低渗透油气田（精选6篇）
低渗透油气田 篇1
1 概述
中国东部某油田主力含油层位主要为中生界侏罗系上侏罗统九佛堂组, 油藏埋深850~1420m。该块为水下冲积扇扇中-前缘沉积, 物源方向为东南方向。九上段储层孔隙度为17%, 渗透率为33.9×10-3μm2, 泥质含量16.15%, 属于明显的低渗透油气藏, 受储层物性及裂缝发育影响, 造成该区开发效果较差, 单井产量低, 经济效益有限。
随着技术的发展, 压裂技术逐渐被应用到改造低渗透储层当中, 压裂技术也随着技术的发展逐渐被大量应用, 压裂加沙量由九十年代的加沙量十几方, 到现在的几百方, 液量由原来的几百方到现在的几千方, 逐渐从那种小型的压裂方式转变为大型的压裂方式, 压裂规模逐渐变成千方沙万方液, 从对油藏改造效果来看, 对于低渗透油气藏都能取得较好的效果。
2 开发简况
1997年该块某井试油获工业油流, 同年6月区块按300米井距、正方形井网、一套层系投入开发, 共部署并投产油井17口;为提高储量控制程度, 提高采油速度, 1999年对原井网进行加密, 井距由300m加密到210m, 2000年以反九点面积注水方式实现全面注水开发。2001年~2006年, 在对该块九佛堂组油层进行储层反演预测的基础上, 先后在断块西部、西南部、北部、东北部成功实施四次扩边部署, 共实施扩边井89口, 新增地质储量XXX万吨。
3 开发中存在的主要问题
3.1 裂缝发育, 平面及层间矛盾突出
区块九上段发育有两组裂缝方向, 即Ⅰ油层组发育北西-南东向和南西向两组裂缝;Ⅲ油层组发育北东向一组裂缝;压裂后的主要裂缝方向为北东向。受此影响注入水沿裂缝突进, 主向油井产液量变化不大, 但含水上升速度快, 水淹快;侧向油井见效程度低, 油井低压低产。统计4口井的微地震水驱前缘测试资料, 水驱波及长度在120~180米之间, 水驱波及宽度在80~95米之间, 水驱波及范围较小, 优势水驱方向明显, 测试结果与实际生产中注水见效情况基本符合, 反映了区块水驱方向性强的注水特点。
统计2009~2010年吸水剖面资料, 注水厚度为997.9米/397层, 吸水厚度为484.5米/163层, 水驱储量动用程度在41%左右。其中Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅰ3和Ⅲ组吸水厚度占射开厚度的比例分别为29.3%、38.2%、55.2%、33.7%, 纵向上各层位水驱储量动用程度最大相差20%, 层间矛盾突出。
3.2 目前开发方式效果差, 不能有效解决区块开发矛盾
自区块转入注水开发以来, 积极探索适合区块开发特点的注水方式, 细化注水参数, 分区域、分层位进行“二分”注水, 并在区块西南部进行线性注水试验, 均取得了一定的效果, 但仍无法有效解决区块的开发矛盾, 区块自然递减率居高不下, 在30%左右, 根据甲型水驱特征曲线预测区块的水驱采收率为17.7%, 达不到标定采收率, 开发效果较差。
4 压裂选井
4.1 一次压裂选井依据
针对该块储层低渗, 油井产能低、注水注不进的现状, 研究低渗透油藏整体改造方案, 整体提高区块储层渗流能力。通过研究认为, 纵向上压裂层位选择:以储量规模大, 油层相对发育、集中的I油组作为开发的主要目的层。[1]
实施的压裂选井选层的总体思路是:从正常生产的油井中, 本着先肥后瘦、先易后难的原则, 先期选取2-3口油层发育较为集中, 储层段不宜过长, 储层物性较好, 有一定厚度泥岩隔层的低产油井作为试验井。
通过井史综合资料、动态数据和油水井对应关系分析对比, 调查各井油层发育、泥岩厚度、储层渗透率及含油饱和度等地质参数的情况, 发现某1井、某2井、某3井三口低产井储层在980~1230米井段比较集中, 储层35~55米, 上隔层厚度15~25米, 符合选段压裂的施工要求, 依据三口井的地质动态情况, 最后确定为该区块的优先选段压裂试验井, 且作业后有注水能量补充。
4.2 一次压裂效果分析
根据研究的压裂选井依据, 先期试验的3口井均获得了良好的措施效果。其中某1井措施初期日产液17.0吨、日产油6.9吨、含水59.4%;某2井措施初期日产液12.0吨、日产油4.8吨、含水60%;某3井措施初期日产液14.2吨、日产油4.3吨、含水69.7%, 与措施前相比, 日产油均有大幅度增加。目前三口井日产油与措施前相比仍增加了12.8吨, 含水与措施前相比下降了27个百分点, 三口井措施增效明显, 措施有效率100%。
5 结语
针对各个低渗透油气藏开发困难的问题, 本文主要通过压裂这种油藏改造方式, 提高单井产量。这对低渗透油气藏开发提供了理论基础和技术指导。
参考文献
[1]李凡磊, 张志海, 刘更新, 等.转向压裂技术在江苏油田的应用[J].油气井测试, 2006, 15 (1) :55-57.
