济阳坳陷页岩油注二氧化碳开发技术

围绕页岩油注CO_(2)开发存在的问题,通过室内实验、数值模拟与压裂工艺相结合的方式,开展了页岩油注CO_(2)萃取置换机理、CO_(2)前置液对页岩力学性质影响的室内实验,模拟了CO_(2)前置压裂和吞吐补能对开发效果的影响,并将成果应用于CO_(2)前置压裂和单井吞吐矿场实践。研究表明:CO_(2)吞吐作用效果受微纳尺度效应及干酪根、吸附油存在等的影响,适当延长焖井时间可提高原油动用程度。在CO_(2)“注、焖”阶段,CO_(2)通过溶解扩散和传质作用提高重烃的动用程度,在CO_(2)“吐”的阶段,CO_(2)主要将较大孔隙中的原油排出至周边更大的孔隙或层理缝中流入生产井。注入CO_(2)前置液有助于保持岩心脆性,降低破裂压力,CO_(2)易沿层理面滤失,从而提高裂缝复杂程度。前置CO_(2)注入量增加会提升增能效果,从而增强地层能量的补充作用。页岩基质渗透率越低、地层压力越低、原油重烃含量越高,注CO_(2)吞吐开发后,采收率提高幅度越大。矿场实践表明,CO_(2)前置压裂后压力保持良好,单井CO_(2)吞吐后可有效补充地层能量,提高单井产能,效果良好。

中国石化油藏地球物理二十年发展与思考

油藏地球物理技术是综合应用多种地球物理资料与油藏动静态信息进行复杂油藏精细表征和动态监测的跨学科技术,对于提高油藏的储量动用程度和提高采收率具有重要的意义,是当前地球物理技术的重要发展方向。系统回顾了中国石化油藏地球物理提出的背景和过去二十年的发展历程,梳理了油藏地球物理技术系列,总结了在油藏地球物理基础研究、井中地球物理技术、多尺度资料联合反演、地球物理约束确定性建模、时移地震剩余油气预测、地震地质工程一体化、微地震油藏监测等方面的技术创新和应用效果。面对中国油气田勘探开发的深层、深水、非常规及老油田(“两深一非一老”)形势和一体化、智能化、绿色化挑战,油藏地球物理在油气产业技术致胜阶段仍然大有可为,要持续创新油藏地球物理技术,井、震、动、模一体化联合和人工智能应用,构建高水平的油藏地球物理勘探开发一体化、地质工程一体化解决方案,支撑油藏全生命周期建设。

济阳坳陷陆相断陷盆地页岩油开发的几点思考

济阳坳陷是典型陆相断陷盆地,其效益开发对中国页岩油可持续发展具有重要作用。陆相断陷盆地页岩油储层构造复杂、岩相类型多样,流体性质复杂,效益开发难度大。济阳坳陷经过研究评价、试验开发和规模建产3个阶段的探索,取得了重要进展。为此,系统性总结了页岩油优质甜点评价、立体开发优化、高效储层改造、储层补能提高采收率等页岩油开发技术所面临的挑战,提出了工程地质双甜点评价、井网层系组合优化、CO_(2)前置极限射流密切割压裂、注气补能和化学提高采收率等技术措施和效益开发管理模式,初步形成了陆相断陷盆地页岩油开发技术和管理模式体系,对其后续发展方向提出了建议,为陆相断陷盆地页岩油效益开发提供了参考借鉴。

含油气盆地咸水层二氧化碳封存潜力评价方法

以含油气盆地咸水层为对象,针对规模化工程实施需求,综合考虑地质因素、工程因素、经济因素等3方面限制条件,提出了适合于含油气盆地特点的四尺度、三层级碳封存潜力评价方法。结合中国含油气盆地特点,将含油气盆地封存潜力划分为盆地级、坳陷级、区带级与圈闭级4个评价尺度,封存潜力评价划分为理论封存量、工程封存量与经济封存量3个层级。理论封存量基于含油气盆地地质参数、储集层条件及流体性质,可细分为构造封存、束缚封存、溶解封存、矿化封存4种埋存机理;工程封存量受注入能力、安全封存压力、布井数量、注入时间影响;经济封存量基于盈亏平衡原理,主要考虑碳价收益、钻井投资及操作成本的影响。苏北盆地高邮凹陷咸水储集层评价结果表明,咸水储集层理论封存量中构造封存量占比最大,其次为溶解封存量和束缚封存量,矿化封存量最低;考虑注入性、安全性与经济性条件后,CO_(2)工程封存量和经济封存量与理论封存量相比大幅降低,分别仅为理论封存量的21.0%和17.6%。

