封隔器模擬實驗裝置

『壹』 增產措施

酸化主要是人工向地層注入酸液,依靠其化學溶蝕作用提高儲層滲透性能的一項增產措施,主要用於石油井開采和地熱資源開發中。酸化有兩種類型:一類是注酸壓力低於地層破裂壓力的常規酸化或孔隙酸化,這時酸液主要發揮其化學溶蝕作用,擴大與之接觸岩石的孔、縫、洞;另一類是注酸壓力高於儲層破裂壓力的酸化壓裂,這時酸液將發揮化學作用和水力作用來擴大、延伸、壓開和溝通主裂縫,形成延伸遠、流動能力強的滲流通道。

以下為酸化作業常用術語。

前置液:在酸化壓裂中有3個重要的作用:①注入非活性流體前置液,可保證後續的泵注在可接受的排量和壓力下進行;②可去除近井區域的油,並使礦物和傷害物表現為水潤濕性,這可增加酸的溶解速度;③增加酸化的有效性,減少酸化後產物對儲層引起的新傷害。在試驗室配方且注入狀況為地層可接受的條件下,即可注入壓裂液。

壓裂液:即酸化主體酸液。一般碳酸鹽岩儲層壓裂液以鹽酸為主;砂岩壓裂液以氫氟酸為主,主體酸液由後置液驅入地層。

後置液:主要作用是從管柱中去除活性和腐蝕性流體並使壓裂液與近井筒區域的接觸程度達到最大。是否注入後置液決定於增產措施類型。如果被溶解或分散的傷害物被徑向替入地層後可能會對地層造成傷害,則一般不採用後置液。如果是砂岩氫氟酸酸化,此時必須注入後置液。目的是減少二次沉澱或使二次沉澱發生在儲層的深部,因為深處產生的沉澱對產能的影響較小。

緩蝕劑:主要是減少金屬被腐蝕的化學物質,機理是緩蝕劑通過物理吸附或化學吸附而吸附在金屬表面,從而把金屬表面覆蓋,使其腐蝕得到抑制。常用的緩蝕劑中,有機緩蝕劑效能高於無機緩蝕劑。

穩定劑:是一種配合劑,能與酸液中的離子結合成能溶於水的六乙酸鐵絡離子,減少Fe(OH)3沉澱,避免堵塞地層現象發生。

助排劑:是一種降低表面張力的活性劑,改變地層濕潤性,加速返排,防止殘渣形成。根據其作用,主要成分有減阻劑、破乳劑、緩速劑、懸乳劑等。

防膨劑:主要成分有羥基鋁、氫氧化鋯、陽離子有機聚合物、聚胺、聚季胺等,添加在酸液中,防止粘土膨脹。

本節主要介紹在地熱資源開發中應用最廣的碳酸鹽儲層酸化壓裂技術。它的基本原理是:地面用高壓壓裂泵車,以高於儲層吸收的速度,從井的套管或油管向井下注入液體,使井筒內壓力增高,一直達到克服地層的地應力和岩石張力強度,使處理層段岩石開始出現破裂形成裂縫;而後泵入酸液,在處理層段將裂隙酸蝕成溝槽。壓裂酸化後,這些溝槽仍然保持張開具有足夠的導流能力及足夠長度的裂縫,擴大有效影響半徑,減小地熱流體匯入井底的阻力,從而達到增產目的。

地熱井碳酸鹽岩儲層的主要礦物成分為方解石(CaCO₃)、白雲石[(CaMgCO₃)₂],採用以鹽酸為壓裂液進行酸化壓裂時,酸岩化學反應方程式為

CaCO₃+2HCl=CaCl2+CO₂↑+H₂O

CaMgCO₆+4HCl=MgCl2+CaCl2+2CO₂↑+2H₂O

下面以天津地區 WR95井實例介紹壓裂酸化技術在地熱井中的應用。

(一)基本數據

WR95地熱井位於天津市河西區,為地熱開采井,完井目的層位為古生界奧陶系,設計井深2250m。該井基本數據見表4-7。

表4-7 WR95井基本數據

WR95井完井後對產層裸眼井段(1745.6～2101.04m)進行了地球物理測井,測得主要產層情況見表4-8。

表4-8 WR59地熱井產層基本數據表

(二)試采情況及結論

WR95井採用空氣壓縮機先後兩次進行氣舉洗井,總洗井時間60h,水清砂凈後進行了抽水試驗,井口水溫53℃,水量10.38m³/h。試采結果表明,WR95井產水量較小,分析是由於該井地層受到污染及儲層物性較差造成的。為了解決堵塞,改善儲層滲流能力,提高該井產能,決定採用鹽酸酸壓工藝技術對該井實施壓裂酸化增產措施。

(三)室內實驗數據及結論

在進行壓裂酸化之前,對處理層的錄井岩屑進行了室內物化性質實驗分析,根據分析結果模擬井下壓力、溫度來選擇與之相容性(又稱配伍性)好的壓裂酸化措施,對產層進行有效的改造,從而達到對產層傷害小,增加產量。WR95井室內實驗數據見表4-9。由表4-9數據可知,15%HCl和20%HCl溶液,在70℃下岩石的溶蝕率都比較高,但考慮到為了在地層深處形成一條較長的酸蝕裂縫,加強地層裂隙間的連通性,需要較高的酸液濃度,因此選用20%HCl溶液作為處理液。

