国家能源战略背景下能源企业研发费用加计扣除路径优化——以中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院为例

习近平总书记指出,石油能源建设对我国意义重大,中国作为制造业大国,要发展实体经济,能源的饭碗必须端在自己手里。作为能源企业,在加大研发力度的同时,必须做好研发费用的核算与管理。以中石化胜利油田分公司勘探开发研究院为例,结合研发费用实际使用过程,深入分析发现存在着差旅费、会议费等审减、未提供正式发票的内部劳务审减、个别会计项目未归入加计扣除政策类型、人工成本和折旧摊销费用计提不足等问题,为此应通过加大宣传力度,提高对政策的思想认识,依托“三线四区”业务流系统,进一步规范做好费用提取工作,进一步加强各职能管理部门之间的沟通合作等路径优化研发费用加计扣除,为能源企业科技创新工作护航。

胜利油田开发规划技术研究进展及展望

自20世纪90年代起,结合国际油价变化、勘探开发形势以及技术的进步,胜利油田形成一套与油田各开发阶段战略需求紧密契合的开发规划技术体系。立足胜利油田中长远开发规划编制实践,梳理了胜利油田开发规划技术的发展历程,介绍了各阶段开发规划技术发展的历史背景、技术思路以及面临问题。经过持续攻关和实践,胜利油田开发规划技术主要经历了方案优选、产量规划、效益规划、不确定性规划4个阶段,各阶段形成的开发规划技术有效支撑了开发规划方案的编制,指导了油田发展方向。围绕胜利油田可持续发展目标,明确了胜利油田现有开发规划技术存在新领域开发经济规律把握难度大、中长远规划与年度生产部署的结合需加强、规划编制的战略性及前瞻性需提升3方面的问题。针对存在问题,提出了下步胜利油田开发规划技术将向更注重不确定性及多目标、更加智能化、精细化以及更加具有战略性、前瞻性发展,为油田战略决策提供技术支撑。

胜利油田水驱开发技术进展及发展方向

水驱油藏是中国东部老油田开发的主体,经过长期注水开发已整体进入特高含水期,室内研究及矿场实践表明,仍有大幅度提高采收率的潜力,但受储层非均质性和开发动态非均质性影响,科学开发和效益开发难度加大,亟需攻关进一步提高采收率技术。整装油藏针对特高含水后期极端耗水严重、效益稳产及水驱提高采收率难等问题,深化了极端耗水层带理论,创新形成了层系近阻重组开发技术、特高含水油藏矢量开发技术和特高含水后期流场调整开发技术,实现了控耗水、降递减,平均采收率为43.7%;断块油藏针对断层多、断块小的特点及特高含水期剩余油规模小、动用难的问题,深化剩余油富集规律及水动力调控机制认识,创新形成了人工边水驱、立体开发等主导开发技术系列,提高了储量控制和水驱动用程度,平均采收率为29.4%,支撑了断块油藏效益稳产;低渗透油藏针对储层物性差、有效建驱难等问题,持续开展非线性渗流机理和压驱开发机理研究,攻关配套开发技术,不断拓宽开发界限,创新形成特低渗透油藏仿水平井注水、一般低渗透油藏井网适配提高采收率、低渗透-致密油藏压驱注水等差异开发技术系列,平均采收率为15.7%,实现了低渗透油藏提速提效开发。通过以上技术进步,实现了特高含水期水驱油藏的效益开发。结合不同类型油藏开发特点及面临形势,对水驱油藏进一步提高采收率提出了下步发展方向。

