塔河油田高含沥青质稠油致稠机理及降黏技术研究_任波_丁保东_杨祖国_李婷婷_何晓

2013年11月第28卷第6期西安石油大学学报（自然科学版）

Journal of Xi'an Shiyou University （Natural Science Edition ）Nov．2013Vol．28No．6

收稿日期：2013-04-19基金项目：国家863高新技术研究项目“超深稠油油藏井筒降粘关键技术”课题三：超深井超稠油高效降粘应用技术与示

范（编号：2013AA064302）

作者简介：任波（1983-），男，工程师，主要从事稠油降黏开采技术研究．E-

mail ：renb．xbsj@sinopec．com 文章编号：1673-

064X (2013)06-0082-04塔河油田高含沥青质稠油致稠机理

及降黏技术研究

任波，丁保东，杨祖国，李婷婷，何晓庆，许艳艳

（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐830011）

摘要：以塔河稠油为研究对象，通过稠油基础性质研究，明确了沥青质含量高、H /C 低、胶质沥青质

质量比小、

Ni 、V 等金属元素和O 、N 、S 杂原子含量高是塔河稠油黏度较高的主要因素．通过致稠机理分析，为塔河油田降黏方式的选择及降黏剂的研制提供了理论依据，在现场实施了掺稀降黏、井

筒伴热降黏、油溶性降黏、水溶性乳化降黏等技术，取得了较好的试验效果，实现了塔河稠油井筒降黏方式的多元化发展．

关键词：塔河油田;稠油;基础性质;致稠机理;降黏措施中图分类号：TE355

文献标识码：A

塔河油田为碳酸盐岩缝洞型油藏，埋深5400 7000m ，地层温度125 140?，地层水矿化度在

（22 24）?104mg /L ，地层水密度约1．14g /cm 3．储

集空间以溶洞、裂缝为主，具有极强的非均质性，储

集体之间连通关系复杂．塔河稠油主要分布在6、7、8、10、12及YQ 西区块，黏度呈现由东南向西北逐步

上升的趋势，

12区黏度平均可达50?104mPa ·s （50?）以上．

2009年以后分公司上产主要依赖稠油产量的递增，稠油产量稳定在300万t 以上，占油田总产量的40%以上．随着高掺稀比稠油区块的不断开发，掺稀油用量日趋紧张，寻求掺稀以外的降黏方式成为促进油田快速上产的发展战略之一．对稠油基础性质的深入认识是降黏方式选择和降黏剂研发的基础，为此，本文深入分析了塔河稠油的基本性质，探讨了其致稠机理，开发了一系列稠油降黏技术．

1

塔河稠油致稠机理

1．1

塔河稠油的特点

塔河稠油凝点高（＞50?）、密度高（＞1．0g /

cm 3），含蜡低（＜2%），常温下为沥青状固体．与其他稠油一样，塔河稠油黏度具有极强的温敏性［1］

，

见图1．

图1

塔河油田典型稠油黏温曲线

Fig．1

Typical viscosity －temperature curves of

heavy oil in Tahe oilfield

任波等：塔河油田高含沥青质稠油致稠机理及降黏技术研究

塔河稠油性质在地层、地面两种条件下有很大

差别（见表1），随着原油的举升，温度逐渐降低，原

油黏度逐步增大，渐渐失去流动性，需要采取井筒降

黏工艺才能实现连续生产．

表1原油黏度在地层与地面条件下对比

Tab．1Comparison of crude oil viscosity under the reservoir

condition with under the ground condition

井号地层温

度/?

地层原油密

度/（g·cm－3）

地层黏度/

（mPa·s）

地面黏度/

（mPa·s）

AD4150．80．947226．0470000 TH12114H140．31．0085584．0535000 TH12403149．90．9787261．0280000 TH12329141．81．0238736．0900000 TH12201142．81．0180395．01300000平均145．10．9953400．4697000注：地面黏度测试温度为60?．1．2原油致稠机理分析

1．2．1沥青质含量高致稠塔河稠油具有沥青质含量高（平均大于30%）、沥青质微观层状结构明显（见图2）、H/C原子比低（见图3）、胶质与沥青质质量比小（平均小于0．6）的特点（见表2）．

通过紫外光谱分析（见图4）可知，塔河稠油中胶质、沥青质的紫外吸收光谱分别在292nm和295 nm处有最大的吸收峰．参考模型化合物［2］分析可知，胶质、沥青质中的芳香结构以蒽、菲、苯并蒽等“线性”排列为主，由3 4个芳香环为主的芳香片组成，且沥青质中5个芳香片的结构比胶质中含量大．因此，塔河稠油中含有大量的环状结构化合物．

表2塔河稠油组分与其他稠油组分对比

Tab．2Contrast of component of Tahe heavy oil with other heavy oil

区块w（沥青质）/%w（饱和烃）/%w（芳烃）/%w（胶质）/%m（胶质）?m（沥青质）单家寺4．616．423．255．812．13

草桥3．917．723．954．513．97

辽阳4．421．422．451．811．77

高升4．823．323．648．310．06

塔河6、8区23．328．131．712．00．52

塔河10区26．522．433．015．50．58

塔河12区33．719．428．214．30．42

塔河YQ西44．612．727．012．90．29图2沥青质层状堆积透射电镜图

Fig．2Layered stacking structure of asphaltene under transmission electron microscopy

图3稠油、胶质、沥青质氢碳比

Fig．3Atom ratio of H to C in heavy oil，

resin and asphaltene

图4塔河稠油的胶质、沥青质紫外光谱图

Fig．4Ultraviolet spectrogram of resin and

asphaltene of Tahe heavy oil

塔河稠油胶体体系处于极不平衡的状态，胶质不足以包裹沥青质使其分散于芳烃和饱和烃中，沥青质极易沉析．沉析出的沥青质由于含有较多极性较强的官能团而表现出较强的极性［3］，官能团通过化学作用力使沥青质相互聚集，整个原油体系呈凝胶状态，大大增加了稠油的黏度．

提取塔河稠油的不同组分，配制不同质量分数的甲苯溶液，测定黏度．实验结果（见图5）也发现：沥青质浓度影响体系黏度的程度最大，胶质次之，影响最弱的为饱和分．

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西安石油大学学报（自然科学版）

图5组分对稠油黏度的影响（TH10321井，甲苯溶液，45?）Fig．5Influence of components on the viscosity of heavy oil 1．2．2O、N、S杂原子与金属元素Ni、V含量高致稠敬加强等［4］通过灰色关联分析结果发现：Ni、V 元素含量影响稠油黏度的程度大于胶质、沥青质等其他因素；Kutowy，O．等通过陶瓷超滤膜去除Ni元素后，原油的黏度大大降低．塔河原油中含有较高的金属与非金属元素，金属元素含量是其他原油的30倍以上，非金属元素含量是其他原油的6倍以上（见表3）．金属－非金属元素通过络合形成以金属原子为核心、稳定性较强的络合物，使沥青质大分子聚集体更加趋于稳定．

