中国滩浅海油气资源效益开发:模式构建与实现路径

中国具有丰富的滩浅海油气资源,加大滩浅海油气资源的效益开发将有利于增强油气资源的自主供给能力,是国家能源安全战略的重要组成部分。本文从实践价值、本质属性、现实困境三个维度对中国滩浅海油气资源效益开发进行了整体性理论分析,构建起涵盖主体利益、目标体系和运作模式的效益开发模式,从技术和管理两个角度提出了中国滩浅海油气资源效益开发路径。

苏里格致密砂岩气田效益开发技术对策研究

苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居中国第一。随着开发不断深入,气田储量品质劣质化及未动用储量碎片化趋势明显,增加了未来效益开发的不确定性。为确保气田致密砂岩气藏的可持续效益开发,基于深化气田开发过程中所获得的地质与气藏工程认识的基础上,梳理了影响气田效益开发的影响因素,建立了该气田效益开发的技术对策。研究结果表明:①基于以经济产量为中心的评价模型对气田各区块经济效益进行实证分析,可以评价气田目前整体效益开发现状,指导未来整体开发方向;②为了支持气田致密气产业进一步发展,根据气田各区块效益评价,从地质和气藏工程的角度去寻求有效开发的配套措施,分类治理,分类施策,进而形成苏里格气田效益开发技术对策,实现气田持续经济有效开发。

数智化技术赋能深层页岩气效益开发路径研究

中国深层页岩气资源丰富,是天然气增储上产的重要领域,实现效益开发对促进能源结构转型、保障国家能源安全具有战略意义。本文在对深层页岩气开发进程和潜力进行总体性描述的基础上,系统分析了深层页岩气效益开发所面临的机遇与挑战,聚焦于数智化技术在油气勘探开发中的应用实践,提出了数智化技术赋能深层页岩气效益开发的基本路径。研究发现:数智化技术对科技人才培育、勘探开发、生产管理和成本控制具有关键作用,数智化技术通过提高勘探和生产的智能水平,降低成本,将有利于深层页岩气效益开发目标的实现,具体体现在数智化技术可以通过重构科技人才培育体系、优化勘探开发过程、提升生产管理效能和降低开发成本来实现深层页岩气效益开发。

我国陆相页岩油效益开发对策与思考

近年来,我国页岩油勘探开发不断取得新进展,正在成为原油增储上产的重要接替资源。面对页岩油勘探开发“前期投入高、技术难度高、开采成本高”三大特点,美国依托科技进步、市场体系和政府监管的创新与突破实现页岩油商业化开发的经验,对推动我国页岩油规模效益开发具有现实的参考价值。针对我国陆相沉积特点,剖析了制约陆相页岩油效益开发的“储层非均质性、储层埋深、核心技术、管理方式、规范标准”五大因素,揭示了陆相页岩油富集理论和配套的勘探开发关键技术,在推广应用中面临的适应性和经济性挑战,从技术进步、精益管理、政策扶持三方面,提出了加大基础理论研究、加强关键技术针对性攻关、探索效益建产模式、深化地质—工程—经济一体化、加强投资管理和过程管理、推进数字化转型和项目管理、重视页岩油开发利用的附加值、建立政策支撑体系和融资保障体系等提升页岩油开发效益的11项应对策略。通过构建具有陆相页岩油特色的效益开发模式,推动页岩油规模效益开发。

长庆油田页岩油实现规模效益开发

长庆油田页岩油储层具有单砂体厚度薄、非均质性强以及天然能量不足等特点,油藏就像撒进沙子里的芝麻,开发难度极大。要将这些“芝麻”都找到并取出来,以实现效益开发,需要做到以下几点:1)技术创新,实现从认识到实践的突破。长庆油田坚持解放思想,打破原有认识,把目光从储集层转移到生油岩。利用“水平井+体积压裂”技术,提出规模开发方案,创立了陆相淡水湖盆源内成藏理论,构建了页岩油复杂缝网体积开发理论,集成创新形成了5大技术系列18项配套技术,为页岩油效益开发奠定坚实基础。

致密砂岩气规模效益开发管理机制

近年来,中国致密砂岩气勘探开发取得了重大突破和新进展,已成为现实的规模效益开发对象和目标,即将迈入快速发展期。为破解致密砂岩气规模效益开发的管理机制难题,加快推动该领域的规模增储上产和高效开发,立足我国致密砂岩气产业发展整体视域,构建了致密砂岩气规模效益开发管理机制模型,并提出了5个方面的建议。研究结果表明:①致密砂岩气规模效益开发是一个涵盖致密砂岩气产业价值创造系统和规模效益开发支撑系统的复杂综合系统,管理机制是促进系统有效平稳运行不可或缺的重要组成部分,为致密砂岩气规模效益开发目标实现提供动能;②应从致密砂岩气技术创新与管理创新协同机制、致密砂岩气自主开发与合资合作协调机制、致密砂岩气资源生产与销售协调发展机制、致密砂岩气效益开发绩效评价与激励机制、致密砂岩气企地共建共享融合发展机制等5个方面做好具体管理机制建设。结论认为,我国致密砂岩气将进入快速发展期,完善健全致密砂岩气规模效益开发管理机制对推动中国致密砂岩气产业跨越式发展具有重要现实意义。

