“双碳”目标下我国油气田绿色低碳发展路径研究

油气田绿色低碳发展是必然趋势。近年来国内油气行业绿色低碳转型步伐不断加快,但同时也面临油气资源禀赋较差,油气生产单位能耗和单位碳排放强度较大,新能源在油气生产用能结构中占比低,油气绿色开发技术体系不完善等问题。为保持国内原油产量长期稳定,需要加大勘探开发力度,而这势必带来更大规模的碳排放,因此需要统筹推进油气增储上产和绿色低碳油气田建设。我国陆上油气田绿色低碳发展可分为三个阶段:2024~2030年为清洁替代阶段,2030年前后建成一批绿色低碳开发示范油气田,温室气体排放达到峰值;2030~2035年为战略过渡阶段,大幅提高清洁能源生产供应能力和碳减排能力,温室气体排放量较峰值下降20%以上;2035~2050年为绿色低碳转型阶段,2050年全面实现陆上油气田绿色低碳开发。油气田绿色低碳发展应以油气勘探开发全过程、全环节碳足迹为主线,通过“源头洁净化、过程高效能、末端捕集封存利用”,实现油气生产全生命周期减碳、降碳、固碳。要做好顶层设计,促进油气与新能源融合发展,加大技术攻关力度,形成全产业链油气绿色开发技术。

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。

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。

中国碳捕集利用与封存技术应用现状及展望

碳捕集利用与封存(CCUS)是实现“双碳”目标的关键技术路径。本文系统梳理了CCUS的发展历程、发展趋势,探讨了双碳目标下CCUS的内涵,分析了我国CCUS产业化发展面临的挑战及发展策略。我国已形成CCUS全流程技术体系,建成了首个百万吨级齐鲁石化—胜利油田二氧化碳捕集输送驱油封存全流程示范工程,CCUS进入规模化应用阶段。CCUS具有较长的创新链和产业链,其产业发展要加强全技术链创新,特别是低浓度排放源捕集技术和利用关键技术研发,加快源汇优化的驱油封存中心建设,推进CCUS与传统产业、新兴产业融合,构建低碳、零碳产业链,形成配套CCUS方法学。

“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。

高压气体在微圆管中的流动特性

在高压条件下,试验研究氮气在直径为14.9、10.1、5.03、2.05μm微圆管中的流动特性。结合毛管束模型,研究气体的高压微尺度流动特性对气体在低渗多孔介质中渗流特性的影响。结果表明:气体在14.9μm微圆管中的高压流动特性与经典流体力学规律相符;随着管径的减小,气体的流动出现了明显的微尺度效应,表现为实测流量偏离经典流体力学理论预测流量,且管径越小,这种微尺度流动效应越显著;研究稀薄气体效应时提出的Kn数不能用来表征高压条件下气体的微尺度效应;气体在微小孔喉中的高压微尺度流动效应导致气体在低渗多孔介质中的渗流具有非达西渗流特征,表现为实际渗透率大于由经典H-P方程和达西公式计算的绝对渗透率。

水平井二元复合驱三维油藏物理模拟研究

为研究水平井二元复合驱提高石油采收率的渗流机理,建立了三维纵向非均质物理模型,利用模型上布置的饱和度测量探针,测量了水平井二元复合驱的开采效果、进口压力和饱和度场变化。实验结果表明:对于纵向非均质油藏,二元复合体系在油藏内的吸附、滞留、乳化等作用使阻力增大,压力升高,液流转向,波及范围扩大;在平面上,在二元体系的协同作用下,驱替出水驱波及域外和簇状剩余油;在水平井、重力和正韵律"低渗透屏障"作用下,注入的流体优先流动到高渗层,再由高渗透层向中、低渗透层渗流,提高了纵向波及范围。因此,水平井二元复合驱可以大幅度提高原油采收率。

