深海深地取得创新突破 油气增储上产不辱使命

2023年,我国油气行业坚决贯彻党二十大报告关于“加大油气资源勘探开发和增储上产力度”的要求,油气企业积极践行“七年行动计划”,聚焦深海深地领域,入海入地深度创造新记录,原创技术实现新突破,增储上产成效达到新高度,展现出良好的发展新前景。深海深地的创新突破为端牢能源饭碗、保障国家能源安全作出了突出贡献。

基于微流控模型的致密油藏微观渗吸机制试验

针对目前岩心渗吸周期长、计量不准确且现有微观模型参数设计未涉及到致密储层典型喉道尺寸等问题,设计考虑不同喉道尺寸、孔隙形状、孔喉比、喉道与孔隙连接位置、配位数玻璃制成的喉道和孔隙双深度及硅-玻璃制成的均深刻蚀微流控模型,并通过高温氧化硅镀层实现流道内部润湿性一致,开展蒸馏水-油、油-异丙醇-蒸馏水型体系的一系列渗吸试验。结果表明:喉道中存在薄膜流动,且薄膜流动速度远快于渗吸弯液面移动速度,不规则渗吸界面是由喉道内表面粗糙度引起的,薄膜流动对孔喉渗吸效果影响显著;渗吸早期,宽喉道对于渗吸作用的贡献远大于窄喉道,润湿性增加有利于润湿相向扩径区域渗吸;薄膜流动避免了润湿相在喉道中的卡断现象,而是以间断薄膜流动形式继续向出口流动;较小的润湿角和迂曲度有利于渗吸作用,渗吸的距离更远,渗吸前缘更为均匀,配位数、孔隙形状及大小对渗吸影响较小,主要受孔隙与喉道接触位置的开口大小决定,润湿性决定渗吸在各种孔喉结构下的整体效果。

致密油藏非等径毛细管微观渗吸影响因素

非等径毛细管模型是目前研究微观渗吸的主流模型,目前大多数对非等径毛细管模型自发渗吸研究主要基于气-液系统,液-液系统下非等径毛细管的渗吸过程缺乏相关研究。而液-液系统下的渗吸作用对致密油藏的注水开发具有重要的影响,因此基于泊肃叶定律和渗吸理论,推导出液-液系统下非等径毛细管自发渗吸理论公式,建立了考虑毛细管结构和黏度比影响的新型渗吸理论模型,明确了多段式扩径-缩径毛细管中液-液系统下的微观渗流行为。结果表明:毛细管几何尺寸是影响非等径段渗流行为的主要因素,液-液渗吸结束时间远大于气-液渗吸的时间,随着非等径段的增加,渗吸曲线呈现一条曲线;黏度比对液-液系统下渗吸结束时间的影响较大,气相黏度的增加对渗吸结束时间影响较小,在此基础上建立了多段式扩径-缩径等效毛细管模型,与传统LW (Lucas和Washburn)渗吸模型相比,预测偏差更小,符合率更高。利用该模型可以快速、准确地预测在非等径毛细管中的渗吸过程,为致密油微观渗吸研究提供了新的思路。

注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究

对高含水油田开采技术经济政策界限的确定以及其他调整与措施,关系到油田的开发水平和总体经济效益。注水开发高含水期油田开发技术经济政策方法有:地质条件和开发效果双体系评价分类方法,原油成本分类与预测方法,油井经济极限指标的计算方法,油田开发项目经济开采年限的确定方法,经济可采储量的计算方法,基于水驱特征曲线的图版拟合方法。注水开发油田高含水期开发技术经济政策应用研究包括:中高含水砾岩油藏开发效果评价,可变成本的预测,油井经济极限指标、经济可采储量指标、含水上升率等指标的计算。

克拉玛依油田厚层块状特低渗透油藏的开发调整方案

克拉玛依八区下乌尔禾组油藏是一个低孔隙、特低渗透、带裂缝的厚层块状砾岩油藏,采用一套井网开发,开发效果不理想。对该油藏开发中目前油藏储量动用状况和水驱开发状况进行了分析,研究了分层开发及井网与裂缝的优化配置关系,在此基础上提出了分层系加密开发的调整方案。该方案初步实施结果表明,对于特低渗透厚层块状油藏,分层系加密开发是可行和经济有效的。这为同类油藏的开发提供了良好的借鉴作用。

