延长石油CO_(2)捕集与封存技术及实践

延长石油创新将煤化工CO_(2)捕集与油藏CO_(2)封存相结合,实现了煤炭清洁利用、碳减排和原油增产等多重效益,探索形成了一条煤化工产业低碳发展的新路径。系统阐述了延长石油CCUS全流程一体化技术及矿场实践,形成了煤化工低温甲醇洗低成本CO_(2)捕集技术,捕集成本105元/t,捕集示范规模30万t/a;建立了CO_(2)封存选址及潜力评价方法,评价油田CO_(2)理论封存量为8.84×10~8 t,封存适宜区主要分布在油田西部;揭示了跨时间尺度油藏CO_(2)封存状态演变规律,水气交替注入情景下CO_(2)封存10年和100年对应的构造、束缚、溶解和矿化封存量占比分别为24.38%、27.19%、48.38%、0.05%和15.09%、38.65%、45.77%、0.49%;创建了盖层封闭性评价方法,明确化子坪CO_(2)封存试验区长4+5盖层主要为Ⅰ、Ⅱ类;构建了“三位一体”CO_(2)安全监测体系,监测未发现CO_(2)地质泄漏,封存安全等级为Ⅰ级,矿场实现CO_(2)安全有效封存10.12×10~4 t。煤化工CO_(2)捕集与油藏CO_(2)封存矿场实践取得了良好的碳减排与原油增产效果,相关创新技术应用前景较为广阔。

陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探开发进展与展望

陕西延长石油(集团)有限责任公司(以下简称延长石油集团)在鄂尔多斯盆地大力推动石油、天然气、页岩气勘探开发理论研究和技术攻关,多类型资源协同发展,取得显著效果。石油勘探方面,提出了延长组下组合特低渗"交替式"石油成藏理论认识,综合利用量化运聚模拟等技术,实现下组合勘探突破,探明石油地质储量2.75×10~8t。石油开发方面,揭示了裂缝性特低渗油藏渗吸—驱替双重作用机制,创建了"适度温和"注水开发技术,油田自然递减率由18.22%下降到12.6%,实现了低品位油田的有效开发。天然气勘探开发方面,提出鄂尔多斯盆地东南部上古生界"浅水环境岸线频繁迁移控砂"和"成熟烃源灶迁移控藏"理论新认识,经勘探实践,发现了延安气田,累计探明天然气地质储量6650×10~8m^3。页岩气方面,提出陆相湖盆具备页岩气成藏条件的地质认识,通过配套技术攻关,实现陆相页岩气突破。下一步,延长石油集团将继续坚持"稳油、增气、强化非常规"战略,推进"地质工程一体化"勘探开发模式,保障企业可持续发展。

天然气在延长石油集团主要产业链中的经济性评价

阐述延长石油集团2套煤和天然气联合制备MTO级甲醇、液化天然气(LNG)100万t/年、天然气外输产业,重点讨论了可变成本、固定成本、完全成本及资本回报等对经济性直接影响的关键因素,计算天然气对不同装置的边际效益和不同阶段产品价格区域下天然气的经济贡献度,通过边际贡献的分析,为企业的可持续发展提供参考依据。

陕西延长石油集团与中国科学院兰州化学物理研究所的乙醇高效催化脱氢制乙醛和氢气新型高分散铜催化剂研究取得进展

陕西延长石油(集团)有限责任公司杨东元教授团队与中国科学院兰州化学物理研究所石峰研究员团队合作开发的乙醇高效催化脱氢制乙醛和氢气新型高分散铜催化剂取得进展。该新型高分散铜催化剂可使煤基乙醇经预热后通过催化剂床层发生脱氢反应,经分离后得到乙醛及氢气产品,从而实现低成本、高效、高稳定性催化转化及反应的本质安全,为煤基乙醇高附加值利用,提供新的工艺技术路线。

陕西延长石油集团与西北大学合作开发的苯与合成气制甲苯/二甲苯技术取得进展

近日,陕西延长石油(集团)有限责任公司杨东元教授团队与西北大学代成义教授团队合作开发的苯与合成气一步法制甲苯/二甲苯技术取得进展。研究团队采用新型金属-分子筛封装技术,实现了多金属与分子筛催化剂材料的纳米级短程复合及连续表面改性。研究发现:采用该催化剂,在反应压力3 MPa、温度450℃、合成气碳/氢摩尔比1∶0.57、合成气体积空速4.71 m 3/(kg·h)、苯体积空速0.525 kg/(kg·h)等优化工艺条件下,苯转化率高于81.0%,甲苯/二甲苯总选择性高于91.0%,并已完成中试规模500 h稳定运行。

