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1700450070 广西
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2017
成果简介:课题来源与背景:随着常规原油储量的日益减少,需要不断提高重油的开采及利用效率来满足经济发展对能源的需求,采用化学驱提高重油的采收率引起了越来越多的关注。化学驱主要采用加入碱、表面活性剂来改变其油水界面性质、降低界面张力以及加入聚合物改变原油在岩层中的流动特性等来提高采收率。利用化学驱提高原油采收率,油水的界面性质起着至关重要的作用。原油中含有大量的极性物质,这些极性物质具有不同的结构和界面活性,因此针对不同的原油研究如何提高其采收率时,需要进行大量的实验工作来筛选适合的表面活性剂进行乳化或者破乳,费时费力,且效率较低。研究的目的与意义:如果能发现表面活性剂与重油中界面活性物质间协同作用与二者结构的关系,将对乳化体系的筛选起到指导作用,大大提高工作效率。因此该项目以中有为研究对象,深入研究碱、表面活性剂等对油水界面性质的影响,进一步认识碱在油水界面上的作用规律及其作用机理,从多个方面分析碱与油在油水界面上的作用规律,为油水界面性质在提高原油采收率及其他方面提供理论依据。主要论点和论据:在该课题的研究过程中,筛选了Court重油与碱和表面活性剂体系,并对他们相互作用时的动态界面张力、扩散至油水界面的油组分的含量(TOC)、如花实验、粘弹性等进行了测量,分析了不同碱-表面活性剂体系对油水界面性质的影响及其对原油性质的影响,包括作用时间、碱浓度等对作用后原油粘度和粘弹性的影响。研究发现,Court原油与不同浓度的NaOH溶液置于恒温水浴40℃中反应,随着作用时间的延长,油相有更多物质向水相发生了扩散。碱作用后,油样的粘度明显增加,且随着NaOH碱浓度的增加,作用后原油稳态黏度值先增加,后有出现一定幅度的降低,并在NaOH浓度为0.16%附近达到峰值;较低浓度和较高浓度的NaOH溶液与原油作用对原油黏度影响都比较小,而一个适当的NaOH浓度与原油作用却可以显著增加原油的黏度。通过比较还可以发现,随着碱与原油作用时间的延长,原油黏度增加更为明显,结合水相颜色变化图可以初步推测原油黏度的进一步增加是由于油与碱的进一步反应和油相物质向水相的扩散综合所致。与作用一周后原油的粘度相比较,作用3周后,油样的粘度的增加程度显著高于作用一周后的。随着NaOH浓度的增加呈现先增加后减小的趋势,但随时间的延长,减小的趋势越来越不明显,且有倾向于“平台”的趋势,这可能是由于较高浓度的NaOH溶液抑制了油碱的相互作用,从而导致油碱达到充分作用需要更长的时间。综合考虑各种因素的影响,分析了碱和表面活性剂在油水界面的协同作用机理。创新点:在研究的基础上,提出了重油与水的界面上,碱与外加表面活性剂的协同作用机理为:NaOH与重油潜在的界面活性物质作用生成原位表面活性剂,外加表面活性剂取代原位表面活性剂在油水界面上发生吸附,促进原位界面活性物质离开油水界面,从而使得原油中潜在的界面活性物质得以与原油反应,进而生成更多的原位界面活性物质从而降低油水界面张力。
1700160537 甘肃
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:油田水处理阻钡锶垢研究意义:国内外的许多油田在注水开采中,都不同程度地被结垢伤害所困扰。尤其在采油开发进入中、后期阶段,随着石油注水量的增加,结垢问题变得更加普遍和严重。由于油田水结垢导致油层伤害,油水的井筒和地面管线阻流、设备损坏,采油设备和地面集输系统堵塞,从而过早地出现油井、设备报废等现象时常发生。这些问题的产生,大大提高了采油成本,严重影响油气的正常生产。由于油田地层结垢问题给石油开采造成了极大的经济损失,从而引起了人们的高度重视,并将防垢、除垢作为解决油田结垢问题的重点加以研究。然而,由于结垢问题的复杂性、成垢物理化学条件的多变性、成垢场所的特殊性等众多因素的制约,所能采用的一些技术措施只能使结垢现状得到缓解,尚不能从根本上得以解决。因此,深入系统研究储层和设备与管线上结垢物的形成规律,找出合适的防垢、除垢方案具有重要的现实意义。其中阻垢剂的研发,特别是针对非常难溶的硫酸钡、硫酸锶垢的阻垢剂的研究与开发,成为解决油田水防垢问题的重要措施之一,尤其是无磷的绿色缓蚀阻垢剂的开发和研究更是人们关注的重点。阻钡锶垢剂国内研究现状:中国国内常用的阻垢剂有聚磷酸盐、磷酸酯和有机磷酸,其中聚磷酸盐类是最有效的兼有缓蚀与阻垢双重功能的水处理剂。聚磷酸盐易水解为正磷酸盐,不仅能降低这些阻垢剂的使用效果,而且若控制失当,还可能使不太严重的CaCO3垢转变为十分严重的Ca3(PO4)2垢。随着人类环保意识的提高,环保法规进一步严格,许多国家已经开始限制磷的排放,推动了低磷、无磷配方的迅速发展,使得绿色水处理剂成为国内外水处理研制方面的热点课题。近年来,伴随着中国经济的迅速发展,环境污染问题日益突出,生活环境质量逐步下降,甚至已经严重影响到人们的生活质量、身体健康和生产活动。面对这一严重问题,国家也在逐步加大环境保护力度。
1700320591 山西
