中国石油吉林油田公司员工培训工作纪实

吉林油田分公司历来重视人才培养工作。近年来，根据集团公司要求，公司大力实施“人才强企”战略，围绕勘探开发、油气生产、经营管理薄弱环节，坚持与新政策、新理论、新业务、新技能发展同步，

“采油状元”演绎精彩人生——记全国五一劳动奖章获得者、中国石油吉林油田公司采油工张洪举

从吉林油田劳动模范、特等劳动模范到中油集团公司劳动模范;从吉林省经济创新能手、“十大采油状元”到全国五一劳动奖章,20多年一路走来,张洪举收获了太多荣誉,大家都称他为“采油状元”。他的字典里,没有“困难”二字在张洪举的字典里,从没有“闲难”二字。1990年,伴随着吉林油田新民试采区的成立,张洪举第一批随队来到这个荒凉的开发区。

中国石油二氧化碳捕集、驱油与埋存技术进展及展望

全面梳理中国二氧化碳捕集、驱油与埋存(CCUS-EOR)攻关探索、矿场试验、工业化应用3个阶段发展历程,系统阐述近年来在CO_(2)驱油机理和矿场实践等方面取得的突破性认识和相应的CCUS-EOR工程配套技术成果,指出未来发展前景。经过近60年的探索攻关,创新发展了适合中国陆相沉积油藏的CO_(2)驱油与埋存理论,提出C7—C15也是影响CO_(2)与原油混相的重要组分的新认识,在矿场试验中验证了CO_(2)快速恢复地层能量、大幅提高区块产能和采收率等机理。创建了陆相沉积油藏CCUS-EOR油藏工程设计技术,形成了以保持混相提高驱油效率、均匀驱替提高波及效率为重点的油藏工程参数设计及井网井距优化设计技术,初步形成了CO_(2)捕集、注采工艺、全系统防腐、埋存监测等全流程配套技术。为实现CO_(2)的高效利用和永久埋存,需将油水过渡带油藏统筹考虑,由单油藏升级到构造整体控制区域的规模化CO_(2)驱油与埋存,在构造高部位实施注CO_(2)稳定重力驱,利用CO_(2)开采油水过渡带油藏,超前进行微生物促使残余油、CO_(2)转甲烷等储备技术研究。

2010年中国石油工业综述

2010年,中国石油工业再创骄人业绩国内原油产量首次突破2亿吨;天然气产量再创历史新高并实现两位数增长;炼油总产能突破5亿吨/年;油气管道总长度达到约8.5万千米,四大战略通道格局基本形成;国际合作快速拓展,权益油产量首破6000万吨;国内油气勘探开发和炼化对外合作项目明显增加;各石油公司与地方政府及相关企业的战略合作继续加强。为提高核心竞争力,进一步整合资源,一批专业性公司或研究机构相继成立;石油科技创新取得重大进展,数项科技成果获国家大奖。中国三大石油公司发展质量大幅改善,规模实力、盈利能力和在世界大企业中的地位显著提升,全面完成了"十一五"确定的各项目标和任务,为"十二五"及更长远发展奠定了坚实基础。

中国石油发展战略演进与启示

战略是对企业全局性、长远性、方向性问题的统筹谋划,是指导企业发展的行动纲领。中国石油改制组建以来,以战略制胜的理念,坚持企业发展战略研究,加强战略制定和落地实施。公司发展战略经历了4次较大的调整完善:(1)组建之后至2004年,确定企业宗旨、实施五大战略,形成建设具有国际竞争力的跨国企业集团的战略思路;(2)2005年,实施三大战略,提出率先建成一流的社会主义现代化企业和具有国际竞争力的跨国企业集团的战略;(3)2008年提出建设综合性国际能源公司的奋斗目标和战略部署;(4)2016年以来提出稳健发展方针,实施四大战略,建设世界一流综合性国际能源公司。中国石油经过18年的发展演变逐步形成了一整套较为完善、自具特色的战略体系,引领企业取得了发展成就,从中也获得不少启示。