全球海域油气开发形势与展望

全球海域油气剩余经济可采储量近80%在浅海,超过一半在中东波斯湾海域;浅水海域贡献了全球油气产量的1/3;海域多达67%的油气田处于二次采油阶段;深水、超深水油气开发实际成本明显低于浅水油气开发成本。随着国际油价的回暖和攀升,预期海域新投产油气田数量和油气产量将逐步回暖;海域油气开发活动由浅水向深水和超深水海域不断拓展;海域油气实际开发成本与保本价均降至历史最低水平。未来5年,全球海域的开发投资将带动海域油气产量迎来新的增长,海域油气开发的景气度有望进一步提升。建议抓住中亚局势动荡、国际石油公司退出海域油气资产的机会,适时介入中亚滨里海海域天然气业务,获取更多优质的海域油气资产。

国际油价下跌特征及石油公司应对策略分析

根据近30年来十次油价下跌的特点和规律,分析认为近期国际油价将继续低位波动,"W"型反弹的可能性较大。本轮国际油价持续下跌导致上市石油公司市值大幅缩水。当前油价水平已跌破绝大多数石油公司的盈亏平衡价格,部分石油公司将陷入财务困境,被迫缩减支出或出售资产,世界油气并购的黄金窗口即将开启。国际石油公司应对低油价的一般做法包括削减投资、控制成本、并购重组、出售资产甚至破产等。建议国内石油公司及时调整生产经营策略,提升精细化管理水平,同时密切关注海外油气资产并购信息,把握交易时机,谨慎选择并购目标。

世界油气新格局及其影响分析

世界油气格局历经了美国中心、"一域两中心"和"两带三中心"的三次历史演变。技术进步和油价持续高位运行,以中国和印度为首的新兴经济体能源消费迅速增长,以及美国"能源独立"战略的实施是形成当前"两带三中心"新格局的主要原因。新格局下呈现出资源接替启动和美国依靠美洲实现能源自给两大发展趋势,两大趋势将重构全球油气生产和出口格局,改变油气贸易流向,并对世界地缘政治产生深远影响。新格局下中国油气供应安全机遇与挑战并存,中国需要打造能源支点国家,优化布局,构建"以中东-中亚-俄罗斯带为中心,以非洲、美洲为侧翼"的油气供应格局。

全球油气供需新格局及勘探开发新趋势

当前全球油气工业呈现四大新态势:1)世界油气供需形成了"两带三中心"的新格局——主要供应带由"中东-前苏联"变为"中东-中亚-俄罗斯"与"美洲";消费中心由美国、欧洲转变为美国、欧洲和亚太。2)全球勘探新发现呈现"一点一弧一三角"——"一点"指北美非常规油气,"一弧"指环印度洋天然气富集带,"一三角"指大西洋两岸黄金三角原油富集带。3)新领域、非常规和提高采收率(EOR)给油气开发注入了新动力——新领域主要包括深水、极地和LNG,非常规主要包括致密油气、油砂和超重油,老油田提高采收率也是需要强抓力推的一个增储上产途径。4)未来油气开发与工程技术会朝着四个大方向发展——智能化、纳米技术、仿生技术、原位改质与转化。

关于“一带一路”区域内油气上游合作的探讨

分析了"一带一路"区域内主要资源国的油气合作现状、上游不同合同模式的差异性、已有的合作基础与面临的挑战以及相关资源国的勘探开发现状及潜力,提出了"哈萨克斯坦油田群、土库曼斯坦气田群、两伊巨型油气田群、俄罗斯与极地群、东南亚油气田群、东非天然气群"六大上游合作重点项目群,明确了油气上游合作的目标,"互利共赢、层次递进、就近通道"的基本原则,以及"由近及远、由点及面、由大及小"的实施路线。