延长石油集团非常规天然气勘探开发进展

延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO2泡沫压裂技术、液态CO2/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×108 m3,古生界致密砂岩气地质储量3 000×108 m3,目前的天然气生产能力已达到6×108 m3/a,基本打破南油北气的开发局面。

延长东部浅层煤层气水平井井下固井工具附件可靠性实验探索

延长气田东部区域煤层埋深浅、存在低压、易漏失层,该区域内的煤层气井在固井过程中易发生地层破裂、水泥浆漏失现象,井下固井工具附件可靠性直接影响固井质量。本文从固井技术难点分析出发,对于可靠性较高的弹簧球式浮箍浮鞋、固井碰压关井阀等设备完成仿真模拟分析及性能试验;研发的碰压关闭式浮箍,提高了工具可靠性。设计工具附件组成固井管串结构,现场应用2口水平井,结果表明优选的固井工具附件能够满足浅层大位移水平井固井施工的技术要求。

重组改制国有企业思政工作的探究——以延长石油集团为例

本文对老字号延长石油化工企业在重组改制，跨越发展过程进行全面、深入的分析研究，总结出把认真贯彻落实科学发展观作为最根本任务，在认真践行以人为本上狠下功夫，努力打造企业的政治优势，走出了一条新形势下创新国有企业思想政治工作的新路子，使传统国有企业重新焕发勃勃生机和活力。这种新思路，对其它企业的发展具有一定的借鉴作用。

鄂尔多斯盆地西南部三叠系延长组划分与对比关系再认识

【目的】最新三维地震资料显示,鄂尔多斯盆地西南部三叠系延长组三角洲—深水沉积过渡带存在大量的前积反射现象,指示以往“千层饼”式的近等厚地层划分方案在前积发育区存在“穿时”问题。研究旨在探索建立前积模式下延长组的等时划分与对比方案,并探讨其与传统地层划分方案的衔接对比关系。【方法】以三维地震资料为基础,通过井—震相互约束和标定,结合岩心沉积相标志的识别,明确盆地西南部延长组中上部(长7及以上地层)的等时划分与对比关系。【结果】将庆城、合水地区延长组中上部划分出6期前积斜坡体(F1~F6),环县地区划分出5期前积体(F1~F5)。【结论】各期前积体在顶积段与传统分层可较好地衔接对比,但在前积段和底积段,新、旧方案差异较大。各期前积体在前积段普遍较厚,在深水区,F1~F3厚度明显减薄,F5、F6厚度大幅增加。研究区从西南向东北,各期前积体平面分布呈薄—厚—薄的带状样式;北西向展布的地层较厚带指示前积体向湖盆中心的持续推进,指示了湖盆的收缩和充填过程。研究结果为深入理解延长组三角洲—深水区砂体连通关系、空间分布规律以及湖盆沉积充填过程等提供了重要启示。

安塞地区延长组长6致密砂岩储层特征

为明确鄂尔多斯盆地中部安塞地区延长组长6致密砂岩储层特征和控制因素,综合运用岩芯描述、显微镜鉴定、扫描电镜和压汞试验等手段,对长6储层的岩石学、物性和孔隙结构等进行了研究,其对指导致密砂岩油气的高效勘探开发具有重要意义。结果表明:安塞地区长6储层主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙类型以残余粒间孔和长石溶孔为主,孔隙结构以Ⅱ类(中高排驱压力-微细喉)为主;储层的平均孔隙度为9.97%,平均渗透率为1.37×10^(-3)μm~2;储层物性的主控因素为沉积环境和成岩作用,不同微相下的沉积结构不同造成储层的物性差异;强烈成岩作用造成孔隙的孔喉结构差,其中压实压溶作用造成16.7%的孔隙度损失率;受东北方向物源方向影响,不同胶结物差异分布导致储层非均质性较强,后期溶蚀作用改善储层物性,主要是长石溶蚀,以及区域东北部浊沸石发生溶蚀。在成岩演化基础上进行成岩序列分析,将安塞地区长6致密砂岩储层的成岩阶段划分为中成岩A期。

