中国石油对外合作长北项目HSE管理实践

长北气田是中国石油与壳牌公司合作的天然气开发项目。壳牌公司应用事故预防等理论树立“零事故”的理念,建立了HSE管理体系,包括8个要素:①领导与承诺;②政策和战略目标;③组织机构、责任、资源和标准;④危害及后果管理;⑤工作计划和程序;⑥执行与监督;⑦审计;⑧管理层评审。壳牌要求员工把HSE管理文件落实到程序上、把对HSE的认识和理解牢记在头脑中,使HSE真正成为一种企业文化。壳牌通过追求无人身伤害的目标、公布HSE表现、同管理其他关键业务那样管理HSE工作等方式,创造其引以为荣的HSE绩效,由此赢得客户、股东和社会整体的信任,努力成为社区中的一个好邻居,并为可持续发展做出贡献。长北项目HSE管理实践给我们深刻的启示:随着民众参与社会管理意识的增强,需要持续改进HSE管理;保障HSE培训和投资到位是实现HSE管理目标的基本条件;只有将HSE管理当作企业文化建设的一部分,突出人性化管理,变被动管理为主动管理,才能最终实现本质安全。

中国石油长北气田对外合作开发新进展——长北项目HSE管理初见成效

长北气田位于鄂尔多斯盆地东北部（图1），合作区面积1588km^2，探明天然气地质储量961亿m^3，储层为二叠系山西组山2段致密砂岩。中国石油与壳牌公司于1999年9月23日签订产品分成合同。2004年壳牌与中国石油成立了联合工作组，成功地对总体开发方案进行了优化，设计开发井53口，其中双分支水平井35口，水平井18口；建设中央处理厂1座，处理能力为1000万m^3/d；气田年生产规模为30亿m^3，稳产期为10年。

中国石油对外合作实行完整的项目管理——长北和赵东项目管理实践，对项目生命周期进行全过程管理，包括可行性研究、设计、建设、运营、跟踪分析、滚动评价等各环节

近年来，中国石油在建设综合性国际能源公司和转变发展方式上取得了重大进展，国内油气业务平稳较快增长，国际化业务规模不断扩大。同时中国石油在生产经营中也面临一些挑战：生产经营成本增加，生产经营管理难度增大。公司领导适时提出：对项目生命周期进行全过程管理，包括可行性研究、设计、建设、运营、跟踪分析、滚动评价等各环节，会计核算和缋效考核等也都要以项目为对象进行。本文作者通过对外合作项目管理的分析和思考，给中国石油上游业务推进完整的项目管理工作以启示。

中国石油赵东油田国际合作实践——中外人员协同作战，中国石油与跨国石油公司合作勘探海上油气资源

赵东油田是中外合作的海上油田。赵东项目执行12年来，通过中外双方的共同努力，应用先进实用的新技术，积极探索对外合作项目管理的新模式，用两年多的时间在渤海湾大港滩海建成了中国石油第一个百万吨生产能力的海上油田。本文在简介赵东项目的基础上，从集成应用先进技术、经营管理理念等方面阐述了赵东油田国际合作的高效勘探开发实践。

国内油气资源对外合作面临的新变化及对策建议

改革开放以来中国油气行业勘探开发环节及上游对外合作的改革历程,与国家油气体制整体改革基本同步,是小步快走的渐进节奏。2019年版外商投资准入负面清单的发布必定会促进中国油气行业勘探开发市场竞争环境更加公平开放,增加市场主体数量和参与度。总结和分析新版外商准入负面清单与之前的《对外合作开采海洋石油资源条例》和《对外合作开采陆上石油资源条例》,改革带来十个差异:政策文件层级和法律依据差异,油气矿权所有和管理模式差异,总体开发方案定位和作用差异,运营管理模式差异,油气产品销售模式差异,合作项目及其各环节执行方式差异,税费内容和缴纳方式差异,政府、外商企业和中方企业盈利分成模式差异,形成资产的所属权和支配权差异,油气样品、信息、资料、数据等管理模式差异。针对改革带来的形势变化,分别从国家和国有石油公司层面提出建议,推动外商投资进入国内油气上游业务领域政策的积极落地和有效实施,促进深化油气体制改革工作。

对外合作项目外方人员费用管控措施研究

针对中国油气对外合作项目中外方人员管控措施不够、管控缺乏依据以及外方人员费用大幅增长等状况,在详细调研油气资源国相关做法的基础上,提出了一套包括控制外方薪酬水平和增长幅度、加快本地化进程、规范组织机构、实施同工同酬等措施在内的外方人员费用管控体系,并建立了一套外方人员薪酬市场参考基准及控制年度增长幅度上限的方法。建议各油气田企业通过科学设置对外合作项目组织机构和相应岗位等,对外方人员费用进行管控;建议国家针对外籍人员从事陆上油气作业工作出台相应法规。

