新能源企业的管理创新思考——基于战略管理视角

随着社会经济水平不断提升,经济全球化速度加快,企业之间也面临着更加严峻的竞争,传统的管理方法已然无法适应当前企业的发展需求,而战略管理的出现逐渐成为各个企业管理创新的新方向。与传统管理方式相比较,战略管理立足于企业全局发展和长远发展,有计划地进行资源调配,是一种更为科学、灵活的管理方式。因此,本文立足于新能源企业,对企业管理创新的重要性进行论述,并根据新能源企业制定战略的基本原则,提出了相应的战略性管理创新策略,旨在为相关人员提供参考。

基于煤储层水力压裂动态渗透率变化的压裂效果评价方法及其应用

压裂施工曲线是反映压裂效果的重要依据,而压裂阶段储层渗透率的动态变化能够更直观地反映造缝效果。借鉴试井渗透率测试原理,建立一种压裂阶段储层动态渗透率定量评价方法,并将该方法应用到准南某区块2口煤层气井水力压裂效果评价中,获得压裂阶段储层动态渗透率曲线;同时采用G函数对压裂效果进一步评价。结果表明:动态渗透率曲线所反映压裂效果与G函数分析和基于排量、井底流压关系的评价结果吻合较好,能够反映储层内裂缝开启、延伸效果;其中,CMG-01井通过实施煤储层与围岩大规模缝网改造,压裂阶段储层渗透率最高达到2.5μm^(2),造缝效果良好;而CBM-02井实施煤储层常规水力压裂,储层渗透率保持在1.8μm^(2)之下,显示出煤储层常规水力压裂与煤储层-围岩大规模缝网改造的差异性。动态渗透率定量评价方法弥补前期压裂改造效果缺乏量化评价的不足,为煤层气/煤系气储层水力压裂工艺的优化提供依据。

关于煤层气资源量估算中可采边界的探讨

以往煤层气勘探资源量计算过程中,在有些低煤阶煤矿区存在含气量很高,但甲烷含量不足80%的情况,按原标准仍然处于风化带内,而这些区域则正在进行商业开发,但却不能估算煤层气资源量。本文通过对煤层气风化带的划定标准及各类区域煤层气含气特征的分析,以及从资源量计算的实际需要出发,提出仍然用煤层气含量和甲烷浓度两项指标确定低煤阶煤层气含气量下限边界,但不考虑风化带因素的解决方案。

基于低负碳减排的深部煤系气一体化开发技术路径

加快推进深部煤系气的商业化开发进程对保障国家能源安全、实现"双碳"目标具有重要意义。基于深部煤系气赋存地质特征,以煤系气一体化开发为出发点,论述采用复合压裂液对煤系气储层进行一体化缝网改造,建立集煤系气增产与CO_(2)同步封存为一体的低负碳减排技术体系,形成深部煤系气一体化开发技术路径。随着埋深和地层压力增大,深部煤系各类储层中游离气含量增加,煤系页岩气、致密气及水溶气资源贡献逐渐增大,煤系气总资源量增加。相较于煤储层,泥页岩层和致密岩层的可改造性强、敏感性弱,实施一体化改造,在泥页岩层和致密岩层中更容易建立可以长期维系的流体运移产出缝网通道,克服煤储层极易伤害的不足。液相CO_(2)前置液具有比水基压裂液更强的造缝能力,在深部储层条件下处于超临界态,可通过对储层萃取改性实现增解、增扩、增透和防水锁等增产效应;在储层条件允许的前提下可通过与CH4竞争吸附强化煤系气产出;液相CO_(2)吸附也可诱发煤岩体膨胀形成微裂缝,进一步沟通基质孔隙和压裂裂缝,促进气体由扩散运移转为渗流运移。液相CO_(2)的多重增产效应可以为煤系气这一低碳能源的商业化开发提供支撑,且注入的CO_(2)能够以吸附、游离和溶解态封存于煤系各类储层,因此,基于液相CO_(2)前置液的一体化开发技术属于低负碳减排技术。作为携砂液,水基低伤害压裂液的毛细管压力较低,具有更强的造缝能力,可有效抑制储层水锁和速敏伤害。建立了以煤系力学地层学为指导的储层评价方法,在煤系页岩气和致密气发育的多煤层区可优选宜采用直井/丛式井煤系气一体化开发的甜层和甜段,在煤系页岩气和致密气不发育的单一厚煤层区可优选水平井层位,实现地质—工程一体化和一井一法。通过分层(段)多簇不均匀射孔、大排量、变排量、大液量压裂形式,结合套管外暂堵、裂缝内暂堵、端部脱砂等限流措施及重复压裂等工艺,可以克服压裂阶段各类储层的层间矛盾,形成层间干扰,实现对各类储层的均匀改造,构建复杂的多级多类裂缝网络体系。采用多级配支撑剂可以实现对不同级别裂缝的有效支撑和裂缝网络的房柱式支撑。由此,在实现深部煤系气开发、获取低碳能源的同时,也可实现CO_(2)的同步封存,这一集低碳和负碳为一体的CCUS技术路径将为中国煤系气大产业建设和实现"碳中和"提供理论与技术支撑。