低渗透气田采气工艺理论研究 篇2
1 常用的低渗透气田采气工艺技术
1.1 排水采气技术
1.1.1 泡沫排水采气技术
泡沫排水采气技术一般比较适用于那些日产气量超过3000立方米、日产水量不足1立方米的低渗透气田, 其技术特点是利用气井自身能量作为排水耗能, 使气井自身通过降低液柱比重而将水携出。该技术具有操作简单、成本较低的优点, 而缺点则在于需要周期性加药及随时关注生产过程动态变化, 以便随时根据实际情况调整生产制度。
1.1.2 抽油机排水采气技术
抽油机排水采气技术一般比较适用于那些日产气量超过2000立方米、日产水量超过4立方米的低渗透气田, 其技术特点是通过外界能量而举升出水, 整个排水过程无须消耗气井自身能量。该技术具有排水量无限制、管理方便的优点, 而缺点则在于一次性投资大和检泵周期短。
1.1.3 柱塞排水采气技术
柱塞排水采气技术一般比较适用于那些日产气量超过5000立方米、日产水量不足2立方米的低渗透气田, 其技术特点是消耗较大量的气井自身能量, 通过气井自身能量而举升出水。该技术具有排水彻底、成本较低的优点, 而缺点则在于对周边环境和管柱要求较为严格。
1.1.4 提捞排水采气技术
提捞排水采气技术一般比较适用于关井后再恢复生产前或是因种种原因而导致水柱将井压死的情况下, 其是通过周期性大排量排水来达到采气目的, 可有效解决井筒积液等问题, 具有操作方便、使用灵活、见效快等优点, 不过对管柱要求较严格。
1.2 气层改造技术
1.2.1 单压下层管柱
通过单压下层管柱的方式一者可以大砂量压裂, 工艺操作简单、安全可靠;其次可以通过Φ25-30毫米的喷嘴来进行高砂比压裂;再者还能够在压裂过程中验证上下层有无发生窜槽现象。
1.2.2 双封隔器选压
通过双封隔器选择性压裂任意一层的方式一者具有较高的耐温性和耐压性, 可以实现大砂量压裂;其次反冲砂能力强, 可防止砂卡;再者无复杂的管柱结构, 可以一趟选压多层。
1.2.3 预置式工作筒分层压裂
预置式工作筒分层压裂的方式采用了多道密封圈, 可以有效解决胶筒在高温、高压下易发生损坏的缺点, 提高了压裂的安全性和可靠性, 且预置式工作筒可以与对应的Φ114毫米作业管柱相配套。
1.3 气层堵水技术
在大部分已经开发的低渗透气田中, 大多数气井都产有一定量的层间水及同层水, 而根据这些水层的实际分布情况, 通过机械堵水和化学堵水等工艺进行采气的技术即为气层堵水技术。以可钻式封隔器对某低渗透气井底部水层的五口井进行封堵, 发现其中有四口井恢复了正常作业。另外专门针对低渗透气井上部产水层的封堵问题, 又研究出了一项上部分层堵水技术。一般情况下, 若出水层位明确, 则选择永久式封堵管柱;而若出水层位不够明确, 则选择可取式整体封堵管柱。
2 低渗透气田采气工艺的现状问题及研究方向
2.1 排水采气
在排水采气方面, 一者目前其的低压低产气井携水能力较差, 易在井底形成积液, 仅通过现阶段的泡沫排水技术无法彻底解决这一问题;其次亟需研究针对低产能较高气井和高产水量气井的有效技术, 以满足这两类气井的开采要求。
2.2 气层改造
在气层改造方面, 一者目前亟需研究耐高温、破胶彻底、易返排、伤害小的压裂工作液, 以满足深层气层、致密气层以及特殊岩性气层的压裂需要;其次亟需研究耐高温、高压且一次性能够压至少两层的压裂管柱;三者需要优化压裂方法, 以满足深层火山岩等的压裂需求;再者还需进一步研究二氧化碳及氮气泡沫压裂技术。
2.3 气层堵水
在气层堵水方面, 一者需要研究耐高温及抗15MPa以上压差的化学堵剂, 以适应深层气井堵水的需要;其次需要研究耐高温及耐35 MPa以上压力的工艺管柱。
3 结语
综上所述, 天然气是一种自然能源, 其在未来的能源战略中具有重要的地位和作用。为了满足实际需要, 必须要加强对低渗透气田的开采, 而为了提高低渗透气田的采气效率, 则必须要加强对低渗透气田采气工艺理论的研究, 并通过实践验证, 找出关键问题, 提出解决措施。
摘要：近年来, 随着能源事业的发展, 天然气开采工程愈发扩大, 同时低渗透气田的开采也愈发受到重视。我国有很多气田都属于低渗透及低产砂岩气藏, 对于这类气田的开采具有一定的难度, 为了更好地开采这类气田, 我国近十几年来不断研究和完善相关采气工艺, 目前已经研发出了排水采气、气层改造以及气层堵水等一系列低渗透气田采气工艺, 它们给我国低渗透气田的开采提供了很大的助力。本文主要针对低渗透气田采气工艺理论进行了研究。
关键词：低渗透气田,采气工艺,工艺理论,天然气
参考文献
[1]郭平, 景莎莎, 彭彩珍.气藏提高采收率技术及其对策[J].天然气工业, 2014, 02:48-55.
[2]张明禄, 樊友宏, 何光怀, 张宗林, 田建峰.长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向[J].天然气工业, 2013, 08:1-7.
