采用“工程地质一体化”技术服务模式提升工程服务企业整体经济效益——以中国石油川庆钻探工程公司为例

为降低勘探开发成本,减少工程投资规模,中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院经过多年在海外及国内油气田区域的生产实践,初步探索出一条提升工程服务企业整体经济效益的"工程地质一体化"技术服务模式,包括:①"协作型"工程地质一体化服务模式(适用于甲方确定区块地质目标及方案,乙方实行工程技术服务的"局部"承包方式);②"主导型"工程地质一体化服务模式,即以"EPCC"(设计、采购、施工、运行)总包为核心,适用于甲方确定产能目标,乙方从地质方案到工程技术服务实行"整体"总包的方式。两种模式应用于土库曼斯坦阿姆河右岸、哈萨克斯坦KAM等油气田,以及国内苏里格气田等油气开发项目中。应用结果表明:在"实现油气田高效开发、提高储量动用程度、扩大建产规模、缩短建产周期、降低投资风险"等方面效果显著。结论认为:推进该服务模式,有助于降低成本、提高效率,有利于工程技术服务企业集约化发展,加快转变发展方式,进而全面提升油公司和工程服务企业的整体经济效益。

油气工程技术企业安全监管数字化及其应用——以中国石油川庆钻探工程公司为例

安全风险预警是石油企业安全管理的重要内容。以预警理论为基础,结合石油企业生产特点,建立了基于模糊综合评判技术的事故风险预警模型,在该模型的基础上,开发出了生产安全预警系统。安全监督、安全管理和各级管理者将陷患、违章基础数据分类录入,系统对信息数据同步分析计算,得出公司各层面的风险值,当达到预警临界值时系统自动报警。该系统通过安监数字化分析结果,生成风险趋势图,为企业现场生产端和机关管理端(监管者)提供有效的预警信息,是目前较为完整的生产安全预警系统,为评价企业安全生产状况提供重要判定指数,实现了企业安全生产状况评价由定性向定量的转变,取得了较好的现场应用效果。

项目管理中的可行性研究及其重要性——以中国石油西南油气田公司应急管理项目为例

以中国石油西南油气田公司应急管理系统试点项目可行性研究工作为实例,探讨了项目可行性研究的定义及其在项目管理中的作用,介绍了可行性研究报告的编制步骤,论述了可行性研究报告对于项目管理、成本控制及项目管理阶段性工作的实施所具有的重要意义和作用。

中国石油对外合作项目产品分成合同探讨

目前中国石油国内对外合作项目大部分执行的是产品分成合同,但现行的产品分成合同相关条款在一定程度上也限制了资源国的话语权和参与程度,给予作业者过大的自主权。介绍了产品分成合同的特点,并结合项目实践,阐述了当前产品分成合同模式存在的问题,并从建立项目评估制度,强化资源国的话语权;明确规定申请评价期延期的必要条件;设立预算超支的上限和定义不可回收费用的范围;强化外籍员工薪酬管理等方面提出了相应的应对措施。

中国石油员工培训教学督导模式的开发

教学质量是石油培训的生命线,创建适合石油培训教学特点的教学督导模式,是保证培训教学质量的关键和提高培训教学质量的重要抓手。川庆钻探公司培训中心针对石油培训教育的特点,结合西南油气田员工培训的实际情况,摸索创建出石油培训中心教学督导模式,其架构主要包括三个体系:结构体系、目标体系、组织体系。

层间风化壳岩溶发育演化模式——以塔中川庆EPCC区块奥陶系鹰一段—鹰二段为例

基于塔中川庆EPCC区块区域地质背景,结合钻井显示、录井取心、成像测井、地震反射等特征,分析鹰山组鹰一段—鹰二段层间风化壳岩溶发育特征及演化过程。研究表明:不整合面附近溶洞充填与否取决于水动力作用的强弱,水动力与纵向上的岩相分布共同决定了层间岩溶内幕溶洞的发育情况;岩溶单元可划分为高地、次高地、上下斜坡、洼地等一级单元,以及溶峰、陡崖、平台、溶丘等次一级单元,整体呈北西—南东向带状展布;表层风化带仅发育在EPCC区块北部,垂直渗流带在南北厚度各异,季节变动带从南部和中部向北部"相变"为水平渗流带;沉积微相影响岩溶发育但非岩溶旋回划分的决定因素,构造隆升、气候、古水文条件是造成岩溶南北分异的主因;EPCC区块鹰一段—鹰二段层间风化壳岩溶可划分为3期旋回、8级次旋回,最终残留第3期旋回(第5~8级次旋回),其中第5、8级次旋回从南到北具有明显"同期异相"特征。

