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摘要:四川盆地中二叠统具有优越的天然气成藏条件,但早期勘探发现仅以石灰岩缝洞型气藏为主,规模和成效有限。2014年,重点风险探井双探1井在川西北部地区的中二叠统白云岩储层钻获高产工业气流,实现了该盆地中二叠统天然气勘探的重要突破,不仅具有重大战略意义,而且对于超深层海相地层的油气勘探也颇具指导作用。为此,阐述了双探1井的部署背景、获得的重大钻探成果以及对该盆地中二叠统天然气勘探所产生的深远影响;从烃源条件、沉积特征、储层基本特征及平面展布、资源量、勘探有利区带等方面对该区中二叠统的勘探潜力、下一步的勘探方向进行了分析。结论认为,四川盆地中二叠统为连续的碳酸盐岩台地沉积,以碳酸盐岩沉积为主,储层主要包括孔隙型白云岩、岩溶缝洞和裂缝3种类型,天然气资源量十分可观,勘探潜力巨大。最后,划分了该盆地中二叠统的勘探有利区带,并指出最有利的勘探区带集中在该盆地中西部,其中川西北部地区烃源条件最为优越、白云岩储层发育、构造成排成带分布,是最有利的勘探区。
摘要:由国家发展与改革委员会(以下简称发改委)、国家能源局和新华社共同推动的上海石油天然气交易中心2015年7月1日开始试运行,并诞生首单管道天然气现货交易。
摘要:近年来,四川盆地中二叠统天然气勘探取得了可喜的进展,多口井在中二叠统茅口组、栖霞组白云岩孔隙型储层段钻获高产工业气流,中二叠统成为该盆地现阶段最现实的接替层系之一。为明确下一步的勘探方向,分析了四川盆地中二叠统的沉积背景和有利储层类型。结果表明:沉积环境主要为开阔台地浅水碳酸盐岩沉积环境;沉积时,古地貌西高东低,中西部生屑滩相储层较东部更为发育;地壳拉张使得中二叠统具备热水沉积、热液改造的良好条件;对勘探有利的3种储层类型为栖霞组滩相白云岩孔隙型储层、茅口组热水白云岩孔隙型储层和茅口组岩溶储层,其中白云岩孔隙型储层是中二叠统最有前景的勘探目标。结论认为:1川西北部—川中地区中二叠统灰质烃源岩生烃强度大,具有形成大中型气田的物质基础;2川西地区栖霞组白云岩储层较厚,是中二叠统天然气勘探的最有利地区;3上述3种储层类型均发育的地区主要分布在川中地区,其3套储层纵向上叠置,勘探潜力大;4剑阁—南充—丰都地区位于热次盆区带,其茅口组热水白云岩储层发育且叠加茅口组岩溶储层,天然气勘探前景好。
摘要:确认大规模生烃中心、发现大规模的孔隙性储层,是启动四川盆地西部坳陷二叠系气藏勘探的两个关键因素。为此,采用层拉平技术研究了该区震旦系—寒武系的地层结构,编制下古生界厚度图以描述二叠系的生烃中心;进而结合地震相分析和野外生物礁露头发现,预测了该盆地中二叠统礁滩相储层的分布;最后,根据断层特征分析了礁滩相储层白云岩化的有利条件。结果表明:1在拉平二叠系底反射界面的剖面上,震旦系顶为一个巨大的洼陷,洼陷两侧发育正断层,其内充填巨厚的下古生界沉积,由此可以确认,川西坳陷发育一个在兴凯地裂期形成的坳拉槽,其内巨厚的寒武系可形成生烃中心,使得二叠系具备形成大型气藏的物质条件;2川西坳陷中二叠统存在明显的礁滩相异常响应特征,发育3个大型异常条带,结合地表中二叠统生物礁露头的发现,预测为生物礁滩相复合体;3礁滩相的边缘发育有深大拉张断层,具有发育白云岩储层的有利条件。结论认为,四川盆地川西坳陷中二叠统圈闭天然气资源量达7400×108m3,具有良好的天然气勘探前景,目前中石化已部署实施了1口风险探井。
摘要:2015年6月29日17时32分,中俄东线天然气管道中国境内段正式开工。这不仅是中俄能源合作的里程碑,同时也标志着“中国四大能源进口通道战略拼图”的全面完成。