低渗透油气藏钻井工艺技术与应用 篇3
关键词：低渗油气藏,水平井,MRC,欠平衡
低渗透油气藏开发正成为我国油气储量接替和能源供应的主要阵地, 其勘探开发活动呈现出强劲的发展趋势。我国低渗透油气藏极为丰富, 其资源量约占全国石油总资源量的30%。到2007年底, 我国已探明低渗透油气藏 (储层渗透率<50×10-3μm2) 地质储量63.2×108t, 占全部探明地质储量的28.1%。已动用地质储量为31×108t, 占全部动用地质储量19.4%。未动用地质储量中, 低渗透油气藏占49.5%, 广泛分布在油田勘探开发的各个油区, 而有的油区低渗透储层是主力油层。由于低渗透油藏自身的特殊性, 给勘探开发工作带来更大的困难、提出更高的要求, 使钻井作业面临更大的挑战。
1 低渗透油气藏开采特征
低渗透油气藏在开发中存在的主要特征表现在:一是自然产能低, 一般需要进行储层改造;二是天然能量不足, 地层压力下降快;三是低压低渗或衰竭油气藏的高效开发和储层保护问题突出, 产量递减快, 无稳产期低渗透油藏传导性差, 油井产量递减快;四是见水后无因次采液指数、采油指数随含水上升大幅度下降;五是受压裂裂缝的影响, 含水上升速度快;六是国内低渗透油气藏储层物性差, 储量丰度低, 开发方式相对单一, 制约了整体开发效果, 部分区块埋藏较深, 加上储层呈现平面和层间的非均质性, 利用复杂结构井开发时, 钻井轨迹控制和有效钻穿储层难度大。
2 低渗透油气藏钻井工艺技术
2.1 水平井钻井技术
20世纪90年代以来, 水平井钻井技术已发展得相当成熟, 大规模应用于包括低渗透油藏在内的不同类型油气藏, 取得了非常显著的经济效益。随着水平井钻井技术在各类油气藏的推广应用, 其优越性已经得到全世界的公认。就低渗透这种特殊油藏而言, 更有其独特和明显的优势:一是在低渗透油气藏中水平井眼作为水力压裂的替代选择, 可起到横穿油藏的流道的作用, 从而大大提高油层的泄油能力;二是水平井改变了井筒与油藏的接触方式, 从而改变了井眼附近流动状态, 减小了流动阻力, 其生产剖面具有很强的泄流能力;三是水平井大大提高了钻遇裂缝体系的几率, 从而降低了钻井的风险系数, 单井控制泄油面积大, 产量高, 井数少, 实现少井高产。
2.2 MRC技术
以多分支水平井钻井完井技术为基础的MRC (Maximum Reservoir Contact:油藏最大接触位移) 技术是在常规水平井技术的基础上发展起来的极富有挑战性的新兴技术, MRC井主井眼与分支井眼全部是水平钻成的, 它可以从一个井眼中获得最大的水平位移, 在相同或不同方向上钻穿不同深度的多套油气层[3], 在油层中多分支水平井可以是新井, 也可以从老井内侧钻而成。实践表明MRC技术是开发低渗透油气藏经济有效的手段, 其主要技术优势主要表现在以下方面:
a.MRC井可以进一步增加井眼与油藏的接触面积, 加大泄油面积, 改善油藏动态流动剖面, 从而提高油气采收率。
b.MRC井适用于各种油气藏的经济开采。可有效地开发低渗透油藏、稠油油藏、天然裂缝性致密油藏以及非均质油藏等。
c.用MRC井开发油田, 可减少开发井数量, 从而减少了地面工程和管理费用, 在海上可减少平台数量或减少平台井口槽数目, 缩小平台尺寸, 或改用轻一级平台, 大幅度节省投资。
d.在一个主井眼或可利用的老井眼, 在需要调整的不同目标层, 钻多个分支井眼或同一层位钻分支井眼, 减少了无效井段, 使钻井工作量、钻井时间和作业成本都相应地减少, 而使单井产量提高。
e.钻MRC井可提高油田开发的综合经济效益。从主井眼或老井眼加钻分支水平井眼, 提高了在油藏内所钻的有效进尺与总钻井进尺的比值, 降低了“吨油成本”。所以, 多分支水平井是一项能降低“吨油成本”的创新技术。
目前, 胜利油田应用MRC技术已经在中高渗油气藏中成功应用了7口井, 单井产量是邻井的3倍以上, 取得了显著的经济效益, 也积累了丰富的施工经验, 为该技术在低渗透油气藏中的成功应用提供了铺垫。
2.3 欠平衡钻井技术
国外应用欠平衡钻井技术开发低渗透油田起步较早, 早在20世纪50年代就有在低渗透油藏采用空气钻井的先例。进入20世纪90年代以来, 欠平衡钻井技术得到进一步发展, 根据油藏特性参数及地面设备、井下工具的配备状况, 气体钻井、泡沫钻井、充气钻井液钻井、边喷边钻等技术相继用于相适宜的低渗透油气藏的开发, 收到良好的效果。
近年来, 国外把欠平衡与其他钻井技术结合起来开发新老油田的势头日益增加, 如欠平衡加水平井、导向钻井, 用来提高勘探的成功率;欠平衡加水平井、多分支井、超长水平井, 用来提高开发效率;欠平衡加连续管钻机、老井加深、老井侧钻、小井眼技术, 用于老油田改造挖潜;欠平衡加超长水平井、多分支水平井, 用于特低渗、强水敏油气田增产改造, 部分代替水力压裂。钻井工艺和井控技术的进步, 已使欠平衡钻井技术成为油气田开发的一种既安全、又经济的手段, 尤其是对低压低渗透油藏。目前, 大力开发新工艺、新技术已成为经济有效地开发低压低渗透油藏的迫切需要, 而欠平衡钻井以其自身的独特优势, 展示了良好的应用前景。
3 应用实例
3.1 腰平1井
腰英台气田营城组火山岩18块岩芯样品物性分析统计显示, 孔隙度4.7～8.6%, 平均为7.47%;渗透率为0.02～0.13×10-3μm2, 平均渗透率为0.10×10-3μm2, 属低孔、特低渗储层。2007年, 腰英台气田第一口水平井腰平1井顺利完钻, 水平段长480m, 采用欠平衡钻井方式, 最终试获日稳产50×104m3、日无阻流量195×104m3高产天然气流;2008年, 腰平7井又试获日稳产30×104m3、日无阻流量167×104m3高产天然气流, 为高效开发松南气田进一步奠定了资源基础, 探索了新路子。
3.2 CB1-1井
壳牌公司与中石油联合开发的长北气田取得了良好的低渗油气藏开发效果。该区块面积100km2, 储量1000×108m3, 地层平均孔隙度为5%, 平均渗透率为1～2×10-3μm2, 计划用35口分支井和18口水平井进行全面开发。其中, CB1-1井是实施的第一口井, 该井为双分支水平井, 第一分支水平段长1510m, 第二分支水平段1300m, 两个井眼均采用裸眼完井方式, 完井后试气获得了220×104m3/d的高产。2008年, 采用分支井钻井技术完成的CB4-1井测试日产量基本稳定在159×104m3/d, 测试期间最高日产量达到225×104m3/d, 投产后, 计划每天配产140～150×104m3/d, CB4-1井是第7口日产天然气百万方以上的高产井, 显示出了良好的开发效果。
从以上实例可以看出, 对于低渗透油气藏的开发, 水平井钻井技术、分支井钻井技术、欠平衡钻井技术的综合配套技术的应用提高了低渗透油气藏的开发效果, 低渗透油气藏动用储量不断增加, 整体开发水平得到大幅度提高。
4 认识与建议
低渗透油气藏的开发是一项涉及多专业、多领域、多部门的系统工程, 需要地质、油藏、钻井、完井、测量等多学科专家的协同工作, 统一协调各种有利的因素, 优化配套先进、实用、有效的钻井新工艺、新技术和新材料, 全面推进复杂结构井技术, 大力提高储量动用率和开发效益, 努力提高油气发现率和油气层保护率, 提高勘探开发效率。
参考文献
[1]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社.1997.
