四川盆地复兴地区下侏罗统发育多套富有机质页岩,多口井获得高产工业油气流,证实了侏罗系陆相页岩油气有较大的勘探开发潜力,但页岩油气富集高产主控因素尚不清晰.以川东侏罗系东岳庙段和凉高山组页岩为研究对象,开展页岩岩石矿物、沉积地化、储集性及含油气性等方面的研究工作.结果表明:(1)有2套页岩整体形成于半深湖环境,TOC平均值分别为1.41%和1.77%,以Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根为主,Ro平均值分别为1.33%和1.56%,处于凝析油-湿气阶段;(2)无机孔隙(黏土矿物粒间孔等)是主要的储集空间,介孔和宏孔占比较高,孔隙连通性较好;(3)页岩黏土矿物含量较高(平均值大于50%),总体可压性较差,其中凉二下亚段页岩的脆性矿物含量较高、可压性较好;(4)研究区下侏罗统页岩油气富集高产主要受控于优质页岩良好的孔缝结构、中—高热演化程度和较好的保存条件;(5)研究区页岩油气具有富介壳隔层的强超压封闭型和富砂岩夹层的弱超压半封闭型2种成藏模式.研究为中国陆相页岩油气高效勘探开发提供理论依据和技术支撑.
全球页岩油气资源丰富,将是今后相当长一个时期内支撑油气产量稳定的重要领域,同时页岩气是清洁、低碳、高效的化石能源,与新能源等将成为引领全球能源转型的中坚力量.加强页岩油气勘探开发和产业集聚发展,是中国未来能源发展的战略选择,有利于加快国内能源绿色低碳转型和抢占全球能源科技创新制高点.通过分析国内外油气产业集聚发展的特点,对比重庆页岩油气产业发展的基础条件,剖析面临的问题并提出思考与建议.研究认为:重庆具有较好的页岩油气资源本底和勘探开发基础,技术创新处于国内领先水平,产业集聚还具备国家战略支撑.打造重庆页岩油气产业集聚发展模式,对于支撑能源结构转型,助力"双碳"目标实现,落实高质量发展战略,引领中国页岩油气与新能源科技创新和产业发展,具有重要意义.建议重庆应把握好当前页岩油气产业集聚发展的重要机遇期,发挥政府的规划指导和统筹协调作用,多措并举激发国内外市场主体参与,强化区域合作和对外开放以提升发展优势.
气窜是影响二氧化碳(CO2)驱实施效果的关键因素.中原油田多数实施CO2驱的区块已发生不同程度气窜,严重影响油田后期的开发效果.针对气窜导致的CO2驱实施效果变差等问题,开展了含气上升规律及气窜综合治理研究.以室内CO2驱替实验为基础,明确了非混相驱CO2突破时间早于混相驱,且驱替压力越高,突破时间越晚,最终采收率与混相驱结果越接近.采用油藏工程方法并结合现场实施情况分析,明确了中原油田CO2驱含气上升主要呈现"凸型"与"S型"2种模式,"S型"含气上升模式多见于混相驱,"凸型"含气上升模式多见于非混相驱.针对不同类型油藏气窜模式,开展气窜综合治理方法研究,提出气窜治理以早期焖井恢复地层压力及优化注气方式等防治为主,后期工艺封窜为辅的综合治理方法.研究成果现场应用后提高CO2驱采收率4.6%,为同类气藏提高CO2驱开发效果提供借鉴.
天然气作为能源低碳转型期的重要能源,对中国顺利实施《"十四五"现代能源体系规划》具有不可替代的支撑作用.基于驱动力-压力-状态-响应(DPSR)模型构建中国天然气安全评价指标体系,对2005-2022年中国天然气安全状况进行分析,建立天然气安全障碍度诊断模型,挖掘影响中国天然气安全的关键障碍因素.(1)中国天然气安全的综合贴近度呈下降趋势,安全等级由Ⅳ级降为Ⅲ级,整体呈现"L"型发展态势.(2)中国天然气安全的驱动力贴近度呈波浪式下滑趋势,安全等级在Ⅲ级与Ⅱ级间波动;压力贴近度呈"L"型下降态势,安全等级长期处于Ⅰ级Ⅱ级之间;状态贴近度呈直线下降趋势,安全等级由Ⅴ级降至Ⅰ级;响应贴近度呈螺旋式上升趋势,安全等级由Ⅰ级稳步提高到Ⅴ级.(3)中国天然气安全的压力和响应因素障碍度呈波浪式降低,驱动力和状态因素障碍度逐年增大,关键障碍因素由压力因素与响应因素逐渐转变为驱动力因素与响应因素.(4)影响中国天然气安全水平的主要障碍要素有天然气进口、天然气价格、管网建设、国内经济高速发展、天然气战略储备、"双碳"目标的提出等.天然气进口份额、天然气自给率未来将成为影响中国天然气安全的核心障碍要素;加快清洁能源开发利用、加大突破性关键技术的科研投入,是提升中国天然气安全水平、加快构建现代能源体系的基本保障.