沙特国家石油公司发展战略与管理

增加石油储量.提高原油产量、加快天然气业务发展,拓展国际化经营、加强技术开发、掌握最先进的技术.实行创新管理、加强员工培训、重视环保等是沙特国家石油公司的重点发展战略。

概率法在油气储量计算中的应用

油气储量计算是规划部署开发策略、制订开发方案的基础。目前常用的计算方法有容积法、类比法和物质平衡法等,其中容积法适用性较好,包括确定法和概率法两种数值计算方法。首先对比分析了确定法和概率法两种方法的计算原理,然后采用容积法的计算公式,分别运用确定法和概率法计算地质储量并对两种方法进行应用实例分析。对比分析和计算结果表明:确定法在计算过程中对各物性参数采用算术平均值,而概率法首先确定各计算参数的概率分布规律与变量变化的整体范围,然后采用蒙特卡罗方法多次迭代得到不同概率下的储量值;与确定法相比较,概率法可提供一组基于不同风险值的储量值,从而能更好地评估储量风险,为投资决策者提供更可靠的参考依据。

高精度层序地层格架内的地震沉积学应用——以哈萨克斯坦南图尔盖盆地A区为例

在高精度层序地层格架内,应用地震沉积学方法,通过90°相位转换、地层切片和分频处理,进行地震属性趋势和钻井综合分析,研究哈萨克斯坦南图尔盖盆地A区沉积岩岩性、沉积体系及其响应特征,确定沉积微相的边界与分布范围以及单砂体的体积、厚度与规模。研究结果表明：该区河流相发育,以河床滞留沉积、边滩、河漫滩、河漫湖泊等微相为主;不同频率对地震数据的相位等特性有不同响应,刻画地质体的横向不连续性能力也有所不同,频率为20~25 Hz时对河道砂体最敏感,在地层切片上完整清晰地刻画出河道边界、宽度、延伸长度及其平面几何形态。

鄂尔多斯盆地长北气田山西组二段低孔低渗储层特征及形成机理

长北气田山西组二段主要为三角洲平原分支河道沉积的石英砂岩和岩屑砂岩,其埋藏深度中等(2 700～2 950 m),但物性较差(孔隙度和渗透率平均分别为5.2%,0.7×10-3μm2),属于低孔低渗的致密储层。造成低孔低渗的主要原因是:该套砂岩形成于三角洲平原含煤酸性环境,砂岩中原始孔隙水介质呈酸性,碳酸钙处于不饱和状态,难以形成早期碳酸盐胶结,后来埋藏过程中压实作用损失了大量原生孔隙,使得粒间孔隙体积大大减少。同时,酸性成岩环境导致后来压实过程中大规模的石英次生加大,充填砂岩中未被压实损失的残余孔隙,使岩石孔隙度进一步降低。这是造成该地区砂岩低孔低渗致密化的主要原因。显微镜下岩石薄片观察证明了这种长北气田山二段砂岩在埋藏过程中的酸性成岩环境:砂岩孔隙中碳酸盐胶结尤其是早期碳酸盐胶结不发育,平均碳酸盐胶结物含量1%～3%,自生高岭石胶结发育,含量达7%～10%,伊利石胶结少,<3%,石英次生加大胶结发育,普遍达Ⅱ—Ⅲ级,平均为5%～10%,个别层段达10%～18%,最多达23%。另一方面,长北气田所处的鄂尔多斯盆地在大地构造上属于比较稳定的构造背景,盆地自上古生界二叠系山西组沉积以来,未经历大规模的构造运动,构造活动弱,地层平缓,褶皱少,断裂不发育,地层埋藏史分析表明山二段沉积后未经历明显的抬升与沉降。地下水尤其是含有机酸或CO2的酸性水不活跃,加之砂岩因压实作用和二氧化硅胶结后原始孔隙度和渗透性差,酸性地下水不能有效地对岩石进行溶蚀改造,不利于孔隙流体中物质的带入与带出;而且岩石中可溶组分(如长石、碳酸盐胶结物)少,长石含量<3%。因此,岩石在后期的埋藏过程中,不能形成大量的溶蚀次生孔隙,这是造成研究区目的层段砂岩低孔低渗的另一个原因。

泡沫油流渗流规律数学模型及其数值解

为了准确模拟泡沫油流在储层内的流动规律的从渗流力学基本方程出发,推导处泡沫油流渗流基本方程。利用有限差分方法求得其数值解。将计算结果与黑油模型以及室内实验进行了对比,结果表明,所提出的模型更接近实验结果。

