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。

一种新型泡点压力预测模型的建立和应用——以塔里木油区为例

地层原油泡点压力(pb)是确定油藏类型、制定油藏开发方案和进行油藏工程计算必不可少的重要参数,也是计算油田储量及选择油井工作制度的基础。为了方便、快速预测油藏流体泡点压力值,在大量PVT(高压物性)实验测试数据基础上,对深层复杂油藏流体确定泡点压力值的经验模型进行了描述,分析并确定了影响塔里木油区深层复杂油气藏地层原油泡点压力值的主控因素,建立了一种快速预测油藏流体泡点压力的模型。基于塔里木油区132组样品数据,利用数模软件进行回归分析,得出了泡点压力新模型的10个影响因素和相关参数的取值,并通过对后续10支地层流体样品的补充PVT实验数据进行实例验证。对比已有经验公式,该预测模型具有更好的预测效果。

松辽盆地白垩系青山口组一段页岩生、排烃组分特征及页岩油相态演化

松辽盆地白垩系青山口组一段(青一段)页岩有机质热演化程度跨度大、烃类流动性差异强。页岩油相态分析预测是页岩油勘探开发的重要难题。用低成熟页岩样品开展封闭体系及半封闭体系有机质热解实验,根据生、排烃组分特征对滞留烃的轻烃散失进行补偿校正,研究了页岩油组分演化特征。结合中央坳陷区主要生油凹陷典型井埋藏史、热演化史,研究了页岩油相态演化规律,提出了轻质页岩油勘探有利区和开发压力保护条件。研究结果表明:地质条件下随着有机质成熟度的升高,页岩油组分中轻质组分比例不断增加、气体逐渐增多,相包络线从高露点温度、低泡点压力依次向低露点温度、高泡点压力演化。齐家-古龙凹陷青一段页岩油在嫩江组中期油藏向挥发油油藏转化,长岭凹陷青一段页岩油从嫩江组末期开始油藏向挥发油油藏转化,三肇凹陷青一段页岩油则始终为黑油油藏。无论是黑油油藏还是挥发油油藏,均为单一液相。松辽盆地中央坳陷区青一段页岩油挥发油油藏主要分布在齐家-古龙凹陷中心和长岭凹陷北部有机质成熟度(镜质体反射率Ro)为1.3%~1.6%、地层压力为12.2~22.4 MPa的区域。

富满油田原始地层条件原油体积系数预测公式

地层原油体积系数是油气藏储量计算的重要参数。由于直接确定体积系数的压力—体积—温度(Pressure-Volume-Temperature, PVT)实验法易受样品代表性影响、成本高,现场常采用经验公式法预测。富满油田奥陶系碳酸盐岩油藏具有超深、高温、超高压、不同区块间流体类型多样化的特征,现有体积系数计算经验公式误差大。针对这一问题,在对现有体积系数经验公式适用条件分析评价的基础上,建立了富满油田奥陶系碳酸盐岩油藏黑油和挥发原油饱和压力及地层条件下体积系数预测经验公式,经与PVT实验值比较,经验公式计算的饱和压力及地层条件体积系数相对平均误差均小于5%,满足油田开发、生产管理要求。研究结果对塔里木盆地类似高温、超高压地层原油的体积系数有借鉴意义。

随钻地层压力测量探头推靠力研究

探头推靠力是决定随钻测量地层压力成功与否的关键因素。推靠力过小,探头与地层不能充分接触,导致密封失效;推靠力过大会对测量工具的强度提出更高要求。在介绍地层压力测量原理的基础上,借助垫片密封原理提出了探头密封原理,指出决定推靠力大小的因素是井底钻井液液柱压力与测试腔压力的差值,并以此计算了推靠力的下限值。由于井下空间、环境、测量仪器部件强度等因素的限制,电源功率、液压泵额定输出压力有限,探头推靠力具有最大值。

