油气田地面建设工程质量监督存在的问题及对策分析研究

油气田地面建设工程相较于普通建筑工程项目而言,对于质量的要求更高,对于工程的功能性要求也更高,其工程质量又直接影响油田开发和生产水平。如果忽视了质量监督管理,或质量监督管理工作不力,造成工程质量的下降,不但会造成油田生产力的下降,也会给油田的生产埋下较大的安全隐患。因此,在油田地面建设工程施工过程中,必须加强质量监督管理工作,健全质量监督管理机制,提高执行能力,确保工程建设的质量,保障油气田开采工作的安全性以及持续有效性,为我国油气田产业的健康发展夯实基础。本文简述了质量监督工作在保障油气田地面建设工程质量的重要性,详细分析了油气田地面建设工程中存在的典型问题,结合油气田地面建设工程质量监督的原则,提出了针对性工作对策及措施,对完善和规范油气田地面建设工程质量监督工作具有一定实际指导意义和参考价值。

油气田开发项目噪声危害的职业防护研究

本文主要针对油气田开发项目噪声危害的职业防护进行深入的研究,先阐述了噪声危害和降噪设施以及噪声作业和分级管理原则等,然后又提出了几点切实可行的防护措施,主要包括加强噪声源工程治理、做好现场管理这项工作、进行技术革新、做好职业卫生培训工作、注重个体卫生防护、加强员工噪声防护、定期进行健康防护,进而能达到油气田开发项目噪声危害职业防护目的,提升其防护水平。

基于“五定”的劳动组织模式变革——以中国石油西南油气田公司蜀南气矿为例

本文以中国石油西南油气田公司蜀南气矿(简称蜀南气矿)为例,剖析了其劳动组织模式现状和存在的问题,介绍了"五定"工作过程和工作思路,劳动组织模式变革的具体内容及模式的构架,用好定岗定员的约束控制作用,发挥薪酬分配的激励导向作用,刺激内部人员流动,促进人力资源优化配置。

油气田单井天然气放空经济回收量

综合考虑运输费用、自耗气等因素,单井放空气回收采用CNG增压至25 MPa脱水脱烃方案,总投资213万元,经济回收量766.7m^3/d。

低效油气田的精细化管理模式

精细化管理作为一种先进的管理文化和行之有效的科学方法,能够有效地解决目前低效油田开发过程中存在的一系列问题。低效油气田开发精细化管理,其内涵包括"精"、"细"和"化"三层意思。在低效油气田精细化管理的定义、内涵、特征和原则等研究的基础上,建立了低效油气田开发精细化管理模式,即"一个目标、两条主线、三项改革、四项保障和五个到位"。

数字化协同设计对智能油气田建设的支持

油气田生产信息化建设在进入智能化阶段后,对工程信息的采集、整合与分析应用提出了更高的要求。以工程建设的数字化协同设计平台建设与应用角度从前端数据管理系统、工艺系统设计、厂(站)三维设计、线路数字化设计系统、材料管理平台、数字化移交六个方面,总结了数字化协同设计模式下的工程建设对智能油气田建设的支持,提出了工程建设面向工程全生命周期、实现工程建设与运维一体化的目标。从而促进数字化协同设计在油气田建设领域的应用与发展。

油气田建设项目HSE“三同时”管理模式优化

油气田建设项目需要配套的安全、环境保护、职业卫生保护等设施,必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用(以下简称“三同时”)。油气田建设项目管理过程中易出现未批先建、项目进度滞后、设计响应不全等问题。企业在实施建设项目过程中,从编制方案、预可研、选址、环评等各项评价、初设和施工图设计响应、施工、过程监管、完工验收到运营,“三同时”管理贯穿整个过程。针对项目实施过程中易出现的问题,优化管理模式,提高效率,做到合法、合规建设尤为重要。

