生物质能源基础及技术发展

2010-05-17　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

中原油田主探区东濮凹陷——一个走过三十多年勘探开发历程的复杂断块油田，在大的含油构造基本探明的情况下，年探明石油地质储量连续3年保持在1000万吨以上，勘探成功率从47%提高到53%，新探明储量可动用率从57%提高到94%。

[中国石化新闻网2008年8月5日] 经过多年的勘探，中原油田主探区东濮凹陷探区大的含油构造已探明，勘探对象开始逐渐向深层、构造复杂带、隐蔽型油气藏转移。剩余储量披着形形色色的伪装，分布在地下乱麻一般的断层之间，隐蔽在难觅踪迹的裂缝之中，考验着勘探工作者“拿着牙签剔肉”的智慧和韧力。有限的勘探资金，日益复杂的勘探对象，看东濮凹陷增储挖潜如何打破困局，确保勘探收益。

切合实际的工作思路：打有把握之仗，找可动用储量

甩开勘探失利，深层勘探未果。2003年前后，中原油田的勘探工作又一次站在历史和现实的交叉路口，面临新的抉择。油田于2004年调整勘探思路，提出了“收缩外围，集中老区，主攻中层复杂断块，探明可动用优质地质储量”的勘探方针。在勘探工作部署上，突出效益勘探理念，确立了“五个坚持”原则：坚持以老区为依托，找成藏条件好的；坚持以分层系评价为手段，找富集的；坚持以精细油藏解剖为核心，找落实的；坚持以效益为中心，找中浅层的；坚持以三维地震资料品质为基础，找把握大的。一言蔽之，打有把握之仗，找可动用储量。

2005年，中国石化新的储量套改方案出台：新的储量规范对上报探明储量有了更为严格的标准，更多的难动用储量被挡在了门槛之外。据此，中原油田新的勘探任务考核办法要求，勘探部门上报的探明储量须经开发部门认可，可动用率必须达到80%以上。东濮凹陷滚动勘探提出了“西部找缝，北部填空，南部修正”的工作思路：西部斜坡带以长垣、石家集等断层为主要背景，通过精细构造解释，理清断裂体系，刻画断裂带，在断缝中寻找油气富集块；北部中央隆起带以细分层系评价为主要手段，找漏、补缺、扩边，实现多层系含油的叠合连片；南部依据高精度三维地震资料重新解释成图，修正构造格局，解剖已知油气藏特点，评价挖潜目标，部署滚动井位。

勘探思路的调整为东濮老区剩余资源挖潜指明了方向。2005年~2007年，中原油田在东濮老区滚动勘探增储取得明显效果，探明石油地质储量2553万吨，天然气31亿立方米。与过去不同的是，这些新探明储量大部分集中在老区周边地带，属于中浅层油藏，可动用率大幅提高。2007年度油田上报新增探明含油区块25个，新增探明储量区块全部位于东濮凹陷，储量品位较高，可动用程度较高。新增的1039.28万吨探明石油储量中，已动用或可以动用975.18万吨，储量可动用率94%，当年就建成了一定规模的产能。

