中国石油数字化规模化煤层气田示范工程
摘要：中国石油华北油田公司1991年开始涉足煤层气勘探开发业务，经历了煤层气地质研究选区、直井小井组开发先导试验、羽状水平井开发先导试验和数字化规模化开发4个阶段，经过长期不懈努力和大规模投入，率先在国内建成了数字化规模化煤层气田示范工程。该示范工程以复杂山地、全覆盖和全过程自动化监控系统为主要特征，实现了规模化生产和商业化运营，所产煤层气通过处理中心和外输管道进入“西气东输”干网。该公司在煤层气勘探开发技术、地面工程低成本优化设计等方面积累了丰富经验，在践行采煤采气一体化、解决矿权重叠问题等方面创造了多种有效模式；编制了煤层气业务中长期发展规划，在勘探开发、科技攻关、市场利用、对外合作等方面确立了发展目标；不断扩大现有煤层气田生产规模、积极开拓下游市场建设，促进了山西省地方经济的发展，实现了互利双赢。亚洲首艘3000m深水铺管起重船——“海洋石油201”顺利出坞
摘要：近日，由中国海洋石油总公司（以下简称中海油）海洋石油工程股份有限公司与江苏熔盛重工有限公司共同打造的亚洲第一艘3000m深水铺管起重船——“海洋石油201”正式从熔盛重工海洋工程基地顺利出坞，标志着这一世界级深水铺管起重船的建造将由坞内搭载全面进入码头舾装、调试阶段。基于地震AVO属性的煤层气富集区预测
摘要：为了判定AVO技术是否能够用于对煤层气的预测，研究了煤储层含气性与地震AVO属性之间的关系，获得煤储层参数与地震波弹性参数之间的关系式及其AVO响应特征，发现煤储层的含气量随纵波速度、横波速度、密度的增大而减小。对鄂尔多斯盆地大宁吉县地区5^#煤层进行了AVO数值模拟，并预测出其煤层气的相对富集区。AVO数值模拟结果表明，高产井所在的煤储层一般有较强的AVO异常。结论认为：利用AVO属性能够对煤层气的富集区进行预测并为煤层气井位的部署提供依据。宁武盆地南部煤层气富集的主控因素
摘要：宁武盆地是我国典型的中煤阶构造残余盆地，勘探证实其南部具有很好的煤层气勘探潜力，但煤层气富集的主控因素尚不清楚。为此，分析了盆地南部主要含煤地层的沉积环境、煤质特征、热演化程度与煤阶分布、煤储层物性等地质特征，通过构造特征、地应力分布特征、封盖条件分析，结合前期勘探成果，综合研究后认为：宁武盆地南部煤层气的富集受构造部位、应力场以及煤层顶底板封闭条件控制，构造上斜坡带煤层气富集高产，构造应力场低值区煤层渗透性好，封闭条件好的地区煤层气保存条件好。进而预测出W02井以东、W04井以南地区具有获得高产煤层气井的有利条件，是有利的煤层气富集区。天然气储层评价的新参数——充盈度
摘要：在天然气储层识别和生产能力评价中，存在两个矛盾：一是应用挖掘效应进行气层判断时误差较大；二是根据孔隙度、空隙空间结构、渗透率、饱和度、有效厚度等参数来确定生产能力时，其参数值越大并不表明产能越高。为此提出了天然气充盈度的概念，在分析充盈度及天然气密度的决定因素基础上，利用常规测井资料的含氢指数和经骨架密度校正的密度孔隙度及其相应图版，计算地层孔隙度及冲刷带含水饱和度，然后再根据密度体积方程计算地下天然气密度，最后计算出地层压力和充盈度参数。根据所计算出的充盈度结果，不仅搞清了产生上述矛盾的机理，而且还发现充盈度与产能有着良好的正相关性，从而提高了天然气储层评价的准确度，有助于科学预测气藏的分布和富集程度。川西须家河组二段超致密储层有效性测井综合评价
摘要：四川盆地西部上三叠统须家河组二段低孔低渗储层非均质性极强，传统的储层有效性测井评价技术方法的适用性受到制约，寻找一套切实有效的测井解释评价技术对解决该区面临的储层综合评价、天然气增储上产等问题有着重要的意义。为此，采用了常规与特殊测井资料相结合，以宏观与微观地质特征研究成果为切入点，寻找测井信息能描述二者具有统一关系的解释模式，建立了一套储层参数确定、流体性质判别、裂缝识别等表征储层储集特征的定性分析与定量计算的评价方法，并在此基础上结合钻井、录井信息，对单井储层进行综合解释，从而达到准确识别储层有效的目的。采用该方法，对川西新场地区须二段储层进行了单井测井精细解释评价，符合率大大提高，地质效果明显。验证了该方法的适用性和有效性。基于最大熵谱分解的微裂缝识别技术
