高后果区识别在地面管道工程建设项目管理的应用——以古页1号先导试验区外输工程为例

项目管理贯穿于管道建设的全生命周期,高后果区管理一直是管道运营企业的重点工作。建设期的高后果区识别应在规划设计阶段、施工阶段进行多轮次的识别工作,项目参建各方各司其职。探讨地面管道工程项目建设期高后果区识别工作的应用手段,并以古页1号先导试验区某条新建集油管道项目为例,展示以所述识别手段开展建设期高后果区识别的应用情况,以期为其他管道建设企业和项目管理企业提供经验借鉴。

阜康砂沟先导试验区煤储层物性特征及有利区评价

为明确阜康砂沟先导试验区煤储层的物性特征,通过开展岩心观察、薄片鉴定、测井资料及煤样化学分析、含气量测定、等温吸附试验、孔隙度测定等研究,结合灰色关联法对主力煤层进行综合评价。结果表明,阜康砂沟先导试验区的主力煤层为侏罗系八道湾组39、41、42号煤层,多为半亮型、半暗型煤,显微组分以镜质组为主。煤储层原煤具含水量较低、灰分低、高挥发等特征。煤储层含气量较高,且随深度增加而增加,兰氏体积与兰氏压力均较高,含气饱和度为中-高等,临界解吸压力中等。主力煤层开采有利区综合评价表明,该区资源量丰富,有进一步开发的内在条件。

决策树在海上特低渗巨厚油藏先导试验区中的应用

本文着重应用决策树,指导E油田试验区开发方案的具体实施,在开发方式、合理井距井型、增产措施、以及生产制度等6个方面进行决策,以达到成功推进先导试验的目的。

中国页岩气勘探开发面临的问题与对策

为加快中国页岩气产业的发展步伐,探讨了中国页岩气勘探开发面临的问题,并提出相应的应对措施。分析认为,页岩气要成为中国天然气勘探开发的后备领域,形成产业化规模并为调整和优化能源结构、缓减天然气供需矛盾作出贡献,至少需要解决4个问题:①中国是否存在页岩气;②页岩气的单井产量有多高;③页岩气藏的规模有多大;④开采页岩气的成本是否划算。四川盆地长宁、威远地区钻获丰富的页岩气,初步回答了中国有无页岩气的问题,但是,中国页岩气的勘探开发还面临着资源、环境、技术、成本和政策等5个方面的挑战:①页岩气资源评价、储量计算和产能预测的方法需要探索,页岩气资源量、储量和产能尚不清楚;②中国页岩气勘探开发受环境制约,环保要求高;③页岩气的评价技术和核心工艺技术还不完全掌握;④成本是制约页岩气效益开发的关键因素;⑤现有天然气勘探开发的一些技术标准不适应页岩气勘探开发,中国缺少发展页岩气产业的系统扶持政策等。针对上述问题,建议当前应当做好矿权秩序维护、科技攻关、政策扶持、标准制订、先导试验区建设和体制创新等工作。

煤中显微组分对生物甲烷代谢的控制效应

煤的生物产气过程受诸多因素的影响,为探讨煤自身显微组分对生物甲烷生成的控制效应,采集了河南义马千秋煤矿的长焰煤和山西大同泉岭煤矿的气煤,通过人工手选法以及浮沉分离法对两种煤样进行了显微组分富集和分离,利用从矿井水中提取的本源菌群与相应的显微组分进行生物甲烷代谢模拟实验,以产气总量、CH4生成量、CH4浓度及反应液p H值变化等指标来评价产气效果。实验结果表明：①镜质组富集煤样生物产气总量、CH4生成量、CH4浓度和反应液p H值变化幅度最高,而惰质组富集煤样最少,原煤则居中;②不同显微组分开始大量产气时间在18~30 d,产气高峰在20~35 d,镜质组产气高峰滞后于原煤和惰质组;③煤样H/C原子比与生物产气效果具有一致性,同煤阶镜质组以及富氢、高H/C原子比煤种具有较高的生物甲烷产气潜力。该研究成果可为我国煤层生物产气先导试验区块优选提供理论指导。

注采参数对馆陶油层SAGD生产的影响研究

辽河油田根据自身条件首创性地提出了直井-水平井组合式SAGD开发方式,并进行了先导矿场试验。以辽河油田杜84块馆陶油层直井-水平井SAGD先导试验区为研究对象,运用油藏数值模拟软件研究了采注比、注汽速度、蒸汽干度等注采参数对直井-水平井SAGD开发效果的影响。综合考虑SAGD开发阶段的经济效益和油藏的采出程度,优化得到了合理的注采参数范围。并且,针对直井-水平井SAGD开发过程中可能出现的汽窜问题,提出了预防和控制措施。研究结果可以为类似稠油油藏采用直井-水平井组合SAGD开发方式提供理论参考。

