中国石油西南油气田公司管道完整性管理研究与实践

管道完整性管理可将风险控制在合理、可接受的范围内,预防和减少管道事故的发生,经济合理地保证管道安全运行。'十一五'期间,中国石油西南油气田公司针对其长输和集输天然气管道场站的特点,按照管道系统完整性管理的理念和要求,在管道及场站管理系统、适用于不同介质工况的管道风险评价技术、管道完整性检测技术、管道完整性评价技术、管道维修与维护技术、场站完整性管理配套技术等方面,形成了一系列研究成果,建立和完善了西南油气田公司管道完整性管理的技术体系、管理体系和实施模式,显著提高了该公司管道完整性管理水平。这些研究成果和应用经验不但为西南油气田公司提高管理水平、确保管道场站安全运行提供了技术保障,也为其他油气田公司推广应用管道完整性管理提供了借鉴。

西南油气田勘探开发协同研究模式探索与实践

西南油气田矿区内油气资源丰富,随着油气勘探开发的深入,更多高山等复杂地表环境的油气资源被发现,传统的勘探开发业务形态已经不能满足其高强度和深合作的要求。结合西南油气田的业务现状、协同痛点、科研需求,明确勘探开发科研协同新型业务模式要以“提质增效”为核心,以物理油气资产(气藏—井筒—地面)为对象,建立标准化研究流程,探索智能化辅助研究,支撑多学科多专业联合攻关。通过3年技术攻关与实践,在梦想云和区域湖的基础上,搭建勘探开发协同研究平台,为科研人员提供了一套一体化协同共享的研究工作环境、盆地级一体化的研究模型、全业务链智能化的研究流程,促使勘探开发研究实现油气藏研究数据、软件、成果之间有效共享与协同工作,全面支撑油气田勘探开发业务,提升科研工作质量和效率。目前应用于区带目标评价取得成效,推动了西南油气田业务模式的发展,助力中国石油集团数字化转型。

油气企业两化融合建设实践与探索——以中国石油西南油气田公司为例

为了积极响应国家工业转型升级、调整经济结构、转变发展方式的号召,推动油气企业的转型升级、实现高质量发展,以中国石油西南油气田公司为例,总结过去三年积极推动油气企业两化(信息化、工业化)融合建设的实践经验及采取的典型做法,并对未来油气企业两化融合建设工作将向两化深度融合方向发展的方式进行了探讨。研究结果表明:①摸索出了一套适用于油气企业并可推广至整个石油天然气采掘工业的两化融合工作方法;②创新了油气生产管理和经营模式,提升油气企业生产现场经营管控水平。结论认为:①多体系融合将成为未来两化融合建设的重点,从而实现油气企业生产、经营的一体化管理;②提升数据深度应用对两化融合建设的驱动作用,通过系统集成、建设决策支持系统、加强实时数据管理工具、开发各类数据分析模型等方式,以数据要素为核心地位,加速技术、业务流程与组织结构的改进;③加速提升业务部门自驱力,通过领导推动、制度设计、宣传贯彻等措施,提高业务部门参与两化融合的积极性,做到油气企业全员对建设工作的深度参与和自觉推动。

天然气规划产量目标风险量化评价--以中国石油西南油气田为例

目前国内外对天然气产量风险量化研究尚处于起步阶段,主要原因是敏感因素的选取和量化评价存在着不确定性。为了充分认识天然气规划产量目标风险主控因素,为规划产量目标优化提供理论依据,以中国石油西南油气田为例,建立了规划产量目标风险量化评价模型及流程,实现了对规划产量目标风险的综合评价。研究结果表明:①采用蒙特卡洛方法建立产量的量化函数,是定量化评价天然气产量风险的核心技术;②引入蒙特卡洛随机模拟方法,结合产量构成原理,按照气田主要开发阶段,分探明已开发气田、探明未开发气田和待探明储量气田三类生产主体建立产量概率模拟模型,可以有效模拟理论上可能发生的任意参数组合,突破以往预测结果为一个数值的局限;③实例应用效果表明,该风险量化评价模型能够科学评价产量目标风险大小,可为辨识和降低战略规划风险、制定规避措施提供科学依据,有力支撑了中长期规划方案优化。