锲而不舍的工作态度：探井可以失利，认识不能落空 勘探难免会有失利。一口探井投入很大的人力和物力，目的绝不只在于获得多少储量规模，其更重要的意义在于提高地质认识，认清地下油藏的规律。近年来中原油田始终坚持将失利井分析评估列为勘探工作的一项重要内容，按照失利原因将失利井划分为地质类、物探类和工程类三种，并重点对地质类、物探类等两类非工程类原因，从油气源因素、储层因素、构造因素和油藏因素等四个方面进行深入分析，深化地质认识，为以后进行勘探部署积累了宝贵的经验财富。东濮凹陷逐步确立了老区复杂断块群、岩性—构造复合油气藏、前第三系等三大增储领域，勘探工作针对性大为增强。中原油田有针对性地建立了一套严密的预探井、评价井和滚动井井位论证评价标准，勘探提交井位，要求必须做到测网密度解释不够不上会、断层性质评价不准不上会、油气成藏规律不明确不上会。在井位论证中，细化风险因素，运用期望值和可靠性双因素模型法，实行专家打分，尽可能地量化论证参数，寻找风险边际值，规避勘探风险，提高勘探成功率和勘探效益。在滚动井井位的部署上，准备多套预案，切实做好钻探动态分析工作，对失利的井位进行侧钻，提高钻探成功率。老井复查也是中原油田勘探工作者提高勘探认识的有效途径。油田坚持每年都选择一批早期钻探的老井进行重新试油或侧钻，结果不仅“发现”了一些曾经遗漏的油层，有些甚至还带动了一个区带或一个层系的勘探发展。 2006年度胡状集油田北部低阻油藏的再发现，“老井试油”功不可没。已发现并证实的低电阻油层地质储量为313万吨，控制含油面积2.5平方公里。2006年在胡5北探明含油面积外新落实含油断块1个，新部署开发井5口，新建产能0.75万吨，取得了较好的开发效果。 日臻成熟的技术系列：指得准、看得清、打得中、辨得明、试得好 构造复杂，断块破碎，5300平方公里的东濮凹陷留下了太多的悬疑。有人将东濮凹陷“岩性细、储层薄、变化快”的地质特征喻为“千层煎饼”，储层以粉细砂岩为主，单层薄，厚度一般小于5米，常规的技术手段很难加以分辨。 2006年以来，中原油田有针对性地开展了勘探方法及勘探技术攻关，逐步探索完善了一套“指得准、看得清、打得中、辨得明、试得好”的勘探技术系列。指得准：按照横向到边，垂向到底的立体研究体系和研究方法，针对不同地区的地质特征，精细解剖，分区建立地质模型，使勘探目标预测更加准确。近3年来，东濮勘探运用此项技术先后在西部斜坡带12个断块区新增探明储量695万吨，在北部中央隆起带29个断块区新增探明储量1584万吨。看得清：开展高精度三维地震，实现对复杂地质体的精确刻画。目前中原油田采用的高精度三维地震技术高密度空间采样是2005年以前的9倍,获得的数据量是2005年以前的40倍。新资料分辨断块能力由0.05平方公里精确至0.01平方公里。油田利用高精度三维地震资料，两年实施探井9口，成功率100%。打得中：应用多靶定向井及老井侧钻,实现精准钻探，是针对低幅度、多油水系统、层状油藏最有效的技术。东濮凹陷构造油气藏主要为复杂断块油气藏、油气层沿断层上升盘呈“一把刷子”分布的特点，实施多目标定向钻井，可增加井眼在油层的穿越长度，最大限度地发现油气层，提高油田勘探开发综合效益。辨得明：利用测井、录井新技术,提高油气层识别能力。其中岩屑图像录井新技术的推广应用，含油岩屑及时发现率达100%,自动识别符合率达92.5%，实现了岩性、含油性的自动、快速、高效识别；成像测井技术，在识别三叠系砂岩裂缝时发挥了巨大作用，2007年东濮三叠系探明石油储量193万吨，控制石油储量150万吨，控制天然气储量22亿立方米。东濮中生界三叠系潜山勘探取得的这一突破，被列为2007年中国石化四大突破之一。试得好：针对东濮凹陷低孔、低渗储层，完善改进压裂、改造技术。推广应用射孔—测试联作、压裂—返排联作技术，减少污染，提高油气产量。近几年来，随着勘探程度的不断提高，东濮老区出现了探明储量区块规模趋小、丰度趋低、油层趋深的明显趋势。在地质条件极其复杂的东濮探区，如果没有高精度三维地震等先进的勘探技术作为支撑，要想找到细小的含油断块是难以想象的。事半功倍的双赢机制：勘探工作向开发延伸，勘探开发一体化运作滚动勘探是东濮老区增储挖潜过程中频繁使用的一个词汇。“滚动”的含义中，有在原有储量的基础上向周边滚动扩张的意味，也有勘探、开发滚在一起共同落实增储挖潜任务之意。勘探开发一体化的运作机制，是中原油田滚动勘探获得巨大成功的重要保证。开发方面经营老区多年，对“本乡本土”地形熟、情况明；勘探方面则在把握大局、掌握关键技术方面具有优势，两者结合，恰好可以互补余缺。 2005年，文138块滚动勘探成为东濮凹陷勘探开发一体化运作的成功范例。文138块实施勘探、开发帀，需要对固体原料粉碎，通常分为干法和湿法两种。在以玉米为原料的湿法生产工艺中，玉米油、蛋白饲料和玉米谷盶粉这些副产品的收入占玉米自身费用的60%或者更多；与此相对照，干法生产过程ల஑ 　　[中国石油报2008年8月20日] 华北油田采油五厂围绕增储上产，大力推广应用水平井技术，在渤海钻探华北钻井的配合下，截至8月18日，今年已组织完成晋93平4井、晋93平5井等5口水平井的钻探，油层钻遇率均达100%，创冀中南部水平井钻井纪录。　　晋93断块是这个厂车城油田的一个主力区块，进入中高含水开发阶段后，大部分老井日产油在2至5吨左右，稳产难度不断增加。2001年以来，针对该断块“牙刷状”等油藏特点，这个厂首次利用大斜度多靶点、一井多探新方法进行滚动开发，新钻井23口,相继发现新的含油断块晋93西断块、晋93北断块和新的含油层系沙三段，新井平均钻遇油层在70米左右，新增石油地质储量300多万吨。然而车城油田连续上产稳产7年后，随着新发现油田的规模逐渐变小，滚动勘探开发难度日益加大，滚动开发处于徘徊期。围绕实现增储上产一体化，以新的科技手段提高开发效果，五厂把应用水平井技术作为高效开发油气资源的重要手段，并最终达到提高油藏采收率、进而实现油田稳产增产。　　地质人员创新地质认识，寻找新的拿油潜力，对晋93断块剩余油反复进行认真分析研究，认为存在靠断棱附近存在剩余油、稀井网厚油层动用程度低等两个方面的潜力。为有效挖掘晋93断块剩余油潜力，五厂通过精细地质研究，决定推广应用水平井技术，并加强了随钻地质导向，在2007年晋93断块实施钻探水平井8口、油层钻遇率达到90%的基础上，今年又部署钻探新的水平井，目前已经钻探完井的5口井油层钻遇率均达100%，日产油达80多吨，其中钻遇油层厚度最高达到266.4米，增储上产效果十分明显。　　五厂水平井油层钻遇率达到百分之百，主要是得益于他们深化地下地质研究，精细刻画油藏模型，使水平井有的放矢。水平井开发是一项精细的系统工程，一般水平井目的层只有一个层，厚度一般5到6米,薄的2到3米。