胜利油田未动储量开发技术及实践

胜利油田未动储量规模大,是油田后续建产稳产的重要接替阵地。但多年的开发实践证实,这部分储量的整体动用存在很多问题,制约着油藏效益开发和建产。针对这部分油藏品位差、动用难度大和开发效果差的特点,系统梳理了胜利油田未动储量的类型及分布特征,明确了主要的未动储量类型和重点攻关目标。结合近年来在砂砾岩、滩坝砂和深层低渗透稠油等油藏类型方面的开发实践,分析了砂砾岩油藏大斜度井大规模压裂、低渗透滩坝砂油藏压驱和深层低渗透稠油油藏降黏复合压驱等3种主要的未动储量开发技术及实践。长井段大斜度井大规模压裂技术,通过地质工程一体化实现工程甜点与地质甜点的结合,在低品位砂砾岩油层中的应用大幅提高了油藏产能;压驱注水开发技术创新开发理念,实现了低渗透滩坝砂油藏补能增产的突破;降黏复合压驱开发技术通过转变开发思路,实现了深层低渗透稠油油藏效益开发的突破。这3种油藏类型从单井提产、油藏补能和低成本开发等方面实现了未动储量的有效动用,取得了良好的开发效果。开发技术的突破、开发理念的转变是未动储量有效开发的必由之路,对胜利油田其他未动储量的开发具有非常重要的示范和指导意义。

胜利油田稠油油藏开发技术进展

针对胜利油田不同类型稠油油藏的地质特点及开发矛盾,形成了一套较为完善的稠油油藏开发技术系列,并取得了显著的开发效果。从各项技术的理论基础和矿场应用2个方面,总结了不同类型稠油油藏开发技术进展。对于高轮次吞吐后的稠油油藏,基于非达西渗流理论,形成了井网加密技术;对于敏感性稠油油藏,形成了近热远防理论,降低了水敏对开发的不利影响;对于特超稠油油藏,通过HDCS技术的协同降黏、膨胀增能作用,解决了“注不进、采不出”的开发难题;对于低效水驱稠油油藏,通过转蒸汽驱,达到加密角井流线、水井流线逆向的目的,从而提高该类油藏的采收率;对于深层稠油油藏,以气热协同保热强热、热剂协同接替助驱、气剂协同均衡热前缘的协同增效作用机理认识为基础,形成了多元热复合驱油理论,实现了深层稠油的有效动用;对于薄层稠油油藏,通过热+水平井复合开发模式,提高了油藏的吸汽能力和动用范围;对于浅薄层超稠油油藏,通过HDNS技术增能降黏扩波及,实现了该类油藏的高效开发。胜利油田稠油油藏开发技术系列的应用,为胜利油田稠油效益开发、绿色开发提供了技术支撑。

稠油开发技术进展及新分类标准建立与应用实践——以胜利油田稠油开发为例

稠油油藏是一种重要的战略资源,对保障国家能源安全起到重要的作用。国内外稠油开发主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、驱泄复合(SAGD)、火烧驱油4项技术,受技术适应性、成本高及对环境不友好的影响,其推广和运用存在一定局限性。胜利油田根据自身油藏特点,形成了薄层水平井、热化学复合和化学降黏3项新技术,拓展了开发技术界限,使稠油油藏开发的有效厚度界限低至2m、油藏埋深为2000 m、储层渗透率界限低至100×10^(-3)µm^(2)。根据各项技术特点和矿场应用效果,建立了以技术适应性为基础的稠油新分类标准,把稠油油藏分为5大类,指导矿场稠油开发技术方向的选择。结合目前技术发展方向和新的形势要求,指出“多元热复合”“非热力开发”“纳米材料应用”将是稠油开发技术3个趋势。

胜利油田低渗透油藏开发技术进展及展望

胜利油田低渗透油藏资源丰富,已探明石油地质储量达11.8×10^(8)t,具有良好的开发前景。但低渗透油藏由于具有孔隙度低、储层非均质性强和渗流能力差的特点,在开发过程中存在“注不进、采不出”的问题。为实现低渗透油藏高效开发,系统梳理了胜利油田低渗透油藏储层预测分析方法以及高效开发技术,并结合现有技术的优缺点对低渗透油藏开发技术方向进行展望。通过研究与实践得到:①胜利油田通过攻关,研究形成了储层预测、地应力预测以及储层非均质性评价等精细油藏描述技术。②通过理论技术创新,不断突破储量动用物性下限,攻关形成了特低渗透油藏仿水平井注水开发技术、致密油藏长井段多级压裂水平井开发技术、一般低渗透油藏井网适配提高采收率技术、低渗透-致密油藏压驱开发技术和增黏型乳液-表面活性剂驱开发技术等差异开发技术系列,取得了良好的开发效果。③结合胜利油田低渗透油藏高质量发展及提速提效开发的实际需求,提出了双控转流线井网重构技术、CCUS技术和纳米气泡水驱技术,为低渗透油藏提高采收率指明发展方向。

