稠油热采能耗强度是常规油田平均水平的3倍,高含碳气田开发碳排放强度是常规气田开发的2~3倍。随着在产油气田开采年限增加,稳油控水难度随之增大,导致油田能耗量逐渐增加,碳排放量也逐年增加。
稠油热采能耗强度是常规油田平均水平的3倍,导致能耗及碳强度增加;高含碳气田开发,其碳排放强度是常规气田开发的2—3倍;在产油气田开采年限增加,稳油控水难度大,导致油田能耗量逐渐增加,碳排放量也逐年增加。
到2025年,通过低成本绿电支撑减氧空气驱、二氧化碳驱、稠油热采电加热辅助等三次采油方式累计增产原油200万吨以上;加快开发利用地热、风能和太阳能资源,积极推进环境友好、节能减排、多能融合的油气生产体系
通过低成本绿电支撑减氧空气驱、二氧化碳驱、稠油热采电加热辅助等三次采油方式累计增产原油200万吨以上。——绿色发展效果显著。...重点推进油气产能建设项目配套的低成本太阳能光热利用、油气田储能(电和热)技术、分布式微电网和综合能源智慧管控等领域。
海洋石油大力实施稳油控水、稠油热采、低渗压裂、“新优快”钻井、工程标准化、智能油田建设、岸电应用工程等专项工作,原油产量近5800万吨,增量占全国增产总量的60%以上。
特超稠油水平井(蒸汽)吞吐的热采技术体系获得突破,推动了全球首个海上大规模特超稠油热采开发油田旅大5-2北油田的成功投产,有望撬动渤海湾盆地上亿吨特超稠油资源的开发。
渤海油田坐稳国内第一大原油生产基地渤海油田狠抓精细注水和老油田挖潜,油田自然递减率创历史最好水平;大力推动海上稠油油田热采规模开发,海上首个特超稠油蒸汽吞吐开发油田旅大5-2北成功投产,带动稠油热采年产量超过
2020年,我国海上首个特超稠油热采规模化开发示范平台——旅大21-2平台成功投产,初步完成了海上稠油的规模热采、安全热采、有效热采,实现了海上稠油热采技术从无到有、从理论到实践的历史性突破。
2020年9月14日,“稠油热采”技术全面落地我国首座海上大型稠油热采开发平台——旅大21-1平台,稠油热采规模化终成现实;2022年4月23日,全球首个海上大规模超稠油热采油田——旅大5-2北油田成功投产
锆石和磷灰石铀-铅同位素定年测定 原位激光采样法泥页岩岩心含油饱和度测定页岩油气井碳同位素录井规范高温高压及高含硫井完整性技术规范节点地震勘探辅助数据格式陆上节点地震仪器通用技术规范井中光纤地球物理监测技术规程海上地震勘探原始辅助数据格式海上油气井完整性要求气田开发先导试验技术要求气田开发水平分级评价技术要求稠油油藏注空气开发技术要求水平井压裂工艺技术规范海上油田分层注水工艺设计方法油井水泥外加剂评价方法