塔河稠油中高含量的S、N、O非金属元素主要

表3不同原油中金属元素和非金属元素含量

Tab．3Content of metallic element and non-metallic element in different kinds of crude oil

原油

w（Ni）/

（mg·kg－1）

w（V）/

（mg·kg－1）

w（Fe）/

（mg·kg－1）

w（Cu）/

（mg·kg－1）

w（O）/

%

w（N）/

%

w（S）/

%

胜利26．001．003．500．101．010．380．79大庆3．100．040．700．250．860．130．73伊拉克4．569．737．680．96///阿曼2．424．662．480．86///塔河10区40．16272．22870．5810．221．770．632．16塔河12区63．24268．41867．8327．441．860．742．59

富集在沥青质中，这些元素主要以大量的极性非烃物质存在，在配位键、分子间作用力的作用下极性非烃物质依次形成单元片、缔合束、胶束、超胶束、簇状物和絮凝体，大量Ni、V等金属元素的存在使塔河稠油的内聚力更大，宏观表现为黏度更大．

2降黏技术

2．1井筒伴热降黏技术

针对塔河稠油温敏性强的特点，可采用井筒伴热工艺，升高温度，沥青质缔合体分解［5］，颗粒变小［6］，从而改善原油的井筒流动性．目前塔河油田现场试验的井筒伴热降黏工艺为电加热技术和闭式热流体循环技术．

电加热累计应用12井次，平均下深2000m，加热功率30 40W/m，平均提高井口温度10?，掺稀比下降0．2 0．4，平均节约稀油率20%．但是由于电加热对含水井的适应性差，普遍存在井下短路、杆材被击穿、断电自我保护等问题．

开发了闭式热流体循环工艺，通过改进管材、增大下深和循环量、增加加热功率提高出水温度、增强保温性能提高出液温度等措施，提高了应用效果，累计应用3井次，下深2000m，出水温度可达160?，回水温度可达87?，平均提高井口温度34?，平均节约稀油率50%．工艺实施过程中发现，设备长时间高温运行，耐温等级需进一步提高．图6为闭式热流体循环工艺示意图，图7为TK653井现场试验效果．

图6闭式热流体循环工艺示意图

Fig．6Schematic diagram of hot fluid

closed-circulation technology

图7TK653闭式热流体循环现场试验效果

Fig．7Field test result of hot fluid closed-circulation

technology in TK653well

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任波等：塔河油田高含沥青质稠油致稠机理及降黏技术研究2．2掺稀降黏技术

利用相似相溶原理，在原油胶体中添加分散介质，即适当加入一定量的稀油，降低原油的内摩擦力，能够有效地降低稠油黏度．

图8不同稀油浓度下稠油的黏度变化图

Fig．8Variation of heavy oil viscosity with the

ratio of thin oil to heavy oil

由图8可见，掺稀比范围在0．5 2．0时降黏效果较好．掺稀点深度2500m以下（井温在黏温拐点以上），主要方式为反掺正采．目前掺稀生产稠油井数占稠油生产井的98%以上，已成为塔河主导的降黏技术，2012年依靠掺稀生产稠油产量约346万t，占油田总产量的47%．

2．3水溶性乳化降黏技术

利用乳化降黏剂乳化稠油，体系形成水包油型乳状液，能够有效地降低表观黏度，增加流动性．塔河油田相继研发普通乳化降黏剂、稠油分散减阻剂和阴非离子型乳化降黏剂．

该技术相继实施了光管柱环空加药工艺、封隔器－掺稀单流阀相结合的闭式加药管柱加药工艺和空心杆泵上加药工艺，截止目前现场试验累计107井次，累计节约稀油8．9万t，实现了50?时黏度60?104mPa·s以下的稠油井的掺稀替代．

2．4油溶性降黏技术

针对塔河超稠油沥青质含量高且极性较强的特点，在油溶性降黏剂分子结构中引入烷基芳基磺酸结构，并选择合适的烷基碳链长度、芳香环数以及支化甲基数，增强对沥青质的分散能力，降黏效果得到了显著提高．

该技术适应于不含水或含水低的油井，截止目前现场试验36口井，主要分布在10、12区等特超稠油区块，加药浓度约5000mg/kg，最高节约稀油率40%，累计节约稀油1．36万t，累计增产原油0．51万t．3结论

（1）塔河稠油高黏的主要原因是沥青质含量高，H/C原子比低，胶质与沥青质质量比低，N、S、O 杂原子含量高和Ni、V金属元素含量高．

（2）塔河油田目前形成了以掺稀降黏为主导的井筒降黏工艺技术，井筒伴热、水溶性乳化降黏、油溶性降黏等辅助降黏工艺取得了较好的试验效果，实现了塔河稠油井筒降黏方式的多元化发展．

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molecular aggregates and its effect on the stability of heavy

oil［J］．Computers and Applied Chemistry，2011，28（8）：

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责任编辑：董瑾

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塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分

塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分 为了更好的开发塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层区块。本文通过分析塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层的受沉积环境变化及构造-盆地背景，对碳酸盐岩岩石类型进行一个划分归类。主要依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和顆粒类型对塔河地区碳酸盐岩岩石类型进行区分。将塔河地区碳酸盐岩主要岩石类型分成颗粒灰岩、颗粒微晶灰岩-微泥晶灰岩、藻灰岩、含云-白云质灰岩、白云岩五大类。 标签：奥陶系碳酸盐岩颗粒类型 塔河地区奥陶系主要由碳酸盐岩组成，不同时期中发育的碳酸盐岩岩石类型、岩石和生物组合面貌及沉积序列是明显不同的，这些标志是识别、划分塔河地区井下奥陶系岩石地层单位（组、段）并进行地层对比、层序划分的主要依据[1]。因此，有必要对塔河地区碳酸盐岩的主要岩石类型作一系统的归纳和说明，以利于从岩石宏观沉积特征和结构上区分各岩石地层单元。本文中，碳酸盐岩的分类和命名原则主要是依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和颗粒类型来进行划分的。 1颗粒灰岩类 是指颗粒含量≥50%的灰岩。塔河奥陶系碳酸盐岩中的颗粒类型主要有藻鲕、鲕粒、内碎屑、生物屑、团粒等，归纳起来可以划分为以下四种。 1.1藻鲕灰岩。藻鲕灰岩是鹰山组较为典型和普遍的岩石类型，一间房组、良里塔格组也部分见有[2-3]。颗粒主要为灰白色的藻灰岩砂粒，不具鲕粒的圈层构造，来自盆内弱固结-固结的藻纹层灰岩或藻灰岩，经岸流、底流、潮汐及波浪作用剥蚀、破碎后再沉积的，具有成分成熟度、结构成熟度都较高的特点。因胶结物和填隙物的不同可分为亮晶藻鲕灰岩和微晶藻鲕灰岩两种，沉积环境为潮下高能浅滩。 1.2粉-砂屑灰岩。粉-砂屑灰岩也是奥陶系分布较为普遍的灰岩，主要见于鹰山组、一间房组和良里塔格组，颗粒由多成分的藻鲕、团粒、鲕粒、生物屑等共同构成，没有明显的优势颗粒类型，成分成熟低但结构成熟度高。根据胶结物和填隙物的不同可分为亮晶粉-砂屑灰岩和微晶粉-砂屑灰岩两种。沉积环境为潮下浅滩。 1.3鲕粒灰岩。鲕粒灰岩是一间房组中比较典型和常见的灰岩，少量见于鹰山组、良里塔格组和桑塔木组。颗粒以鲕粒为主并含有少量的生物屑和内碎屑。鲕粒多为亮晶胶结的同心圈层状正常鲕和薄皮鲕，少量见有薄皮鲕和变形鲕，核心多为藻鲕和生物屑。为潮下高能冲洗带和浅滩环境的沉积物。一间房组的部分井下岩芯中可见该类灰岩构成礁体的基座，向上逐渐演变为具有骨架结构的海绵礁灰岩 1.4砾屑灰岩。砾屑灰岩主要见于鹰山组，也是该组较为典型和普遍的岩石

我国稠油资源分布

我国稠油资源分布文档编制序号：[KKIDT-LLE0828-LLETD298-POI08]

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金

稠油常用概念及参数以及简答题

常用概念及参数以及简答题 1.采油树规范？ 答：套管直径177.8mm，油管通径65mm，压力14MPa，温度337 o C，克市机械厂制造。 2.补偿器及其用处？ 答：门型补偿器：用于注汽干线和集油线；L型补偿器：用于单井管线；球型补偿器：用于井口和注汽干线；半圆型补偿器：用于井口；套管式补偿器：用于集油管线。 3.常用冲程冲次？ 答：冲程：3 2.5 1.8 1.5 m 冲次：10 7 6 5 4 次/分 4.低压交流电电压？ 答：380V 电机；220V 照明。 5．井口注汽压力，温度，干度？ 答：压力5.0～11.0MPa；温度295～320o C；干度80%。 6.电流过载保护装置？ 答：空气开关，热继电器，保险丝。 7.电动机保险丝额定电流应是电机额定电流的几倍？ 答：1.5～2.5倍。 8.套管伸长不允许超过多少？、 答：50cm。 9.天然气的爆炸极限？ 答：5%～16%。 10.抽油机齿轮箱油面位置应为多少？ 答：上下放油孔之间。 11.抽油机一保、二保的时间？ 答：一保为800小时，二保4000小时。 12.高温高压测试包括哪些内容？ 答：油层压力、油层温度、井温剖面、井温梯度、吸气剖面、井底干度。 13.每次吞吐分几个阶段？

答：蒸汽吞吐每一个轮次的循环包括三个步骤：1注汽阶段：将蒸汽按某一定量注入到油藏中去，一般为几天至几十天；2焖井阶段：此阶段为关井热交换反应阶段；3采油阶段即释放阶段：使油井开井生产，采出液体为部分蒸汽凝结水和原油，同时也携带出部分热量，一般为100天左右。 14.蒸汽吞吐的目的是什么？ 答：吞吐的目的实际上是作为蒸汽驱开采的预处理，要求建立井间热流通道、降低油层压力为转入蒸汽驱开采创造好条件，因此蒸汽驱开采最终才是提高原油采收率的主要手段。 15.蒸汽吞吐过程中汽窜、干扰产生的原因是什么？ 答：蒸汽吞吐时，由于油层非均质性严重，层理的发育及超破裂压力注汽，使蒸汽及热水沿较高的渗透层进入，形成指进带，此时注汽井周围生产井为压力释放点，当生产井排液时，蒸汽指进带向周围扩展，在注汽井和采油井之间形成热场连通，当产液量、产液温度猛升后就形成了蒸汽的窜扰。 16.如何判断及区别汽窜和干扰？ 答：判断汽窜和干扰的依据如下：1产液量；2含水率；3产液温度；4注汽井井口压力和温度；5产出水氯离子浓度和矿化度；6井口是否见蒸汽。 干扰现象：一般表现为生产井口产液量急剧上升，产液温度变化不大，干扰前注汽井口压力和温度较高，超过正常注汽压力和温度。 汽窜现象：分为轻度汽窜和严重汽窜，轻度汽窜表现为井产液温度猛升，产液大幅度上升，含水上升，，产出水化验氯离子浓度及矿化度低，注汽压力和温度窜前比窜后有所下降，但井口未见蒸汽；严重汽窜表现为井口产液变化大甚至下降产液温度急剧上升，井口可放出蒸汽，注汽井压力和温度下降。 17.如何处理汽窜和干扰？ 答：处理办法：1干扰：当发现生产井出现干扰时，应及时停抽，装适当油嘴控制压差生产，并加强对干扰井的检查，直至注汽井焖后开井，再复抽。2汽窜：当发现生产井有汽窜现象时，应首先检查温度升高，出现蒸汽的原因，检查是否为伴热闸门和高低压总闸门不严造成的窜漏，判断为汽窜后要及时关井，待邻近注汽井焖后开井时与生产井同时开井。 18.我们常见的套管外溢有何特征？ 答：1注汽时套管外返出一股灰浆后，没有漏气。2注汽时套管外返出许多灰浆，环形钢板拔出没有漏气。3注汽时，套管外返出带有硫化氢气味的地层水，有少时漏气。4注汽时套管外返出大量蒸汽。 19.造成套管外溢的原因是什么？

我国稠油资源分布新编

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为7.01×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m 的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量7.8亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏,埋深5350～6600m,80%的储量为特超稠油,稠油产量占总产量57%。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4573．5~4577 m获得少量稠油，粘度2698mPa·s。 河南油田 已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。

