贵州安场地区页岩气田地质特征及开发技术

安场地区页岩气田位于贵州省北部,产气层为五峰组—龙马溪组页岩,该气田具有源储一体、分布稳定和自生自储的特征,属于正常压力型的浅层山地页岩气田。由上至下,主要含气层的硅质矿物含量逐渐升高,黏土矿物含量逐渐降低;页岩储集空间以纳米级有机质孔为主,其次为残余粒间孔、晶间孔、次生溶孔、黏土矿物片间孔等。气井生产具有见气返排率较低、产量递减较缓慢和稳产时间长的特征。针对该类型气藏地质与开发特征,应加强精细地质建模和压裂方案优化,适度扩大井距;针对断裂发育和非均质性强的特征,需要加强地质工程一体化设计,通过不断迭代优化,建立精确的页岩气藏模型;针对水平应力差异系数较大及复杂缝网形成难的特征,应优化压裂段长度和簇间距,实施密切割和裂缝转向技术;针对气藏压力低、井口压力下降快和产气量低的特征,应进一步优化试气阶段的返排管理制度。

库车坳陷克拉苏超深气田水侵特征及稳产对策

克拉苏超深气田水侵严重,产量递减快。通过地面地震、成像测井等资料分析,总结了断层和裂缝分布规律,结合气田生产动态特征,提出克拉苏超深气田主要有3种水侵类型:断层沟通边底水,沿裂缝非均匀水侵和局部排替不完全形成的封存水水侵,前两者为气田主要水侵形式。其水侵特征和影响范围存在明显差异:沿二级断层走向和垂向沟通边底水的能力较强,但垂直于断层方向的水侵影响较小,为局部性影响;裂缝具方向性和分布规则的特性,呈“整体分区、局部分带”的分布规律,气藏内部连通性、气藏见水顺序和水侵速度是裂缝分区分带的外在表现,对气藏水侵有全局性影响。针对气田水侵特征及开发现状,提出依据裂缝空间分布规律优化井网、加强化学堵水和注气解水锁2种配套采气技术攻关的策略。

易变形组分对致密砂岩储层的控制机理——以鄂尔多斯盆地大牛地气田H井区山西组为例

碎屑组分是影响致密砂岩储层成岩作用和物性的关键因素之一。为了查明易变形组分对储层的控制机理,以大牛地气田H井区山西组为例,通过岩石薄片显微观察和统计,结合物性特征,分析易变形组分对成岩作用的控制作用,进而探讨其对储层的控制机理。研究结果显示,山西组的塑性组分为凝灰质杂基,半塑性组分包括凝灰岩、板岩、千枚岩、片岩和泥岩岩屑。易变形组分主要通过压实和溶蚀作用控制储层,压实减孔率与易变形组分含量呈现正相关,其中凝灰质杂基对压实减孔的影响相对明显;溶蚀增孔率与半塑性含量呈负相关,与凝灰质杂基含量呈现弱的正相关。易变形组分含量与储层物性总体呈负相关关系,其中凝灰质杂基对储层物性的破坏作用相对较弱。易变形组分在压实过程中加剧了储层的致密化,同时降低了成岩流体的流通性,但凝灰质杂基压实后可完全充填粒间孔隙,影响更为显著。凝灰质杂基作为溶蚀的溶质,有利于改善储层物性;当凝灰质杂基含量介于8%~12%之间时,最有利于形成质量较好的储层。

