摘要：地应力的分布特征及断层稳定性对复杂区域的水平井井位部署、钻井方位及水力压裂设计等方面至关重要。准噶尔盆地构造运动剧烈,地层特征较为复杂,需厘清地应力变化规律,判别断层稳定性,把控钻井风险,以提高钻井作业效率。该文以区域地质构造、地震等资料为基础,优选地应力计算模型,进行三维地质力学建模。通过模型计算,得出区域地应力大小和特征,判断区域特征为走滑断层控制过渡到正断层控制;基于模拟结果对三段重点层位进行研究,分析得到断层对地应力变化规律的影响。利用Coulomb破坏函数对研究区域内5条主干断层进行力学判别,分析得到F1和F3断层处于稳定状态,F2、F4和F5断层处于不稳定状态,这一判断结果有助于实现钻井风险的及时预警。该研究通过系统的地质力学建模和断层稳定性分析,为复杂区域相关工程研究提供了理论支持,可以有效地提高钻井作业效率。

摘要：在中国天然气管网即将推行能量计量方式的形势下,天然气能量计量系统的合理建设和运行过程中合理评价天然气能量计量系统,进而保障计量结果的准确可靠性已成为天然气贸易交接各相关方关注的焦点。为了科学合理建设和评价天然气能量计量系统,对比分析了国内外相关天然气计量技术标准和规范,结合国家石油天然气大流量计量站成都分站(以下简称成都分站)流量计检定数据和国内外实施实例,以天然气贸易计量交接中A级计量系统为例,进行了天然气能量计量系统最大允许误差和测量不确定度分析并提出了相关建议。研究结果表明:(1)按照流量大小、最大允许误差进行中国天然气能量计量系统设计和建设的分级和配置具有可操作性;(2)天然气能量计量系统设计建设时按照GB/T 18603进行配置,虽然系统最大允许误差能够达到A级要求,但在运行中需要控制不确定度带来的计量风险,加强标准的执行宣贯和现场计量管理;(3)国内相关标准和规范在计量系统分类、流量和发热量测量不确定度评定方面需要协调一致。结论认为,通过对标分析和不确定度研究,提出了中国天然气能量计量系统需要在天然气流量量值溯源、标准制修订和计量管理等方面持续改进的建议。上述认识为中国下步实施天然气能量计量时计量系统设计建设和实际运行的性能评价提供了有益参考。

摘要：致密储层水力压裂裂缝发育程度定量表征对致密储层压裂开发优化具有重要意义,关于复杂裂缝发育程度定量表征指标多忽略改造区内裂缝发育情况。提出新的复杂裂缝发育程度定量表征指标,即拟裂缝密度,并以HN油田AP区块为例,分析复杂裂缝发育程度影响因素,且将其运用于指导实际矿场井。研究发现,随着应力差增加,拟裂缝密度先增加后降低。储层渗透率增加,拟裂缝密度降低,且降低趋势由慢变快。在HN油田AP区块所受应力、天然裂缝发育情况下(应力差10 MPa,两组天然裂缝同时发育),当射孔角度为0°、压裂液黏度为0.4 mPa·s时,能够获得最佳的压裂改造效果。将以上参数优选结果运用于指导矿场实际APX直井压裂,APX直井产量递减趋势得到了有效缓解,且在压裂12个月有效期内增油量1900 t。

摘要：中国高煤阶煤层气资源量丰富,占煤层气总地质资源量的三分之一,其高效开发利用对保障国家能源战略安全,降低煤矿生产安全隐患,减少二氧化碳排放具有重要意义。为了解决制约我国高煤阶煤层气产业发展的“四低”(探明储量有效动用率低、产能到位率低、单井产量低、开发利润低)问题,在深入分析制约高煤阶煤层气开发核心问题的基础上,通过理论研究与技术研发并重、室内攻关与现场试验并行,规模建设与效益开发并举等多种举措,提出了控产选区评价等新方法。研究结果表明:①煤层气地质和煤矿地质差异、储量可开采性差异、工程技术适应性、排采科学性是制约煤层气开发效果的主要因素;②提出了“四要素”控产认识,疏导式工程改造方法,疏导式排采控制认识,指导建立了高煤阶煤层气高效开发技术系列;③经实践,优质储量控制程度由32%提高到80%,开发井成功率由60%提高至95%,直井平均单井日产气量提高约1100 m^(3),水平井钻井费用降低50%,单方气操作成本降低24%。结论认为,建立的高煤阶煤层气高效开发技术系列,有力推进了沁水盆地煤层气高效开发,“十四五”中期,中国石油华北油田煤层气年产气量有望达到20×10^(8)m^(3),助推了我国煤层气的战略性发展。

摘要：电能路由器(electrical energy router,EER)可实现新能源、储能及多种电能负载的灵活接入,协调控制和运行模式切换是其运行控制的重点。为实现EER运行模式的平稳过渡,降低EER运行模式切换时母线稳压单元控制模式改变导致的切换冲击,首先分析并网和孤岛两种运行模式切换时的电压扰动机理,研究系统内功率突变以及母线稳压单元控制器的调节过程对系统的影响。然后设计EER模式切换时序,提出一种基于移相比保持器、电流保持器的控制器输出量提前补偿的模式切换协调控制策略,能够实现端口功率的实时平衡,降低模式切换暂态过程中的电压扰动,提升系统的暂态稳定性。最后,通过Matlab/Simulink仿真软件搭建EER仿真模型,验证了所提控制策略的有效性。

