加强配套技术攻关，不断推进复杂气藏有效开发
摘要：据第3次全国资源评价结果，中石化登记天然气勘探或油气兼探区块的天然气远景资源量占全国总量的20％。从探明储量类型和已开发气田状况来看，复杂气藏是中石化天然气开发的主要对象。近年来，针对复杂气藏的开发及其配套工艺技术，中石化加大技术攻关力度、加强开发实践，取得了一定进展，推进了高含硫气藏、低渗透气藏及火山岩气藏的开发建设。针对复杂气藏开发的特点与难点，为实现安全有效开发，特提出如下建议：①加强沉积相、储层预测和含气性预测研究，寻找富集区、富集层布井，是提高钻井成功率的关键；②加强对气藏类型、气井产能、气水关系的研究，不断优化开发方案，优化井位设计，减少井数，是大幅度提高单井产量的保证；③加强对井型、钻具、钻井液、井身结构、完井方式和增产措施的配套技术攻关；④加强管理和优化施工程序，提高钻井速度，缩短建井周期，是降低投资提高开发效益的有效手段。四川盆地泸州西部须家河组天然气成藏期次
摘要：为进一步明确四川盆地泸州西部地区上三叠统须家河组勘探目标，对该区须家河组天然气成藏期次进行了研究，以确认天然气成藏过程和成藏主控因素。通过对储层显微荧光薄片观察和流体包裹体特征与均一温度分析，同时结合地温史和生烃史，综合确定并认为泸州西部地区须家河组天然气具有3期成藏的特点：①初次成藏期发生在中晚侏罗世，主要形成低演化的煤系气；②主要成藏期发生在燕山运动晚幕的自垩纪晚期和末期，是须家河组煤系烃源岩大量生排烃期，也是最高演化程度的时期；③第三阶段为深层来源气的主要成藏期和各类天然气调整期，主要发生在喜山运动阶段。川西深层致密碎屑岩储层测井评价
摘要：川西深层致密碎屑岩储层属低孔低渗、致密超致密储层，储层包括孔隙性、裂缝性、裂缝-孔隙型三类储层．其中裂缝孔隙型储层是目前获得较高产量的主产层。因此，其裂缝的有效性评价及储层中的含气性识别是川西深层致密碎屑岩储层评价的关键所在。针对储层特征及储集空间类型，首先确定储层的基质孔隙度下限；再根据储层中裂缝的充填及溶蚀程度、构造应力场的变化程度、裂缝走向与现今主地应力方向的匹配关系、斯通利波的能量衰减与反射、钻井过程中的井漏显示等来评价裂缝系统是否有效；通过泊松比与岩石体积压缩系数交会法、核磁共振差谱与移谱法及井温异常法等对该类储层进行含气性判别。该方法弥卒l、了以往用电阻率、中子等常规测井来判断储层流体性质的缺陷，在川西深层致密碎屑岩储层综合评价中应用效果显著，从而形成了一套针对致密碎屑岩储层更有效的测井评价方法。碳酸盐岩核磁共振实验与认识
摘要：由于对碳酸盐岩核磁共振的测井响应一直缺乏系统的研究，使得该技术在一些复杂储层中的应用不能取得良好的效果。为此，基于大量的岩心核磁共振实验，分析了碳酸盐岩储层岩心的孔谱特征、移谱特征、差谱特征、T2截止值变化规律及核磁分析的孔渗参数与常规分析的孔渗参数之间的关系，并通过实验探索了基于孔隙结构特征来分析储层有效性的方法。研究表明：孔隙结构非均质性强的岩石移谱特征明显，对这类储层段不能简单地从有移谱现象便判定为气层；利用差谱法区别油气水层时，在发育大孔径孔隙的地层中，短等待时间测量需要有足够的等待时间；碳酸盐岩地层的T2截止值不是定值，与泥质含量成反比关系；高孔段核磁计算的孔渗参数的准确性明显地高于低孔段，并且核磁计算的渗透率主要反映的是基质渗透率，不能有效地反映裂缝渗透率。研究结果为核磁共振测井资料的采集及处理解释提供了有价值的实验依据。肯基亚克盐下油田二叠系层序地层及沉积特征
摘要：哈萨克斯坦肯基亚克盐下油田二叠系为发育在石炭系碳酸盐岩台地上的一套陆源碎屑沉积，上覆巨厚的盐丘。目前在该区并没有建立起统一的层序地层格架，沉积相类型和分布规律尚不清楚，储层厚度薄、砂体形态多变，为盐下二叠系油气藏的勘探开发带来了困难。为此，在层序地层学理论的指导下，综合利用岩心、测井、三维地震资料，以层序边界特征为划分依据，将盐下二叠系划分为SⅠ、SⅡ、SⅢ3个三级层序。在建立等时地层格架的基础上，对该区的沉积相进行了研究，根据岩心相、测井相和地震相，识别出辫状河三角洲前缘、滨浅海和三角洲前缘滑塌浊积体等沉积相类型，同时分析了其沉积相特征，搞清了各层序内部沉积砂体的平面展布规律，明确了辫状河三角洲前缘和三角洲前缘滑塌浊积体为有利的储集体。美国致密砂岩气藏开发与启示