醋酸装置离心泵机械密封方式的改进

介绍了醋酸装置离心泵密封的改造。通过对醋酸装置中所选用的5台PHP型、9台PLA型、2台THD型及9台ZA型单级卧式脚支撑化工离心泵,在不改变泵壳、叶轮、轴、轴承箱等主要部件的基础上,将原来的单端面机械密封改造为双端面机械密封或串联式机械密封,以此来防止所输送的易燃、易爆、有毒、有害高危介质(如醋酸、碘甲烷、碘化氢、丙酸等)外漏。通过改造,提高了工厂安全性,防止了冲洗液对醋酸产品质量的影响且大大延长了密封的使用寿命。

页岩油注CO2动用机理

CO2由于良好的注入性及与原油的混相能力,可能是页岩油藏提高采收率最有效的方法。与常规油藏不同,页岩储层裂缝及微纳米孔隙发育,CO2能否进入页岩微纳米孔隙并动用孔隙中的原油是利用CO2提高页岩油采收率的关键。因此,设计开展了页岩油注CO2实验,基于核磁共振方法研究了页岩微纳米孔隙中原油动用特征及动用机理,并研究了接触时间及接触次数对采出程度的影响。核磁共振T2谱及核磁成像结果表明注CO2可以有效动用页岩微纳孔隙中的原油,一次接触实验采收率为32. 63%。随着CO2与原油接触时间增加,在初始阶段采油速度高,然后采油速度逐渐变缓。CO2溶解扩散作用是动用页岩微纳孔隙原油的主控机理。研究成果证实注CO2可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供参考。

KDON-4500空分水冷空气系统循环水工艺优化

KDON-4500空分装置投产以来,由于冬季冷水机组循环水温度低于保护设定值19℃,造成多次事故停车,严重影响10×104t/a甲醇和其他装置安全平稳运行。将空冷塔下段压力为0.47 MPa、温度为30～40℃的79 t/h循环水回水引入冷水机组循环水供水管线,与冷水机组循环水混,冷水机组循环水温度升至22～24℃,保证了冷水机组正常运行;同时实现循环水的二次利用,节约了循环水79 m3/h,年节约循环水的费用19.5万元。

低渗非均质油藏CO2驱特征及水动力学封窜方法

CO2注入油藏不仅可以大幅度提高原油采收率,且可以实现温室气体减排的目标。因此,CO2驱技术得到越来越广泛的应用。我国油藏多属于陆相沉积,非均质严重,导致CO2气窜严重,使CO2驱油效果变差。利用层内非均质模型,开展了连续注气、水气交替、间歇注气和脉冲注入CO2开采模拟实验,研究了非均质油藏CO2驱开采驱特征及动力学环境对CO2气窜的影响。实验结果表明:水气交替注入驱油效果最好,间歇注气和连续注气效果次之,脉冲注气效果最差;CO2驱未见气和低气油比阶段采出程度高,是主要的生产阶段,延长两个阶段的生产时间可以提高开发效果;通过改变水动力学条件可以有效地抑制CO2气窜,水气交替注入抑制气窜能力较强,而脉冲注气的扰动效应加剧了模型中CO2气窜,上述实验结果表明非均质油藏水气交替注入是CO2驱最优注入方式。

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。

注入水矿化度对盐间页岩油储层物性影响研究

针对江汉盆地潜江凹陷盐间页岩油储层注水开发造成盐溶解及地层坍塌问题,通过岩心渗吸-驱替实验,利用核磁共振、扫描电镜等方法,从微观和宏观角度研究了不同矿化度注入水对岩心孔隙结构、渗流能力的影响。结果表明:在中矿化度水中渗吸的岩心T2(弛豫时间)谱的右峰随渗吸时间逐渐向左移动,岩心发生水敏效应,导致孔隙结构变小;在超纯水中渗吸的岩心T2谱峰的右翼随渗吸时间逐渐向右移动,表明注入水逐渐向较大孔隙运移,岩心内可溶盐类发生溶解,导致孔隙结构变大。经中矿化度水驱替后,盐间页岩油岩心渗透率降低20. 45%,产出液中离子含量少量增加;经低矿化度水和超纯水驱替后,岩心渗透率分别增大34. 76%、61. 15%,产出液中离子含量均大量增加。该结果解释了现场注水开发造成地层坍塌的现象,对盐间页岩油藏注水开发生产具有一定理论指导意义。