[2]李阳, 曹刚.胜利油田低渗透砂岩油藏开发技术[J].石油勘探与开发.2005, 32 (1) :123～126.
[3]沈平平, 江怀友, 赵文智等.MRC技术在全球油田开发中的应用[J].石油钻采工艺, 2007, 29 (2) :95～99.
低渗透油气田 篇4
1 储层四性关系
所谓“四性”关系是指储层岩性、物性、电性及含油性之间的关系, 研究的目的是确定适合该油田的测井解释模型、解释方法与解释参数, 为后面的多井解释奠定可靠基础。关键井的选取原则依据取心井段长、取样密度均匀、有声波时差和自然伽马曲线的井。
在四性关系研究分析的基础上, 对目标区块不同层位、不同油组建立了相应的解释模型, 并回归出了相应的公式, 以下是孔隙度、泥质含量、渗透率的计算公式, 公式中Φ—岩心孔隙度;Φ'—用声波时差计算的孔隙度;sh—岩心泥质含量;k—岩心渗透率;—自然伽马相对值。
Φ=AΦ'+B
A、B为系数;
sh=XeeYGR'
X、Y为系数;
Lgk=-Z-QLgsh+TLgΦ
Z、Q、T为系数;
2 岩性、物性及含油性的评价分析
2.1 岩性参数的确定
在课题的研究中, 目标区块分断块、分层组作了自然伽马相对值与岩心分析泥质含量关系图版, 从图1中可见随着自然伽马相对值增加, 泥质含量呈指数递增关系。
2.2 物性参数的确定
物性参数主要是孔隙度和渗透率。这两个参数求取的准确与否, 直接影响到解释结果的精度, 利用数据回归的方法重新建立了孔隙度、渗透率的求取方法。
2.3 含油性参数的确定
标准水层对比法:首先, 在解释层段从测井曲线上找出渗透层, 并将岩性均匀、物性好、深探测电阻率最低的渗透层作为标准水层。然后, 将解释层与标准水层比较, 凡电阻率大于3-4倍标准水层电阻率者可判断为油气层。进行比较的解释层和标准水层在岩性、物性、水性方面必须具有一致性。
径向电阻率法:采用不同探测深度的电阻率曲线进行对比的方法, 它依赖于储集层的泥浆侵入特征, 从分析岩层的径向电阻率变化来区分油、水层。一般情况下, 油 (气) 层产生减阻侵入, 水层产生增阻侵入。此时, 深探测视电阻率大于浅探测电阻率者可判断为油 (气) 层, 反之为水层。与标准水层法相比, 径向电阻率法在很大程度上克服了岩性、物性等变化造成的影响。但在使用径向电阻率法识别油 (气) 层时要注意: (1) 为突出径向电阻率的变化, 用于互相比较的不同探测深度的电阻率曲线, 应具有相似的纵向探测特征, 即井眼、围岩影响要相似, 因此, 最好采用具有纵向聚焦的测井系统, 如深、浅感应或深、浅侧向测井曲线的对比; (2) 油 (气) 层在Rmf/Rw比值较大的情况下, 也可能造成增阻侵入。
3 油气水层判别标准的建立
建立油层的岩性、物性及电性标准是作好解释工作的关键, 大港油田开发时间较长因此测井系列多变, 另外该油田断块多、断层多、含油层位多, 油气藏埋深变化范围大岩性多变, 因此有些区块油气水关系也比较复杂, 储层油水关系的研究主要内容是确定油田油气水关系划分标准, 因此按不同测井系列、不同断块、不同含油层位进行储层分析及油气水标准的确定。通过作AC (声波时差) —RT (深电阻率) 关系图版可以确定油气水层的解释标准。
例如, 以马东油田为例, 通过区块整体评价, 对板0油组进行了重新认识将周围生产井进行多井对比分析, 根据构造及对比分析重新确定油水层。通过多井对比分析后得出如下结论:高部位的港深16-16井板0的18-20号层由于钻井泥浆侵入的影响造成电阻率降低, 因此原综合解释为水层, 而低部位的港94井和港深11井通过试油, 已经验证了板0这套储层为油层。根据试油、生产动态资料结合测井资料, 港深16-16井的18-20号层现改为油层, 港深18-18井11、12号层由原来的水层改为油水同层, 这样使板0的解释更为合理, 符合油藏规律。而向更高部位的港深14-14井由于岩性变差已致砂体尖灭。
在目前的低渗透率高含水地层储藏油气评价中, 人们还只是简单的沿用中低渗透率高含水地层储藏油气的评价方法或采用单一参数及方法作为评价的手段, 而没有形成完整的、系统的低渗透率高含水地层储藏油气评价方法。因此有必要形成一套完整的、系统的、低渗透率高含水地层储藏油气评价方法。引入测井相关参数, 通过对岩性、物性、含油性参数相关性的综合研究, 结合试油测试结果, 建立录、测井油气水层综合解释评价图板, 形成了现场半定量化快速综合评价方法。该方法将是一个有效的方法。
参考文献
[1]王香增, 黎永, 白运台, 李星星.低渗透率高含水地层储藏油气评价技术及应用[J]测井技术, 2004
[2]杨双定.鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术[J]天然气工业, 2005
[3]胡文瑞.中国低渗透油气的现状与未来[J]中国工程科学, 2009
