准噶尔盆地天然气勘探实践与克拉美丽气田的发现
摘要：2006年初，中国石油新疆油田公司确定了准噶尔盆地天然气勘探的4大领域，根据“突破东西两翼、坚持南缘、探索深层大构造”的部署原则，将陆东—五彩湾地区作为主攻领域，由此发现了天然气探明储量超过1 000×108 m3的克拉美丽气田。总结陆东—五彩湾地区石炭系火山岩气藏的勘探实践工作，具有重大意义。为此详细阐述了该区火山岩气藏勘探的7个步骤，即：①综合分析选择突破口——滴南凸起；②开展火山岩岩性岩相研究，建立火山岩序列结构；③解剖已知气藏，确定控藏因素与气藏类型；④开展地震采集处理攻关，改善石炭系内幕成像质量；⑤井震结合识别火山岩体，综合评价优选钻探井位；⑥加强组织管理，探索适宜钻试工艺，加快勘探节奏；⑦勘探开发一体化，加快产能建设步伐。归纳了在滴南凸起石炭系火山岩油气勘探实践过程中逐步形成的6项配套技术。结论指出：市场需求是驱动中国石油新疆油田公司天然气勘探快速发展的重要动力，勘探领域及其突破口的正确选择是发现该气田的关键；合理的勘探程序和适宜的配套技术是该气田能够快速探明并投产的保证。准噶尔盆地克拉美丽气田高效勘探实践
摘要：准噶尔盆地腹部克拉美丽气田从第一口井开钻到整体探明1 058×108 m3天然气储量，仅用了2年时间。勘探之初，该区面临资源前景不明、工程技术问题多、钻井时效低、勘探周期长等一系列问题。为此，中国石油新疆油田公司实施了一体化项目管理模式：在2007年天然气勘探展开阶段，实施组织革新、管理创新、地质与工程相结合、各工程工种协同作战的措施；在2008年天然气评价阶段，勘探开发整体部署，整体推进，保障探明投产。一体化项目管理模式取得了显著成效：①钻井速度、纯钻时效明显提高，复杂事故发生率降低；②防漏取得明显效果；③加快了克拉美丽气田的发现。一体化项目管理模式较好地实现了各方管理人员及技术人员的资源共享和互补，缩短了指挥链，协调和沟通更加畅快，实现了项目费用、进度、质量和安全的有效控制，也提高了项目管理水平。克拉美丽气田火山岩气藏开发主体技术
摘要：位于准噶尔盆地陆梁隆起东南部滴南凸起西端的克拉美丽气田，是以石炭系为目的层的火山岩气藏。火山岩气藏的气井存在产量低、递减快的难题。为此，中国石油新疆油田公司采用“整体部署、分步实施、井间接替”的原则，形成了下列配套开发技术，为提高该气田开发效果奠定了基础。火山岩岩性岩相识别和井震结合的有利储层预测技术主要搞清了火山岩的岩性岩相特征，进而预测有效储层的展布。不同储层地质条件下的钻、完井方式优选技术成果主要包括：①在储层厚度较大、距边底水较远、裂缝相对发育的区域优选直井压裂投产；②在储层物性好、厚度大、距边底水较远的区域优选欠平衡直井投产；③在厚层、距边底水较远、夹层发育的区域，优选水平井压裂投产；④在距底水近、物性相对好的区域，选用欠平衡水平井裸眼完井投产。钻井工艺优化技术包括：①以优选钻头为重点的综合提速技术； ②优化防漏堵漏技术；③欠平衡水平井钻井技术。增产改造及采气配套工艺技术和成果包括：①深层火山岩储层压裂技术；②井下作业储层保护技术；②直井和水平井现场压裂施工获得成功。准噶尔盆地陆西地区石炭系火山岩岩相
摘要：位于准噶尔盆地腹部的陆西地区有大面积的火山岩分布，显示出良好的油气勘探前景。但该区石炭系火成岩埋藏较深，目前揭示石炭系火山岩地层或者更老火山岩地层的探井非常有限，只能利用地质资料和地震资料相结合的办法来研究该区石炭系火山岩岩相的分布特征。将该区石炭系火山岩体的地震反射特征划分为以下4种：舌状或楔状反射、板状反射、弧状反射、丘状或蘑菇状地震相反射特征；结合前人的研究成果和详细的井震对比，确定了不同的地震反射特征所对应的火山岩岩相。通过在地震剖面上的追踪对比，明确了该区石炭系火山岩岩相的分布情况：大致呈北东—南西向的条带状分布，西北部以喷溢相的基性火山岩为主，向东南依次过渡为爆发相火山岩、喷溢相中性火山岩；而储层条件也是由西北向东南逐渐变好，位于陆西地区东南部的石西凸起应作为下一步勘探的重点区域。长岭断陷火山岩储层流体包裹体分布特征及天然气成藏期次
