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[成果] 1700520401 广东
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2018
成果简介:南海油气高温高压钻完井是公认的世界级难题。该项目历经近20年攻关和实践,在四个方面取得了重大技术创新:1.首创了多源多机制异常压力精确预测方法,研发了极窄压力窗口连续循环微压差定量控制钻井技术,实现了南海高温高压钻井成功率100%。2.首次研发了“五防”、“自修复”高温高压水泥浆体系,构建了多级井筒完整性安全保障技术,实现了南海所有高温高压井环空“零”带压的世界纪录,解决了环空带压的世界级难题。3.首创了智能应急关断、备用应急放喷等8大因素98个控制点的本质安全型测试系统,实现了海上平台狭小空间下的高温高压高产气井安全测试作业。4.研发了环保型水基双效钻完井液和系列提速工具,创建了优质高效作业技术体系,实现了南海高温高压井工期由175天降至52天,费用降低70%。该项目获发明专利32件,实用新型专利90件,企业技术秘密55件,软件著作权34件,发表论文169篇(SCI/EI收录35篇),出版专著5部,制订标准7部。成果已在国内外1820口井上推广应用,发现了7个大中型海上高温高压气田,建成了中国第一个海上高温高压气田群。该项目形成了完整的海上高温高压钻完井技术及工业化应用体系,引领和推动了行业技术进步,使中国成为继美国之后第二个具备独立开发海上高温高压油气能力的国家,为全面开发南海油气、践行“一带一路”和海洋强国战略奠定了坚实基础。
[成果] 1800250214 山东
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2018
成果简介:该项目属于石油、天然气科学技术领域。 长水平段水平井能够最大限度提高油气采收率并降低开采成本,已经成为老油田挖潜增效、低渗透油藏、裂缝性油藏和非常规油气开发的重要技术手段。国内陆上油田主要采用“弯螺杆钻具+MWD”滑动导向系统施工水平井,普遍存在钻井管柱摩阻扭矩大、井眼轨迹调控难度大、井眼清洁程度低、水平段延伸能力不足等技术难题。依托国家863计划课题、国家科技重大专项课题及多个油田横向课题,针对水平井钻柱摩阻扭矩预测与调控、井眼轨迹高效控制、井眼净化评价与调控、水平段延伸能力预测与调控等多个关键技术问题开展攻关,系统完成了理论研究、模拟实验及工业化应用等研发工作,形成了一套能够提高水平井延伸能力和钻井速度的钻柱力学理论及配套应用技术。 创新点1:研制了水平井钻柱力学模拟实验装置,模拟研究了水平井钻柱屈曲特性,建立了钻柱屈曲后附加摩阻计算模型;编制了水平井钻柱摩阻扭矩计算软件,形成了长井段水平井钻柱摩阻扭矩预测与调控技术,水平井钻柱摩阻扭矩预测精度达90%以上,与国际著名软件WellPlan计算精度相当。 创新点2:首次建立了基于井眼曲折度调控的水平段井眼轨迹控制方法,给出了井眼轨迹控制总体方案,包括钻井方式优选、水平段井眼曲折度调控、钻具组合优化及钻井参数优选等,形成了适合滑动导向钻井系统的水平段井眼轨迹高效控制技术,水平段复合钻进比例总体上不低于90%。 创新点3:首次建立了以井眼清洁最优为目标的水平井水力参数优选方法,编制了水平井水力参数优化设计软件,形成了一套水平井井眼净化评价与调控技术,井眼净化评价符合率、水力参数设计精度均高于90%,略高于国际著名软件WellPlan计算精度。 创新点4:综合考虑钻井设备能力、钻柱强度、水力延伸能力、裸眼段井眼承压能力、套管下入能力,建立了水平井延伸能力预测方法;建立了适合长水平段特点的倒装钻具组合设计方法,改进了钻柱振动减阻工具使用方法;形成了一套水平井延伸能力预测分析与调控技术。 该项目成果对延长老油田开采寿命、提高非常规油气开采效益具有重要指导意义。2015年-2017年,在胜利油田、吉林油田、冀东油田等国内多个油田,总计853口水平井的钻井工程设计与施工中得到应用,提高水平井钻井速度、降低钻井风险和钻井成本效果显著,增收节支总额约1.98亿元,取得显著经济社会效益。依托该项目培养博士、硕士研究生40余名,入选“万人计划”1人;授权发明专利15项,软件著作权2项;发表论文57篇(含SCI、EI论文16篇)。
[成果] 1800290179 陕西
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2018
成果简介:随着能源供需矛盾的日益突出,页岩气作为常规油气的补充和接替物,具有重要的战略地位。对天然气的消费需求,迫切要求进一步提高陆相页岩气勘探开发技术,加快陆相页岩气产业化进程。 岩气钻井的关键在于解决页岩井段井壁稳定问题,国内外页岩气开发一直采用油基钻井液技术,虽然保证了钻井安全,但是油基钻井液存在成本高、污染严重、施工过程危险、后期处理复杂等问题。水基钻井液能否取代油基钻井液是目前页岩气开发的热点问题,也是制约页岩气勘探开发的关键技术之一。 创新性技术成果: 针对陆相页岩地层黏土矿物含量高、层理、裂缝发育的现状,在水基钻井液的井壁稳定、井眼净化和降低摩阻等方面取得突破,研制出适合陆相页岩地层的有土甲酸钾强抑制强封堵水基钻井液技术。该技术在延长页岩气“云页平3井”“云页平6井”和“云页平5井”等6口水平井现场应用,效果良好,完全满足陆相页岩地层钻井要求。 优势和发展潜力: 该水基钻井液体系成本低,仅为油基钻井液的40%。配制容易,维护简单。同时,该体系具有环保清洁等优点,不但有效缓解环境污染,而且在目的层钻进中,对地质录井干扰较小,气测显示较为准确,有利于地质导向、卡准目的层,符合QHSE行业标准。 该技术应用于延长陆相页岩气水平井开发,已全面取代油基钻井液技术,也可以应用于其它地区页岩气水平井的勘探开发。项目组也在探索在天然气水平井开发中使用该技术,发挥该技术稳定复杂地层的长处。