油气田天然气单井站放空分析

边远零散井周围无可依托的集输系统或管网及供电等基础设施。单井站放空主要从单井加压回输、CNG、LNG三种方案分析,结合放空气回收的特点,根据排放量、增压情况确定投资方式。

蜀南地区长兴组顶部岩溶不整合的发现及其油气地质意义

对四川盆地二叠系和三叠系接触关系的认识长期存在较大分歧。通过对钻井、岩心等资料的研究发现,蜀南地区长兴组钻进过程中出现大量钻具放空现象,岩心上见大量的溶沟、溶缝、溶洞及岩溶角砾。综合分析认为蜀南地区长兴组与飞仙关组并非连续沉积,其间存在沉积间断,长兴组古岩溶作用发育,形成了长兴组顶部古岩溶不整合。泸州古隆起的持续发展和二叠纪末期一次重大海退引起的长时期暴露溶蚀是蜀南地区长兴组古岩溶形成的关键。古岩溶对碳酸盐岩的储集性能具有较强的优化改造能力,古岩溶不整合面可以作为油气长距离运移的优质通道,岩溶斜坡带是油气成藏的有利区带。长兴组顶部古岩溶不整合的发现为区内二叠系和三叠系非整合接触找到了直接证据,对今后蜀南地区乃至四川盆地长兴组的油气勘探具有指导意义。

四川盆地蜀南地区长兴组油气成藏时空匹配

四川盆地蜀南地区上二叠统长兴组下伏3套烃源岩,分别为下志留统龙马溪组泥页岩、中二叠统泥质岩、上二叠统龙潭组煤系,长兴组已发现多个大中型气田,但对天然气的烃源一直认识不清。通过天然气组成和碳同位素分析表明,该区长兴组天然气以原油裂解气为主、甲烷含量高、干燥系数大,属于典型的干气;结合储层显微特征和包裹体均一温度分析测试,并综合分析油气成藏时空匹配关系,首次发现并证实蜀南地区长兴组天然气主要来源于深层志留系烃源岩,并混入少量的龙潭组煤系成因气;长兴组储层未捕获各期烃源岩生油高峰期生成的液态烃,以充气聚气为主;燕山运动早中期为主要充气期,而燕山末期—喜马拉雅早期为局部天然气充气期,与川东地区长兴组以龙潭组煤系来源的天然气不同。油气成藏时空匹配是圈闭有效捕获油气的关键,决定着油气来源和成藏富集程度,历史地、动态地揭示油气运聚过程是现代油气成藏研究的核心。

岩溶古地貌恢复及油气地质意义——以四川盆地泸州地区中二叠统茅口组为例

文中基于钻测井、薄片及地震等资料的综合分析,结合区域沉积构造背景,对川南泸州地区中二叠统茅口组顶部进行岩溶古地貌恢复、动态演化过程分析以及油气地质意义的探讨。选用残厚法恢复茅口组顶部岩溶古地貌,并划分出岩溶台地、斜坡和洼地,以及溶丘、浅洼等地貌单元。结果显示,岩溶洼地地层保存最为完整,岩溶台地普遍剥蚀茅四段、局部影响至茅三段顶部,岩溶斜坡的地层剥蚀程度介于洼地与台地之间。研究表明:中二叠世末,东吴运动引发的地壳抬升促使全区形成泸州古隆起雏形,进而导致区内茅口组地层普遍遭受剥蚀,且剥蚀程度由古隆起核部向两翼逐渐减弱,并由此形成茅口组顶部“北东高、西南低”的古地貌格局;晚二叠世初期,受峨眉山玄武岩喷发影响,龙潭组沉积前的古地貌演变为“西南高、北东低”格局。结合区内油气显示及生产测试资料,指出了岩溶斜坡为最有利的勘探区域。