摘要：长岭断陷火山岩储集层成藏条件十分优越，勘探前景广阔。对该区腰英台凸起区深层火山岩系39块流体包裹体进行了偏光、荧光特征观察、均一化温度及冷冻温度（盐度）等测定，分析了储层流体包裹体类型及分布特征，充分利用包裹体均一化温度信息，结合烃源岩生烃史以及地层埋藏史，分析了该区天然气的成藏期次。该区火山岩储层烃类包裹体极为发育，以气态烃包裹体为主，包裹体中存在较多的CO2，其中达尔罕构造营城组包裹体中CO2含量较高。腰英台构造带为1期成藏，成藏时间为距今84～93 Ma，油气充注期为青山口组沉积中后期至嫩江组时期；达尔罕构造带油气充注时间为距今87～94 Ma，CO2充注时间为距今81～85 Ma，相当于嫩江组的后期至四方台组早期，新近纪之后构造运动产生的CO2为大规模的无机CO2的来源。该区油气成藏期次与营城组与沙河子组烃源岩的生排烃史较为匹配。鸡西盆地下白垩统天然气地质条件
摘要：鸡西盆地煤田开发历史较长，但油气地质条件研究尚处在起步阶段，对盆地油气地质条件和勘探前景进行系统分析，对大庆战略选区具有重要的意义。对盆地内煤岩和暗色泥岩烃源岩的显微有机组分、有机地化指标进行实验室测试分析，结果显示：煤层壳质组含量很低，镜质组含量普遍大于70%，有机质演化均达到“低—中成熟”阶段；暗色泥岩有机碳含量很高，但烃类转化率较低，有机质演化已经达到成熟阶段；两者的有机质类型以腐殖型为主。据此认为盆地生油条件差但生气条件好。盆地煤层平均孔隙度为2.5%，砂岩孔隙为中—低孔低渗细喉道型，可以作为较好的天然气储层。实验数据显示凝灰岩的突破压力平均为243.4×105 Pa，穆棱组泥岩的突破压力为900×105 Pa，可以作为较好的盖层。依据煤田探采资料编制了盆地烃源岩等厚图，结合鸡西盆地沉积、构造特征分析认为：盆地有较好的天然气勘探潜力和生储盖组合条件，最易形成地层和岩性圈闭；北部坳陷的西鸡西—东海深部区间带和南部坳陷的穆棱矿—荣华区间为勘探的首选有利区带。曲流河环境沉积微相和测井相特征分析
摘要：在钻井过程中，取心及岩屑录井资料都十分有限，以往通过岩心观察或者综合分析岩屑录井资料来进行岩性和沉积环境研究的方法受到很大限制，而利用各种测井资料所提供的丰富信息来进行沉积相研究已成为发展趋势。通过研究曲流河沉积相中各沉积微相的特征及在测井曲线上的响应特征，提取各不同沉积微相的测井相特征参数，建立曲流河沉积环境的各沉积微相的测井相模式及特征参数样本，利用BP神经网络技术反馈学习，获得一套适合研究区曲流河沉积微相的判别系数，并对其他实际测井资料进行沉积微相自动识别，所得结果与地质专家解释结果吻合率在84%以上，效果显著。由此表明在油气勘探进程中采用该方法进行沉积微相自动识别是切实可行的，可大大提高储层解释的速度和精度。偏移速度建模与成像技术
摘要：偏移速度建模的准确性直接影响偏移成像的效果。克希霍夫积分法叠前时间偏移，虽能部分适应速度纵横向的变化，但由于没有考虑射线弯曲，所以在速度纵向变化较大时偏移效果并不理想。而弯曲射线各向异性叠前偏移方法则考虑了成像射线的弯曲及速度各向异性，更有利于消除了地层倾角和反射点弥散的影响，建立的速度模型更准确、更符合地质变化规律。采用沿层速度分析技术获得目的层面上准确的速度信息，通过CRP反偏移速度分析技术逐步优化速度模型，借助弯曲射线叠前时间偏移方法取得显著的成像效果。同时指出了在速度纵横向变化剧烈、地下构造复杂时，深度偏移才能恢复地下真实构造形态。采用相干反演法与均方根速度转换法联合建立层速度模型，利用层析成像技术优化地质模型，通过深度偏移方法研究和偏移效果的对比，总结了建立精确偏移速度场的方法和步骤，使速度建模和偏移成像在效果和效率上都得到了很大的改善。火山岩气藏采气工艺及方案设计要点
