激活迁移滞留油局部扰动场描述

油田进入高含水采收期,开采的主要对象是相界面域内的束缚滞留油,此时提高原油采收率的关键在于激活迁移束缚滞留油.为认识提高原油采收率的原理及本质内涵,将开发过程的油藏动态系统看作是开放系统,在系统与环境进行物质、能量及信息的交流、转换、传输的过程中考察、分析问题;建立沿程具有等距离的测压取样孔的双层非均质模型,进行驱替水驱滞留油实验;依据油层自身的非均质性,采用循环注入方式压进不同质量分数的聚表剂溶液加水加表面活性剂溶液组合段塞体系,通过测试注入过程中沿程不同点的压力和流体样品的组分、质量分数、黏度的变化,实现局部扰动场的分析、构造与描述;引入物理化学、热力学、微观动力学等理论,突破层次概念的束缚,首次将微观分子热运动、介观分子聚集体形为及宏观物理化学现象链接起来,绘制出局部扰动场的流态图.这将提高原油采收率的研究引领到一个全新领域,具有理论创新和实践应用的双重意义.

周期变位激活迁移滞留油的活化集成涌现理论

针对油田高含水采油期开采对象为相界面域内的束缚滞留油,利用激活迁移滞留油的活化集成涌现理论与周期变位激活方法,阐述理论特点——强调活力观、立足多视角开拓新视野及活化集成涌现过程的优化集成性;活化集成涌现的过程可概括为初态能发起波动、能势转换诱趋流、变组网调更构序、功效套迭显新态;以量子力学和相对论为基础,结合系统演化的动态自组装过程,论述结构流体的行为特征和运动规律,发现信息增殖生长域,且信息的增殖既有新质产生,又有量的增大;剖析激活迁移滞留油过程中的信息、能量、物质一体化协同推进过程,提出信息、能量、物质是反映客观世界发展变化的基本要素资源的理念;揭示变组构信息仅仅是所激活的迁移油及其能量的聚集、差动、转移、变组、重构等活动方式,以及诸多竞争协同方式的状态结构信息的交流与互动、交叉与融合、迭加与集成、涌现与彰显的演绎变构信号与语境;指出多元、多过程、多层次、多尺度的耦合与迭加,呈现出流态的奇异性、多样性和规范性.这对油藏动态系统整体优化和提高原油采收率具有重要意义.

塔斯马尼亚油页岩生烃模拟排出油与滞留油地球化学对比Ⅰ:族组分及同位素组成

澳大利亚塔斯马尼亚下二叠统油页岩富含有机质,有机质的生物来源相对单一,主要为塔斯马尼亚藻,且成熟度较低,是热模拟实验的理想样品。为研究排出油与滞留油的地球化学特征和热演化特征,对其进行了生排烃模拟实验。结果表明,该油页岩的生油高峰为340℃;各温度点排出油与滞留油的族组分相对含量对比结果显示,以生油高峰温度点340℃为界,饱和烃和芳烃含量在此温度之前随着温度升高而减少,而生油高峰之后,则随着温度升高而增加;非烃与沥青质的含量则与饱和烃、芳烃的变化趋势相反。排出油中的饱和烃含量比滞留油高,滞留油中的芳烃含量明显大于排出油。排出油与滞留油的族组分稳定碳同位素都发生了倒转,芳烃具有最重的同位素,饱和烃和非烃次之,沥青质一般具有最轻的同位素。在整个模拟过程中,滞留油碳同位素皆重于排出油,芳烃碳同位素最为稳定,表明其可能是油源对比的有效指标。如将模拟生烃后高压釜内含滞留烃的页岩作为页岩油系统,热模拟后高压釜内页岩样品的含油饱和指数(OSI)值在生油高峰附近最高,从一定程度上指示成熟度是影响页岩油勘探的重要因素之一。

泥页岩热模拟排出油与滞留油中17α(H)-重排藿烷的成熟度指示规律

在沉积有机相接近的前提条件下,重排藿烷的相对丰度与热成熟度密切相关。选用鄂尔多斯盆地低熟(R_(o)为0.58%)富有机质(总有机碳含量为3.87%)泥页岩进行生排烃热模拟实验,通过气相色谱—质谱(GC-MS)对排出油和滞留油中17α(H)-重排藿类化合物进行了检测与分析,并结合热模拟残余岩样的实测镜质体随机反射率(R_(o))界定了17α(H)-重排藿烷参数作为成熟度指标的适用范围。结果表明,无论在排出油还是滞留油中,参数C_(29)*/(C_(29)*+C_(29)H)和C_(30)*/(C_(30)*+C_(30)H)呈现出类似的三段式变化特征,均随实验温度的升高先降低后升高最后降低,表明两个参数可能是较好的油源对比指标。在325℃之前,即R_(o)<1.01%时,参数变化幅度均不明显;但在325~385℃之间,两个参数均随温度的升高呈现显著的上升趋势,表明在有机质成熟中期—高成熟早期阶段(1.01%<R_(o)<1.48%)两个参数均可作为有效的成熟度指标。