2017年全球油气开发形势回顾与趋势展望

通过系统梳理全球油气田个数、分布含油气盆地、剩余可采储量、历年油气产量等数据,分4种类型(陆上常规油田、陆上常规气田、海域常规油气、非常规油气)和六大区域(中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲、亚太、欧洲)分析了全球油气田开发现状。从国际油价、投资成本、油藏类型、技术创新、资源国政策及国际石油公司发展战略角度对2017年全球油气开发形势进行了研判。具体包括:原油价格震荡上行,油气开发投资恢复增长;油气开发成本降低,油气开发效益明显提升;天然气消费增速回暖,天然气产量稳定增长;注重油气可持续发展,海域油气开发稳步提升;突出效益优先理念,差异化发展非常规油气;强化开发技术创新,持续提高油气开发效果;资源国政策调整频繁,投资热点有所扩展;国际公司引领地位明显,由生存向发展转变。并从资源类型、区域布局及油藏类型对全球油气未来的发展趋势进行了展望。

全球油气开发特征与启示

2017年,全球油气开发特征包括:全球油气上游投资增长,深水、LNG和非常规等领域是国际石油公司的投资重点;油气开发成本降低,油气平均操作成本为6.9美元/当量桶,开发效益明显提升;天然气产量约为3.7万亿立方米,比上年增长4%;海域油气产量当量达到22.24亿吨,海域油气开发稳步提升;非常规油气产量上升至12.6亿吨当量,非常规油气发展呈差异化特征;技术创新成为提高油气开发效果的核心竞争力;资源国政策调整频繁,投资热点有所扩展;国际石油公司引领作用明显,盈利能力和抗风险能力较强。全球油气待发现资源量位于历史高位,油气产量持续稳定增长,三大推动力为领域接替、技术进步及油气价格。2018年后,全球油气产量将逐年增长,2035年达到95亿吨当量,油气产量主要仍由中东、中亚-俄罗斯和美洲贡献。非常规油气和海域油气将在全球油气产量构成中起到越来越重要的作用。中国应构建以能源支点国家为核心的油气供应格局,推动能源利用向低碳清洁方向发展;借助"一带一路"倡议,开启全球油气合作新时代。中国的石油公司要认清国际油价影响因素,把握全球油气财税调整的周期性,提升公司的效益水平。

“双碳”目标下油气行业发展对策

随着全球气候问题应对措施推进,已有超120个国家和地区提出了碳中和目标,全球能源转型进程加速,以传统油气业务为主的石油公司面临多重环保监管和碳减排压力,低碳转型战略受到广泛关注。在碳达峰和碳中和的目标背景下,从供需格局、勘探开发趋势、业务结构、国际油价、地缘政治等多方面,分析了全球油气发展现状和趋势,提出了中国油气行业发展的相关对策:坚定油气的主体能源地位,加大勘探开发力度,坚持“常非并举,海陆并进,深浅并重”,促进增储稳油增气,保障国家能源安全;注重碳减排和碳利用相结合,加快推进节能减排,实现绿色低碳开发;重视油气与新能源融合发展,依托油气勘探开发的资金、技术和人才优势,有战略、有步骤地推进新能源领域发展;坚持以理论技术研究、关键技术研发、技术配套应用为核心的技术创新战略,驱动油气行业实现绿色转型和高质量发展。

高温相对渗透率曲线在热采数值模拟研究中的应用

高温相对渗透率曲线是热采数值模拟中一项不可缺少的参数。根据近年来的数值模拟工作实践,作者提出了一种结合油藏地质及流体参数,对实验室提供的高温相对渗透率曲线进行整理的方法。该方法已在多个区块的数值模拟中应用,效果良好。

低油价下的全球原油供需趋势

全球原油供需基本面是国际油价波动的主要影响因素。目前,全球原油供需宽松致使油价持续低迷,而低油价将使全球原油产量和供给能力增长速度放缓,OPEC不减产、保份额政策可能松动,美国致密油生产的平衡成本价格受油价持续下行的挑战压力增大,巴西等国家的原油生产受资源国经济形势影响增长乏力,预计2016年世界原油产量增长约20万桶/日。预计2016年世界原油消费量将维持150万桶/日的低速增长,美国和中国增长缓慢,欧洲持续减少,印度等成为新的增长点。预计2016年底全球原油供需关系将重回供需紧平衡状态。

