“双碳”愿景下CO_(2)驱强化采油封存技术工程选址指标评价

在国家能源安全和“双碳”战略愿景下,CO_(2)驱强化采油封存技术(CO_(2)-EOR)因能助力油气行业转型发展,成为“低碳化”乃至“负碳化”的首选技术和最现实的选择。无论是实验、数值模拟还是现场实践,目前国内外学者对CO_(2)-EOR研究侧重于CO_(2)作为高效的驱油“催化剂”本身及油藏CO_(2)-EOR适应性认识,对于工程选址评价缺乏统一标准和系统研究。在充分调研国内外文献的基础上,结合中国CO_(2)-EOR应用进展和工程实践,明确了CO_(2)-EOR工程选址可行性评价所需的通用依据,指出了CO_(2)-EOR工程选址遵循“CO_(2)封存与驱油双统一”、安全性、经济性的专属性原则,并从CO_(2)-EOR工程选址的地质、工程、安全、经济4个要素开展了较详尽系统的研究,定性-定量构建了“4+8+27”CO_(2)-EOR工程选址三级指标评价体系(GESE),以期为油藏开展CO_(2)-EOR工程选址提供借鉴,助力中国碳减排技术的应用与发展。

双碳愿景下CCUS提高油气采收率技术

二氧化碳(CO_(2))捕集与封存技术(CCS)是实现“双碳”目标的一项重大技术,如何运用CCS技术实现碳减排,成为全球关注的热点问题。因地质体具有良好的封闭性和巨大的封存潜力,CO_(2)地质封存成为碳封存的首选方式。单纯的地质封存项目成本高昂,不适宜开展大规模推广;油气藏注CO_(2)提高采收率技术在全球范围内已经较为成熟,其目的主要是提高油气采收率。将这两者相结合,大幅度提高油气采收率的同时,可实现CO_(2)长久安全封存,节约碳封存成本。在对CO_(2)地质封存与油气藏注CO_(2)提高采收率技术的作用机理与发展现状进行阐述的基础上,提出“双碳”愿景下中国油气工业应大力发展二氧化碳捕集、利用及封存(CCUS)提高油气采收率技术,实现CO_(2)绿色资源化利用,达到既实现CO_(2)的地质封存又提高油气采收率双赢的目的。指出目前的技术瓶颈及进一步发展的方向,特别是随着油气勘探开发领域向非常规、难采储量油气藏发展,中国大力发展CCUS提高油气采收率技术更具重要性和迫切性,并且具有广阔的应用前景,对于中国顺利实现“双碳”目标,保障国家能源安全及可持续高质量发展具有重要意义。

基于钻井泥浆优化设计水淹层识别技术研究

南堡凹陷深层岩性复杂、物性、含油性变化大,油气层测井特征非常复杂,识别难度大。注淡水开发加剧了储层水性的复杂程度,电性特征更加复杂,以电阻率-孔隙度为主的常规测井系列水淹层定性识别技术具有较大的局限性。由于自然电位测井正幅度差异能够有效指示储层水性变化,通过控制钻井泥浆矿化度,使自然电位在油层处呈现较小或微幅度正差异,在水淹层处呈现较大幅度正差异来指示储层水性变化,突出水淹层、识别隐蔽油气层。现场应用实践表明,通过合理控制钻井泥浆矿化度,利用自然电位正幅度差异指示储层水性变化,能够对水淹层及隐蔽油气层进行识别,取得了良好应用效果。

页岩油藏提高采收率技术现状、瓶颈及对策

介绍了页岩油的储量分布、成因及赋存机理,详细概述了页岩油早期勘探、储层改造及后期提采等不同阶段的开发现状。在此基础上,着重综述了当前国内外页岩油藏提高采收率主体技术的应用现状及进展,深入分析了不同页岩油提采技术的优势与不足,同时给出了针对理论认识、技术及经济壁垒的相应策略,最后从不同角度入手,展望了今后页岩EOR的发展前景。

Y国J区块CO_(2)吞吐方案优化及试验效果评价

Y国J区块主力油气田G为中孔、中渗、带边底水和薄油环的砂岩凝析气藏,针对油环开发已进入高含水阶段、剩余油比较分散和油藏压力保持低的问题,提出了CO_(2)吞吐提高油环采收率的方法。通过开展数值模拟研究优化CO_(2)吞吐过程中注采参数,进行动态跟踪分析,明确了补充地层能量和控抑底水是吞吐致效的主要机制;总结出非混相驱、超稀饱和原油直井开发、吞吐前地层能量亏空严重和施工过程中注入不连续且焖井时间过长是影响吞吐试验效果的主要因素;以生产保障、增产增效和碳埋存为目标,建立了研究区不同含水率下的合理吞吐参数图版。研究成果可为CO_(2)吞吐技术在复杂断块砂岩气顶边水油气藏的应用提供借鉴。