TD8 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:晋城矿区是全国唯一进入产业化、工业化和商业化的稳定气田,抽采量约占全国抽采量的一半和山西省的70%。然而传统的煤层气开发多以直井分散作业模式为主,单井产量低,井网密度大,管网集输困难,严重制约了煤层气开发效率。项目围绕煤层气科学开发问题,依托多项国家和省部级科技项目以及晋城无烟煤矿业集团工程科技攻关项目,以晋城矿区为实施基地,系统地研究了煤矿区煤层气富集靶区选取方法与工厂化开发技术。建立了复杂地质条件煤层气富集靶区高分辨率识别与评价技术,在优选煤层气富集靶区的基础上,首创了煤矿区煤层气工厂化开发模式,将钻井由分散转向集中,研发了钻井、压裂、排采和集输等多个工艺流程一体化开发技术,通过扩大直井辐射范围,增大抽采面积,降低钻井成本,实现煤矿区煤层气规模商业开发。建立了煤矿区煤层气富集靶区高分辨率识别与评价技术。推导出适合煤储层特点的AV0计算公式,建立了AV0反演的煤层含气量预测方法,研发出以测井曲线为约束、叠后地震反演和叠前同时反演为基础的构造煤空间精确定位与识别方法,构建出基于证据理论的煤层气富集区评价体系,实现了对煤层气富集靶区的预测。煤层气富集靶区预测的识别率,经验证达到75%以上。首创了煤矿区煤层气工厂化开发模式,以煤层气富集靶区为基础,建立了煤矿区煤层气水平井产能预测模型,提出了煤层气井井型井网优化方法,借鉴常规油气开发经验,在国内首次创立了煤矿区煤层气模块化布置-集中化作业模式,实现钻井、压裂、排采和集输等多个工艺流程一体化开发。与直井分散开发相比,以工厂化开发的钻井、压裂和排采等工程量减少了2/3,井场、排采设备和集输管网等减少了70%以上,单井产量提高了3〜5倍。开发出煤矿区煤层气水平井钻进与压裂关键技术。研究了水平井钻进关键技术,建立了压裂裂缝扩展预测模型,研发了煤矿区水平井分段压裂改造技术,实现了低渗透煤层有效压裂改造。近三年在赵庄矿施工煤层气水平井37口,单井日平均气量稳定在5500 m<'3>以上。研发完善了煤矿区煤层气井智能高效排采技术。研究和建立了煤层气水平井排采控制模型,揭示并掌握了晋城矿区煤层气水平井排采降压引起的煤储层压力降低与传播规律,以该为基础,开发出以井底流压控制为核心的排采工艺,较为系统和完善地建立起煤层气井智能化排采系统。近三年在赵庄井田1号井实现了5000〜6000m<'3>/d的长期稳定生产。项目获得国家授权发明专利9项,实用新型专利2项,软件著作权5项,制定国家标准1项,出版专著1部,发表EI检索论文16篇,获得省部级科技一等奖3项。查新表明:国内外未见与上述创新点相同的文献报道。该研究成果2015年被列入山西省煤矿瓦斯抽采全覆盖工程,并已全面实施。该成果除了在晋城矿区应用外,还在阳煤、同煤、潞安和西山等矿区得到推广应用。近三年仅在晋煤集团应用,累计增加销售收入22.34亿元,新增利润8.41亿元。
1600600448 湖北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:随着水力压裂施工在油田增产及页岩气开采上应用越来越多,一次压裂所需压裂液的量巨大,压裂作业用的压裂液连续混配装置排量偏小,一台小排量配混装置已经无法满足施工需求,需要几台压裂液连续混配设备联合作业。而且以前的压裂液连续混配设备上水合罐数量过多,各个水合罐之间通过传输泵传输液体,导致配液流程过多从而影响设备整体的可靠性。传统的压裂液连续混配设备上料也不方便。
1700310089 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:技术内容:南堡深层属于深水沉积环境,岩性偏细,储层普遍不发育,但在堡古2区块埋深大于4km的沙一段发现重力流优质储层,具有较好的物性,供液能力强,单井产量高。针对该类新型储层,通过成因机制分析,有利储层发育区预测,该类储层内部结构精细解剖和相应开发技术政策的制定,为合理高效开发该类油藏提供技术保障。 取得成果如下: 在重力流流成因机理分析基础上,通过沉积旋回分析与地震反射特征识别,结合正演模拟,明确砂质碎屑流期次划分,并构建了“深水沉积为环境、坡折地形造条件、前缘砂体供物源、火山活动引触发”的小型断陷湖盆砂质碎屑流发育模式。 在建立重力流储层油藏地层发育模式基础上,精细刻画隔夹层,以“层控约束,井点控制,厚隔层单独建立”的思路建立三维地质模型,实现了重力流储层结构模式的构建,明确研究区具层状属性的准块状油藏特征。 形成的“两步法”优势储层定量预测技术:第一步,建立井震耦合关系,以地震反射特征为搜索目标,运用地震相参数、地震属性参数等综合条件限定,初步锁定重力流发育位置,再优选均方根振幅、正负采样变化率、总振幅三个敏感属性与储层参数建立拟合关系,结合稀疏脉冲反演,实现重力流储层边界刻画。第二步,基于岩石物理分析,通过SVD约束和差异稳定化的约束稀疏脉冲同时反演,先利用敏感属性纵横波速度比识别泥岩和砂岩分布,再利用纵波阻抗区分有效含油砂质碎屑流砂岩与致密浊流砂岩,明确了砂质碎屑流发育区,解决了优势含油储层预测难题,储层预测符合率提升了10%,取得良好应用效果。 通过渗流机理与矿场统计相融合,明确了隔夹层对水线推进影响规律,建立了不同隔层半径与底水见水时间图版;数值模拟与渗流理论相融合,明确了准块状油藏底部不对应小层注水体积波及系数最高;理论分析与矿场实践相融合,明确了准块状油藏单井最优注水量。