塔斯马尼亚油页岩生烃模拟排出油与滞留油地球化学对比Ⅱ:分子地球化学特征

澳大利亚塔斯马尼亚油页岩为一套特殊的富含单种浮游藻类(塔斯马尼亚藻)的烃源岩,原始油页岩样品等效镜质体反射率为0.5%,是进行热模拟的理想样品。为对比分析不同模拟温度下排出油和滞留油的分子地球化学特征,对该油页岩样品开展生排烃模拟实验。研究结果显示:(1)原始样品抽提物与滞留油分子标志物指示还原环境,排出油则显示出还原与氧化的混合来源特征。(2)生物标志物成熟度参数,C_(29)甾烷20 S/(20 S+20 R)、C_(29)藿烷ββ/(αα+ββ)和Ts/(Ts+Tm)显示滞留油和排出油在350℃时为成熟阶段;在生烃高峰前(≤350℃)滞留油成熟度指标随温度的升高而升高,而在排出油中相关性较差;在350℃以后滞留油与排出油成熟度指标与模拟温度均无相关性。(3)油源对比参数,滞留油与排出油饱和烃甾烷分布特征C_(27)、C_(28)、C_(29)规则甾烷分布随温度的升高均表现出从反“L”型逐渐过渡为不对称近“V”型,再过渡到正“L”型的分布模式;同一温度下,滞留油与排出油之间具有较好的可对比性。因此,同一成熟度阶段,甾烷分布特征能有效地进行油源对比;而不同成熟度下,排出油与滞留油的可对比性差异明显。该研究揭示了生物标志化合物在排出油与滞留油之间的差异性,以及模拟温度对生物标志化合物指标的影响;在用分子化合物进行沉积环境、成熟度及油源对比研究时,需要重视成熟度对分子化合物参数的影响,尤其是在生油高峰以后,分子化合物参数指标可能难以有效适用。

成熟度与热模拟产物分步萃取对滞留油生物标志物的影响

明确抽提过程中不同极性有机溶剂对所获得的生物标志物参数的影响,对基于生物标志物的生烃母质研究具有重要意义。选用鄂尔多斯盆地延长组低熟富有机质泥页岩进行生、排烃热模拟实验,并结合热模拟固体残样的实测随机镜质体反射率(R_(O))值,准确剖析热演化程度和溶剂极性对生源和沉积环境参数适用范围的影响。结果表明:有机溶剂极性的大小不仅会影响抽提物的产率和族组分特征,而且会显著影响抽提物中正构烷烃、三环萜烷的分布特征,但对甾烷的分布特征影响并不明显。溶剂极性和热演化的双重影响导致生物标志物参数的适用范围存在明显区别,ΣC_(21^(-))/ΣC_(22^(+))和(nC_(21)+nC_(22))/(nC_(28)+nC_(29))仅在低熟—高成熟的中期阶段(R_(O)值介于0.70%~1.48%之间)可作为有效的生源参数,而沉积环境判识参数Σ三环萜烷/Σ藿烷值适用范围更窄,仅在低熟—高成熟早期阶段(R_(O)值介于0.70%~1.34%之间)有效。(C_(19)+C_(20))/C_(23)TT、C_(25)TT/C_(24)TeT和规则甾烷的优势分布参数作为有机质生源参数受热演化程度影响比较显著,样品成熟度不一致时需慎用。值得注意的是,生源参数C_(24)TeT/(C_(24)TeT+C_(26)TT)和沉积环境参数Pr/Ph在R_(O)值介于0.70%~1.95%范围内具有较好的稳定性,对有机质来源和沉积环境的最终评价结果,不会因抽提溶剂极性和热演化程度的不同而出现偏差。