新一代油气开发技术体系构建与创新实践

通过剖析“双碳”约束下的全球油气行业发展趋势及中国油气行业面临的形势和挑战,建立油气开发技术系统动力学方法,对面向2035年的油气开发前沿工程技术进行研究,揭示油气开发技术发展规律和发展方向。结果表明:面对能源转型大趋势、油气开发新领域,要加快构建新一代油气开发工程技术体系;重点攻关特高含水期中高渗砂岩大幅提高采收率技术、稠油油藏绿色低成本有效开发技术、陆相致密油气有效动用与提高采收率技术、页岩油气大幅度提高单井EUR技术、深层油气安全有效开发技术、新型钻完井技术及油气绿色低碳技术,推动油气开发工程技术的迭代升级,支撑“稳油、增气、降本和绿色智能”目标;要加强分子采油、纳米智能驱油、生物工程、地下原位转化及智能化等基础理论和技术研究,实现油气规模化、效益化、绿色化开发。

“双碳”目标下二氧化碳捕集、利用与封存技术及产业化发展路径

碳捕集利用与封存技术(CCUS)是有效减少化石能源燃烧及工业过程碳排放的重要手段,可有效降低碳减排的经济、社会和环境成本,是实现碳中和目标的重要技术支撑。中国CCUS技术发展迅速,已经具备了大规模应用到各行业中的技术可行性,但CCUS大规模部署仍面临诸多问题。为此,系统梳理了碳捕集技术、CO_(2)驱油封存技术、CO_(2)化学转化利用技术发展现状,分析了“双碳”目标(2023年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和)下CCUS发展面临的机遇,提出CCUS技术及产业化发展路径和3种主要产业发展模式,着力培育相关产业集群,打造低碳零碳示范基地,助力碳中和目标的实现。

绿色低碳油气开发工程技术的发展思考

为了应对全球气候变化,全球主要国家和地区制定了碳中和减排目标。油气作为传统化石能源,低碳转型是可持续发展的必由之路,通过技术创新与管理来减少碳排放已成为行业共识。在此背景下,绿色低碳油气开发工程技术也呈现出新的发展趋势,值得我国学习和借鉴。在阐述油气开发工程技术低碳发展行业背景的基础上,分析了绿色低碳油气开发工程技术的发展趋势,结合碳中和背景下我国油气行业发展面临的挑战,提出了油气开发钻井提速提效工程技术、数字化智能化油气开发工程技术、碳捕集利用与封存技术、油气开发节能减排与尾废利用技术和油气与新能源耦合技术等绿色低碳油气开发工程技术发展方向。围绕这些技术发展方向涉及的关键技术进行攻关与推广应用,尽快形成适用于我国的绿色低碳油气开发工程技术系列,对于实现净零排放目标和整体经济效益提升具有重要意义。

开发方式对断块油藏开发效果影响规律研究

以实际油藏地质情况为原型建立概念模型 ,通过油藏数值模拟研究讨论了包括注水方式、井网密度、天然能量利用与注水时机等开发方式对断块油藏开发效果的影响 ,从不同开发方式驱油特征的角度分析了造成开发效果差异的原因。研究结果对断块油藏的早期开发设计和后期综合调整都具有一定的借鉴作用 ,将有助于提高此类油藏的开发水平。

孤岛油田稠油开采配套技术研究及应用

孤岛油田是一个大型披覆背斜构造的整装稠油疏松砂岩油藏,经过三十多年的开发,综合含水高达90.7%,采出程度为27.7%,可采储量采出程度85.58%.由于油层有抽,出砂严重,井况差,造成停产停注井多,长期停产停注井占孤岛采油厂833口油井的34.2%.因油稠停产,削弱了油田的稳产基础.油稠停产井成为制约了油田开发效果的一个重要因素.

