2021年, 第6卷, 第2期　
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  征稿

  . 2021, 6(2): 0-0.

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  氢能制—储—运安全与应急保障技术现状与发展趋势

  张来斌;胡瑾秋;张曦月;肖尚蕊

  . 2021, 6(2): 167-180.

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  氢能零污染、零碳、无次生污染,是公认的清洁能源,被誉为21世纪最具发展前景的二次能源,也是实现"碳达峰、碳中和工作"最富成效的技术方案之一,氢能将成为我国能源体系的重要组成部分.然而氢能在制备、储运以及利用等环节,基础设施关键零部件较多、系统复杂、用材特殊,我国对氢能制—储—运安全与应急保障技术仍缺乏系统性研究,落后于产业发展安全保障现实需求.本文系统性辨识了氢能源在制备、存储、输运以及供应等领域基础设施的安全现状、风险因素及面临的技术挑战,从事故风险演化与灾变机理、安全评估与完整性、安全检测与监测预警、以及事故应急与保障机制等方面提出技术需求与发展建议,为完善我国氢能制—储—运安全与应急保障技术体系提供参考.
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  松辽盆地白垩系陆相页岩孔隙演化过程研究

  李灿星;刘冬冬;肖磊;姜振学;李卓;郭靖

  . 2021, 6(2): 181-195.

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  页岩的孔隙结构决定了页岩储层的储集能力,因此,研究页岩孔隙演化过程对于揭示页岩气富集机理具有重要意义.前人针对海相页岩的孔隙演化过程已经开展了系统的研究工作,但对于陆相页岩的孔隙演化过程研究相对较少.本文以松辽盆地青山口组低成熟陆相页岩(镜质体反射率RO=0.65％)为研究对象,通过热模拟实验,结合气体吸附、高压压汞(mercury intrusion capillary pressure,MICP)、X射线衍射(X-ray diffraction,XRD)等实验数据,对松辽盆地青山口组陆相页岩孔隙结构演化过程进行了系统分析,并建立了陆相页岩孔隙演化模式.结果表明,随着演化程度的升高,页岩孔体积和比表面积经历了先增大后减小再增大的过程,孔隙演化主要受控于有机质生烃和黏土矿物转化.当0.65％2.15％时,干酪根生油停止,生成的液态烃开始裂解生气,形成大量气泡孔,后期气孔进一步增大,出现孔隙融合现象,同时I/S中蒙脱石向伊利石转化,共同导致孔体积和孔比表面积大幅增加.
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  西湖凹陷孔雀亭构造平湖组油气来源及充注特征

  李朝阳;魏琳;刁慧;程熊;侯读杰

  . 2021, 6(2): 196-208.

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  西湖凹陷平湖斜坡带北部孔雀亭含油构造油气资源丰富,但成藏过程复杂,其油气来源和充注过程尚不明确.通过油源对比及流体包裹体岩相学、均一温度、盐度、结合激光拉曼测试等多种方法,对孔雀亭构造油气来源、油气充注期次和成藏时间进行了分析.研究表明孔雀亭地区烃源岩主要分布在古近系始新统沉积的平湖组、宝石组地层,烃源岩类型包括煤、碳质泥岩和泥岩,有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型;平湖组上、中、下段和宝石组烃源岩总有机碳含量(TOC)、生烃潜力(S1+S2)、氢指数(HI)等指标有所差异,其中平下段烃源岩有着较高的总有机碳含量;平湖组、花港组砂体多层系含油,油气地球化学性质均有差异,油源对比显示该区油气可划分为2类,Ⅰ类较低成熟度的油气来源于孔雀亭地区中低带平湖组下段烃源岩,Ⅱ类较高成熟度的油气可能来源于中低带宝石组烃源岩;平湖组储层发育2期流体包裹体,第1期气液两相包裹体发黄色、黄绿色、蓝绿色荧光,因经历再平衡作用,认为其捕获均一温度为130～140°C,成藏时期为5～2 Ma,以轻质油和凝析油充注为主;第Ⅱ期天然气包裹体呈灰色,无荧光显示,未经历再平衡作用,结合主峰均一温度140～150°C,认为成藏时期为2 Ma至今,以天然气充注为主,呈现晚期充注特征.激光拉曼检测到包裹体中含有沥青质,推测晚期可能伴有气洗作用.研究认为孔雀亭构造油气主要成藏时间为三潭组沉积至今,具备优良的储盖组合与构造演化的时空配置,具有"早油晚气,晚期成藏"的充注特点.
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  疏松砂岩储层微压裂机理与应用技术研究

  林伯韬

  . 2021, 6(2): 209-227.

