塔里木盆地富满断控破碎体油藏储集类型特征与注水替油效果

塔里木盆地走滑断裂控制的超深油气藏是近年来中国油气勘探开发最重要领域之一,但目前该类型油藏的储集空间类型并不清楚,不同储集空间类型与注水效果关系不明确,严重制约了富满油田的高效开发。在充分分析野外露头、岩心、成像测井以及动态监测资料的基础上,系统剖析了断控破碎体的3种主要储集空间类型及其与注水效果的关系。提出了断控破碎体的概念,指出富满油田主要为断控破碎体油藏,研究结果表明:①断裂空腔型储集体主要分布在断裂带的核部,由断层滑动面产状变化引发内部体积调整形成了“空腔”型洞穴。埋藏条件下的储集空间相对较为封闭,内部孔隙空间较大,注水后原油置换率较高,部分油井动用储量的注水采收率可高达93%。②角砾间孔隙型储集体主要分布在断裂带的核部,由相邻的角砾相互支撑而形成角砾间不规则储集空间类型。该类储集体分布较为均匀,孔隙度中等,单位压降下的产液量较高,但是由于储集空间内部连接并不通畅,注水后置换率较低,需要研究探索构建立体结构井网来提高开发效果。③构造裂缝型储集体主要分布在断裂带的损伤带和过程带,在断层带的两侧和端部发育形成一定宽度的裂缝带。裂缝带周边也会发育少量孔隙,部分区域会形成一定的渗流优势通道,因此注入水的流失量较大,注水效果相对于断裂空腔型储集体较差。研究成果支撑了富满油田上产原油350×10^(4) t,可助推注水开发方案和提高采收率方案的优化,对同类型油藏高效开发具有重要的借鉴意义。

水侵气藏型储气库全周期高效建设微观模拟实验

借助微观可视化模型与微流控技术,开展了水侵气藏型储气库初期建库阶段注气驱水及循环储采阶段采气底水上侵、储气排驱水体的模拟实验,分析气液界面稳定机制、气液渗流与赋存规律,探索储气库全周期高效运行的优化调控方式。研究表明:储气库初期建库阶段应调控注气速度,充分发挥重力作用保证气液界面宏观稳定运移,大幅度提高气体的波及能力,为储气库后续循环储采阶段提供更大的储气孔隙空间。储气库循环储采阶段,恒定的储采气速度导致孔隙空间利用率低,逐渐提高储采气速度,从“小吞小吐”逐渐过渡到“大吞大吐”,可以持续打破孔喉内流体的平衡受力状态,扩大储气孔隙空间与流动通道,有利于储气库扩容增效和调峰保供。

塔里木盆地库车山前超深气井砂垢堵塞成因及靶向解除技术

塔里盆地库车山前超深气田是西气东输主力气源地,具有超高温、超高压、高矿化度、储层裂缝非均质性强等特征,气井生产过程中砂垢堵塞问题突出,据统计最高影响气田产能达800×104 m^(3)/d。为实现超深气井高效解堵,通过气水两相结垢热力学预测模型、裂缝性储层岩石力学实验、井筒内气液固流动模拟等研究,揭示了超深气井砂垢复合堵塞成因,并形成了靶向解堵复产关键技术。研究结果表明:①“高温流动压降结垢、裂缝面破裂出砂”是超深气井出砂结垢的内在机理;②结垢固化松散砂桥形成复合堵塞是气井堵塞减产的主要原因,其中靶向除垢是解堵复产的关键所在;③靶向除垢解堵区域为井筒变径处和井周5 m内基质—裂缝系统,气井堵塞率30%~60%为最佳解堵时机;④非酸性除垢解堵液相比常用的酸性解堵液,在同级别溶垢能力的基础上,腐蚀速率降至0.49 g/(m^(2)·h),可同时满足低腐蚀和高效除垢的技术要求。结论认为,形成的超深气井靶向除垢解堵技术在塔里木盆地库车山前超深气田规模应用159井次,有效率达93.3%,累计增产天然气75.08×10^(8)m^(3),已成为西气东输主力气井快速解堵复产的“冬保良方”,可为国内外同类气田解堵复产提供技术借鉴。