渤海湾盆地沧东凹陷页岩油效益开发探索与突破

渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油规模效益开发面临中低成熟页岩油主力产层评价优选、纵向多甜点层立体开发动用、复杂断块2000m长水平段优快钻完井、纹层型页岩储层高效体积压裂改造和高凝—高含蜡页岩油高效举升等难题。沧东凹陷孔二段页岩油勘探开发经历研究探索、水平井突破、产能评价和先导试验4个阶段,仍有60%的已投产水平井单井EUR小于2.0×10^(4)t,单井产量偏低成为制约湖相页岩油效益开发的瓶颈问题。通过综合分析沧东凹陷孔二段47口已投产井测井、录井、压裂参数和生产数据资料,针对复杂断块湖相页岩油效益甜点评价和箱体优选、井网部署、随钻导向、压裂改造和排采制度等方面进行了系统攻关,落实官东地区C1、C3和C5共3个效益开发甜点层,有利面积为42~53.3km^(2),估算Ⅰ类资源量1.54×10^(8)t。优选沧东凹陷5号平台孔二段C1③和C3⑧2个10m级甜点层开展页岩油效益开发先导试验,攻克复杂断块水基钻井液长水平段钻探难题,创新形成纹层型页岩油高效压裂技术,实现纹层型页岩储层渗透率提高、溶胀增能、混相降黏,5口试验井测试单井峰值产量39.6~122.3t,截至2023年6月22日已投产174~201天,累计产油3.34×10^(4)t,预测首年累计产油6.5×10^(4)t,平均单井EUR为4.11×10^(4)t,建立了复杂断块湖相页岩油规模效益开发模式。

四川盆地致密气规模效益开发对标管理体系与关键指标分析

开展致密气规模效益开发对标管理分析,是向标杆学习先进经验从而提升致密气勘探开发水平的重要途径。四川盆地致密气勘探开发对标管理的关键是提出对比对象、构建一套科学合理的对标指标体系,并开展对比分析。研究结果表明:1)北美圣胡安盆地致密气可作为四川盆地致密气勘探开发对比的标杆对象;2)四川盆地致密气勘探开发对比可从资源、技术、经济、政策、管理5个方面筛选指标建立对标指标体系;3)四川盆地致密气具有巨大的资源潜力和可观的规模储量,但致密气勘探开发技术仍然面临巨大的挑战,在经济效益、扶持政策、管理模式等方面与标杆对象还存在差距,在一定程度上制约了致密气产业发展。四川盆地应加快致密气勘探开发一体化步伐,油气企业应该建立对标管理长效机制,持续丰富和完善对标指标体系,通过学习先进、查找差距、补齐短板来提高致密气勘探开发水平。

浅谈页岩油效益开发

中国陆相页岩油资源丰富,开发潜力大,并取得一定进展,但资源禀赋差,效益开发中国页岩油面临挑战。从四个方面深入分析了制约页岩油效益开发的影响因素,提出应对之策。结合近几年中国陆相页岩油开发实践探索,进行认识总结,为中国页岩油效益开发提供可借鉴的经验。

四川盆地涪陵气田白马区块效益开发实践与对策

近年来,涪陵页岩气田在积极推进焦石坝等高压页岩气藏开发调整的同时,为了确保气田持续稳产能力,开发对象也向白马等复杂构造区块稳步拓展。基于白马区块构造变形强、地质条件复杂、单井产能低、开发难度大等问题,通过断裂带方解石U-Pb定年、三维应力场建模、地质工程一体化评价等技术方法,深入研究白马区块的构造变形期次、应力场分布特征、开发有利目标、开发技术对策等,取得了积极进展:提出了逆冲推覆作用力是涪陵地区海相常压页岩气藏构造变形差异的主控因素;创建了“两类6项”的开发选区评价参数体系,明确了白马向斜核部以南为效益建产最有利目标;形成了以天然裂缝发育特征为核心的差异化开发技术政策;形成了基于气井埋深、应力性质、裂缝等不同地质特征的工程工艺对策。在上述认识基础上,按照“整体部署、评建一体、平台接替”思路,2021—2022年部署实施开发井位30口,平均机械钻速提高38%,压裂施工速度提升2~3倍,单段压裂费用降至85万元,日产气量稳定在80万方,2022年年产气量达2.24亿方,基本实现了效益开发。