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  疏松砂岩储层在改造及注水施工中表现出与致密储层压裂迥异的力学变形特征,亟需特定的力学机理解释其宏微观变形行为,从而为现场施工提供理论指导.针对疏松砂岩质地松软、塑性强、渗透率高的岩土力学性质,本文引入土力学的理念,介绍微压裂这一储层改造与增注技术,深入分析该类储层在微压裂过程中的扩容及微裂缝起裂机理.在理清微压裂力学机理的基础上,总结归纳已有的储层微压裂效果评价方法,包括室内实验、解析分析和数值计算方法,阐明各类方法的必要性和优缺点.基于力学机理和计算方法,讨论了微压裂技术在超稠油储层改造、井筒解堵和人工干预地应力场中的应用方法和工程案例.最后,以超稠油储层改造为例,提出微压裂效果自动化评价技术.研究发现微压裂为综合孔隙弹性、塑性和断裂多种力学变形的复杂力学机制,在不同的应用场合实现的功能各异,但普遍体现为扩容至微裂缝起裂这一过程的局部至全部特征;分析微压裂作用效果应当考虑多尺度效应,结合多类数值计算方法开展实际工程案例评价.超稠油储层微压裂改造以井周产生微裂缝、井间储层发生孔隙扩容为主,加强井间热对流效应,加速井间连通.微压裂应用于井筒解堵时提供了反洗冲砂、井周扩容与造微裂缝恢复流体通道的作用,从而延长解堵效果.此外,微压裂亦可应用于致密储层,通过人工干预井周、井间、段簇间有效地应力场,使其利于预期造缝目标.未来的技术攻关应集中在完善自动化、进而发展智能化的微压裂技术,逐步取代人工决策及控制.
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  高温高压钻井关键技术发展现状及展望

  罗鸣;冯永存;桂云;邓金根;韩城

  . 2021, 6(2): 228-244.

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  随着我国对深层油气资源需求的不断增长,在勘探开发过程中,高温高压地层变的越来越常见,给钻井带来了诸多困难与挑战.高温高压钻井除了要面临高温高压的挑战,还要克服地层压力预测难、井身结构复杂、井控难、钻井液流变性差、机械钻速低、井下工具适应性差等一系列的问题.通过对国内外高温高压钻井技术文献的整理,从地层压力预测、井身结构优化、控压钻井、抗高温钻井液、钻头与高效破岩、随钻测量与导向工具等6个方面对目前高温高压钻井技术的发展进行了总结,并对各个方面的发展做了一定的展望.目前,国内外高温高压钻井关键技术中,高温是最急需解决的问题.对于国内来说,井下175℃是一个坎,许多国内的钻井设备与技术在面临这个温度时都会产生一系列问题,因此,也限制了国内技术的规模化应用,而且与国外的先进水平相比,尚有一定差距.国外高温高压钻井关键技术主要集中在Schlumberger、Halliburton、Baker Hughes、Weatherford等主要石油工程技术公司中,且都已经形成了自己的特色系列产品并进行过一定规模的应用.例如斯伦贝谢公司的自动节流控压钻井系统、威德福公司和雪弗龙公司合作开发的随钻测井技术服务HEX等.总的来说,过去几年高温高压钻井技术得到了快速的发展,取得了很大的成就;但如何实现高温高压井安全高效的钻进,仍是国内外共同需要努力的方向,而且对于高温高压非常规井的钻井技术研究也十分缺乏.因此,国内外仍要加大对高温高压钻井技术的研究力度,特别是国内,应继续跟踪加强研究,以满足日益苛刻的钻井需求.虽然目前的技术能力并不能解决所有问题,但是为今后高温高压钻井技术的发展奠定了良好的基础.
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  考虑井筒加载历史的压裂过程中套管剪切变形数值模拟研究

  李晓蓉;古臣旺;冯永存;丁泽晨

  . 2021, 6(2): 245-261.