能源转型:通往净零之路——第24届世界石油大会综述

以“能源转型:通往净零之路”为主题的第24届世界石油大会于2023年9月17日—21日在加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市召开。该次会议主要就未来能源转型与发展进行了讨论,重点探讨了如何利用多种解决方案在保障能源安全的同时实现碳减排目标,并就油气行业能源转型达成多项共识:①油气公司清洁能源转型已是大势所趋,“先立后破”的推进方式得到广泛认同;②当前油气公司仍需增加油气产量和供应量,但前提是率先减少碳排放量;③油气公司能否顺利实现能源转型,取决于对技术的掌控度与经济可行性;④天然气作为清洁化石能源,在能源转型过程中扮演着重要保障和忠实伴侣的角色;⑤碳捕获与封存(CCS)和碳捕获、利用与封存(CCUS)等脱碳技术将升级为投资杠杆,进一步释放技术和政策潜力;⑥氢能成为该次大会的“宠儿”,蓝氢与CCS结合将成为碳捕集市场的推手;⑦受俄乌冲突对能源供需的影响,部分国家正设法加强保护自身的能源供应安全。基于参加该次大会的收获与体会,对中国油气工业发展提出建议:①结合我国能源发展的具体国情,加大国内油气稳产上产力度仍是近期能源发展的主旋律;②加大油气战略储备能力建设,主动应对极端环境挑战并保障油气稳定供给;③加强新能源、电气化的应用,因地制宜地实现油气生产过程中的能耗低碳化;④充分发挥油气工业发展的整体优势,积极布局并推动CCS和CCUS产业发展;⑤积极参与世界石油大会等国际交流,彰显中国智慧和负责任大国形象。结论认为,实现二氧化碳净零排放已成为全人类共同的责任,油气行业在推进能源转型的道路上应率先垂范。

加强新时代党的建设着力提升自主创新能力

党的领导是我国科技事业健康发展的根本保证。新时代国有企业提升自主创新能力,需充分认识党建工作与科技创新深度融合、推动提升自主创新能力的重要性。本文结合中国石油科技工作实际,提出新时代提升国有企业自主创新能力,需以党的建设为引领,将提升学习能力、实践能力、创新能力作为增强“政治三力”的具体体现;强化责任担当,将全面从严治党要求转化为提升自主创新能力的具体行动;坚持问题导向转变工作作风,明确能源与化工创新高地建设思路与具体举措,把党建引领优势转化为科技创新动力,以高水平科技自立自强推动企业高质量发展。

序言

深层超深层油气资源(简称“深地油气”)已成为全球重要接替能源,据统计,世界新增油气储量60%来自深部地层,中国深地油气资源丰富,主要分布在塔里木盆地、四川盆地、准噶尔盆地和柴达木盆地等区域,总量超过670×10^(8)t油当量,约占常规油气资源总量的34%。2016年,习近平总书记在全国科技大会上指出:“向地球深部进军是我们必须解决的战略科技问题”。因此,向地球深部进军、探索地球深部奥秘、开发深地油气资源、打造全球陆上深地油气科学中心和创新高地,是贯彻习近平总书记重要指示批示精神的具体行动,是筑牢中国油气资源基础的重大部署,意义重大而深远。

中国石油加强基础研究打造原创技术策源地的思考与建议

基础研究是整个科学体系的源头,其深度和广度决定着原始创新的动力和活力。加强基础研究是以习近平同志为核心的党中央作出的重大战略部署。中国石油作为国有重要骨干企业,始终坚持事业发展科技先行,把科技创新放到“国之大者”中去思考、谋划和推进,取得了阶段性进展。战略布局总体形成,基础研究条件平台体系基本完善,创新合作持续深化,已在超深层天然气、陆相页岩油、深层煤层气地质理论与勘探开发技术等方面取得一批重大标志性成果。但与原创技术策源地建设和公司高质量发展需求相比,存在基础研究内涵不够清晰、战略方向不够明确、科技体制机制尚不完善、基础研究顶尖人才和团队较少、创新生态有待进一步优化等短板,导致公司具有革命性性和影响力的原创成果缺乏,对原创技术策源地建设支撑力量不足。建议围绕国家战略需求,进一步明确公司基础研究内涵,完善以原创技术策源地建设为统领、以国家级基础研究平台为依托、以基础性前瞻性科技项目为抓手、以各类基金为补充、以体制机制创新为保障的基础研究研发体系,致力在公司愿景和未来业务方向上创造新知识、储备新技术,从源头和底层解决制约公司高质量发展的关键问题,服务原创技术策源地建设和科技高水平自立自强。