摘要:四川盆地中二叠统大中型气藏的勘探方向和目标是目前研究的热点和难点,而川中高石梯—磨溪地区下寒武统龙王庙组大气田的成功勘探经验表明,有利的沉积相带是大气田形成的基础。为此,基于地震资料、地表露头资料及钻井资料,对该盆地西南部中二叠统的构造格局和沉积特征进行了综合研究,从沉积相控的角度提出以下观点:1该区中二叠统沉积时处于浅水缓坡高能带,发育大规模礁滩相沉积;2中二叠世时期基底抬升,茅口组顶部遭受剥蚀,形成不整合面风化壳,盆地西南部处于岩溶斜坡带,古表生岩溶作用强烈;3礁滩相沉积叠加风化壳岩溶有利于形成大规模礁滩相岩溶型储层。进一步结合研究区资源条件和成藏条件的综合研究结论指出:四川盆地中二叠统基础地质条件优越,有望寻找到大规模礁滩相岩溶型气藏;该盆地西南部龙门山前隐伏构造带、川西坳陷斜坡带中二叠统圈闭发育,成藏条件好,是寻找大规模礁滩相岩溶型气藏的有利目标区。
摘要:近期在四川盆地西北及中部地区部署的双探1井、南充1井在中二叠统茅口组白云岩及岩溶储层中获得高产工业气流,展示了该区茅口组良好的天然气勘探前景。为研究其层序地层发育特征,采用曲线频谱趋势属性分析技术并辅以钻井及野外露头资料验证,对茅口组进行了层序地层划分,进而建立起全盆地统一的层序地层格架,分析了层序格架内的地层剥蚀特征,在此基础之上,分析了层序对源储的控制作用:1可将茅口组划分为2个三级层序SQ1和SQ2,其中SQ1由茅一段—茅三段构成,SQ2由茅四段构成;2层序地层的对比表明,在盆地范围内茅口组遭受不同程度的剥蚀,存在“三强两弱”剥蚀区,其中川西南、川东局部地区2个弱剥蚀区仅SQ2上部少量遭受剥蚀,而蜀南—川中、川东北、川西北3个强剥蚀区SQ2剥蚀殆尽;3层序格架内烃源岩和储集层的发育部位明显受层序界面控制,能够形成有效储层的颗粒滩主要分布于SQ1的高位体系域,而有效烃源岩则主要分布于SQ1的海侵体系域。结论认为:这一层序划分方法更客观合理,可有效指导该区的油气勘探。
摘要:2015年7月3日,内蒙古汇能煤电集团LNG或L—CNG(液化天然气或经过特助装置转化成的压缩天然气)加气站在河北邢台南宫市和威县举行了开工奠基仪式。据悉,这是国内首批煤制天然气加气站。
摘要:页岩储层具有低孔隙度、超低渗透率的特征,往往需要通过水力压裂才能使气井具备一定的生产能力。拉链压裂是近年来针对页岩气藏缝网压裂的一项新兴工艺,为了认清压裂过程中裂缝应力干扰后地应力场的分布规律并给页岩压裂设计提供参考,首先假设地层为均质、各向同性弹性体,然后通过位移不连续法,建立起地层应力场分布数学模型,并利用线性叠加原理,得到人工裂缝周围水平应力场的分布情况。研究发现:1裂缝周围的地应力随着与裂缝距离的远近有不同程度的增加;2裂缝尖端处存在应力集中现象,且在裂缝尖端附近产生的拉应力使得水平应力有所减小;3裂缝对水平最小主应力的影响程度大于对最大主应力的影响;4随着裂缝条数的增加,诱导应力的叠加干扰对水平主应力的影响不断增强,且水平应力差异性逐渐减小;5在裂缝交错排列的区域内,应力干扰较强,应力场分布较复杂。上述研究成果对页岩气水平井组拉链压裂的优化设计具有指导意义。
摘要:为了准确预测页岩储层水力压裂过程中水力裂缝是否会穿过天然裂缝及其穿出方向,基于最大周向应力理论,建立了沿任意方位延伸的水力裂缝穿过天然裂缝的判定准则,给出了水力裂缝穿过天然裂缝时穿出角度的计算方法。将该准则与实验结果进行对比,吻合度较高。现有的判定准则只能判断沿水平最大主应力方向延伸的水力裂缝能否穿过天然裂缝,新的判定准则在现有准则的基础上对其拓展,使之更加适用于页岩储层。研究结果表明:在高水平主应力差、高水平主应力比值、高逼近角和高天然裂缝壁面摩擦系数的条件下,水力裂缝更易穿过天然裂缝;水平主应力差是主控因素且有一个临界值,大于该值时,水力裂缝才可能穿过天然裂缝,反之在任何条件下水力裂缝均无法穿过天然裂缝。同时还认识到,在低逼近角、高水平主应力差情况下,水力裂缝也有可能穿过天然裂缝。