川渝石油天然气建设项目相关环保规定实用性优化建议探讨

石油天然气行业建设项目以生态影响类为主,在环评、竣工环保验收、环境影响后评价等阶段相关环保规定在执行过程中存在一定优化需求。文章以川渝地区石油天然气行业建设项目环境影响特征为基础,结合外环境生态保护红线、自然保护区、饮用水水源保护区等环境敏感区特点,探讨项目在执行相关环保规定过程中存在的问题和改进建议,并就《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》《建设项目环境影响后评价管理办法(试行)》《环境影响评价公众参与办法》《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》等文件中部分条款提出优化建议。

蜀南西南地区海相烃源岩特征与评价

目前,蜀南西南地区已成为四川盆地勘探的热点和重点地区之一。根据实测和收集的烃源岩数据,从有机碳含量、有机质类型、有机质成熟度以及生烃强度等参数对区内海相烃源岩进行了评价。认为区内烃源岩主要发育在下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组、二叠系阳新统以及下三叠统嘉陵江组,其中以泥岩为主;烃源岩有机碳含量高;有机质类型好,干酪根以Ⅰ—Ⅱ1型为主;成熟度较高,现今处于高成熟—过成熟阶段,以产气为主;下寒武统、下志留统烃源岩条件最好,是该区主力烃源层系,平均生烃强度分别为63×108m3/km2、44.5×108m3/km2。

高含硫气田开发过程中H_2S含量变化规律

对流体相平衡及高温高压下H2S气体在水中溶解度的实验研究表明,在高含硫气田开发过程中,H2S含量增加缘于原始地层水中所溶解的H2S气体在地层压力降低后部分脱附而进入地层气相中。基于H2S气体在水中溶解度实验数据和物质平衡方法,建立了高含硫气田H2S气体含量长期变化规律模型。对H2S含量变化规律进行的敏感性分析结果表明:在高含硫气田开发早期,产出气体中H2S含量增加较为缓慢,在气田进入开发的中后期时,H2S含量增加速度不断加大。同时,地层原始含水饱和度对H2S含量增加的影响较大。在同样条件下,原始含水饱和度高的气藏其H2S含量增加速度更快。

蜀南地区茅口组气藏气水分布特征及其控制因素

蜀南地区位于四川盆地南部,勘探面积为5.03×104km2。该区茅口组为一套碳酸盐岩沉积,基质岩块具有低孔低渗的特征。在对工区地质、钻井、生产等资料分析和总结的基础上,对气水关系的复杂性进行了探讨,认为复杂的气水关系表现为:同一背斜构造范围内无统一的气水界面;同一缝洞系统也通常存在多个气水界面;一些缝洞系统在开发过程中经历了产纯气、气水同产、产纯气到再次气水同产等多个反复过程。根据气藏储层特征、开发动态和地层水演化分析,归纳出3种气水分布模式:似构造圈闭的整装气藏类型,背斜-缝洞复合圈闭类型,缝洞圈闭类型,并以宋家场、荔南桐、荷包场茅口组气藏为例加以说明。结合地质背景分析认为,不同的岩溶区域的水动力条件是控制气水分布的决定因素;构造运动控制了气水分布的调整;流体势特征指示了水体的活跃程度。

四川盆地老气田开发后期综合潜力分析及开发建议——以W气田震旦系气藏为例

四川盆地W气田历经50余年的勘探开发,剩余地质储量大、开发潜力大,然而,气藏整体出水制约了气藏后续有效开发,导致目前采出程度仅为36.6%。为最大限度地挖潜已开发后期老气田剩余潜力,提高气藏的最终采收率,提出“以水找气,变废为宝”的思路,系统梳理了震旦系气藏的天然气和地层水组分,针对天然气组分进行提氦,地层水提炼贵金属离子,综合利用热能,以此来实现气藏的整体有效动用。研究结果表明:①W气田天然气中氦气含量占0.20%~0.35%,是氦气工业开采限值的4~7倍(0.05%),氦气储量约为0.8×10^(8)m^(3)。氦气资源非常可观,为国内大型富氦气田之一;②气田水中锂、溴等微量元素资源丰富,其中锂含量是工业开采值的2~3倍,溴含量是工业开采值的2~4倍;③气田水温度可达到90℃,以5000 m^(3)/d的产量规模计算,年可利用热量3.47×10^(11)kJ,节约标煤1.18×10^(4)t。通过对W气田震旦系气藏的综合利用实例分析,结合新能源有效开发与利用,为其他开发后期气田提高采收率及潜力分析提供了新的思路。

