二氧化碳增产技术的领跑者(图)

  ——北京百利时能源技术股份有限公司发展纪实

  [中国石油报2019-07-26]

  前置蓄能压裂施工现场

  北京百利时能源技术股份有限公司创建于2010年7月，总部位于北京市朝阳区望京科技创业园。公司以科技创新为依托，严格按照现代企业管理制度组建和管理的现代化企业，专业从事创新型的油田技术服务和油田化学品的创新研发，形成了以“二氧化碳增产技术体系”“加强型可循环微泡钻井液体系、完井修井液体系及油层保护剂体系”“多介质稠油水平井高温控水增油技术体系”等为代表的核心技术体系，拥有发明专利与实用新型专利共22项，软件著作权6项，取得专业ISO9001质量体系认证和QHSE质量环保安全认证。2012年公司获得国家高新技术企业认证和北京市中关村高新技术企业认证，2013年取得北京市瞪羚企业资质，2016年10月公司挂牌“新三板”。公司拥有一批高素质管理人员、专业技术人员和专业化的施工队伍。目前员工总数65人，其中博士后1人、博士3人、硕士3人、本科10人；专业高级职称4人，专业中级职称11人，专业技术人员12人。具备地质油藏模拟分析、工艺方案设计及现场施工能力。公司拥有的二氧化碳专业设备规模处于国内一流水平，目前，年施工能力在200口井以上。
  致力于增产工艺体系化
  与常规压裂对比，二氧化碳增产技术具有储层保护和高效改造的双重优势。公司致力于打造国际一流的二氧化碳一体化油田增产技术服务，在压裂细分市场占据重要地位。近年来，公司在中石油吉林油田、新疆油田、塔里木油田、冀东油田、辽河油田、大庆油田与中石化江汉油田和胜利油田等区块进行二氧化碳增产技术服务，凭借优良的服务质量和效果获得了客户单位的高度评价。公司依据多年的研究与实践经验，形成一整套针对不同类型的油气藏二氧化碳增产技术工艺，其中包括二氧化碳压裂增产技术（增能助排压裂、泡沫压裂、前置蓄能压裂、化学剂辅助混相压裂、纯干法压裂）、二氧化碳近井筒处理技术（复合解堵、气举助排）、二氧化碳采油技术（吞吐、驱油）等。体系化的二氧化碳增产技术能针对性提高增产效率，实现油田高效开发。
  二氧化碳伴注助排压裂属于工艺相对简单的二氧化碳压裂技术，在吉林油田应用已经形成一定规模。公司于2011年-2014年期间，在吉林油田红岗等5个采油厂和长春等3个采气厂成功实施61口井，措施成功率100%，相对于常规压裂，其压后返排率平均提高34%。
  前置蓄能压裂是百利时能源应用最多二氧化碳压裂技术。2016-2017年期间，公司在吉林油田开展二氧化碳前置蓄能压裂共实施19口井，其中低压敏感性气藏实施13口井，见气10口井；低渗透油藏实施6口井，压后日增油10.7吨。公司在2017年12月8日在准东采油厂吉木萨尔稠油区块进行了新疆第一口二氧化碳前置蓄能压裂施工作业，措施后该井稳定产量达到5吨/天，超出吉003区块平均水平2倍以上，见油期由7天缩短为不到1天。后期相同区块3口井在二氧化碳措施后也均取得了良好的排液和产能效果。
  二氧化碳化学剂辅助混相压裂技术特别适合低渗透、强水敏、能量不足，原油黏度大、注水困难，油井产量递减快的油藏，在冀东油田和辽河油田取得了良好的应用效果。2018年至今在冀东油田实施的9口二氧化碳措施井，有7口井获得良好的产能，措施后产量为作业前5-10倍，改善了该区块一直处于供液不足、低液生产的局面。辽河油田沈2X区块高凝油储层，单井二氧化碳措施后平均日产油量6.6吨/天，达到措施前的13倍，截至2019年2月底累计产油量为719吨。