形成了“三融三明”为核心的准块状油藏注采优化技术,解决了准块状油藏高效注水的难题,实现了准块状油藏的合理高效开发。成果应用及效益:2013年7月~2015年12月底,南堡凹陷PG2区块油藏部署开发井38口,其中油井27口,水井11口,动用地质储量565.86万吨,可采储量198.05万吨,新建产能24.5万吨,累计产油51.8万吨,累计产气7.57亿方,实现新增产值267370.95万元,新增利润90200.3万元,上交税金47469.1万元,实现该油藏合理高效开发。通过该项目研究成果的推广应用,在南堡陆地高5区块发现砂质碎屑流油层,高23-39井投产日产油12.8万吨。南堡凹陷重力流油气藏开发为唐山市天然气供给和地方经济发展起到了积极作用。项目研究成果对今后冀东油田及国内外其他类似油藏的经济有效开发提供了有益借鉴和指导。
1700310091 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:“枣园复杂断块油田层系重组提高采收率技术研究与实践”项目由大港油田勘探开发研究院和第三采油厂共同承担。研究区为大港南部油区投入开发最早的枣园油田,下辖风化店、沈家铺和自来屯等3个开发区。随着开发程度的不断深入,自2000年后油田产量递减逐渐加剧、含水上升率增大。为进一步保持油田稳产,需要开展以提高油田采收率为主要目的的基础研究与现场应用,项目充分用于三维地质资料和动态生产资料重构地下认识体系,在常规7级砂体认识基础上精细刻画辫状河三角洲砂体8-9级别内部构型,运用取心、监测等资料形成该区描述储层优势渗流通道方法,在综合研究基础上提出了用于层系重组和分注的优化技术方法。项目实施为大港孔南地区持续稳定发展战略目标提供了强有力的技术支撑,取得了明显的社会经济效益。项目研究取得5项成果及3个主要创新点: 建立了复杂断块油气富集模式。落实主控断层发育状况和下伏火成岩侵入状况,确定了枣园油藏为衣服主控断层、沿断层上升盘分布、主体呈“Y”型及“叠瓦”式分布的控油小断层组合方式,揭示了断层组合对油气富集的控制作用。精细刻画了辫状河三角洲砂体内部构型。阐明了单一河口坝砂体内部渗流屏障分布特点,创新建立辫状河三角洲河口坝增生体构型“侧向迭式”和“上拱式”模式,精细刻画砂体内部侧积层分布。研究形成了高含水油田复杂断块储层优势渗流通道识别方法。应用密闭取心资料、测井资料、动态监测资料建立该区优势渗流通道的判别参数,识别出高含水油田造成注入水单层、单向突进的储层优势渗流通道分布区域,为整体调驱及二三结合提高采收率方案编制提供地质依据。创新形成了基于半梯形多因素变权综合因子算法的多层油藏层系重组与分注地质优化设计方法。实现了油田层系重组与分注地质优化设计,形成孔南复杂断块油藏长井段多层系立体井网优化模式。 研发了系列桥式通信分注管柱。改进封隔器及配水器、球座等配套工具,提高分注工艺适应性。研究成果得到了很好的转化,编制完成了风化店、沈家铺和自来屯等3个开发区提高采收率开发方案,方案提高采收率5.46个百分点;2013-2015年间,依照方案累计实施新井145口、油水井各项配套措施193井次,新建产能22.76万吨,新老井累计增油33.96万吨,油田自然递减降低8.44个百分点,油田分注率提高32.4个百分点,新增产值10.62亿元,新增利润0.97亿元。项目研究成果在深化油藏地质认识程度、高含水油田储层优势渗流通道刻画、多层油藏层系重组优化设计等方面具有一定程度的创新突破,形成具有特色的复杂断块油藏层系重组提高采收率配套技术系列,并有较大的推广应用价值。
1700310092 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:《孔店-羊三木特高含水油田长期控水稳油技术研究与实践》项目针对处于特高含水期(综合含水达到95%)的老油田,解决了储层内部强非均质性描述和构型界面控制下的剩余油定量表征的难题,有针对性的开展了控水稳油增效技术攻关,实现了油田长期稳产和提高采收率的目标,成为国内外特高含水老油田效益开发的典范。 孔店-羊三木油田于1971年投入开发,开发层位为明化镇、馆陶油组,平均孔隙度32%,渗透率1717×10-3μm<'2>,属于中高渗疏松砂岩储层。地下原油平均粘度为93mPa·s,属于普通稠油油藏。项目研究初期(2011年),油田平均含水为95%,采出程度20.13%。通过5年的技术攻关,形成了以下主要成果和创新点: 创新形成了特高含水油藏储层构型表征技术。针对强非均质性的河流相储层,精细识别3级构型单元(侧/垂积体内部)内部1m的韵律层;研究形成了基于沉积模式的井震结合砂泥薄互油层界面识别技术,误差小于1m;建立了不同级次的构型单元模型,平面精度小于5m、纵向精度小于0.5m。 创新了特高含水期韵律层内部剩余油动态监测技术。对1m左右的韵律层剩余油分布进行定点、精准、动态的连续监测,识别含水大于96%的特强水淹层内剩余油;基于不同级次构型界面开展小井距、密井网、对子井及流体场模拟,监测剩余油分布。 创立了特高含水期基于储层构型控制的剩余油分布模式。动静态结合创建了河道间五级界面控制、河道内部四级界面控制、侧/垂积体内三级界面控制的剩余油分布模式。 形成了特高含水期基于剩余油分布特征的控水稳油增效技术。