克拉玛依油田九_6试验区热采数值模拟研究

本文主要根据热采数值模拟结果,分析了影响克拉玛依油田九6试验区注蒸汽开发的地质、注汽及完井因素。 结果表明,影响注蒸汽开发效果的主要地质因素为油层有效厚度及原油粘度;绝对渗透率的影响主要在早期,但对最终采收率影响较小。当油层范围内存在高渗透带和渗透率各向异性时,对注蒸汽开采亦有一定的影响,且在采油井蒸汽突破之后,减小注汽井注汽量对开采效果将有所改善。

巴肯致密油藏单井产能参数影响程度排序

为了快速准确地找出水平井压裂设计和施工过程中的关键影响因素,有效提高产能,针对巴肯致密油藏特点,采用信息量分析、灰色关联、正交试验设计3种方法对巴肯致密油藏压裂水平井产能参数的影响程度进行了计算与检验,确定各参数之间的关联性及各参数对产能的影响程度。结果表明:压裂级数、缝长、水平井段长度和渗透率是影响巴肯致密油藏压裂水平井产能的主要参数,而地层压力、孔隙度、缝宽和地下原油黏度为次要影响参数。可从对产能具有显著影响的可控因素入手,有效提高巴肯致密油藏压裂水平井的产能。使用3种方法得到的影响程度排序结果相似性较高,说明这3种方法有较强的实用性和一致性,均是计算和检验致密油藏压裂水平井产能参数影响程度的有效方法。

稠油蒸汽吞吐过程中加热半径与井网关系的新理论

综合评价了稠油蒸汽吞吐过程中加热半径计算的3种经典模型,并推导出了稠油蒸汽吞吐过程中最大加热半径计算公式,首次采用Buckley-Leverret方程计算了热水带的加热半径,其结果与油田开发实际符合较好.同时,首次提出了稠油蒸汽吞吐在多轮次加热过程中的一种新理论：在1～4周期蒸汽起到了扩大加热半径的作用,随着周期增多而加热前缘向外扩展作用减小,蒸汽主要起重复加热油层的作用.本文导出的新模型公式及提出的新理论,对于不同类型稠油油藏蒸汽吞吐的井距设计具有一定的借鉴意义.

低渗透油藏小井距开发试验研究

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为低孔、特低渗透、带裂缝的厚层块状砾岩油藏。采用数值模拟方法开展了小井距开发层系划分与组合优化研究及井网和裂缝合理配置研究。确定了最佳层系组合方式,层系含水75％为最佳上返时机。合理开发方式为注水井排与裂缝方向平行的线状注水方式,裂缝穿透率应控制在40％左右,注水井排采油井含水80％时为最佳转注时机。小井距试验方案实施后,油藏开发效果明显改善,预计可提高采收率11.78％。

低矿化度水驱技术增产机理与适用条件

针对最新提出的注入水低矿化度提高原油采收率问题,展开了对低矿化度水驱技术全方位研究。通过对文献调研、实验和油田试验数据对比分析,表明低矿化度水驱增产的主要原因是黏土微粒迁移储层微观改造和润湿性转变,其机理包括微粒迁移、多官能团离子交换、阳离子交换、高价阳离子桥接、双电层离子扩散、pH值变化、低界面张力、降低油水流度比、盐溶作用和胶结物溶解等,各种机理相互协同作用增加原油采收率,由于储层条件不同,会出现某种机理缺失或者某种机理占主导的情况。如果油田具备低矿化度水驱的必备条件,那么控制好注入水的矿化度便能够提升5%~20%的原油产量。低矿化度水驱技术不仅成本低、油田施工步骤相对简单和环境污染小,还可以用于开发海上油田,充分展现了该技术在未来油田开发的潜在价值和广阔空间。