富油煤热解流体滞留特征及其机制

富油煤作为煤基油气资源在我国西部地区拥有丰富的资源量,对其规模化提取油气不仅有利于提高国内能源供给能力,同时有利于改善煤炭的高碳属性。富油煤原位热解技术在提取煤中油气资源的过程中,具有绿色、低碳、地质结构损害小的优势,但其油气产出可能面临流体迁移约束与滞留问题。利用低场核磁共振实验和热重分析实验充分证实了富油煤热解残样中存在油气滞留特征,基于傅里叶红外光谱数据探讨了煤基质结构演化对热解流体迁移的束缚和滞留机制。研究结果表明,低场核磁共振T_(1)-T_(2)谱显示富油煤500℃热解后存在较强烈的油性小分子信号,利用热重分析技术对500℃热解后的半焦再次进行热解实验,发现其初始热解温度仅为461.5℃,低于前期500℃预处理温度。对比该热解样品与未热解的富油煤原始样品,在371~462℃热解温度段活化能前者却远低于后者。上述现象充分说明500℃富油煤热解阶段存在油的束缚情况。随着热解温度的升高,煤中含氧官能团和脂肪结构不断减少,导致煤-油相互作用增强、煤-水相互作用减弱,这一方面使煤基质对热解焦油的迁移约束性增强,另一方面使煤中可动水含量逐渐增多。此外,煤的芳香结构不断增多,使得煤基质塑性减弱、表面张力增强,也不利于热解产物形成的气泡突破基质壳体,从而产生滞留。然而,700℃热解样品几乎没有束缚油特征,这主要是由于该温度段热解产物发生了强烈的二次热解反应,滞留物质多以气态小分子形式存在。上述研究有助于深化富油煤原位热解流体迁移与产出认识。

空调制冷系统中的油滞留特性分析

对润滑油在空调系统中的滞留情况进行了分析,建立了制冷剂在空调系统垂直管路内携带润滑油临界流速的数学模型.讨论了一些参数对润滑油在吸气管路中油滞留特性的影响.结果发现:影响空调系统中油滞留的因素主要包括油质量分数、制冷剂的质量流量、制冷剂与润滑油的粘度比、管路内径、重力加速度.当制冷剂中油质量分数增加时,吸气管路中油滞留体积也会增大.同时,当制冷剂的质量流量从181kg/(m2.s)增加到409kg/(m2.s)时,单位管长中的油滞留体积减少58%.在质量流量、温度、压力和油质量分数相同的情况下,垂直吸气管路中油滞留体积比水平吸气管路中的油滞留体积要高出47%.当油膜与制冷剂蒸气粘度比因子从1.00减少到0.79,油质量分数为4%时,吸气管路中油滞留体积减少23%.

页岩滞留液态烃的定量评价

利用低温样品前处理技术并与地质分析相结合,建立了应用氯仿沥青"A"和热解参数定量评价页岩中滞留烃的方法。通过自生自储油气藏中原油与烃源岩氯仿抽提物组分对比,建立了东营凹陷主要生油窗范围内氯仿沥青"A"轻烃恢复系数随烃源岩生烃演化而变化的关系曲线,Ro小于0.5%,氯仿沥青"A"恢复系数较小,其重要增加发生在Ro为0.7%以后,Ro在1.2%时达到1.40以上。通过新鲜冷冻样品与常温保存样品的对比,建立了热解过程中散失轻烃的确定方法,并建立了不同演化阶段的散失系数,其变化规律与氯仿沥青"A"恢复系数相似。通过原样及抽提残渣的热解对比分析,建立了不同演化阶段烃源岩热解S2中滞留烃的比例系数,在成熟阶段(Ro为0.8%),这一比例可高达50%以上。通过上述技术方法,可以客观评价页岩中滞留烃含量,对油气资源评价具有重要意义。

反七点井网在低渗透油藏中的应用

低渗透油藏在实际开发中多采用水力压裂方式进行储层改造。在实际开发中考虑压裂裂缝延伸方位及注采对应关系,初期采用五点法井网,但五点法井网在开发中存在水井间滞留油无法动用的问题,因此本文以东辛油田营11块北区为例探讨了初期采用反七点井网挖掘注水井间滞留油,后期转五点法井网注水开发的可行性。达到促进低渗透油藏均衡水驱开发、提高储量动用率的目的。

萘菲系列化合物成熟度参数适用性探讨:基于热压生排烃模拟实验

选取有机质类型为Ⅱ1型的烃源岩进行热压生排烃模拟实验,对排出油和滞留油中的萘菲系列化合物成熟度参数进行对比分析,同时结合实测镜质体反射率(R_(o))判断排出油和滞留油中成熟度参数的适用性。研究表明,随着模拟温度的升高,排出油和滞留油中的萘菲系列成熟度参数变化趋势基本一致,但不同参数的有效成熟度指示范围有所差别;对前人提出的基于萘菲系列成熟度参数计算等效镜质体反射率的方法进行验证,结果显示由二甲基萘参数DNR得出的等效镜质体反射率(R_(c))与实测镜质体反射率(R_(o))相关性较好,基于三甲基萘参数TNR-2、甲基菲指数MPI-1得到的R_(c)具有一定局限性;对比三甲基萘参数TMNr和四甲基萘参数TeMNr及甲基菲分布分数F_(1)和F_(2)对热演化程度的划分结果,发现应用三甲基萘参数和四甲基萘参数判断成熟度误差较大,甲基菲分布分数与R_(o)相关性较好,是良好的成熟度指标。