[成果] 1800280091 重庆
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2018
成果简介:通过国家科学基金、重庆市课题及横向课题的研究,从稠化剂、减阻剂、流变助剂等多种化学剂的共性及特性方面探寻提高油气采收率用剂的制备方法,形成了提高油气采收率用三类关键化学品,创新了活性聚合制备工艺,提出了驱油用聚合物的有效粘度测定技术,开展工业化生产及现场应用,取得良好的社会经济效益。 1.聚丙烯酰胺微球类提高采收率用剂提出了一种核壳类提高采收率用聚合物微球的活性聚合制备技术,基于这种技术,开发出具有自增粘毛发状聚合物微球和pH值敏感型核壳结构聚合物微球,在孔隙介质中,两种微球较普通微球相比能够建立更高的阻力系数和残余阻力系数,并且具有更高的提高采收率能力。该技术授权发明专利2项,发表论文6篇; 2.超分子聚丙烯酰胺类提高采收率用剂及有效粘度的测定技术提出基于环糊精与金刚烷的主客体识别作用,通过包合物形成超分子线性结构聚合物的思路,开发出超分子线性聚丙烯酰胺提高采收率化学品。与常用的部分水解聚丙烯酰胺相比,该产品具有更好的抗温耐盐性和更高的提高采收率能力。提出一种驱油用聚丙烯酰胺在多孔介质中有效粘度的测定计算方法,与现有方法相比,这种方法综合考虑了聚合物非牛顿流体力学性质及在孔隙介质中滞留的影响,更具有矿场应用价值,同时也可作为筛选提高采收率用聚合物的指标之一。该技术授权发明专利2项,发表论文7篇; 3.酸压暂堵类提高采收率用剂创建了一种多组分酸压暂堵提高采收率用剂的制备方法,通过使用高强度暂堵剂临时封堵前次裂缝迫使流体转向来达到压开多条裂缝的目的,增加地层渗透率,增加油流通道。另外,对于制备堵剂所需要对苯二酚,开发出一种使用水溶性钌络合物作为催化剂,通过催化加氢还原对苯醌制备对苯二酚的方法。该技术授权发明专利2项,发表论文7篇。 以上述三类提高油气采收率化学品的研发为基础,授权发明专利6项,发表论文20篇,获批省部级研究平台1项(重庆市油气田化学工程技术研究中心),该技术形成的提高采收率化学品由四川宝麟新材料科技有限公司、四川申和新材料科技有限公司进行工业化生产,2015-2017年间实现销售收入8449万元,新增毛利1114万元,新增税收243万元。已规模化应用于华东油气分公司工程服务中心、长城钻探长庆压裂一项目部、长城钻探酸化压裂技术研究所、新疆维吾尔自治区煤田地质局一五六煤田地质勘探队、泰州油恒油气工程服务有限公司等,应用涉及涪陵、长宁、威远页岩气区块超过120口井。
[成果] 1800220179 安徽
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2018
成果简介:该项目属于致密油藏开发领域。中国致密油资源极为丰富,已成为石油产量新的增长点,其高效经济开发对国家能源工业的健康发展具有重要的战略意义。由于致密油藏以天然能量衰竭开采为主,面临初期产量递减大、采收率极低的巨大挑战,要实现规模有效开发,需要在微观孔隙结构特征、储层物性、大规模体积压裂效果评价以及油藏数值模拟等开发关键理论与技术方面取得重要突破。项目组历经八年攻关,取得一批原创性成果,引领了该领域的开发理论和技术的重大突破,实现了致密油藏的规模有效开发。 创新性成果为: 1.创新发展了致密油渗流多机理统一的新模型:创建了“混合润湿性和原油赋存空间表征”等5项关键物性参数测试方法,研发了“高压大模型分段压裂水平井CO2吞吐实验”等3套物理模拟实验系统,精细刻画微观孔隙结构与致密油流动规律,创新发展了致密油渗流新模型,为有效开发奠定坚实理论基础。 2.创建了智能非结构PEBI网格划分方法和高精度数值求解方法:形成了大规模体积压裂改造下的致密油藏数值模拟关键技术,实现了致密油藏体积压裂改造下开发的精准模拟,为致密油藏制定合理开发方案提供技术支持。3.创建了基于致密油“压-排-采”全过程数据的水平井压裂效果评价方法,提出压裂改造区域导流能力新概念和致密油勘探开发新理念,形成了致密油藏体积压裂效果评价和产能预测等开发关键特色技术。研发了系列软件,部分软件改变了中国致密油开发长期依赖国外软件的局面,解决了水平井压裂效果评价必须依靠“微地震”测试的世界难题。 中国石油和化学工业联合会对项目成果的鉴定意见为:项目研究水平整体达到了国际先进水平,其中物理模拟方法、智能非结构PEBI网格划分、变流量变压力下的产能预测等方面达到国际领先水平。十二五国家重大科技专项的验收意见为:自主研发了“基于非结构PEBI网格的精细数值模拟软件”;开发了基于小波变换的代数多重网格大型稀疏线性方程组求解方法,方程组求解速度提高20%;产能预测误差明显减小,效果显著。 应用表明,该项目技术可有效降低中国致密油开发成本:(1)降低采油成本达20%;(2)压裂方案优化可降低压裂成本15%;(3)反演技术可代替国外的微地震监测方法。该项目成果显著推动了中国致密油开发科技进步,大幅提高致密油开发水平,在长庆、大庆和新疆等24个区块进行了规模应用(鉴定意见)。仅2个单位的经济效益就达1.4亿元,更为重要的是,“为中国石油新疆油田公司在准噶尔盆地玛湖地区发现10亿吨级砾岩油田做出重大贡献”,取得了显著的经济和社会效益。 该项目技术可应用到页岩油气及煤层气的勘探与开发中。安徽省已探明页岩气3.5万亿方及煤层气1.9万亿方储量,如果实施开发,这些技术将发挥重大作用。项目获得10项发明专利、4项软件著作权,形成5本专著。
[成果] 1700550598 湖北