鄂尔多斯盆地双河地区延长组长6油层组地层水化学特征分布规律

致密油藏油水关系复杂,地层水化学组分及其分布规律对指导致密油勘探具有重要意义。基于此,对双河地区长6油层组地层水化学组成、矿化度、水化学特征参数与沉积微相、有效厚度及产能之间的关系进行了深入研究。研究表明,双河地区地层水类型主要为CaCl_(2)型,地层水的矿化度主要分布在2201.2~153670.9 mg/L,平均为53947.2 mg/L。矿化度在50000 mg/L之前,含油饱和度随着矿化度的增加而降低的,而在50000 mg/L之后,含油饱和度随着地层水矿化度的增加而增加。这是由于,较高的矿化度代表好的保存条件,利于油气长期大规模聚集,因而含油饱和度较高;而当目的层矿化度处于10000~20000 mg/L相对低的范围时,主要对应3~5 m薄层单砂体组成的复合砂体,因而含油饱和度也相对较高。分析认为,目的层矿化度、钠氯系数、镁钙系数特征均表明目的层处于相对封闭的沉积环境,有利于油气的保存,这些水化学参数均与致密油藏聚集及产能有较为显著的相关性。

延长油田某注水示范区地面系统优化改造

延长油田地处鄂尔多斯盆地,属低产、低渗透油藏,注水开发是持续稳产的主要方式。为提高注水开发水平与效果,建立注水示范区,从地下、地上同步调整优化,注水地面系统是否高效、是否适用直接影响着注水开发目标能否实现。为提升示范区注水地面系统适应性,通过注水管网优化改造、注水工艺优化、污水处理站水质提升三方面开展地面系统优化改造,通过管网切割重整、配水间改注水站,实现整体降压、局部增压,注水干线辐射半径小于等于4 km,注水干线流速小于等于1.5 m/s,单井支管流速小于等于1.0 m/s;同时配套单干管、短支线,流动洗井车洗井工艺,完善主要水处理工艺,补齐装置短板,优化药剂投加。改造后,管网效率由43%提高至79%,水质达标率由70%提高至95%,解决了以往注水系统效率低、压损大、能耗高、注不进水、注不够水、水质差的问题。

延安气田延长东地区盒8段致密气藏储层特征研究

为深化延安气田延长东地区致密气藏地质认识,对研究区盒8段储层开展了岩石学、物性和孔隙结构特征研究,并对物性主控因素进行了分析。结果表明:1)砂岩类型以岩屑石英砂岩为主,碎屑组分以石英为主,黏土矿物以绿泥石和伊利石为主,脆性指数和成分成熟度较高,孔渗呈强指数正相关和不对称双峰状分布,平均孔隙度为5.3%,平均渗透率为0.101×10^(-3)μm^(2),有效物性下限孔隙度为2.3%、下限渗透率为0.035×10^(-3)μm^(2),渗透率主要受宏孔隙控制;2)平均喉道半径为0.41μm,平均孔隙半径为135.38μm,原生孔隙空间损失较大,孔隙半径、有效孔隙体积和孔喉比为储集空间的主控因素,有效喉道体积为渗流能力的主控因素,储层孔隙结构分为Ⅰ类优质储层、Ⅱ类一般储层和Ⅲ类较差储层;3)储层物性主要受强压实作用、弱胶结作用和弱溶蚀作用控制,初始孔隙度为36.81%,视压实率为71.83%,压实作用减孔量为26.44%,视胶结率为24.50%,胶结作用减孔量为9.02%,视溶蚀率为9.48%,溶蚀作用增孔量为3.49%。该研究成果可为研究区乃至延安气田致密气藏高效勘探开发提供一定的地质依据。

二元复合驱化学分析及提高石油采收率技术研究

为提高二元复合驱的驱油效率,采用了一种新型的聚合物和表面活性剂组成的复合驱油剂,对其进行了化学分析及其对现场稠油的驱替效果评价。通过界面张力测量及动态界面张力分析,优选了表面活性剂PS-2作为最优选择,并确立其最优质量分数范围为0.2%~0.4%。通过黏浓特性和黏温特性实验,优选出聚合物KYPAM,并确定其最佳质量浓度为1 000 mg·L^(-1)。随后通过研究聚表二元复合体系的界面张力和流变性,发现该体系能够有效降低油水界面张力,并具有良好的流变性。采用单岩心驱替实验方法,对比分析了聚合物-表面活性剂二元复合驱、单一聚合物驱替及单一表面活性剂驱替对于现场高黏度原油提高采收率的效能。结果表明,聚表二元复合驱的采收率最高,达到32.1%,比水驱提高了16.2%。

