青海油田高温高压低渗储层动态负压射孔-酸化-测试联作技术研究及应用

针对常规负压射孔-酸化-测试联作管柱在青海油田高温高压低渗透储层使用过程中存在射孔对储层伤害大、射孔器材受温度压力影响稳定性变差、封隔器受温度压力影响封隔效果变差等问题,设计了新型的动态负压射孔-酸化-测试联作管柱。根据储层高温高压低渗的特点,文章对动态负压射孔技术及高温射孔器材进行优化设计,并优化采用耐高温高压RTTS封隔器,采用RD旁通压力测试阀及选择性测试阀代替MFE多流阀。该联作技术在青海油田高温高压低渗储层试用7口井,施工成功率100%,取得了良好的效果。

采气二厂基层员工培训问题的探究

采气二厂的油气产量的全部来源于马北和南八仙两个试采作业区,作业区的基层员工直接承担着一线具体的生产经营任务,其技能操作水平直接决定了全厂的生产任务能否顺利完成,能否做到安全生产。基层员工的培训是解决其技能操作水平最直接的方法。本文从基层员工培训工作存在的问题及原因分析为出发点,对存在的问题提出相应解决对策。

涩北二号气田集中气举排采关键配套技术

涩北二号气田疏松砂岩边水气藏出水井逐年增多、需连续排水才能维持生产。同时,由于气井出砂严重,致有杆泵、电泵等人工举升工艺应用受限。针对这个问题,根据气井分布集中的地面条件,结合现有地面生产流程及气井生产动态,开展了气举方式、气举参数、压缩机选型、水合物防治、注气流程等系统配套研究。形成了采用电机驱动往复式压缩机湿气增压、集气站分区配气、多井气举注气流程;充分利用增压气体余温加注气干线保温和阀组区注抑制剂的防治水合物措施和套管注气油管生产、光油管与气举阀相结合举升方式的多井集中气举排水采气工艺技术方案。至2020年底,己建成可同时满足83口气井气举的配套工程,实施连续气举排水井70口,已累计增产天然气1.22×10^(8)m^(3),效果显著,对有水气藏治水有重要借鉴意义。

深层气井排水采气工艺研究

随着我国经济的高速发展,对天然气资源的需求量不断增加,各种天然气井工程越来越多。在天然气的实际开采过程中,有比较多的深层气井,其开采难度普遍偏高,开采效率也较低,在开采的后期往往井底积液现象比较严重,影响开采效率,常规的排水采气工艺往往无法满足要求,需要采用专门的深层气井排水采气工艺。为此,对深层气井排水采气工艺进行探讨,希望对促进我国天然气事业的发展,可以起到有利的作用。

机采排水采气工艺的应用与优化

机抽排水采气工艺的主要原理是利用地面机采设备,通过深井泵反复抽吸,排出油管液体,再从套管采出气体。该技术简单、投资成本低、可靠性高,是现场运用较多的排采工艺之一。在气井有效生产周期内,何时选取该工艺,该工艺有无可改进之处,在国内外关于机采排水采气工艺研究中很少涉及。结合柴达木盆地北缘某区块机采排水采气技术的应用进行分析总结,旨在为该工艺的选取采用提供一种思路和借鉴。

油气田开发后期的采油工艺技术探究

本文针对油气田后期开发的特殊性,制定了不同的开采方法,指出剩余油开发的难题。随着采油工程新技术不断出现,制定了相应的开采方法,保证了油田后期开发的科学/可持续进行。

柱塞气举排水采气工艺技术现状及应用

柱塞气举排水采气技术是解决低产低压井的携液能力不足重要技术。本文通过系统调研,分析了柱塞气举排水采气工艺的优缺点和关键技术,并总结了其在水平井、出砂井及致密储层的应用。

天然气处理装置乙二醇闪蒸罐闪蒸效果研究

现代工业生产和居民生活对天然气质量的需求越来越高,面对现有情况,发现现有天然气集输及净化处理中的不足加以研究,提出解决方案或改进措施等,是提升天然气处理工艺技术的一种主要改进方式。本文结合南八仙联合站实际情况,对乙二醇辅助天然气脱水脱烃装置进行研究,主要针对其中乙二醇循环再生系统的脱烃效果及调控参数进行分析,用以解决现场实际问题,给同样使用乙二醇做为辅助脱水脱烃的天然气处理厂一点借鉴。

页岩气富集与高产主控因素——以川南地区五峰组—龙马溪组为例

川南海相页岩气资源潜力巨大,但现有钻探效果差异明显,制约和影响页岩气富集与高产的主控因素不明。通过开展沉积微相、储层特征、埋藏史、生烃演化史及保存条件等方面的研究,归纳出影响川南页岩气富集与高产的主控因素,分别为优质沉积相带、适中的演化程度及良好的保存条件。川南地区优质沉积相带为生物硅质深水陆棚微相和含钙硅质深水陆棚微相,发育的富碳高硅页岩为地质、工程条件下的双甜点,是海相页岩气富集与高产的基础条件;适中的演化程度(包括生烃演化、孔隙演化及构造演化)控制了优质页岩储层的形成,是页岩气富集与高产的重要保障;良好的保存条件使页岩气不易散失,是页岩气富集与高产的决定因素。