摘要：美国是目前致密砂岩天然气产量最多的国家，历经40年逐步形成了气藏描述、井网加密、增产改造及钻井完井等系列配套技术，其成功的开发实践将为我国致密砂岩气藏开发提供宝贵的经验。在系统调研并分析美国致密砂岩气藏储层特征、开发特征与关键技术的基础上，借鉴美国致密砂岩气田的开发经验，得到以下几点启示：①三维地震技术可以有效地提高开发井成功率；②井网加密可以有效提高多层、透镜状气藏的采收率；③直井分层压裂是致密气藏开发的主体增产工艺技术；④综合应用小井眼、快速钻井、地面优化简化等技术来降低成本。上述分析研究结论将对我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极的推动作用。2009年国外石油科技十大进展
摘要：①复杂地质环境油气勘探分析技术解决多种储层钻探难题； ②页岩气开采技术取得突破性进展； ③油藏数值模拟能力达到十亿网格节点； ④双程逆时偏移技术解决复杂条件地震成像难题； ⑤高密度宽方位地震勘探技术实现规模应用；低渗透砂岩气藏气体渗流机理实验研究现状及新认识
摘要：研究低渗透气藏的渗流机理，有利于制订合理、有效的开发方案。低渗透砂岩气藏气体的渗流机理实验研究主要集中在气体的滑脱效应、启动压力梯度、高速非达西流效应和含水饱和度影响等4个方面。为此，分析总结了国内外有关低渗透砂岩气藏渗流机理的研究成果，并有针对性地进行了大量低渗透砂岩气体渗流机理的实验研究，获得了一些新认识：①实际生产过程中，由于低渗透气藏的废弃压力很高，故没有必要考虑滑脱效应的影响；②低渗透气藏气体渗流过程中存在启动压力梯度，与渗透率呈反比；③低渗透气藏开发过程中发生高速非达西流效应具有临界渗透率值；④含水饱和度对低渗透气藏气体渗流特征影响很大。上述认识对于低渗透致密砂岩气藏开发具有指导意义。2010年全球LNG市场预测
摘要：一些天然气资源丰富的国家，如卡塔尔、尼日利亚、俄罗斯、阿尔及利亚、也门和挪威等将为世界LNG市场的发展助力。一种新的计算油气界面移动距离的方法
摘要：判断油气界面移动状况，对于确定开发方案、保护好气顶、防止油田开发中油气互窜等均具有十分重要的意义。以气体状态方程为基础，推导出了一种估算油气界面下移距离的计算方法，通过定义并计算气体体积综合膨胀系数来计算油气界面的下移距离。现场实例表明，该方法不仅计算简单，而且具有实用性和一定的可靠性，适用于气顶油藏。连续油管水力喷射环空压裂技术
摘要：连续油管水力喷射压裂是解决我国纵向多层压裂难题的有效手段，为深入了解国外连续油管技术，提高国内现有尺寸连续油管应用范围，在连续油管传输压裂与环空压裂两种方式对比分析的基础上，对连续油管水力喷射环空压裂技术的原理、施工工序、摩阻计算、优越性与局限性等进行了全方位的分析。结果认为这种环空压裂方式通过喷砂射孔与环空加砂配合可以拓宽连续油管应用深度，提高国内现有小尺寸连续油管设备利用率，提高喷嘴寿命，增大施工排量，从而具有更高的现场适用性及可操作性。研究成果为引入国外连续油管解决国内多层气藏分压改造难题。以及转变观念进行连续油管水力喷射环空大规模压裂奠定了基础。油气井钻井现场安全监督考核与评价方法探讨
摘要：为了提高安全监督人员的综合业务素质，促进钻井作业安全监督工作的开展，进一步完善安全监督的考核与评价体系的建设，针对川庆钻探公司钻井作业安全监督工作现状，应用层次分析法（AHP），将传统的定性考核与指标性定量考核相结合，对石油天然气钻井作业安全监督考核评价进行了探讨，建立了钻井作业安全监督量化考核指标体系，通过在川庆钻探工程公司安全环保质量检测监督研究院安全监督考核中的实际应用，发挥了较好的效果。该考核与评价体系有利于计算机软件的开发和建立计算机网络系统，为钻井安全监督信息化管理提供了一种新的考核与评价体系。哈萨克斯坦里海盆地M区块浅层气井控技术
摘要：浅层气难于防控的主要原因是气层埋藏浅，一旦打开气层，气体很快窜到井口，还没有来得及采取措施，已经发生井喷或井喷失控，即便是控制了井口，也容易憋破地层，气体窜至地面，造成财产损失、井眼报废和环境污染。哈萨克斯坦里海盆地的M区块，在270～510m井段的不同层位埋藏着十分活跃的浅层气。钻井中为了做好浅层气防控工作和提高固井质量，对M区块前期发生的浅层气井喷情况采取了一系列行之有效的措施：①优化钻井设计；②第1次开钻井段，采用大排量循环固井，水泥浆返至地面，保证矽324mm套管固井质量；③第2次开钻井段要注重1次井控；④第3次开钻井段采用设计钻井液密度和失水的下限，控制钻时，保证井眼清洁；⑤第4次开钻在碳酸盐岩地层钻进，注重硫化氢防护和防漏。推行上述配套技术，目前在该区块已经完井42口，避免了井喷失控，保障了钻井工程的安全、质量和速度，保护了资源和环境，为同类浅层气井的钻井施工提供了经验。杂多糖钻井液抗温抑制性能评价
