日本浅表层水合物勘查试采进展

海洋孔隙填充型水合物已得到较广泛资源调查和经过数次试采,与之相比,以赋存于冷泉、泥底辟和泥火山附近的海底表面和近海底沉积物为主的浅表层水合物的勘查试采工作刚刚起步。日本作为最早实施水合物勘查试采的国家之一,自2013财政年以来在浅表层水合物的资源勘查评价、海洋区域地质调查和环境调查、开发技术调研评价、生产系统构建等方面取得了显著进展。基于文献资料调研,概述了日本水合物研发工作的发展历程以及对浅表层水合物研发工作的整体部署,详细介绍了日本在浅表层水合物勘查试采相关领域开展的主要工作,分析认为,日本在如下4方面取得的实际经验和理论认识值得我国浅表层水合物勘查试采体系化部署借鉴参考:以日本海为主的区域性资源和环境调查,以小范围区域为对象的资源量评价示范,以试采场地优选为目标的精细化资源和环境调查,以及“以使用大口径钻头的大范围垂直采掘方法为基础、优先考虑气体举升回收方法和船载分离方法两项关键技术以形成最优组合”的生产系统设计原则的评估确立。

天然气水合物试采监测井技术研究进展

天然气水合物在海域和冻土分布广,资源量大,能量密度高,是重要的潜在高效清洁油气接替能源。但水合物储层开采过程中压力、温度时空演化规律复杂,合理的监测井布设不仅能够监测开采过程中物理参数的时空演化,还能够对周围环境的影响进行评估。本文通过对国内外水合物试采监测井的相关案例分析,得到监测井的主要监测参数包括温度、压力、井口流出物及海床扰动等,监测井与生产井之间的方向部署需要依据实际的储层环境,监测井位置设计要能够对储层压力、温度等主要参数变化做出及时响应,监测井数通常为1~2口。本文能够对天然气水合物试采监测井部署提供指导。

龙女寺区块龙王庙组气藏试采效果分析评价

川中龙女寺区块龙王庙组气藏与磨溪主体区具有相似的构造和沉积背景,是主体区之外最具勘探开发潜力的地区,是主体区重要的产能接替区。龙女寺龙王庙组气藏较主体区圈闭面积小、闭合高度低,滩体分散分布,非均质性强,且无统一气水界面,气水关系复杂。相比主体区生产效果及稳产能力较差,动态储量小,气井产能相对较低,产水机理不明确,试采阶段就有75%的气井产出地层水。龙女寺区块整体试采效果较主体区差的主要原因,一是储层地质条件不如主体区,非均质性较强;二是气井大部分产水,气水关系及水侵机理复杂,导致产能发挥受到影响。为此,提出有针对性的开发对策:深入开展气藏精细描述,刻画气藏地质特征;加强气藏动态监测,深化气水关系及水侵机理认识;开展水锁/水封关键因素研究,实施气井储层改造和工艺井,加密井网提高气藏采收率。

试论未来性原则在探井试采经济评价中的应用

探井试采是气藏评价阶段的一项重要工作,投资项目财务评价的结果是投资决策的重要依据。为了解决试采意义重大但受已完成钻井投资影响大的项目经济性论证难题,以探井试采项目的经济评价方法为研究对象,分析了目前所使用评价方法,并基于决策应是对将来投资进行的决策,结合探井试采项目的首要决策目标应是技术目标,提出了新的经济评价模型。研究结果表明:①在进行探井试采项目经济评价时,按照油气开发投资项目的经济评价方法,将已发生的钻井投资列入现金流的处理方式违背经济评价的基本原则之未来性原则。②将已完成钻井投资作为第一年现金流出的处理方法会低估项目的价值,甚至可能会导致错误的投资决策。结论认为:①仅以新增投资参与现金流分析的经济评价模型符合经济评价的未来性原则,可以提升项目内部收益率;②推荐探井试采项目在经济评价时仅以新增投资参与现金流分析。

YJ侏罗系优质储层发现的意义与试采进展

介绍准噶尔盆地YJ井区砂岩油藏侏罗系储层发育特征和试采进展。2004年,Y1井5 873~5 888 m井段试油,日产油72 m3/d,日产气10 562 m^(3)/d,发现YJ井区。生产层油层厚度8.4 m,层理缝比较发育,异常高压。Y3-CP1井完钻井深6 111 m,水平段374 m,采用自喷投产,油压46 MPa,日产油62 t/d、日产气18 000 m^(3)/d,不含水,已累产油3.554 9×10^(4)t,累产天然气1.1×10^(7)^(3)。Y3-CP1井原油可采储量为6×10^(4)t。YJ井区已有9口井获得工业油流,到2022年8月,累产油8.8×10^(4)t。