吉林油田CCUS-EOR技术攻关与实践新进展

CO_(2)捕集、埋存与提高原油采收率(CCUS-EOR)技术可大幅度提高原油采收率并实现CO_(2)有效埋存,同时兼具减碳、增油两大功能,是落实“双碳”战略和保障能源安全的重要技术手段。中国石油高度关注CO_(2)资源化利用问题,在系统研究原始油藏、中高含水、高含水及特高含水油藏CO_(2)驱油机理与埋存潜力的基础上,研发了关键技术和工艺装备,形成了集CO_(2)捕集、输送、注入、采出、驱油、埋存、防腐等为主体的CCUS-EOR全产业链一体化技术体系,并率先在中国石油吉林油田开展了CO_(2)捕集埋存与提高采收率矿场实践。研究结果表明:①矿场试验证实CO_(2)驱油可提高采收率20%以上,现已累计注入CO_(2)达320×10^(4) t;②矿场实践系统揭示了陆相低渗透油藏CO_(2)驱油与埋存规律,验证了CO_(2)捕集输送、注入采出、驱油埋存与循环利用全流程技术的适应性,实现了CCUS-EOR减排增效一体化。结论认为:①吉林油田建成了国内首个全产业链、全流程CO_(2)捕集、驱油、埋存与循环利用示范工程,实现了陆相沉积低渗透油藏CO_(2)驱油采收率的大幅提高和CO_(2)的安全埋存;②系统总结了吉林油田近年来在CCUS-EOR方面的最新研究进展和矿场实践认识,指明了油气田CCUS-EOR应用前景,并提出了以新质生产力推动相关企业产业化发展的具体建议。

吉林油田风光发电项目探索与实践

“双碳”目标下,吉林油田加快绿色低碳转型,推进油气与新能源融合发展,着力打造原油、天然气、新能源“三分天下”新格局。针对油气生产用能特点和清洁替代实际需求,充分利用域内风光资源、油田电网、电力消纳及土地资源等优势,以需求和消纳为导向,组织建设15×10^(4)kW自消纳风光发电项目。合理规划风光发电建设类型和装机规模,建成分散和集中式光伏400余处共7.1×10^(4)kW,集中和分散式风机18台共7.8×10^(4)kW,年发电能力3.6×10^(8)kW·h,绿电替代网电比例达29.3%,有效改善了用能结构,大幅降低用能成本。油气田企业发展风光发电业务,建议提高自消纳绿电项目建设规模,北方地区尽量避免冬季施工,分散式风光发电需加大在线计量管理,自消纳项目单独论证便于开发碳资产。

低渗碎屑砂岩地热储层开采潜力:以吉林油田为例

油气沉积盆地拥有丰富的地热资源。由于我国能源供需紧张,油田地热资源开发日益受到重视。为满足吉林油田A1站原油加热和输运能耗需求,笔者以吉林油田A1区块青三段低孔、低渗碎屑砂岩地热储层为研究对象,采用场地试验和数值模拟相结合的方法,识别了地层物性参数,优化了开采速率等关键工程参数,分析了研究区地热资源可持续开发潜力。结果表明吉林油田A1站需要设计两眼注入井和两眼生产井可满足现场用热需求。地热水开采速率可达1400 m^(3)/d,且10年周期内地热开采温度保持在67℃以上。

吉林油田页岩油水平井二开钻井关键技术及应用

吉林油田页岩油主要位于松辽盆地南部长岭凹陷,已经完钻5口纯页岩水平井。由于目的层层理和裂缝发育,造成井壁稳定性差,在施工过程中,存在返砂效率低、井壁易坍塌、水平段延伸困难、摩阻扭矩大等技术难题。针对这些问题,通过井身结构优化、强封堵钻井液应用、高效PDC钻头及提速工具优选、井筒清洁参数优化及压力精确控制等技术攻关,形成页岩油二开长水平段水平井钻井关键技术。应用结果表明:①采用强抑制强封堵高性能油基钻井液能有效封堵裂缝,大幅降低钻井液侵入量,并有效防止页岩膨胀,提高井壁的化学稳定性;②钻井液排量大于38 L/s、顶驱转速大于80 r/min能够保持水平井井筒清洁,节约短起下钻及下套管前通井的时间3 d以上;③个性化PDC钻头配合旋导施工能大幅度提高机械钻速,使井壁浸泡时间缩短30%以上。优化起钻速度使井底压力波动降低52%,进一步提高井壁稳定性;④吉林油田页岩油水平井由三开井身结构简化为二开井身结构,水平段长度提高82.75%,机械钻速提高53.73%,钻井成本降低33%。

吉林油田公司井控风险防控措施

井喷失控、着火、有毒有害气体泄漏等井控风险,易造成设备损坏、人员伤亡、爆炸着火以及环境污染等严重后果。目前吉林油田公司通过完善组织机构及管理制度,采取分级防控措施,严格落实工程保障,强化应急管理等一系列风险防控手段,有效遏制了井控事故的发生,有利保障了勘探开发生产平衡运行。

