下游终端接收的天然气产量存在较大的误差。而由于伴生气计量结果较实际偏低,将有可能出现混输海管和生产处理设备超设计情况而不自知,存在安全隐患。通过文献调研得到天然气溶解度在不同压力及温度下的关系式,用于计算在油气计量分离器运行工况下伴生天然气在原油中的溶解度,进而得到溶解在原油中伴生天然气体积,并通过计算结果对伴生天然气产量系数进行修正,从而更为准确地反映实际伴生气产量。

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。

定量化评价稠油油藏泡沫油采收率影响因素

以往对于泡沫油采收率影响因素的研究多限于定性描述,通过设计10组稠油衰竭实验,定量化地研究了降压速度、溶解气油比、原油黏度对泡沫油采收率的影响。根据实验结果,运用多元回归,建立了无因次泡沫油采收率(Re D)与无因次降压速度(Δpr D)、无因次溶解气油比(Rs D)和无因次原油黏度(μD)之间的数学表达式,得到了临界降压速度、临界溶解气油比和临界原油黏度分别为0.004 MPa/min、5 m3/m3、72 m Pa·s。得到lnΔpr D、lnRs D和lnμD对lnRe D的影响权重分别为0.548、0.257和0.195。由此可知,在泡沫油开发中,提高降压速度对提高泡沫油采收率最有效。这对于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。

油藏流体特征参数变化规律及其在储量评估中的意义

油藏流体特征参数研究是储量研究工作的基础。根据探井测得的原始地层压力与高压物性分析资料确定的饱和压力间的相互关系,将油藏划分为饱和油藏与未饱和油藏两大类。饱和油藏与未饱和油藏流体特征参数变化规律的差异在于原始溶解气油比和地层原油体积系数随深度的变化规律是相反的,二者相同之处在于地层压力、地层温度及地层原油密度随深度的增加而增大。当PVT样品点分布不均匀时,储量评估中应选取油藏几何中心点对应的参数值;对于目标油藏,至少应获取两个以上合格的PVT资料,并结合流体分布特征合理确定油藏流体特征参数。

地层原油高压物性参数预测方法

地层原油高压物性参数是确定油藏类型,制定开发方案和进行油藏工程计算不可缺少的重要参数,是研究油田驱动类型,确定油田开采方式,计算油田储量,选择油井工作制度的基础。可以借用一些国内外已发表的经验公式预测高压物性。对于原系数,高压物性参数的平均误差和平均相对误差均较大,平均相对误差为40.8%,必须对公式中的系数进行修正。与原系数计算结果相比,新系数计算结果的误差则要小得多,平均相对误差为11.7%。应用新系数预测高压物性参数,能够得到比较可靠的结果。

委内瑞拉超重泡沫油泡沫强度实验研究

超重泡沫油油藏中"泡沫油现象"的决定性因素在于产生泡沫的强度,而泡沫的强度取决于泡沫存在的时间和产生泡沫的体积。为定量描述泡沫强度的主控因素,自主研制了高温高压可视化泡沫强度测试模型,并利用该模型首次开展了不同温度、溶解气油比、降压速度及孔隙尺寸条件下的泡沫强度实验。实验结果表明,高温条件下泡沫破灭频率远大于生成频率;原始溶解气油比小于5 m3/m3,原油中"泡沫油现象"趋于消失;充分发挥泡沫油作用的最低降压速度应不小于80 kPa/min;多孔介质泡沫油实验趋势分析表明,实际油藏中泡沫存在的时间将远长于实验室内得到的结果。

溶解气驱油藏中斜井和水平井流入动态

预测溶解气驱油藏中水平井或斜井的流入动态关系的简单分析方法。尽管有关油藏中垂直井两相流入动态描述的文章有许多，但只有几篇论文对斜井或水平并的描述是相同的。最近的两篇研究论文沿用Vogel曲线方法得到了水平井的经验关系，这种方法是沃格尔应用数值模拟垂直井井底流压与产量的关系建立的。这种状况表明使用这种关系评估绝对无阻流量（AOFP）是困难的，尤其是当缺乏矿场资料时限制了上述关系的应用。可以证明一旦绝对无阻流量或最大产油量能够估计出来。那么最初为垂直井提出的Vogel和Fetkovich关系式就能用于描述任何方向井的IPR曲线。同样。用于一口垂直井未来IPR预测方法也适用于不同方位的油井。绝对无阻流量可通过应用不同外边界条件水平井的任意采油指数表达式而得到计算。对于斜井，可以应用Cinco等人的公式计算有效井简半径和油井的采油指数。综合实例用来说明所提出方法在计算一口斜井IPR的应用情况。另一方面，油田实例也说明了这种方法在水平井中的适应性。