抗稠油电潜泵工艺技术与应用

!应用技术" 抗稠油电潜泵工艺技术与应用 # 张海霖 ## （中国石化新星西北分公司）! 吴玉青!刘海静!王宏杰!周!海!! （大港油田集团中成机械制造有限公司电泵制造厂）!!! !!摘要!运用电潜泵采油原理，分析了塔河油田稠油中胶质沥青及其形成摩擦阻力对电潜泵运转的影响。通过改进潜油电动机耐温等级，采用沉降式和胶囊式组合的复合式平衡装置，以及优化设计离心泵，克服了稠油对电潜泵机组运转过程的影响。结果表明，该技术的应用可有效解决稠油入泵困难、流动阻力大、泵效低等问题，实现稠油井的正常稳定生产，同时该工艺技术还具有管理方便、效率高、节约能源等特点，应用前景广阔。!!关键词!电动潜油泵!稠油开采!胶质沥青!技术改进!!中国石化新星西北分公司所属塔河四、六号油田属于稠油区块，由于井筒流动摩阻损失大，仅依靠地层能量原油无法流至井口。针对该区块原油温度敏感的特性，先后实验了热电缆、加热油管、过泵加热等项热采技术和螺杆泵、整筒泵等机械采油 工艺技术［"#$］ ，其中%&"井（原油温度&’(时粘 度$)*+$,-.?/）最大加热功率达到了$"’01，而机械采油则由于杆泵断脱严重，油井均未形成产能。通过对热采、机采工艺技术的总结分析，确定了热采技术在西北部难动用储量区块失败的主要原因是该区块油藏深（油藏深度大于**’’,），地温梯度偏低（每百米温梯232(），井筒热量散失大，同时原油渗透率低，油井生产难以形成稳定的温度场。根据电潜泵采油的特点，自2’’2年&月开始先后在45)’)、%&)井进行抗稠油电潜泵的先导性试验，分别获得了"*’、6’,$78的稳定产量，检泵周期达到了".以上，为下一步该区块采油技术配套提供了依据。 技!术!分!析 "3油藏及流体特征 塔河油田奥陶系油藏圈闭类型为地层不整合碳 酸盐岩岩溶缝洞圈闭。储层的非均质性很强，纵向上储层总体上为被裂缝直接沟通或迷宫式沟通的连通体，局部受致密岩性和充填作用控制存在油气或水的封闭储集体系，油气主要连续分布在岩溶孔、洞、缝中。 塔河四、六号油田西北部难动用储量区块受构造特征影响，原油基本属于稠油和特稠油。具有烃含量低、含蜡量少，胶质、沥青质含量高，凝固点低，表现为非牛顿流体、稠油的粘度对温度敏感等物理特性。原油的粘温数据见表"。 表"!不同温度下原油粘度数据!!!,-.?/ 井!号*’(9’(&’(6’(%&"$2’’’’""2&&9$)*+$"2$*&%&)2)’’’"’9’’*"’’2*9’%99"*++&9&++2&*+"92’45)$$"9’+&9)++26"+"69’459’* 2)*’’ 96’’ $"’’ "*2’ !!23抗稠油电潜泵工艺技术原理 抗稠油电潜泵工艺技术是通过对潜油离心泵进行抗稠油设计，形成的新的电潜泵系列。其工艺原理为：潜油电动机将由大扁电缆传输的电能转化为机械能，以2+"6:7,;<高速旋转，驱动离心泵做 功，将井液举升到地面 ［)，*］ 。— 9)—!!!!!! 石!油!机!械 =>?@A -B4CDEBFG GA=>?@BCH !! 2’’)年!第$2卷!第"2期 ## #大港油田局级项目：“抗稠油电泵机组设计”。 张海霖，工程师，生于"+&)年，"++*年毕业于西南石油学院机械系设备管理工程专业，现从事电潜泵现场应用的研究工作。地址： （6)"9’’）新疆轮台县。电话：（’++9）)966’&&。 （收稿日期：2’’)I ’+I 2+；修改稿收到日期：2’’)I "’I 2*） 万方数据

塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比

塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比 为了找出塔河地区奥陶系克拉通坳陷中的多层次迭加的含油气系统。本文采用三个统、八个阶的对比方案对塔河地区奥陶系的统、组岩石地层作重大调整。认为塔河地区奥陶纪盆地是塔里木盆地早古生代克拉通内和被动大陆边缘的一部分，奥陶系假整合在下丘里塔格组之上。沉积层序和充填特征∶早、中奥陶世，塔河地区为潮坪-碳酸盐岩台地相；晚奥陶世与塔里木盆地演化同步，为前陆盆地沉积-构造转换的重要阶段，碳酸盐岩台地经历两次淹没过程和向上变浅的沉积序列，晚奥陶世末转为陆源碎屑岩沉积。 标签：塔河奥陶系沉积特征划分对比方案 塔河地区位于塔里木盆地北部，现今的构造位置属沙雅隆起（塔北隆起）南侧阿克库勒凸起的南部[1]。塔里木盆地是个大型复合、叠加盆地，为一具有前寒武系结晶基底的陆板块。内部可能存在以深断裂分隔的不同性质的沉积-构造单元，发育了不同性质的原型盆地，形成多层次迭加的含油气系统，成为碳酸盐古岩溶储集成藏的最有利空间[2]。 塔里木盆地的地层与沉积序列，除前寒武系外，主要包括五个叠加层次的构造-沉积层，限于专题本文只开展塔河地区奥陶系地层与沉积序列的研究。 1塔河地区奥陶系地层划分对比方案 塔河地区奥陶系划分对比方案依据国际奥陶系划分方案（1998）及第三届全国地层会议建议方案（2000），结合柯坪大湾沟新设立的全球辅助层型剖面（2002），对奥陶系的划分作了重大调整。新方案将原划为下奥陶统的鹰山组上部及一间房组划归中奥陶统，将原划为中奥陶统的恰尔巴克组及良里塔格组下部划归上奥陶统。 2塔河地区奥陶纪地层与沉积序列 2.1塔河地区早奥陶世地层与沉积序列 早奥陶世，在塔西克拉通内坳陷盆地还是一套碳酸盐岩台地-潮坪相沉积，沉积中心位于满西1井西南和塘古孜巴斯坳陷[3]。早中奥陶世为槽盆相深水碎屑岩沉积相区，以笔石页岩、陆源碎屑岩、黑色泥岩和放射虫硅质岩为特征。在巴楚、柯坪等地，该组底部为薄层状砂屑灰岩夹白云岩超覆在上寒武统古喀斯特面上，向上为砾屑灰岩与砂屑灰岩夹白云岩韵律互层，潮道冲刷面发育。沉积环境为潮下—潮间带，发育藻鲕和藻纹层灰岩，为建藻席和藻丘的沉积序列组合，在纵向上主要有两大部分：下部碳酸盐加积序列，潮道-潮坪序列；上部的藻席发育序列，局部可建藻丘。 2.2塔河地区中奥陶世地层与沉积序列