西湖凹陷是东海陆架盆地最重要的含油气凹陷,烃源岩是控制油气分布的一个重要因素.西湖凹陷平湖组烃源岩非均质性强,为明确研究区不同层段和不同地区烃源岩地球化学特征,利用烃源岩的总有机碳含量、岩石热解、干酪根元素和镜质体反射率等参数,对西湖凹陷平湖组烃源岩进行综合分析研究.结果表明,平上段和平中段烃源岩属于中等—好的烃源岩,有机质都以Ⅱ2型为主,平上段烃源岩处于未成熟—低成熟,平中段烃源岩处于低成熟,平下段烃源岩处于低成熟—成熟演化阶段.宝云亭和武云亭地区烃源岩属于中等烃源岩,孔雀亭地区烃源岩属于好的烃源岩,主要以Ⅱ1型～Ⅱ2型有机质为主,还有少量的Ⅰ型有机质.宝云亭和武云亭地区烃源岩在低成熟到成熟演化阶段,孔雀亭地区烃源岩在成熟演化阶段.生物标志化合物分析显示研究区平湖组不同层位和不同地区烃源岩沉积环境都为氧化环境,母质来源陆生植物.该研究结果对西湖凹陷平北地区的生烃潜力评价、油源对比及油气勘探开发提供地球化学依据.
随着智慧油田和智慧管道的发展,深入整合和挖掘管道基础数据已成为大势所趋.针对两轮内检测数据对齐和剩余寿命计算中存在的问题,利用Kullback-Leibler(KL)散度实现分段管节各项分布特征的对齐,基于误差来源和正态分布,利用非活性缺陷点的特征,对内检测中存在的系统误差进行消除,选择90%分位数的腐蚀速率作为预测剩余寿命的基础,得到差异化的全线腐蚀速率,通过实例分析制定更加合理的维护响应计划,形成一套基于数据挖掘的管道完整性评价技术.结果表明,通过KL散度的数据对齐后,阀门、三通和绝缘接头的对齐比例为100%,其余特征的对齐比例均在90%以上;误差消除后,两轮内检测的非活性缺陷深度差值服从均值为0,标准差一定的正态分布;通过开挖验证证实方法的维修点大部分实际腐蚀深度大于30%,属于计划响应的范围,其余方法增加了不必要的维修点.研究结果可为管道完整性管理水平的提升提供实际参考.
高含水原油乳化含水率的测定对于低温集输工艺的推广尤为重要,采用蜡沉积冷指实验装置测试不同实验条件下的乳化含水率,通过Spearman相关系数考察影响因素之间的重叠关系,利用两步回归法建立乳化含水率与原油物性的关系,并进行多算法全局非线性回归参数的优化和误差分析.结果表明,温度从36℃降至26℃时,不同体系含水率下的乳化含水率从26.03%减小至3.00%;体系含水率从80%升至99%时,不同温度下的乳化含水率从31.23%减小至3.60%.基于全局优化算法的参数估计精度明显优于线性变换法,模型误差大部分均在±10%范围内,模型适用凝点以下10℃～凝点、含水率80%～95%、剪切速率20.1～84.5 s‒1的油水两相体系.研究结果可为低温集输工艺的流动安全保障提供实际参考.
当前摆动活塞油气混输泵的研发普遍局限于单缸结构泵头体,限制了其性能提升与结构改进,使新型高性能混输泵头的发展与应用受到严重阻碍.针对这一问题,提出一种对置双缸结构摆动活塞混输泵,基于泵头关键部件建立了完备动力学理论模型,完成双缸泵头与单缸泵头动力学特性定量对比.结果表明,双缸结构泵头较单缸结构泵头呈现出显著动力性能优越性:滑板槽上方支撑力与下方支撑力的波动幅值分别减小51%和40%;工质压差力波动幅值降低38.8%;主轴前、后半周的滑板摩擦功耗幅值降幅均在30%以上,对应峰值转角则分别提前29°、滞后29°;主轴径向载荷和阻力矩变化周期减小一半,幅值降幅分别达38.7%和46.7%,且二者波动基本消除,极大提升了整机运转稳定性;滑板综合摩擦和整机能耗分别下降7.5%、5.5%,创新了油气混输用摆动活塞泵头体结构,建立了双缸泵头动力学分析基础理论,为高性能泵头研发提供技术支撑,对于推动国内油气混输技术的发展具有重大意义.