二元复合驱后续水驱阶段合理井网密度计算方法

结合二元复合驱后续水驱阶段油田开发的特点,提出了合理井网密度的计算方法。基于油藏数值模拟方法,得到不同井网密度与后续水驱阶段采出程度提高值的关系曲线,并采用修正的逻辑斯蒂函数进行拟合,在此基础上运用将来值法计算得到二元复合驱后续水驱阶段合理井网密度和极限井网密度。以胜利油田孤东七区西二元复合驱试验区为例,验证了该方法的有效性,研究结果对于二元复合驱后续水驱阶段油藏的合理开发具有指导意义。

渤海湾盆地煤系烃源主生气期与圈闭期匹配分析

运用镜质体反射率、TTI和煤系地层实测温度等方法对研究区主生气期和埋藏演化史进行了研究,研究发现该区以二次生气为主,在古近纪中后期进入生气高峰期,古近纪晚期到新近纪早期为煤系源岩主生气期,埋藏演化史主要分为均衡演化阶段、演化停止阶段、演化补偿阶段和差异演化-二次生气阶段。在此基础上,通过剖析典型煤成气探井,认识到圈闭的形成时间与煤系源岩的主生气期匹配关系是煤成气成藏的关键因素,有利区主要分布在圈闭形成时间早于主生气期、后期断层活动时间短且活动强度小的区域。

中国碳酸盐岩油气藏开发理论与实践

针对中国碳酸盐岩油气田成藏模式多样、构造复杂、储集层差异大的特点,跟踪分析了中国20世纪50年代以来的开发技术攻关实践,系统总结了所形成的碳酸盐岩油气藏开发理论与技术,分析了其适应性与存在问题,在此基础上提出了未来的发展方向及思路。中国碳酸盐岩油气藏开发主要形成了:(1)碳酸盐岩储集层的成因机制、复杂介质复合流动机理理论;(2)以地球物理描述、离散缝洞建模方法为核心的储集体识别和描述技术;(3)自由流-渗流耦合的数值模拟方法及试井分析技术;(4)空间结构井网设计、变强度注水和堵水封窜为核心的注水开发和氮气单井吞吐提高采收率技术;(5)钻完井、酸化压裂增产技术。进一步实现碳酸盐岩油气藏高效开发,需要开展4个方面的攻关:(1)发展更高精度的复杂储集层描述技术;(2)研发多途径的油气藏提高采收率技术;(3)完善和发展超深层碳酸盐岩钻井、酸化压裂改造方法,大幅降低工程成本;(4)加强信息技术、大数据技术、云计算、人工智能与油气藏开发的融合,实现油田开发的智能化。

中国深层油气勘探开发进展与发展方向

向地球深部进军、拓展深层油气资源,对于筑牢中国能源安全的资源基础具有重要的现实与战略意义,也是加大中国油气勘探开发力度的现实领域。在系统总结全球深层油气勘探开发形势和中国深层油气勘探开发进展基础上,深入分析了中国深层油气发展潜力、重点研究领域与科技攻关方向。中国深层油气资源丰富、勘探开发程度低,中西部叠合盆地深层发育的多套油气成藏组合、东部断陷盆地深洼区岩性与前中—新生界古潜山油气藏、深层页岩气等资源潜力巨大,勘探开发前景广阔,是未来重点研究领域。科技攻关方面需加强深层油气形成机制、分布规律及深部流体流动机理研究,开展基于地球物理的深部目标识别与预测、复杂地层条件优快钻井和复杂储层改造等关键技术攻关。同时,大力推动管理创新,进一步加强理论与技术、企业与部门间的协同攻关,加强勘探开发一体化、地质工程一体化的管理和运行,为深层油气高效勘探与有效开发提供有力保障。

中国陆相页岩油开发评价技术与实践

总结分析中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质、开发特征差异,梳理了中国陆相页岩油开发评价方法与技术进展,指出了中国陆相页岩油开发存在的问题及发展方向。阐述了中国页岩油开发评价技术在有利岩相识别、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析等方面的研究进展。指出中国陆相页岩油高效勘探和有效开发面临基础理论研究薄弱、勘探开发技术体系不完善、工程技术与国外差距大、开发成本高等多方面的难题。提出陆相页岩油开发发展方向:开展地质工程一体化综合研究,形成陆相页岩油差异化开发技术;加强大数据和人工智能应用,提高开发评价的精准性;攻关页岩油提高采收率技术,探索有效开发方式,提高开发效果和效益。

大数据及人工智能在油气田开发中的应用现状及展望

大数据与人工智能技术的快速发展引发全社会和全产业链的颠覆性变革。石油作为工业的血液,是推进国民经济和工业现代化的重要物质基础。但随着优质资源的不断开发,剩余的资源开采难度越来越大,存在石油资源品位劣质化、老油田高含水、低油价、环境污染等问题的挑战。大数据、人工智能技术与能源的深度融合,将在油气田勘探、开发等多个环节发挥重要作用。调研大数据及人工智能在油气田开发中的研究进展,回顾国内外油公司智能化油田建设历程,分析存在的问题和挑战,探讨智能油气田建设目标、建设模式、关键环节、核心内容,根据中国石化实际情况提出需要发展的关键技术。