因此地质设计人员必须把设计水平井区域的井资料吃准吃透，精细对比每一条曲线，仔细划分每一个层段，详细分析每一个资料，然后把每口井所钻遇的断点、层位再标定到地震剖面上在LANDMARK工作站上进行构造精细解释，并用PETRO等地质建模软件验证构造模型的正确性和分析可能的剩余油区域。构造图是水平井成功的重要依据，为了使构造图尽可能准确，地质人员反复手工切无数个剖面进行验证修改构造，等值线间隔精确到5米至1米，并进行海拔与补心校正，大大提高了水平井钻井准确度和命中率。　　五厂随时加强现场地质导向，综合运用水平井测井与现场综合录井，是确保水平井钻遇率提高的又一成功作法。据五厂地质人员介绍，在打水平井时，“着陆”前的判断和“着陆”后轨迹的调整是水平井成功的重要保证,而构造图仅仅是地质导向的方向，而不是唯一依据。为此，地质人员在施工中根据现场岩屑录井、气测录井、LWD测井判断是否着陆，是提前还是滞后，对判断不清的还要中途反复对比电测。五厂还优化地质设计和工程设计，确保水平井施工的可实施性。晋９３断块由于大斜度井水平井多且分布集中，地质设计和工程设计施工过程中应注意防碰，采用DIACOVRY和COMPASS软件进行钻井轨迹设计与扫描，既要避免钻穿老井眼，又不要钻出断层，实现了地质设计和工程设计的有机结合。Valign=left>　　技术套管下入重量和深度的突破莫深1井继二开133/8英寸技术套管下入重量510吨和深度4462.82米创中国石油钻井纪录后，三ԃ5/8英寸技术套管下入深度6403.37米和重量523吨，再创新纪录。此前95/8英寸套管曾经采用分两次下入的方式最大下深到5800米，一次下入最深的井是大港油田的乌深1井下深5400米。　　钻井装备的突破动用了我国首台9000米交流变频超深井钻机、具有独立自主知识产权的国产675吨顶驱、4000马力单轴绞车和2200马力的高压泥浆泵，这些装备在莫深1井的钻探实践中都经受住了考验。　　钻探成果堪为楷模 　　莫深1井在主探、兼探目的层均发现了不同程度的油气显示，并钻遇多套良好储集层。莫深1井的成功钻探，为新疆油田超深井钻探奠定了坚实基础，为准噶尔盆地中央区域建立了地层层序、基底岩性、生储盖层特征及深层构造格架、地质格局提供基础资料，取得了准噶尔盆地中央区域深层地球物理、温度、压力资料，为拓展准噶尔盆地的勘探领域取得了第一手地质、工程、泥浆等资料，为重新认识准噶尔盆地资源潜力取得了重要参数。莫深1井各项工程、泥浆技术指标不断刷新，取得了多项国内第一。其中莫深1井的新型管理模式、标准化井场和HSE管理体系，已成为中国石油标准化的楷模。肥和化工产品，即BtL技术。应用化学法从生物质中生产生物柴油包括生物质气化再经FT（Ԁᄺ჋ [石油商报2008年7月30日] 7月23日，西部钻探公司克拉玛依钻井公司总工程师吴应凯宣布：莫深1井完成全部钻井工序任务，进入原钻机试油阶段。　　曾创造中国石油钻井深度、9000米钻机、单井投资“三个第一”的莫深1井，位于新疆准噶尔盆地腹部莫索湾地区，于2006年8月开钻，设计井深7380米，完钻井深7500米，使用我国首部90/6750DB电动钻机进行钻探，是准噶尔盆地最深的一口预探井，由克拉玛依钻井公司新成立的首支90001钻井队承钻。　　前期准备保障充分 　　克拉玛依钻井公司从2004年起就全面介入莫深1井的前期准备工作，开展下部钻具组合、钻柱强度计算、水力参数设计、抗高温高压钻井液室内试验，下套管评价分析不同地层段的钻头选型等，完成大尺寸钻铤防斜打快、随钻防阻卡以及长裸眼安全钻井先导型技术试验。公司在开钻验收、QHSE管理、技术管理、设备管理、物资管理等方面制定严格的全套管理办法，实行全新日费制管理模式。　　莫深1井是中国石油最深的风险探井，高温、高压、高风险、超深，属于世界钻探难题。　　创新取得多项突破 　　克拉玛依钻井公司在技术创新上主要依托专家咨询平台进行了莫深1井的钻井地质设计和钻井施工设计；依托自主创新与引进吸收相结合平台，针对深部井眼开展了高压喷射钻井、钻柱安全性评价、井壁稳定性以及井眼井控等方面的技术研究。　　通过技术创新、科学管理，莫深1井取得了一系列重大突破：　　钻井参数优化的突破创国内陆上油田连续钻进排量、泵压最高纪录。二开井段（501～4463米）最高排量105升/秒、泵压31兆帕，创大直径井眼最大排量、最高泵压纪录；三开（4463～6406米）、四开(6406~7380米)泵压30～35兆帕，排量28～45升/秒，创国内陆上油田连续钻进泵压最高纪录。　　钻头的突破单只PDC钻头进尺1088米，创新疆油田大直径井眼深井单只钻头进尺新纪录。　　泥浆技术的突破经过三年攻关和两千余次的室内实验，自主研制抗高温高密度水基钻井液体系，各项性能满足井下需要，井眼稳定，平均井径扩大率3%，电测一次成功。　　钻具组合优化的突破应用高抗扭钻杆、高性能钻具接头及扶正器，杜绝了钻具疲劳失效，全井最大井斜1.4度。　　固井施工的突破创陆上油田大尺寸、大吨位技术套管下深、长封固段、大温差固井新纪录。直径339.7/346.1毫米、直径250.8/244.5毫米两层技术套管下深创陆上油田新记录，超深井长封固段大温差固井取得突破。二开、三开中完固井水泥浆封固段长分别达到3463米和2905米、水泥浆封固段温差分别为65℃和85℃，井底温度最高达154.64℃。　　技术套管下入重量和深度的突破莫深1井继二开133/8英寸技术套管下入重量510吨和深度4462.82米创中国石油钻井纪录后，三开95/8英寸技术套管下入深度6403.37米和重量523吨，再创新纪录。此前95/8英寸套管曾经采用分两次下入的方式最大下深到5800米，一次下入最深的井是大港油田的乌深1井下深5400米。　　钻井装备的突破动用了我国首台9000米交流变频超深井钻机、具有独立自主知识产权的国产675吨顶驱、4000马力单轴绞车和2200马力的高压泥浆泵，这些装备在莫深1井的钻探实践中都经受住了考验。　　钻探成果堪为楷模 　　莫深1井在主探、兼探目的层均发现了不同程度的油气显示，并钻遇多套良好储集层。莫深1井的成功钻探，为新疆油田超深井钻探奠定了坚实基础，为准噶尔盆地中央区域建立了地层层序、基底岩性、生储盖层特征及深层构造格架、地质格局提供基础资料，取得了准噶尔盆地中央区域深层地球物理、温度、压力资料，为拓展准噶尔盆地的勘探领域取得了第一手地质、工程、泥浆等资料，为重新认识准噶尔盆地资源潜力取得了重要参数。莫深1井各项工程、泥浆技术指标不断刷新，取得了多项国内第一。其中莫深1井的新型管理模式、标准化井场和HSE管理体系，已成为中国石油标准化的楷模。刀早期的汽车和农业排灌机械产业的发展。欧美等发达国家自70年代以来相继开展了生物质气化技术的研究，า෥