胜利油田油藏数值模拟技术新进展及发展方向

油藏数值模拟技术是油藏分析的重要手段,是油田开发人员编制开发方案、开展动态跟踪调整、进行提高油藏采收率研究等工作的有力工具。为明确胜利油田油藏数值模拟技术的未来发展方向,回顾了胜利油田60年以来油藏数值模拟应用技术和自主知识产权软件研发的发展历程,着重总结了“十三五”以来适配油田当前地质及开发特征的特高含水期精细油藏描述、低渗透油藏压驱开发、非均相复合驱、稠油油藏多元热复合驱、CO_(2)高压混相驱、页岩油大规模压裂整体开发等多个领域的数值模拟应用技术创新性进展;介绍了涵盖水驱、化学驱、微观、智能模拟等不同方向的多款胜利特色油藏数值模拟软件的研发及应用情况。最后指出在当前胜利油田的开发形势下,油藏数值模拟在精细程度、规模、效率和协作方式等方面面临着更大的挑战,油藏数值模拟需要进一步向一体化、并行化、智能化方向发展,为胜利油田开发提质增效提供技术支撑。

胜利油田油藏描述技术回顾与发展方向

胜利油田为典型的陆相复式油气区,油藏类型多、含油层系多、断裂系统复杂,20世纪90年代初进入含水率为90%以上的特高含水开发阶段,如何针对不同类型油藏和开发阶段,精细刻画地下储层变化、精准认识剩余油,是实现高含水老油田提高采收率的基础。为此,从1996年始开展了针对老油田剩余油挖潜的精细油藏描述,通过精细储层构型表征、低序级断层精细描述、砂砾岩期次划分与连通性评价、薄互层滩坝砂储层预测、三维精细地质建模及剩余油精细描述等关键技术攻关,以及多轮次油藏描述技术迭代,形成了一套胜利特色的精细油藏描述技术,编制了精细油藏描述技术规范。截至2023年累计描述开发单元600余个,覆盖石油地质储量为43.6×108 t,建模数模技术在老区调整和新区方案编制中得到广泛应用,有效支撑了油田的规模建产与效益稳产。系统分析胜利油田油藏描述技术发展历程,总结不同类型油藏形成的特色技术,分析特高含水后期老油田精细油藏描述面临的5项挑战,阐述下一步油藏描述技术的5个发展方向,对推动陆相油田精细油藏描述技术具有指导和借鉴意义。

胜利油田强水敏性稠油储层高温变化特征分析——以王庄油田和金家油田为例

强水敏性稠油油藏在热采开发过程中受到高温作用影响,储层发生一系列变化。为明确其变化特征,对胜利油田具强水敏性的王庄油田和金家油田热物理模拟等实验后矿物、微观孔喉结构、物性等变化进行了对比,并进行了异同性分析。强水敏性稠油储层变化的相似性主要体现在:当温度低于150℃时,蒙脱石晶间距较大,溶蚀、转化程度弱,膨胀性较强,使孔隙结构复杂,渗透性变差;当温度高于150℃后,高温抑制蒙脱石膨胀,转化、溶蚀增强,产生较大溶蚀孔隙,改善孔隙结构,增大连通性,储层渗透性变好;其差异性主要体现在高温溶蚀颗粒对储层的影响上,温度为150℃时,王庄油田溶蚀颗粒浓度最高,浓度变化总体是先增后减,随着周期的增加而减少,颗粒对储层的影响小,而金家油田颗粒浓度随温度升高而大幅增加,堵塞孔喉,油井普遍存在供液不足的现象,因此,王庄油田主要开发矛盾为强水敏,而金家油田的主要开发矛盾除了强水敏外,还有强速敏。