表4-9 岩石溶蝕實驗結果

注:試驗溫度為70℃。

(四)酸壓模擬實驗

圖4-19和圖4-20為酸液有效距離模擬和總表皮系數變化模擬,根據模擬結果,泵入酸量達到110m³以後,隨著酸量的增大,裂隙總表皮溶蝕趨向零。因此選用110m³,20%HCL用於本次壓裂酸化作業。

圖4-19 酸液有效距離模擬結果

圖4-20 總表皮系數變化模擬結果

(五)主要施工工藝及參數

1)酸化工藝:鹽酸酸壓工藝;

2)擠注方式:正擠;

3)擠注壓力:≤20MPa;

4)排酸方式:汽化水排酸。

(六)施工用料

施工液配置及材料用量見表4-10和表4-11。

表4-10 施工液量配置表

表4-11 備料名稱及數量

(七)施工結果

本次酸化作業,井口安裝250型採油樹(圖4-21),2台700型壓裂泵車(施工用),1台300型泵車(配液、打平衡),注酸管道使用89mm油管,封隔器座封深度1642.70m,油管排酸出口深度1654.21m, S-10/150型空氣壓縮機(排酸用),目的酸化井段1776.9～1976.7m共6組碳酸鹽裂隙帶。待井口採油樹裝置正確安裝後,打入平衡壓力3MPa,地面管線試驗壓力28.6MPa,打入前置液15m³。然後採用雙泵車打酸,打入20%HCl120 m³,最高泵壓21.51 MPa,排量 1.36m³/min。壓酸過程中,泵壓表由平均20MPa瞬間降為9.53MPa,現場分析認為碳酸岩裂隙經過酸化溶蝕和壓裂,周圍裂隙產生了良好的溝通。上提風管至深度800m,連接空氣壓縮機氣舉引噴,連續氣舉18h至基本水清砂凈。經抽水試驗,該地熱井產能由酸化前的 10.38m³/h、53℃ 激增到水量95.67m³/h、水溫78℃,表明壓裂酸化措施在 WR95地熱井中起到了很好的增產效果。

圖4-21 250型採油樹常用組合結構圖

『貳』 油頁岩原位開采關鍵技術研究

薛華慶 王紅岩 鄭德溫 方朝合 閆 剛

（中國石油勘探開發研究廊坊分院新能源研究所，河北廊坊 065007）

摘 要：我國油頁岩資源量為11602×10⁸t，其中埋藏深度在500～1500m的油頁岩資源量為6813×10⁸t，原位開采技術是開發該部分資源的有效手段。我國油頁岩原位開采技術處於起步階段，已經完成了不同溫度 下油頁岩微觀孔隙和滲透變化規律研究，電加熱和蒸汽加熱原位開采室內模擬實驗和數值模擬研究等。研究 表明，電加熱和蒸汽加熱開采方式都具有可行性。設計了電加熱器、注蒸汽井、生產井，為油頁岩原位開采 現場試驗提供技術支撐。

關鍵詞：油頁岩；原位開采；電加熱；蒸汽加熱

The Key Technique of Oil Shale In-situ Conversion Process

Xue Huaqing，Wang Hongyan，Zhen Dewen，Fang Chaohe，Yan Gang

（New Energy Department，Petrochina Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development-Langng，Langfang 065007，Hebei，China）

Abstract：The oil shale resources，bury in 500-1000m，are about 0.7 trillion tones in China，which count for 59％ of total resources and only are developed by in-situ conversion process.The in-situ conversion process are still in infancy in China.The regularity of oil shale micropores and permeability were studied in different temperature，the simulated experiment and numerical simulation were also respectively investigated in electrical heating and steam heating method of in-situ conversion process.As a result，both methods are available.The electrical heating well，injection steam well and procer well were designed，which provide the technique support for field test.

Key words：oil shale，in-situ conversion process，electrical heating，steam heating

引言

油頁岩（又稱油母頁岩）是一種高灰分的含可燃有機質的沉積岩，其有機物主要為乾酪根。在隔 絕空氣或氧氣的情況下，被加熱至400～500℃，油頁岩中的乾酪根可熱解，產生頁岩油、干餾氣、固 體含碳殘渣及少量的熱解水。目前油頁岩開發的主要有兩種方式：原位開采和地面干餾。原位開采是指 埋藏於地下的油頁岩不經開采，直接在地下設法加熱干餾，地下頁岩分解，生產頁岩油氣被導至地面。地面干餾則是指油頁岩經露天開采或井下開采，送至地面，經破碎篩分至所需粒度或塊度，進入干餾爐 內加熱干餾，生成頁岩油氣及頁岩半焦或頁岩灰渣。與地面干餾相比，原位開采具有節省露天開采費用 和降低地面植被破壞程度，佔地面積少等優點^［1］。

中國油頁岩資源儲量非常豐富。2004～2006年新一輪全國油氣資源評估結果顯示^［2，3］，全國油頁 岩資源為7199.4×10⁸t，折算成頁岩油資源476.4×10⁸t，其中埋深500～1000m的油頁岩資源量佔全國 的36％。該部分資源無法用成熟的地面干餾工藝進行開發，只有通過原位開采工藝才能得到有效的開 發和利用。目前，國際上油頁岩原位開采技術研究大部分都處於實驗研究階段，只有殼牌公司開展了現 場試驗［4］。我國油頁岩原位開采還處於起步階段。在國家重大專項「大型油氣田及煤層氣開發」項目 18「頁岩油有效開采關鍵技術」 的支撐下，研發了多台（套）油頁岩原位開采模擬實驗裝備，開展了 油頁岩微觀孔隙變化、物理模擬實驗和開采數值模擬研究等，沉澱了一批科研成果，為我國油頁岩原位 開采技術研究奠定了基礎。