  二氧化碳纯干法压裂施工难度极大，多用于低压油气藏，强水敏、强水锁储层。公司在吉林油田、延长油田和苏东地区开展现场试验取得成功，并在吉林油田规模应用。吉林油田完成致密油藏（红87、让11区块）23口重复压裂井现场试验。对比常规重复压裂，致密油现场试验11口井，其中8口井压后日产油是常规重压的2倍以上。2018年7月在江汉油田实施的盐间页岩油干法压裂，是中石化第一口纯干法压裂井。在深度2700米的页岩油储层中，通过干法压裂取得了30吨/天轻质原油的初产效果。
  2012-2015年期间，公司二氧化碳复合解堵技术在吉林油田施工167口井，有效率超过90%，累计核实增油1.2万吨。2018年塔里木柯克亚区块凝析气藏二氧化碳解堵施工，作业后产量从不足1吨/天逐渐恢复至6.7吨/天，采气量也大幅提升；2018年7月在塔里木油田东河区块深井（6010米）致密砂岩解堵作业，解堵作业后，提升了地层的吸气能力，形成了区块规模性注氮气驱油的局面。
  2008年公司开始在吉林油田黑59和黑79区块开展现场试验，增油效果显著。黑59区块单井产量与水驱对比提高91%，采收率提高10.4%，累增油2.55万吨；黑79区块稳定注气11井组，单井产量与水驱对比提高31%，累增油1.61万吨，平均换油率可达1:1.8。
  着眼于节能减排前景广
  中国石油需求量的70%需要进口，国家能源安全对外依存度过高；同时，中美贸易战和全球经济、政治的复杂性使得保障石油安全迫在眉睫。国内油田增复产和新井增产面临巨大挑战。目前，大约70%新增储量的为低渗透油藏所贡献。对低渗透油藏、致密砂岩气、页岩气等非常规油气资源的勘探、开发已成为我国能源发展战略的重要方向。非常规油气成藏条件复杂，储集层物性普遍较差，开发过程中储层保护困难，开发难度较大。常规的大规模水力压裂的方式存在水资源用量大、污染大、环保压力大等诸多弊端。二氧化碳增产技术作为可以改善储层渗流条件和有效保护储层的增产措施已经得到了业内的认可。然而，二氧化碳在我国油田增产服务中占比不到2%，远低于美国二氧化碳增产服务比例，二氧化碳在油田开发中具有巨大的潜力。
  此外，二氧化碳增产不仅能满足油田开发的需求，还可以解决二氧化碳的封存问题和保护大气环境。2020年中国将开始履行巴黎协定相关二氧化碳减排义务，在能源紧缺和节能减排的双重背景下，二氧化碳增产技术必将成为改善油田开发效果和环境保护的重要手段之一。百利时能源作为二氧化碳油田应用方案主要提供商之一，可以在推动二氧化碳的循环利用方面贡献力量。
  2018年7月塔里木油田深井致密砂岩二氧化碳解堵作业，创造了二氧化碳作业井深世界纪录6010米。
  2018年8月国内第一口盐间页岩油二氧化碳纯干法压裂加砂。
  2018年12月中石油页岩油二氧化碳干法压裂加砂23米，创造了页岩油储层二氧化碳纯干法加砂纪录。
  2018年新疆油田单口水平井二氧化碳吞吐3900米，创造了国内单井最大二氧化碳注入量。
  2019年7月大庆油田和江汉油田首次实施水平井二氧化碳分段压裂试验。
  公司于2018年8月在冀东油田L1-2X井、G12X井进行二氧化碳化学剂辅助混相压裂改造，两口井在压裂施工前都面临低产液、中高含水、低能量，注入压力高，采出程度低，产量递减大，开发形势较差等问题。我公司技术团队分析认为两口井储层属于稠油聚集区，油水井间难以建立有效驱替关系，同时含有强水敏、强盐敏和地层能力不足等特点。采用化学剂辅助混相压裂技术，将二氧化碳和降黏剂、增溶剂、滑溜水以伴注方式注入地层，清洗裂缝，增加地层能量。L1-2X井压前0.7吨油/天，在二氧化碳化学剂辅助混相压裂改造后于2018年8月17日14:00安装3毫米油嘴放喷，油压9-2.1MPa，高峰期自喷产60吨油，稳定后产液8.07方，产油7.62方/天，目前平均产油5.57吨/天。G12X井措施前0.7吨油/天，压后油压5Mpa左右，自喷高峰期10吨油/天，目前平均产油4.5吨。