打造“大漠堡垒”党建品牌 筑牢国家能源安全长城——中国石油长城钻探苏里格气田分公司推动党建创新实践

中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司位于内蒙古鄂尔多斯的毛乌素沙漠。2005年9月成立,首批17名石油人从辽宁盘锦跨越1500公里来到苏里格气田,加入到了“建设西部大庆”的会战中。目前,分公司拥有员工347人,代表长城钻探合作开发苏10、苏11、苏53、苏39共4个风险作业区块,总面积0.4万平方公里,累计生产天然气量达430多亿立方米。分公司三个采气作业区、10座集气站分散在沙漠中。

苏里格致密气藏水平井产能主控因素分析与评价——以苏53区块为例

苏里格致密气藏水平井开发效果显著,但投产效果差异较大,影响产能的因素众多且因素间尚无定量认识。为指导水平井井位部署,实现目的储层高效压裂改造,以苏53区块已投水平井为例,利用皮尔逊相关性分析法筛选出影响水平井产能的主要参数,即:投产初期地层压力、水平段钻遇有效储层长度、气层渗透率、含气饱和度和孔隙度,并基于分析结果建立水平井产能快速预测方法。选取区块内已投50口水平井计算预测产量,误差在17%左右,能够满足水平井产能快速评价的需求,对区块后期以侧钻水平井主导的开发模式提供技术保障。

苏里格小井眼侧钻水平井技术的应用

随着开发的深入,长城钻探苏里格气田自营区块低效井逐年增多,为提高区块内储量动用程度和采收率,长城钻探公司开展了侧钻水平井技术攻关。通过总结前期施工经验,持续优化开窗工具、钻头螺杆选型及优选强抑制性、强封堵性复合盐钻井液体系,解决了苏里格51/2″小井眼侧钻水平井“塌、漏、卡”等技术难题,形成了一套成熟的致密砂岩气藏侧钻水平井钻完井技术。自2011年开展先导试验至今,钻井周期不断缩短,水平段长度、砂岩钻遇率逐步提高,侧钻水平井配套技术日益完善,生产效果稳步提高。

乳液型压裂液体系在致密气藏中的应用——以长城钻探苏里格自营区块为例

为了解决长城钻探苏里格苏10、苏11、苏53三个区块,资源品级变差的问题,保证储层改造效果及成功率,针对区块内压裂液体、返排及投产现状,开展了清洁压裂液的室内实验与现场施工的评价。研发出低伤害、低残渣、高携砂性的乳液型清洁压裂液体系,并通过乳化改性形成适用于苏里格致密气藏乳化型清洁压裂液体系,设计成能实现在线成胶、施工效果稳定的压裂液体系。并在现场试验、推广应用,该体系满足施工要求及增产效果方面较为显著。

致密气藏的气层解释下限研究——以苏里格气田X区块为例

气层解释下限的确定是致密气藏储层分类和储量评估的基础条件。苏里格气田X区块进入开发中后期,部分区域存在不同程度的出水现象,需要通过测井解释确定气水分布情况,而缺乏单层试气试采资料。通过分析储层岩性、物性、电性及含气性的相互关系,确定了影响储层含气性的主控因素。在此基础上,依据生产曲线典型特征确定储层流体类型,通过测井响应参数与产能之间的关系反推储层流体性质,进而提出了该区块的气层解释下限标准。

苏里格气田井生产后期管理举措

结合实际,以苏里格气田井生产管理为研究对象,在分析该气井生产特征的基础上,总结了气井生产后期存在的问题,并且结合问题现状对后期管理的措施进行分析,目的在于提高苏里格气田气井生产水平。

苏里格气田致密气藏局部富集区集中建产的认识

苏里格气田苏K区块在北部主产区的井网已经完善,开发重点转移到中南部区域,面对含气饱和度降低,有效储层规模小,砂体变化快的现状,如何在中南部高效建产一直是需要解决的问题。因此,在精细地质研究的基础上,开展了构造与沉积特征研究,明确储层含气性的特点,通过井震储层综合评价,重新刻画小层,从追踪有效储层单砂体为目标的前提下,优选含气富集区,并通过井网井距的合理优选,确定600m×600m菱形井网,部署一次成型,集中建产,高效开发。

苏里格气田开发技术新进展研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大的气田之一,也是典型的低渗、低压、低丰度气藏。储层非均质性强,有效砂体规模小,气井单井产量低,压降快,开发面临较大困难。在过去的两年里,为了提高单层生产,提高气田的收获率,提高天然气现场的发展,丰富了苏利网的天然气丰富浓度面积的筛选技术,提高了收获技术,气田开发方式已由单井直井向丛式井和水平井转变。单井水平井产量是直井产量的3倍以上,也实现了土地资源的集约利用,为苏里格气田低成本高效开发提供了新的重要技术保障,气田开发水平和效益显著提高。