特超稠油开发技术研究

特超稠油开发技术研究 摘要：特超稠油有着极高的黏度，开发难度较大。本文对目前国内外特超稠油的开采技术进行了归纳总结，对特超稠油的开采问题进行了简单讨论。 关键词：特超稠油开发 特超稠油是有着巨大开采潜力的能源来源，对其进行开采利用有着十分重要的战略意义，近些年来逐渐成为了石油工作者的研究重点。特超稠油的主要特点是其中含有非常高的胶质沥青质，有着极高的黏度，开发的难度非常大。目前主要采用的方法有：热力采油、出砂冷采、溶剂法、化学法、物理法和微生物法等[1]。 一、特超稠油开发技术现状 1.水平井蒸汽辅助重力泄油 这种技术在上个世纪八十年代发展起来，在加拿大、美国等地得到了广泛的应用实践，经济效益比较理想。这种方法主要利用流体热对流和热传导相结合的方式，利用蒸汽作为加热介质，利用原油和冷凝水的重力作用进行开采。水平井蒸汽辅助重力泄油有两种方式，一种是在靠近油层底部钻一对水平井，另一种方式是在其正上方钻垂直井，在上面注入井注入蒸汽向上及侧面形成饱和蒸气室，蒸汽冷凝加热油层，加热后油黏度下降，重力作用下进入生产井。 2.出砂冷采技术 这种技术同样在上个世纪的80年代开始逐渐发展成熟。出砂冷采技术的主要应用大量出砂形成蚯蚓洞网络、稳定泡沫油流机理、上覆地层压实驱动和远距离边底水作用。目前这种技术的发展已经比较成熟，从摸索实验阶段逐渐转入到工业化的应用推广中，在加拿大等国家已经普遍应用，获得了良好的经济效益。出砂冷采技术的特点在于基础建设投资较少，见效快、产能高、风险小，国外矿场的生产经验证明，稠油携砂冷采日产量能够达到10-40t/d，单位原油冷采成本低于蒸汽吞吐等方式。但是这种方法是一种利用天然能量的衰竭式开采，效率不高，并且相关的携砂冷采接替技术还不成熟，限制了这种方法的广泛推广应用。 3.水平井注气体溶剂萃取技术 薄油层、粘土矿物容易发生变化的油层和底水油藏等方法利用注蒸汽方法的效果不理想，需要一些成本更低的方法进行开采。水平井注气体溶剂萃取技术能够有效解决这些形式的油层的开采问题。水平井注气体溶剂萃取技术是蒸汽辅助重力泄油方法的发展和改进，在这种方法中注入的不再是蒸汽，而是烃类气体，包括乙烷、丙烷、丁烷等，可以是其中一种，也可以是混合种类。注入气体在地层温度和压力作用下处于临界状态，油和沥青被气体溶剂溶解，成分较轻的成分

几种常见的流量测量方法 气体

流量计常用的几种测量方法简述点击次数：179 发布时间：2010-8-31 15:48:15 为了满足各种测量的需要，几百年来人们根据不同的测量原理，研究开发制造出了数十种不同类型的流量计，大致分为容积式、速度式、差压式、面积式、质量式等。各种类型的流量计量原理、结构不同既有独到之处又存在局限性。为达到较好的测量效果，需要针对不同的测量领域，不同的测量介质、不同的工作范围，选择不同种类、不同型号的流量计。工业计量中常用的几种气体流量计有： (1)差压式流量计 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据，根据节流原理，当流体流经节流件时(如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等)，在其前后产生压差，此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中，因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。孔板流量计理论流量计算公式为：

式中，qf为工况下的体积流量，m3/s；c为流出系数，无量钢；β=d/D，无量钢；d为工况下孔板内径，mm；D为工况下上游管道内径，mm；ε为可膨胀系数，无量钢；Δp为孔板前后的差压值，Pa；ρ1为工况下流体的密度，kg/m3。 对于天然气而言，在标准状态下天然气积流量的实用计算公式为： 式中，qn为标准状态下天然气体积流量，m3/s；As为秒计量系数，视采用计量单位而定，此式As=3.1794×10-6；c为流出系数；E为渐近速度系数；d 为工况下孔板内径，mm；FG为相对密度系数，ε为可膨胀系数；FZ为超压缩因子；FT为流动湿度系数；p1为孔板上游侧取压孔气流绝对静压，MPa；Δp为气流流经孔板时产生的差压，Pa。 差压式流量计一般由节流装置(节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管路)和差压计组成，对工况变化、准确度要求高的场合则需配置压力计(传感器或变送器)、温度计(传感器或变送器)流量计算机，组分不稳定时还需要配置在线密度计(或色谱仪)等。 (2)速度式流量计

沥青胶质测定方法

原油中蜡、胶质、沥青质含量的测定 一、实验仪器及器材： 高低温烘箱 电热套 电子称 磨口锥形瓶 蒸馏管 连接器 铁架台 量筒 滤纸 镊子 烧杯 漏斗 二、实验药品： 正庚烷 甲苯 三、实验准备： 1. 对于一个样品预先清洗锥形瓶两个，标记A,B;烧杯一个标记C ；并将其在烘箱 中烘干，待常温冷却1h 后称重，记为m A ，m B ， m C ； 2. 用镊子夹取干净滤纸一张称重记为m f ; 3. 将高低温烘箱开启设置-27℃； 四、实验步骤： 1. 取大约1g 样品放入滤纸中称重，记m s ;将称好样品用滤纸包好放入蒸馏管连接 器下段； 2. 用量筒量取30ml 正庚烷，倒入锥形瓶A 中，将锥形瓶A 放入电热套上，按从 上到下的顺序将蒸馏管、连接器、锥形瓶用铁架台固定好，保证连接处密封性，以上操作在通风橱中进行； 3. 开启电热套，待瓶中正庚烷沸腾后，使蒸馏时间30min ，完成后停止加热，将 锥形瓶A 取下并将瓶中液体倒入预先称重的烧杯C 中，将C 放入-27℃的烘箱冷却30min ； 4. 用量筒量取30ml 甲苯溶液倒入锥形瓶B 中，将锥形瓶和步骤3中取下的整流 管连接器连接好，开启电热套加热，待其蒸馏30min,待蒸馏结束后关闭电热套，待玻璃仪器冷却后拆下整流管连接器，将锥形瓶再次放到电热套上让瓶中液体继续沸腾蒸发，待瓶中液体剩余少量时关闭电热套并将锥形瓶取下； 5. 取滤纸放上漏斗，将漏斗放在锥形瓶A 上，将步骤3中冷却好烧杯中液体倒入 漏斗过滤，完成过滤后将烧杯同时放入烘箱，待过滤15min 后将锥形瓶A 和烧杯C 取出，将A 在电热套上继续蒸发，待A 中剩余少量后停止加热； 6. 将烘箱温度设置60℃，将过滤后滤纸放在烧杯C 上，放入烘箱烘干30min ； 7. 取出烧杯C 和滤纸，再次将温度设为100℃，将步骤4、5中A 、B 瓶放入烘箱 进行烘干1h ； 8. 将步骤7中烘好的A 、B 、C 和滤纸在常温下冷却24h 后，称量各自重量，记 为m A ’ m B ’ m C ’ 和m f ’ 9. 计算各部分含量: 蜡含量= 100' '?--+s f c f c m m m m m % 胶质含量=100' ?-S A A m m m % 沥青质=100' ?-s B B m m m %