1 國內外原位開采技術

國內外油頁岩原位開采技術種類較多，根據傳熱方式不同可分為三種類型：直接傳導加熱、對流加 熱和輻射加熱^［5］，詳見表1。

表1 國內外油頁岩原位開采技術

開展油頁岩原位開采直接傳導加熱研究的單位主要有4家，加熱載體包括電加熱棒、導電介質、 燃料電池等。殼牌公司的ICP技術（In-situ Conversion Process）是直接將電加熱棒插入井內，對地下 油頁岩礦層進行加熱，目前正在進行第二代電熱棒（三元復合電加熱棒）的現場試驗研究^［4，6］。埃 克森美孚公司的ElectrofracTM技術是指對地下頁岩層進行水力壓裂造縫，將導電介質（如煅燒後的 石油焦炭）注入裂縫中，通電後導電介質成為加熱體，該公司正在考慮進行現場試驗^［7］。美國獨立 能源公司（Independent Energy Partners）的GFC技術（Geothermic Fuel Cell）是利用地熱能持續為燃 料電池反應堆提供能量，反應堆放熱來加熱頁岩層，油頁岩熱解生產的液態烴類和氣體從生產井排 出，部分氣體和其它剩餘的烴類物質返回燃料電池反應堆^［7］。EGL能源公司（EGL Resources）是將 高溫空氣注入到封閉循環管道中，通過被加熱的管道對地下頁岩層加熱，因此也歸屬於直接傳導 加熱^［8］。

開展油頁岩原位開采對流加熱研究的單位主要有4家，加熱載體主要為高溫水蒸氣、二氧化碳、空 氣、烴類氣體等。太原理工大學的水蒸氣加熱技術是通過常規油氣開采中的水力壓裂對頁岩層造縫後，將高溫水蒸氣注入頁岩層中加熱，同時高溫流體將熱解產生的頁岩油和烴類氣體攜帶至生產井^［9］。雪 弗龍公司的CRUSH技術^［7，10］也是利用壓裂技術對頁岩層進行改造，提高裂縫發育程度，其中壓裂液為 二氧化碳，然後將壓縮後的高溫空氣注入加熱井中對頁岩層加熱。美國地球科學探索公司（Earth Search Sciences）方法是將空氣在地表的鍋爐中預熱後注入井下，對油頁岩中乾酪根進行氣化^［7］。美國 西山能源公司（Mountain West Energy）的IGE技術（In-Situ Gas Extraction）是將高溫天然氣注入目標 頁岩層中，通過對流方式來加熱頁岩層^［7］。

開展油頁岩原位開采輻射加熱研究的單位主要有3家，加熱載體主要為無線射頻和微波等。20世 紀70年代後，美國伊利諾理工大學利用無線電波加熱油頁岩，隨後勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室（Lawrence Livermore National Laboratory）對該技術進行改進，通過將射頻傳送至直井中直接對地下頁岩 層進行加熱^{［11，12］}。雷神公司（Raython）與海德公園公司（Hyde Park）聯合研發了RF/CF（Radio Frequency/Critical Fluids）技術，目前已經被斯倫貝謝公司收購^［7］。該技術利用射頻加熱頁岩層，通過 注入二氧化碳來實現超臨界流體提高頁岩油的採收率的效果。懷俄明鳳凰公司（Phoenix Wyoming）是 將微波傳送至地下，對頁岩層加熱，研究發現微波加熱的速度是電加熱棒的50倍以上，但對微波源的 要求很高^［7］。

2 中深層油頁岩勘探現狀

我國埋深0～1500m的油頁岩資源為11602×10⁸t，折算成頁岩油626×10⁸t，其中，埋藏深度在 500～1000m油頁岩資源量為3489×10⁸t，頁岩油資源量為185×108t，1000～1500m資源量為3324× 10⁸t，頁岩油資源量為155×10⁸t。比2005年全國新一輪油氣資源評價結果顯示的油頁岩資源量7200× 10⁸t多了4402×10⁸t，主要增加了埋深1000～1500m資源量。

我國油頁岩資源分布與常規油氣資源相似，主要分布於北方，均表現為北富南貧。東部地區油頁岩 資源主要集中於松遼盆地，佔全國總資源的47％；中部地區油頁岩資源集中於鄂爾多斯盆地，佔全國 總資源的37％；西部地區油頁岩資源主要集中於准噶爾盆地，佔全國總資源的9％；南方地區主要集中 分布於茂名盆地，佔全國總資源的2％；西藏地區主要集中分布於倫坡拉盆地，佔全國總資源的5％。我國埋深500～1500m油頁岩資源十分豐富，占總資源量的59％，該部分資源只能通過原位開采技術才 能得到有效的開發和利用。