安全生产标准化在移动式试采平台管理中的应用探索

“海洋石油162”是国内首座移动式试采平台,也是功能最完善的移动式试采装备。“海洋石油162”由于存在试采区域变化大、装备参数变动大、管理运营资料少、无安全生产管理先例可循等特点,因此,要将多年大型装备管理的经验与现场实际情况相结合,在平台推行安全生产标准化管理策略,通过现场不断地创新与改进,以适应不同区域油气田的不同情况,力求为平台安全生产运营提升提供有效方法。

资阳—东峰场须五气藏早期试采特征分析

东峰场气田须家河组五段气藏目前处于勘探开发早期,储层平均厚度21.00m,孔隙度5.27%,渗透率0.17mD,含气饱和度55.00%,地层压力系数1.24,储量丰度1.49×10^(8)m^(3)/km^(2),属典型的低丰度、低孔低渗、常压砂岩气藏。由于气藏河道横向迁移频繁,储层非均质性强,加之开发早期对气水分布规律认识不清等因素,导致开发难度大。以气藏地质特征、气井动态资料为基础,以气藏动态分析方法为手段,结合动态监测资料,初步明确了储层的含气性与多期次河道叠置有关,导致气井测试产能差异大,获工业气流的区域位于晚期1号河道构造高部位的东峰5井区,而早晚期叠置河道及早期河道含气性较差,难以获工业气流;相同地质条件下,气藏水平井的产能好于直井,单井地质储量为0.49×10^(8)m^(3),EUR为0.39×10^(8)m^(3),在体积压裂工艺下,井距为340m左右井间存在连通现象;气井产地层水,产出的天然气在井筒至地面流程发生反凝析形成凝析油,容易在井筒产生积液,应优选适合的排水采气工艺技术进行维护,以确保气井稳产。

深水浅层非成岩天然气水合物固态流化试采技术研究及进展

基于我国海域天然气水合物钻探取样储层具有埋深浅、无致密盖层、非成岩、弱胶结、易于碎化等特点,提出了针对深水浅层非成岩天然气水合物固态流化试采方案,其核心思想是将深水浅层非成岩天然气水合物矿体通过机械破碎流化转移到密闭的气、液、固多相举升管道内,利用举升过程中海水温度升高、静水压力降低的自然规律使水合物逐步气化,变非成岩天然气水合物分解过程的不可控为可控,实现深水浅层天然气水合物安全试采;其工程实施策略为目标勘探确定井位、随钻测井证实水合物层位、钻探取样及分析作为试采实施依据,即在钻探取样获取岩心后确定水合物有效层位,依托深水工程勘察船、采用无隔水管钻杆钻进至水合物层后固井并建立井口,采用自主的井下喷射工艺使含水合物沉积物在举升过程中自然分解,利用密度差实现部分砂回填,其余气、液、固流化物返回地面测试流程,经过高效分离、气体储集、放喷等技术实现快速点火测试。2017年5月,中国海油在南海北部荔湾3站位依托深水工程勘察船"海洋石油708",利用完全自主研制技术、工艺和装备,在水深1 310 m、水合物矿体埋深117~196 m处,在全球首次成功实施海洋浅层非成岩天然气水合物固态流化试采作业,标志着我国已在具有自主知识产权的天然气水合物勘探开发关键技术上取得历史性突破。

深水碳酸盐岩油藏试采综合评价——以M油田为例

M油田为超深水碳酸盐岩油田,水深超过2000m,地质背景特殊,油藏条件复杂,储层连通性、储层物性、单井长期产能等关键问题亟待落实;超深水油田开发进度要求高,能否在早期对该油田进行有效评价直接决定开发成败。借助已钻评价井建立小型试采单元,围绕主要地下风险进行多种形式的动态资料录取,结合测试目的完成录取资料解释,落实单井长期产能、储层连通状况等关键认识,为油田开发方案的编制与优化提供有力依据;基于压力监测数据完成模型历史拟合,提升了预测指标的可靠性。