塔河油田奥陶系原油高蜡成因

文章编号：５０２１－５２４１（２００５）０１－００８５－０４ 收稿日期：２００５－０５－１１ 第一作者简介：丁勇（１９６８－），男，高级工程师，中石化西北分公司研究院，从事油气勘探综合研究，成都理工大学能源学院油气田开发工程专业２００３级在职博士研究生。地址：新疆乌鲁木齐北京北路２号（８３００１１）。电话：（０９９１）３６００７４２。 塔河油田奥陶系原油高蜡成因 丁勇１，２ （１．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１００５９； ２．中国石化西北分公司勘探开发规划设计研究院，新疆乌鲁木齐８３００１１） 摘要：塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，奥陶系是主要产层，其原油物理性质变化较 大，原油含蜡量与原油密度呈相反的变化趋势。塔河油田西北部原油密度大，但含蜡量相对低，而东南部原油具较高含蜡量。常规认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为特征。塔河油田奥陶系原油来源于海相烃源岩与原油具高蜡特征并不矛盾。研究表明，高蜡原油并非来源于陆相，海相有机质也可以生成含蜡量较高的原油。塔河油田东南部９区高蜡原油是多次“过滤”和蒸发分馏这两种作用共同造成的。关键词：塔河油田；奥陶系；原油；高蜡；成因分析中图分类号：ＴＥ１２２ 文献标识码：Ａ 塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，目前已形成储量规模达几亿吨、年产原油 ３５０多万吨的大型油气 田———塔河油田。塔河油田东南部奥陶系原油具较高含蜡量，通常认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为其特征。塔河油田东南部的奥 陶系高蜡原油属于海相还是陆相，其形成机制是什么，对于这一问题的认识直接关系到对塔河油田东南部奥陶系原油的来源和其勘探前景的认识，因此分析塔河油田奥陶系原油高蜡形成机制显得十分必要，并具有一定的现实意义。 １概况 塔河油田发现于１９９６年。油田主体部位位于塔 里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。截至２００３年底，塔河地区已在奥陶系、石炭系、三叠系、白垩系４个层位获得油气突破。经过多年的 勘探和综合研究，基本查明了塔河油田油气富集规律。目前塔河油田主要产层奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集体连片，整体含油、 不均匀富集，其上叠加成带分布的志留—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，由断裂、不整合沟通形成次生油气藏，纵向上构成“复式”成藏组合特征。 研究表明［１］，塔河油田奥陶系原油属于海相原油，主要来源于其西南的满加尔坳陷寒武—奥陶系，该套烃源岩规模巨大，有机质类型为Ｉ型腐泥型，是塔河油田主力烃源岩，并具有长期生烃、多期供烃、成熟度较高的特点；油气运移、聚集的主体方向是由南、西南向北、北东，晚期油气除由南向北外，由东、东南向西、西北方向也是重要的油气运聚方向；塔河油区存在３个主要成藏期和５次充注过程，代表了海西晚期（第１期）、印支—喜马拉雅中期（第２期）以及晚期（第３期）的主要成藏过程。早期的油气运聚主要成藏于奥陶系储层中，晚期多期次不同性质的油气充注的不均一性使区域上油气面貌复杂化（多期及复合）。空间分布上，多期次充注主要出现于油区东部、南部。油区西部、北部，尤其是西北部多期次充注相对少见，主要为早期充注受水洗氧化改造强的重质稠油。早期成藏改造、晚期充注调整是塔河油田重要的成藏机制，成藏封闭条件 的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。 第１ 卷第１期Ｖｏｌ．１，Ｎｏ．１２００５年８月 ＷＥＳＴＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＳ Ａｕｇ．２００５

稠油资源分布

稠油资源分布 Document number【AA80KGB-AA98YT-AAT8CB-2A6UT-A18GG】

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m 的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度2 698 mPa·s。 河南油田 已累计找到14个油田，探明石油亿吨及平方公里。

稠油污水特性

稠油污水特性 产生于油气田勘探开发过程中，由于各油气田所处的油藏地质、开采工艺和开采年限等不同，导致了油气田污水的水质水量各不相同。因此，稠油污水的深度处理和达标排放在技术上是一个难题。充分了解稠油污水的有机组成及其可生化性，对选取合适的污水处理工艺流程和获得较优的工艺参数都是非常重要的。 本文针对北方某稠油污水进行了中试研究，通过采用物化-厌氧-好氧串连处理方法，对不同阶段的出水进行气相色谱-质谱法（GC／MS）分析测试，定性分析了稠油污水有机组分，结合以上分析数据简要评估了有机组分在物化、生化处理过程中的降解和演变状况。并研究其可生化性变化，为稠油废水的达标处理提供理论依据。 1稠油污水的特性 ①稠油污水的油水密度差小。稀油的密度在880kg／m3以下，通常约为840kg／m3；而稠油的平均密度为900kg／m3，一些特超稠油的密度在990kg／m3以上； ②稠油污水具有更多杂质，开发过程中往往加入降粘剂，使稠油污水的成分更加复杂； ③稠油污水乳化严重，给稠油污水的破乳增加困难； ④稠油污水具有较大的粘滞性，特别是在水温低时更为显著； ⑤稠油污水的水温高，稀油的输送温度只要在50℃左右即可，但在开发过程中为了降低原油粘度往往要将温度提高到70－80℃； ⑥稠油污水中不仅含有大量的阳离子（如Na+，K+，Ca2+，Mg2+，Ba2+，Sr2+，Fe2+等）和阴离子（如Cl-，SO42-，CO32-，HCO3-等），它们会影响稠油污水的缓冲能力、含盐量和结垢倾向，而且还含有少量不同重金属（如Cr，Cu，Pb、Hg，Ni，Ag 和Zn等）的化合物。有些稠油污水中还含有微量放射性化学物质如K40，U238，Th232，Ra226。镭可与钙、钡，锶等离子共沉形成碳酸盐和硫酸盐垢。