论油气田企业实验室创新发展--以中国石油西南油气田为例

全球油气公司目前达成了“低成本、高质量”发展的共识,国家能源局在《2020年能源工作指导意见》中指出“坚持以清洁低碳为发展目标”,油气行业面临低油价和清洁化、去碳化的双重挑战,越来越需要技术创新和管理创新打开日益复杂的局面。为了充分运用实验室的研究成果,提升技术创新能力,加强基础研究,努力取得重大原创性突破,以中国石油西南油气田为例,通过回溯该公司的发展历史,明确了实验室在油气田企业发展过程中的重要作用,并提出相关创新发展与建议。油气田企业的实验室作为技术创新的主体,应该主动寻找突破点。研究结果表明:油气企业需加大实验室建设与运行的投入,正视制约实验室发展的客观问题,明确实验室探索未知领域的主体力量身份,坚定信心依靠实验室实现科技创新,在能源科技创新和生产减碳化等方面持续攻关与探索,在从资源为王向技术为王、从高碳化石向低碳无碳的“两大转变”的世界能源发展关键时期中占得先机。

中国石油西南勘探开发数据建设技术方法与经验总结

针对中国石油西南油气田公司的数据现状,运用总体数据规划和信息资源规划基本理论,明确提出了中国石油西南油气田公司数据建设的工作思路、技术方法以及数据建设的步骤和策略。通过建立统一的数据整理模板、制定专业数据整理工作方案和数据规范、集中培训、现场咨询等方式,直接指导油田公司开展数据建设工作实践,积累了宝贵的经验和工作流程,为今后中国石油西南油气田及其他油田公司开展数据建设提供了借鉴。

西南油气田开发储量管理数字化转型探索与实践

在国内油气矿产资源改革的新形势下,为了优化油气田企业储量管理,本文以西南油气田开发储量管理为对象,以工作流程管理、业务特点研究为基础,利用互联网技术和信息化手段,基于勘探开发梦想云平台总体架构,主要采用Java语言进行开发,建设西南油气田开发储量数字化管理系统,将储量、矿权、产量、井位等多要素相结合,形成新一代储量管理模式,有效提升储量研究人员、管理人员、决策人员的工作效率,为西南油气田的勘探开发业务规划和部署提供支撑。

基于信息技术的油气开发储量计算单元劈分方法研究与实现

在西南油气田公司开发储量管理系统应用取得成功的背景下,为了进一步丰富系统功能,满足油气田企业储量信息化管理需要,挖掘现有数据资源价值,本文对油气开发储量计算单元劈分方法进行了研究,以储量与矿业权、油气井等多要素关联为基础,明确储量计算单元对应矿业权、行政区以及各气矿范围内储量规模,实现了储量随矿业权更新、延续变更等范围条件变化而变化的动态管理,使油气田决策者能够实时掌握各矿业权、行政区、油气矿内储量家底,从而更好地支撑油气田企业的勘探开发业务规划和部署。

川西北部梓潼区块中侏罗统沙一段气藏勘探开发初步研究与实践

为了推进四川盆地致密气上产,以川西北部梓潼区块中侏罗统沙溪庙组一段气藏为研究对象,分析了该气藏的地质特征及主要开发特征,指出了梓潼区块沙一段气藏地质条件复杂,与邻区简阳区块沙一段、金秋区块沙二段气藏存在较大的差异,需要通过开发先导试验建立适宜的开发技术对策。研究结果表明:①梓潼区块沙一段气藏多期河道砂体纵向叠置发育,储层具有物性差、厚度小、非均质性强等特点;②气藏存在多套压力系统,并且含水饱和度高,产水可能性大。结论认为:①梓潼区块天然气勘探开发潜力较大,是下一步增储上产的重要新领域,但由于目前缺乏静动态资料,对气藏地质认识不足,因此有必要开展先导试验;②梓潼区块沙一段1、4号砂组储层大面积叠置发育,测试获工业气流,优选1、4号砂组为先导试验区目的砂组以探索两套砂组的含气性;③根据邻区开发经验,采用大夹角、水平井模式部署8口水平井,优选高效改造工艺技术,建立地质工程一体化模型,设计单井配产介于(6~9)×10^(4)m^(3)/d,预测单井累计产气量介于(1.06~1.30)×10^(8)m^(3)。