试采井产能预测方法

为了搞清试采井储层的动态参数,确定压力波及范围及相应的储层边界,确定试采井区的合理产能,为上交储量、精细评价和编制开发产能方案提供准确依据,施工前有必要对试采井的产量进行论证,预测其试采过程中的生产能力。根据地层物性的不同,试采井按生产方式分为定产间歇生产试采井和定产连续生产试采井。不同类型的试采井产能预测方法也不一样。根据间歇生产试采井和连续生产试采井产量、压力变化特点,研究出2种试采方式下的产能预测方法,预测结果与实际试采结果符合率达90%以上。

江西南鄱阳断陷盆地东部二叠系乐平组致密油气试采可行性探讨

南鄱阳断陷盆地的形成主要受控于NNE向断裂,二级构造分区主要受控于NW向断裂。乐平地区处于南鄱阳断陷盆地东部地区的东南缘,二叠系乐平组为海陆过渡相沉积,以黑色、灰黑色泥岩、灰岩为生烃层。乐平煤系地层中油气显示普遍,根据以往油气调查评价工作统计,已见油气显示钻孔15个,油气显示含油级别有含油砂岩、油浸、油迹、油斑,煤矿开采见原油溢出3处,最多时溢出原油10kg/d。通过现有资料的收集分析,探讨该区域二叠系乐平组致密油气试采的可行性。

套管捞油测压和开式试采技术及应用

为解决以往试采方法只能录取产量资料而不能同时测得井下流压资料问题,根据短期试采要求,研制出套管捞油测压工艺和开式试采工艺.经实际井试验和应用表明,这2种工艺克服了原来工艺的缺点,所录取资料达到了短期试采的要求;并以套管捞油测压试采和开式试采所录取到的压力、产量资料为基础,对储层进行定性与定量评价,为编制开发方案提供了有益参考.

南海海域水合物试采平台优选及装备适应性改造研究

论文对国内外开展的海域水合物勘探、取样和试采等工作及南海的海况特殊性、适用于南海的钻采装备 等进行了调研.针对我国地矿部2017年牵头组织的南海海域水合物试采项目,开展的水合物试采平台优选 及装备的适应性改造研究工作进行了详细阐述,并介绍了优选和适应性改造后的“蓝鲸1 号”平台在南海海域 水合物试采期间的作业情况,可为我国未来的南海海域水合物试采工作以及商业化开采的平台选型和研发工 作提供参考.

中国南海天然气水合物第二次试采主要进展

泥质粉砂型天然气水合物被认为是储量最大开采难度亦最大的水合物储层,2017年南海天然气水合物试采,初步验证了此类水合物储层具备可开采性。在总结前次试采认识的基础上,对试采矿体进行优选、精细评价、数值与试验模拟和陆地试验,中国地质调查局于2019年10月-2020年4月在南海水深1225 m神狐海域进行了第二次天然气水合物试采。本次试采攻克了钻井井口稳定性、水平井定向钻进、储层增产改造与防砂、精准降压等一系列深水浅软地层水平井技术难题,实现连续产气30 d,总产气量86.14×104m3,日均产气2.87×104m3,是首次试采日产气量的5.57倍,大大提高了日产气量和产气总量。试采监测结果表明,整个试采过程海底、海水及大气甲烷含量无异常。本次成功试采进一步表明,泥质粉砂储层天然气水合物具备可安全高效开采的可行性。

天然气水合物试采：从实验模拟到场地实施

天然气水合物研究的终极目标是对其进行有效的开发利用,即实现长期安全、高效地开采,而水合物试采只是迈出了第一步。数十年的室内水合物开采方法实验及其数值模拟研究取得了显著的成果,为天然气水合物试采奠定了坚实的基础。加拿大、美国等国家先后在陆地冻土区进行了水合物试采工作,试验成果为海域水合物试采提供了宝贵的经验。2013年和2017年,日本、中国先后在不同海域实施了天然气水合物试采,并取得了成功,这是天然气水合物研究的一个里程碑式的进步,标志着天然气水合物开采技术研究从室内实验模拟逐步转到产地实施。本文回顾了各种水合物开采方法的原理及其模拟实验成果,简要介绍了水合物开采数值模拟方法与进展,评述了水合物试采的前期关键技术准备及场地实施效果,讨论了每种技术方法的局限性及面临的挑战,并针对海洋天然气水合物开采面临的科学与技术问题提出了建议。