胜利油田储气库技术进展及发展方向

天然气地下储气库是战略储备、应急调峰、保障国家能源安全的重要基础设施,是老油田产业布局优化及绿色低碳转型发展的方向之一。胜利油田地质条件复杂,气藏埋藏浅、规模小、分布零散,油藏及含水圈闭资源丰富,但密封性评价难。针对这些特点,自“十三五”以来,储气库相关研究取得较大进展,先后完成了疏松砂岩气藏、气顶油藏和水层等不同类型储气库的研究和方案设计,建成了中国首座水淹废弃气藏型储气库——永21储气库,形成了具有胜利特色的水层型储气库目标筛选评价、水层型储气库注采运行优化设计、储气库圈闭密封性评价和储气库跟踪评价等关键技术。目前,其他类型储气库建设仍面临资料少、规模小、效益差、圈闭动态密封性评价难度大等问题和挑战,需要在油藏型储气库库址筛选评价、零散气砂体组合建库、高含水油藏协同建库等方面提出相应的技术对策和攻关方向,为胜利油田储气库规模建设、绿色发展提供技术支撑。

胜利油田低渗透油藏压驱开发技术实践与认识

胜利油田低渗透油藏资源量丰富,已动用地质储量9.4×10^(8)t,采出程度为13.3%,未动用储量2.1×10^(8)t,提高采收率及效益动用面临注不进、驱不动、波及差等诸多难题。为了提高低渗透油藏开发效果,胜利油田攻关创新压驱技术。综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法,采用物理模拟和数值模拟相结合的技术手段,形成了压驱油藏适应性评价标准、室内实验技术体系、油藏工程方案优化设计方法等技术系列,配套了分层压驱、组合缝网体积压裂、调驱等工艺技术。矿场试验表明,压驱能够快速补充地层能量,大幅度提高油井产能及采收率,2020年3月以来,低渗透油藏累积实施450个井组,累积注水量为1384×10^(4)m^(3),累积增油量为55.7×10^(4)t,压驱开发技术正逐步成为低渗透油藏主导开发新技术。

胜利油田压驱开发技术实践与认识

低渗透油藏普遍存在注水井注入能力低或注不进,油井见效困难或不见效且产液量、产油量低,导致油藏开发效果差。为解决低渗透油藏能量补充问题,中国各大油田均开展了攻关研究,形成了包括增压注水、活性剂注水等技术系列,较好地解决了部分渗透率较高、非均质性较弱油藏的能量补充问题,但面对渗透率极低的致密砂岩油藏,仍不能满足开发需求。为攻克低渗透油藏注水难题,大幅度提高水井注入能力,近年来在胜利油田开展了压驱开发技术攻关与实践,从压驱机理、数值模拟、优化设计3方面开展研究,明晰了超压破裂微缝增渗作用机理,建立渗流场-应力场耦合数值模拟方法,形成了不同油藏类型开发技术模式和技术政策。

胜利油田高89地区特低渗透油藏CO_(2)驱非线性渗流规律研究

特低渗透油藏储层物性差,流体流动困难,常表现出非线性渗流特征。以往非线性渗流规律的研究以水驱为主,对CO_(2)驱的研究较少。针对胜利油田高89地区特低渗透油藏CO_(2)驱非线性渗流规律认识不足的问题,开展了渗流规律实验研究,揭示了CO_(2)与原油相互作用对原油渗流特征的影响规律,建立了不同渗透率下CO_(2)驱最小启动压力梯度计算公式及CO_(2)驱非线性渗流规律表征模型。结果表明:特低渗透油藏CO_(2)驱存在启动压力,原油最小启动压力梯度与流度呈良好的幂函数关系,随着流度的增加,启动压力梯度显著降低;CO_(2)驱渗流曲线呈现“曲线段+直线段”的两段式特征,直线段的流速与压力梯度呈良好的线性关系,曲线段的流速与压力梯度呈良好的二次函数关系;CO_(2)溶于原油后有显著的膨胀降黏效果,使得原油最小启动压力梯度明显降低,原油渗流能力增强,渗流曲线非线性段变短。