摘要:四川盆地元坝气田上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组砂岩气藏具有埋藏深、低孔低渗、温度高、异常高压、岩性致密、非均质强、破裂压力及延伸压力高等特点,为了解决该类储层水力压裂破裂压力高、施工难度大的难题,对现有的气藏压裂技术进行了以下优化:1研制新的低伤害压裂液体系,其降阻率为72%~79%,对岩心基质伤害率小于17%;2采用集成创新技术,如低应力小相位集中射孔技术、最优前置液多级粒径降低压裂液滤失技术、低砂比造长缝技术、超高压压裂技术、高效返排技术等;3配套140 MPa采气井口,140 MPa超高压设备和地面管汇、高压压裂管串、高压井下工具,将施工限压提高至120 MPa,确保成功压开致密储层。该优化技术在元坝气田现场试验4口井5层次,取得了良好的应用效果:施工最高压力达到118.5 MPa,最大排量5.5m3/min,平均砂比15%~20%,最大加砂量40m3,施工成功率达100%;降低了延伸破裂压力,增大了施工排量,增加了人工裂缝长度和宽度,易于加砂,提高了储层渗透率。
摘要:前人据研究成果提出了高温高压气藏地层水矿化度变化较大的认识,由此有可能得出与实际情况不一致的结论,其主要原因是忽视了低矿化度凝析水的影响。为此,利用四川盆地新场气田须家河组二段气藏投产以来获得的产出水样矿化度资料,研究了不同水气比阶段的井口水样矿化度特征,认为井口产出水样矿化度明显受到了凝析水淡化的影响,气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。研究结果表明:1井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高,由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变;2当气井水气比小于0.1m3/104m3时,井口产出水为矿化度小于1g/L的凝析水;3当水气比为0.1~0.8m3/104m3时,水样矿化度介于凝析水和地层水之间,水样以混合水为主;4气井水气比大于等于0.8m3/104m3时,水样最接近于地层水矿化度,凝析水对水样矿化度的影响可以忽略;5在排除凝析水淡化影响后,单一气藏地层水矿化度差异不大,新场气田须二段气藏变化范围在93.47~120.05g/L之间。
摘要:由英国、美国、中国、印度四国环保领域专家合作完成的一项调查报告称,尽管中国的碳排放总量仍在增长,但中国碳排放量增速自2005年以来稳步下降,2014年增速放缓至接近为零。这份名为《气候变化:一项风险评估》的报告称,中国政府采取多项政策举措,为减缓本国碳排放发挥了关键作用。报告显示,到2014年底,中国能源消耗强度比2005年时的水平下降了大约30%。报告认为,中国碳排放量增速下降得益于中国改善能源结构、提高能源利用效率、加大发展可再生能源的力度、加强空气污染治理等措施的实施。