吉林新立油田下白垩统泉头组成岩储集相及储集空间演化

吉林新立油田位于吉林省松原市郭县以北新庙乡境内。综合应用25口取心井薄片、镜质体反射率、铸体、电镜、X衍射等岩心分析资料,研究了泉头组的成岩作用、成岩演化序列、成岩阶段划分及储集空间类型。根据成岩作用及特有的储集空间组合,划分了4种成岩储集相类型,即A相(不稳定组分强溶解次生孔隙成岩储集相)、B相(中等压实弱—中胶结混合孔隙成岩储集相)、C相(强压实中等胶结残余粒间孔成岩储集相)、D相(碳酸盐强胶结微孔隙成岩储集相);并阐述了各类成岩储集相的特征,其中A相储集物性最好,B相次之,C相较差,D相最差。最后探讨了泉头组储集空间演化,在中成岩阶段A期形成了大量次生溶蚀孔隙,为首次在该区泉头组特低渗储层中预测相对有利的成岩储集相带提供了研究思路和科学依据,也为改善特低渗油田的开发效果奠定了坚实的地质基础。

纤维压裂液及其在吉林油田的应用

针对油气生产过程中容易出砂和压后测试快速排液时出现的支撑剂回流等问题,采用纤维稳定支撑剂技术配制出了性能优良的纤维压裂液,对该压裂的性能进行了系统评价,并介绍了纤维压裂液在吉林油田的应用情况。通过考察纤维加量(0.1%～0.4%)对压裂液黏度及交联时间的影响,得到了纤维压裂液配方:0.3%瓜尔胶+0.04%SD2-2有机硼交联剂+0.035%过硫酸铵+0.2%T-3纤维+其他添加剂,该纤维压裂液pH值9～10,稳定性良好,并具有良好的延迟交联性能和耐剪切性能,适合于60～65℃的中低温地层。当闭合压力小于20 MPa时,加入纤维的支撑剂导流能力不受影响;常温、170 1/s下连续剪切90 min后黏度保留率为52.86%;破胶水化液的表面张力为23.8 mN/m并且黏度小于5 mPa.s。该项技术在吉林扶余油田东+5-33、东34-201、松原采气厂老4-24井共3口井进行现场施工中取得了良好应用效果。

地质工程一体化在大平台集约化建井中的实践——以吉林油田新立Ⅲ区块为例

目前,油气资源劣质化已成为油气勘探开发所面临的共性问题,吉林油田尤为突出。受低油价与资源品质变差的双重冲击,效益建产难度越来越大,产建规模大幅萎缩。为应对上述挑战,借鉴北美致密油气开发的成功经验,提出了"提产量、提采出程度、降投资、降成本"的策略,在吉林油田新立Ⅲ区块常规低渗透油藏应用地质工程一体化理念,形成了集约化建产模式,实践了油藏体积改造、非常规能量补充、工厂化作业等一系列非常规技术及做法。与常规建产模式相比,在提高产量与缝控储量、降低投资与运行成本方面,取得了突出效果,并在致密油开发中得到进一步推广。实践表明,在充分重新认识低渗透油藏潜力与技术体系的基础上,实施地质工程一体化、非常规技术的合理应用,是目前乃至今后实现效益建产的必然选择。

吉林油田油气勘探长远发展战略

通过分析吉林油田的勘探发展趋势,对松辽盆地南部及伊通盆地的油气勘探潜力及勘探前景的科学预测,结合勘探开发的需求,确定了今后的勘探方向和重点,指出下一步需要重点发展的勘探技术和攻关方向,提出了吉林油田油气勘探长远发展战略。

中国CO2提高石油采收率与地质埋存技术研究

控制CO2的排放已经得到世界各国政府和科技人员的广泛关注，已经成为一项声势浩大的国际行动。在我国实行CO2高效利用与地质埋存相结合的技术思路是缓解环境污染压力、提高石油采收率的有效途径。在分析CO2提高石油采收率与地质埋存技术研究现状和趋势的基础上，针对我国大多数油田非均质性强、渗透率低、原油黏度和含蜡量高、原油与CO2的混相压力高等特点，分析了CO2提高石油采收率与地质埋存技术体系中的关键科学问题：适合中国地质特点的CO2提高石油采收率与地质埋存评价体系问题、中国地质特点CO2提高石油采收率与地质埋存的基本地质理论问题、CO2提高石油采收率与地质埋存过程中的物理化学理论问题、CO2提高石油采收率与地质埋存驱动过程中的渗流力学问题及CO2分离、运输与防腐的相关科学问题，指出了在研究过程中需遵循的思路对策与途径，为中国CO2提高石油采收率与地质埋存一体化研究指明了方向。