海底油气管道的泄漏及预防

介绍了海底油气管道铺设特点,分析了海底管道破裂的原因主要是第三方损害,其次还有物理损伤、机械损伤、管线材质缺损、材料疲劳、管线内外表面腐蚀、不可抗力和外界条件变化等。提出了海底管道泄漏的有效预防措施,主要包括预防第三方损害和管线腐蚀、提高泄漏检测和监测能力、制定应急响应计划、鼓励公众参与、迅速实施应急响应计划五部分。

技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键

近年来,美国页岩气的勘探开发步入大规模快速发展阶段。除了得益于天然气市场需求的增长、国家政策扶持等因素外,技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键因素,其中钻井、完井与增产技术的进步,尤其是水平井钻井、水力多段压裂、重复压裂、同步压裂以及裂缝综合监测等技术的突破与广泛运用起着极为重要的作用。美国页岩气勘探开发的巨大成功表明,只要突破传统的勘探思想,坚持不懈地开展技术创新,仍然能够使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。

利用水驱特征曲线预测水平井含水上升规律

为了准确、简便地预测水平井见水规律，结合塔里木油田水平井的生产动态资料，就常用的6种水驱特征曲线对水平井含水上升规律的预测进行适用性筛选。6种水驱特征曲线对水平井含水率预测适用性分析及预测能力分析表明，应用水驱特征曲线法预测水平井的可采储量、含水上升趋势是可行的。其中张金庆曲线、俞启泰曲线是一组由凹型变为S型再到凸型的曲线系列，在预测水平井含水上升规律中，具有应用范同广、精度较高的特点，可有效地预测各种含水上升形态的水平井见水趋势。通过对塔里木油田水平井含水率上升规律研究认为，同一油田含水上升规律相同，俞启泰曲线b值相近。通过研究俞曲线b值，可有效预测油田水平井含水上升规律。

世界海洋油气资源与勘探模式概述

描述了全球海洋油气储量的总体情况、海洋油气资源的地域分布以及海洋油气产量的状况与增长趋势。简略阐述了海洋油气勘探的阶段划分、海洋地质调查、海洋地球化学勘探、海洋非地震地球物理勘探以及海洋地震勘探各方法的基本特点、关键技术和常用手段等。对海洋油气勘探的前景,尤其是深水区和天然气水合物的勘探前景作了展望。

开发地震在大庆长垣喇嘛甸油田储层预测中的应用

以喇嘛甸油田萨尔图油层为例,阐述了地震属性技术和重构地震反演的实践与应用。地震属性技术适合于刻画"泥包砂"型萨一组等的储层特征,尤其是井网控制程度较低的外扩区主河道预测。重构地震反演技术主要适用于高含水油田剩余油挖潜的研究,从而实现高精度井间砂体预测。研究认为,井震联合下的沉积相修正共归纳为河道侧积体、河道连续性(由连续变为间断、由间断变为连续)、河道规模(宽度、延伸长度、走向)、河道组合和河道期次5种模式。由此,利用测井曲线形态差异和高程差等特征,辅助反演切片研究河道垂向演化,最终确定单期河道边界。早期河道和晚期河道错综复杂叠置关系,构成了复杂剩余油空间关系,从而为下一步剩余油采出以及完善注采关系提供了良好的依据。

世界海洋油气资源勘探现状与展望

海洋油气的勘探开发是陆地石油勘探开发的延续，经历了一个由浅水到深海、由简易到复杂的发展过程。1887年，在美国加利福尼亚海岸数米深的海域钻探了世界上第一口海上探井，拉开了海洋石油勘探序幕。20世纪30～40年代的海洋油气勘探首先集中在墨西哥湾、马拉开波湖等地区。50～60年代油气勘探则在波斯湾，里海等海区。70～90年代是海洋油气勘探快速发展时期，如北海含油气区的勘探与开发。目前在海洋进行油气勘探的国家越来越多，海洋钻井遍布世界各个海区。

鄂东缘三交区块煤层气完井设计和生产特征

三交区块发育2套主力煤层,均具有厚度大、分布稳定、煤体结构好、含气量较高等特点,适合采用多分支水平井进行煤层气的规模开发。区块先后采用了裸眼和筛管2种不同的完井方式,其中,筛管完井方式能确保井壁稳定性而不易坍塌。通过对区块内正常排采且以3+4+5号煤层为主力储层的近50口水平井生产曲线进行综合分析,认为2种不同完井方式的多分支水平井均在排采约1年的时间达到单井产量峰值,稳产时间约3.5年,稳产期后自然递减。现有生产数据的拟合结果显示,不同完井方式水平井的生命周期均为15年左右,筛管完井的多分支水平井单井平均峰值日产量约6000m3/d、平均累计产气量为2200×104m3;而裸眼完井多分支水平井仅分别为5000m3/d和1700×104m3,即筛管完井多分支水平井单井产量峰值、累计产气量、采收率均高于裸眼完井的多分支水平井。