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:页岩气在全球范围内分布广泛,且开发潜力巨大。20世纪90年代以来,美国、加拿大等北美国家页岩气勘探取得成效,开发技术趋于成熟。据测算,全球页岩气资源量约为456×1012m<'3>,其中美国的页岩气资源量接近30×1012m<'3>。页岩气的勘探开发使美国天然气储量增加了40%。2010年美国页岩气产量接近1000×108m<'3>,约占美国当年天然气总产量的20%,页岩气已经成为美国主力气源之一。国内页岩气的勘探开发尚处于起步阶段,但是发展迅速。据估算中国页岩气储量36.1亿立方米,居世界第一。中国页岩气开发主要集中在重庆涪陵、四川威远—长宁、昭通。页岩气赋存于脆性易裂页片状岩石中,其片层胶结差、基质致密、渗透率极低,无法采用常规油气开发技术,国际上通常采用水平井分段压裂方法进行开发。采用水平井作业方式在提高油井产能方面具有不可比拟的优势,但是,在水平井作业过程中,由于水平位移太长,导致钻井过程中钻具的旋转和提升阻力较大;与直井相比,水平井钻井作业增加了钻进和起下钻过程中的扭矩与摩阻,易产生钻屑床及地层垮塌、井眼缩径等现象,因此,要实现长水平井安全高效钻井,需使用油基钻井液,而要满足长水平段多段压裂的要求则需要在高效清除井壁和管柱油膜和泥饼的情况下,使用高韧性,良好流变性,小滤失和无自由液并具有高顶底温差强度和较好胶结质量的固井技术。该项目的研究意在针对页岩气开发过程中的钻井液、前置液、固井水泥浆、堵漏剂、固井工艺等关键技术进行了开发,有效的解决采用超大位移水平井在钻井、固井及完井作业中所面临的技术难题。
[成果] 1700470359 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:研究目的: 2013年以来玛湖凹陷三叠系百口泉组致密砂砾岩油藏勘探获得重大突破,预测地质资源量5亿吨。前期勘探表明,采用常规技术在低油价形势下无法实现经济有效开发。为此,开展钻完井方案优化、钻井提速及降本增效技术研发和创新,对实现该地区致密砂砾油藏经济有效开发具有十分重要意义。 主要技术创新点: (1)针对玛湖地区纵向上多套砂砾岩地层非均质性强、可钻性差的难题,研发了个性化的PDC钻头、液力冲击提速工具,开展钻具组合和轨迹控制技术优化,玛湖平台定向井实现三开各一趟钻完成,水平井造斜一趟钻完成。水平段砂砾岩储层PDC钻头平均进尺从初期的162米提高到337米,机械钻速从2.89米/小时提高到4.82米/小时,PDC钻头最大进尺从前期的600米提高到962米。研发的液力冲击工具配合PDC钻头使用最大进尺780米,机械钻速提高30%。 (2)针对水平井面临的泥页岩井壁失稳、井眼润滑和清洁问题,研发了新型优质水基钻井液以及岩屑床清除工具,有效地保障了水平井安全延伸,最大完井井深超过6000米、水平段长度超过2000米,三维井扭方位最大90°,最大水平偏移距700米。 (3)针对三维水平井165.1mm井眼在扭方位和水平段下入127mm套管面临的摩阻力最高达600KN、套管下入困难的问题,创新了顶驱下套管技术,套管下入最大摩阻力降低到300KN,保障套管安全顺利下入。并配合套管居中和韧性水泥浆体系等技术措施,窄间隙长水平段的固井质量合格率100%,最大水平段长度2007米,最大压裂分段26级,满足了大型压裂、提高单井产能的需要。 成果产生的价值: 该技术成果授权发明专利1项,授权实用新型专利11项,公开发表论文10多篇,制定国家技术标准1项,成果技术水平总体达到了国际先进。2015-2016年共计应用90口平台定向井、27口水平井,定向井钻井周期由75天缩短到54天,水平井钻井周期由原来的140天缩短到80天,共计节约钻井成本2.21亿元,建成致39万吨产能,有力地保障了玛湖致密砂砾岩油藏经济有效开发。
[成果] 1700470364 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:低密度钻井液技术是低压低渗衰竭油气藏勘探开发和欠平衡钻井的核心技术之一,利于防漏、保护储层和提速,常用技术中混油污染环境、充气及发泡设备成本高,加入减轻剂是最简单的方式,但玻璃中空微珠减轻剂壳层脆破碎率高。受制于缺少新型高性能减轻剂,该技术一直未有重大突破。为此,首次提出研发新型钻井液减轻剂弹韧性高分子中空微珠的技术思路,通过技术创新,攻克了多项技术难关,研发出完全自主知识产权的产品及核心技术,填补了国内外空白,使中国成为唯一拥有高分子中空微珠钻井液减轻剂成套技术并工业化应用的国家,推动了减轻剂及低密度钻井液技术的重大发展。 创新点包括: (1)创新设计并研制出新型钻井液减轻剂。首次提出引入弹韧性高分子材料降低壳层脆性的技术方案,创新设计了表面亲水、壳层密闭的高分子中空微珠减轻剂。研制出抗研磨剪切、分散稳定的系列产品,粒径5~90μm、密度0.02~0.65g/cm<'3>可调、最高抗压可达50MPa、抗温≥90℃。成本仅为进口玻璃中空微珠的1/3。实现了产品创新及在油田领域的率先应用。 (2)独创了表面改性与反应成型一步完成的生产工艺。该工艺使生产流程缩短50%以上,提高了时效,实现了工艺原理创新,并通过技术改造及优化组合,形成了一套全国产化的工业生产装置,节约了投资。 (3)首创以高分子中空微珠为减轻剂的新型低密度钻井液技术。该技术解决了减轻剂漂浮分层、吸附聚结、固控分离等关键技术难题,体系稳定,密度在0.78~1.0g/cm<'3>可控,实现了低密度钻井液技术创新。 (4)发明了减轻剂及低密度钻井液性能评价设备并建立了评价方法。研制出“可压缩流体密度测试系统”等4台套新型评价仪器设备,建立了高温高压条件下可压缩流体密度测试等方法,实现了评价方法创新。 该成果获授权发明专利14件、实用新型专利3件,正实审发明专利6件,发表论文4篇,企业标准1件。已在东北、华北和胜利等油气田成功推广应用23口井,高分子中空微珠低密度钻井液同比油基钻井液节支75%,同比充气钻井液节支80%以上,近3年规模应用18口井,累计节支达4891.2万元。显著提升了中国低密度钻井液技术在国内外市场的核心竞争力,为安全、高效、优质勘探开发低压低渗油气藏提供了技术保障。此外,高分子中空微珠作为一种功能材料,还可广泛用于航天、隔音、节能保温等领域,对推动能源结构优化和产业升级,促进绿色发展,具有十分重要的意义。