低渗透油气田 篇5
大规模压裂加砂量60m3以上, 注入液体500m3以上, 泵注时间两小时以上, 是常规压裂的2~3倍, 要求压裂液有更好热稳定性和携砂能力, 抗滤失能力。由于注入压裂液量大, 为防止对地层二次伤害, 与地层的配伍性更好, 表界面张力更低, 有助于返排。采用变粘、分段破胶工艺, 以缩短压裂液在地层中滞留时间, 若辅助气体增能排液工艺, 更会提高施工效果。
1 压裂液温度剖面研究
压裂过程中地层温度随着压裂液注入逐步降低, 裂缝地层温度随着注入时间和体积变化, 根据低渗透油藏储层压裂过程中温度场变化规律, 绘制出不同的地层温度剖面, 处于裂缝前沿的压裂液温度始终最高, 后续注入的液体对地层裂缝面有较大的降温作用。
2 变粘度压裂液体系技术
大规模压裂液体注入时间长, 由于压裂液的降温作用, 不同阶段压裂液所接触的裂缝壁温度相差较大, 同时各段压裂液的作用不同, 配方采用高、中、低温三种液体体系, 前置液为高温体系 (80~120℃) , 注重压裂液的耐温抗剪切性, 用于压开地层充分造缝和降低地层温度;携砂液注重其携砂性能, 高温压裂液的热稳定, 除选择合适的稠化剂和交联剂外, 还使用添加热稳定剂的方法。热稳定剂包括缓冲剂和凝胶稳定剂。携砂液分为两段, 前期采用中温体系 (60~80℃) , 后期采用低温体系 (≤60℃) , 液体工艺上采取延迟交联、梯度变粘技术和分段破胶技术以保证施工中压裂液的整体性能。主要性能指标见表1。
3 低滤失压裂液体系技术
实验表明在压裂液中加入降滤失剂可使滤失系数降低20~30%左右, 一方面可提高液体工作效率, 造长而宽的裂缝, 提高加砂可靠性, 另一方面减少滤液侵入对地层的伤害。
影响滤失性能的主要因素: (1) 基液类型; (2) 降滤失剂、稠化剂类型和浓度; (3) 地层渗透率和温度。滤失性能以初滤失量和滤失系数表征, 不同的降滤失剂控制初滤失量和滤失系数的能力不同。常用降滤失剂有柴油、油溶性树脂和硅粉。在徐家围子压裂液方案中选用了柴油作为降滤失添加剂, 并辅以WLD烃分散剂以保证在施工及配制过程中柴油能够均匀分散在压裂液体系中, 效果明显。
4 低摩阻压裂液体系技术
深层压裂难点是压裂液在井筒流动距离长、摩阻高, 导致地面泵压高。为解决这一难题, 研制开发了无机硼高温延迟交联剂, 该交联剂通过在水基压裂液中, 缓慢释放出所含的无机硼, 将植物胶交联起来, 最后达到较高的粘度。并可通过调节pH添加剂的浓度, 控制交联速度, 延迟交联时间大于1 0 m i n, 降低摩阻。
为了适应不同温度下的深层压裂要求, 经室内研究和评价, 形成了130~180℃系列压裂液体系, 见表2。经现场应用证明, 具有良好的降阻效果, 见表3。
5 分段破胶压裂液体系技术
处于裂缝前沿的压裂液温度始终最高, 对压裂液的耐温性能要求最高, 后续液体所需粘度要低, 加砂状态下, 通过调整交联比及破胶剂浓度使压裂液的耐温性、携砂性及破胶性相匹配。1) 、通过调整基液和交联剂的比例, 调整压裂液的粘度和耐温性及携砂性。2) 、采取程序调整注入破胶剂量, 破胶剂用量的多少直接影响压裂液的破胶速度及支撑剂沉降的剖面。因此, 沿着温度剖面及注入砂比的变化, 以及返排液体的需要, 通过破胶剂加入程序变化而实现。
6 增效助排配套技术
地层压力系数相对较低的油井压裂, 快速返排, 减少压裂液滞留时间, 避免油层二次伤害, 一直是人们关注的问题。国内外应用了泡沫压裂液技术, 取得较好的效果。由于泡沫压裂液的密度低, 摩阻较高, 地面泵压也随之升高, 增加了深层大规模压裂的难度。为实现快速返排, 结合现场实际, 研究应用了高效助排液和多功能处理液。其原理是, 高效助排液可产生氮气, 多功能处理液一方面可以起到疏通地层孔隙作用, 另一方面对支撑带具有良好的净化作用。应用增效助排配套技术技术, 返排率明显提高。见表4。
7 氮气伴助技术
地层压力低、排液困难的井层, 可以在前置液中伴助氮气, 通过在前置液中加入适量的起泡剂, 氮气和前置液可均匀地混合成具有一定泡沫质量的泡沫压裂液, 泡沫压裂液不但具有较低的滤失性, 更主要的是氮气的体积膨胀使其具有增能助排的功效, 利用氮气体积的膨胀, 可以把注入到地层中的压裂液携带出地面, 提高返排率, 在苏10区块的氮气助排应用过程中, 使压后放喷的自然返排率在80%以上, 不但减少了下泵排液的作业环节, 也减少了压裂液对地层的伤害, 见表5。
8 强制闭合快速返排技术
采取强制放喷工艺技术, 在保证储层不吐砂情况下, 充分利用压裂液在裂缝内形成的“高压区”能量, 在关井0.5h左右, 低排量放喷使压力下降裂缝闭合, 尽快排出储层内液体, 减少压裂液在储层滞留时间, 同时采用气体增能辅助排液工艺, 更会提高返排率, 2006年在苏10块施工70多井次, 均采取强制闭合快速返排技术, 取得较好的效果。