四川盆地特高含硫气田安全高效开发关键技术创新与成功实践

2023年6月,中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)自主开发的首个特高含硫气田——TSP气田全面达产,开启了中国特高含硫气田跨越式发展的崭新里程碑,DKH—QLB特高含硫气田正处于全面建设阶段,至此四川盆地特高含硫气田勘探开发步入全新阶段。为实现特高含硫气藏的安全清洁高效开发,中国石油西南油气田公司坚持自主创新,以TSP气田、DKH—QLB气田产能建设为依托,在特高含硫气田高效高产开发、地面集输、天然气净化、腐蚀防护、安全环保、数智化建设等方面持续探索和实践,取得中国特高含硫气田开发关键核心技术的新突破。研究结果表明:①高陡构造高精度地震成像及地层模型重构技术,实现了60°陡倾角地层构造样式恢复,进一步建立高产井部署模式,开发井均获百万立方米天然气高产;②“评价—设计—管控”三位一体井控技术、复杂地质环境优快钻完井技术、高产高效益建井关键配套技术和全生命周期井完整性保障技术,保障了特高含硫气田井工程的安全高效建设;③形成包括气液混/分输工艺、材质评选及缓蚀剂防腐、有机硫深度脱除及尾气超低排放、全面施工质量控制、多重联锁保护和多级紧急截断的特高含硫气田地面工程技术体系,支撑了地面系统安全高效平稳运行和清洁生产;④建立了中国特高含硫气田最严格的安全防护距离及应急管控系统,形成含硫气田水闪蒸气增压回收技术,实现站场闪蒸气零排放,保障了特高含硫气田的安全清洁高效开发;⑤储层—井筒—地面元素硫沉积预测及防治技术,实现储层—井筒—地面元素硫沉积的有效预测,解决了元素硫沉积堵塞的难题,支撑特高含硫气田长期稳产;⑥优化了数字化交付标准,打造了生产全系统的数字孪生体,建立了融合开发生产上下游一体化模型和多场景智能工作流,构建了智能管理平台,提升了特高含硫气田开发生产管控水平和工作效率。结论认为,特高含硫整装气田取得的关键技术创新,支撑了四川盆地TSP气田、DKH—QLB气田等特高含硫气田的产能建设,为中国特高含硫气藏安全清洁高效开发提供了借鉴,为保障国家能源安全作出了重要贡献。

特低渗气藏水的赋存状态及其对A气田开发的影响

特低渗气藏气水关系复杂,地层水赋存状态与常规气藏差异大。通过压汞实验和相渗实验确定特低渗气藏水的赋存状态及地层水饱和度,采用圈闭闭合高度法分析气水分异情况。在测井曲线预测单井不同状态地层水饱和度分布的基础上,分析地层水对产能的影响。结果表明:研究区地层水以强束缚水和弱束缚水为主,含有少量可动水,不存在明显的气水分异特征。黏土水膜是强束缚水的重要组成部分,在细砂岩和碳酸盐胶结物含量高的砂岩中,弱束缚水饱和度更高。研究区可动水饱和度普遍低于6%,初期产水较少,对产能影响较小。

川中地区金秋气田侏罗系沙一段有利含气区预测

针对金秋气田沙溪庙组一段(沙一段)河道砂体普遍致密化、物性差且非均质性强的问题,通过正演模拟优选多种叠前属性,运用三维透视和人工智能反演开展砂体边界、储层和含气性预测,优选致密气开发有利区。结果表明:沙一段Ⅲ、Ⅳ砂组河道最发育,河道集中在西部近物源区,向东宽度明显变窄,Ⅱ砂组和Ⅴ砂组次之,Ⅰ砂组河道数量最少。沙一段储层受分流河道控制明显,Ⅲ砂组和Ⅳ砂组储层厚度普遍大于8 m,呈连片状集中分布在西部JQ8井区,或呈条带状局限分布于东部JQ5H井区,Ⅱ砂组和Ⅴ砂组储层厚度为6~8 m,分别位于西部JQ8井区河道交汇处和东部JQ5H井区分流河道内部。通过人工智能有监督的学习,预测各砂组有利含气区,Ⅲ和Ⅳ砂组含气饱和度高,气藏集中分布在JQ8、JQ5H井区河道交汇处,Ⅱ砂组气藏呈窄条状分布在JQ8和JQ5H井区河道发育区,Ⅴ砂组则局限分布在QL7和JH5井区分流河道内。Ⅲ、Ⅳ砂组河道和储层厚度大,含气饱和度高,是致密气开发重点目的层。研究成果可以为川中地区金秋气田沙一段致密气高效开发提供地质依据。