[成果] 1700470367 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:研究目的: 对钻井液中气和油的检测一直是随钻发现、评价地层油气最主要、最经济的技术手段。其技术现状为: 在线含气检测国内技术自上世纪从国外引进以来,原理上没有根本进步,采用电动脱气器分离烃类气体,在离钻井液出口约30m处的仪器房内检测C1~C5烃类气体。检测实时性和准确度不高,定量化不足,检测范围落后国外相关技术。国外实现了定量脱气和高分辨率检测,分析范围扩大至C1~C10。国际市场将C1~C8定量检测列入了市场标准,不转让技术和售卖设备,造成技术上的垄断。 在线含油检测国内外一直是技术空白。PDC钻头粉末状岩屑表面积大,经钻井液冲刷岩屑含油性大幅度降低;荧光钻井液一直影响钻井提速提效与油气发现,低气油比储层气测难以准确发现。 因此,迫切需要新的油、气检测技术来解决上述勘探中的技术难题。 主要技术创新: 成果实现了地层流体气和油全方位、高分辨率、定量、在线、及时检测。分析速度快、检测精度高,安装在钻井液出口区,增强检测实时性和真实性。 含气性检测实现了总烃、C1~C10、苯、甲苯、H<,2>S、CO<,2>、N2等气体组分的检测,突破了C6及之后的气体组分检测的技术瓶颈,分析周期为:C1~C8、苯、甲苯、CO<,2><50s;C1~C10、苯、甲苯、CO<,2><120s。机械定量脱气器脱气效率达到了45%-50%,远大于常规电动脱气器5%~10%的脱气效率。脱气和分析等主要指标达填补了国内空白,达到国际先进水平。 含油量检测实现了钻井液连续、定量进样,小型化钻井液核磁共振传感器重量仅约为20kg,共振频率达到了20MHz,实现了钻井液含油量连续、在线分析,室内最低含油量检测为40mg/L(相当于7级荧光),分析周期<1min,建立了不同荧光钻井液体系下的含油量及含油性评价模型,填补了国内外技术空白。 成果产生的价值: 成果适用于各种勘探对象、作业条件和环境。达到国际市场技术标准,具有广阔的市场前景。已实现直接产值191.605万元。在胜利、江汉、西南等油区进行了10多口井的应用,油气发现率100%,在薄储层划分、油气性质评价、荧光钻井液条件下的油层发现等方面体具有良好的技术优势。 成果已获授权专利7件,受理专利3件,2项中石化认定专有技术,制定行业标准1项,一级企业标准1项,二级企业标准1项,发表正式期刊论文16篇(核心13篇),国际会议口头报告1次,全国会议论文2篇。在2014年北京石油装备展上进行了展出,已列入中石化推广应用项目,正在实施仪器工业化生产和规模化推广,展现出良好的市场和经济前景。
[成果] 1700470370 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:中国页岩气资源量达到25.1万亿方,水平井钻完井技术是实现商业开发的关键技术之一。与北美相比,中国页岩气地表特征和储层特性更加复杂、储层埋藏更深,美国页岩气工程技术不能复制。中国页岩气工程技术存在钻井周期长(超过120d)、钻完井成本高(超过9000万元)、井下复杂问题多等重大技术难题,因此迫切需要打造适合中国地质特征的页岩气水平井钻完井技术。 2010年以来,中国石化持续开展了页岩气钻完井技术攻关,突出自主创新,在关键工具、流体和方法技术方面取得了重大突破,打造形成了适合中国特点、具有自主知识产权的页岩气水平井钻完井技术,实现了5项关键技术突破与创新:(1)地质工程一体化设计及随钻地层评价技术;(2)山地“井工厂”及水平井优快钻井技术;(3)页岩气水平井低粘高切油基钻井液技术;(4)页岩气水平井弹韧性水泥浆体系及长效密封固井技术;(5)页岩气水平井产气剖面测试及产能评价技术。 成果在涪陵应用276口井,在彭水、丁山等区块应用30余口井,其中在中国页岩气功勋井即焦页1HF应用,实现了中国页岩气首次重大突破。在涪陵地区,钻井周期由151天缩短至65天,最短37天,成本降低25%以上;优质储层钻遇率从75%提高到99%;油基钻井液最低油水比控制在67/33-76/24,创国内最低油水比施工纪录;固井质量合格率100%,优质率92%;产能评价准确率达92%。为中国第一个商业性开发的大型涪陵页岩气田提供了工程技术保障,2016年完成了50亿方产能建设。近三年新增直接经济效益46.83亿元,新增利润5.87亿元,节约支出28.89亿元,产生了巨大的技术经济和社会效益。 获授权专利45件(其中发明专利15件)、软件著作权10项,制修订行标、企标6项,发表论文65篇。获批了中国页岩气勘探开发领域第一个“页岩油气富集机理与有效开发”国家重点实验室。研究成果总体达到国际先进水平、部分达到国际领先。
[成果] 1700520049 北京
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:陆上深层是中国能源战略的重要接替领域,39%剩余石油和57%剩余天然气资源分布在深层,超深井钻井成本占勘探开发总投入55%~80%,为高效安全快速地勘探开发深层油气资源,必须解决以下难题:一是溢漏同存导致水平井水平段长度仅达到生产需求的三分之一,深层窄密度窗口安全钻进难;二是强研磨极硬地层比例大、钻速低,常规井身结构不适应复杂压力系统;三是超深井起下钻时间是常规钻井3倍,极易造成复杂和事故;四是高温高压盐水层引起工作液严重不稳定,大温差高压长封固段井筒完整性差。上述世界级难题成为国内外业界攻关的热点,“十一五”前,中国7000米超深井钻井技术与国际先进技术相比差距较大,严重制约了勘探开发进程,复杂超深井钻井技术代表一个国家整体钻井技术水平,为此国家设立科技重大专项,经九年攻关,全面攻克了上述难题,使中国成为掌握7000米复杂超深井钻井技术的先进国家。