高含硫天然气集输管道腐蚀与泄漏定量风险研究

伴随着我国的百姓对石油的需求越来越多,石油的量越来越少,这时候就要寻找另外一种能源,而天然气就是一个很好的选择目标。但是对于天然气的开采工作比较的困难,所以,为了获得更多的天然气,就得改进相关的技术,更好的运输各种天然气。文章结合运输过程中的经验,具体的案例,逐渐的对运输进行了探究,在管道输送方面主要研究了含硫天然气的基本方略。

柴达木盆地北缘天然气中氦气富集规律与远景区预测

以往调查研究成果表明,柴达木盆地东坪、马北为富氦天然气田,并初步揭示了氦气的成因与来源,但氦气富集规律与资源前景研究依然薄弱。笔者通过对东坪、马北、尖北等气田开展天然气氦含量测试,并结合以往天然气组分和稀有气体同位素数据,对柴达木盆地天然气中氦气的富集规律进行研究。结果表明:柴达木盆地具有良好氦气资源前景,东坪3井区、东坪1井区、尖北气田和马北气田氦气含量达到工业利用标准;氦气主要富集在远离生烃凹陷的板块边缘基底隆起带之上,含量受基底岩性控制;基底断层与区域不整合面构成了氦气和烃类气体高效的运移通道,孔隙-裂隙水、游离相甲烷和氮气是氦气运移的主要载体,活跃的边底水促进了氦气的运移和富集;高排驱压力的含膏泥岩和厚层泥岩构成了良好的保存条件。基于氦气富集控制因素的分析,建立了柴达木盆地氦气富集模式;基于氦气地质条件分析,预测阿尔金山山前隆起带和马海—大红沟隆起带为氦气资源远景区,是下一步氦气勘探的有利区带。研究成果可为柴达木盆地氦气勘探提供方向和线索。

天然气地面系统降本增效优化运行技术研究

随着气田开发的不断深入,地面系统出现集输管道负荷逐年增大,单井站运行成本高,部分气井压力逐年降低,开发效益变差,加热炉无法实现精细管理,以及气井伴热运行与维护成本高等问题。因此,围绕气田地面系统降本增效的目标,对徐深气田地面工程建设及运行情况进行调查与分析,通过优化井站布局,有效实现了井站生产成本的降低;建设高低含碳天然气混输工艺,灵活配产,降低了集输干线运行负荷,使资源得到充分发挥,实现多产多输;利用增压开采技术延长低压气井的开采年限,提高气藏采收率;应用加热炉完整性管理平台,为加热炉风险识别、能效评价以及维修维护等管理提供详实可靠资料,达到完整性管理的目标;推广应用注醇防冻工艺,大幅降低防冻工艺建设费用与运行成本。这些措施解决了影响气田安全及平稳运行的各类问题,进一步提高了井站的平稳运行能力和开发效益,可为徐深气田长期地面规划提供指导意见。

某深海边际油田段塞流预测模拟分析

随着陆地油气田开采程度加深,许多区块产能不足的现象频发。而蕴藏在海洋底层以下的沉积岩及基岩中的矿产相当丰富,因此,我们势必将开采重点转移到海洋,目前,我国海洋石油工业已经取得令人瞩目的成果。在海洋油气资源开采过程中,首先要确定油气资源的输送系统,最常用的是气液混输系统,该系统由两部分组成,即连接平台的立管和海底卧管。正是由于这种管线组合的形式,在管道启动、输量发生变化时都会导致混输管道中出现段塞流,这是一种管道内液塞长度达到一倍甚至数倍立管高度的特殊有害流型,不仅会干扰正常的油气开采作业,而且还会大幅地减小海底油气田的产量,因此,如何预测和防治段塞流已经成为重点,本篇文章以某深海边际油田为研究对象,通过OLGA软件模拟海底管道是否生成段塞流,并且依据现实制定防治措施。

地震频谱衰减特征在基岩气藏气井分类评价中的应用——以东坪基岩气藏为例

东坪基岩气藏作为中国罕见的内陆盆地基岩气藏,具有岩性复杂、裂缝发育、单井开发效果差别大的特点,受底水水侵影响,产能下降后,气藏进入大规模治理调整阶段。为实现井间精细挖潜,以便风险井位快速部署,需对获得高产气井的标准进行定性评价。地震频谱衰减属性具有反映含气层段对地震波高频能量强吸收的特点,可较好地预测地层含气性分布特征,据此采用离散傅里叶变换方法对东坪基岩气藏有利储气范围内的地震时频数据体进行频谱分解,并开展单井频谱道集剖面频谱衰减属性分析。结果表明,高产气井轨迹钻遇区域存在明显的高频减弱、低频增强的现象,结合单井产量和岩性特征,综合形成东坪基岩气藏气井分类评价标准,单井符合率83.3%,验证了该分类评价标准的可靠性。