依达拉奉与尼莫地平联合微创颅内血肿清除术治疗高血压脑出血的临床效果

目的:探讨依达拉奉与尼莫地平联合微创颅内血肿清除术治疗高血压脑出血患者的临床应用效果。方法:选取2017年3月~2022年3月鹰潭市余江区人民医院收治的100例高血压脑出血患者实施回顾性分析,将应用微创颅内血肿清除术治疗的48例患者归为常规组,52例采用依达拉奉与尼莫地平联合微创颅内血肿清除术治疗的患者则归为联合组。对两组患者治疗后的C反应蛋白(CRP)、降钙素原(PCT)、白细胞(WBC)水平进行比较,观察其水肿、血肿体积,对两组临床治疗效果开展评估,同时记录其术后并发症发生情况。结果:治疗后两组患者的CRP、PCT及WBC水平均比治疗前下降,但联合组CRP、PCT及WBC水平均较常规组更低,差异有统计学意义(P<0.05);治疗后,两组患者的水肿、血肿体积均较治疗前减小,但相较于常规组,联合组织水肿、血肿体积较小,差异有统计学意义(P<0.05);联合组治疗总有效率为98.08%,比常规组的87.50%高,差异有统计学意义(P<0.05);联合组术后并发症发生率为1.92%,较常规组的18.75%低,差异有统计学意义(P<0.05)。结论:对高血压脑出血患者采用依达拉奉与尼莫地平联合微创颅内血肿清除术的治疗方案有助于改善患者机体炎性反应、减少脑组织损伤,并能有效控制脑部血肿、水肿情况,治疗效果值得肯定,对术后并发症有一定预防作用,应用价值较高。

塔里木盆地塔中隆起断控复式油气聚集的差异性及主控因素

基于三维地震精细解释、构造与沉积特征剖析、流体性质及生产动态研究,探讨塔里木盆地塔中隆起油气成藏规律及主控因素。研究结果表明,塔中隆起油气具有以断裂为主控因素的复式成藏特征,80%以上油气储量沿断裂带富集;塔中隆起发育大型逆冲及走滑断裂,断裂形成演化与成藏耦合关系决定了复式油气聚集的差异性,断裂活动规模与期次决定了圈闭的充满程度与相态平衡,即输导体系的不畅通、油气充注的不充分、流体聚集的非平衡等受控于断裂,多期构造沉积演化控制了断裂带圈闭条件的差异性,多期油气运聚成藏控制了断裂带流体分布的差异性。断控复式油气差异性聚集理论是塔中隆起整体评价、立体开发与增储上产的关键。

倾斜油水界面成因分析与非稳态成藏理论探索

以塔里木盆地哈得逊油田所存在的倾斜幅度很大的油水界面的东河砂岩油藏为例,系统分析了倾斜油水界面油藏的成因,排除了水动力和毛细管压力两种引起油水界面倾斜的原因,通过精细的构造演化分析和物理模拟实验研究,认为新构造运动引起的构造变动是东河砂岩油藏油水界面大幅度倾斜的主要原因。该油藏现今正处于油藏的调整过程之中,油气富集具有明显的非稳态性,进而提出了非稳态成藏的理论构想,认为油气从生成到成藏到油气藏枯竭是一个连续的动态过程。将油气从生成到散失的全过程分为前油藏阶段、油藏阶段和后油藏阶段,3个阶段形成了不同的油气聚集类型。