1、发明了精细控压钻井成套工艺装备。控压钻井工况模拟装置及系统评价方法,压力、流量双目标融合欠平衡精细控压钻井方法,属国际首创,可实现9种工况、4种控制模式、13种复杂条件应急转换的精细控制,压力控制精度0.2MPa以内,可同时解决发现与保护储层、提速提效及防止窄密度窗口井筒复杂的世界难题。深部缝洞型碳酸盐岩水平井水平段延长210%,显著提高单井产能。2、创新形成超深缝洞型碳酸盐岩和复杂盐下砂岩油气藏高效钻井工艺方法。研发一体化钻井设计方法、非常规特殊井身结构、提速司钻导航仪、非平面齿PDC钻头、压力系数2.59的超高压盐水层安全控制等特色技术,完成7000m以上超深井226口,占国内市场61.8%,碳酸盐岩与砂岩油气藏直井钻井周期分别缩短38.2%与50.1%,钻井成本分别降低37.8%与63.7%。3、研制国际首台四单根立柱9000米钻机和国内首台8000米钻机。发明了四单根立柱施工工艺方法和特殊的钻机结构,保障了井架有限空间内弹性薄壁长管柱安全移运;创建了超高井架及底座起升下放、大荷载施工动态响应模型,解决了国内最高井架细长重荷结构件安全作业难题。比常规钻机起下钻时间减少20%,事故复杂时效同比降低75%。4、创新形成超高密度、高温大温差的安全钻完井工作液技术。发明了降粘剂和纳米封堵剂等产品,创新形成了抗45%盐水污染、抗温大于200℃、实钻与压井密度达2.59g/Cm3与2.85g/cm3的油基钻井液技术,事故复杂时效同比降低56.4%;发明了温差大于100℃的缓凝剂和降失水剂等产品,形成3套不同温度段的大温差水泥浆体系,固井合格率100%,创造一次封固6657m的世界纪录。该成果实现了中国超深井钻井工艺与装备升级换代,获授权发明专利23件,实用新型专利30件,技术秘密49项,软件著作权17项,发表论文65篇,制定行业/企业标准35项。获省部级科技进步特等奖1项、一等奖2项,美国E&P工程创新奖,国家重点新产品。已在国内外15个油田1236口井应用,近三年创经济效益139.76亿元,提升了中国钻井技术水平和国际竞争力。
[成果] 1700520084 北京
TE6 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:天然气作为重要清洁能源,2015年占世界一次能源的23.7%。中国能源“十三五”规划天然气消费从5.9%增至10%,充分发挥天然气主体作用是优化能源结构的重大战略。液化天然气简称LNG,常压下温度约-161℃,体积约为气态的1/600。超低温液化技术使LNG远洋运输和全球贸易成为现实,被公认为20世纪以来能源领域最重要的革命性技术之一。2015年中国进口LNG达1965万吨,占天然气进口总量的44%。LNG是确保京津冀、长三角等地区以气代煤、建设碧空蓝天中国梦的有力支撑。天然气液化厂及LNG接收站是LNG产业链核心组成。成套技术包括天然气深度净化及液化、超低温储运及超临界气化等,其工艺条件苛刻、装备制造困难、技术集成复杂、建造标准匮乏,世界上仅美、德、法三国拥有。国家能源局和中石油组织攻关,经9年努力,成功开发了具有国际领先水平的大型LNG成套技术,取得4方面核心创新成果:1.创新LNG全产业链工艺流程及优化算法。发明双循环混合冷剂天然气液化工艺(DMR-HQC),国际首创DMR集成高效板翅式换热器工业应用;创建基于遗传算法优化模型,集成天然气液化、烃分离及脱氮工艺,能耗降低8.5%;创新开架式海水气化器和浸没燃烧式气化器联合运行LNG再气化工艺,节省设备投资18%,降低运行费用35%。2.创新研制超低温材料和核心设备。创立LNG储罐用国产9Ni钢核心技术标准,发明低磷硫超纯净冶炼及高拉速、低水比、高温出坯制备工艺;发明超低温高镍球墨铸铁材料及铸造方法;创新研制高效线元素三元叶轮混合冷剂压缩机、超低温蒸发气压缩机、世界最大高压高效板翅式冷箱,费用较进口降低30%-50%。3.创新大型LNG储罐设计建造技术。国际首次通过实验,系统建立-196℃~20℃低温混凝土应力应变量化关系,创立国际首部技术标准;发明预应力混凝土外罐结构自适应分区迭代算法,建立全工况液固耦合内罐模型,创新形成储罐工程设计方法及软件著作权;发明罐顶自平衡顶升方法,创立储罐建造国家一级工法;建成20座8~22万立LNG储罐,绝热蒸发率降低10%。4.创新形成LNG工程成套技术。应用数值及实验模拟技术、本质安全工程设计方法,创新集成天然气净化、液化和LNG再气化工艺流程,形成50-550万吨/年天然气液化、300-650万吨/年LNG再气化工艺包,建成3套天然气液化装置和3座LNG接收站,综合能耗降低7.5%。创立液化天然气工程设计国家标准。该项目获专利79件(发明37件),软件著作权6件,专有技术17件,技术标准28项,论文及专著176项。成套技术自2011年成功应用于安塞、江苏等LNG项目,部分技术推广到俄罗斯、加拿大等国家。近三年累计新增销售收入108亿元、利润21亿元。该成果亦可应用于页岩气等非常规天然气及海上浮式LNG工程等,为中国在南海及海外获取清洁能源提供技术利器,应用前景广阔。
[成果] 1700510472 河南