中国海相层系油气成藏过程与储层沥青耦合关系:以四川盆地为例

鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地三大海相盆地在古生界均不程度地发育古油藏,古油藏中储层沥青是藉以恢复和重建油藏成藏过程的重要中间产物。在对四川盆地海相层系油气成藏分类的基础上,对四川盆地碳酸盐岩储层沥青特征开展了详细的产出形态分析,总结了储层沥青产出形态与油气成藏过程的关系。四川盆地海相天然气藏储层岩类页岩、致密砂岩、碳酸盐岩均有分布,多期生烃、多期构造调整导致天然气与古油藏耦合关系复杂。总体上讲,四川盆地海相天然气气藏构建了一个原生与次生兼备、原油裂解气藏占主导、页岩气藏和致密砂岩气藏为辅的复式成藏系统。储层沥青分布特征可揭示古油藏和气藏成藏调整过程。

石油工程技术推广应用黄原胶的新进展及再创新选向

中国石油工程技术创新在于增加高科技含量,黄原胶是重要的选择对象。黄原胶是培养基中的微生物分泌出来的天然胶状物,属于生物工程高科技材料,是世界上公认的最优生物胶之一。文章首先介绍中国是世界上生产和应用黄原胶的主要国家,生产能力和技术水平不断提高;进而全面集中阐明了黄原胶的特性——拥有主链和侧链构成的三级分子结构,存在着多种官能团,高分子量由五糖组成,其特性拥有多种功能。油气田钻井、完井、调剖和驱油前期应用成效明显,作用原理倍受关注。由此分析提示:技术再创新要进行跨行业战略性结盟,达到优势互补,强化基础研究评价的针对性,提高技术配套能力,扩大技术创新专业领域和范围。

发达国家及大石油公司绿色发展的实践与启示

绿色发展是一种可持续的发展模式,西方发达国家和国际大石油公司通过多年的实践,积累了丰富的经验。介绍了英国、丹麦等发达国家在碳税收、碳排放交易、可再生能源开发补贴等方面的政策和机制,以及埃克森美孚、BP、壳牌、雪佛龙等国际大石油公司在提高能源利用效率、开发高效清洁产品、开展低碳能源技术等方面的实践,从加快制定促进绿色发展的总体规划,促进以天然气为主导的清洁能源发展,将绿色发展纳入公司社会责任体系等方面阐述了对中国石油企业的启示。

川渝地区页岩气勘探开发工程技术集成与规模化应用

自2009年四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区第1口井开钻以来,经过8年的探索和实践,中国的页岩气勘探开发工程技术取得了长足的进步和全面的发展。及时总结所优化集成的页岩气勘探开发工程配套技术,对于"高效益、高效率"推进川渝地区页岩气规模开发具有重要的意义。研究结果表明:(1)形成并完善了10项页岩气钻完井工程主体技术系列,整体处于国内领先水平,为页岩气规模上产提供了技术支撑;(2)形成了从设计到室内实验评价、井中地震压裂缝网实时监测的体积压裂配套技术,保证了页岩气增产方案的实施效果;(3)创新形成了钻井—压裂、钻井—采输、压裂—采输等同步作业模板,优化平台布置,实现"批量化、模块化、程序化、一体化"作业,大幅度加快了页岩气井的投产进度;(4)形成6项页岩气开发环保节能技术,实现了页岩气清洁节能生产;(5)形成了以高精度三维地震勘探技术为基础的技术体系,为打造"透明"气藏奠定了基础;(6)优化地面集输工艺,实现了气藏采输智能化、数字化管理。结论认为,所形成的页岩气勘探开发配套工程技术有效支撑了长宁—威远国家级页岩气示范区的页岩气上产,在技术进步和管理创新等方面都具有引领示范作用。

石油企业基层单位工程竣工验收管理工作探讨

目前一些石油企业基层单位工程竣工验收管理工作中存在施工单位的竣工资料质量不高、工程竣工验收组织协调工作力度不够、问题整改不到位等现象,针对这些现象,提出了提高基层单位工程竣工验收管理工作水平的对策。认为建设单位的工程管理人员应加强工作责任心,严格审查把关,抓好工程竣工资料的归档工作;加强组织协调力度,抓好工程竣工专项验收方面的关键环节工作,确保按期按质完成当年工程竣工验收计划;对在工程专项验收、工程竣工决算审计等环节中发现的问题,督促相关单位认真整改,确保问题整改到位。