塔里木盆地克深8超深超高压裂缝性致密砂岩气藏快速、高效建产配套技术

塔里木盆地克拉苏构造带上的克深8气藏是罕见的超深超高压气藏,具有产层埋藏深、高温超高压、断层裂缝发育、储层巨厚、基质致密、气水分布复杂等特点,评价、开发难度极大。为此,中国石油塔里木油田公司对该气藏储层裂缝精细描述和渗流机理进行了研究,持续开展复杂高陡构造地震资料处理解释、开发优化设计、安全快速钻完井、储层改造及动态监测等主体技术攻关,有效提升了该超深致密气藏的开发水平,在该类气藏的高效布井、快速安全钻完井、储层增产改造、高效开发优化设计等专业技术领域形成了22项开发特色配套技术。通过技术进步和创新勘探开发一体化管理模式,"十二五"后3年在克深8区块完成了区块评价及产能建设任务,实现了快速、高效建产,开辟了超深超高压裂缝性致密砂岩气藏开发的新领域,所形成的配套技术和工程地质一体化理念可为国内外同类型气藏的开发提供借鉴。

克深气田储层地质力学特征及其对开发的影响

克拉苏构造带深层裂缝型致密砂岩气藏经历强挤压构造变形,复杂的现今地应力场和天然裂缝系统导致储层非均质性和各向异性较强,不同构造之间和同一构造不同位置的气井产能差异明显。为明确影响该区天然气开发中的地质主控因素,在井筒一维地质力学参数评价和构造格架搭建的基础上开展了克深气田储层地质力学建模,深入分析克深气田多个构造带储层岩石力学性质、现今地应力场及天然裂缝的发育特征,归纳总结不同构造带、同一构造带不同部位及不同层位的储层地质力学特征,并结合克深气田典型井的开发现状,建立地质力学特征与产能的关联,最后,针对不同类型的气藏分别提出与之匹配的布井原则。研究表明:(1)不同构造类型气藏地应力场分布特征差异较大,应力方位与天然裂缝产状之间的关系也有明显不同;(2)气藏内储层地质力学属性呈现自分层特征,其直接影响储层孔隙度和渗透率分布;(3)气藏内部处于应力低值、裂缝走向与水平主应力方位之间夹角小的位置,储层渗透性能较好,单井产能更高。研究不仅为储层评价和气藏描述提供了有力的补充,同时也为井位优化提供有利的依据。

深层超高压气藏气体偏差系数确定方法研究

地层条件下气体的偏差系数是用来计算气藏储量的关键数据,通常使用图版法、经验公式法和实验法进行确定。但由于深层超高压凝析气藏地层温度高、压力高,常用的图版法等方法是否适用,缺乏实测资料的佐证。高温高压实验研究表明,超高压下的气体偏差系数和临界压力均远高于低压气藏,超出Stand ing-K atz图版范围,常规的方法不适用;高压条件下的气体偏差系数与压力呈直线关系,可由较低压力下的实验结果直线外推得出超高压下的偏差系数,不仅降低了对实验设备的要求,且简化了实验过程。

库车前陆盆地克深气田超深超高压气藏开发认识与技术对策

塔里木盆地北缘库车前陆盆地克深气田是罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏。在气田开发先导试验阶段,开发井成功率、产能到位率均低,气井产能递减快,开发效果不佳。为此,在深入认识气藏地质特征、产能控制因素、储层连通关系与渗流特征、气水关系与水侵规律的基础上,经过持续的开发试验和技术攻关,探索形成了"高部位集中布井、适度改造、早期排水"的开发对策和"超深复杂构造描述技术、裂缝性致密砂岩气藏井网优化技术、裂缝性致密砂岩储层缝网酸化压裂改造技术、超深超高压气井动态监测技术、高压气井井筒完整性管理与评价技术"等5大配套开发技术,在该气田开发过程中取得了良好的应用效果:(1)目的层钻井深度误差由125 m下降到30 m以内;(2)克深8区块扩大试验区产能到位率达100%;(3)单井平均天然气无阻流量提高5倍,由改造前的50×10~4 m^3/d提高到273×10~4 m^3/d;(4)克深气田实现了高温高压条件下的安全平稳生产。该气田的成功高效开发为国内外其他同类型气藏的开发提供了经验,其开发对策和配套技术具有重要的指导和借鉴意义。