TE1 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:(一)成果背景:气测录井是发现和评价钻遇地层含有石油天然气资源的重要技术手段,目前传统的气测录井技术遇到了技术挑战,一是快速钻井技术提高了机械钻速,施工现场需要油气信息连续检测技术;薄层、裂缝型油气资源、非常规油气资源的勘探开发需求连续气测录井技术。(二)主要技术发明成果:针对气测录井技术发展所遇到的技术难题,中石化中原石油工程有限公司录井公司在光谱气测录井技术成果基础上,2012年至2014年,先后开展了“CO、CO2、H2S气体光谱连续检测技术研究”和“光谱气测录井技术先导试验”课题研究工作,形成了“光谱连续气测录井装置和方法”,主要有三项技术发明成果。1、光谱连续气测录井装置及方法:光谱连续气测录井装置基于光谱气体检测技术原理,针对录井样品气中不同气体光谱特征,采用模块化结构,设计加工气体分配模块、烷烃组分气体检测功能模块、二氧化碳气体检测功能模块、一氧化碳气体检测功能模块、硫化氢气体检测功能模块,通过计算机控制系统控制,设计开发光谱连续气测录井系统软件,实现光谱气测连续录井,同时由光谱气测录井软件快速解释地层流体性质,实现光谱连续气测录井。2、录井自动稳流脱气装置及方法:针对录井施工过程中,电动脱气器抽取的泥浆量易受钻井工程影响而造成的样品自质量波动较大的问题,基于自动控制原理,设计出一种录井自动稳流脱气装置,可以根据钻井出口泥浆量的大小,自动调整脱气器的高低位置,实现脱气器抽取的泥浆量在设定范围内波动而保证脱气器自动稳流,提高样品气质量。3、气体浓度自动稀释装置:针对光谱气体检测设备检测范围难以满足录井施工现场要求这一技术问题,设计出一种录井用气体浓度稀释装置,该装置在控制单元的控制下,可以通过空气作为混合气体对样品气进行浓度稀释,样品气稀释信息可通过控制信号线传输到光谱录井分析仪,因此能够满足现场样品气浓度变化要求,保证了录井数据的可靠性,该装置能有效测量及控制样品气的浓度变化。(三)授权专利情况:申请9项件专利,均获得授权,其中发明专利1项,实用新型专利8项。(四)技术经济指标:1.光谱连续气测录井装置实现甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷、一氧化碳、二氧化碳、硫化氢十种气体同时连续检测。2.甲烷、乙烷检测范围为0.001%-100%,丙烷检测范围为0.001%-60%,丁烷、戊烷检测范围为0.001%-50%,CO检测范围为0.000%-100%,CO2检测范围为0.02%-100%,H2S检测范围为0-100ppm。(五)应用情况:近三年来,成果完成单位先后在多个油气田应用该成果260多口井,解决了传统气测录井技术存在的技术问题,累计创效5326万多元;用户单位利用该成果发现新的石油资源,预计储量7.62万吨,经济效益显著。
[成果] 1700510473 河南
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:1、技术开发背景:钻井过程中井壁失稳问题一直是影响钻井施工顺利进行的主要因素,特别是在深井、超深井、长水平井和大斜度井等日益增多的情况下,上述问题显得更加突出。目前,应用于钻井液中的烷基葡萄糖苷主要是甲基葡萄糖苷(MEG),甲基葡萄糖苷钻井液是高性能水基钻井液,同油基钻井液一样,可以形成理想的半透膜,抑制粘土水化膨胀,而且无毒,可以生物降解,有利于环保,在油层保护方面显示出较强的优越性,较为圆满地解决了钻井液的毒性、润滑性、井壁稳定性与油层保护之间的矛盾,被认为是可以达到油基钻井液效果、防止水敏地层的井壁坍塌及保护储层的水基钻井液体系。但其抑制性有待提高、加量大、抗温性差,限制了其在钻井液中的应用推广。针对烷基糖苷的缺陷,通过分子设计,合成出既保持烷基糖苷润滑性,又显著提高抑制性、抗温性,同时加量小的烷基糖苷衍生物产品十分必要。2、主要技术内容:项目主要完成了以下两个技术内容:“钻井液用高性能烷基糖苷衍生物产品阳离子烷基糖苷(CAPG)的研制及工业化生产技术”和“钻井液用高性能烷基糖苷衍生物产品聚醚胺基烷基糖苷(NAPG)的研制及工业化生产技术”。(1)通过分子设计和合成设计,得到烷基糖苷衍生物产品CAPG的分子设计和合成设计思路,形成了CAPG的优化合成工艺条件,得到了操作简便、纯度较高的提出方法,验证了理论分子设计结构的准确性,研究了CAPG的作用机理,得到了CAPG的工业化生产工艺,最终形成了烷基糖苷衍生物产品CAPG的研制及工业化生产技术。(2)通过分子设计和合成设计,得到烷基糖苷衍生物产品NAPG的分子设计和合成设计思路,形成了NAPG的优化合成工艺条件,验证了理论分子设计结构的准确性,研究了NAPG的抑制防塌机理,得到了NAPG的工业化生产工艺,最终形成了烷基糖苷衍生物产品NAPG的研制及工业化生产技术。3、专利及授权情况:申报国家发明专利23件,已授权5件,其它18件处于审核状态。4、主要技术经济指标:烷基糖苷衍生物CAPG抗温达150℃、NAPG抗温达160℃,CAPG相对抑制率>95%、NAPG相对抑制率>99%,CAPG产品EC50值483500mg/L、NAPG产品EC50值528800mg/L,均大于排放标准30000mg/L,产品及配套钻井液体系应用井段平均井径扩大率<8%。5、应用推广及效益:2012年1月1日-2016年12月31日,钻井液用高性能烷基糖苷衍生物产品CAPG和NAPG及其配套钻井液体系已在陕北、中原、新疆、四川、内蒙等地区现场应用61口井进行了现场应用,直接和间接创造经济效益8733万元,有效解决了现场高活性泥岩、含泥岩、泥岩护层等易坍塌地层的井壁失稳及托压卡钻等井下复杂问题,提高了机械钻速,缩短了钻钻井周期。
[成果] 1700510478 河南