基于油气田勘探与生产数据采集质量监测系统研究

随着油气田建设与发展,各业务系统数据的大量积累,智慧油气田信息化技术的发展,强化数据质量管理越来越重要。油气田数据采集及时性、完整性低,不统一、不一致以及数据来源多等问题,影响数据深化应用。结合油气田业务需求,论文研究勘探与生产数据采集质量监测系统,建立数据治理门户,运用大数据与可视技术以第三方身份实现多专业、跨系统的数据采集质量统一监控,强化数据质量公报,推动企业相关单位数据管理治理工作,提升数据采集质量。

“中国西南储气能力”建设的技术基础与发展思考

为保障国家天然气安全平稳供应,2019年国家能源局启动了川渝天然气千亿立方米级“气大庆”的建设项目,将四川盆地天然气储气调峰和战略应急保供能力建设提升至国家战略安全高度。此外,中国石油在“十四五”期间确立了打造“西南储气中心”的战略目标,积极攻关各项地下储气库(以下简称储气库)建库技术难题,已初步形成“西南储气中心”建设格局。为此,在分析四川盆地建设储气库面临的挑战基础上,系统梳理总结了中国石油近17年在四川盆地的发展规划、建设现状、技术进展等方面的成果,并对打造“中国西南储气能力”提出了具体的攻关方向。研究结果表明:(1)四川盆地天然气资源丰富且拥有与全国天然气管网互连互通的完善管网设施,能够为盆地储气库建设提供坚实基础;(2)提出了复杂盆地气藏的“十指标”选址体系,建立了完善的储气库库址优选技术;(3)形成了储气库建库运行七大特色技术,健全了碳酸盐岩气藏建库主体技术系列;(4)构建了国内首个储气库地质体、井、地面完整性管理评价技术体系,保障了储气库安全稳定运行。结论认为,为支撑国家天然气千亿立方米级“气大庆”建设,提出了“中国西南储气能力”建设的概念,其核心是以中国石油初步建成的企业级“西南储气中心”为基础,走出单一油公司储气库建设模式,建立政府主导协调、跨企业的储气库协同共建共享共营机制,全面推动四川盆地整体储气能力建设,保障国家天然气能源安全。

四川盆地天府气田中侏罗统沙溪庙组砂岩储层致密化机理及其与油气充注的耦合关系

近年来,四川盆地中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气勘探开发取得持续突破,展示出了良好的天然气勘探开发前景,但是砂岩储层致密导致“甜点区”分布复杂,特别是对储层致密化机理及其与油气充注的耦合关系认识不清,严重制约了沙溪庙组致密砂岩气藏的规模效益开发。为此,以四川盆地天府气田沙溪庙组一段(以下简称沙一段)致密砂岩储层为研究对象,综合岩心物性测试、薄片鉴定、扫描电镜、地球化学测试等多种资料,系统表征了致密砂岩储层的物质组成、储集物性、成岩作用等特征,并探讨了储层致密化机理,最后结合油气成藏期次,明确了储层致密化过程与油气充注耦合关系。研究结果表明:(1)沙一段储层以岩屑长石砂岩为主,发育少量长石岩屑砂岩,储层孔隙度为0.82%~17.48%,平均孔隙度为10.09%,渗透率为0.0001~632.4200 mD,平均渗透率为5.4200 mD,储层储集空间以原生孔隙为主,局部发育长石溶孔和浊沸石胶结物溶孔;(2)沙一段压实作用以弱—中等为主,绿泥石包壳广泛发育,浊沸石呈基底式、孔隙式和颗粒交代状等多种形式胶结,方解石呈基底式和孔隙式胶结,溶蚀作用以长石溶蚀和浊沸石溶蚀为主;(3)沙一段发育3种类型的致密储层,第一种致密储层是在压实作用基础上早期强胶结作用下形成的;第二种致密储层是在压实作用基础上晚期胶结作用下形成的;第三种储层现今并未致密,但是早期的压实胶结作用导致储层曾经致密,后期溶蚀作用改善储层物性。结论认为:(1)该区沙一段储层具有一期成藏特征,发生在距今88~68 Ma,第一种和第三种致密储层不能发生有效的油气充注,第二种致密储层可以发生有效的油气充注;(2)该区储层致密化过程与油气充注的耦合关系控制了天府气田简阳区块的天然气相对富集程度。