一体化速度管柱在小井眼气井压后投产中的应用

苏20、25、76区块已进入开发后期,随着投资的减少,小井眼井居多。针对小井眼压后携液能力差、井底易产生积液、不能正产生产,应用了一体化速度管柱完井工艺。一体化速度管柱将底部带堵塞器的连续油管下入井内,采用减小井内生产通道流通面积的方法来提高井内流体的流动速度,从而减小井内液体的滑脱,并在带压的环境下将速度管柱座挂于井口。最终作为长期的排水采气完井管柱留在井中,达到提高排水效率,提高天然气的采收率,延长气井生产周期。现场已成功应用9口井,应用表明带压下速度管柱完井工艺安全、可靠、具有很好的借鉴意义。

网络信息安全在数字油气田建设中的重要作用

在互联网时代,信息技术成为推动社会领域变革的重要因素。在此发展背景下,国内各企业已经意识到了数字化发展的重要性,并在工作实践中充分落实数字油气田建设要领,在充分整合数字资源的基础上,进一步完善数字油气田的信息系统,充分利用数字化技术推动油气田建设的转型与升级。文章以网络信息安全作为研究的切入点,分析数字油气田建设现状,并对建设过程中存在的信息安全隐患予以细致分析,从而构建更适宜新时代数字油气田建设的网络信息安全体系。

天然气开发技术的现状、挑战及对策

随着天然气被广泛应用,天然气安全环保问题也被时刻关注。专业人士在保证天然气正常生产的同时,还需要提高天然气生产运行的安全环保。文章针对如何提高天然气生产运行的安全环保质量做出分析与探究,论述了天然气在开采、运输中存在的问题以及安全隐患,为安全使用天然气保驾护航。

苏53区块天然裂缝特征及对水压致裂的影响

苏里格气田属于低渗透致密砂岩气藏,目的层为上古生界二叠系的石盒子组和山西组,研究区苏53区块采取水平井整体开发。在开发过程中,天然裂缝对水平井开发的控制作用日趋凸显。为了解苏53区块天然裂缝发育特征,进一步指导区块科学、高效开发,以岩心描述和薄片分析等常规方法对苏53区块天然裂缝发育情况进行分析,同时结合研究区测井及岩心资料,运用双侧向电阻率差异法对裂缝产状进行判断,对微裂缝在水压致裂的过程中起到的作用进行了模拟。结果表明:1苏里格气田目的层天然裂缝以显微构造裂缝、晶间缝及颗粒间网状缝等微裂缝为主;2微裂缝多为水平缝和斜交缝;3在后期压裂改造过程中,微裂缝可以改善水压致裂储层物性,提高开发效果,同时也可能由于天然裂缝的引导而造成井间连通。

气井带压作业风险因素和处理方式

在气井带压作业过程中,由于施工环境因素以及其他因素的影响,经常会出现各种风险问题,因此,必须要采取有效的技术措施进行防控,以保证气井带压作业的安全性得到提升,基于此,结合实际,文章从带压作业井的分类方向出发,对气井带压作业存在的风险及主要削减办法进行研究,目的在于提高气井带压作业安全。

石油天然气开发工艺难点探讨

天然气、石油在开采与生产中,经过原油开发、脱水、处理污水等步骤,最终实现有效利用。在这一过程中,开发的每个节点都很关键,每个程序都有提升优化的空间。具体开采中,开发工艺依然存在一些难点,解决这些困难对于改善石油、天然气开采中所产生的环境问题,促进开发产量的提升都具有重要的推动作用。要依据实际情况,使用合适的方式、技术与工艺,并且还要根据经验不断的进行完善,这样才能提高天然气与石油的开采效率,降低成本,提高产量,最终达到环境效益、经济与社会的协调发展。

浅析燃气式往复压缩机组节能降耗技术

燃气式往复压缩机组是天然气增压开采和增压集输的主要工艺设备,其能耗巨大,运行效率低下。结合气田开采实际,提出4大增压机组节能提效技术:加强机组冷却、减小流动损失以减小压缩机功率损失;调整压缩机组负荷、优化增压工况以增强机组适应性;优化点火提前角、降低发动机热损失以提高发动机效率;优化消声器、润滑系统从而减少辅助系统损失。这些技术的运用能显著提高压缩机效率,减少气田开发成本,达到节能减排效果。

做实做细日常监督之我见

强化日常监督,防范廉政风险,是当前纪检监察部门必须做好的一项重要工作。本文结合油田企业日常纪检监察工作实践进行总结分析,就有效整合监督资源、发挥监督合力,提出了自己的见解。

企业基层党风廉政建设初探

党风廉政建设永远在路上。近年来,苏里格气田围绕生产经营中心工作,在抓好廉洁从业教育、监督检查、合规管理监察等工作方面,积极探索,推出了一系列行之有效的举措,值得借鉴。