胜利油田高温高盐油藏化学驱提高采收率技术进展

胜利油田化学驱资源丰富,但由于储层非均质性强、油藏温度高、地层水矿化度高、钙镁离子含量高和原油黏度高等问题,化学驱技术实施难度较大。历经多年攻关,创建了高温高盐油藏化学驱理论,形成了聚合物驱、无碱二元复合驱、非均相复合驱和降黏复合驱等化学驱技术系列,解决了地层温度为85℃、地层水矿化度为30000 mg/L、钙镁离子质量浓度为1500 mg/L、地层原油黏度为1000 mPa·s以内油藏大幅度提高采收率的难题。基础理论方面,阐明了“变形通过、液流转向、均衡驱替、调洗协同”的非均相复合驱提高采收率机理,取得了高黏油藏化学驱“黏弹性并重”与“大幅度降低黏附功”的重要认识。技术应用方面:针对海上油田大幅度提高采收率技术难题,研制了高效二元复合驱油体系,设计了全密闭配注工艺,形成了海上油田二元复合驱技术;针对聚合物驱后油藏与高温高盐油藏条件,发明了黏弹性颗粒驱油剂,研发了非均相复合驱油体系,创建并发展了非均相复合驱技术;针对高黏油藏,研发了高黏弹聚合物和高效表面活性剂,研制了降黏复合驱油体系,形成了高黏油藏无碱二元复合驱技术。截至2023年10月,胜利油田高温高盐油藏化学驱技术已动用石油地质储量达6.3×10^(8)t,累积产油量为7701×10^(4)t,累积增油量为3604×10^(4)t,为胜利油田持续稳产、高质量发展提供了强力支撑。

胜利滩浅海油田高效开发技术进展及展望

胜利滩浅海油田位于海陆交汇处,以埕岛油田、新北油田为典型代表,具有油藏类型多样、地面条件复杂、海工配套投资大的特点,效益开发难。立足胜利滩浅海油田开发实践,重点梳理了“十一五”以来技术成果,经过持续技术攻关,形成了以滩浅海油田细分加密综合调整、滩浅海油田整体注采调控、海油陆采高效开发、滩浅海边际油藏有效动用、复杂裂缝性潜山油藏开发为核心的胜利特色滩浅海油田高效开发技术,建成国内首个400万吨级滩浅海油田——埕岛油田,实现了从陆上到海上的跨越。通过剖析滩浅海油田目前高质量发展面临的问题,明确了在新区效益建产与老区提高采收率技术支撑上面临的挑战。作为胜利油田持续上产的重要阵地,针对未来滩浅海油田面临的上产需求与未动用储量品位低以及老区稳产基础与液量受限两大挑战,提出了滩浅海油田“少井高产、高速高效”的发展方向,即持续攻关滩浅海复式油气藏效益动用、基于平台集约化的“3+2”开发方式下的二次井网重构、基于大模型的智能注采调控等关键技术,支撑胜利滩浅海油田高质量持续发展。

胜利济阳页岩油开发进展与攻关方向

为了实现济阳陆相断陷盆地中低演化程度页岩油的有效开发,2019年以来,依托万米系统取心、十万余块次的岩心测试,在博兴、牛庄、民丰等洼陷同时开展系统评价,单井评价及立体井组开发均取得突破。博兴洼陷开展了3层楼8口井的先导试验,建成中国石化首个10万吨级页岩油开发井组;牛庄洼陷开展了5层楼20口井大平台立体开发井组试验,已全部投产;民丰洼陷按照“大平台整体部署、小井组分步实施”的模式,整体评价、立体开发试验全面展开。樊页平1、丰页1-1HF井等28口井峰值日产油量超百吨,30口井累计产油量超万吨。基于基础研究与开发实践,提出了济阳页岩油“储-缝-压”三元储渗理论认识,攻关形成了页岩油开发实验技术、开发甜点立体精细评价技术、建模数模一体化技术、立体开发优化调控技术,初步构建了胜利特色的陆相断陷盆地页岩油立体开发理论技术体系,有效支撑了胜利济阳页岩油国家级示范区建设。