可控泥浆液面(CML)双梯度钻井作为一种应用于深水环境的控压钻井新方法,掌握其井筒流动规律对于控压钻井工艺设计具有重要意义,目前在该方面缺乏系统性的研究.为了探究CML双梯度钻井瞬态井筒温度与压力的分布规律,同时对窄压力窗口条件下的泥浆帽高度进行优化设计,根据CML双梯度钻井的工艺特点与钻井液循环流动特征,建立了井筒温度场和压力场物理模型以及瞬态井筒温压耦合场数学模型,利用有限差分和循环迭代方法对模型进行离散和求解.结果表明,钻井液循环过程中井筒内存在6个不同的传热区域,泥浆帽段环空内钻井液不参与对流换热,返回管线内的钻井液温度分布与海水温度分布相似;水下泵出口压力等于泥浆帽静液柱压力与泵压之和,随着泥浆帽高度增大,水下泵的泵压呈递减趋势;在给定压力窗口条件下,获得了钻井循环和停泵时的最优泥浆帽高度.该研究可以为CML双梯度钻井技术的理论研究与控压钻井工艺设计提供一定的参考.
中国石油天然气集团有限公司为保证海外油气业务的持续健康发展,须不断获取新的油气勘探开发项目(简称油气项目).获取油气项目前首先要开展技术经济评价以论证其可获性及获取后的收益性.钻完井工程具有技术密集、资金密集、劳动密集性特点,投资占海外油气开发总投资的40%以上,勘探项目或陆上开发项目甚至能达到80%,钻完井技术经济评价是油气项目技术经济评价过程中重要的一环.论述钻完井技术经济评价流程及其合理、科学、准确性评价要求.提出钻完井工程优化评价、设计评价、类比评价方法并分析各自优缺点,指出未来钻完井技术经济评价方法将以设计评价为主,向快速、智能化方向发展.针对设计评价方法中的快速、科学评价要求,制定钻完井技术经济评价参数与指标体系,建立钻完井快速评价关键技术模型,开发评价软件DPEESS.实践表明,DPEESS系统在数据资料完整的前提下,可实现48 h内完成拟获取油气项目钻完井技术经济评价,降低对评价人员的技术经验依赖性,提升拟获取油气项目钻完井技术经济评价的科学性、准确性、合理性、时效性和一致性.
基于复杂网络理论,从网络特征、节点特征和社区模块等方面分析"一带一路"沿线国家管道天然气(PNG)和液化天然气(LNG)贸易网络的演化过程.运用二次指派程序(QAP)从经济发展、地理位置、语言文化和能源消耗4个维度探究驱动"一带一路"天然气贸易网络演化的影响因素.研究发现,地理位置和能源消耗因素更能促进沿线天然气贸易规模的扩大.2001-2021年期间"一带一路"管道天然气的贸易网络演化格局固定,俄罗斯一家独大.管道天然气贸易的网络密度和互惠度总体高于液化天然气贸易,但后者的发展速度和贸易范围均优于前者."一带一路"天然气贸易网络的伙伴国数量呈幂律分布,但该特征逐年减弱.研究结果有助于了解天然气贸易的演进规律,为能源贸易尤其是清洁能源贸易决策提供参考.