3 油頁岩原位開采開發技術現狀

3.1 油頁岩原位開采物理模擬實驗研究

3.1.1 熱破裂規律研究

油頁岩在熱解過程中形成大量的孔隙、裂隙，不僅提高了油頁岩的滲透性，而且也為頁岩油排采提 供了滲流的通道，使得原位開采技術開發中深層油頁岩資源成為可能。

一般認為，當加熱到105℃左右時，油頁岩的主要變化時乾燥脫水，待油頁岩水分脫出後，溫度 逐漸升高，在180℃左右，放出油頁岩中包藏的少量氣體。在這兩個階段油頁岩內部的裂隙多發育於 層理面及礦物顆粒的周圍，形成的破裂面基本上都與層理面互相平行，且數量不多，寬度較小。隨 著溫度進一步升高至300℃以上時，油頁岩內的有機質開始發生熱解生產頁岩油蒸氣和熱解氣體。油頁岩內部的裂隙數量、長度和寬度有了劇烈增加，裂隙面仍具有與層理面平行，同時也形成了 一些垂直於層理方向的微小裂隙。小裂隙與大裂隙相互連通，根本上提高了油頁岩的滲透 性^{［13～15］}（圖1）。

3.1.2 熱解後滲透規律實驗研究

干餾前後的油頁岩樣品進行不同體積應力和孔隙壓力條件下的滲透系數的變化規律研究發 現^{［15，16］}：當體積應力不變時，滲透系數隨孔隙壓力的增大而增大。主要原因是孔隙壓力的增高，頁岩 內部的孔隙數量增加、裂隙更加發育，使得單位時間內通過的流體流量增大，即滲透系數增大。當孔隙 壓力不變時，滲透系數隨體積應力的增大而減小。主要原因為體積應力的增大，岩體發生收縮變形，頁 岩內部的孔隙數量減少、有些發生裂隙會閉合，使油頁岩的微觀結構發生了變化，導致流體的滲流通道 減少，即滲透系數減小（圖2，圖3）。因此，在進行地下原位開採油頁岩時，對油頁岩地層滲透特性 的評價，必須考慮流體壓力和地應力的影響。

圖1 不同溫度下油頁岩裂縫發育情況

圖2 滲透系數隨孔隙壓力的變化曲線

圖3 滲透系數隨體積應力的變化曲線

3.1.3 油頁岩電加熱原位開采模擬實驗研究

電熱原位開采與常規地面干餾工藝原理類似，都是通過直接傳導方式將油頁岩加熱至熱解溫度。其 不同之處在於，原位開采工藝熱解過程有地下水介質參與，反應系統存在一定壓力，壓力大小與頁岩層 的埋藏深度有關。

馬躍、李術元等^［17］將油頁岩與蒸餾水置於密閉的壓力容器中，模擬油頁岩原位開采熱解反應。研 究表明，隨著反應溫度的增加，頁岩油和氣體的產率隨溫度的升高不斷增加，中間產物瀝青的產率隨溫 度的升高先升高後減小。由於水介質的存在，降低了化學鍵斷裂所需要的能量，促進了熱解生烴過程，使油頁岩的熱解溫度比無水條件時降低了約120℃。

3.1.4 油頁岩蒸汽加熱原位開采模擬實驗研究

利用過熱水蒸氣對油頁岩進行加熱，干餾後的油頁岩殘渣中含油率約為0.30％，頁岩油的回收率 達到鋁甄干餾的90％以上^［15］。因此高溫水蒸氣加熱油頁岩具有一定的可行性，而且能達到較高的採收 率。研究發現油頁岩熱解產生的氣體主要以CH₄、C₂H₄、H₂、CO、CO₂氣體為主。對常溫至300℃、 300～500℃、500～580℃三個溫度段的干餾氣組成成分進行分析，發現隨著溫度的升高CH₄和C₂H₄含 量具有相同的變化趨勢，基本上呈現單調下降的趨勢；CO₂的含量呈逐漸下降，H₂的含量一直上升的 趨勢，CO的含量呈現先降低後增加的趨勢。不同溫度和壓裂條件下，烴類氣體、殘炭、一氧化碳、二 氧化碳、水蒸氣等之間發生了不同程度的化學反應，反應機理十分復雜。因此，針對實驗過程中CH₄、 C₂H₄、H₂、CO、CO₂的變化趨勢的主要原因還有待進一步的研究。

3.2 油頁岩原位開采數值研究

3.2.1 油頁岩原位開采電加熱數值研究^{［18，19］}

基於油頁岩原位開采電加熱技術的原理上，建立了油頁岩熱傳導方程包括續性方程，動量方程，能 量方程，結合適當的初始條件和邊界條件，得到油頁岩原位開采電加熱數學模型。採用三維有限元法，對該模型進行研究，其中加熱井距為15m，運作周期為6年。通過研究油頁岩礦層溫度場隨時間的變化 規律，加熱時間為5年時礦層溫度大部分超過440℃，即幾乎所有的油頁岩完全發生熱解。

圖4 油頁岩原位開采高溫蒸汽加熱示意圖

3.2.2 油頁岩原位開采蒸汽加熱數值研究^{［15，20］}

油頁岩是幾乎不滲透的岩層，蒸汽很難注入，因此需要 引進常規油氣的壓裂技術對頁岩層進行改造，製造裂縫，作 為注汽的良好通道，提高傳熱效率。然後向地下油頁岩礦層 注入高溫水蒸氣，使礦層溫度升高至油頁岩熱解溫度。最 後，將油頁岩熱解形成油氣，通過低溫蒸汽或水攜帶至生產 井進行排采（圖4）。