蜀南低缓构造区须家河组岩性气藏形成条件与勘探潜力

与四川盆地川中地区须家河组岩性气藏相对比,近年来蜀南地区须家河组勘探和开发一直没有获得重大突破,蜀南低缓构造区须家河组是否存在岩性气藏形成条件和勘探潜力一直为众人所关注。综合分析露头、岩心和测井资料,并通过对该区须家河组构造背景、沉积砂体、烃源岩和储层等成藏条件、成藏主控因素研究认为:蜀南低缓构造之间存在大面积地层平缓区,具备大面积岩性气藏形成的构造背景;须家河组一段、三段、五段及六段二亚段为广覆式分布烃源岩,具备面式生烃特征,为岩性气藏的形成奠定气源基础;大型敞流型湖盆内须二段、须四段、须六段一亚段和须六段三亚段以砂岩沉积为主,砂体分布广并多层叠置,具备较好储集条件;源岩层与储集层间互沉积,源储一体使蜀南须家河组与川中须家河组具有相似的面状供烃、近源高效聚集成藏特征。蜀南地区须家河组具备岩性气藏形成基础,可形成大规模岩性大气区,勘探潜力巨大。该认识为低缓构造区须家河组勘探部署提供充分地质依据,并指明低缓构造之间的平缓区域是下一步勘探重要领域。

气田水回注处理工艺技术探讨

目前气田水的处理方法主要是回注地层。从蜀南气矿的回注情况分析,回注效果的好坏一方面取决于回注井回注层的渗透性与有效储集空间的大小,另一方面取决于回注水质情况,主要是地层水组分、水中悬浮物、氧化物与回注井地层岩石的配伍情况。以碳酸盐岩枯竭气藏为目标,论述了回注井的选择原则和回注水水质的处理方法,并以纳8井为例探讨了回注工艺技术,应用文中的方法不仅可以确保正常回注,而且可以大幅度降低回注工程建设费用和生产运行成本,对提高有水气藏采收率有重要意义。

四川盆地灯四段岩溶古地貌精细刻画及油气勘探意义

四川盆地震旦系灯四段岩溶古地貌对储集层的发育及分布起到了一定的控制作用。为阐明岩溶古地貌对油气成藏的影响并预测有利油气聚集区域,根据收集的工区内地震、钻井和地质资料,采用了寒武系底-沧浪铺组顶的"印模厚度"同时依据地层厚度的组合关系来准确地恢复震旦系灯四段的岩溶古地貌,并在此基础上将其划分为岩溶高地、岩溶斜坡以及岩溶洼地3个地貌单元,根据恢复的灯四段的岩溶古地貌发现研究区西部发育岩溶洼地,中部发育岩溶斜坡,而东部发育岩溶高地,灯四段整体地貌形态特征为西部凹、中部高、东部低;同时发现具有优质储层的岩溶斜坡为油气最主要的储集区,可作为下一步油气勘探开发的首要目标。

威远气田震旦系灯影组储层特征研究

根据岩心常规薄片、物性和压汞等实验分析资料以及测井解释结果,对威远气田震旦系灯影组储层的岩石学特征、物性特征、孔隙类型、孔隙结构特征以及储层分布特征进行分析与研究,研究认为灯影组主要的成岩作用为压实作用;储集空间以裂缝孔洞型为主,次为洞穴;储集体为叠置的透镜体,由致密岩分隔组合成复合透镜状白云岩储层。综合各项物性参数评价该储层为II类储层。