　　[大庆油田报2008年8月26日]采油要采得经济，采得合理，油藏、采油、地面三大工程必须要配套实施，同步实施，必须要做到系统思维。
　　油田各单位纷纷领会其精神内涵，在控本增效、节能降耗等方面大做文章。其中，采油一厂、采油三厂、采油九厂各出绝招儿。
采油一厂，1000万吨产量背后的大规模生产

　　每当大庆油田面临大任，采油一厂都首当其冲，4000万吨的年产量，它自己就占了四分之一，而这1000万吨，他们更是要稳产10年。
　　采油一厂这个大厂的内涵，并不只是产量，更多的，是身为油田长子、带队先锋的责任与压力。就像采油一厂总地质师吴浩说的那样，1000万吨稳产再10年，不是喊口号，而是一种责任、一种使命，是扎扎实实的行动。
　　巨大的产量任务背后，必然是巨大的规模化生产，采油一厂每年新钻井800口以上，基建1200口以上，按照现有管理模式，每年要增加大型站所约15座，如果不解放思想，一味按照新增基建规模增建生产设施，所带来的必然是投资与成本的大幅度上升，更谈不上什么有效开发。
　　采油一厂把力气下在研究如何充分有效地利用已建生产设施的能力上，他们优化、调整油水系统，简化新建站所处理工艺，控制新增生产规模，这样，不仅减少了投资与生产成本，更节省了人力。
　　吴浩告诉记者：“在油藏、采油、地面三大工程系统中，地面是最后一个环节，以往，我们往往等一项新技术在推广应用过程中出现问题时才去研究解决它。现在，每当油藏工程开展一项新的提高采收率研究课题时，地面工程系统就要提前介入，与油藏工程同步开展地面工程相关配套技术研究，保证多项创新技术的完善配套及时推广。”
　　采油三厂，第一个“聚驱试验厂”的改革