研究了国内外近年来发展的页岩气压裂液技术,分析了降阻剂及压裂液配方的研究进展,提出了页岩气压裂液的重点发展方向.结果表明:①页岩气压裂液均以聚丙烯酰胺及其衍生物为降阻剂,并根据不同需求添加其他添加剂形成压裂液体系;②为满足压裂返排液回用需求,在降阻剂分子结构中引入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)等耐盐基团或疏水单体以提升压裂液耐盐性已成为国内外共识,研究热点集中在疏水缔合型聚丙烯酰胺降阻剂方面;③黏度可调的变黏滑溜水已成为页岩气压裂液的主流,变黏方式主要是通过改变降阻剂浓度以及引入交联组分来实现,满足高强度加砂和处理裂缝发育复杂等要求;④中高黏滑溜水携砂以弹性为主,形成的砂堤形状与注入参数相关,提升压裂液黏度有助于降低支撑剂沉降速率;⑤利用超分子结构强度携砂和结构强度降阻是解决滑溜水低摩阻与高携砂性能难以兼顾的有效途径,但低黏压裂液结构强度的增大是否影响体积压裂缝网的复杂程度还需研究;⑥将矿石浮选技术引入压裂过程中,对支撑剂表面改性实现气悬浮,从而使低黏滑溜水具备高携砂性能是近期研究热点,而如何将支撑剂表面改性剂直接用于压裂液是今后发展方向.总结的页岩气压裂液技术进展和提出的发展方向对于新型页岩气压裂液的研发和应用有重要的指导意义.
鄂尔多斯盆地定北地区上古生界储层天然裂缝发育,而天然裂缝既是油气储集空间又是油气运移的通道,对于油气富集和产能影响重大.为指导该地区的勘探开发,综合利用了岩心、成像测井及常规测井资料对研究区储层裂缝进行了识别与解释,统计并分析天然裂缝的发育特征,在此基础上,进一步探讨研究区储层天然裂缝发育的影响因素.结果表明,研究区天然裂缝发育,平均密度为0.65条/m;主要发育构造张性缝,占比72%;以垂直缝为主,占比58%;研究区80%以上的裂缝未被充填,裂缝开启度较好.分析结果表明,研究区储层天然裂缝发育程度主要受断层和岩性的影响,断层附近裂缝更为发育,可以根据断层定性评价裂缝发育程度;而在不同岩性中,粗砂岩内裂缝最为发育.通过该研究,对定北地区上古生界储层天然裂缝进行识别,明确裂缝发育特征及影响因素,为研究区储层后续的勘探开发工作提供重要依据.
二氧化碳驱油过程中,储层原油、岩石物性发生变化,原油溶解二氧化碳后体积膨胀,黏度降低,流动性增强,储层岩石矿物溶解,孔隙度、渗透率增大,油气渗流特征、驱替方式等发生改变,有效改善了二氧化碳的驱油效果.通过原油注气膨胀、地层水溶解气后对储层岩石结构影响的室内实验方法,研究了原油、岩石物性变化规律,定量分析物性变化程度,为二氧化碳驱进一步提高采收率提供参数指导.结果表明,注入二氧化碳后,黏度、密度降低,原油体积膨胀了45％,油气相渗的等渗点渗透率较油水相渗的等渗点渗透率高6.5％,原油中C16—C35等重质组分增加,沥青质含量增加了85.2％,二氧化碳注入储层溶解于地层水中,使地层水呈弱酸性,在酸蚀的作用下,渗透率、孔隙度增加,岩石渗流能力增强.原油、岩石物性发生变化后,通过对注入参数、注入方式进行针对性调整,可改善二氧化碳驱油效果.W119区块二氧化碳驱先导试验井组在注入1.8×103 t二氧化碳后,开发效果变差,通过室内实验及动态分析,调整注入参数、注入方式后,日增油9.4 t,有效改善了开发效果,对下步二氧化碳驱扩大工业化推广的注采参数设计及动态调整提供了技术储备,具有较大的借鉴意义及参考价值.
针对水平井钻井托压导致的机械钻速低与钻头磨损的问题,研制了振荡螺杆钻具以应对该技术难题.通过数值仿真方法,研究了动阀片位于0°～360°不同旋转位置时,振荡螺杆内部流体的速度和压力分布规律以及旋转角度与阀孔半径对静阀片进出口压降和阀片之间有效过流面积的影响规律,对阀孔内径尺寸进行优化设计;利用振荡螺杆整机试验系统对其压降和过流面积等关键性能参数进行测试,在焦页81-9HF井对样机的使用效果进行了现场测试.结果表明:压降和过流面积曲线以45°为一个周期循环,在0°～360°范围内的总体形态为"波浪形";阀孔半径为18.5 mm时静阀片进出口压降最大且阀孔通道的过流面积大小适中,产生的振荡力最大且流速不会太低而影响振荡力的传递效果;室内测试的压降、频率与振荡力结果论证了优化结构的可靠性;现场测试表明振荡螺杆可以减小钻头和提速工具的磨损,同时还可以提升钻进效率.该研究可以为振荡螺杆的结构优化设计提供一定的理论和技术参考.