柴达木盆地M区砂岩气藏储层地质建模分析

为表征M区储层在三维空间的展布特征,指导新井部署,确保天然气科学合理高效地开发,通过三维地质建模平台,采用确定性建模和随机建模相结合,地震解释和地层划分与对比相融合,“岩相模型相控、流体模型相制”的方法,研究M区砂体展布、流体分布及接触关系。结果表明,运用该方法指导建立的三维地质模型在储量核算时能够充分匹配实际生产动态,便于剩余气分布规律研究,有效指导天然气高效开发,提高砂体控制程度。这种方法对于砂岩气藏储层较为适用。

基于沉积相控的优质储层预测——以鄂尔多斯盆地X区块下石盒子组致密砂岩气为例

X区块致密砂岩气受储层非均质性及地震资料品质的影响,优质储层预测存在多解性。文中在岩心相、测井相、地震储层预测的基础上,结合厚度串珠法、地质知识库及水动力与物性的关系,综合开展沉积微相平面展布研究。研究发现:沉积微相控制着储层岩性、结构、物性及含气模式;在沉积相控下,结合产能情况进行优质储层预测。依据水平井资料钻遇及新投产井产能验证,优质储层预测准确度较高,表明该技术在X区块具有较好的应用价值。

天然气外输管材腐蚀适应性分析

针对我国西部某油田的一气田地面天然气处理及外输系统存在的腐蚀问题,重点对管道内外腐蚀环境进行调查,对系统内腐蚀性物质的来源和性质进行分析化验,以明确系统的腐蚀的原因和机理。在此基础上,对该气田地面天然气处理及外输系统腐蚀缓解措施进行分析和研究。结果表明:无残酸返排的天然气外输管线属于中度腐蚀程度,需加以关注;而有残酸返排的管线属于严重或极严重腐蚀程度,应采取防腐蚀措施。

提升气藏工程矿场应用水平的“1+4”模式

近年来,随着国内新发现的天然气资源多元化和复杂化,气藏工程矿场实践面临挑战,急需破解这些难题的新理念、新技术、新实践。面对复杂气藏的挑战和气藏工程“简单实用”的基本要求,“1+4”模式应运而生,为中国天然气田气藏工程矿场应用水平的提升探索出了一条新途径。文中阐述了“1+4”模式的基本概念和核心内涵,探讨了“1+4”模式实施的2个必要条件,并提出了推动“1+4”模式实施的建议。目前“1+4”模式已在四川盆地海相碳酸盐岩气田开发中取得初步成效,在未来,“1+4”模式必将释放巨大的潜力并提升气藏工程的生命力及适用性,为复杂气藏的科学开发保驾护航。

深层页岩欠平衡钻井气液固三相瞬态流动传热模型研究

井底压力的准确预测和有效控制是深层页岩欠平衡钻井作业的关键,但岩屑及环空流体与周围环境之间的对流换热对传统井底压力计算模型精度的影响较大。为此,建立了瞬态非等温井筒气液固三相流动模型,根据连续性方程和动量守恒方程,计算了流体速度、相体积分数和压力,并求解了不同径向层的能量守恒方程,得到了整个井筒-地层系统的温度分布,并采用迭代法,耦合求解了深度和径向方向上的温度、压力和流体性质;模型计算结果与欠平衡钻井作业的现场数据之间误差小于5.0%,验证了该模型的准确性与可靠性。基于所建立的模型,对比分析了考虑和不考虑岩屑存在及对流换热效应时预测的压力和温度差异,分析了欠平衡压差、机械钻速、地温梯度等因素对井筒压力和温度分布的影响规律。深层页岩欠平衡钻井气液固三相瞬态流动传热模型为控压钻井、欠平衡钻井在深层页岩油气中的高效应用提供了理论支撑。

昆北油田切16区E_(1+2)油藏出水类型及原因分析

位于柴达木盆地南缘的昆北油田切16区出水严重,含水率上升过快,日产量显著下降,严重地制约油藏经济有效的开发。综合利用构造、储层、测井、分析化验、试采曲线等资料,对该区出水类型及其原因进行了分析。研究表明:该区出水类型多样,可分为层内水、层间水、边水与注入水4类,不同时期出水类型不同,采油曲线具有不同的特征,试采早期以层内水为主,注水开发后出水类型增多,呈混合水状态;该区出水类型分布简单,仅层内水分布范围广泛,其余3种出水类型分布相对局限;不同的出水类型受不同因素控制,层内水主要受储层物性、含油饱和度、原油黏度等因素的综合控制。