美国典型富氦无机成因气田中氦气地质特征与聚集机制

美国广泛发育具有经济效益的富氦无机成因天然气田,如其中富氦氮气田甚至可以含有高达10%的氦。原地和周边地区的基底提供充足的氦源而氮气可来自不同圈层,且通常N_(2)/He(He>0.1%)在5~50之间。但是富氦氮气田在美国独特地质环境之外是否也有发现还需要进一步的研究。富氦二氧化碳气田中的氦主要也来自壳源且产量可观。科罗拉多高原上的富氦二氧化碳气田均被认为是来源于新生代晚期的岩浆活动,且该地区岩浆岩具有较高的U、Th含量。地下水溶气脱气-再溶解(Groundwater Gas Stripping and Re-dissolution,GGS-R)模型被普遍认为可以合理解释CO_(2)气藏中氮气、氦等惰性气体的聚集成藏机制。具体来说,幔源CO_(2)载体气充注时将溶解在地下水中的大气源惰性气体与壳源惰性气体脱出成藏,并与地下水达到水/气溶解平衡。虽然不同气田的平衡值各有不同,但是科罗拉多高原上的各气田均显示出相似的范围值,即在相应的储层压力和温度下为0~100 cm^(3)水/cm^(3)气。本文系统分析美国无机成因富氦气藏的氦气生成、运移和聚集机制,讨论氦气在经历氦源岩内游离相扩散初次运移后通过水溶相、气容相集流或是多相渗流方式进行的二次运移及由无机成因载体气N_(2)和CO_(2)共同参与的富集成藏机制,既可为我国氦气勘查提供理论认识依据,也可为二氧化碳地质评价和开发利用及安全封存提供参考。

天然气气田水处理工程标准化浅谈

随着天然气产业的迅速发展,气田水处理问题日益凸显。本文旨在探讨天然气气田水处理工程的标准化,以期提高处理效率、保障环境安全、促进资源的合理利用。

“双碳”背景下非洲油气田太阳能利用潜力分析

伴随着全球新冠大流行和化石能源价格波动,新一轮能源革命和科技革命深度演变,大力发展可再生能源已经成为全球各国应对气候变化和企业能源转型的重大战略方向。中国石油在非洲有大量能源投资,虽然非洲的社会基础设施较差,但丰富的太阳能资源为光伏等可再生能源的开发和推广应用创造了有利条件。以乍得为例,分析了乍得油田电力需求现状及增加光伏发电对稳定油田生产的意义,探讨了光伏发电在油田油气集输、储运、营地建设以及服务当地社区等方面的应用前景。光伏供电技术在道路交通、供电设施等社会依托较差的乍得地区有极高的应用价值,逐渐推广应用光伏发电,对中石油低碳转型及在海外共建共享发展成果具有重大意义。

四川超级含气盆地古生界大中型气田分布规律及其主控因素

四川盆地是中国天然气资源最为富集的超级含气盆地,但天然气探明程度目前仍然偏低。为了给下一步天然气勘探提供理论支撑,基于该盆地典型气田勘探历程,结合多期构造演化与含油气系统分析,探讨了四川盆地古生界大中型气田富集分布规律及其主控因素,揭示了该盆地巨大的天然气勘探潜力。研究结果表明:①四川盆地古生界蕴含3个超级含油气系统,即下寒武统筇竹寺组(探明储量占该盆地天然气总探明储量的17.55%)、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组(探明储量占该盆地天然气总探明储量的41.30%)、上二叠统龙潭组/吴家坪组(探明储量占该盆地天然气总探明储量的12.53%);②该盆地古生界已发现20个超大型气田(天然气探明储量超过1000×10^(8)m^(3)),14个大型气田(天然气探明储量介于300×10^(8)~1000×10^(8)m^(3))以及20个中型气田(天然气探明储量介于100×10^(8)~300×10^(8)m^(3)),超大型气田探明储量占该盆地天然气总探明储量的85.5%;③古生界大型隆—坳格局构造沉积分异作用控制影响着该盆地内筇竹寺组、五峰组—龙马溪组和龙潭组/吴家坪组3套优质烃源岩层系的形成与分布。结论认为,晚三叠世以来的陆相盆地演化过程使得中晚三叠世—早中侏罗世成为上述3个超级含油气系统的关键成藏期,形成了3个气田群(绵阳—长宁拉张槽周缘带震旦系—下古生界、开江—梁平与蓬溪—武胜拉张槽周缘带二叠系—三叠系、川东南五峰组—龙马溪组页岩气),其合计天然气储量均超过1×10^(12)m^(3),是该盆地天然气勘探的有利区带。

油气田开发项目水土保持监理研究

在油气田开发项目建设过程中,往往会涉及大面积土地扰动、大量土石方挖填及复杂的施工流程,因此,很容易发生水土流失问题。水土保持监理作为确保项目水土保持措施有效实施的关键环节,对于水土流失控制、生态环境保护有着非常重要的意义。基于此,本文主要对油气田开发项目水土保持监理进行了研究,以期为油气田开发项目水土保持监理提供有益的参考。