牛圈湖油田西山窑组油藏超前注水开发实践

为动用牛圈湖油田西山窑组低孔、低渗、低压油藏的难采储量,开辟了超前注水先导试验区。通过M1井的试注确定了地层吸水能力,采用井距为200m的正方形五点井网,在试验区部署了7口井,设计了5套开发方案进行数值模拟研究。研究表明,超前注水量越大,地层压力升高值越大,开发效果越好。确定试验区选择方案④进行超前注水,将压力系数恢复到1.1。超前注水实施1年以来,取得理想效果,截止2005年3月,已累积注水27818m3。

苏里格气田先导性试验区压裂效果评价

为探索适宜多层压裂的压裂效果评价方法,对苏里格气田先导性实验区的压裂效果进行了评价,通过对储层及压裂工艺参数进行逐步回归分析,得到其影响压裂效果的程度。

临兴致密气井井筒积液动态模拟分析

临兴致密砂岩气田低产积液井数量呈逐渐上升趋势,由于实测数据的缺失导致井筒积液预测困难,严重影响了气井的正常生产和经济效益。为了揭示致密气井井筒积液的变化过程,以临兴先导试验区致密气井为研究对象,结合气田生产管柱特点和井筒压力测试数据,建立了一套适用于临兴致密气田井筒积液的动态预测方法。应用结果表明,积液动态预测方法能够模拟致密气井井筒积液的动态物理过程,定量计算气井井筒的积液量和积液高度。该方法较好地解决了临兴致密气田井筒积液规律预测的难题,对临兴致密气田的开发具有一定的指导和借鉴意义。

昌吉油田致密油长位移丛式水平井钻井技术

美国致密油成功开发的经验表明,适宜的工程技术与“工厂化”运行模式的有机结合是降低开发成本的有效手段.为了进一步降低开发成本,昌吉油田致密油有效开发试验区采用了大井丛平台水平井开发方式,以满足“工厂化”作业模式需要.针对昌吉油田二叠系芦草沟组致密油钻井地质特点,阐述了井身结构优化设计、钻头优选、水平井眼方位选择、三维井眼轨迹优化设计与精细控制、丛式井防碰以及钻井液体系优选等关键技术,通过现场试验,井身结构实现了由四开变三开,机械钻速较前期探井提高了2.46倍,钻井工期缩短了82.75 d,采用常规定向工具满足了1 300～1 800m水平段三维井眼轨迹控制要求,钻井成本大幅度降低,为该区致密油有效开发创造了有利条件.

吐哈油田注气开发技术研究与实践

吐哈油田重点针对低渗透油田,系统开展了注气提高采收率现场应用技术攻关,建成了葡北油田注气混相驱矿场试验基地及温五区块注气非混相驱先导试验区,获得了良好效果。同时,结合注气开发实践认识,不断优化和完善了低渗轻质油藏注气开发所涉及的油藏精细描述方法、开发实验评价、注气参数优选、开发指标预测及现场动态监测等方面的矿场应用技术,为积极推动国内注气开发技术的发展和丰富国内三次采油技术系列提供了必要的矿场实践经验。

水平井地质导向技术在临兴中区块开发中的应用

临兴中区块是典型的低压、低孔、低渗、自然产能低的致密气藏,区内储层非均质性强、分布不稳定,砂体平面连续性差,气田开发过程中面临着直井、定向井井控产量不足的问题,采用水平井开发是提高井口产量的有效办法;局部地区存在微构造及岩性变化,水平井实施过程中有一定的困难。为克服困难,保证钻井成功同时提高储层钻遇率,本文从精细地层对比出发进而展开研究区内的储层及沉积研究,结合地震反演预测结果精细刻画储层构造模型,利用电性界面随钻中实时矫正构造模型指导落靶,水平段采用岩性精细对比结合钻井参数、录井信息、随钻曲线等对储层构造及岩性变化进行准确识别和预判,为水平井随钻调整提供有利支持。

锦91块火驱尾气对生产的影响及对策

1问题背景锦91块水淹油藏火驱先导试验区位于锦45块主体部位,是中国石油天然气股份有限公司的重大开发试验项目,对辽河水淹稠油7597×10^(4)t储量提高采收率意义重大,2017年3月采用“先面积后线性”的井网形式开展点火。注入井由2017年的4口增加到目前的9口.

致密油水平井“工厂化”钻井技术

为了加快吉木萨尔凹陷致密油开发步伐,降低开发成本,新疆油田进行先导试验。从平台部署与井场优化、"工厂化"钻井施工程序、钻机配套改造、钻井液集中处理与重复利用、井身结构改进与优化、井眼轨迹优化与控制等方面开展了技术攻关和现场试验,初步形成水平井"工厂化"钻井系列技术。现场试验表明,"工厂化"钻井模式能大幅度提高钻机设备利用效率、减少钻机搬安时间、节省非进尺工作时间,提高钻井液重复利用率,降低了钻井总成本。"工厂化"钻井模式为致密油低成本有效开发探索了新途径,为后期开展"工厂化"压裂及集中开采创造了有利条件。