针对河道间五级界面控制的剩余油富集区进行井网完善、差异化精细注水,提高水驱控制程度;对河道内部四级界面控制的剩余油富集区优化注采对应关系,扩大波及体积;对侧/垂积体内三级界面控制的剩余油富集区进行水平井挖潜和层内堵水,实现了降水稳油的目标。 发展了特高含水油田水处理配套工艺技术。针对特高含水、高产液造成的水处理、降能耗等难点,发展了“脱水-处理-清洗”三级深处理工艺技术,水质达标率100%;创建了边远井“采-注-输”一体化生产模式,降水增效成绩显著。 该成果近三年应用情况:共实施油水井配套措施336井次,自然递减由12%降低到4.67%,累积增产原油103.35万吨,新增可采储量115万吨,采收率由25.7%提高到31.4%;新增产值35.7亿元,新增利润24.06亿元,投入产出比达到1:4.79。通过持续的攻关和实践,实现了特高含水油田长期稳产。 该项目获中石油“油气田开发先进管理单位”、“规模应用水平井优秀项目”,成为中石油特高含水油田长期稳产的示范工程。
1700310086 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:主要技术内容:冀东油田属复杂断块油藏,断层多、断块破碎,油藏类型复杂,存在着断块之间甚至同一断块内地质特点和开发特征差别大的问题。针对上述问题,项目组历时两年攻关研究,取得系列创新成果: 根据断块内储层特征与剩余油分布,创新性地提出了复杂断块油藏断块内差异化提高采收率技术。 发明了水玻璃无机凝胶防气窜体系,设计了新型并联动态滤失夹持器,实现了二氧化碳驱油技术在复杂断块低渗储层的成功应用。 研发了多酚聚酯交联聚合物-凝胶微球多段塞复合调驱体系,研制了数据采集控制装置,形成了高温多层非均质储层深部调驱技术。 推广应用及效益情况:自2013年1月至2015年12月,差异化提高采收率技术在柳赞油田北区开展了现场试验,累计实施21井次,见效油井22井次,产量自然递减率逐年下降,由20.9%降低至11.3%,累计增油7.6万吨,采收率提高6.4%,新增销售额30543.75万元,新增利润24341.43万元,投入产出比为1:4.93。该项目获得知识产权13项,其中发明专利1项,实用新型专利2项,标准3项,论文7篇。推动科技进步的作用:提出的差异化提高采收率技术为冀东油田复杂断块油藏经济、高效、科学开发提供了强有力的技术支撑,同时为渤海湾等国内类似复杂断块油藏提高采收率技术提供借鉴和指导作用。
1700310097 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:项目属于“油气田井开发工程”领域。华北油田冀中地区97%的砂岩油藏为复杂断块和地层岩性油藏,多属于低渗透油藏,具有埋藏深(平均为3000m)、温度高(110~130℃)、层间压差大(5~30MPa)的特点;注水井具有井深,斜度大的特点,其中井深≥2500m的注水井621口,占注水井总数62.8%,井斜≥30°的注水井341口,占注水井总数35%。2012年之前华北油田注水井主要采用常规空心、偏心、地面定量分注等分注工艺,分注级数以一级二段为主,占分注井数的88.6%,最高级数为三级三段,均采用传统的投捞测试工艺,远远不能满足油田开发的需求。资料显示表明,水驱砂岩油藏有44.5%的水驱控制储量未得到有效动用,有三分之一的油层长期不吸水,层间矛盾突出。 为此2012年在新建的两个整装产能区块(阿尔、同口),引进了桥式偏心和桥式同心分注工艺技术,进行试验性研究。但是在试验过程中发现,先进的分注工艺技术在深斜井上应用有很大的局限性,主要体现在以下四个方面:深井多级多段分注不适应性;大斜度井分注未开展攻关研究;深斜井分注管柱抗蠕动性能差;深斜注水井绿色环保带压井作业技术无法开展。 因此该项目针对华北油田深斜井分层注水的管柱失效、解封困难、分注有效期短和无法带压分注作业的问题,进行了深斜井多级多段分注工艺技术,分注管柱底部支撑锚定技术和带压分注作业油管堵塞技术等方面的研究,研发了锁块保护式逐级解封封隔器、大斜度井自扶正逐级解封封隔器、底部油管支撑锚和小直径静液压坐封油管堵塞器等分注关键工具,满足了深井(≤4000m)、斜井(≤60°)六级六段以内分注工艺要求。 该项目的创新点主要有: 研发了逐级解封结构和中心管锁块保护机构,设计了锁块保护式逐级解封封隔器,满足了深井多级多段精细分层注水要求; 研发了封隔器居中扶正机构,集成了逐级解封技术与扶正技术,设计了大斜度井自扶正逐级解封封隔器,满足了大斜度井多级多段精细分层注水要求; 采用“预压力”方法,设计了底部油管支撑锚定工具,增强了分注管柱抗蠕动能力,保障了分注管柱长期有效; 利用液压静态坐封技术,研发设计了具有双空气腔的φ42mm小直径油管堵塞器,有效封堵单流阀以上整体管柱,实现了自动丢手。 该项目成果在华北油田冀中的五个采油厂52个区块应用360口井。平均有效期24个月,最长有效期36个月。分注能力由三级三段提升至六级六段,满足了井斜60°以内分注工艺要求。对应一线油井720口,518口油井见效,见效率72%,平均单井组对应油井日增液2方,日增油0.5吨,含水稳定在78.7%,累计增液38.8万方,累计增油8.9万吨,创效1.92亿元。分注井绿色环保带压作业实现节能减排2.5万方、增注2万方,节约效益208万元。有效改善了油田开发效果,经济效益显著,提高了油田开发水平。