水平井直井段压力恢复试井工艺

针对常规水平井试井工艺无法在正常生产状态下测试压力恢复曲线的问题,尝试不起出管柱在水平井直井段进行压力恢复试井。论述了垂直井筒中油气相态变化、气液界面移动等对水平井压力恢复试井的影响,提出了采用直井段二次施工法测试水平井油层中部压力的方法。水平井直井段压力恢复测试前确定直井段仪器下入深度,调整下入点处液柱压力大于该处原油泡点压力。进行了大庆油田某水平井水平段与直井段压力恢复试井现场试验,分析了两次测试的水平井压力恢复曲线特征。试验结果表明:采用二次施工法的水平井直井段试井工艺消除了相态分离、气液界面移动等对压力恢复曲线形态的影响,直井段压力能够同步反映水平段油层渗流信息,其试井解释结果与水平段试井解释结果符合性较好。

高性能PPS网基PSF-ZrO_(2)复合隔膜的制备及其性能研究

聚苯硫醚(PPS)网基聚砜(PSF)-氧化锆(ZrO_(2))复合隔膜作为一种新型的高性能碱性水电解制氢隔膜,具有良好机械性能、低面电阻和高化学稳定性等优点。采用预热压成型和浸没沉淀相转换法制备出复合隔膜,研究了铸膜液中PSF、ZrO_(2)纳米颗粒、聚乙烯吡咯烷酮(PVP)含量对隔膜性能的影响。分析比较了复合隔膜(命名为PPZS)和商业化Zirfon UTP 500隔膜的性能。结果显示PPZS复合隔膜的抗拉强度达到36.36 MPa,面电阻达到0.21Ω·cm^(2),泡点压力达到0.268 MPa,表现出优异的碱性水电解制氢综合性能。

CO_2驱油实验研究

为研究CO2驱油机理,并为制定开发方案提供基础数据,严格按照规定取样,按拟合泡点压力的配样原则配样,通过室内高压相态实验、CO2减黏效果评价实验和细管驱油实验,测定CO2 原油多组分体系的相行为,评价压力体积关系和CO2减黏效果,认识CO2驱的机理和规律。细管驱油实验结果表明,通过采收率随驱替压力曲线的变化规律来确定混相条件最为准确,本次实验油样(胜利油田油样)最小混相压力为26MPa。对比总结国内外大量相关资料,认为对于特定油田的不同油样,相对饱和压力、归一化体积系数、膨胀系数、CO2 溶解度和相对黏度等参数与CO2 注入浓度的关系曲线是一定的,可以用回归的曲线进行有关预测。

中空纤维微滤膜孔径检测方法研究

孔径是微滤膜最为重要的表征参数之一,直接影响到微滤膜的分离性能.选用聚偏氟乙烯(PVDF)和聚丙烯(PP)材质的中空纤维微滤膜,研究并优化了泡点压力法测定微滤膜最大孔径的检测条件.以乙醇作为润湿剂,在20℃、浸润时间30 min的最佳实验条件下,该方法测定PVDF和PP中空纤维微滤膜最大孔径的相对标准偏差分别为5.4%和8.8%.使用泡点压力法、压汞法和氮气吸附法测定4种不同材质的中空纤维微滤膜孔径特征,结果表明,泡点压力法测得的最大孔径和压汞法测得的平均孔径存在显著的线性相关性,氮气吸附法不适用于微滤膜孔径的测定.

二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油气水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘温特性进行了实验研究,测量了不同气油比条件下油气混合液的粘度,分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明,在相同压力下,原油及其混合液粘度与温度存在指数关系,原油粘度与压力基本呈线性关系。在同一温度下,油气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低;在达到泡点压力之后,随压力的升高而增大;油气混合液的粘度随气油比增加而减小;油气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。

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。

油井油套环空产气规律

油井机采优化设计时,气油比是一个重要参数。目前对气油比的计算仅以计量间里测量出来经泵生产的一部分气量为依据,而忽略了放套管气生产井的套管气产量,这给计算结果带来了较大的误差。针对放套管气生产油井,现场测试了多口油井的套管气量,比较了考虑套管气与忽略套管气对气油比计算结果的差异,证明忽略套管气产量会给气油比计算结果带来较大偏差。在管鞋处压力小于泡点压力时,套管气产量与套管与油管截面积之比及套管沉没压力值存在比例关系。建议在油井机采优化设计中,可采用计算或实测回归等方法估算出套管气量,并加入到气油比计算中。