渝东南常压与高压页岩气 典型差异性分析及效益开发对策

渝东南地区处于四川盆地东南缘的盆缘转换带,发育常压、高压两种类型页岩气藏。为提高常压页岩气开发效益,从常压与高压页岩气典型差异性分析入手,通过开展钻井、岩心观察、实验分析、成藏条件及生产动态等研究,结合渝东南地区页岩气勘探开发实践,明确了常压页岩气具有优质页岩厚度较薄、孔隙度较低、保存条件较差、含气量中等的典型地质特点。常压页岩气富集受沉积相带、保存条件及地应力场控制,受多期构造改造及差异性抬升影响,形成机理复杂,具有初产较低、稳产期短、递减较慢、返排率高的生产特征。与高压页岩气在地质特点、富集规律、形成机理及生产规律等方面具有明显的地质特征差异性。针对渝东南地区常压页岩气资源品位较差的问题,提出了常压页岩气效益开发的4个关键对策:(1)深化基础地质研究,明确富集规律和甜点目标;(2)建立变井距、长水平段、小夹角、强改造、低高差、控压差的开发技术政策,提高单井产量;(3)加大低成本钻井和高效压裂等工程工艺创新,实现提速提效降本;(4)创新体制机制建设,打造高效组织运行模式。4个关键对策有效促进了常压页岩气由资源向储量、从储量向效益的转变,助力渝东南常压页岩气实现规模效益开发。

玛湖砾岩油藏水平井效益开发压裂关键参数优化

准噶尔盆地玛湖砾岩油藏从规模化开发向效益化转变的过程中,在考虑经济效益的前提下,合理选择压裂施工参数尤为重要。为实现玛湖砾岩油藏压裂施工关键参数优化,建立压裂裂缝扩展等效KGD裂缝扩展模型,实现快速估计裂缝形态,采用启发式粒子群算法,以收益率为目标函数,对玛湖砾岩油藏不同产层分别进行压裂施工规模、簇数和排量的组合优化。结果表明,随着迭代次数的增加,高成本开发方案最终收敛到综合开发效果最佳的组合优化方案,实现了玛131区块施工参数优化。

中深薄层难动用储量稠油油藏效益开发实践与认识——以春光油田春17块为例

春17块稠油油藏具有埋藏较深、油层厚度薄、隔夹层厚度小且分布不稳定的特点。针对试采中出现的问题,开展油藏地质特征综合研究,优化开发方案部署,采用水平井提高单井控制储量和产能、采用丛式井降低开发成本,配套应用CO_(2)强化采油、注采一体化、井筒掺稀油降粘等工艺技术,实现了效益开发。春17块中深薄层难动用储量效益开发,为难动用低品位稠油油藏效益开发探索出一条新途径。

陆相页岩油开发技术进展及规模效益开发对策思考

中国陆相页岩油资源丰富,2022年产量达到340×10^(4) t,初步实现页岩油工业开发的起步。与北美海相页岩油相比,中国陆相页岩油类型更多、埋藏更深、微纳米尺度孔隙更为发育、物性条件差、开发机制与规律更为复杂,人工改造难度更大、成本更高等,使其有效规模开发面临更大的挑战。通过较为系统地总结近年来中国不同类型陆相页岩油开发理论、主体技术方面取得的重要进展,阐述各类页岩油主要开采机制、初步形成的技术体系/开发方式和实践效果,深入分析规模有效开发特别是提高采收率方面存在的问题和挑战,提出大幅提高陆相页岩油开采规模与效益的思路对策。建议通过对中国页岩油资源的分类分级评价,明确各页岩油藏经人工改造所能形成的可采储量潜力规模、接替途径及可持续性;深入揭示不同类型页岩油储层结构、岩性特征、赋存状态和流动机制,攻关创建更高质量的“人造油藏”及规模开发关键技术,特别是研发和优化储层改造方式提高有效缝网波及体积、追求储量动用/可采程度最大化;加快平台/区块立体开发工业性试验,升级形成可规模推广的效益开采模式和配套技术体系,建立块间接替、整体优化动用的规模开发方式;加快早期补充地层能量攻关试验、形成多介质大幅度提高页岩油采收率技术并尽早应用;推进全生命周期、地质-工程一体化、工程市场化等管理模式创新和智能化技术应用,大幅提高开采效益,推动实现页岩油大规模效益开发和高质量发展。

