伊朗原油与凝析油区别

成分不同。

原油即石油，也称”黑色金子”，习惯上称直接从油井中开采出来未加工的石油为原油，它是一种由各种烃类组成的黑褐色或暗绿色黏稠液态或半固态的可燃物质。地壳上层部分地区有石油储存。凝析油：是指从凝析气田或者油田伴生天然气凝析出来的液相组分，又称天然汽油。其主要成分是C5至C11+烃类的混合物，并含有少量的大于C8的烃类以及二氧化硫、噻吩类、硫醇类、硫醚类和多硫化物等杂质，挥发性好，是生产溶剂油优质的原料。

（一）试油情况

汤1井测井共解释313层，小层号为1～308号（其中27号层分为27Ⅰ、27Ⅱ号层；55号层分为55Ⅰ、55Ⅱ；125号层分为125Ⅰ、125Ⅱ；131号层分为131Ⅰ、131Ⅱ、131Ⅲ号层），总厚度为14488m。其中气水同层1层，厚度为120m；可疑气层1层，厚度为14m；差油层9层，厚度为360m；差油界线层7层，厚度为326m；油水同层2层，厚度为66m；含油水层4层，厚度为140m；可疑油层2层，厚度为198m；煤层15层，厚度为406m；水层80层，厚度为3532m；干层192层，厚度为9326m。根据测井及录井解释资料，优选112、113、121、124、239、240号层进行试油。2008年2月24日开始试油准备，2008年8月29日试油完成。汤1井共试油5层，只测试新安村组＋乌云组239、240号层，井段38270～38376m，达连河组121、124号层，井段30506～30690m，压裂后见油花，射开厚度76m，破裂压力76MPa，打入胍胶压裂液3349m3，加砂05 m3，陶粒225m3，累计排出1544m3，压裂液返排率为461%，排液求产后期日排压裂液195m3，压裂后水力泵求产见油花，实测地层温度1137℃/299022m，温度系数380℃/100m，按标准试油结论为干层。第C1-1层，新安村组＋乌云组239、240号层，井段38270～38376m，厚度106m。测井解释为2个干层、录井解释为干层1个、可疑油层1个，采用MFE（I）测试自喷求产，日产气26m3。按标准试油结论为干层。第S1-2层，新安村组＋乌云组239、240号层，井段38270～38376m，厚度106m。测井解释为干层2个、录井解释为干层1个，可疑油层1个，压裂后自喷＋气举，见油花，射开厚度106m，破裂压力1034MPa，打入胍胶压裂液3245m3，加砂1m3，陶粒28m3，累计排出8034m3，压裂液返排率为248%，排液求产后期日排压裂液421m3，压裂后自喷＋气举求产见油花，实测地层温度1373℃/378886m，温度系数362℃/100m，试油油结论干层。第C 2-1层达连河组121号层，井段30506～30536m，厚度30m。测井解释为差油层、录井解释为差油层。采用TCP+MFE（Ⅱ）测试求产，地层没有流体产出，按标准试油结论为干层。第C 3-1层达连河组112、113号层，井段28566～28634m，厚度58m。测井解释为差油层、录井解释为水层。采用TCP+MFE（Ⅱ）测试求产，日产水0345m3，按标准试油结论为水层。第S4-1层，S4-1层达连河组121、124号层，井段30506～30690，厚度46m。测井解释为差油层、干层，录井解释为差油层，压裂后气举求产，见油花，按标准试油结论为干层。

（二）油源对比

汤1井在达连河组121、124号层和新安村组＋乌云组239、240号层试油见少量油花，对部分油样进行了分析。原油物性分析表明，汤1井3050～3069m 原油密度、含蜡量均比下部3827～38376m原油要高，两处原油整体表现低硫、低胶质、低沥青质、低黏度、高轻质馏分、高饱和烃，具轻质－凝析油特征。汤1井3827～3837m 原油饱和烃气相色谱图，为前高单峰型，反映轻质原油特征，主峰碳为nC19,OEP为101,Pr/Ph为56，说明汤1井原油的源岩特征为成熟的烃源岩。而30506～3069m 原油主峰碳为nC23,O EP为109,Pr/Ph为996，源岩成熟度稍低，姥鲛烷优势明显。从族组成分析，汤1井原油饱和烃含量高，芳烃、非烃、沥青质含量低（即三低一高），饱/芳比非常高。从饱和烃和全烃气相色谱可以看出：两种检测物得到的O EP、Pr/nC17、Ph/nC18几乎一致，但其它几项均有差别，饱和烃色谱图上，主峰碳为nC19，以此为中心形成不对称单峰群分布，碳数范围较宽，从nC13-nC36。全烃气相色谱表明：主峰碳nC13，两侧变化较缓，色谱图呈前高单峰型，nC13前轻组分含量高。综合分析：正构烷烃中轻/重烃比∑C21—/∑C22较大，Pr/nC17和Ph/nC18均非常小，低碳数正烷烃显优势，反映生油母质单源特征。OEP接近1，无奇偶优势，生源母质成熟；pr/ph非常高，pr优势明显，Pr及Ph相对含量较低，正烷烃含量相对较高，这表明原始有机质生源中植物成分较少，成岩转化早期中处于浅水体、弱氧化、偏酸性环境，生油岩成熟度较高，且遭受生物降解作用甚微。汤1井相邻层段岩－岩含化合物特征相似，290261m和307147m 岩－岩质量色谱图特征相似，而351962m 原油谱图与上部351745m 泥岩化合物特征相似，有很好的亲源关系。汤1井3827～3837m原油与3842m泥岩饱和烃色谱图都为前高单峰型，主峰碳接近、Pr/Ph类似、O EP值接近，色谱特征相似；油－岩对比说明油可能就来自附近生油岩，具有自生自储特征，也证实了薄互层泥岩的生油能力。