北美典型页岩油地质特征对比及分类

为全面认识页岩油,汲取国外成功的开发经验,从而推动我国页岩油产业的发展,通过详细对比北美地区巴肯组、鹰滩组、巴尼特组的地质特征,从方便储量计算的角度,以地层与岩性、烃类系统、储集物性、油藏潜力四个方面进行论述,并划分了页岩油类型。研究结果表明:页岩油(巴肯组、鹰滩组与巴尼特组)这类轻质油及凝析油必须通过水平井与多级压裂等技术才能实现开发与利用;依据储集物性、赋存条件、源储特征,页岩油总体上可以分为四大类:裂缝不发育型页岩油、微孔微缝型页岩油、夹层型页岩油、微裂缝富集型页岩油。北美三大页岩油地层中,巴肯组资源量最丰富,具有典型的"上下夹心"的储集特征;鹰滩组由于开发较晚资源量次之,但开发潜力巨大;巴尼特组资源量最低,为典型的微孔微渗型页岩油,主要赋存于泥页岩的基质孔隙和微裂缝中。

烃类气驱油效率影响因素实验研究

为了研究压力、原油含气性质、烃类气体组成和气体注入方式对烃类气驱油效率的影响,分别利用细管和长岩心模型进行了不同实验条件下的气驱油实验。结果表明:随压力的升高,烃类气驱突破点驱油效率和总驱油效率均增大,且气体突破后高含气采油阶段提高驱油效率幅度逐渐减小,即压力越高气体突破后提高驱油效率幅度越小;随原油初始含气量的增大,烃类气驱突破点驱油效率和总驱油效率均减小,即原油初始含气量越高,烃类气驱油效率越低;随烃类气体中丙烷含量的增加,突破点驱油效率和总驱油效率均明显增大;均质模型中,水驱后烃类气水气交替驱油效率与水驱后连续注气相近,注入方式对烃类气驱油效率影响较小。

致密油藏不同开发方式原油动用规律实验研究

致密油是重要的非常规石油资源,但由于其一次采收率低,需要开展提高采收率研究。由于致密油储层孔隙结构复杂,不同孔隙对产量的贡献差异很大,需要深入研究不同孔隙中原油的动用情况进而优化开发方式。本文采用核磁共振测试与驱替实验相结合的方法开展研究,直观反映不同注入条件下注入介质与原油的驱替过程,明确了注水和注CO2两种开发方式不同孔隙中原油的动用规律。结果表明:水驱和CO2驱不同孔隙区间原油动用程度随着驱替压差逐渐增大而增大;水驱和CO2驱大孔隙中的原油绝大部分被动用,随着孔隙半径逐渐减小,原油动用的比例逐渐降低;小于0.01μm微小孔隙中CO2驱动用效果明显好于水驱,致密油藏中CO2更易进入小孔隙提高致密油采收率。

环戊烷/2.2-甲基丁烷萃取精馏技术开发

以大庆油田化工集团生产的环戊烷产品为研究对象,通过软件计算和实验数据比较,筛选出环戊烷/2,2-甲基丁烷萃取精馏溶剂DMF和SRKM热力学模型,采用SRKM热力学模型和PRO/II8.0等软件,开发出了剂油比为6的3000t.a-1环戊烷萃取精馏分离的工艺,环戊烷产品纯度不低于99.2%。

不同实验方法探究CO_2与原油的最小混相压力

为了优选CO2与原油间最小混相压力的测量方法,对两种不同的实验方法进行了比较分析。采用界面张力法和细长管实验法测量模拟地层温度为108℃,地层压力为24～40 MPa条件下的CO2与原油间的最小混相压力。实验发现,界面张力随压力的增加近乎呈线性下降。利用悬滴法测得的最小混相压力为38.094 MPa,利用细长管实验法测得的最小混相压力为39.2 MPa,两者与通过线性回归外推法得到的最小混相压力38.715 MPa相比,相对误差分别为1.60%和1.25%。通过比较,细长管实验法的精确度更好。