石油钻井公司作业成本法应用探析

一、作业成本法及其在石油钻井公司实施的可行性 分析（一）作业成本法介绍作业成本法（Activily—Based Costing，简称ABC）最早由哈佛大学的库拍和卡普兰（1988年）提出，其要求以作业为核心，确认和计量企业资源的所有作业，将消耗的资源成本准确计入作业，然后选择成本动因，将作业成本分配给产品或服务。其核心思想是“产品消耗作业，作业消耗资源”，该方法大大拓展了成本核算范围，改进了成本分配方法，提供了更加准确的成本信息。

石油钻井公司业绩评价体系探讨

一、石油钻井公司现行业绩评价体系存在的问题 一是缺乏与企业战略目标的关联性。业绩评价理论认为企业进行业绩评价的目的是为战略管理服务，但一些石油钻井公司的现行业绩考核办法基本上不捉及企业战略，用于业绩评价的财务经营指标、管理控制指标等都只反映了对某一方面的考核内容，指标相互之间的逻辑驱动关系以及与公司战略之间的关联并不明确。所以，应该根据战略需要设计企业业绩评价体系，将战略目标分解为可以互相驱动的评价指标。

页岩气水平井产能预测方法及应用——以四川盆地威远区块为例

四川盆地威远区块国家级页岩气示范区开发效果显著,但单井产量差异较大,影响产量的地质、工程因素数量多,因素间内在联系尚无定量表征,且各因素与产量间存在不严格的数学关系。为指导井位部署论证,顺利开展压裂前水平井地质评价,实现目的层的有效压裂改造,以威远页岩气61口典型水平井为例,利用灰色关联法筛选出水平井产能的6个主控因素,包括:压裂段长、优质箱体钻遇段长、含气量、龙一11小层厚度、加砂强度、总射孔数,基于威远页岩气区块主控因素分析结果,建立多元线性回归产能预测模型。实例选取区块内W1平台、W2平台共计6口水平井计算预测产量,预测产量与实际测试产量的相对误差率为0.32%~18.25%,平均8.1%,表明该产能预测模型准确可靠,可满足威远页岩气产量评价的实际生产需求。

四川盆地乐山—龙女寺古隆起深层海相碳酸盐岩测井评价技术

四川盆地乐山—龙女寺古隆起寒武系及震旦系埋藏深度大,基质物性较差,历经多次构造运动,储层非均质性强,致使测井解释工作难度大。为此,综合运用薄片、岩化、ECS元素测井和常规测井资料,对该类储层的特殊岩性与矿物进行了可靠的识别,进而得到准确的储层参数。研究表明:成像测井可以对各类裂缝进行精细识别及分类,利用声波扫描测井得到的各向异性及频散曲线,结合裂缝识别结果可对裂缝的有效性进行评价;常规测井结合成像测井能够对溶蚀孔洞及大型溶洞进行定性识别,采用BorTex及孔隙谱技术,可定量评价溶蚀孔洞的发育程度及孔洞连通性,而对大型溶洞的延伸情况则需要结合钻、录井显示及地震资料来综合判别;流体判别在排除钻井液侵入、导电矿物等影响因素后,可采用可动水指数法、双侧向比值法、视电阻增大率法、中子—密度与中子—声波重叠法、介电扫描等方法,结合储层纵横向流体分布情况来综合判别储层流体性质。测井技术的不断完善,为该区深层油气的勘探开发提供了技术保障。

致密砂岩储层孔隙结构对渗流特征的影响——以四川盆地川西地区上侏罗统蓬莱镇组储层为例

致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性强,其渗流特征较之于常规砂岩储层存在着较大差异。为此,以四川盆地西部地区上侏罗统蓬莱镇镇组致密砂岩储层为研究对象,基于物性、压汞、核磁等实验数据,在分析储层孔隙结构的基础上,结合相渗实验和可视化微观驱替模型,模拟油气成藏与开发过程中不同类型孔隙结构致密砂岩储层的渗流特征及气、水两相运移机理和分布状态。研究结果表明:1不同孔隙结构储层的气体前缘推进特征均出现类似于树杈状的黏性指进现象,储层孔隙结构越好,束缚水饱和度越低,束缚水状态下的气相相对渗透率越大,气藏更易被开发;2开发后期残余气主要以绕流、卡断以及孔隙盲端等方式形成的封闭气存在于储层中;3不同类型储层的气、水两相相对干扰均较强,生产过程中容易产生气、水同出的现象;4封闭气的存在会严重降低气井产量,而水相的存在则会极大地降低气相相对渗透率,导致低渗透致密砂岩含水气藏后期产水严重,开发难度大,采出程度低,进而严重影响到气井的有效开发生产。