摘要：为改善杂多糖钻井液抑制剂——SJ钻井液的抗温性能，通过岩屑滚动回收率实验、泥页岩线性膨胀率实验、泥球浸泡实验以及流变性能参数和滤失量随SJ钻井液添加量变化关系曲线，评价了SJ钻井液的抗温抑制性能。结果表明：水基钻井液中SJ添加量为1％～6％时，SJ钻井液具有合理的泥页岩抑制性、流变性和滤失性，抗温极限为140℃；SJ钻井液的抑制作用机理包括“连续半透膜”和“胶体软粒子填充降滤失”以及“硅锁封固壳去水化”等方面。该成果为开发保护油气层的水基钻井液又找到一类新型的抑制剂。’模拟下套管技术在河坝区块大斜度井中的应用
摘要：为解决河坝区块大斜度定向井在实钻过程中由于井眼轨迹不规则、盐膏地层缩径，大斜度井段下套管作业的实际难题，在调研大斜度井下套管方法的基础上，结合河坝区块大斜度井特点，建立了井眼、套管相容性模型并总结出下套管过程的模拟步骤：①依据收集的实钻井眼资料，计算套管串和井眼两种最小曲率半径，分析无接箍套管能否下入井眼；②针对实际套管接箍或扶正器尺寸，以实钻井眼数据反算出允许通过的套管串的不变形长度；③分析不同管串所对应‘的不变形长度与井眼曲率的关系，然后确定出与套管柱刚度相当的通井管柱结构。模拟下套管技术在HBI—ID等井的成功应用，为大斜度井现场模拟下套管提供了理论依据。LNG接收站卸料管道专用隧道设计探讨
摘要：作为常规地面管架或栈桥管廊方案的替代，LNG接收站卸料管道专用隧道是一种全新的技术解决方案，具有许多独特之处，为此，介绍了目前世界上仅有的两条卸料管道专用隧道——美国Dominion Cove PointLNG接收站和日本东京瓦斯Ohgishima LNG接收站卸料管道专用隧道的情况，并以广东省某地处于前期可行性研究阶段的LNG项目为例，分析了国内第一条LNG卸料管道专用隧道工程的内部系统相关设计和研究情况，提出了该类型隧道内系统设计应着重考虑的设计特点：横断面的基本形状；高等级安全性的保障；合适的操作和维护设施；连续监控系统的设置。该研究成果对更为广泛的低温管道专用隧道内部系统的设计和研究具有借鉴和参考意义。LNG成套装置换热器关键技术分析
摘要：换热器是LNG成套装置的关键部件，汽化器和主低温换热器在LNG接收站和液化装置中扮演了重要的角色。为此，从结构、材料、传热与流动3个方面分析了开架式汽化器、带有中间介质的汽化器以及缠绕管式换热器3种典型的汽化器的关键技术，并结合工艺流程分析了缠绕管式换热器、板翅式换热器作为LNG液化装置主低温换热器的特点，最后对大型LNG成套装置中汽化器和主低温换热器实现国产化提出了如下建议：①加强基础研究；②立足全国的技术能力，对汽化器和MCHE的材料进行拓展研究，对其承压特性、表面特性、加工特性进行深入研究；③全面提高汽化器和MCHE的制造工艺技术及大型化生产能力；公正、客观、科学地选择与接收站以及液化工厂相适应的换热器；④对进口换热器的实际运行进行全面跟踪，开展基于风险与寿命的LNG成套装置换热器设计与制造的研究工作。泰安深燃LNG工厂工艺、设备国产化研究
摘要：泰安深燃LNG工厂首次采用多项国产工艺技术，设备全部实现了国产化。为此，详细介绍了泰安深燃LNG工厂根据原料天然气组成特点、供应情况和工厂处理量规模，综合考虑投资成本、能耗、设备操作的难易程度、设备制作周期等情况。泰安深燃LNG工厂选择了嘭胀机制冷的天然气液化工艺，因而从工艺、流程和设备方面详细分析了泰安深燃LNG生产在净化、液化、储运及公用工程、仪表自控等方面的技术特点，总结了其在天然气净化单元采用醇胺法中的MDEA溶液脱除CO2，采用等压吸附脱水，采用了活性炭脱汞、脱苯，在天然气液化单元采用双膨胀机并联制冷等技术创新。最后通过与其他LNG工厂天然气液化流程优缺点的对比，证明了泰安深燃LNG工厂工艺、设备国产化在技术和经济上的优越性。该研究对以后我国建设同类LNG工厂具有借鉴作用。