TE2 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:(一)技术开发背景:中国陆上39%的剩余石油资源和57%的剩余天然气资源分布在深层,但由于深层油气勘探开发的工程技术起步较晚,埋深达7000-8000m的油气藏尚未投入开发。中原石油工程有限公司在西南、西北等工区承担了大量超深井的石油工程技术服务工作,针对施工中存在的井底高温高压、井筒多套压力并存、井壁稳定性差、地层含H2S/CO2、机械钻速低等主要技术难题,中原石油工程有限公司经过多年的科技攻关与现场实践,改进和完善了大尺寸井眼钻井提速技术、超深小井眼安全钻井技术、复杂地层井壁稳定技术、高温长封固段小间隙固井技术、深井超深井钻井液技术以及超深井眼取心技术等一系列钻完井技术,形成了具有中原特色的超深井钻完井技术系列,成功完钻了马深1、顺北2、顺北1-2H、顺南6、顺南7井等一批高难度超深井,保障了西南和西北工区深层油气藏资源的勘探开发与有效动用,打造了石油铁军品牌形象,促进了中原石油工程公司“战寒冬、求生存、谋发展”的转型升级之路。同时,也推动了一批钻完井液助剂、提速工具、取心工具的国产化。(二)技术经济指标:项目完成7000m以上超深井69口,其中8000m以上超深井2口;马深1井完钻井深8418m,刷新亚洲第一超深井钻井记录;顺北2井侧钻水平井完钻井深8169.27m,刷新中石化水平井最深记录。(三)社会效益:以马深1井为代表的超深井记录,相当于向下打出一座珠穆朗玛峰的高度,得到了中央及地方各级媒体的关注与报道,牢固树立了公司国内一流钻井公司的品牌形象,大大提升了公司在深部油气资源勘探开发领域的市场竞争力,同时也标志着中国石化超深井钻井工程技术跨入世界领先技术行列。(四)论文、专利情况:项目研究内容共授权实用新型专利10项;发表学术论文13篇,其中SCI期刊2篇、中文核心期刊10篇。
[成果] 1700630213 湖北
TE1 应用技术 与石油和天然气开采有关的服务活动 公布年份:2017
成果简介:该项目属能源、水和矿产资源领域。中国大部分油气藏存在着埋深地质构造复杂、储层非均匀性强等现象,储层注采、完井及储层改造等作业频繁,深部储层岩体处于“三高一扰动”(高地应力、高温度、高渗透压力和施工作业扰动)的恶劣环境,若不能准确预测储层在复杂环境及地质条件影响下的稳定性,将会给钻完井施工、油气开采、水/气驱注入及储层改造带来很大挑战。该项目针对油气储层在复杂环境和地质条件下的稳定性评价及钻完井对策技术等重大难题,从2009年起,长江大学联合国内知名企业,在国家重大专项、国家自然科学基金以及中石油、中石化等企业资助下展开技术攻关,形成了复杂环境与地质条件下油气储层稳定性控制关键技术。其主要创新成果:1、建立了以关键井地应力为约束条件的多目标侧压力反演模型,提出了区域应力场到局部应力场的跨尺度反分析方法,研制了考虑多物理场耦合效应的储层应力场反演系统软件。2、研制了评定复杂流体环境和多轴应力条件的岩石破损特征及其渗透性演化的测试装置和方法,提出了一种考虑储层实际环境的热-弹塑性损伤本构模型,丰富了致密储层和疏松砂岩的岩石破裂损伤耦合理论和数值仿真方法,揭示了储层岩石损伤演化与注水施工作业的关系。3、提出了考虑储层压力衰竭对地应力影响的井眼稳定性预测方法,发展了考虑温度-渗流-应力-损伤耦合效应的储层出砂预测模型,揭示了储层温度、完井方式、生产工艺参数对近井壁储层围岩的影响规律。4、提出了考虑储层物性的筛管冲蚀及寿命的评价方法,丰富了多因素条件下防砂方式选择原则,研制了适用于边底水丰富油藏开发的控水筛管和出砂井的洗井工具。经第三方评价,该项目在深部复杂油气储层应力场反演手段及方法、储层岩石裂隙扩展机制、油气储层防砂完井及洗井完井的工艺和技术等方面达到了国际先进水平。在该领域的知名期刊上发表论文SCI和EI期刊论文32篇,被引次数120余次,发明专利7项,软件著作权4项,部分成果纳入行业标准,起到引领和示范,促进行业科技进步。
[成果] 1700550619 湖北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2017
成果简介:油气储层稳定性受诸多因素影响,贯穿钻、完井,生产和修井、增产措施等全过程,受地质条件和所处环境(温度、流体、施工作业等)影响,归纳起来主要有地应力、岩石强度、地层压力、生产压差或流速、地层是否出水和含水率的大小、完井方式以及不适当的增产措施或管理等多个方面。针对油气储层在复杂环境和地质条件下的稳定性评价以及钻完井对策技术的重大难题,长江大学联合中石化江汉石油工程有限公司、中石油新疆油田公司勘探事业部、中石油渤海钻探工程有限公司、荆州市学成实业有限公司和西南石油大学,在国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”、国家自然科学基金“稠油油藏热采井出砂机理与流固热耦合计算方法研究”、“页岩气开发条件下泥页岩井壁稳定与破裂机理研究”、“泥岩渗流-应力耦合特性及其渗透性演化的自修复效应研究”、中石油创新基金“含高盐份泥岩夹层的盐岩渗透特性及油气储库渗透灾变机理研究”、湖北省自然科学基金“泥岩损伤过程中的热-水-力耦合模型及其参数反演”以及10余个横向课题支持下,系统对深部复杂油气储层岩石应力场反演、储层井眼稳定及临界破坏预测以及储层防砂完井工艺选择和淸砂工艺及方法等开展技术攻关,形成了复杂环境与地质条件下油气储层稳定性控制关键技术。
[成果] 1700470354 北京
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2017
成果简介:中国页岩气可采资源量约25万亿方,是天然气增储上产的重要领域,有效开发该类气藏对保障国民经济绿色安全运行具有重要战略意义。气藏工程技术是实现气田高效开发的关键技术。页岩气渗流机理和开发方式复杂,常规气藏工程方法不能准确分析预测页岩气藏开发动态,国内外对页岩气渗流规律认识尚不清楚、缺少成熟的动态分析方法,国内页岩气开发刚起步,无成功经验。该研究目的是建立页岩气高效开发的气藏工程技术和方法,为国内页岩气开发提供技术支持。 该项目依托中国石化科技攻关及油田企业等近10个项目,围绕页岩气渗流基础理论、气井产能评价、生产动态分析及可采储量预测、开发技术政策优化等页岩气气藏工程技术开展攻关,主要创新成果包括:1)首次研发了页岩气全直径吸附/解吸及开发流动实验装置,揭示了页岩气在多尺度孔缝介质中的流动特征并建立了耦合流动数学模型,发展了页岩气渗流基础理论;2)建立了两种考虑吸附气解吸、扩散、应力敏感、复杂缝网流动特征的页岩气多段压裂水平井非稳态产能评价方法;基于涪陵定产量生产模式,建立了变工作制度页岩气井产量经验递减分析方法和基于储层改造参数团的产能预测模型,形成了页岩气井产能评价及预测技术,产能预测符合率大于90%;3)建立了反映页岩气解吸、扩散流动特征的多段压裂水平井不稳定试井分析模型,形成了页岩气井关井压力恢复试井分析技术和生产动态数据试井解释方法,为页岩气储层和压裂改造参数评价提供了有效方法;4)建立了三种考虑吸附气影响的页岩气井控动态储量评价方法,可准确评价气井动态储量、游离气和吸附气储量;5)形成了一套页岩气开发技术政策优化方法与流程,确定了涪陵页岩气有效开发技术政策。 