　　聚驱，让大庆油田依靠科技再一次迎来产量高峰，却也让其再一次面临产能递减的危机。
　　当年，第一块聚驱试验田就在采油三厂投入开发，直到近日，采油三厂仍然是长垣油田的试验优先选址，它也是长垣油田含水最高的采油厂之一。采油三厂总地质师赵力成说，我们要注意萨北开发区在长垣油田上的代表性，发挥指导作用，这是历史赋予我们的重要责任。
　　长垣油田目前大部分都是水驱、聚驱并举的格局，当时本着开发需求，根据聚驱的注采特点，长垣油田建成水驱、聚驱两套地面系统并行，采油三厂也不例外，且聚驱的产量要高于水驱。而具体分析目前实际情况，采油三厂发现两套系统均存在着负荷低、能耗高的缺陷，不符合经济运行的原则。而三元复合驱的推广也蓄势待发，也需要一套单独的注采系统，如果三套系统并行，抛开投资与成本不说，将带来更高的能耗损失。对这些问题抽丝剥茧后，采油三厂再次燃起改革的热情，着手研究将水驱、聚驱地面系统合并，然后再与三元地面系统并行。
　　采油九厂，外围油田重上百万吨的压力

　　目前，在采油九厂，有两个名词振奋人心，一是“重上百万吨”，另一个则是“齐家北油田”。这其中还有一层紧密的关系，齐家北油田是采油九厂谋划重上百万吨的主力区块。
　　今年，齐家北油田共计划基建450口油水井，这450口井若都按照常规模式建设，将超过油田公司的百万吨产能建设标准。为实现有效开发，采油九厂在设计过程中转变思路，打破常规，进行整体优化，提出了“丛、树、简”的建设理念。
　　“丛”即全部应用丛式井。丛式井场由原来的一直八斜扩大到一直十二斜，形成丛式井平台72座，进平台率为98.2%，平台最多井数为11口，独立井只有8口，管道、电力线路随道路形成管廊带；“树”即全部采用树状电加热集油流程，齐家北油田电加热支线布置为12条，平均带井数减少到32口，这样既避免了由于支线带井过多易造成回压过高的问题，又避免了在管线出现问题时停井过多的现象；“简”即打破厂界，简化布站，为了降低投资，齐家北跨厂利用采油六厂集输系统剩余能力

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