2022年,在全球油气行业加速能源转型的大背景下,地球物理服务公司不断进行业务整合和新业务布局,拓展地球物理技术应用领域和范围.通过跟踪分析国外地球物理行业和技术发展动态,总结地震数据采集、处理与解释、油藏地球物理等方面的技术进展,地震装备自动化、智能化、绿色化程度增强,节点地震、新一代可控源扫描等高效、高密度、低成本的地震采集技术,以及高精度全波形反演速度建模及最小二乘偏移成像技术发展迅速.基于云平台的数据管理将推动地震处理解释技术的智能化发展,自动化、智能化、绿色化装备与技术是未来地震勘探发展方向.
中国石油工业上游取得了举世瞩目的成就:在资源困难条件下石油产量保持在年产量2×108 t水平,天然气产量快速增长,2022年天然气产量2 200×108 m3,成为世界第4大产气国.塔里木盆地克拉2气田的发现是中国天然气勘探史的标志性成果,主要归功于对塔里木盆地构造性质和库车含油气系统的杰出研究和资源预测.中国的风险勘探工程、岩性地层油气藏勘探工程,以及国家科技重大专项"大型油气田及煤层气开发"极大地推动了中国油气勘探开发,提升了中国石油工业勘探开发科技水平,为中国油气产量增长作出了重大贡献.中国石油工业上游未来的发展潜力在深层、深水和非常规油气的勘探开发,以及老油气田提高采收率和CCS-CCUS业务.未来石油工业的发展将更多地依靠深层、深水与非常规油气地质理论技术的创新、钻井压裂和海洋工程施工能力的建设、更高效的组织管理能力和献身于中国石油工业的年轻一代.
为解决湿天然气计量难度大、计量准确度低的问题,结合国内外湿天然气的计量现状,探讨湿天然气对计量结果的影响.以某凝析气田外输气为样品,对大量实验数据进行比对分析,提出适合凝析气田湿天然气计量的新技术方法甲烷守恒算法,可准确计量含有重烃组分的天然气,同时对现场环境要求不高,适用于含凝析油的重烃组分天然气计量,对凝析气田湿天然气计量技术的进步与发展起到了一定的借鉴作用.
鄂尔多斯盆地陕北地区和陇东地区长7段致密油富集规模差异明显,利用岩心观察、铸体薄片鉴定、X衍射分析、荧光照片、扫描电镜、恒速压汞、高压压汞、气测孔渗等方法,对比研究了两地区长7段储层特征,剖析孔喉结构差异,证实了物性对含油性的控制作用,明确了不同尺度孔喉对储集与渗流能力的差异控制机制,揭示了物性差异形成原因.结果表明:①两地区长7段储层岩石学特征差异明显,储集空间类型相似,陕北地区长7段储层的晶间孔、微裂缝更发育,面孔率更大.②两地区孔隙参数无明显差异,喉道参数差异显著,陕北地区长7段储层孔喉发育情况以及连通性更好,纳米级孔喉体积占比更高;③两地区长7段储层含油性受物性控制明显,物性差异是造成两地区原油富集规模差异的重要原因.④两地区的储集性能主要由纳米级孔喉(半径小于100 nm)贡献,渗流能力主要受控于较大喉道(半径大于100 nm).⑤ 陕北地区长7段储层填隙物总含量较低,高岭石和绿泥石含量较高,分选较好,粒度较大,微裂缝更发育,纳米级孔喉体积占比更大,喉道发育程度更好原因是其物性优于陇东地区长7段储层.
伊朗和伊拉克油气对外合作至今已有30余年,对外合同模式经历了产品分成合同、回购合同、服务合同和新服务合同,合同模式多样、更迭较快,与资源国油气对外合作政策紧密相连.以时间为轴线,从伊朗和伊拉克油气对外合同模式更迭,得出两国油气对外合作政策在一定时期内相互借鉴共同发展,在多个方面都有相同和不同.不论从回购合同到目前执行的服务合同,彰显出两个油气资源大国油气合作政策从苛刻到宽松,也见证了两国依赖石油、积极发展油气对外合作的决心.从伊朗和伊拉克整个油气对外发展史来看,伊朗和伊拉克油气对外合作政策基本上大同小异,主要是目的相同、诉求不同、合同相同和效果不同等特点.针对中国油气企业计划在伊朗和伊拉克开展油气开发合作,给出4点建议:提前筹划、严格执行、严控成本、发挥整体优势,确保企业降低投资风险和提高经营效益.