四川盆地陆相全油气系统成藏序列与勘探领域

基于四川盆地油气勘探实践,结合地震、测井、地球化学等资料,对四川盆地上三叠统—侏罗系陆相全油气系统基本地质条件、油气类型、油气分布特征、源储关系及成藏聚集模式开展系统分析。研究表明:①四川盆地陆相全油气系统发育多套含气层系,形成了以三叠系须家河组烃源岩为中心的全油气系统。上三叠统须家河组发育的厚层、优质烃源岩为四川盆地陆相全油气系统提供充足的气源基础;常规-非常规储层的发育为油气聚集成藏提供有利储集空间;断-砂耦合发育为天然气运移提供优质输导体系。②烃源岩和储层在垂向上交互叠置,沉积环境、储层岩性和物性存在明显差异,导致上三叠统—侏罗系自下而上有序发育源内页岩气-近源致密气和远源致密-常规气。③不同区带之间,埋藏深度、储层物性、地层压力以及生烃强度等地质条件的有序变化,控制平面上依次形成了冲断带构造气藏、坳陷带页岩气-致密气藏、斜坡带致密气藏和隆起带致密气-常规气藏的全序列成藏体系。④基于全油气系统理论和思路,四川盆地陆相页岩气、致密气资源潜力巨大,尤其是四川盆地中—西部(简称川中—川西)地区具备较大的非常规油气勘探潜力。

罗家寨气田CO_(2)地质封存数值模拟研究

基于罗家寨嘉陵江组建立三维地质模型,利用FLAC3D-TOUGHREACT模拟评估了CO_(2)注入地层后的地质压力、储层物性变化和CO_(2)运移规律等。结果表明,在CO_(2)注入的10年间,CO_(2)的注入提高了整个地层压力,高压场以注入井为中心呈现梯度递减向四周扩大。储层的孔渗性随着CO_(2)的注入逐渐增大,而盖层物性未发生明显变化。CO_(2)羽流主要在中间储层中运移,未突破上下盖层。此外,通过模拟研究发现嘉陵江组的CO_(2)总封存量为3.211×10^(7)kg。结果说明嘉陵江组所选层位可有效封存CO_(2)。

油气田勘探生产流程管理信息化建设研究

目前国内油田勘探生产信息系统建设缺乏统一的业务支撑平台,各信息项目独立实施,资源分散,沟通共享协调困难,在新形势下必须通过信息化的手段满足勘探生产管理业务跨专业、跨部门、跨公司的一体化、协同化工作的需求。文章从油田公司信息化现状及业务管理流程需求出发,阐述基于SOA技术搭建勘探生产管理平台,以业务流程管理的建设为基础,实现对现有系统的应用集成,通过业务流程管理快速响应业务的变化,借助统一的用户界面,实现多部门、不同层级之间的生产业务管理的协同,实现勘探生产管理工作模式的变革。