准噶尔盆地重点领域油气勘探研究进展及潜力方向

准噶尔盆地胜利探区主要位于盆地周缘超剥带、复杂山前带和深洼区,油气成藏条件复杂,勘探难度大。为明确胜利探区重点领域的潜力方向,指导下步油气勘探部署层次优选,基于胜利探区准西缘超剥带领域、准中地区上组合深层领域、准中地区下组合超深层领域、准北缘及准东南山前带领域沉积、储层、油源对比、输导体系、成藏模式、油气富集控制因素等勘探研究进展系统总结,对各重点领域下步的潜力方向进行了分析。结果表明:准西缘超剥带领域的哈山地区侏罗系—白垩系、车排子地区新近系沙湾组、车排子地区石炭系及准中地区上组合深层领域的永进-征沙村地区侏罗系齐古组、莫西庄地区侏罗系三工河组及东道海子凹陷成6井区侏罗系八道湾组是下步主要的增储上产阵地;准中地区下组合超深层领域的沙湾凹陷征10井区二叠系上乌尔禾组—三叠系克拉玛依组、盆1井西凹陷庄深1井区二叠系风城组—夏子街组是下步重要的接替阵地;准北缘哈山山前带及准东南博格达山南、北山前带准原地系统是下步需要持续探索的有利阵地;石北凹陷及石钱滩凹陷石炭系深层非常规页岩气领域是今后需要积极准备的后备阵地。“十四五”—“十五五”期间,胜利探区应以“立足全区、决胜深层、常非并重、统筹推进”勘探思路为指导,持续、有序地推进盆地各重点领域的勘探。

中国东西部陆相页岩油地质特征差异性分析及其对富集规律影响——以胜利探区为例

以胜利探区为例,系统对比研究了中国东西部陆相湖盆页岩油地质特征差异性及其对富集规律的影响。济阳坳陷沙四段上亚段—沙三段下亚段在古地貌、古气候、古水体介质等因素共同控制下,富有机质纹层状碳酸盐页岩大规模分布,富有机质黏土纹层成烃与富碳酸盐纹层成储协同演化为游离烃规模富集提供了有利条件。准噶尔盆地西北缘哈山地区风城组强裂陷作用导致强烈火山活动,在火山喷发物质与古气候共同影响下,富有机质纹层状含碱长英页岩相大规模分布,且成烃成储演化过程中形成较多的长英质矿物,并伴生大量的基质溶蚀孔和晶间孔,为页岩油富集奠定了重要基础。哈山地区在多期逆冲推覆过程中,准原地系统持续生烃、油多气少和相对较好的保存条件以及构造覆压、生烃增压作用产生的异常高压为页岩油高产提供了必要条件。准噶尔盆地东南缘(准东南)芦草沟组在海迹湖咸水环境下,受火山凝灰质与微生物作用影响,形成了富有机质纹层状页岩相夹贫有机质层状白云岩相的主要岩相组合类型。博格达山周缘山前构造带芦草沟组富有机质页岩均进入成熟演化阶段,胜利探区构造相对稳定区具备页岩油勘探前景。

中国东部陆相断陷盆地页岩油开发理论认识与技术实践——以济阳页岩油为例

以济阳页岩油为代表的中国东部陆相断陷盆地页岩油取得产能突破,但埋藏深、厚度大、成熟度低,地层温度高、压力大,原油流动能力差的特点,使其实现高产稳产面临巨大挑战。基于万米岩心及90余口水平井生产实践,深化发展了“储-缝-压”三元储渗理论,以此为指导形成了页岩油开发甜点立体评价、立体开发优化设计、立体均衡压裂等济阳页岩油开发关键技术体系。理论研究和实践表明:孔隙和多尺度、多类型发育的微缝组成“双储”系统,控制着储集空间及油气富集规律,是高产稳产的物质基础;支撑缝与激活缝耦合形成跨纳米-厘米尺度的“双缝”系统,具有梯级启动特征,是高产稳产的渗流路径;地层保压性好的前提下,压裂增能可有效提高孔缝的渗流能力、增加渗吸置换效率,同时精细控压实现能场协同耦合,可进一步释放页岩油藏产能,保压增压“双压”协同是高产稳产的能量保障;以三元储渗理论为指导形成的开发关键技术体系为多洼陷多层系产能突破提供了有效的技术支撑,对促进中国东部陆相断陷盆地页岩油规模效益开发具有重要意义。