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  体积压裂技术作为致密油气开发的重要技术手段,在实现储层有效改造的同时,也可能带来套管变形失效的问题,其主要失效原因之一是水力压裂诱发的断层激活和界面滑移造成套管剪切变形和破坏.本文首先通过研究压裂液进入断层的不同模式,阐释了体积压裂诱发断层激活理论,为分析断层滑移量对套管变形的影响提供了理论依据.其次,本文建立了考虑水力压裂过程中断层滑动引起套管剪切变形的新模型,模型创新性地考虑了井筒全生命周期加载历史(钻井、下套管、注水泥、水泥浆固化、水力压裂)对套管变形的影响.最后,利用建立的模型,量化分析了不同工程和地质条件下(压裂液压力、断层倾角、裂缝长度、套管壁厚和水泥环弹性模量),断层滑移后套管内径的变化规律.结果表明,断层的滑动会对套管产生剪切作用从而产生套管缩径,导致套管发生屈服破坏.随着断层长度的增加,套管剪切变形程度也随之增大,当断层长度为80 m时,套管的缩径量达到11.95 mm.随着压裂液压力的不断增大,套管剪切变形程度也随之增大,当流体压力为80 MPa时,套管缩径量最大达到了9.94 mm.断层倾角在30°左右时,套管缩径量最大可达9.53 mm.增大套管的壁厚和水泥环的弹性模量,对套管缩径量的改善效果并不明显.因此,在井眼轨迹设计的过程中应尽量避免井眼穿越断层,压裂设计时应避开大尺寸断层区域;同时,应该合理设计压裂液的泵入速度,尽可能使其保持在较低的值,以降低流体压力.该研究所建立的考虑井筒加载历史的数值模型可以更加全面地解释页岩气井多阶段压裂过程中断层滑动后套管剪切变形情况,为工程作业提供指导意义.
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  缝内暂堵转向压裂数值模拟方法

  王博;刘雄飞;胡佳;刘进军;周福建;周航

  . 2021, 6(2): 262-271.

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  水力压裂过程中,暂堵剂在缝内形成架桥封堵,提升缝内净压力,转向激活天然裂缝,增大储层改造体积.本文介绍了水力压裂物理过程及基本控制方程,基于该方程建立了二维流固全耦合相交裂缝扩展模型,实现缝内暂堵转向过程的模拟.利用黏结单元指定水力裂缝与天然裂缝扩展路径,基于内聚区模型控制裂缝单元的起裂与扩展.基于达西方程和润滑方程,令流体在暂堵体内流动的压降,与流体在无暂堵体缝内流动的压降相等,通过改变润滑方程中的等效黏度项来模拟暂堵体对缝内流体流动的影响.模型模拟结果与已发表的数值模拟结果吻合,证明了模型的可靠性.基于该模型研究了缝内暂堵转向动态过程,模拟结果表明,流体压力在暂堵体内部迅速降低,缝内净压力及裂缝开度显著增大,转向激活天然裂缝.整个缝内暂堵转向过程分为5个阶段:(1)水力裂缝起裂并扩展至相交点;(2)水力裂缝由相交点扩展至暂堵体;(3)水力裂缝停止扩展及天然裂缝上分支扩展结束;(4)天然裂缝上分支扩展结束至下分支扩展结束;(5)裂缝体积持续膨胀.本文工作为后续系统开展缝内暂堵转向规律研究提供了方法与模型基础.
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  论直井—水平井混合井型开发陆相/海陆过渡相页岩气的优势

  张涛;李相方;王香增;唐永槐;里清扬;王小华;冯东;赵文

  . 2021, 6(2): 272-281.

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  长水平井+体积压裂是海相页岩气开发取得成功的主流技术,但我国的陆相/海陆过渡相页岩与海相页岩储层性质相差较大,陆相/海陆过渡相页岩的开发方式不能照搬海相页岩气的.本文提出陆相/海陆过渡相页岩应采用直井和水平井混合井型开发的技术思想.该技术思想的关键出发点在于陆相/海陆过渡相页岩(1)脆性矿物含量少,水平井体积压裂造复杂缝困难;(2)黏土矿物含量高,水平井体积压裂储层污染面积大;(3)纵向往往伴生其它非常规天然气资源(致密气、煤层气等),采用直井"多气合采"可以控制更多的储量.以鄂尔多斯盆地延长探区为例,本文详细论证了陆相/海陆过渡相页岩的上述特征对直井和水平井开发的影响,提出了基于水平井可控纵向储量占比、脆性指数、储层伤害表征参数和薄砂层占比4个参数的合理井型优选标准.结果表明,当水平井可控纵向储量占比<60％,脆性指数<35％,储层伤害表征参数>20％,薄砂层占比<10％时,可以采用直井开发,反之采用水平井开发.进一步地,基于该标准分析了延长组长7段和山西组山1段陆相页岩水平井与直井的开发实例.本文提出的思想突破了水平井是实现页岩气开发唯一方式的传统认识,强调了直井联合水平井开发陆相/海陆过渡相页岩气的优势,为实现陆相/海陆过渡相页岩气的经济有效开发奠定基础.
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  基于机器视觉的注水泵智能监控方法研究