深水长距离多相输送管道降产策略研究

长距离混相输送模式开发的深水气田,气田降产操作导致管道液体波动剧烈,存在水合物形成风险,对降产策略提出了更高的要求。以陵水25-1气田为例,基于OLGA软件,对气田不同降产目标操作进行模拟预测,揭示降产过程中管道液体变化趋势。结果表明,降产过程中,段塞流捕集器整体运行稳定,但是长时间趋于零排水状态,导致回接平台接收水流量变小,平台水合物抑制剂再生量不足情况,需要提前储存水合物抑制剂进行补充。降产目标量越低,水合物抑制剂再生量不足的情况越严重,甚至回接平台出现长时间没有水合物抑制剂的情况,水合物抑制剂再生系统需提前启动循环,防止自动停车。

泡沫排水采气工艺在伏龙泉气田的应用

通过开展伏龙泉气田储层物性特征研究及产水特征分析,认为泡沫排水采气工艺是对该气田后期开发的一项有效助采工艺技术,该工艺具有现场施工方便、见效迅速、经济效益高、不影响日常生产等特点。对低产水气田采取泡沫排水采气工艺,能够排除井底积液,增加气井产量,对维持气井稳产、提高采收率、提升开发效益具有重要意义。结合泡沫排水采气工艺技术在伏龙泉气田的现场应用资料,简述了该工艺的基本原理以及在应用所取得的经验认识。

甜菜碱型疏水缔合胶凝剂的制备及其性能评价

当前在碳酸盐岩酸化压裂改造中应用的主要添加剂(胶凝剂)逐渐不能满足储层改造的需要。为此,文中以N-甲基牛黄酸钠、烯丙基氯、棕榈酰氯和三乙胺为原料,在二氯甲烷溶剂中,通过两步法制备出一种含磺酸根离子和季铵盐的甜菜碱型疏水单体(TSM-16);并以TSM-16和丙烯酰胺(AM)为原料,采用自由基水溶液聚合法合成了一种新型胶凝剂(PAT),且与常规胶凝剂(PAA)进行了综合性能对比。结果表明,相较于PAA,由于PAT具有疏水链段和两性离子基团,它在酸液中表现出更优异的酸稳定性、热稳定性、剪切稳定性和缓速性能,在酸化压裂领域中具有良好的应用前景。

深、浅部煤层气地质条件差异性及其形成机制

深部煤层气资源丰富、开发前景广阔,但对其与浅部煤层气地质条件的内在联系研究尚不够深入。从煤层形成演化角度出发,以鄂尔多斯盆地上古生界煤层为例,总结了煤层深埋深藏型、深埋浅藏型及浅埋浅藏型3种埋深演化模式。系统分析了深部和浅部煤层在温压条件与含气性、地应力与渗透率特征、变质程度与含水性等方面的差异性及其形成机制。研究指出,受埋深与演化过程影响,深部和浅部煤储层温度最多相差100℃以上,储层压力最大相差40 MPa左右,导致由浅部向深部,气体赋存状态以吸附气为主转变为吸附气与游离气共存,地应力场由水平应力主导转化为垂向应力主导,煤储层孔隙率、渗透率及含水性逐渐降低。明确了深部煤层气的典型特点,即:在高温高压条件下,以吸附态和游离态共存于一定深度以下煤储层中的甲烷气体,该类煤储层在垂向应力为主导的作用下,孔裂隙空间极度压缩,含水极少且矿化度极高,内生微裂隙为主要渗流通道。基于含气性临界深度和地应力场转换深度的不一致性,指出浅部向深部煤层演化过程中存在过渡区,该区内呈现出非典型深部煤层气的特点,或深部煤层气和浅部煤层气地质条件共存的情况,在勘探开发过程中,应具体分析,制定针对性开发方案,以实现浅部与深部煤层气的高效协同开发。

自悬浮支撑剂性能评价关键技术指标探讨

自悬浮支撑剂通过遇水自增粘来降低沉降、提升携砂能力,具有改善铺砂剖面的技术优势。目前按照石油行业标准《水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法》无法全面表征其性能,给材料评价和优选带来困难。本文设计出自悬浮支撑剂增粘能力测试方法,提出纵向上、下密度比值来定义悬浮率,并研制出相关设备和评价方法,测试结果表明适用性良好,为产品优选和现场应用奠定了基础。