1700310067 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:黄骅南大港地区构造上属于黄骅坳陷,为复杂断块油气藏,油藏类型复杂多样,已进入“双高”开发阶段,综合含水高达92.6%,可采储量采出程度89.1%,自然递减严重。未动用地质储量6767万吨,整体呈现“低、深、难”的特点,难以效益开发动用。因此,南大港地区急需开展稳产上产关键技术攻关,以保证油田可持续发展。 经过4年的研究与实践,解决了南大港地区稳产上产的难题,形成了系列配套技术,取得了以下几方面突破: 创新发展了“串珠状油气藏”模式。采用井约束下提高分辨率处理技术和地质认识下多信息综合速度建模技术,通过“一面、两点、三形态”圈闭刻画方法,创新形成了沿供油断层发育的相同地层的串珠状油气藏和沿不整合界面发育的不同地层的串珠状油气藏两种“串珠状油气藏”模式。 研究形成了断块油藏提高开发效果关键技术。针对王徐庄油田沙一下生物灰岩裂缝储层无法定量描述的问题,建立了生物灰岩油藏油水井动态分析和双孔介质裂缝油藏建模等定量化评价方法,量化了储层参数和剩余油分布特征,形成了一套适合裂缝型生物灰岩油藏特点的储层描述技术;针对低渗透油藏注水困难的问题,试验复合有机酸、缓速酸等多种酸化液配方,优选出缓速酸体系,改善了地层渗流能力,提高了开发效果。 发展了高含水油气藏提高采收率技术。细致刻画羊二庄油田单一河道,刻画砂体内部构型,研究构型界面对剩余油分布;采用局部加密调整井网模式,建立了“平面分区、纵向分层、多种井型相结合”的“立体井网”重组技术;改变传统注水开发方式,推广“二三结合”开发模式。 创新形成了“抽油杆电加热+内衬管+无尾管”稠油保温降粘减阻举升工艺技术。针对刘官庄常规稠油油藏储量规模小、常规热采工艺投资成本高等情况,创新了抽油杆电加热+内衬管+无尾管井筒组合举升工艺技术,改善了原油的流动性,降低了进泵阻力。与国内外稠油蒸汽吞吐等热采技术对比,具有开发成本低,工艺简单,效率高的优势。 发表论文6篇,获得1件实用型专利。 2013-2015年,该项目研究成果应用在黄骅南大港地区,新增三级石油地质储量2364万吨,新增天然气地质储量12.92亿方;新建一个10万吨级新油田;实施产能井122口,油水井措施494井次,累计增油36.21万吨。南大港地区年产油气当量由2012年年底的32.3万吨上升到2015年底的37.03万吨,老区提高采收率1.78%,自然递减由14%下降到10.3%,油层动用程度71.5%上升到74.9%,水驱控制程度71%上升到78%,增加水驱储量834万吨。新增产值10.29亿元,新增利润3.12亿元,新增税收5690万元,投入产出比1:2.44,经济效益显著。 经过天津市科技信息研究所查新,国内外未见与该项目技术特点相同的文献报道。
1700310082 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:世界能源演变过程表明,发展利用天然气是当今世界的潮流,随着科技的进步、环保要求日益提高,天然气的地位将不断提升。近年来,全球都在高度重视天然气资源的开发,特别是低渗致密气藏的开发,自2000年以来,中国低渗致密砂岩气藏储量和产量快速增长,预计2020年致密砂岩天然气年产量将占30%以上。但是该类气藏储层岩石孔隙结构复杂、气藏气水关系复杂,储层低渗致密,含水饱和度普遍较高,储量品质差,生产上表现出单井产气量低,气水同产,储量动用程度和采收率低等难题,亟需加强储层气藏开发机理研究,为提高单井产量和气藏采收率奠定理论基础,为效益开发提供技术支撑。 《低渗致密砂岩气藏开发机理研究》成果依托廊坊分院承担的国家、中国石油天然气股份有限公司及油气田分公司等重大科技项目,历时十年(2005年-2015年),以岩石学、油气藏渗流力学、气藏工程学等为指导,通过创新实验技术,开展系统实验测试,结生产动态分析,深化机理认识,在鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地须家河气藏等领域应用,为各类复杂气藏开发方案和储量评价提供了基础参数,并取得显著的经济和社会效益。 1.编写了中国首部致密砂岩气评价国家标准《致密砂岩气地质评价方法》(GB/T 30501-2014),为推动致密砂岩气评价奠定基础。 2.创新发展了考虑气相启动压力的达西渗流理论,认识了微观孔喉中气、水择优渗流机理,建立了砂岩孔喉中四类残余水分布模式,测试了致密砂岩在不同含水饱和度条件下气体渗流启动压力,形成了基质渗流能力评价及砂岩储层气相渗流形态图版,论证了低渗致密砂岩气藏开发储层下限可降至0.1mD以下,为天然气储量规模扩大提供了依据。3.建立了致密砂岩储层在不同含水条件下的动用半径图版,论证了苏里格气田加密区潜力,提出了气田合理井距可加密至400~600米,由此在原方案基础上可提高采收率5%~12%,(如果按苏里格气田探明储量超6000亿立方米计算,可以累计新增产气量300~720亿立方米),为中国类似气藏提高采收率奠定了基础。 4.自主研发了长岩心多点测量气体渗流启动压力、非均质储层组合气藏开发物理模拟,便携式岩样制备与物性测试等6项实验新技术,获六项国家专利,发展完善了中国天然气开发物理模拟实验技术体系,为中国复杂气藏开发机理研究提供了必要的技术条件和装置,解决了低渗区供气能力、裂缝水侵规律和多层合采模拟实验中的关键技术问题。该成果共获发明专利2项,实用新型专利4项,国家标准2项,出版专著1部,发表论文30余篇,其中被SCI、EI双收录论文10篇,获得局级成果奖3项。 上述创新成果推进了中国气藏开发实验装置、技术以及气藏开发理论的发展,为气藏开发物理模拟实验技术水平的提高奠定了基础,成果的有效应用还可推广到国家或地区“十三五”天然气开发方案研究中,为中国气藏,特别是低渗致密砂岩气藏的合理开发提供技术支持,应用前景广阔。