地球科学与钻井系统项目研究环境建设——在西南油气田的应用

近期实施的地球科学与钻井系统(A1系统)、上游生产信息系统(A2系统),是中国石油天然气股份公司2000年制定的《中国石油信息技术发展战略规划》中的2个关键项目。利用现代化的软硬件平台,建立勘探开发统一的数据模型和标准,集成数据平台和统一共享的地学模型,形成规范的工作流程,实现勘探协同工作,提高业务管理与决策的科学性。集石油天然气勘探开发生产、管理和综合研究的信息采集、传输、存储、处理、分析、发布和应用于一体,形成规范、统一、安全、高效的现代化管理的信息应用体系,实现信息资源共享。项目研究环境是A1、A2系统极其重要的组成部分,也是该系统展示其精华和应用的界面及平台。它由主数据库、数据准备区、数据服务区、软件应用区4部分组成。根据中国石油西南油气田公司的实际需求,将项目环境建设分为环境构建、数据准备和加载、软件集成及勘探开发工作一体化流程建立几个阶段,逐步实施建设。

油气田开发生产管理平台建设模式

目前,油气田上游专业应用系统主要是以数据管理为核心,与勘探、评价、开发生产各领域的业务运行管理结合尚不充分,还不能有效支持各项业务的过程管控和精细化管理;勘探与开发生产各信息项目独立实施,资源分散,沟通协调困难,导致系统建设效率和质量受到影响;勘探开发生产信息项目建设缺乏统一的业务支撑平台,系统的灵活性和可扩展性都受到制约。本文从油气田信息化现状以及业务管理内在需求分析出发,以业务流程管理的建设为基础,基于SOA信息平台技术搭建覆盖油气田开发生产全过程的业务管理应用平台,实现集规划计划、产能建设、油气藏工程、采油气工艺、油气集输、天然气净化的全业务信息化管理与应用,实现公司开发生产核心业务全生命周期管理的应用平台。并通过对现有已建系统的应用集成,实现多部门、不同层级之间的生产业务管理的协同,转变生产组织方式,改变经营管理模式,再造业务流程,真正实现地质与工程、勘探与开发、科研与生产、管理与经营的数字化和智能化管理。

油气勘探开发研究协同工作环境架构与建设探索

随着计算机和IT技术的逐步普及,勘探开发研究引进与应用了大批应用软件,已从传统的手工模式过渡到依赖多种计算机软件为辅助的工作模式。但是跨专业、跨部门、跨地域彼此间的数据收集、交互、共享大部分依靠人工协调完成,缺乏总控协同机制和软件环境支撑。本文通过梳理勘探开发研究业务与流程,分析信息化现状与业务需求,提出了基于油田公司现有软硬件、数据资源基础上的勘探开发研究协同工作环境技术架构、数据架构和应用架构,并在勘探开发研究核心业务应用场景设计方面进行探索,同时制定勘探开发研究协同工作环境建设实施策略。

油气田开发经济采收率与经济储量的确定方法和应用

本文从经济角度、从投入产出角度并考虑时间价值因素 ,综合考察油气田采收率的合理性 ,提出了经济采收率的概念 ,并将其定义为 :油气田开发过程中 ,年采油气量经计算获得的年财务净现值接近或小于零时对应的油气田采收率为经济采收率。经济采收率与储量的乘积为经济可采储量。经济采收率对应的时间为经济开采年限。经济采收率自 1998年提出以来 。

油气田视频监控系统运行影响因素与对策研究

视频监控系统是油气田数字化建设的重要组成部分,在生产调度、应急指挥、HSE监督、增强安全意识、确保生命财产和场所安全方面发挥着积极作用。随着油气田生产业务飞速发展,监控区域及规模日益扩大,视频智能分析新需求增多,早期建设的视频监控系统难以支撑实现。以某油气田为例,从前端设备硬件、传输网络、视频平台以及使用管理方面分析视频监控系统运行的影响因素,从系统架构、平台功能、智能运管、视频分析等方面探讨对策,供视频系统升级改造或规模化建设参考。