9 支撑剂段塞技术
一是加砂前支撑剂段塞技术, 主要消除裂缝在近井筒的扭曲;在前置液中加入粉砂, 不但起到降滤失作用, 而且也起到对近井筒扭曲的打磨作用, 二是加砂后段塞技术, 主要是出现砂堵征兆时采用, 这时停止加砂, 进行顶替, 利用前期支撑剂段塞堵塞作用, 继续注入前置液, 蹩起高压, 迫使裂缝变宽, 或延伸出新裂缝, 后继续注入携砂液, 从而提高导流能力。在阜新煤层气井的压裂改造过程中, 均采用支撑剂段塞二次加砂技术, 从而达到改造规模。
1 0 支撑剂多粒径组合技术
深井压裂支撑剂的选择, 要满足强度高、破碎率低, 能形成一条高导流能力的裂缝。支撑剂强度低, 部分破碎颗粒运移, 以及支撑剂粒径选择不当会影响裂缝导流能力。为提高加砂规模, 增大支撑缝长和支撑带导流能力, 先加入粒径为0.40mm~0.70mm支撑剂, 再加入0.45mm~0.90mm的支撑剂。由于支撑剂在裂缝中的运移并不是段塞式的, 前段加入的小粒径支撑剂将有一部分不能被携带到裂缝远处, 而与后段加入的大粒径的相混合, 而影响导流能力, 为此室内对混入部分小粒径的支撑剂组合进行了导流能力和渗透率的测试。测试结果见图4。从测试结果看在0.45~0.9mm粒径组合的支撑剂中混入10%的0.4~0.7mm粒径组合的支撑剂, 对导流能力影响不大, 随着混入量的增多, 影响增大, 但是大于0.4~0.7mm粒径组合的支撑剂的导流能力。当在0.45~0.9mm粒径组合的支撑剂中混入20%的0.4~0.7mm粒径组合的支撑剂, 在50MPa的闭合压力下导流能力下降18.4%。因此在深井压裂施工中, 要优选支撑剂粒径组合, 达到保证压裂施工成功的同时, 又保证了裂缝的高导流能力。
1:0.45~0.90mm中密度支撑剂导流能力曲线
2:0.40~0.70mm中密度支撑剂导流能力曲线
3:0.45~0.90mm混合10%的0.4~0.7mm中密度支撑剂导流能力曲线
4:0.45~0.90mm混合20%的0.4~0.7mm中密度支撑剂导流能力曲线
结论
1) 、延迟交联压裂液, 延迟交联时间1 0 m i n以上, 能满足130℃~180℃深井低渗透油藏压裂工艺要求。
2) 、助排技术应用提高了液体返排率, 减少了压裂液对油藏的伤害。
3) 、变粘度高中低温压裂液综合应用, 既保证压裂液携砂性能, 又保证破胶彻底, 提高返排率。
4) 、分段破胶强制闭合快速返排压裂工艺技术的应用, 保证了同一基液性能的压裂液在存在温度梯度剖面的条件下破胶彻底, 强制裂缝闭合, 抑制支撑剂回流, 利用泵注过程产生的地层能量, 提高返排率。
5) 、支撑剂段塞技术的应用, 增加了加砂规模, 保证人工裂缝得到饱充填, 提高裂缝导流能力。
6) 、支撑剂多粒径组合技术, 增大加砂规模, 既保证压裂施工的成功, 又保证支撑裂缝的导流能力。
参考文献
[1]J.L.吉德利 (美) 等著, 蒋阗等译.水力压裂技术新进展.石油工业出版社
[2]4M.J.埃克诺米得斯、K.G.诺尔蒂 (美) 等著.油田增产措施.石油工业出版社
油气田企业低碳会计应用探讨 篇6
(一) 低碳经济是低碳会计产生的基础
低碳经济是以低能耗、低污染、低排放为基础的经济模式, 其实质为高能源利用效率和清洁能源结构问题, 核心是能源技术创新、制度创新和人类生存发展观念的根本性转变。任何经济模式都离不开资本运作与资金周转, 为了核算、监督和分析企业在低碳经济模式下所进行的资本投入、成本发生和收益的取得, 需要引入低碳会计的概念。低碳会计在低碳经济模式下应运而生, 它作为一种计量的手段和方法, 对企业用于低能耗、低污染、低排放的资金投入进行核算与分析, 以达到综合反映财务状况、经营成果、现金流量和低碳效果的目的。低碳会计突出核算企业自然环境成本, 在提高企业自身直接效益的同时, 更注重企业的社会效益和环境效益, 从而全面监督反映经济效益、社会效益、环境效益。
(二) 低碳会计的特点
低碳会计区别于传统会计的显著特点是增加了自然环境内容, 特别重视自然环境与会计实务的结合。低碳会计事项可以分为宏观事项和微观事项。宏观低碳事项是国家从宏观国民经济角度出发而进行核算事项, 如每单位自然资源相对于国民经济的成本、环境污染所造成得社会成本等;微观低碳事项主要是企业层面的, 企业为履行低碳责任而形成的经济事项, 如企业的低碳资产是企业为开展低碳工作而准备的物资基础。本文所讨论是微观即企业低碳会计事项的确认。低碳会计事项的确认可以基本沿用传统会计的定义, 即对会计的六大要素 (资产、负债、所有者权益、收入、成本、利润) 分别转换成低碳资产、低碳负债、低碳所有者权益、低碳收入、低碳支出等。
(三) 低碳会计对油气田企业各费用要素的确认
低碳会计事项确认的核心问题是在企业的各项经济活动中确认哪些是与企业低碳业务相关的经济事项, 其最终目的是确定在低碳会计报告中所报告和披露的内容。为了达到这一目的, 需要对各相关资金费用要素进行归集和分类, 并分别确认和计量。