摘要：众所周知，小断层对储层的连通性及油气开发方案的确定具有重要意义．为此引入信息理论中的熵来对储层中的小断层进行预测。首先介绍了最大熵谱分析的原理，其次介绍了最大熵谱分析的Beryman经验分式，最后应用最大熵功率谱方法，对阿曼第五区块Daleel油气田shuaiba储层的高精度三维地震资料进行精细解释，在功率谱分解的振幅数据体上，识别和解释出了以往难以识别的断距在10～15m之间的小断层，为更加清楚地认识油气藏的地质特征、调整注采方案提供了更加可靠的基础资料。不同煤阶煤层气选区评价参数的研究与应用
摘要：目前，国外煤层气开发主要以中低煤阶为主，而我国则以中高煤阶为主；不同煤阶具有不同的煤层气地质特点与选区评价标准。为此，通过对国内外重点煤层气盆地的煤层气评价参数对比研究，提出了不同煤阶的煤层气选区评价参数，包括：煤层气资源规模及丰度、煤层厚度、煤层含气量、煤层气吸附饱和度、煤层原始渗透率、有效地应力、地解比、构造发育状况及水文地质条件。在此基础上，通过对重点煤层气区的类比分析，初步建立了我国煤层气选区评价标准，并优选出煤层气有利富集区16个：其中Ⅰ类最有利富集区6个，包括沁水盆地南部、阜新盆地刘家区块、鄂尔多斯盆地东部、宁武盆地南部、准噶尔盆地东南部、二连盆地霍林河地区；Ⅱ类有利富集区4个，包括沁水盆地北部、鄂尔多斯盆地乌审旗地区、黔西盘关地区、川南古蔺叙永地区；Ⅲ类较有利富集区6个。煤储层启动压力梯度的实验测定及意义
摘要：煤层气的运移产出流态是煤层气井产能预测的理论基础，目前煤层气井产能预测大多采用达西渗流模型，预测结果与实际相差较大，因此判定煤层气在储层内部的运移流态至关重要。在RMT-150B岩石力学伺服试验机的基础上，设计出一套测试启动压力梯度的装置，通过实验得到流经煤样的气体流速与压力平方差，而两者并非通过原点的线性关系，证明启动压力梯度的存在。通过测试不同煤样的启动压力梯度与渗透率，其回归曲线表明：两者呈负指数关系，相关厦达0．933，且随着渗透率降低，其启动压力梯度逐步增大，在低渗透阶段增加趋势就更加明显。煤的启动压力梯度存在证明煤层气运移流态为非线性渗流，该结论对改进煤层气井产能预测模型有指导意义。煤层气低产井低产原因及增产改造技术
摘要：沁水煤层气田的煤层气开发已初具规模，但部分煤层气开发井由于地质、工程或排采因素的影响而产量低，亟需查明原因。为此，从地质因素（构造位置、陷落柱、断层等）、工程因素（钻完井及水力压裂过程中储层污染等）和排采因素（套压控制、排液速度、停电停抽等）3个方面对煤层气单井产气量的影响进行了详细的分析，阐述了嵌套钻井、短半径水力喷射钻井、小井眼侧钻、二次（重复）水力压裂等增产改造技术的特点及优势，并结合对煤层气低产井原因的分析，给出了不同增产改造技术的适用特性。对煤层气规模开发过程中老井、低产井的后期改造提供了技术支撑。煤层气井用锆冻胶压裂液低温破胶体系
摘要：用于煤层压裂的锆冻胶压裂液是由无机锆（ZrOCl2）将聚丙烯酰胺（PAM）交联而成的，其优点是在低温下交联成冻。常规使用不同浓度的氧化体系（如过硫酸铵）破胶速度太慢，难以使压裂液在指定的时间内破胶水化，不利于压裂后返排，易对煤层造成伤害。为此，采用氧化还原体系在低温下破胶，研究了温度、聚合物浓度、交联剂浓度、氧化剂浓度、低温活化剂浓度、pH值、矿化度等因素对氧化还原体系低温破胶的影响。结果表明：在所选实验条件范围内，聚合物、交联剂浓度越高，加入盐的浓度越大，则越难破胶；氧化剂、低温活化剂浓度越高，pH值越高（2～5），越容易破胶。提高煤层气井钻井效率的工艺技术
摘要：目前煤层气井钻井，特别是探井、参数井，钻井效率不高已成为影响煤层气勘探开发进程的主要因素之一。在分析影响煤层气钻井效率的原因的基础上，针对不同影响因素，着重从简化井身结构、开发保护储层的钻井液体系、优选钻井工艺、完善钻井设备配套等方面进行了探讨。提出了如下技术思路：①开发适用于历152．4mm井眼的煤层气井专用绳索取心工具，从而将井身结构缩小一级；②研制能保护上部井壁、有效保护储层、满足获取煤层参数要求的钻井液体系，从而省去技术套管，将三级井身结构简化为二级井身结构；③推广不同循环介质下旋冲钻井工艺技术；④研究适应煤层气井的钻井液泵和固控设备配套方案。为提高煤层气井钻井效率，建议开展以下研究：①优化井身结构；②保护储层的钻井液体系；③优选钻井工艺；④完善钻井设备。安全钻井钻柱内防喷系统止回阀工作机理及失效分析