摘要：火山岩气藏地质和开发特征具有特殊性，对其采气工艺及方案设计开展了相应的研究与探讨。以松辽盆地的大庆徐深气田和吉林长岭气田为例，运用理论研究与现场实际分析相结合的方法，研究了火山岩气藏在完井方式选择、储层改造、防腐工艺及排水采气等采气工艺方面的特点，并指出了火山岩气藏采气工程方案设计中应重点考虑的关键点。研究结果表明：火山岩气藏固相侵入、水锁伤害严重，必须全生产过程进行储层保护；裂缝开启机理复杂，需采取合理的压裂设计与工艺措施，如加支撑剂前加细粉砂等；同时考虑到火山岩气藏CO2含量普遍较高，在生产过程中应加强防腐工作。克拉美丽气田采气工艺技术
摘要：克拉美丽气田是中国石油新疆油田公司发现的第一个地质储量上千亿立方米、以火山岩为储层的气田，因其储层的非均质性强，开发难度极大。根据克拉美丽火山岩气藏的特征，开展了气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析，形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应克拉美丽气田特点的开采工艺技术。通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择，满足了不同阶段气井生产的需要，保证了克拉美丽气田的高产稳产，达到了进一步提高气藏最终采收率的目的。克拉美丽气田火山岩气藏储层改造技术
摘要：克拉美丽气田火山岩气藏具有裂缝和孔隙双重介质特征，岩石坚硬、储层物性差、天然裂缝发育、自然产能低等特点，必须经过压裂改造才能获得较高产量，然而火山岩储层的复杂性给压裂改造造成很多困难，存在裂缝破裂和延伸机理认识不清、压裂液滤失大、人工裂缝扭曲或多裂缝、裂缝开度狭小、易砂堵、高储层温度、高启裂梯度、高施工泵压等问题。为此，通过理论研究和现场应用分析，总结出了一套抗高温、抗高压、抗砂堵、降滤失、快返排等储层改造技术，经试气和投产分析表明，压后增产效果明显，大大提高了火山岩压裂施工的成功率。中国能源经济回顾与展望
摘要：据国家能源局“能源经济形势会”消息，2009年我国能源经济的总体情况是：2009年全国原煤产量29．6亿吨，比上年增长12．7％。全年发电量36506亿千瓦时，增长7％；全社会用电量36430亿千瓦时，增长5．96％。原油产量1．89亿吨，大体持平，下降0．4％；原油净进口1．99亿吨，增长13．6％。天然气产量829．9亿立方米，增长7．7％；煤层气（瓦斯）抽采量达到71．8亿立方米，其中利用量23．5亿立方米，分别增长23．8％和36．6％。普光高含硫气田气体钻井钻具断裂损坏机理
摘要：针对普光气田气体钻井过程中存在的钻具断裂频繁的问题，在对现场事故统计分析的基础上，从特殊的钻井介质、不同的破岩方式以及钻井过程中钻柱共振等方面定性分析了钻具断裂的原因；通过对钻具断口宏观、微观及材质分析，找到了钻具断裂失效的规律和主要形式——疲劳断裂。提出以下建议：①结合气体钻井情况，研制适合气体钻井工况的专用钻具，制定符合气体钻井钻具的新的API标准；②开展牙轮钻井条件下，钻柱纵振对钻具疲劳断裂的量化影响，尤其应考虑不同钻压下钻柱纵振对钻具疲劳断裂的作用机理研究。以期为预防气体钻井钻具断裂、降低钻井成本、推广应用气体钻井技术提供理论依据。普光高含硫气田套管变形井的修井新工艺