一是低碳资产的确认。低碳资产是指企业用于低碳治理与低碳保护的资产, 是符合资产确认条件而被资本化的低碳成本。企业为履行低碳责任必须投入资金形成一定的物资与设备, 这是源头治理的关键。低碳资产主要包括低碳固定资产、低碳无形资产及低碳长期待摊费用等形式。 (1) 低碳固定资产。油气田企业用于治理污染的机器设备, 专门的治污场所如废气净化装置、污水处理厂等, 监测低碳变化情况的仪器设备, 低碳工作部门的办公楼、办公设备等, 以及企业低碳方面的在建工程等都属于低碳固定资产的范畴。 (2) 低碳无形资产。油气田企业为履行低碳责任而购入或自行研发的专利技术、专有技术等属于低碳无形资产的范畴, 如某采油厂自行研发的天然气回收装置已申请国家专利, 可以将其列为低碳无形资产。 (3) 低碳长期待摊费用。油气田企业因进行低碳清理或污染治理等工作所发生的费用如果受益期涉及当前和以后多个会计期间, 需要在多个会计期间进行摊销, 则列为低碳长期待摊费用。
二是低碳负债的确认。低碳负债是企业因过去的低碳事项形成的, 需在未来以资产的流出或者劳务的提供来履行的义务。油气田企业在确认低碳负债时与其他企业类似, 主要包括低碳应付账款、低碳应付票据、低碳其他应付款、低碳应付职工薪酬、低碳应交税费、低碳长期借款和长期应付款、低碳预计负债等。需要说明的是, 对于油气田企业来说, 低碳长期借款和低碳长期应付款的借方对应的会计要素往往是银行专门借款或资产;低碳预计负债主要是指油气开发企业与低碳事项有关的、到期承担恢复环境义务的油、气井的弃置费, 在确认油气资产时应该对弃置费进行合理估计, 并按其现值计入油气资产的成本;其他低碳负债的借方对应的会计要素一般为成本费用, 如人工成本、排污费等。
三是低碳所有者权益的确认。与低碳事项有关的所有者权益的变动主要在资本公积科目下反映, 油气田企业接收到的环保组织、其他企业或个人的无偿捐赠, 确认为低碳资本公积。
四是低碳成本和低碳收益的确认。低碳成本是与低碳事项有关的费用化支出。油气田企业为实现节能减排、保护环境的目标而发生的支出均可以列为低碳成本。油气田企业利用三废生产并销售非主营业务产品所得的收入, 低碳资产使用寿命到期终止确认时处置资产产生的收益。前者作为低碳其他业务收入, 后者作为低碳营业外收入。具体如表1所示:
二、油田企业低碳会计例案
(一) 胜利油田在节能减排方面的业绩
一是节能工作坚持科技进步、精细管理、目标监督考核一体化, 围绕“精、准、细、严”做文章, 实施节能技术改造项目, 形成节油能力8081吨/年、节气能力500万m3/年, 节电能力6164万kwh/年。通过扎实工作, 全年每吨油气综合能耗控制在91.8千克标煤之内, 万元工业产值综合能耗0.36吨标煤, 全面完成了节能任务指标。二是严格落实环保责任制, 全力推进重点污染治理攻坚。共间断关停高含水井289口;对454口高含水油井实施堵水、补孔等措施, 控水稳油;同时, 优化注水, 消化多余污水, 在2008年的基础上又减排采油污水438万吨, 建设完成1座处理能力5万吨的油泥砂焚烧装置、4座洗砂装置和2座污泥调剖回注站, 形成年处理油泥砂约12万吨的能力开展自备电厂二氧化硫治理, 脱硫效率达到95%以上, 年减排二氧化硫6万多吨。三是大力发展循环经济。加强新建项目环保评价及管理, 积极开展煤代油、地热能源的推广应用, 加大网电钻机的改造力度, 积极推进燃料结构调整。利用油田自备电厂, 实现了区域化、规模化热电联供, 替代了100多台锅炉, 节约了燃油, 改善了大气质量;油田还积极推广油水井带压作业新技术。油田利用化学吸收法, 将自备发电厂燃煤烟气中的二氧化碳进行捕集、提纯、液化。装置投入运行后, 全年能够捕集、液化二氧化碳3万至4万吨, 成为目前国内最大的燃煤电厂烟气二氧化碳捕集纯化装置。捕集处理后的二氧化碳纯度达99.5%以上, 既减轻了环境污染, 又增产了原油。
(二) 胜利油田发展低碳经济存在的问题
一方面, 胜利油田是一个开发生产了46年的老国企, 肩负产能和节能双重压力, 作为全国原油生产第二大油田, 其首要任务还是要保证油田原油稳产, 为全面建设小康社会“加油”, 但从目前看, 这一基础还不够牢固。由于胜利油田勘探、开发难度大, 同时, 其开发建设46年来, 受资源采掘业自然递减规律影响, 在勘探开发上面临着许多实际困难, 突出表现为资源接替阵地不足、稳产基础不牢。勘探上, 尽管每年都能探明1亿吨石油地质储量, 但大都是埋藏深、地表条件差、品位比较低的资源, 开采难度很大。开发上, 主力油田的综合含水已经达到91.5%, 含水90%以上的油井已超过一半, 目前油田平均单井产量只有3.6吨, 虽然在高油价下还有效益, 但经不起任何风险。