摘要：钻柱内防喷系统止回阀以反应迅捷及可靠的封堵能力，在防井涌、井喷中起到举足轻重的作用，是安全钻井的重要保证。但止回阀在正常钻井过程中处于常开启状态而长时间遭受高压钻井液的冲蚀，极易导致止回阀密封失效或过早报废，存在安全隐患。针对其使用寿命短、耐蚀性差、水力特性不清楚、研究资料奇缺等亟需解决的关键问题，通过把流体力学影响因素与冲刷腐蚀磨损理论有机地结合起来，借助实验建立磨砺性腐蚀介质——钻井液的模型，利用CFD技术确定影响冲刷腐蚀磨损的流体力学参数，分析典型钻柱止回阀的工作机理，实现止回阀结构的优化；并选择性地对止回阀进行冲刷腐蚀磨损试验，筛选出阀体、阀座材料及主要耐磨件的强化处理方法。通过井下工作情况模拟实验与计算机仿真分析，找出井喷条件下钻柱内防喷系统止回阀的失效机理，寻求流体力学参数、介质性质、材料因素等对止回阀性能的影响关系，继而建立一种新的钻柱止回阀设计方法或准则，以推进我国钻柱止回阀研制的技术进步。川渝地区“三高”气田超深井固井隔离液应用实践
摘要：钻井液和水泥浆的理化性质存在本质差异，超深井固井作业时，二者极易发生化学污染，不但影响顶替效率，而且危及固井施工安全，这在“三高”（高压、高含硫、高危）气田超深井固井作业中尤为突出。为此，针对上述问题，提出了超深井固井隔离液的设计原则和配制工艺，并对相容性实验以及现场施工关键技术进行了深入研究和总结，现场固井实践认为：①隔离液的使用是保障“三高”气田超深井固井作业安全和提高顶替效率的重要举措；②应对隔离液的沉降稳定性与钻井液、水泥浆的化学兼容性予以充分重视，确保隔离液不沉降，对水泥浆的稠化时间无不良影响，防止发生井下复杂情况；③前后隔离液防污染技术可有效防止尾管固井工程事故的发生。隔离液的正确使用可有效地防止化学污染、保证固井作业安全和提高顶替效率。沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计
摘要：工程设计是地面工程建设的关键，煤层气田“标准化设计、模块化建设”技术是设计理念和设计手段的集成创新。介绍了沁水盆地煤层气田集气站的标准化设计，指出该标准化设计是根据煤层气田总工艺流程和地面工艺技术，并结合近4年来开发建设及现场运行情况所总结出的一套通用、标准、适用于该煤层气田集气站建设的指导性和可操作性文件，其核心是“四统一、一和谐”，即：统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸，保持平面布置与当地环境的和谐发展，实现集气站功能统一，操作统一。依据标准化设计可提前对站场设备、材料进行规模化采购，方便预制和组配，确保工程建设优质、高效和安全，加快了沁水盆地煤层气田的建设步伐，对该煤层气田的其他区块和国内类似煤层气田的开发设计具有示范和借鉴意义。沁水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化
摘要：煤层气在气质组分、赋存条件、生产规律等方面均不同于常规天然气，具有典型的“低渗、低压、低产”的特点，国内还没有大规模整体开发的经验可以借鉴，煤层气地面开采面临着前所未有的诸多困难。为此，介绍了沁水盆地煤层气田樊庄区块单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术，总结了优化设计经验，并提出了针对国内煤层气田开发建设的标准化、统一化、数字化3点建议，对国内其他煤层气田及类似气田的开发有借鉴作用。中石油将在青海省建千万吨级油气田
摘要：2010年6月11日，中国石油天然气集团公司（以下简称中石油）与青海省政府在西宁市签订了相关合作协议。据有关人士介绍，中石油将在“十二五”期间投资230亿元以上，加快青海省柴达木盆地的石油、天然气勘探与开发步伐，夯实优化资源基础和资源配置，确保中国石油青海油田分公司石油、天然气产量持续增长，加强中国石油青海销售分公司成品油销售网络和储运设施建设，进一步提升石油、天然气稳定供应保障力度。沁水盆地煤层气田樊庄区块采气管网的优化
摘要：煤层气田开发是一种高投入、高风险、低产出的产业，因而“低成本、大规模开发”成为开发沁水盆地煤层气田的重要战略。为此。重点介绍了沁水盆地煤层气田樊庄区块煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管（PE管）和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。该配套技术的成功应用，优化简化了采气管网建设，有效控制了采气管网投资，为我国煤层气田的工业化开发和建设提供了借鉴。
