壳牌长北保护储层钻井液技术经济探讨

随着全球能源需求的不断增长和常规油气资源的逐渐枯竭,非常规油气藏开发已成为石油工程领域的重要研究方向,低成本是实现有效开发的必要条件。因单井产量低,完井及压裂成本高,回收费用需时较长,只能不断改善学习曲线,力争达到技术和成本的最佳平衡,才能获得良好经济效益。长庆油田和壳牌合作的长北项目是全球油气勘探开发领域合作的典范工程,项目整体连续稳产15年,至今累计产气590.8×10^(8)m^(3)。其令人瞩目的丰硕成果是多方共同努力、多因素耦合的结果。文章以钻井液技术为切入点,分析了钻井液性能优化虽然造成钻井液每方成本的上升,但对项目总体成本控制和单井产量具有积极贡献,直观展示了技术学习曲线对经济效益的影响。通过分析长北项目1期“日费制”和2期“日费制+米费制”管理模式的优缺点,提出了非常规油气开发必须注重技术、成本、产量、管理相结合,按照项目全生命周期考量整体效益,注重储层保护。文章通过总结长北项目的成功,以期为非常规油气藏的开发提供借鉴。

运动柱塞与油管内壁环缝间的气液逆流特性

柱塞气举技术已成为国内外经济性较高的排液采气关键技术之一,但由于柱塞与油管内壁环缝间液体漏失和气体上窜降低了柱塞气举排液率甚至造成举升失败。因此,为优化柱塞气举结构以提高举升效率,构建了运动柱塞与油管内壁环缝间气液两相逆流数值模型,研究了柱塞结构与上行速度对环缝内气液逆流流型转变以及逆流密封性能的影响规律,揭示了柱塞与油管内壁环缝内的气液逆流密封机理,提出了强化气液逆流密封性能的最优上行举升速度与柱塞结构优化方向。研究结果表明:①在柱塞表面添加槽式结构可显著改善柱塞与油管内壁环缝间的气液逆流密封特性,且矩形槽柱塞举升效果优于梯形槽柱塞;②当矩形槽室宽度小于深度时,气液难以充分混合而呈气液分层流型,气相涡旋将液体挤压在槽内壁面,环缝内流体速度衰减较小,气液漏失量较大;③当矩形槽室宽度是深度的2倍时,槽内呈气液搅拌流型,出现两相涡旋并引起气液流速的衰减,减小了举升过程中的流体漏失;④柱塞平均上行速度为5 m/s时,槽式柱塞与油管内壁环缝间气液流动密封性能最佳。结论认为,选用槽室宽度是深度2倍的矩形槽柱塞并控制其举升速度趋近于5 m/s,可有效提高柱塞排液效率,该研究成果可以为柱塞气举排液技术优化提供技术支撑,有助于提高天然气采收率,为天然气的规模效益开发提供了理论依据。

国有企业构建巡察上下联动贯通体制机制研究

巡视巡察制度是党内监督的重要方式,是推动全面从严治党向基层延伸的战略举措。国有企业做好巡察工作,提高企业内部巡察两级党委上下联动,强化两级巡察上下联动、促进巡察工作高质量发展,需要探索符合国有企业实际的“两级巡察上下联动贯通”工作模式,推进上下联动有形有效,使巡察真正成为党内监督的“前哨”、发现问题的“尖兵”、从严治党的“利剑”。

低渗透气藏压裂水平井试井曲线特征及影响因素

针对低渗透气藏压裂水平井的实测试井曲线与理论曲线在流态特征及曲线形态方面存在一定差异的问题,基于数学模型绘制试井理论曲线图版,分析了水平段长度、裂缝半长及裂缝条数对试井曲线的影响,结合矿场实例探讨了实测试井曲线与理论曲线差异的原因。研究结果表明,压裂水平井流态可划分为双线性流、径向流、储层线性流、过渡流及系统径向流等5个阶段,与水平井相比,压裂水平井在第一个径向流特征段出现之前具有明显的裂缝双线性流或线性流特征段;压裂裂缝半长越大,前期线性流及裂缝径向流差异明显;水平段越长,裂缝径向流段出现越晚,后期系统径向流段一致。综合分析认为压裂液对近裂缝储层的污染和近井形成的连通缝网是导致现场实测试井曲线与理论曲线差异的主要原因。该分析为压裂水平井试井解释模型的选用提供了依据。