石油化工设备腐蚀原因及防腐管理

为进一步提升石油化工设备的运行质量,最大限度降低其腐蚀问题,本次研究以某石化企业设备运行现状为例,结合理论分析确定腐蚀原因,并通过电化学分析等方法,对设备主要材料的腐蚀机理进行初步分析。而后基于机理分析结果,设计石油化工设备腐蚀监测管理系统,实现对设备腐蚀问题的初步监测,预计该系统将具有潜在的应用价值。

鄂尔多斯盆地延长探区上古生界剥蚀厚度恢复

剥蚀厚度恢复是进行盆地地质建模、埋藏演化、油气成藏等定量分析的基础。本文在钻井、录井和测井资料基础上,优选地层趋势对比法为主、泥岩压实曲线外推法为辅的剥蚀量恢复方法,对剖面进行了剥蚀量恢复。研究表明,晚三叠纪和侏罗世,延长组顶部遭受剥蚀的强度较弱,整体上呈现出东厚西薄的特征,剥蚀厚度介于0~300 m。晚白垩世延长组在黄陵-富县-子长一线以东遭受剥蚀,厚度普遍在500 m以上,延安/富县组剥蚀范围向西扩大,剥蚀厚度介于0~400 m,直罗/安定组在延762-延1773-延268-延1092-延893-延908-延1410以东发生剥蚀,剥蚀厚度在0~300 m之间。下白垩系普遍遭受了剥蚀,剥蚀厚度在650~2000 m分布,在平面上具有西部厚度低和东部厚度高的特点,在靖边、子长、子洲等地区剥蚀厚度最大,可以达到1 500 m以上。

高导流通道压裂工艺在延长气田中的应用

为显著提高流动通道导航能力,降低通道裂缝内压力损耗情况,本文结合具体案例,对高导流通道压裂工艺在延长气田中的应用进行分析研究,通过对高导流通道压裂工艺技术原理及相关工艺的阐述,结合实际案例对具体应用过程进行概括总结,同时结合具体数据,对实施后的产量提升、经济效益以及环境影响效果进行评估,以期为相关人员提供参考,确保气田的高产以及良好经济环境效益。

延长气田集输工艺分析

为解决延长气田集输环节存在的安全隐患多、集气半径小问题,规避由此引发的延长气田集输效益下降风险,保证延长气田生产运行效益的综合提升,文章进行了深入系统探究。先简要分析延长气田气质组分和特性,然后结合延长气田情况给出了高压集气、中压集气和低压集气方案,从经济性、安全性维度入手评估不同方案的可用性,最终确定中压集气方案。在此基础上归纳可用的延长气田集输工艺细节优化措施,提出引入集中注醇工艺、优化布站设计、改进井场和集气站工艺等建议,希望能为延长气田集输效率的提升奠定坚实基础。

延长气田天然气水平井钻井施工难点和对策

天然气水平井是开发天然气资源的主要依据。基于新时期市场对天然气资源的大量需求,本文以天然气水平井为主要研究对象,着重从天然气水平井钻井施工的角度,以延长气田中的天然气水平井钻井施工为例,对天然气水平井钻井施工过程中的难点问题进行分析,提出有针对性的解决对策,希望能够为提升天然气水平井钻井施工的效果提供借鉴的思路和经验。

分子动力学模拟在石油管材腐蚀与防护中的应用

当前油田开采面临着高温高压、高Cl^(-)、高含硫等日渐复杂的工况环境,石油管材的耐蚀性能以及防护技术的适用性面临较大挑战,分子动力学模拟技术因其不受实验条件的限制且具有广尺度特点可弥补传统评价方法的不足。本文首先简述了分子动力学模拟技术的基本原理;并基于分子动力学模拟应用,阐述了管材在Cl^(-)、CO_(2)/H_(2)S等体系中的分子动力学腐蚀机理研究,概述了分子动力学在研究防腐涂层中的研究应用。最后,对分子动力学模拟技术今后在耐蚀材料研发中发展方向进行了展望,以期为油气田用新材料的研制、防护技术的应用提供理论基础与技术支持。