油頁岩原位開采高溫蒸氣加熱是一個復雜的物理化學反 應過程，涉及熱量的傳遞、固體變形、油頁岩熱解、油氣的 產出和滲流等。趙陽升、康志勤等^{［12，16］}考慮到諸多影響因 素的背景下，建立了油頁岩原位開采高溫蒸汽加熱的固、 流、熱、化學耦合數學模型。通過對正九點井網的加熱方式 的數值模擬研究，加熱井距50m，加熱周期為2.5年。通過 研究油頁岩礦層溫度隨時間分布變化規律發現，加熱時間為 2.5年時，地下油頁岩地層的溫度大部分都達到了500℃，完成熱解。

僅從數值模擬研究發現，高溫水蒸氣加熱比電加熱的效率更高，加熱溫度達到油頁岩熱解所需的時 間更短。

3.3 油頁岩原位開采現場試驗研究

3.3.1 油頁岩原位開采電加熱器與生產井設計

針對油頁岩電加熱原位開采技術專門設計了靜態防爆電加熱器，如圖5。

圖5 靜態防爆電加熱器

靜態防爆電加熱器的發熱元件採用金屬礦物絕緣加熱電纜，它不同於一般管式電加熱元件，其形狀 屬於線形，加熱電纜發熱芯體和金屬護套之間溫差很小，導熱性能好。

油頁岩原位開採的排采工藝與稠油開采相似，生產井結構包括隔熱油管、泵、補償器、封隔器、篩 管等（圖6），將頁岩油排采至地面後進行油、氣、水分離。隔熱油管用於防止溫度下降後頁岩油的流 動性降低，篩管與封隔器起到防砂的作用。該生產井同時適用於電加熱和蒸汽加熱原位開采技術。

3.3.2 蒸汽加熱井設計

蒸汽加熱井與注蒸汽開采稠油的結構相似，主要由隔熱油管、補償器、封隔器、分層注汽閥、死堵 等部分組成（圖7）。蒸汽加熱井的最關鍵技術是井筒隔熱與密封技術，其中井筒隔熱總系統包括隔熱 油管、耐高溫的封隔器、補償器等。蒸汽通過注汽閥（分層注汽閥）進入地層，通過封隔器實現不同 層選注，有效的提高的熱量利用效率。

圖6 生產井

圖7 蒸汽加熱井

4 結束語

我國500～1500m的油頁岩資源豐富，只能通過原位開采技術才能加以有效的開發和利用。該部分 資源的開發和利用對促進我國頁岩油產業的發展具有重要意義，頁岩油作為石油的補充能源，也大大提 高了我國石油的供給能力。通過模擬實驗研究和數值模擬研究表明，油頁岩電加熱與蒸汽加熱原位開采 技術都具有一定的可行性。電加熱工藝相對簡單，加熱速度較慢，能耗大等特點，蒸汽加熱工藝加熱速 率快，高溫蒸汽對設備的要求較高等。「十二五」 期間，我國應繼續加大對油頁岩原位開采技術研究的 投入力度，加快原位開采現場試驗裝備的研發，推動現場試驗研究，為工業化生產提供有效的技術 支撐。