孤岛油田水平井开采正韵律厚油层顶部剩余油挖潜先导试验

论述了孤岛油田正韵律厚油层开采现状及剩余油分布规律。根据该区油层层内夹层或物性夹层较发育,正韵律厚油层顶部动用和水淹程度低、剩余油潜力大的特点,部署了中9-平9水平井开展挖潜先导试验,投产初期日产油47t,平均日产油能力是直井的3倍,为老油田厚油层挖潜提供了一条新的思路。

中国石化油气田开发工程技术面临的挑战与发展方向

油气田开发工程技术的进步,为原油生产的稳定增长和天然气的快速发展提供了重要的支撑,但是开发对象日趋复杂化以及持续的低油价,需要开发工程技术创新发展,形成适应性更强的、成本更低的配套开发技术。总结了中国石化油气开发的趋势及工程技术面临的挑战,分析了高含水老油田、深层油气、非常规油气、深水油气对开发工程技术的需求,提出了开发工程技术的发展方向,并从工程技术创新、技术经济适应性、研发试验平台建设等方面提出加快工程技术发展的建议。这对推动油气开发工程技术发展,实现我国油气资源的高效开发、保障国家能源供应具有重要意义。

中国石化油藏地球物理技术进展与探讨

油藏地球物理技术被认为代表了21世纪地球物理技术的发展方向,与丰富的油藏生产动态资料信息联合,提高了地球物理对油藏描述的精度,对于提高油藏的储量动用程度和提高采收率具有重要的意义。我国油气地质构造条件复杂,岩性油气藏、深层超深层、深水及非常规油气勘探开发是当前及未来一个时期内的主要勘探开发方向。针对我国油气藏特点和老油田提高采收率的需求,总结了中石化近年来油藏地球物理技术研究的主要成果,包括以多尺度资料联合高精度成像、储层反演和油藏建模为核心的油藏描述技术,以油气藏流体监测为主的动态监测及分析技术,以随钻、微地震为主的工程优化技术。讨论了技术的发展方向,注重挖掘油田开发信息,井、震、动、模等一体化联合和大数据以及人工智能应用,攻关井中地震技术,研发解释、建模油藏工程一体化应用平台,发展随钻地震、微地震及动态监测技术,推动油藏地球物理技术的发展。

SG1—GD活性稠油调剖剂的现场应用

活性稠油、稠油—固体粉末堵水技术是一种选择性高、对油层无伤害 ,技术、经济两方面效益都很高的油井堵水技术。由于活性稠油、稠油—固体粉末堵水存在一定的技术缺陷 ,而用于调剖则可完善这种技术缺陷 ,因此进行了活性稠油、稠油—固体粉末调剖的技术研究工作。介绍SG1—GD活性稠油调剖剂的乳化剂合成与对比、乳化剂加药浓度的确定、乳化性能评价、固体粉末的筛选 ,并在室内进行了乳化稠油的岩心封堵试验 ,确定了SG1—GD活性稠油调剖剂的工艺配方 ,认为SG1—GD活性稠油调剖剂具有稳定性好、堵水率高、耐冲刷能力强的优点。

孤岛油田南区渤19断块交联聚合物驱油藏工程方案研究

以油藏数值模拟为手段对渤１９断块的水驱进行综合评价，结果表明：渤１９断块目前各油层采出状况很不均衡，主力油层“顶端优势”加剧——采出程度高、含水高，原主力油层的剩余储量仍然保持其主力地位。基于目前井网，对层系的数值模拟预测的水驱采收率仅为３５．４％。在水驱研究的基础上，对该断块进行聚合物驱和交联聚合物驱数值模拟优化研究，结果表明：以第一段塞０．０５ＰＶ（聚合物浓度２０００ｍｇ／Ｌ，交联剂浓度８００ｍｇ／Ｌ）加第二段塞０．２０ＰＶ（聚合物浓度１５００ｍｇ／Ｌ，交联剂浓度６００ｍｇ／Ｌ）的交联聚合物驱为最优方案，最优方案下的吨聚合物增油为８６ｔ，可提高原油采收率８．４２％。