1600540145 黑龙江
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:该课题以内蒙古图牧吉地区的油砂作为研究对象,采用浮选法分离提取油砂所含的沥青质,其原理是利用沥青、沙子、粘土之间的密度差,在溶液中所产生的浮力不同,从而实现分离油砂中的沥青质。该课题主要研究浮选法在油砂沥青分离富集过程的机理、给出浮选法在油砂提取中的工艺参数,获得浮选法沥青质收率达到Dean-Stark甲苯抽提法收率的95%以上,提高油砂沥青的收率。通过浮选分离油砂中的沥青质具有收率高、操作简便、成本低、环境污染小等特点。通过浮选分离法提取油砂中沥青质,得出了浮选法分离内蒙古图牧吉水润型油砂的最佳分离的工艺条件,其条件为NaOH浓度为0.5%,温度为50℃,砂剂比为1.5,其油砂中沥青质的分离效率可达到98.1023%。
1600600306 湖北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:随着大型压裂机组在油田压裂作业中的不断应用,与之配套的大型压裂控制装置的发展也突飞猛进,能够集中控制30台主体装备,50台压裂设备协同工作和自动控制压裂工艺流程,对这种控制装置操作的熟练掌握和灵活应用直接决定了压裂作业的安全与效果。如何脱离压裂作业现场,在虚拟现实的环境下实现对操作员工的操作培训,成为技术领域要点。
1700320583 江苏
TD7 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:该项目研究煤矿井下瓦斯抽采技术,涉及矿山安全、采矿工程等学科领域。瓦斯抽采是灾害治理的首要措施,也是瓦斯资源化利用的有效途径。中国煤层瓦斯含量大、压力高,但煤层透气性极低、煤质松软,导致瓦斯抽采效率低和浓度低,可能诱发煤矿重大瓦斯灾害事故,且造成了巨大的能源浪费。瓦斯安全高效抽采一直是国内外广泛关注、亟待攻克的重大难题。长期以来,井下瓦斯抽采普遍存在工程设计依赖经验、抽采钻孔“钻不深、易塌孔、封不严”、抽采管网“联管乱、易漏气、欠调控”等重大共性难题。为此,该项目从瓦斯流动与致灾机理、钻-护-封-联一体化技术、成套装备及工程示范等方面开展了系统深入的研究,创新成果如下:首次定义了瓦斯抽采效率准则和安全准则,发展了煤体应力场、裂隙场、瓦斯-空气混流场和能量传输场等瓦斯抽采多场耦合模型,开发了瓦斯抽采工程设计优化的计算软件,实现了瓦斯抽采效率、安全度和抽采达标时间的定量计算与评价,从根本上改变了瓦斯抽采工程设计完全依赖经验的局面。提出了松软煤层“钻穴”新观点,据此发明了双动力排渣和涡流松透辅助排渣两种钻进排渣新方法,开发了系列新型钻杆;发明了松软煤层协同式钻进-护孔方法,研发了通管钻杆和阶梯式护孔管。成孔、护孔技术既大幅度提高了钻进深度,又保证了已塌钻孔瓦斯流动通道的畅通。揭示了钻孔周边裂隙场空气渗流诱发抽采浓度衰减的内在机理,研发了系列囊袋式注浆封孔技术、固相颗粒裂隙封堵技术及其配套装备,并开发了注浆封孔材料和微细膨胀粉料,实现了孔内空间和孔外漏气裂隙的区域性密封,大幅提高了瓦斯抽采浓度。该项技术改变了传统单一封孔的理念,实现了封孔与堵漏一体化,为瓦斯利用提供了源头支持。以瓦斯浓度和能效比为约束条件,建立了瓦斯抽采管网的多目标约束优化模型,确定了合理抽采浓度和能效比下管网的最佳流量和负压参数;发明了多变可调、可复用的标准化联孔装置和抽采参数自动调控系统,既提高了管网联接的可靠性和气密性,又实现了管网抽采参数的自动优化,促进了管道瓦斯抽采浓度和抽采效率的稳定和提高。该项目成果是瓦斯抽采和灾害防治领域的重大技术集成创新,深刻揭示了提升瓦斯抽采效率和安全度的科学内涵,对煤矿瓦斯抽采工程实践从理论、技术和方法上带来了观念上的突破,并形成了国内首创的“钻-护-封(堵)-联”一体化技术与装备。该项目历经近十年的系统研究,授权发明专利30件,软件著作权2项,发表论文88篇(SCI检索34篇),获省部级科技进步一等奖3项。成果依托煤矿瓦斯治理国家工程研究中心成功实现了技术转移,并在安徽、山西、贵州、河南等省区上百座煤矿推广应用。近3年,部分应用单位同比新增安全煤量414.10万吨、瓦斯利用量3.33亿m<'3>,新增销售额24.01亿元,取得了显著的经济效益,并有力保障了矿井安全生产,推动了煤炭工业灾害防治的科技进步。
1700320592 陕西