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『叄』 深圳市百勤石油技術有限公司的產品與服務

技術能力
高速渦輪鑽井
百勤率先將能達到800-1500rpm高轉速的渦輪鑽井技術引進中國，配合個性化設計的孕鑲金剛石鑽頭，形成了火成岩、礫石層、高研磨石英砂岩地層鑽井提速唯一有效技術。
高級別/深井多分支井
百勤具備1-6級不同完井水平分支井的能力，實現了分支井眼的重進入和選擇性開采。
旋轉尾管固井及多級固井
百勤率先將旋轉尾管懸掛器用於中國陸地固井作業，有效提高固井質量，並將此技術廣泛推廣。
油基鑽井液
在中國非常規能源開發水平井中推廣無粘土相油基鑽井液體系，有效保護儲層，提供良好的井壁穩定性及潤滑能力，大幅度提高鑽井效率。
主要產品和服務 服務項目 主要產品 1 渦輪鑽井服務 2 7/8″- 9 1/2″渦輪鑽具、4″- 16″孕鑲金剛石鑽頭 2 多分支井服務 分支井鑽井和完井配套系統工具 3 旋轉尾管固井服務 旋轉式頂驅水泥頭/旋轉水泥頭、旋轉尾管懸掛器和扶正器 4 旋轉套管固井服務 簡易頂驅、套管驅動系統、固井膠塞、抗扭矩環等 5 分級固井服務 多種機械式和液壓式分級箍 6 油基鑽井液服務 無粘土相油基鑽井液 7 鑽頭服務 各種高效和常規鑽頭 8 套管防磨減阻服務 3-1/2″、4″、4-1/2″、5″、5-1/2″鑽桿非旋轉套管防磨套 9 螺桿鑽井服務 等壁厚長壽高效螺桿等配套工具 10 開窗側鑽服務 套管開窗鑽井配套系統工具 11 定向及水平鑽井服務 井下動力鑽具：常規螺桿、長壽高效螺桿、空氣螺桿、高速渦輪鑽具等
旋轉導向鑽井系統
測量工具：MWD/LWD、Slim MWD以及EMWD等 12 打撈服務 打撈筒、打撈矛、震擊器和強磁打撈器等 技術能力
高溫高壓、高腐蝕完井
具備高溫高壓、高腐蝕完井的完井設計、工具選型和安裝調試的綜合服務能力。
常規完井技術方案設計、技術咨詢及服務
可以根據客戶需求提供最優的完井方案，選擇合理的完井工具，提供優質的服務，為客戶獲取最大的利益。
大位移完井
完成業界內難度較高的大位移井完井作業，最高水垂比高達3.7，平均井深7600米。
高產油井完井
提供針對不同類型的高產油井的井下完井工具，包括封隔器、安全閥及地面控制系統。
雙管完井
提供雙管封隔器、環空安全閥在內的雙管完井系統的設計和產品。
Monobore完井
提供單通道完井工具和服務，如：尾管懸掛器、頂部封隔器、固井附件、大通徑安全閥等，滿足高產井的要求，為將來的修井提供便利。
主要產品和服務 服務項目 主要產品 1 高溫高壓完井服務 2-3/8至9-5/8油管可回收式安全閥及鋼絲安全閥、適合4-1/2至10-3/4套管的各類封隔器、氣舉閥、滑套、化學注入閥、伸縮節、工作筒和球座等 2 鋼絲作業服務 作業設備：試井絞車、井口防噴系統
標准工具：基本工具串、鎖定芯軸送入與取出工具、移位工具等
打撈工具：鋼絲探測器、鋼絲撈矛、鋼絲剪切工具、打撈筒、磁力打撈器等
測試工具：選擇性測試工具、非選擇性測試工具、探測工具
其他工具：脹管器、撈砂筒等 3 井口及採油樹服務 套管頭、套管四通、油管頭、油管掛、採油樹等 4 地面控制服務 單井控制盤、多井控制盤、緊急截斷閥 5 試油服務 地面測試設備、套管井鑽桿測試技術、裸眼井鑽桿測試系統工具等 6 防砂服務 高溫高壓防砂技術、水平井礫石充填防砂技術、單、多層防砂技術配套產品 技術能力
水平井多級分段改造（壓裂、酸壓、酸化）技術
 - 水平井裸眼液壓座封封隔器分段改造技術；
 - 遇油遇水自膨脹封隔器分段改造技術；
 - 水平井水力噴射分段改造技術；
 - 水平井快鑽橋塞分段改造技術；
 - 水平井套管閥固井分段改造技術。
 非常規油氣藏壓裂技術
 - 頁岩油氣藏壓裂技術；
 - 煤層氣壓裂技術；
 - 緻密砂岩油氣藏壓裂技術。
 高溫高壓深井壓裂技術
 強水敏低滲儲層壓裂技術
 井下多次座封跨隔式封隔器找水和堵水技術
主要產品及服務 服務項目 主要產品 1 分段壓裂、酸壓、酸化服務 水平井多級分段改造工具：裸眼液壓座封封隔器、遇油遇水自膨脹封隔器、可鑽橋塞、多級分段壓裂滑套、球座及配套產品 壓裂液、酸液及化學品：常規水基壓裂液體系（適應溫度段30-180℃）及化學品、清潔壓裂液體系及化學品、滑溜水壓裂液體系及化學品、緩速酸液體系及化學品、自生酸液體系及化學品、膠凝酸體系及化學品、清潔自轉向酸液體系及化學品 2 找水/堵水服務 井下多次座封跨隔式封隔器找水工具及配套產品 跨隔式封隔器堵水工具及配套產品 技術能力
化學注入
可以提供綜合防腐方案設計，以及成套化學注入系統工具，幫助客戶以較低的成本達到所需的防腐效果。
動態檢測
動態監測系統最大能達到25,000psi的工作壓力，能應用於最高200℃的嚴酷井下條件，並能保證系統的高度可靠性。
氣 舉
根據產層特點設計合理的氣舉方案，選用合適的氣舉工具和合理的數量，提高採油效率、降低氣舉採油成本。
電潛泵
可提供全系列、多規格的潛油電泵以及配套工具，可以滿足不同井況下使用，具有高可靠性、耐高溫高壓、自動化程度高、兼容性好等優點。
主要產品和服務 服務項目 主要產品 1 氣舉 偏心工作筒、氣舉閥、投撈頭、造斜工具、氣舉閥送入和取出工具等 2 電潛泵 電潛泵、高溫電潛泵、雙電潛泵系統 3 化學注入 化學注入閥、化學注入管線、管線保護器、地面泵送機組、管線絞車等 4 動態監測 感測器、感測器托筒、信號電纜、控制和顯示面板、太陽能供電系統等 技術能力
API相關標准；按照客戶技術規格書要求設計；應用該行業最先進的設計理念；應用公司相關專利技術；採用國際業內公認品質的最先進的流體控制元件。主要產品和服務. 服務項目 主要產品 1 井口控制設備 單井控制盤、多井控制盤、欠平衡井控系統、旋轉防噴器控制櫃、節流管匯控制系統 2 化學試劑注入設備 化學試劑注入系統 3 緊急截斷閥控制設備 緊急截斷閥控制盤 4 自動化監控系統 閉路電視監控系統（CCTV）and 數據監控系統（SCADA） 技術能力
油田試壓裝置是依據API 16A、API 16C、API6A、SY5156等井口及井控設備試壓標准及API Spec11D1-2002（ISO 14310-2001）、API14A等井下工具及安全閥的試壓標准，並綜合了國內外先進技術及工藝研發和製造的國際先進水平的試壓產品，並擁有國家專利證書和企業標准證書。
油田試驗檢測裝置是集試壓裝置、試驗工藝流程、自動化控制、視頻監控及配套設施於一體的大型成套設備，符合HSE職業健康、安全環保要求，功能齊全、器件優良、安全可靠、檢測試驗結果准確無誤。
主要產品和服務 服務項目 主要產品 1 水壓測試設備 攜帶型水壓實驗台，橇裝式水壓實驗台，集中控制水壓實驗裝置 2 氣密封測試設備 攜帶型氣密封實驗台，橇裝式氣密封實驗台，大型氣密實驗裝置 3 實驗室設計建造項目 井口及采氣樹試驗系統，防噴器試驗系統，封隔器性能實驗系統，採油工藝模擬實驗系統，氣舉工藝模擬試驗系統，防沙工藝模擬試驗系統