  刘珈铨;侯磊;毕新忠;段闯;任赆慈

  . 2021, 6(2): 282-291.

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  随着智慧油田建设的高速推进,对油田设备的智能监控技术提出了更高要求.目前油田储存有大量监控视频,面向人脸识别、泄漏检测等领域的视频已有研究,但面向旋转设备的视频还未被充分挖掘.针对某油田注水泵监控视频图像噪点多及干扰目标多等问题,本文提出基于Faster Region Convolution Neural Network(Faster R-CNN)的注水泵智能监控方法.利用特征提取网络(FEN)对输入图像的柱塞区域进行特征提取;利用区域推荐网络(RPN)基于已提取特征图生成一系列候选区域;利用目标检测网络(ODN)综合FEN提取的特征图及RPN产生的候选区域进行柱塞区域识别和柱塞区域坐标确定,实现了变化背景中泵柱塞区域的自动检测.通过二值化与高斯滤波对柱塞区域图像进行预处理,减少图像噪点以使柱塞运动期间的帧间差值显著增大.通过帧间差分法判别各帧中柱塞区域的当前运动状态,并基于多个帧间差值的运动状态判定标准判别柱塞区域的整体运动状态,实现了泵柱塞运动状态的智能监控.与传统的基于数据采集与监控系统(SCADA)中数值参数的监控方法相比,基于机器视觉的智能监控方法更加准确直观.油田生产现场的真实视频验证表明,该方法能够快速准确地对注水泵柱塞的运动状态进行检测,检测总准确率达到96.75％,显著高于传统的帧间差分法及光流法,能够为油田设备智能化管理提供技术支撑.
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  吉化油泥热解燃烧特性及动力学研究

  王斌;马跃;岳长涛;李术元;唐勋;常少英

  . 2021, 6(2): 292-301.

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  本文对吉化集团炼厂油泥进行基本性质分析、热重实验、热解和燃烧特性分析及动力学研究.结果表明,吉化油泥含油率为14.74％,含水率为72.82％.通过设置5、10、15、20、30℃/min共5组升温速率,得到热解和燃烧特性及动力学参数.油泥热解过程由挥发阶段及热解阶段组成,主要分为有机物的挥发以及少量易反应杂原子的热解、少量有机物挥发以及重组分热解两个过程.燃烧过程由挥发燃烧阶段与固定碳燃烧阶段构成,第一阶段为小分子有机物挥发燃烧,第二阶段为大分子有机物挥发热解进而燃烧,以及氧气扩散至坩埚内部发生固定碳燃烧.燃烧受升温速率影响较小,活化能不会因有机物消耗而明显增长.而且在燃烧过程中,挥发燃烧比热解挥发难发生,固定碳燃烧比热解容易发生.本文将油泥热解过程中存在相互影响的挥发和热解阶段拆解,利用Coats-Redfern、DAEM两种模型计算动力学参数,并与正常处理方法结果对比,优化动力学计算过程.DAEM模型挥发阶段活化能为61.82～81.05 kJ/mol,热解阶段活化能初始值为121.60 kJ/mol,随着转化率增大升高至237.07 kJ/mol.采用DAEM模型对油泥燃烧过程进行计算,燃烧活化能为73.95～110.93 kJ/mol,并与Coats-Redfern模型及热解过程相对比.Coats-Redfern模型假设反应单一,所得为某一区间的活化能均值,局限性较大;DAEM活化能模型的假设更加贴合油泥复杂的组成,方法更优.热解计算中分峰方法将热解阶段与挥发段分离,所得动力学数据更接近真实数据.研究表明DAEM模型准确性更好,可靠性更高.最后通过热重实验,研究吉化油泥热解及燃烧特性,并计算动力学参数,本文研究成果可以为油泥热解处理技术提供基出实验数据支撑.
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  中国油气行业甲烷逃逸排放核算与时空特征研究

  杨梓诚;高俊莲;唐旭;仲冰;张博

  . 2021, 6(2): 302-314.