杏六西区块两三结合后聚驱井网搭建再利用

为保证杏北开发区产量接替,自2015年以来不断开展三类油层化学驱现场实验,杏六区西部作为首个两三结合后聚驱井网水驱利用的实验区块,急需明确变流线后的聚驱井网搭建与再利用方法,以达到精细挖潜剩余油、提高油气采收率的目的。本文针对杏六西地质特征及开发状况,提出了两三结合后聚驱井网搭建与再利用设想,并进行可行性分析,通过数值模拟方法,明确了聚驱井网上返层系重组调整界限和分步射孔方式。研究结果表明,两三结合后聚驱井网搭建与再利用方法可实现转流线90度,聚驱井网开发层系确定为萨III7~葡I212,并针对该层段层间差异大的特点,提出了先射开萨III7-11油层和砂岩厚度小于2.5 m的萨III7~葡I212油层再射开葡I1~2油层的射孔方案,阶段采出程度为4.83%,与现井网相比采收率提高了1.83个百分点,该成果将指导后续大庆油田杏北开发区三类油层化学驱的聚驱井网调整。

沁水盆地南部中深部煤层气储层特征及开发技术对策

为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发,以郑庄北-沁南西区块为研究对象,基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据,通过与浅部对比,阐述了中深部煤储层特征,分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进,进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明,郑庄北-沁南西区块3号煤平均埋深1200 m左右,为中深部煤层气储层。随着埋深增加,研究区含气量和吸附时间均先增加后降低,含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1100~1200 m和800~1000 m;随着埋深增加,研究区地应力场类型发生了2次转换,埋深小于600 m时,为逆断层型地应力场类型,水力压裂易形成水平缝,利于造长缝;埋深大于1000 m时为走滑断层型地应力场类型,水力压裂易形成垂直缝,裂缝延伸较短;埋深为600~1000 m时,地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段,水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比,中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加,无论是直井(定向井)还是水平井,均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井,埋深大于800 m后,压裂液量达到1500 m^(3)以上、排量12~15 m^(3)/min以上、砂比10%~14%以上,单井日产气量可以达到1000 m^(3)以上;对于水平井,埋深大于800 m后,压裂段间距控制在70~90 m以下,单段液量、砂量分别达到2000、150 m^(3)以上,排量达到15 m^(3)/min以上开发效果较好,单井产量突破18000 m^(3)。随着埋深增加,水平井开发方式明显优于直井,以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。

适度出砂携砂采油技术探析

砂岩油藏中出砂是不可避免的,出砂携砂采油可防粗砂出细砂,本文论述了出砂携砂采油生产方式的优点,调研了砂粒在井筒中的运移规律,给出颗粒在井筒中沉降速度的理论计算式,阐述了砂粒沉降速度与携砂最小速度之间的关系,得出了井筒最小携砂速度的确定需要借助室内实验对经验公式进行验证的结论。

川东地区基于资源潜力和经济效益的老井复产实践启示

增压气举是水体较活跃气藏的一种排水采气工艺措施,其运行成本较高,气井的生产受天然气价格的影响较大.随着天然气消费量增加,天然气进口量有所下降,有资源潜力的关停气井复产成为一项重要的公司经营决策.基于此,以C037-6气井为例,从气藏、采气工艺、地面设施设备及工艺、财务评价等多方面论证,明确了该井的剩余资源潜力和地质特征,分析了地面工艺存在的问题,计算了气井最低经济极限产量,采用多情景开展财务评价.研究结果表明,最低经济极限产量高,日产气在0.7×104m3/d以上的气井才有开采价值;以新增投资折现现金流法进行财务评价,作为老井复产项目决策的依据,利用折现剩余现金流量法评估现有资产价值作为合作开发项目利润分成的依据.

科威特北部油田钻完井工程技术进展

Raudhatain和Sabiriyah油田属于科威特北部深层砂岩油田,主要产油层为三角洲Burgan组砂岩、Zubair以及Mauddud地层的浅海碳酸盐岩,相比于科威特南部,钻完井及排采系列工程技术面临钻井周期偏长、井筒流动规律复杂等挑战。针对复杂的地质挑战,不断深化地质认识,深度融合油藏地质与工程技术,围绕快速建产,持续攻关钻采工程工艺,历经三轮探索优化,钻井技术强化,减少井下复杂风险,缩短钻井周期,运用排井钻机施工减少搬迁时间;排采工艺基于不同层位完井方案,形成排井模块式工艺决策方法,最终形成了以“精细轨迹控制优快钻进”、“水平井各向异性中靶目的层”、“注水加快有效排采”为核心的工程技术序列,为科威特深层油气工程技术发展积累了宝贵经验,也为下一步优化开发方案提供了探索方向。