宁武盆地煤层气勘探现状及试采效果

煤层气藏与常规天然气藏相比,开采方式和排采规律等方面都有其独特性。通过在山西宁武盆地开展煤层气勘探评价工作,对目标区优选及前期抽排试验,证实了宁武盆地具有一定的煤层气资源。对该区地理环境、地质构造特征、资源概况、勘探现状及探井试采情况等进行了论述,并对试采成果进行了对比;通过对该区排采状况进行分析,认为宁武盆地煤层气资源可靠,应该继续开展勘探和试采工作,并进一步优选有利区域和开发方式。

天然气水合物开采方法及海域试采分析

天然气水合物分布广、埋藏浅、清洁无污染、储量巨大,被视为油气领域最有潜力的替代清洁能源。全球目前有5个国家进行了8次天然气水合物试采工作,特别是2017年5月中国神狐海域天然气水合物试采取得了巨大成功,创造了产气时间和产气总量两项世界纪录,但是由于天然气水合物特殊的物理力学性质和赋存状态,技术经济开采还面临诸多难题。在分类总结天然气水合物开采方法的基础上,分析了中日两国的海域天然气水合物试采情况及试采数据,得出了如下结论与建议:(1)天然气水合物开采方法可归纳为两大类:原位分解法和地层采掘法;(2)海域天然气水合物试采数据表明:压力和温度条件都是影响产气速率的主要因素与约束条件,在生产不同阶段,影响产气能力的主要因素不同;(3)对日本第1次天然气水合物试采数据分析表明,压力驱动力、温度驱动力与产气速率均有较好的相关性,提出了表征温度压力耦合关系的指标相态平衡距,研究了产气速率与相态平衡距的分段线性关系,建立了天然气水合物储层分解动力学模型范式;(4)分析了降压开采方法中大幅快速降压与分段缓慢降压两种降压方式的优劣,提出有效供热是实现天然气水合物降压开采的长期高产的必要条件,集成页岩气开发中的水平井压裂技术与干热岩地热开发中热量对流交换循环的原理,提出对流注热降压开采方法。

沁水盆地煤层气田试采动态特征与开发技术对策

沁水盆地煤层气资源丰富,中国石油天然气集团公司于1994年起在该盆地内开展了大规模的勘探、试采和正式开发准备工作。从气田动态分析入手,系统研究了该煤层气田的开采特征。结果认为:压裂增产、多分支井是开发该煤层气田的有效手段;3#煤产气量高低与其地质因素关系密切;在煤层气排采过程中应保持动液面稳定下降。结合煤层气开采动态特征,提出了沁水盆地煤层气田合理的开发技术对策:①采用地面垂直井和多分支水平井相结合的方式开发该地区的煤层气资源,在此基础上优化合理的井网部署方式和增产方式;②3#、15#煤层的地质条件差异较大,建议优先考虑开采3#煤层,15#煤层在3#煤层产量下降时可视储层发育情况择时投产;③在排水采气初期,应建立合理的排采工作制度,避免储层渗透率的急剧下降。

日本海域天然气水合物试采进展及其对我国的启示

天然气水合物研发工作已经进入陆上和海上的现场试验阶段,其中,仅有日本和中国开展了海域水合物试采。通过对日本两次海域水合物试采的全面总结以及对日本水合物产业化开发设想的充分认识,发现尽管日本拥有丰富的水合物资源且投入了大量的人力、物力和财力用于水合物研发,但仍然没有形成可确保稳定产气的技术体系。因此,水合物的产业化进程将是一个相对漫长的过程,有必要加强资源勘查、技术装备示范和体系化、试采、规范制度等方面的部署和实施。

世界天然气水合物钻探历程与试采进展

自20世纪60年代证实自然界中存在天然气水合物以来,针对水合物这一潜在能源的研究取得了显著进展。与常规油气资源一样,水合物的开发也需要经历两个重要阶段,即勘查与试采。该文对全球主要国家水合物钻探与试采进展进行了归纳总结和分析,认为钻探工作在获取水合物实物样品、优化相关技术装备、提供可靠数据等方面发挥了重要作用,而试采工作在长期、安全、稳定和高效产气方面仍与产业化开发的预期存在差距。建议我国应充分发挥各方优势,重视技术方法和装备的研究、开发、示范和推广,形成可用于水合物资源勘查与开采的成熟技术装备体系。