基于SPE准则的页岩气储量评估

中国石化勘探分公司以＂高效勘探、商业发现＂为指导思想,引入了SPE准则的页岩气储量评估技术。SPE准则是国际石油公司之间进行储量资产买卖和储量评估工作的主要依据,其对页岩气资源分级分类的依据：纵向上,依据商业性机会进行分级,分为远景资源量、潜在资源量、储量;横向上,根据＂不确定性范围＂将储量、潜在资源量、远景资源量分别划分为3个不同的类别,用低估值（P90）、最佳估值（P50）和高估值（P10）表示。国内储量规范与SPE储量准则评估方法基本相同,但国内储量依据地质认识程度划分类别。以A页岩气田为实例,以SPE准则为依据,评价出证实储量、概算储量和可能储量;以产能建设方案为依据,在目前国内页岩气价格下,计算出储量价值,证实储量价值占26%,概算储量价值占19%,可能储量价值占55%。随着中石化储量评价技术与国际接轨,注重储量价值化评估,方便国际行业间交流和对比,运用SPE准则开展储量评估将逐渐推广。

应用数值模拟研究间歇井生产制度——以苏里格气田南区上古生界气藏为例

苏里格气田南区上古生界气藏(以下简称苏南上古气藏)为致密砂岩气藏,具有非均质性较强,有效砂体规模小、单井控制范围小、储量动用程度低等特点,大量低产气井采用间歇生产方式,有必要开展合理的间歇生产制度优化研究。针对苏南上古气藏气井的实际生产情况,利用现代产量不稳定分析方法,分类拟合气井生产初期动态数据的典型段,确定气井地层及井筒参数。在此基础上,依据气井的动态分类,统计连续生产和间歇生产下渗透率和地层压力变化规律,确定各类型气井平均参数,建立不同类型间歇生产制度数值模型。通过模拟气井生产初期和3年之后的开关井时间间隔及开关时间比,确定苏南上古气藏间歇井最优的工作制度为:开井生产15~30 d,关井压力恢复需30 d。现场实际应用结果表明,苏南A井间歇生产后气井产量显著提高,油套压差降低,实现了气井的平稳生产,气井产量得到提高,为气井间歇生产的精细管理奠定基础。

苏里格气田西区勘探开发新认识——以苏×区块为例

1概况苏里格气田为典型的致密砂岩气藏[1~3].致密砂岩气藏的形成、发育、演化与盆地的构造演化、烃源岩热演化和砂岩储层的形成、孔隙及裂缝演化息息相关[4].致密砂岩气藏气水替代关系与常规气藏是截然不同的,其气水关系非常复杂,砂岩中可以是纯气、纯水、气水同层或干层[5].国内学者针对苏里格地区下古生界油气成藏过程和天然气富集机理进行了初步研究[6~10],但众多学者越来越认识到苏里格地区不同区块储层性质、砂体构型、孔隙结构、生烃条件均不相同,成藏机理和过程也不尽相同,不能一概而论[11].

苏里格气田地面集输工艺模式演变及优化探讨

苏里格气田自2002年苏6井区先导性开发试验区地面试采以来,已经规模开发了17年,截至2018年底已经建成280×108m3/a的生产能力,是国内最大的整装气田.开发初期针对气田“低压、低渗、低丰度”的特点,形成了一套具有苏里格气田特色的中低压集气工艺模式.随着开发时间的不断延长,地质认识的不断深入,丛式井、水平井等井型的开发,苏里格气田地面集输模式也在持续的优化完善,形成了水平井采气、大井组集气等新模式,逐步适应地质开发及钻井部署.针对气田生产面临的后期产气量及压力不断递减、产水量不断增多、亟需提质增效的现实问题,集输系统的适应性需进一步提高,提质增效的新工艺、新技术需进一步攻关.本文重点对苏里格气田地面集输工艺模式的演变及主要内容进行了回顾,并对气田今后地面集输工艺技术优化进行了探讨.

信息化形态下车辆运行管理工作的实践与思考

长庆油田工作区域横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、山西5省（区）15个地（市）61个县（旗），点多、线长、面广。石油设备要运到现场、油气资源要拉运出来、生活物资要保障上去、日常管理要靠前指挥、职工倒班要能进能出，这一切除依托现成的社会运输资源外，还得依靠专为油田服务的运输市场。目前油田需要巡井车、危险品拉运罐车、普货运输车、特种车辆（如吊车）、公务用车、通勤车等各类车辆万余台。

党员积分管理激活红色引擎

实施党员积分制管理是加强党员教育日常管理、推进全面从严治党的一项重要创新举措。长庆油田公司长北作业分公司党委通过建立党员先进性的管理标准和考核评价体系,实施科学精准的党员积分制管理办法,将党组织对党员的要求用分值进行量化,促进广大党员更好地履行党员义务、发挥先锋模范作用,全面提高基层党组织的凝聚力和战斗力。