TD7 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:该项目属于矿山安全科学技术领域,应用于煤矿区煤层气(瓦斯)开发,重点为煤矿安全生产服务。煤矿区煤层气(瓦斯)开发具有提高煤矿安全保障能力、获取清洁能源和减少温室气体排放等多重效益。煤层气与煤矿瓦斯共采是实现上述目标的主要技术途径。中国煤层赋存地质条件复杂,渗透性差,煤层气(瓦斯)开发难度大,实现产气最大化的地面和井下钻孔的合理布局、先进的钻进技术与装备是煤矿区煤层气(瓦斯)高效开发亟待解决的技术难题。在国家科技重大专项的持续支持下,通过关键技术研究、装备研制和试验应用,取得以下主要创新性成果:1.创建了煤层气(瓦斯)高效开发钻进技术体系。提出了对接点两侧带分支的精确对接井地面区域超前开发、该煤层超长定向枝状钻孔工作面采前预抽和顶板岩层大直径定向长钻孔采动抽采三种新模式,创建了高效开发钻进技术体系;完成了中国煤矿区首个高产的远端精确对接井,最大日产气量超过3万m<'3>;创造了井下该煤层超长定向枝状孔、顶板岩层大直径定向孔新的孔深记录,单孔瓦斯日最大抽采纯量达到4万m<'3>,综合抽采效率提高近1倍。2.创新研制了地面全液压车载钻机。发明了新型车载式钻机回转装置、具有丝扣保护功能的液压卸扣大钳和电液联控装置等,研制了适用于多种钻进工艺的全液压车载钻机,实现了精确对接井关键钻进装备国产化,最大对接距离超过了1000m,显著提升了中国煤矿区煤层气地面开发钻进装备水平。3.创新研制了井下大功率定向钻进装备。发明了大通孔摩擦片制动式双马达动力头、顶部开放式夹持器、多逻辑多联动液压系统,研制了煤矿井下首台12000Nm大功率定向钻机与全液压泥浆泵车,解决了井下超长定向孔、顶板岩层大直径定向长钻孔配套装备能力不足的难题,该煤层瓦斯抽采孔最大孔深由1212m (直径96mm)提高到1881m (直径120mm)。4.发明了煤矿井下防爆型无线随钻测量系统。研制了井下低功耗、小直径、小流量一体式泥浆脉冲发生器,发明了矿用防爆型泥浆脉冲无线随钻测量系统,完成了随钻测量信号传输由“有线”到“无线”的跨越,提高了信号传输质量和距离,实现了高效复合定向钻进,该煤层超长定向枝状孔与顶板岩层大直径定向长钻孔综合钻进效率提高40%。项目获授权发明专利17项、其它知识产权8项,发表论文88篇。研究成果丰富了中国煤矿区煤层气(瓦斯)高效开发技术手段,提升了钻进装备能力水平,推动了煤矿安全生产保障技术进步。首次利用国产化钻进装备施工的对接点两侧带分支的精确对接井最大日产气量超过3万井下该煤层孔施工能力超过1800m、顶板岩层大直径孔施工能力超过1000m,综合抽采效率提高近1倍。成果已在晋煤、宁煤等10余个矿区的煤层气开发、瓦斯抽采和水害防治工程中推广应用,销售配套钻机、仪器97台套,开发煤层气(瓦斯)近9亿m<'3>,创造经济效益27.96亿元。项目成果整体达到国际领先水平。
1600590101 河北
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:课题通过在实验室中改变煤岩围压研究实际地层中煤岩裂隙随孔隙压力,分析了渗透率与围压的关系,得到了渗透率与压差之间的关系,对实际开采具有较强的指导意义。其创新点:先划分排采阶段再依据每个阶段的主控因素确定每天最小降压值,确定对应阶段的排采降压制度。对于地层水产出稳定且煤粉含量少的井,采用管式泵+绕丝筛管或螺杆泵接防砂尾管;对于不同阶段产水量变化范围大且煤粉产出粒径不同,采用螺杆泵接防砂尾管结合油套环空注水稀释煤粉浓度的防控措施。从现场试验应用效果来看,煤粉控制较好,检泵作业周期明显延长,产气量提升,在研究区应用效果良好,具有较好的推广应用前景,为实现煤层气井高效连续平稳开采提供了有利的技术指导。
1700320149 四川
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020)》将“深层油气资源勘探开采技术”列为优先发展主题,压裂酸化改造油气藏是勘探开发深层超深层油气资源的关键核心技术,但受高温超高温、高压超高压、高和超高闭合压力、缝洞蚓孔发育滤失大等世界难题的制约,压裂酸化改造技术还不能满足国家需求。为该项目组历时近10年攻关,发明成功深层超深层油气藏压裂酸化高效改造技术,实现了从4000m深层到7500m超深层改造的重大技术跨越。发明了超高温压裂技术。突破国内外瓜胶压裂液160℃的耐温极限,创新瓜胶原粉高温改性和复合交联技术思路,首次发明成功世界上第一套以超高温改性醚化瓜胶增稠剂和硼锆复合交联剂为核心的180-200℃瓜胶压裂液体系。将国内外同类技术从160℃高温压裂提高到200℃超高温压裂,创高温184.6℃储层瓜胶压裂成功先例。发明了超高压压裂技术。突破国内外仅采用加重减阻降低施工压力受限的技术瓶颈,创新酸损伤降低破裂压力方法,建立油气层岩矿酸损伤原理,首次发明酸损伤降低破裂压力预测方法,首创网络裂缝酸损伤工艺,降低破裂压力可达20MPa;发明新型高效加重减阻压裂液体系。将国内外同类技术的压裂能力从95MPa高压提高到137MPa超高压,创130MPa施工压力纪录。发明了支撑剂高效铺置压裂技术。突破国内外只能定性描述支撑剂嵌入和回流、1种密度加砂和提高横向铺置效率的技术局限,创新高闭合压力下定量测试支撑剂嵌入和回流的技术原理及预测模型,首次发明嵌入深度测试方法及装置,首次提出提高支撑剂纵向铺置效率方法,创造性发明大厚储层支撑剂有效铺置方法,首创集中射孔、变密度组合加砂、嵌入和回流控制于一体的支撑剂高效铺置压裂技术。