塔河油田地层简表

塔河油田地层简表
地 界 系 第四 系 新 上新统 库车组 康村组 吉迪克组 统 层 群 系 组 统 代号 Q N2k N1k N1j E3s E1-2km 岩 性 描 述
灰白色粉砂层、细砂层夹黄灰色粘土层。 黄灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色粉砂岩略等厚互层。 浅灰、白色细粒砂、粉砂岩岩与黄灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层。 上部棕、蓝灰色泥岩夹棕色粉砂岩、细粒砂岩，下部褐棕色泥岩、膏质泥岩夹 浅棕色粉砂岩、细粒砂岩。 棕褐色泥岩与浅棕色细粒砂岩不等厚互层。 棕红色中粒砂岩、含砾粗-中粒砂岩。 上部为红棕色粗-细粒岩屑长石砂岩、粉砂岩与棕褐色泥岩略等厚互层；中部 棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩与棕褐色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层；下部 棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩夹棕褐色泥岩。 棕褐色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩略等厚互层。 棕、棕褐、灰绿色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩、粉砂岩不等厚互层。 浅灰色细粒砂岩、砾质中粒砂岩夹棕褐色泥岩。 灰白色粉砂岩、细粒砂岩、砾质细粒、中粒砂岩夹棕褐色泥岩及煤线。 （1） T3h ：深灰、棕灰、灰黑色泥岩夹少量灰、浅灰色细粒砂岩、粉砂岩、 泥质粉砂岩，底部灰黑色炭质泥岩为三叠系标志层。 1 （2）T3h ：浅灰色细粒砂岩、中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅰ砂组。 （1）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩、粉砂岩。 3 （2）T2a ：浅灰、灰白色细粒砂岩，为三叠系 T-Ⅱ砂组。 2 （3）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩； 1 （4）T2a ：浅灰色细砾岩、含砾中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅲ砂组。 深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩。 深灰色、灰绿色英安岩。底部为灰黑色玄武岩。 （1） C1kl ：棕灰色、灰色、浅灰色、灰白色中粒砂岩、细粒砂岩、粉砂岩与 棕褐、棕红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚-不等厚互层。为卡拉沙依组砂 泥岩互层段。 1 （2）C1kl ：棕褐、深灰色泥岩。为上泥岩段。 （1）C1b ：黄灰色泥晶灰岩夹深色泥岩，即“双峰灰岩”段； 2 （2） C 1b ： 棕褐色、 灰色泥岩、 粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩， 即“下泥岩段”； 1 （3）C1b ：灰色灰质粉砂岩、灰色细粒砂岩与灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互 层，即“砂泥岩互层段”。 上部为灰白色细粒石英砂岩。下部灰白色细粒石英砂岩与深灰色、绿灰色泥岩 呈不等厚互层。 深灰、灰绿、灰色泥岩与灰色细粒长石石英砂岩、粉砂岩略等厚-不等厚互层。 上部灰色细粒砂岩与绿灰、 深灰色泥岩； 中部为绿灰、 深灰色泥岩， 下部绿灰、 深灰色泥岩夹灰色细粒砂岩。 灰色泥岩、灰质泥岩与灰色泥晶灰岩、灰岩略等厚-不等厚互层。 灰、褐灰色泥微晶灰岩、泥灰岩。 上部为棕褐色灰质泥岩、下部为浅灰色泥晶灰岩。 浅灰色砂屑泥晶灰岩、泥晶灰岩。 灰白、灰色泥晶灰岩、含砂屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩。
3 2 4 2
上第 生 三系 中新统 界
渐新统 苏维依组 下第 三系 古-始新 库姆格列 统 木群 巴什基奇克 组
K1bs K1b K1s K1y J1
白 垩 系
下统
巴西盖组 卡普沙良 群 舒善河组 (K1kp) 亚格列木组
中 生 界
侏 罗 系
下统
上统
哈拉哈塘组
T3h
三 叠 系
中统
阿克库勒组
T2a
下统 二 叠 系 中统
柯吐尔组
T1k P2
晚 古 生 界
卡拉沙依组 石 炭 系 下统 巴楚组
C1kl
C1b
泥 盆 系 志 留 系 早 古 生 界
上统
东河塘组 塔塔埃尔塔 格组
D3d
S1t S1k O3s O3l O3q O2yj O1-2y
下统 柯坪塔格组 桑塔木组 上统 良里塔格组 恰尔巴克组 中统 中下统 一间房组 鹰山组
奥 陶 系

稠油的分类及其油藏地质特征

稠油的分类及其油藏地质特征 ---- 所属行业 : 石油化工 发布公司： 公司联系方式：查看 一、稠油分类 （一）国外重油分类标准 稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。为此，许多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会议进行讨论。联合国培训研究署（UNITAR）推荐的重油分类标准如表1所示，委内瑞拉的重油分类际准见表2 。 表１UNITAR 推荐的分类标准 表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准 （二）中国稠油分类标准 我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，金属含量低，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准如表3 所示。在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。

表3 中国稠油分类标准 ＊指油层条件下的原油粘度；无＊者为油层温度下脱气原油粘度。 二、稠油油藏一般地质特征 稠油油藏相对于稀油油藏而言，具有以下特点： （一）油藏大多埋藏较浅 我国稠油油藏一般集中分布于各含油气盆地的边缘斜坡地带以及边缘潜伏隆起倾没带，也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑。油藏埋藏深度一般小于1800m ，埋藏浅的有的可出露地表，有的则可离地表几十米至近百米。但井深3000～4500m也有稠油油藏，为数较少。 （二）储集层胶结疏松、物性较好 稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，我国稠油油藏有的为砂砾岩，多数为砂岩，其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差，因而，生产中油井易出砂。 稠油油藏储集层物性较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为25％～30％，空气渗透率一般高于0.5 ～2.0平方微米。 （三）稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分含量低 稠油与轻质油在组分上的差别在于稠油中胶质、沥青质含量高，油质含量小。稠油中胶质、沥青质含量一般大于30％～50％，烷烃、芳烃含量则小于60％～50％。 （四）稠油中含蜡量少、凝固点低

流量测量中常用的流体参数

流量测量中常用的流体参数 对工业管道流体流动规律的研究、流量测量计算以及仪表选型时，都要遇到一系列反映流体属性和流动状态的物理参数．这些参数，常用的有流体的密度、粘度、绝热指数(等熵指数)、体积压缩系数以及雷诺数、流速比(马赫数)等；这些物理参数都与温度．压力密切相关。流量测量的一次元件的设计以及二次仪表的校验，都是在一定的压力和温度条件下进行的。若实际工况超过设计规定的范围，即需作相应的修正。 一、流体的密度 流体的密度( )是流体的重要参数之一，它表示单位体积内流体的质量。在一 般工业生产中，流体通常可视为均匀流体，流体的密度可由其质量和体积之商求出： ＝ （1－2） 式中 m——流体的质量，kg； V——质量为m的流体所占的体积，m3 密度的单位换算见表1—3。