溶解气驱油藏流入动态关系

理论上用数字模型来研究分析溶解气驱条件下,压力和表皮因子对油井流入动态的影响(IPR＇S)。综合产能曲线的分析结果认为,产能曲线的指数是时间的函数,其指数通常大于单相流。研究还认为,只要已知产能曲线的指数以及避免长时间外推,该法就能够用来预测未来动态。如果用单点测试法来预测未来动态(该法假定产能曲线指数是常数),那么,该法求得结果十分接近井的实际产量,其误差最小。既然如此,产量预测的误差将取决于假设的已知产能曲线指数误差的大小。综合考虑表皮因子的影响,还提出了修正IPR曲线的新方法。

基于RPROP神经网络算法的主变DGA故障诊断模型

故障诊断模型是开展输变电设备状态检修的核心环节之一,文中采用弹性反馈(RPROP)神经网络算法建立主变压器油中溶解气体的神经网络故障诊断模型,通过与带动量因子的标准反向传播(BP)算法、Bold Driver算法、SuperSAB算法相比较,表明了RPROP算法在故障模式识别中具有更好的学习效率与泛化能力,故障诊断的准确度高于传统分析方法,在变电设备状态诊断中具有良好的应用前景。

采出液含水对生产气油比的影响规律

针对一些开发中后期水驱油田区块生产气油比异常升高的问题,为研究采出液含水对生产气油比的影响规律,采用从油田获取的油、气、水样品,开展了模拟地层流体高压物性测试、水驱油等一系列物理模拟实验。结果表明,在充分搅拌的条件下,模拟地层油的饱和压力和溶解气油比随水的注入而降低,且降低的幅度随含水质量分数的增加而增大。当含水质量分数为60%时,模拟地层油的饱和压力降低5.92%,溶解气油比降低9.78%,溶解气水比为2.065cm3/g。无搅拌条件下,溶解气水比随水-油接触时间的增加而逐渐增大,注入水与模拟油静置接触约24h,水中的溶气量达到稳定,表明注入水从注入到产出在地层运移过程中与原油接触可从油相获取气体而成为含气水。模拟采出液在地层条件下的折算溶解气油比随模拟采出液含水率的升高逐渐升高。在出口压力高于饱和压力的岩心驱替实验过程中,当含水率超过95%时,生产气油比随采出液含水率的增大而急剧升高,表明采出液高含水时,采出液含水率的变化对生产气油比具有较大的影响。

密闭取心井岩心饱和度校正物理模拟实验

密闭取心井岩心饱和度室内分析结果是评价储层水淹状况的重要数据,而实测密闭取心井岩心的油水饱和度常常偏离地层孔隙中的油水饱和度真实值。通过分析影响含水饱和度测量结果的主要因素,以胜利油区永3-检1井为例,通过模拟降压脱气过程,研究了取心过程中降压脱气造成的含水饱和度损失,分析了含水饱和度损失的主要影响因素。实验结果表明,岩样的原始含水饱和度和溶解气油比决定了降压脱气造成的含水饱和度损失,可利用实验得到的脱气前后岩样含水饱和度之间的关系对岩样的实测含水饱和度进行校正,使其更接近实际地层中的真实含水饱和度。

基于改进灰关联分析的变压器故障诊断

为提高油浸式变压器故障诊断精度以保障电力系统安全稳定运行,作者提出了一种基于改进灰关联分析的变压器故障诊断方法。首先,基于油中溶解气特征气体建立特征集合;随后采用Fisher Score法和Relief F法求解特征权重值并排序,保留重要特征并构建低维参考序列;最后,引入特征重要度作为权重计算序列间关联度,并确定测试样本故障类型。基于仿真测试结果及其对比分析表明:本文提出的基于改进灰色关联分析故障诊断方法较其他传统方法具有更高的诊断精度,对实际工程应用具有一定的参考借鉴意义。

玛湖凹陷玛湖1井区泡点压力变化规律

玛湖1区块是位于玛湖凹陷南斜坡带的岩性砂砾岩未饱和油藏,泡点压力随深度变化无规律,无法用现有理论解释,影响了油藏的正常设计及开发。通过分析玛湖凹陷构造运动及油藏成因,分析玛湖1井区泡点压力随深度变化无规律的根本原因;测试常规油藏(储层中各处油气性质相同)泡点压力随深度的变化,提出玛湖1井区泡点压力随深度变化无规律是由于轻质油气二次成藏及油藏的非均质性造成的;提出确定泡点压力的运移阻力法。结果表明:玛湖凹陷有两次时间间隔较大的成藏时期,且第二次成藏时油品的性质优于第一次;玛湖1井区饱和压力、气油比随平均油气运移阻力的增加呈幂函数关系减小。

基于FCM和改进PCA的变压器故障诊断

为了进一步提高基于油中溶解气分析的变压器故障诊断准确率,提出了一种基于模糊聚类和主成分分析的故障诊断方法。该方法首先利用模糊C均值聚类方法对搜集的DGA样本集进行聚类分析,将聚类中心矩阵作为标准故障谱。然后采用改进型主成分分析方法精简样本矩阵信息,通过计算样本主成分间欧拉距离确定故障类型。通过实例验证证明本文方法能有效识别故障类型,且较IEC比值法、改良三比值法等具有更高的准确率。该方法为变压器故障诊断提供了新思路,具有一定的实际应用价值。