油田、气田 石油和天然气从生成到聚集成藏都有着密切的关系，所以，在气田中往往也聚集有少量的油，特别是一些分子比较小的油，而油田中更免不了存在着气，因为油中能溶解大量的天然气。所谓油田，只是天然气主要是以溶解气的形式存在于油中，较少呈游离状态单独存在而已。油气田则一般是专指有较多的游离态天然气和油共同聚集。就是在这种情况下，油里也仍然含有一定数量的溶解气。目前，世界上虽已发现不少的纯气藏、纯气田，但“纯油田”却没有见到。因此，油田和油气田之间并无严格的界线。习惯上就常常把油田和油气田都统称为油田。

凝析气田 凝析气田是一种特殊的气田。它的特殊之处在于：这种气田中聚集的碳氢化合物在一定温度、一定压力的地层条件下是气态物质。当压力或温度降到某一界限以下时（比如采到地面后，在常温常压下），这种气态化合物反倒会变成液体状态。这种现象和一般现象相反，一般气态物质（如水蒸气）只有在压力升高、温度降低时才能凝聚成液态，因此，把这种现象称为“反凝析现象”。这种气的凝析物称为凝析油。这种气田称为凝析气田。因为凝析气田的产物在地面是凝析油，所以也有人叫它凝析油田。

凝析气田的气之所以具有这种特殊的反凝析现象，首先在于气的组分，其次是储层中的压力和温度条件。凝析气田的气中除了含有大量甲烷外，戊烷（C5H10）和戊烷以上的烃类（含有汽油和煤油的组分）含量较一般气田高，这些组分在地层条件下逆蒸发为气体，压力、温度下降又反凝析为油。由于凝析油的主要成分是汽油和煤油，质轻而纯净（呈无色透明状或淡黄透明状），采出后甚至不需加工炼制就可以直接利用。再加上凝析油在地下时呈气态，只要在开采过程中注意不使它们在岩石孔隙中就反凝析成油，采收率是很高的，可以达到90%以上。所以，凝析气是一种很宝贵的资源。这种气田在我国的塔里木、大港等地相继有所发现，并已投入大规模开采。

油、气田中，除了聚集物相态的不同外，由于生油母质成分上的差别，生油环境的不同，运移、聚集过程中的种种差别和保存条件的差别，各油、气田之间，油、气在组分、性质上也是各不相同的。

目前肯定不能吃了。

首先是因为这个这一百万桶凝析油的泄露，由此造成的污染造成了严重海水的污染和海洋生物生活环境的破坏，所以，海洋生物的质量也会因此而受到影响，近期捕捞的东海海产品，本着健康的角度来考虑，建议大家近期内还是不要再吃东海的海产品了。

其次，大家都应该知道，日本属于标准的海洋国家，有很多的海产品，但是稍微有一些常识的人都会知道，当核爆炸时，很多日本人都杜绝吃核爆炸区域内的海产品，因为大家都不想自己的健康，因此受到侵害。

以后还是可以吃的。

但是从另外一个方面来说，这一百万桶凝析油泄露造成的污染，由于海洋面积的博大，而且海洋的水流一直在快速流动，所以这个东海海产品的污染也是有一定时期和范围的限制的，大家也不能因噎废食，而是近期适量的减少食用，或者食用时仔细观察自己所购买海产品的颜色和味道，如果发现异样，就坚决不再食用。

但是这个特殊时期过后，海水将这凝析油稀释或者流散开去时，东海的海产品就应该不受影响了。

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不仅仅是甲烷，在采油中称为伴生气。它们是与石油共生的天然气。按有机成烃的生油理论，有机质演化可生成液态烃与气态烃。气态烃或溶解于液态烃中，或呈气顶状态存在于油气藏的上部。当从压力较大的深部地层被提升至地面时，由于压力降低会从油中分离出来。成份主要是一个碳到五个碳的烷烃，也就是甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷、正戊烷、异戊烷的混合物，此外还有一些非烃气体如二氧化碳、硫化氢、氮气等。含量因区块不同而有差别，一般甲烷占80%以上；乙烷4%～10%；丙烷3%～8%；丁烷及戊烷系2%～5%。冬天由于气温低，出来的烷烃在低温下和减压下会变成液体，主要是戊烷系，其中还溶解了一部分更高碳数的烷烃。石油开采中称为凝析油。