各种流体的密度都随温度、压力改变而变化．在低压及常温下，压力变化对液体密度的影响很小，所以工程计算上往往可将液体视为不可压缩流体，即可不考虑压力变化的影响．但这只是一种近似计算。而气体，温度、压力变化对其密度的影响较大，所以表示气体密度时，必须严格说明其所处的压力、温度状况． 工业测量中，有时还用“比容”这一参数。比容数是密度数的倒数，单位为m3／kg。 二、流体的粘度 流体的粘度是表示流体内摩擦力的一个参数。各种流体的粘度不同，表示流动时的阻力各异。粘度也是温度、压力的函数．一般说来，温度上升，液体的粘度就下降，气体的粘度则上升．在工程计算上液体的粘度，只需考虑温度对它的影响，仅在压力很高的情况下才需考虑压力的影响。水蒸气及气体的粘度与 压力、温度的关系十分密切．表征流体的粘度，通常采用动力粘度( )和运动粘度(v)，有时也采用恩氏粘度(°E)． 流体动力粘度的意义是，当该流体的速度梯度等于l时，接触液层间单位面积上的内摩擦力．流体的动力粘度也可理解为两个相距1m、面积各为1m2的流体层以相对速度1m／s移动时相互间的作用力，即

沥青的成分

沥青的成分，组成和结构 一渣油及沥青的元素组成 含硫渣油中，含硫量在5.5%-6%以下时，渣油中含硫量的对数与总馏出量呈线性关系，关系式为：lgS渣=lgS油+bx S渣为渣油含硫量；S油为原油含硫量；b为系数；x为馏出物（包括溶解的气体）含量，%；b的平均值为0.00452，不同石油其值相差很小。若x未知，可用渣油密度与含硫量相关：S渣=S油+nr r为压缩系数，与密度关系如下：r=[（p渣∕p油）-1]n p渣为渣油密度，p油为原油密度；n为系数，实验测得。 二沥青的化学组分及各组分的重要性质 三组分：沥青分为沥青质，油分及树脂三种组分。 四组分：沥青分为沥青质，饱和分，芳香分及胶质。 三组分分析法又称为溶解-吸附分析法，是用规定的溶剂及吸附剂，采用抽提法将沥青分成沥青质，胶质及油分三个组分；四组分分析法又称为SARA法，是用规定的溶剂及吸附剂，采用溶剂沉定及色谱柱法将沥青试样分成沥青质（As）,胶质（R），饱和分（S）及芳香分（Ar）。该法是按沥青中各化学组成结构来分组的，因此与沥青的使用性能更为密切。四组分法分析的流程：

沥青的性质与各组分的关系非常密切：饱和分含量增加，可使沥青粘性降低；胶质含量增大，可使沥青塑性提高；沥青质含量增加，会使沥青温度敏感性降低，粘稠度提高，软化点上升。胶质和沥青质的含量增加，可使沥青的粘性提高。石油沥青中含有少量的蜡，蜡对沥青的温度敏感性有较大影响，高温时使沥青容易发软，低温时会使沥青变得脆硬易裂。此外，蜡会使，沥青与集料的粘附性降低。 沥青质对沥青性质的影响：沥青软化点与各个组分的关系： T R﹠B=1.19x-0.671y-0.682z-0.00838w+83.6 其中：x，y，z，w分别为沥青质，胶质，芳香族及饱和分的含量。此式的计算结果与实验值相差一般不超过3。C。 胶质 胶质具有很好的粘结力，其为粘稠状物质，具有很强的极性。但是其化学稳定性差，容易氧化缩合，部分成为沥青质。

稠油资源分布

稠油资源分布 Prepared on 22 November 2020

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。

管道流量测量方法

管道流量测量方法 [技术摘要]一种管道流量称及测量方法，属流量测量技术领域。用于解决测量管道内混合流体的质量流量及质量浓度的技术问题。其特别之处是：构成中包括换能器、超声波流量计、压力变送器、称量传感器、智能显示仪和称量管，称量管至少配置一个称量传感器，在称量管的两端各设有一段波纹管与其形成挠性连接，两波纹管的另一端分别连通前后固定管，前后固定管分别连通流体输送管道，前后固定管固定在基础支架上，所述压力变送器和换能器均设置在流体输送管道上，各测量元件连接智能显示仪。本发明所提供的管道流量称及测量方法，解决了管道中高温介质、粘稠液体、煤粉、水煤浆等混合流体质量流量与质量浓度的测量难题，其理论依据可靠、测量值准确、结构合理、易于实现。 气体质量流量上下游温度分布二次差动测量方法、传感器、及流量计 [技术摘要]本发明涉及一种气体质量流量上下游温度分布二次差动测量方法、传感器、及流量计。包括加温元件，对称设置在加温元件两侧的温度检测元件，即上游温度检测元件和下游温度检测元件，其特征在于所述的加温元件与恒功率源激励相连，上

游温度检测元件和下游温度检测元件分别与差动运算电路的两个信号输入端相连，所述的差动运算电路的输出端连接有中央处理单元。具有如下优点：通过对上下游温度变化差值进行二次差动运算，保证对低速段线性度影响较小；气体质量流量的流速和输出电压的关系曲线的饱和点往后推，量程扩大，提高了量程范围和线性度；测量精度高，灵敏度高；采用MEMS技术实现了低功耗、高频响，大幅降低芯片的热惯性。 [9-BG95212]联合式湿蒸汽流量、干度测量装置及其测量方法 [技术摘要]本发明公开了一种联合式湿蒸汽流量、干度测量装置及其测量方法，该装置由经过标定的标准孔板、经典文丘利管作为一次测量元件，高精度压力传感器、智能型差压变送器转换并传输标准信号，标准4～20mA信号经I/V转换成1～5V电压信号，进入高速数据采集卡，最后在中央处理器中根据压力信号调用汽、水性质的IAPWS-IF97计算公式模块计算出饱和水、饱和蒸汽的密度及比焓、汽化潜热，从而算出湿蒸汽的干度、质量流量、载热量，同时对质量流量、载热量进行累积运算，重要参数适时存储于数据库，作为历史数据以备后期调用，系统通过D/A通道输出干度、累积流量，供中央处理器使用，本发明与以往的IF-67计算公式相比计算精度提高10倍以上，且重复计算精度高，而运算速度提高4～12倍。