塔里木盆地迪那2气田特低渗砂岩储层应力敏感性研究

迪那2气田是西气东输的主力气田之一,地层压力高(106 MPa)、压力系数高(2.25),是一个带裂缝低孔、特低渗异常高压凝析气藏。为正确评价在开采过程中储层岩石随着地层压力的下降而发生的弹塑性形变,开展了迪那2气田储层应力敏感性实验研究。通过对岩心样品在不同有效应力下的孔隙度、渗透率的测试,分析了储层岩石物性随压力的变化规律,得到了迪那2气田典型储层的全应力应变曲线,定量地描述了地层压力降低后岩石出现的永久塑性变形特征。该成果为确定迪那2气田单井产能、制定气田开发规划奠定了基础,也为类似气田的开发基础研究提供了有效的技术方法和手段。

灰色综合评判法在裂缝预测中的应用

本文结合川中—川南过渡带下二叠统裂缝预测工作，将灰色系统理论引入裂缝预测。灰色综合评判法对数据的类型、分布和数量没有严格要求，通过关联分析计算各因素的权重，计算简便，能有效、客观地利用各种信息。

克拉2气田稀井网储层精细三维地质建模

塔里木盆地克拉2气田在开发方案设计阶段仅有5口探井和评价井,井距3～6km,难以满足建立常规储层精细三维地质模型的要求。为此,在充分研究该气田地面露头地质特征的基础上,纵向上利用测井的分辨率,横向上利用地震的分辨率,使用随机模拟方法,对该气田储层物性空间分布的非均质性进行了细致描述,对储层参数的空间分布进行估计或模拟;在远离井点控制的地方,采用地震导向方法找出井和地震数据间的关系;进而结合储层建模方法优选,建立了符合该气田气藏地质特征的三维地质模型,模型的符合程度超过90%。为该气田开发方案的制定及优化奠定了基础,形成了稀井网条件下储层精细建模特色技术。

哈拉哈塘油田缝洞型油藏自流注水耦合计算模型

哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发中后期需要进行注水替油增产作业,但中国自流注水的相关研究尚处于初步阶段,缺乏完整的自流注水流动模型和开发效果优化设计软件。从部分射开水层、射孔孔眼、水阀和缝洞体等关键局部节点出发,建立了缝洞型水层-缝洞体单元流动模型,对部分射开水层、射孔孔眼和水阀等关键节点采用COMSOL软件进行了流动仿真,将各个节点的流动方程进行联立耦合,建立全系统流动耦合模型,并利用Eclipse软件进行了数值模拟,从整体上进行验证。对比验证结果表明,采用油藏数值模拟方法建立的自流注水数值模拟模型可用于缝洞型储集层自流注水量和地层压力变化趋势的预测,为自流注水优化设计提供参考依据。

塔中低凸起石炭系网毯式油气成藏体系结构及输导体系

塔里木盆地具有构造演化旋回多、烃源岩发育层系多、油气成藏期次多、油气藏破坏次数多等特点,油源普遍混淆,已发现油气藏以它源油气成藏体系为主,难以通过单油源含油气系统来解决油气成藏的认识问题。论文以塔中低凸起石炭系油气藏为研究对象,引入"网毯式油气成藏体系"理论,剖析了油气成藏体系结构及特征,揭示了油气输导体系。结果表明:塔中低凸起石炭系发育CⅢ、CⅠ两套次级成藏体系单元,各成藏体系单元结构包括油源通道网层、仓储层、油气聚集网层等三层结构;油气输导体系划分为四类十一型,即断裂输导型、不整合输导型、连通砂体输导型及火山岩输导型,输导模式包括"Y"型、"T"型及"S"型等。塔中低凸起为典型的复合网毯式油气成藏体系,成藏体系结构和输导体系的建立为石炭系油气藏滚动开发拓展了新的思路。

自贡地区阳新统储层的形成机制

概述本区属川西南低褶带自流井构造群,现今构造线方向主要为北东向。位于乐山一龙女寺加里东古隆起东南翼和泸州——开江印支古隆起西北翼,燕山期为白垩纪沉降区,因此又称自流井凹陷。