流花19-5气田停输再启动水合物防控方案研究

流花19-5气田包括两口水下生产井A1H、A2H,一个水下管汇,一条11.8 km的双层海管。在面临台风等极端天气条件时,气田水下生产系统一般需关停一周,而长时间停输会导致停输再启动过程中集输管路易生成水合物,影响水下生产系统安全运行。为了在保障气田安全生产的前提下实现降本增效,依托OLGA软件进行多相混输管道流动过程模拟,选取夏季与冬季典型工况,对流花19-5气田停输再启动水合物生成风险展开分析与评价,并提出了一套水合物防控最优方案。通过OLGA模拟发现,正常生产模式下流花19-5气田水下生产系统无水合物生成风险。夏季或冬季气田关停时,建议采用停输泄压至4 MPa作为海管水合物抑制方案,采用注入20%(质量分数)的甲醇富液作为A1H、A2H井筒、油嘴、跨接管水合物抑制方案。气田再启动时,夏季海管内注入甲醇富液浓度应高于20%,而冬季则应高于25%;A1H、A2H井筒内无水合物生成风险;A1H、A2H油嘴前甲醇富液注入浓度应分别不低于35%、40%;A1H、A2H跨接管甲醇富液注入浓度应分别不低于10%、25%。该研究结果可为流花19-5气田在台风模式下安全、经济生产提供参考。

油气田地面管道腐蚀控制与防护策略

油气田地面管道是油气输送的关键环节,其安全可靠的运行关系到油气集输系统的正常运转。然而,由于多种因素的共同作用,油气田地面管道面临着严重的腐蚀问题,这不仅威胁着管道的安全运行,还可能导致环境污染和经济损失。本文旨在深入探讨油气田地面管道的腐蚀原因,并提出有效的腐蚀控制与防护策略,以确保油气田地面管道的安全、稳定和高效运行。

油气田开发水资源高效利用探讨

促进油气田开发水资源的高效利用是我国油气田企业面对的共同难题,这是减少淡水资源消耗量的关键,具体实践中其主要涉及到两大方面,其一是提升新鲜水的合理使用效率,其二是实现产出水的再利用。本文提出将产出废水作为生产水源,研发出和其水质特征相匹配的工作液体系,逐步达到产出废水的“免处理”、调配后的再利用,促进其高效利用。

大牛地气田马家沟组马五6-7亚段气水层测井响应特征及分布规律主控因素

大牛地气田马家沟组马五段主要发育碳酸盐岩岩溶储层,气水关系复杂,气水识别困难,制约了该区的天然气生产。通过对不同类型储层的分析以及产气量大小划分气水层,明确气层、含水气层、气水同层及水层的测井响应特征,并结合地层水化学特征、储层类型明确气水分布主控因素。结果表明:研究区马家沟组马五6-7亚段气层具有高深侧向电阻、高声波时差、低密度、低自然伽马等测井响应特征。研究区地层水为氯化钙型,是经长时间地层内循环,水岩作用后高度变质的高浓度蒸发卤水。气水分布受控于地层水、断裂、储层类型,研究区地层水矿化度高,钠氯系数较低,水体稳定,是烃类聚集和保存的有利区;层间走滑断裂、孔洞型储层及孔缝型储层发育区域,气层、含水气层占比大;基底复活断裂及孔隙型储层发育区域,气水同层和水层占比大。

临兴东区致密气田地面集输方案研究

在位于山西省吕梁市临县及兴县境内的临兴致密气田,中国海油投产了临兴东区一体化项目,实施效果整体达到预期。在此背景下,中国海油启动了临兴东区高家村致密气田开发项目。结合新部署井场分布范围和产气量规模,拟围绕已投产的一体化区进行开发,新部署井场通过新建采集气管线接入一体化区已建采集气管网。由于单井压力和产量递减快、气井产水、采集气半径偏大和管道沿线存在起伏等原因,导致井场端回压偏高。综合工程投资和操作成本,推荐降低集气站进站压力、设置进站压缩机、气水混输至集气站的集输方案。同时,投产初期井口压力较高,选择合适的集气站进站压力,以充分利用地层压力。