『肆』 方案設計與實施

以技術調研、室內可行性評價實驗和油藏精細描述研究成果為基礎，優化設計了CO₂驅油試驗方案，並於2003年3月進行了礦場試驗。

1.注氣方案

(1)數值模擬研究

根據地質研究成果，建立了試驗區的三維地質模型。進行了數值模擬網格劃分，縱向上劃分為4個網格，並形成一套變深度的網格系統。平面上網格方向基本與構造長軸一致，網格總數為40×42=1680個。在三維地質建模的基礎上，對注氣驅油室內實驗數據進行了擬合。

PVT相態實驗擬合:應用相態模擬軟體Winprop對芳48井區原油高壓PVT實驗數據進行了擬合，主要包括地層流體重餾分的特徵化、組分歸並、飽和壓力計算、單次閃蒸實驗擬合、等組成膨脹實驗擬合、多級脫氣實驗擬合、注CO₂氣膨脹實驗擬合及相圖計算等。最後得到了能反映地層流體實際性質變化的流體PVT參數場。

擬組分劃分:將芳48井區地層原油歸並為6個擬組分:CO₂，N₂-C₁，C₂-C₆，C₇-C₁₆，C₁₇-C₃₀，C₃₁₊。在參數優化過程中重點考慮對原油性質和流動性質影響較大的飽和壓力、氣油比、密度等組成膨脹和流體黏度的擬合效果。

細管實驗擬合及注氣混相驅研究:通過細管實驗擬合，確定了芳48井區油藏流體注CO₂氣的最小混相壓力，同時模擬計算了注氣過程P-X相圖和多級接觸的擬三元相圖。分析了芳48井區油藏流體在注CO₂氣時的混相能力及特徵。

長岩心驅替實驗擬合:長岩心驅替實驗擬合的目的是通過對注氣方式和實驗結果的匹配，對相對滲透率曲線和毛管壓力曲線等參數進行適當的修正，為三維油藏數值模擬研究提供符合實際的基本滲流特徵數據。對3個不同壓力下的注CO₂氣長岩心驅替實驗進行了擬合(表6-28)。

表6-28 注CO₂氣長岩心驅替實驗擬合結果

在地質建模和實驗數據擬合的基礎上，對不同注氣速度的6套方案進行了數值模擬指標預測(表6-29)。從表中可見，隨著注氣速度的提高，採收率增加。主要由於注氣速度提高後使地層壓力保持水平升高，從而更有利於提高驅油效率。但隨著注氣速度的進一步提高，換油率下降。

表6-29 不同注氣速度數值模擬主要指標預測結果

從注氣速度與累積增油量的關系看(圖6-20)，隨著注氣速度的增加，累積增油量變化不大，表明提高注氣速度對開發效果影響不明顯。

圖6-20 CO₂注入速度與累積增油量的關系

(2)方案設計結果

根據室內實驗和數值模擬研究成果，平均日注CO₂15t時方案預測指標較好，且隨著注氣速度增加，採收率提高。到模擬結束時累積產油6.14×10⁴t，采出程度24.02%。考慮到室內實驗和數值模擬與礦場實際有一定的誤差，且為便於現場實際操作，盡量加快試驗進程，力爭早日得出CO₂驅油試驗結論，方案設計初期日注氣20t，同時根據注氣井和連通油井動態變化情況進行跟蹤調整。

2.採油工藝

(1)注入工藝

油管:通過玻璃鋼油管、滲鎳磷油管、耐蝕合金鋼油管對比分析，優選了J55鋼級、 ″平式滲鎳磷油管。

注入管柱:採用Y341-114封隔器整體式注入管柱，該管柱由井下循環閥、Y341-114封隔器、球座、喇叭口組成，井下工具採用抗CO₂腐蝕合金鋼加工，管柱可實現抗CO₂腐蝕、承壓高、密封性能好的要求，承壓差為25MPa，耐溫120℃，使用壽命可達2年以上。

注入井井口:注入井井口抗CO₂腐蝕可分為DD、EE和FF3個級別。DD級井口材質為35CrMo;EE級井口材質在與腐蝕性介質接觸的關鍵部位，如閥芯、隔環、壓蓋等採用抗CO₂腐蝕合金鋼材料製造，其他部位採用35CrMo;FF級井口材質全部採用抗CO₂腐蝕合金鋼;根據壓力資料，選擇承壓高、密封性好的KQ65-35-FF注入井井口;井口安裝單流閥。

輔助防腐工藝:在使用防腐油管和套管的同時，油管使用柴油作為隔離液，緩蝕劑預處理;油套環空加緩蝕劑進行壓力平衡、防腐來保護油、套管。目前，國內外較好的緩蝕劑主要類型有丙炔醇類、有機胺類、咪唑啉類和季胺類。中原油田對咪唑啉類緩蝕劑在不同濃度和不同分壓下進行了試驗，緩蝕率達86.7%～96.0%，說明咪唑啉類緩蝕劑能夠很好地防CO₂腐蝕。管柱下井後反循環替入防腐劑充滿油套管環形空間，後期注入過程間斷補充防腐劑。投注時，油管先擠入隔離液柴油，然後擠入防腐劑進行油管預處理。