低孔、低渗致密砂岩储层物性下限值的确定——以川中P地区须二段气藏为例

储层物性下限的确定是关系到油气勘探、开发决策的关键问题。四川盆地中部P地区上三叠统须家河组须二段气藏致密砂岩储层具有典型的低孔隙度、低渗透率特征,前期勘探中由于没有精确确定有效储层的物性下限,导致试气段多次出现干层,给勘探开发工作带来较大影响。为此,综合利用岩心物性、压汞、试气等多种资料,采用经验统计法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法(水膜厚度法、Purcell法、Wall法)、产能模拟法、物性试气法等多种方法,分别获得其孔隙度、渗透率的下限值。在此基础上,采用算术平均法对该区储层的物性下限进行了综合确定,确定出该区须二段有效储层孔隙度的下限值为5.85%,渗透率的下限值为0.037mD。由于通过多种方法相互验证,避免了单一方法在物性下限取值时可能产生的较大偏差,确定出的储层物性下限值较为准确,并得到了新近试气资料的证实。该成果对气藏储量的精确计算和后续开发生产都具有重要意义。

长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术

鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山23储层实施,由于该气层经过长期开采和储层压裂改造,导致水平段目的层压力极低(压力系数0.4～0.6),成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素;且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题,以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑,研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井,其中Y37-2H完钻井深5 044m,水平段长1 819m,创长庆气田水平段215.9mm井眼的施工记录,139.7mm筛管一次性下到预定位置,并获得无阻流量100×104 m3/d的高产气流。应用效果表明:该体系较好地保护了山23储层,钻完井施工作业安全顺利。

川中地区须家河组构造变形成因探讨及其勘探意义

四川盆地川中地区一直以构造稳定、变形微弱著称,但近年来对该区上三叠统须家河组的天然气勘探实践却揭示出其构造变形具有复杂性。为探讨构造变形的成因,根据构造变形特征,将该区须家河组划分为4个区带,从南到北依次为威远背斜隆起区、遂宁—合川低缓褶皱区、简阳—阆中斜坡区、南充—平昌断褶区,并重点分析了须家河组NW向构造的变形机制。结果表明:①构造叠加变形是该区构造的主要特征,早期构造变形受印支期龙门山前陆盆地和燕山期大巴山前陆盆地形成演化控制,在晚侏罗世—白垩纪形成东南高、西北低的NE向区域性大单斜;②喜马拉雅期受华蓥山断裂右行走滑作用控制,产生NW向压扭构造形迹;③该区须家河组气藏总体表现为大面积、低丰度致密砂岩气藏,局部构造和断层控制了天然气"甜点"区分布,天然气勘探开发要高度重视NE向构造与NW向构造叠加变形区。

河控浅水三角洲平原亚相沉积模式探讨——以鄂尔多斯盆地S59区块山西组一段为例

鄂尔多斯盆地S59区块山一段,整体具有构造稳定、地势平坦、古水深较浅、湖平面频繁升降、物源充足等特点,发育浅水三角洲沉积体系。本文在前人研究的基础上,通过对取心井岩心分析及侧井相分析,探讨了浅水三角洲的沉积特征,建立了浅水三角洲平原亚相沉积模式。研究结果表明,山西组山一段为河控浅水三角洲沉积,浅水三角洲的陆上部分沉积过程与曲流河沉积具有一致性,发育边滩、“渐弃型”废弃河道、决口扇和洪泛平原等微相,平面上河道在凹岸不断侵蚀,凸岸不断堆积形成边滩微相。此外在凹岸发育一定规模的废弃河道,河道砂体呈南北向分布,发育少量的决口扇沉积,在河道间发育细粒沉积洪泛平原亚相。三角洲平原亚相沉积模式的建立为预测优质砂体发育位置提供地质依据。