实现储层5类纵向物性分布3种变密度支撑剂组合加砂纵横向立体高效精准铺置,创直井单井单层压裂最大加砂规模188m<'3>纪录。发明了大型深穿透复合酸压技术。突破缝洞型储层酸压形成酸蚀蚓孔加剧滤失不能沟通远井缝洞储集体的技术限制,创新蚓孔发育表征及滤失测试方法和蚓孔及缝网酸压设计方法,首次发明酸蚀蚓孔宽度预测方法,研发粉陶和纤维等降滤新工艺,首次提出注滑溜水、粉陶降滤、酸液造缝刻蚀等交替工序技术思路,创造性发明粉陶压裂与酸压交替联作复合酸压方法,首创高温超深井(最深7500m)大型深穿透复合酸压技术。比国内外同类技术沟通缝洞体距离提高80m以上,创直井单井单层总液量6008m<'3>、沟通距离227m的酸压纪录。获国家发明专利32件、软件著作权11件,发表论文278篇(SCI和EI收录172篇),获省部级科技进步奖和技术发明奖一等奖4项、中国专利优秀奖2项、四川省专利奖一等奖1项,培养博士硕士120余名和培训500余名企业技术骨干。技术应用累计协助探明油气储量8.45亿吨(近三年2.03亿吨)、增产油气当量1853.9万吨(近三年785.9万吨);近三年新增销售额225.7亿元,新增利润122.8亿元。已成为深层超深层油气勘探开发的“杀手锏”技术。
1600440389 甘肃
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:在以往分层压裂工艺分析的基础上,结合存在的问题,研究形成了适合于青海油田特点的水平井直井分层压裂配套技术、低浓度胍胶压裂液体系配方以及具有自主知识产权的分层压裂工具。项目成功推广应用137井次472层段,平均单井日增油6吨,投入产出比为1:5.82,大幅提高了油田压裂工艺技术水平,改善了措施经济效益,推动了青海油田压裂工艺水平的快速发展,实现了一趟管柱分压9层段、单井“2000m<'3>液,200m<'3>砂”、单层段增油一吨的目标,成果达到国内领先水平。
1700140041 河南
TE3 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:非常规天然气作为中国新能源战略的重要组成部分,是常规天然气最现实的接替资源,具有低碳高能等优点,能够缓解能源危机,降低环境污染,在世界能源结构中扮演着重要的角色。中国非常规天然气资源的开发利用正处于快速发展阶段,转变认识,降低研发成本、提高发展成本配套技术,已成为亟待解决的问题。中国非常规天然气研究日趋成熟,非常规天然气主要集中在煤层气和页岩气方面,项目主要集中在煤层气、页岩气的开发,包含对接井水力冲刷卸压、水力旋喷冲刷、区域瓦斯井下高压射流掏穴卸压防突、 可两栖运转的抗灾型矿用卧式潜水电泵等20多个涉及煤层气页岩气开采方法和设备的发明专利,以及混流接力泵、潜水或非潜水式两用排水装置等40多个实用新型专利。具有科学、高效完备的非常规天然气开发利用体系。主要包括:煤层地球物理识别技术、煤层气钻完井技术、羽状多分支钻井技术、排水采气技术、水平钻井技术、水平井分段压裂改造技术、排水采气技术低压收集输送技术等。技术创新点:非常规天然气开发利用效率、低成该技术体系、低成本管理体系。创新点:该项目根据非常规天然气的特点,运用相关技术理论,涵盖了大量的非常规天然气开发利用方法,涉及钻完井、抽采、保存和运输全过程。将装备与技术结合,形成了针对不同地区和地形的非常规开发专题和配套设施。
1700140114 河南
TD7 应用技术 天然原油和天然气开采 公布年份:2016
成果简介:将多维空间专利地图创新软件应用与煤层气开采技术创新当中,能够从影响煤层气开采创新的要素组合及聚类角度拓展专利地图的维度,据此识别并判定煤层气开采创新区域,探索创新路径以加快煤层气开采进程。该项目研究至今,获得了数十项与煤层气开采方法相关专利的授权,其中发明专利20余项,形成了以水力运移、井下压裂等技术为核心的多种煤层气开采方法,并在河南省多个矿区开展了应用,促进了中国煤层气开采手段的创新,具有很高的投资价值和开发价值。中国煤层气开发利用前景十分广阔,而且还具有保护全球环境,改善煤矿安全和增加新能源供应等多重效益,具有广阔的市场前景。由于煤层气具有热值高、污染少的优点,开采收集的煤层气可以作为汽车燃料、发电能源、化工原材料等进行利用,而且煤层气的价格日益走高,开采量日益加大,需求日益广泛,具有广泛的市场前景。技术创新点:分析影响煤层气开采创新的要素,建立煤层气开采多维空间专利地图,揭示多维空间专利地图对煤层气开采创新的影响规律,识别基于多维空间专利地图的创新区域;识别并判定煤层气开采潜在创新区域,探究影响因素对创新路径构建的作用机理,构建不同创新区域下的煤层气开采创新路径,阐述创新路径演化过程;归纳总结创新路径应用流程,提出煤层气开采创新路径应用框架,以不断启发和引导新技术、新工艺、新方法的诞生,并结合创新路径动态绩效评价结果,从行业、企业层面分别提出应用对策。主要风险:在产业化过程中,煤层气开采创新的要素提取及聚类、煤层气开采潜在创新区域识别、关键影响因素对创新路径的作用机理分析是比较重要的技术问题,需要协同地质、油气、软件开发等多个领域的技术人员进行攻关。
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