中国页岩气效益开发:理论逻辑、实践逻辑与展望

实现效益开发不仅对中国页岩气产业可持续发展具有重要的意义,也是实现“双碳”目标的内在要求。为此,在系统梳理页岩气效益开发的内涵特征、理论逻辑和实践逻辑的基础上,对我国页岩气效益开发提出了建议。研究结果表明:①政府、企业和民众共同形成了页岩气效益开发的利益主体,页岩气开发具有十分明显的经济、社会、安全和环境效益;②保障国家能源安全、优化能源结构、促进经济社会发展是页岩气效益开发的现实需要,形成自主供给能力、自主技术体系和自主运营能力的战略目标决定了页岩气开发的经济逻辑、制度逻辑和社会逻辑,三者共同构成了页岩气效益开发的理论逻辑;③中国页岩气开发按照“点的突破—点面结合—由浅入深”的实践路径展开,以合资合作、促进资源地经济社会发展为实现效益开发的基本条件,以提高公共政策水平、整体运行效率、科学管理水平和降低社会交易成本为基本策略,形成了目标主导下的效益优先的实践逻辑;④在“双碳”目标的驱动下,通过制度创新和架构演化,将进一步推动页岩气的规模效益开发。结论认为,厘清中国页岩气效益开发的理论逻辑和实践逻辑,将有助于加快推动中国页岩气开的规模效益开发,该认识为页岩气的高效开发利用提供了理论和实践参考。

大港滩浅海油气资源效益开发模式探索与实践

我国拥有丰富的滩浅海油气资源,加大滩浅海油气效益开发有助于增强我国油气自主供给能力,是国家能源安全战略的重要组成部分。大港油田针对滩浅海油气资源效益开发中面临的环境复杂、需多主体协同参与合作难题,遵循“安全、绿色、自主、效益”行动理念,制定了先滩涂、后浅海“两步走”开发战略,逐步推进地质—海工评价建产工作一体化、油气集输海陆运行一体化、基础设施建造与运营管理一体化。大港油田加强技术与工艺自主创新,实现人工岛建造技术和海上平台建造技术突破,取得21项技术创新成果,其中国内首创技术成果12项,形成具有中国特色的滩浅海油气开发技术体系。借鉴现代项目管理的先进经验,以项目进度、质量、安全、投资控制的协调一致为总体要求,构建滩浅海油气资源开发的特色项目管理体系,实现了资源开发与环境保护的和谐统一。

“双碳”目标下南方煤层气效益开发路径研究

“3060”双碳目标下优先发展煤层气产业,是煤炭资源利用的重要手段。南方煤层气开发研究对象主要集中在云贵川交界部的川南区域,也是长江上游地区,多为高原山地和丘陵地貌。面对地质及地表条件复杂、勘探开发技术不成熟、管理模式与标准不健全、单井投资规模大等现实难题,研究走低成本之路、效益开发,是煤层气业务发展的必要选择。文章研究探索煤层气产能建设和管理方法,逐步总结形成了效益开发的管理模式,通过研究“倒算法”核定投资,建立“双管双控”机制,推行“少人高效”智能化管理,强化工程技术市场竞争,推动单井投资逐步下降,产量规模不断增长,总体实现盈利,并形成“一体化”高效开发模式和南方高阶煤层气勘探开发配套技术系列,对南方煤层气勘探开发起到引领、示范作用。

我国首个十万吨级陆相页岩油效益开发示范平台投产

2023年3月下旬,大港油田页岩油首个效益开发先导试验平台——沧东凹陷5号平台已正式投入生产,9口页岩油井日产能力稳定在280吨左右,整体形成10万吨年生产能力,标志着我国首个10万吨级陆相页岩油效益开发示范平台在大港油田建成投产。近年来,大港油田深入学习贯彻习近平总书记关于“大力提升勘探开发力度”“能源的饭碗必须端在自己手里”等重要指示批示精神,牢记重大嘱托,加快进军陆相页岩油新领域。依托官108-8井连续500米页岩岩心分析联测,大港油田历经多年基础研究攻关,解决了断陷盆地页岩油富集层优选评价、压裂提产等关键技术难题,取得了页岩油富集理论与评价技术的原创性突破。

志丹油田低渗透油藏效益开发过程中的决策分析

以志丹油田低渗透油藏为着手点,着重阐述了该区块地质现状、地质特征,以及开发过程中存在的难点。并在此基础上,对其开发技术对策进行了分析与研究,提出了适用的综合治理措施。

志丹油田低渗透油藏效益开发过程中的决策分析

目前国内部分老油田已经进入了勘探、开发的后期,开采难度越来越大,采收率也越来越低。因此,要采取更加有效的综合治理技术,以保证高产稳产和最终采收率的提高。以志丹油田低渗透油藏为着手点,着重阐述该区块地质现状、地质特征,以及开发过程中存在的难点。并在此基础上,对其开发技术对策进行了分析与研究,提出了适合该区块的综合治理措施,对本区域的高效开发和提高油藏采收率具有重要的现实意义和指导价值。