摘要：在助力国家“双碳”目标、满足天然气需求量增长的过程中,四川盆地致密砂岩气(以下简称致密气)具有充足的资源基础和开发技术储备。为此,针对四川盆地致密气产业高质量发展面临的主要挑战,明确了致密气产业发展的定位与目标,设计了战略管理创新模型,并提出了相应的战略管理实施路线。研究结果表明:①当前四川盆地致密气发展面临资源储备与产能建设、协调发展与投资管理、项目管理与创新实践等3方面的主要挑战。②在四川盆地致密气产业发展战略管理制定过程中,需要做好战略环境要素分析、提前谋划战略规划布局、建立创新管理组织结构、设计新的管理业务流程、加强管理决策支持、实施绩效评估与激励等6个方面的工作。③提出了4条战略实施策略,包括大力优化天然气产业链资源结构,保障清洁能源安全供应;试点致密气勘探开发完全项目制,加速增储上产控本增效;强化技术与管理协同发展,加快创新体系价值转化;加强融合发展生态圈建设,推进持续企地协调发展。结论认为,四川盆地致密气资源勘探开发具有广阔的前景,实施战略管理对加快四川盆地致密气产业可持续高质量发展具有重要的战略意义。

摘要：基于国内外CO_(2)驱油矿场实践启示,探讨终极埋存情景下二氧化碳捕集、驱油利用与埋存(CCUS-EOR)开发方式的采收率问题。碳中和背景下,向地质体注入CO_(2)应追求永久埋存,CCUS-EOR成为一种终极开发方式,应追求采收率最大化,为此提出了CO_(2)驱油极限采收率概念,明确其与终极采收率、经济合理采收率概念的内涵区别,指出实现极限采收率已具备成熟配套的CCUS-EOR全流程技术基础。根据吉林油田黑79北小井距CO_(2)驱先导试验等国内外CO_(2)驱油项目生产实际数据,回归得到了混相气驱采收率与累计注入量的经验关系式;结合气驱增产倍数概念,建立了任意混相程度下CO_(2)驱提高采收率幅度计算的油藏工程方法。累计注气量为1.5倍烃类孔隙体积时,采出程度与极限采收率的相对偏差小于5%,绝对差值小于2.0个百分点。基于扩大波及体积技术的大孔隙体积倍数注入是逼近CCUS-EOR极限采收率的必要条件,需从大孔隙体积注入方案设计、提高混相程度和持续扩大波及体积3个方面入手实现。

摘要：利用井下同轴换热系统(DCHES)取热是一种开发岩层地热能的有效手段,但目前缺乏针对其流量优化的设计方法。依据流动与传热基本原理,建立DCHES取热数学模型,并通过现场测试数据进行验证。耦合取热功率的可用性,形成DCHES最佳流量的设计方法,并以西安地区为例开展现场应用。结果表明:取热功率的可用性随流量的增大先增加后减小;取热功率可用性最大时所对应的流量即为DCHES的最佳流量。在DCHES的实际运行中,可利用本方法不断调整运行流量以获得最大[火用]功率。

摘要：加快推进天然气地下储气库(以下简称储气库)建设是持续提升储气调峰能力,助力“双碳”目标顺利实现,保障国家能源安全的重要举措之一。由于中国地质条件复杂,储气库选址、设计、建设与运行面临一系列重大科技挑战。为此,在概述国内外储气库理论技术发展历程的基础上,结合国内以陆相沉积、中深层复杂断块为主的建库目标,提出了储气库科学建设亟待创新的交变载荷储气地质体动态密封、高速注采渗流、大井眼注采井高质量建设和地下地面注采全系统完整性监测等重大理论技术问题,并系统阐述了我国储气库建设理论技术未来发展方向。研究结果表明:①深化以动态密封性评价为核心的储气库地质理论体系攻关;②持续开展中低渗储层高效建库理论和设计方法研究;③加强注采转换灵活、高效和低能耗地面关键装备制造技术研发和国产化;④创建以微地震监测为核心的地层—井筒—地面“三位一体”风险实时预警技术;⑤加快开展储气库数字化建设和智能化调峰运行技术攻关。结论认为,随着我国储气库类型多元化、储气空间日益复杂化、储气库功能多样化,开展储气库基础理论与关键技术攻关十分必要。新理论与新技术的创新与融合将大幅提升储气库运行效率、降低建库投资,对保障储气库全生命周期安全高效运行具有重要保障作用。

摘要：页岩油气是自生自储、源储一体的非常规油气资源,根据热演化成熟度将页岩油划分为中—高成熟页岩油与中—低成熟页岩油,根据页岩沉积环境将页岩气划分为海相、海陆过渡相和陆相页岩气。中国是目前世界上实现陆相页岩油商业规模开发最成功的国家之一,相继在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地、渤海湾盆地等获得陆相页岩油重大发现。在四川盆地及其周缘实现了海相页岩气工业突破和快速规模发展,截至2021年底,在中国南方累计探明页岩气田8个、探明地质储量2.74×10^(12)m^(3),2021年页岩气产量达230×10^(8)m^(3),累计生产页岩气924×10^(8)m^(3)。中国页岩油气资源潜力大,但规模勘探与效益开发仍面临诸多挑战。借鉴国外页岩油气发展经验与启示,建议由国家牵头评价落实黑色页岩转化油气、高碳煤岩转化油气的技术与经济资源量,制定发展规划;设立国家级黑色页岩、高碳煤岩油气原位转化先导试验区,继续执行并出台页岩转化、煤岩油气转化的财政激励和税收扶持政策,推动实现地下页岩油熟化转化革命、地下煤炭加热转化油气革命;国家顶层设计,统筹投资,以鄂尔多斯、四川等盆地为代表,打造地上可再生能源与地下油气煤、热锂铀、碳捕获和储存(CCS)、碳捕获与利用及封存(CCUS)等协同融合发展的"世界超级能源盆地"基地,实现地上与地下多种能源的协同融合发展。