摘要：普光高含硫气田采气完井方案采用的G3高镍基一体化采气管柱以及永久封隔器等配套工具，因“5·12”汶川大地震诱导下三叠统嘉陵江组膏盐层蠕变，数十口气井的生产套管在较短时间内发生了不同程度“屈曲”或“剪切”变形，先后发现普光201-2等多口井套管严重变形，制约了一体化采气管柱配套的永久封隔等工具下井，投产采气技术难度极大。为此，提出采用滚压整形、井下震击整形等修井技术对套管适度整形，扩径至132 mm以上，使用永久封隔器加遇油膨胀封隔器新型一体化采气管柱作业完井，保证了井筒的完整性和气密封性，同时解决了气井酸压、生产过程中套管防腐问题。该工艺对类似气田套管变形井的修井，为高含硫气田开发工程探索了一条新的技术途径。高温高压深井天然气测试管柱力学分析
摘要：高温高压深井由于地层具有很大的不确定性，测试过程中油气产量、压力、温度等参数变化范围大，使得深井测试中易出现井下工具和管柱变形、断裂等问题。以测试井井筒压力、温度预测计算为基础，结合高温高压深井的特点，分析了压力、温度变化和流体流动引起的活塞效应、螺旋弯曲效应、鼓胀效应和温度效应对井下测试管柱受力和变形的影响，并建立了测试过程中井筒内温度、压力随井深变化的预测模型，编制了高温高压深井的测试管柱力学分析软件。该成果为高温高压深井测试管柱强度设计与校核、施工参数计算等提供了依据。高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压机理
摘要：在高温高压含硫气井中，环空带压值过大将会影响正常生产，一旦超过允许值将诱发潜在的安全事故。针对开采过程中井筒温度升高使密闭环空流体受热膨胀而导致的环空带压问题，建立了高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压值的计算模型，并进行了实例计算。结果表明，高温高压含硫气井环空流体热膨胀引起的带压值很有可能会引起生产管柱的失效，给油气井安全生产带来威胁。因此，有必要在井身结构设计、套管强度设计与环空保护液优选时，根据油气井正常开采的工作制度，降低开采过程中环空带压值并开展有效的环空带压管理，确保高温高压含硫气井的长期安全生产。气体钻井临界携水量计算
摘要：地层出水是制约气体钻井顺利实施的一个瓶颈，准确计算一定注气量下的临界携水量对于气体钻井现场安全施工、避免井下复杂至关重要。基于最小动能标准建立了计算气体钻井临界携水量的数学模型，该模型综合考虑了地层出水后环空多相流动状态，利用该模型可确定气体钻井注气量和临界携水量的对应关系。计算结果表明：增加注气量和降低液气表面张力是提高气体钻井临界携水量的有效途径；当增加注气量不能满足携水要求时，必须转换钻井方式，通过降低液气表面张力来提高临界携水量；气体钻井临界携水量计算需兼顾携带岩屑和携水两个要求，当所需的最小携水动能等于最小携带岩屑动能时，液气表面张力达到极值，进一步降低液气表面张力失去意义。实例验证表明，该研究成果能够用于指导气体钻井现场实践，为地层出水后气体钻井转换钻井方式提供了理论依据。中国海洋石油有限公司公布2010年的经营目标
摘要：中国海洋石油有限公司日前公布了该公司2010年的经营策略和发展计划。油气净产量预计为2．75～2．90亿桶油当量（假设WTI原油价为75．0美元／桶）。2010年内，该公司预计将有9个新项目投产，其中包括锦州25—1、渤中19—4等重要油气项目。这些新项目均位于中国近海，它们的投产预计将为公司2010年的产量增长提供强有力的支持。同时，通过有效的提高采收率措施，部分在产油田递减率逐年下降，也将是2010年产量增长的主要驱动之一。