Orinoco泡沫油的油气相对渗透率测试方法

参考中国石油天然气行业标准SY/T6339-1998,采用衰竭式开采的非稳态法测定了Orinoco泡沫油的油气相对渗透率,并建立了试验条件下油、气体积的计算方法。对泡沫油的油气相渗特殊性进行了描述和解释,并利用一维模型进行了检验和验证。结果表明:在泡沫油的油气相对渗透率曲线上,含气饱和度低,气相渗透率很低;压力高于拟泡点压力时,油气两相曲线没有交点,以油相渗流为主,这也是泡沫油产油量高的主要原因。模拟计算结果验证了泡沫油油气相对渗透率曲线的合理性。

东河1石炭系具稠油垫油藏注气开发数值模拟

针对东河1石炭系油藏泡点压力低、油藏底部带稠油垫、构造幅度大、夹层发育等特点,建立等效数值模型模拟该油藏注水开发后转注气开发调整机理,分析不同时间点转换为组分模型误差,确定合理转换时间点,提高模型运算效率和精度。通过对比顺层网格和混合网格划分法处理稠油垫的差异,合理描述稠油垫形态,分析其对生产动态的影响,提高历史拟合精度。利用等效模型快速模拟油藏注水开发后转注气开发的过程,对比不同注入介质和不同注入方式的差异,为油藏实际模型的建立和注气开发机理研究提供依据。研究结果表明,建立等效模型可大幅提高研究效率;混合网格划分法在描述稠油垫形态和垂向属性方面更准确;在注水开发历史拟合结束由油水两相或三相黑油模型转为组分模型,可节省约90%的拟合时间,误差在可控范围,主要指标相对误差小于1%.机理研究表明,油藏注水转注气开发,夹层对气窜起到一定的抑制作用,受重力影响,随着气油水三相垂向动态平衡,可能在次生气顶底部形成新的油环层;气油比超过200 m3/m3时,需要通过控制产气量增加注气受效。

东濮凹陷文72断块挥发油油藏开采特征研究

东濮凹陷文72块沙三中4-10挥发油油藏具有"六高二低"的特点。其挥发油的化学成份非常接近典型挥发油,体积收缩特点主要受控于地层压力与泡点压力的匹配关系。据此,文章对比分析了文72块挥发油油藏开采初期及目前开采现状,进而指出目前产量下降的根本原因及提高产量和开采效益应该采取的应对措施。论文对国内同类油藏的开发开采具有一定的借鉴意义。

微孔滤膜再生效果的研究

采用德国Ｓａｒｔｏｒｉｕｓ公司０．６５μｍ孔径的醋酸纤维素微孔滤膜为试验材料，用热水浸泡，酸、碱和表面活性剂对被堵的微孔滤膜进行再生处理，并测试其纯水通量和泡点压力值，同时借助扫描电镜对微孔滤膜再生前后形态结构的观察，结果表明：在５０℃条件下，采用０．５％盐酸或０．０４％ＳＤＳ处理都可获得较好的效果。

一种原油物性参数归一化处理方法研究

当压力低于泡点压力时原油的体积因数随压力的增大而减小,高于泡点压力时随压力的增大而降低;原油黏度、密度等参数与体积因数随压力的变化规律类似,都具有"两段式"特征。以体积因数随压力的变化规律为例,提出了一种针对原油体积因数等参数"两段式"变化规律的归一化方法,根据该方法可以对原油体积因数等参数做归一化,从而取代选取典型样品数据来描述油藏原油物性特征。

稠油溶解气驱泡沫油特征实验研究

压力衰竭速度是影响稠油溶解气驱泡沫油生产的一个关键因素。为定量描述压力衰竭速度对泡沫油现象的影响,实验选取了4组不同压力衰竭速度进行实验。研究不同压力衰竭速度下稠油衰竭开采中的采收率、产油量、生产气油比以及实验压力的变化。通过实验发现稠油溶解气驱过程中出现明显的泡沫油阶段,且压力衰竭速度越大,泡沫油拟泡点压力越小,泡沫油阶段越长。随着压力衰竭速度增加,采收率增加,生产气油比减小,油藏压力递减变慢。