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  甲烷是仅次于二氧化碳的第二大温室气体,油气开发利用的全产业链均会产生甲烷逃逸排放.在2060年前实现碳中和的愿景下,我国油气行业的甲烷减排需求迫切,而准确地核算与评估甲烷逃逸排放是油气行业开展甲烷排放控制工作的前提.本文采用《IPCC2006年国家温室气体清单指南(2019修订版)》推荐的排放因子,核算了2000—2017年我国油气行业甲烷逃逸排放,并分析了具体的时空演变特征.结果表明,2000—2017年我国油气行业的甲烷逃逸排放持续增长,2000年所估算的区间范围为703.6 Gg(低排放情景)～970.4 Gg(高排放情景),到2017年增长为1697.3～3288.3 Gg;其中石油系统的甲烷排放先增加后下降,从2000年的561.9～648.0 Gg增长到2017年的696.6～783.0 Gg;天然气系统的甲烷排放保持持续增长,从2000年的141.7～322.5 Gg增长到2017年的1000.7～2505.3 Gg.天然气系统相比于石油系统,其甲烷逃逸排放增长更快.从具体的排放源类别来看,在以排放更低的技术和实践为主的低排放情景,油气行业的生产环节为关键排放源,而在排放更高的技术和实践为主的高排放情景下,天然气系统的运输环节也成为关键的排放源,表明这些排放源具有较大的减排潜力.从空间特征来看,伴随油气资源勘探开发布局的变化,我国油气行业甲烷逃逸排放的分布总体呈现出由东北、华北地区向西北、西南地区转移的趋势;对比现有的清单研究结果发现,由于排放源完整性、核算方法和数据精度方面的差异,关于我国油气系统甲烷逃逸排放的估算研究仍存在较大的不确定性.最后,从国家清单编制常态化、清单编制方法学完善、高分辨率排放源识别等方面,对促进我国油气行业甲烷排放清单的编制提出了相应建议.
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  中国天然气进口规模与结构仿真研究

  薛庆;刘明明;程承;李展

  . 2021, 6(2): 315-328.

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  在"双循环"新发展格局和"碳中和"新目标框架下,我国未来的节能减排路径比欧美发达国家更加陡峭.在能源转型的过程中,天然气作为清洁、低碳、高热值的化石燃料品种,需求潜力有望得到进一步的释放.由于资源供应稳定性、价格体系和基础设施建设等方面仍存在短板,我国的天然气供应安全面临较大的隐患,有必要通过仿真模拟,对"双循环"和"碳中和"背景下我国天然气中长期进口形势和潜在风险进行预判和应对.本文对我国天然气市场需求、资源供应格局、基础设施建设、体制机制改革现状存在的问题和未来变化趋势进行分析和展望,改进并构建了中国天然气贸易仿真模型,基于天然气供需和基础设施可能的发展路径,设计了有约束优先发展、无约束优先发展、有约束超低碳发展、无约束超低碳发展4大情景,对多情景下我国的天然气中长期进口形势进行数值模拟."碳中和"和"双循环"发展目标促使我国天然气消费于2035—2040年间提前达峰.仿真结果显示,"碳中和"和基础设施去瓶颈将带来更大的保供压力.由于国内天然气产量增幅低于消费量增幅,我国天然气对外依存度持续高企,供应安全隐患不容忽视.若2050年前储运设施瓶颈彻底去除,LNG进口将释放巨大的增长潜力,LNG进口量在天然气进口总量中的比重进一步提升,其中美国和非洲LNG将成为我国LNG长约和现货市场的重要补充.相较而言,管道气进口来源相对固定,且中亚、俄罗斯等管道气供应总量有限.研究还发现,当天然气消费达峰后,市场可能出现LNG接收站等基础设施冗余问题,因此建议充分论证能源转型实施路径,发挥天然气的过渡能源优势,维护能源供应安全.针对可能出现的基础设施冗余问题,应提前制定保护性政策,降低投资风险.
产业观点
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  国内石油石化企业在电池租用服务(BaaS)领域开展合作探讨

  戚鸣

  . 2021, 6(2): 329-332.

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