能源企业是落实政府要求、降低碳排放量的主体, 对资源采掘业而言, 开发与环保永远是矛盾的共同体。胜利油田更是如此, 如采油污水处理, 在综合含水达到90%的情况下, 每采1吨油, 就会采出9吨污水, 油田要稳产, 就要多提液, 液量越大、污水越多, 如何将其消化掉难度较大。另一方面, 受主、客观因素影响, 近年油田吨油完全成本也在不断增长, 盈利能力和空间下降, 油田经济有效生命缩短是胜利油田必须面对的现实。由于地方不断提高粮田补偿标准, 由648元/亩增至1280元/亩。油气管线腐蚀严重, 穿孔、破裂以及盗油、盗气等造成青苗补偿费用大幅增加。同时安全环保标准提高, 导致环保费用支出大量增加。因此油田企业对于自然环境成本的影响在逐年加大, 采用低碳成本核算方式已成必然趋势。
低碳成本投资的独特性对油气田企业有着深远的影响。在传统会计体系下, 一般是先有财产所有权后有价格, 有了价格才能进行会计核算, 但空气、河流等对人类生活至关重要, 却没有所有权, 不能成为传统会计核算的内容, 企业并未将这些对象的使用和损害记入经营成本。为了解决该问题, 低碳会计赋予环境资源以价值和价格, 对其损耗予以补偿, 用会计核算出来的数据充分反映环境资源的有限性和稀缺性, 从而使油气田企业的经营活动与社会的宏观利益对接, 迫使企业将经济效益、社会效益和生态效益综合起来考虑, 用以实现经济的低碳化可持续发展, 即实现低碳经济发展目标。低碳会计核算和计量的是与低碳事项有关的经济业务, 是油气田企业总成本投资的组成部分。由图1可看出, 油气田企业要妥善处理低碳成本投资的比例构成, 在保证完成生产经营任务的前提下合理安排低碳成本与投资。
三、油气田企业低碳会计策略
(一) 宏观层面
一要在转方式、调结构的过程中夯实资源基础。对油田这种资源采掘业来说, 油气资源是油田赖以生存和发展的保证。勘探上要坚持新区与老区并重, 石油与天然气并举, 打好老区保卫仗和新区进攻仗, 着力打造资源丰厚的油气根基, 着力打造中国石化上游长板。二要在转方式促发展的过程中提升运行质量。国资委对中央企业全面实施了企业增加值考核, 油田企业将以此为方向, 调整完善油田绩效考核办法, 促进油田发展精细化。三要在转方式促发展的过程中推动科技进步。作为资源采掘业, 油田每一次大的发展都与重大理论和关键技术的突破息息相关。按照“完善推广一批、攻关突破一批、研究准备一批”的工作思路, 从基础研究、技术攻关、推广应用、战略储备四个方面入手, 创新形成先进适用、经济高效、具有油田特色的勘探开发配套技术系列, 增强油田核心竞争力和可持续发展能力, 实现由传统技术输入型企业向自主研发型企业的重大转变。四要在转方式促发展的过程中打造生态油田。要深入开展“我要安全”和“安全环保责任提升年”活动, 健全安全生产、清洁生产的责任制和问责制, 不断促进本质安全和长效安全;强化海上、滩海陆岸安全监管, 坚决防范不安全事故和水体污染事故发生, 努力打造平安油田、绿色油田、生态油田。
(二) 微观层面
一是加大对低碳会计的宣传和教育力度。低碳会计与环境问题和社会问题密切相关, 对人类社会可持续发展具有重要意义。所以在实际工作中要把发展经济与环境保护有机地联系起来, 力求做到两者互相促进共同发展, 即发展低碳经济。实现低碳经济、运用低碳会计, 油气田企业必须切实抓好生产中几个重要治理的环节。首先是源头治理, 即减少高碳能源的使用, 开发可再生能源。该环节主要涉及低碳资产的初始投入, 并伴有一定的研发费用支出, 由于是投资阶段, 因此需要大量资金;其次是过程治理, 即生产中实施节能措施。该环节主要涉及低碳成本的发生, 资金投入相对创建资产较小;最后是终端治理, 即二氧化碳等污染物的捕集、储存和加以利用。具体到经营管理工作就是要认真做好节能降耗工作, 将节能目标任务逐级分解, 落实到每个部门、用能单位, 落实到电力、热力、原油、原煤等实物量上, 纳入经营业绩考核;要强化节能过程管理, 开发了能源消耗及节约统计分析模板, 做到月度有统计、季度有排名、半年有考核、年度有兑现;要加快减排工程实施进度, 推进采油污水减排;要积极推进环保隐患治理项目实施。二是培训企业财会人员。使财会人员充分了解和掌握低碳会计基本方法, 从而保证低碳会计实务工作的顺利开展, 做到国家有关环境政策能够被油气田企业正确执行。三是关注企业会计准则修订与变化, 适时制定油气田企业低碳会计准则。
低碳经济给石油石化行业既带来了挑战, 又带来了发展机遇。石油石化行业的低碳化发展, 必将促进我国能源利用和经济的可持续发展。越早越快发展低碳经济, 越有利于在将来的全球化竞争中占据主动地位。低碳会计以其多元化的计量手段及属性, 依据相关社会环境法律、法规, 分析社会经济发展与自然环境资源之间的有机联系, 为有关决策者提供大量的环境信息, 并以其独有的前瞻性和实效性, 对油气田企业低碳经济的实现必将起到巨大的推动作用。
参考文献