成果已全面应用于涪陵页岩气开发方案编制和生产动态分析中,为涪陵页岩气50亿方产能建设提供了重要技术支撑,也在川南威远、永川等页岩气区块进行了推广及应用;为国内页岩气开发提供了有效技术方法。截止2015年12月,涪陵地区建成产能50亿方,累计产气43.9亿方,新增销售收入73.31亿元,项目利润20.5亿元,取得了很好的经济效益和社会效益。 项目获得国家发明专利2项,获得软件著作权1项,行业标准2项,公开发表论文20多篇,研究成果弥补了中国在页岩气开发基础理论、实验装备和气藏工程方法研究的不足,提升了中国页岩气开发技术水平和技术竞争力,为国内页岩气的高效开发提供了技术保障。经鉴定,研究成果整体达到国际领先水平。
[成果] 1700470479 北京
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2017
成果简介:水平井蒸汽吞吐采收率低,后期转驱是必须实施的措施之一。但是针对稠油水平井蒸汽驱渗流机理、热化学复合体系的作用机理、水平井蒸汽驱的井网形式等均有待深入研究。为此该项目以新疆排601井区为研究对象,以物理模拟和数值模拟为技术手段,开展了水平井蒸汽驱室内物理模拟、蒸汽驱机理、热复合体系作用机理、井网优化、驱替效果影响因素和开发技术政策等水平井蒸汽驱配套技术研究,取得了如下成果: 1、建立了以石油组学(Petrolemics)为主要研究方法的超稠油/热化学复合体系物理化学基础;明确了超稠油是一种以沥青质为核心的微观非均相体系,热效应下,体系会由胶体溶液状态向悬浮液状态转化。 2、明确了热复合体系开发超稠油的四种主要作用机理:化学剂的启动机理,增加初始注入能力,改善洗油效率和波及体积;CO<,2>高压溶解降粘,降压体积膨胀;降低沥青质在体系中的体积分数;地层水升温汽化温度膨胀和降粘作用。 3、建立了水平井内流动及油藏耦合的水平井蒸汽驱相似准则,建成了适合不同井网类型的二维高低压油藏物理模型和三维高压油藏物理模型,开展了转驱时机、井网形式、注入干度和注入速度优化的物理模拟实验研究,形成了水平井蒸汽驱油藏物理模拟及数字化技术。 4、分析了蒸汽驱热损失的影响因素,建立了井底干度和温度的快速定量预测模型,形成了考虑热损失及井筒流动的蒸汽驱油藏数值模拟技术。 5、根据物理模拟和数值模拟的结果,揭示了水平井蒸汽驱的主要机理和生产阶段特征,明确了非均质性对蒸汽驱效果的影响,并在此基础上提出了热能均衡注入的注汽方式。 利用上述科技创新,编制了新疆排601井区水平井蒸汽驱油藏工程方案并进行了矿场实施。工区先后转注6口井,对应油井23口,见效井17口,自然递减率由20%下降到9.4%,截至到2015年2月,阶段增油59246吨。通过该方案可提高最终采收率8.6%,直接经济效益65104万元。
[成果] 1700470481 北京
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2017
成果简介:研究目的: 中国海相碳酸盐岩石油资源量340亿吨,以缝洞型为主,是“稳定东部、发展西部”能源战略的重要支撑。缝洞型碳酸盐岩油藏时代老、埋藏深(>6000m)、成藏期次多、构造复杂、非均质性极强,开发中后期,水窜严重、产量递减快、采收率低。2010年底,塔河油田主体区年产油量自然递减率高达30%,采收率仅18%,远低于碎屑岩油藏的平均水平。如何有效的控制递减成为缝洞型油藏开发亟待解决的关键问题。依托国家重大专项,形成三大关键技术,试验区自然递减率降低17个百分点,采收率提高5.8个百分点,有效控制了递减,提高了采收率,推动了塔河油田的科学高效开发。 主要技术创新点: (1)形成了缝洞型油藏剩余油定量评价技术,实测验证符合率高达86.7%,解决了潜力区预测难题 突破达西渗流实验剩余油分析技术,自主研发渗流、管流、空腔流多流态模拟实验装置与方法,揭示了剩余油形成机理及分布模式,动静结合,建立了洞顶剩余油和高导流通道屏蔽剩余油评价技术,实测验证潜力区符合率高达86.7%,有效“锁定”潜力目标,明确挖潜方向。 (2)建立了双目标控制的注水优化技术,水驱控制程度由35%提高到72.1%,扩大了注水波及程度 基于缝洞型油藏注水开发机理,建立了注采井组注水开发效果评价及经济、采收率双控的注水优化技术,搭建了以洞为中心,低注高采、缝注洞采的注采井网,形成了不同地质背景下注水开发技术政策,有效减缓水窜,扩大波及体积,水驱控制程度由35%提高到72.1%。 (3)创建缝洞型油藏单井注气气顶驱技术,试验有效率93.6%,有效动用水驱后剩余油 揭示了注氮气提高采收率机理,提出了单井注气气顶驱技术,建立了单井注气效果评价、预测、选井及优化技术,现场实施试验有效率达93.6%,有效动用水驱后剩余油。 成果产生的价值: 新技术应用后,试验区自然递减率由21.6%降低到4.5%,增加可采储量270万吨,累计增油52.85万吨。课题的成果推动了缝洞型油藏开发技术的创新与发展。培养缝洞油藏学科专家、科研骨干15名,博士后、博士及硕士新生力量22名,形成了稳定的“产、学、研”联合创新研究团队,建成了中国石化重点实验室1个。申请专利15项(其中发明专利13项),授权2项,中石化专有技术认证4项,软件研发1套,发表论文26篇。
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