吉林油田低渗油藏水平井开发技术

针对吉林油田低渗透油藏水平井开发状况,建立了吉林油田低渗透油藏水平井适应性地质参数评价标准,根据不同渗透率级别,优选出2类8个适合水平井开发区块。以M区块、N区块、E区块水平井开发油藏为例,从精细地质体描述、油藏工程参数优化、投产投注方案优化、水平井轨迹控制、能量补充5个方面对水平井油藏工程优化设计进行研究,给出了适合吉林油田地质特点的水平井油藏工程设计参数,形成了水平井系列开发技术。利用Eclipse软件对N区块不同能量补充方案进行数值模拟研究,结果表明,直井位于水平井趾端注水时,水平井产量最高。M区块水平井应用效果表明,水平井平均累计产油量是周围直井130-6井同期累计产油量的2.5倍。

吉林油田二氧化碳捕集、驱油与埋存技术及工程实践

系统总结吉林油田在CO_(2)捕集、驱油与埋存技术研究和工程实践方面形成的成型技术和矿场应用经验,阐述形成的全产业链配套技术系列。采用“模拟计算+中试试验+矿场应用”方法,研究证实了不同CO_(2)浓度捕集工艺在油田的适应性,研发了以新型活化剂为主的低耗能活化N-甲基二乙醇胺脱碳工艺技术,建立了主干网CO_(2)气相输送、井口超临界注入、采出流体气液分输的运行模式。根据不同气源条件,应用液相、超临界相、高压密相增压技术和设施,形成了气密封管、连续油管等井下注入工艺及配套防腐防堵技术。驱油实践中研发了锥形水气交替驱、CO_(2)泡沫驱、高气油比CO_(2)驱等采油技术与采出流体处理技术。通过数值模拟和现场试验探索,形成了直接回注、分离提纯后回注、混合回注3种产出气循环注入CO_(2)驱技术,并完建10×104m3/d循环注入站,实现了伴生气“零排放”。形成了碳通量、流体组分、碳同位素等监测一体分析的CO_(2)埋存安全监测技术,并确立了以防腐药剂为主、防腐材料为辅的全过程防腐技术路线。目前已建成高效低耗的CO_(2)捕集驱油与埋存集成示范区,累计增油32×104t,CO_(2)埋存量达250×104t。

吉林油田油藏描述技术的发展与思考

吉林油田多是以裂缝性中低渗—特低渗透砂岩储层为主的构造—岩性油藏,它从初期简单构造油藏的发现、开发到目前的复杂岩性油藏的规模、有效开发,经历了50年的发展,逐步形成了具有地方特色的低渗透储量有效动用的配套技术,其中,油藏描述技术的发展最为典型而又有实效,代表了整个油田开发技术发展的水平与高度。文章回顾了油藏描述技术的发展历程及其在油田开发中所起的作用,提出了今后需要进一步研究的一些问题。

吉林油田低渗透油藏储层综合分类评价技术

吉林油田低渗透储层注采关系建立难度大,采收率较低,且不同区块开发效果存在较大差异。分类参数、界限不统一,储层分类评价无法进行。总结吉林油田低渗透油藏宏观、微观储层特征,结合典型区块动态开发效果影响因素,先初选分类参数,再利用灰色关联法确定最终分类参数。引用概率累积法,计算各定量参数的分类界限,同时借鉴Feci综合指数法,对储层进行综合分类评价,建立了吉林油田扶余、高台子油层的综合分类标准。利用储层分类的标准,对各油田扶余及高台子油层的146个开发单元进行了归类,总结出制约低渗透各类储层开发的主要矛盾和问题,明确了提高采收率的攻关方向,为各类储层制定主导开发技术政策奠定了基础。

吉林油田含油污泥整体调剖技术

油田每年由于修井作业、原油储存等原因产生大量的含油污泥。主要对目前含油污泥的成份进行分析,提出将含油污泥制成调剖剂用于注水井调剖,充分利用污泥成份中固体含量取代颗粒调剖体系,实现含油污泥无害化处理的目的。通过室内实验筛选低成本聚合物以及交联体系,调剖体系强度大于15 000 m Pa·s,岩心封堵率90%,比常规调剖体系封堵率高3.5%。通过模拟现场三种不同的模式,进行封堵实验,从中选择最佳注入模式,形成区块整体调剖方案设计方法,对实施参数进行优化设计,在新立油田现场试验5井次,累计处理含油污泥2 200 t,经济创效105.4万元,投入产出比1∶1.5,经济效益明显。