(2)抽油舉升工藝

油管和抽油桿:滲鎳磷處理技術主要依靠滲鎳磷層(厚度為20～40μm)來隔絕鋼體與腐蝕介質的接觸，從而達到防腐的目的。該技術的優點是工藝簡單、成本低。考慮與測試技術相容，油井採用 小接箍外加厚 平式組合油管，即上部800m採用滲鎳磷 小接箍外加厚油管，其餘井段採用滲鎳磷 平式油管。

抽油桿採用Ф25×Ф22×Ф19mmH級表面滲鎳磷抽油桿;抽油泵選用Ф32mm整筒泵;抽油機選用YCYJ10-3-37HB節能抽油機;為滿足動態監測要求，考慮防CO₂腐蝕，井口選用偏心250-EE井口。

(3)機械採油配套工藝

防氣工藝:為提高泵效，防止氣鎖，在抽油泵下安裝氣錨。

清防蠟工藝:清防蠟劑採用油溶性清防蠟劑。

防腐工藝:采出井見效後，氣、水、油混合物存在一定的腐蝕性，在使用防腐蝕油管和抽油桿的同時，生產過程中，採用緩蝕劑防腐，並根據采出液CO₂監測量，確定加葯制度。

防垢工藝:從江蘇油田試驗情況看，CO₂驅在采出井出現了井下結垢現象，採取的措施是採用點滴加葯方式向油套環空加入阻垢劑。大慶油田採油八廠在2000年研究了井下固體防垢工藝，主劑為氨基三甲叉膦酸和聚丙烯酸鈉。室內實驗結果表明，當防垢劑濃度在2.0～6.0mg/L范圍內時，防垢率可達90.2%～98.4%。將防垢劑固化，安裝在抽油泵下部，隨生產管柱下入井內。現場檢測結果表明，試驗井采出液中阻垢劑的濃度能夠控制在有效濃度之內，有效期1年，起到了較好的防垢作用。因此在采出井下入井下固體防垢器和油套環空加阻垢劑的措施進行防垢。

計量工藝:根據地面流程，確定相應的單井計量工藝，採用液面恢復法和井口收油罐量油或翻斗計量方式同時計量。

3.地面工藝

注入工程:在試驗區建注入站1座，液態CO₂冷凍儲存，升壓注入。在注入井西南側建注入站1座，由CO₂站的罐車將CO₂送到注入站後，經卸車泵輸入30m³儲罐，設置一套製冷裝置維持儲罐溫度在0～10℃，儲罐內的CO₂經注入泵注入井口。由於該工藝未考慮喂液泵，在試驗過程中無法正常運行，後調整為撬裝注氣裝置，滿足了試驗區注氣要求。

原油集輸工程:原油集輸系統新建油井5口採用集中拉油方案。單井計量均採用固定式翻斗儀計量;集油管道內採用熔結環氧粉末防腐層，厚度大於等於350μm，工廠預制;補口採用承插式管道內補口接頭，現場焊接。儲罐內防腐層結構為:環氧富鋅底漆2道，干膜厚度80μm，環氧防靜電塗料面漆2道，干膜厚度120μm。

4.方案實施情況

注氣井(芳188-138)於2003年3月開始試注，該井只射開FⅠ7層，砂岩厚度10.3m，有效厚度6.0m，未壓裂直接投注。初期井口壓力14～15MPa，日注液態CO₂5t。截至2004年6月底，油壓13.0MPa，日注液態CO₂3t左右，受注入狀況等因素影響，僅累積注入液態CO₂596t。2004年7月以來，按方案實施，平均日注氣20t左右。截至2004年12月底，注入壓力在12.5MPa左右，累積注入液態CO₂5396t(0.1079PV)。

2005年繼續按方案設計注氣(日注20t左右)，其間5～7月對注氣井組進行了整體試井。截至2005年底，注入壓力在12.5～13.0MPa，累積注入液態CO₂15000t(0.3PV)。

根據井組內油井受效和見氣情況，2005年10月改為脈沖注氣，並利用數值模擬技術對脈沖注氣周期、注氣速度等參數進行了優化。根據優化後的方案，先後分3個段塞注入液態CO₂5239t。截至2006年底，累積注氣20373t，注入地下體積0.407PV。2007年1～2月按方案要求停注，4月份恢復注氣11d，共注入CO₂301t;受鑽關等因素影響，5～9月注氣井停住;10月份開展了注氣井組雙向調剖現場試驗，共注入調剖劑480m³和CO₂533t。截至2007年底，累計注入CO₂20674t(0.413PV)。

試驗區4口老油井平均單井射開砂岩厚度12.9m，有效厚度10.9m。1999年10～11月用YD-89型射孔槍射孔後，進行了壓裂改造，平均單井壓裂砂岩厚度12.2m，有效厚度10.3m。2002年底轉抽油投產，初期平均單井日產油3.5t，採油強度0.34t/d·m;2004年8月為加快試驗進展，投產了距注氣井80m的未壓裂井芳188-137，投產初期幾乎沒有自然產能，2005年3月對該井進行了吞吐試驗，吞吐後該井開始受效，日產油最高1.5t。試驗區從2004年7月開始受效，到2005年3月見到注入氣，經過脈沖注氣、油井間開等調整措施，投產5年時平均單井日產油0.8t，採油強度0.08t/d·m。