酸化压裂技术在油气田开发中的应用分析

在当今能源领域,油气资源的稳定供应对于国家经济发展和社会运行至关重要,但是随着油气田开发的不断推进,易于开采的油气储量逐渐减少,开发难度日益增大,为了充分挖掘油气资源的潜力,提高油气田的开发效果,各种先进的技术手段应运而生,酸化压裂技术便是其中之一。本文阐述了酸化压裂技术的原理及分类,分析了其在油气田开发中的应用,指出了应用中面临的储层伤害、酸液返排等问题并提出相应解决对策和优化措施,旨在为该技术的有效应用提供参考,促进油气田开发的高效、可持续发展。

大型油气田企业档案集约化管理策略研究——以西南油气田公司为例

随着信息技术大发展和国企深入改革,档案工作的时空环境发生巨大变化,传统的企业档案理念与管理模式受到冲击,档案集约化管理需求应运而生。对于档案“信息资源集中、管理主体分散”的大型油气田企业来说,如何因地制宜设计档案集约化管理模式?本文试图通过对相关研究和实践成果的分析,结合西南油气田公司的实例给出一个参考策略。

四川盆地三叠系气田型深层富钾锂卤水勘探历程、进展与展望

四川盆地三叠系嘉陵江组和雷口坡组不仅是常规天然气的主要赋存层位,同时也形成和储存了富含钾锂等关键元素的卤水资源。本文梳理总结了四川盆地三叠系气田型深层卤水勘探进程、成因机理、富集规律方面的进展和认识,并对潜在的研究重点进行了展望。四川盆地三叠系气田型深层卤水中钾、锂等关键金属元素均达到了工业品位,随着全球对锂资源需求的增大,由起初的“气钾兼探”逐渐向“气钾锂综合勘探”过渡。四川盆地三叠系深层富钾锂卤水的成因机制大体上相同,其中干旱气候条件下古海水的蒸发浓缩致使卤水中的钾锂富集;高温高压下含钾/锂元素的杂卤石/绿豆岩与埋藏卤水发生水岩反应,进一步促进了钾锂的富集;淋滤作用也是卤水中钾元素富集的重要成因。深层卤水主要储集于各类白云岩中,其富集主要受断裂、裂缝发育带和背斜等构造控制,富集规律可归纳为“孔隙裂缝储卤、断裂运卤、背斜核部富卤”。基于目前四川盆地气田型深层卤水的勘探现状和不足,未来应该加强地球物理勘探集成新技术的研发、资源评价方法与体系的优化、含高品位伴生元素新层系的勘探以及气田型卤水有效开发利用技术的研究。未来有望在四川盆地气田型深层卤水继续取得新的找矿突破。

中国大气田烷烃气碳同位素组成的若干特征

勘探开发大气田是一个国家快速发展天然气工业的重要途径。1991年至2020年,中国新探明大气田68个,促进2020年产气1925×10^(8)m^(3),成为世界第4产气大国。基于中国70个大气田的1696个气样组分和烷烃气碳同位素组成数据,获得中国大气田烷烃气碳同位素组成特征:①δ^(13)C_(1)、δ^(13)C_(2)、δ^(13)C_(3)和δ^(13)C_(4)的最轻值和平均值,随分子中碳数逐增而变重,而δ^(13)C_(1)、δ^(13)C_(2)、δ^(13)C_(3)和δ^(13)C_(4)的最重值,随分子中碳数逐增而变轻。②中国大气田δ^(13)C_(1)值的分布区间为−71.2‰~−11.4‰,其中生物气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−71.2‰~−56.4‰;油型气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−54.4‰~−21.6‰;煤成气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−49.3‰~−18.9‰;无机成因气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−35.6‰~−11.4‰;根据这些数据编制了中国大气田的δ^(13)C_(1)值尺图。③中国天然气δ^(13)C_(1)值的分布区间为−107.1‰~−8.9‰,其中生物气δ^(13)C_(1)值为−107.1‰~−55.1‰;油型气δ^(13)C^(1)值为−54.4‰~−21.6‰;煤成气δ^(13)C_(1)值为−49.3‰~−13.3‰;无机成因气δ13C1值为−36.2‰~−8.9‰;根据上述数据编制了中国天然气的δ^(13)C_(1)值尺图。