胜利油田GF84区块CCUS气窜封堵技术及其应用

胜利油田GF84区块为低渗透油藏,采出程度较低,CO_(2)驱是提高该区块采收率的有效措施之一。在前期开发中注采井之间已形成明显的气窜通道,现阶段亟需进行气窜封堵,提高CO_(2)驱波及系数,实现均衡驱替。通过分析GF84区块气窜特征与开发矛盾,将气窜类型划分为“裂缝型气窜”和“基质型气窜”,并制定了“裂缝封堵”和“基质调剖”的治理策略。在明确气窜特征的基础上,通过室内实验研发了硅盐树脂堵剂、CO_(2)气溶性发泡剂和高温冻胶堵剂,并形成了“硅盐树脂裂缝封堵+CO_(2)气溶性发泡剂、高温冻胶基质调剖”化学封堵分级调控技术。结果表明,该技术在GF84区块成功应用4口井,其中硅盐树脂裂缝封堵2口井,CO_(2)气溶性发泡剂基质调剖2口井,措施有效率100%,有效期在0.5 a以上。研究成果可为低渗透油田CO_(2)驱开发提供技术支撑。

致密气井下节流工艺技术应用与研究

川中金秋致密气田具有低渗透、低产能的特点,在气田开采及集输过程中,由于井口压力高,井口压力与管道输压压差大,地面易形成水合物,导致输气量减少,出现管线堵塞现象,严重影响气田生产的正常运行,为此开展井下节流技术的研究与应用具有重要的实际意义。为解决此类问题,同时为后续优化简化地面采输流程、提高开发经济效益,本研究针对川中致密气田气井生产特征和管柱特点,特别是致密气在生产过程中持续出砂,且砂粒很细,节流器的防砂工艺进行技术攻关,成功研制2 3/8in新型活动式井下节流器以及配套作业工具,并在致密气井开展井下节流工艺现场应用20余井次,同时持续跟踪气井生产情况,制定合理的维护制度。结果表明,安装了井下节流器的气井,改为井下节流工艺生产后实现井筒节流降压,有效避免水合物的生成,取消地面加热装置,优化简化地面建设和后期运行成本,实现致密气规模效益开发。

基于阵列声波测井的井下多尺度压裂效果评价方法

为有效监测水力压裂效果、提高储层压裂效果评价精度,基于阵列声波测井资料的井下压裂效果评价方法,采用反射斯通利波提取和成像技术定量表征近井筒压裂缝,建立适用于测井观测系统的叠前深度偏移成像算法,以实现远井压裂缝的高精度成像,形成了基于阵列声波测井的井下多尺度压裂效果评价方法,并在中国西部某油田X1水平井成功应用。研究表明,基于阵列声波测井资料评价的压裂缝发育程度与压裂液注入量呈正相关关系,并且压裂缝最为发育层段与地震蚂蚁体属性图中天然裂缝发育位置一致。基于阵列声波测井的井下压裂效果评价方法的提出,对表征井周数十米范围内不同尺度压裂缝的发育情况具有重要意义,对更好地发挥水力压裂技术对能源勘探开发行业的支撑作用具有一定指导意义。

中深层稠油水平井前置CO_(2)蓄能压裂技术

利用准噶尔盆地西北缘乌夏地区中深层稠油油藏参数,对水平井前置CO_(2)蓄能压裂技术的开发机理、关键操作参数及开发效果进行了详细研究。研究结果表明:①伴随压裂—焖井—生产等开发阶段的延伸,前置CO_(2)蓄能压裂后的油井逐步显现出增能改造、扩散降黏、膨胀补能、释压成泡沫油流等特性,井底流压提高了2~4MPa,CO_(2)扩散至油藏的1/3,原油黏度降至500mPa·s以下,泡沫油流明显;②研究区最优压裂段间距为60m、裂缝半长为90m、裂缝导流能力为10t/m,CO_(2)最佳注入强度为1.5m3/m,注入速度为1.8m3/min,油井焖井时间为30d,油藏采收率提高了2%~3%;③通过与常规压裂生产效果进行对比,前置CO_(2)蓄能压裂技术可使产油量提高5.2t/d,预测CO_(2)换油率达2.45,开发效果显著提升。

以“五化”为核心的精细注水管理体系的构建与实施

以“五化”为核心的精细注水管理体系是通过开展水质综合治理、开展井筒专项治理,落实欠注井治理,强化分注管理手段,确保水井运行平稳。形成了技术管理专业化、水质治理标准化、细分工艺精准化、分层测试高效化及作业施工环保化的“五化”管理模式,通过一年多的实施,井筒水质进一步净化,共减少洗井5921井次,节约洗井成本约2960.5万元;分层注水进一步细化,细分层段由2.6段增至5.2段,单卡单砂体比例由17.6%提高到71.8%;单井细分层段由2.6段增至2.9段;测试效率进一步提升,单井单次测调时间约节省0.75天;全力开创注水井精细管理持续稳健发展新局面。