摘要:气体钻井对地质条件有较为苛刻的要求,地层失稳、产水、钻具失效以及井下燃爆等均有可能导致气体钻井失败,因此随钻井下风险识别及监测对于保障气体钻井安全具有重要意义。为此,提出将理论分析和现场案例相结合,总结气体钻井过程中井壁失稳、产水、产气、井下燃爆、钻柱失效等主要风险发生时的工况参数表征,建立风险发生与对应工况参数变化的关系模型,开发自动化分析平台对工况参数变化进行分析,以判断发生的风险类型。基于已有的地面监测技术,研发了地面—井下参数监测系统,用测量短接实时监测井下温度、压力、湿度以及钻具振动等参数,并通过中继短接传输到地面,可以更快速、准确地获知井下各项参数的变化情况。将关系模型、分析平台以及监测系统相结合,形成了气体钻井随钻安全风险辨识方法。在新疆塔里木盆地开展的现场试验结果表明,该方法能够快速反映出气体钻井各项参数的变化情况,准确判断井下发生的风险类型,可有效降低气体钻井安全风险,提高气体钻井效率。
摘要:单弯螺杆钻具+PDC钻头复合钻井已广泛在钻井提速和井眼轨迹控制作业中应用,对该类钻具组合导向力分析也有成熟的方法,但常常忽略螺杆稳定器结构的影响。为此,基于油气田现场作业应用的直棱和螺旋棱稳定器结构,讨论了螺杆稳定器外径和支点位置变化对钻具导向力的影响,建立了稳定器实际偏心距计算模型,提出了考虑螺杆稳定器结构影响的钻具复合钻井导向力分析方法。通过对单弯螺杆单稳定器钻具组合、单弯螺杆双稳定器钻具组合复合钻井导向力的分析,结果发现:1忽略螺杆稳定器结构的复合钻井导向力分析方法计算结果与钻具导向合力差别较大;2直棱稳定器由于棱槽包角的存在,等效外径周期性变化使得钻具组合导向力发生周期性增加或降低,变化幅度最高达50%,影响钻具导向稳定性能和疲劳寿命。进而提出建议:1计算复合钻井导向力时应采用考虑螺杆稳定器结构影响的钻具复合钻井导向力分析方法;2现场复合钻井时选用带棱槽包角为零的螺旋式稳定器或选用带棱槽包角小的直棱稳定器的螺杆钻具。
摘要:近日,中国石油川庆钻探工程公司在鄂尔多斯盆地神木气田神60井成功实施CO2干法加砂压裂,储备液态CO2 590m3,加入陶粒9.6m3,平均砂比达到7.9%,这是目前国内最大规模CO2干法加砂压裂作业。
摘要:自21世纪初在四川盆地发现龙岗气田以来,机械钻速低、钻井周期长等问题长期制约着该气田勘探开发的进度和效益。为此,对该气田的钻井地质特点和影响钻井周期的因素进行了系统分析,认识到该气田侏罗系沙溪庙组、自流井组中的砂泥岩软硬交替频繁造成钻头泥包和PDC崩齿,以及上三叠统须家河组定向钻进托压严重是使机械钻速变慢最重要的影响因素。进而提出了不同地层的针对性提速技术方案,即侏罗系采用旋转冲击器带专用PDC钻头钻进,配合钻井液性能调整、钻井参数优化等专项技术措施的应用来预防处理PDC钻头泥包,实现侏罗系快速钻进;在三叠系须家河组的定向钻进井段,采用高速弯涡轮带孕镶金刚石钻头进行高转速低钻压快速钻进,该钻进方式充分利用孕镶金刚石钻头切削齿自锐的特点,以延长钻头使用寿命。最后,在该气田的2口井上进行了现场应用试验,大幅度提高了应用井段的机械钻速、缩短了钻井周期,取得了良好的试验效果。
摘要:针对天然气管道工程计算涉及专业广、内容庞杂、分析过程繁琐、应用层次多等难点,遵循现代天然气管道工程分析理论和方法,依据国内外现行规范和标准,结合各层次工程技术和管理人员的应用需求和特点,充分利用最新的计算机、网络、通信技术和智能移动设备,采用先进的系统集成和开发技术,实现了天然气管道工程分析方法的集成,形成了一套跨平台、跨专业、跨系统的天然气管道工程计算集成应用软件系统,搭建了针对不同系统的天然气管道工程计算集成应用平台,开发出了天然气管道专业Office工作系统,囊括了天然气管道工艺分析、工程计算、数据处理等多种应用工具。实例应用结果表明:该集成应用平台以工程师们习惯的方式进行工作并且提供相应的操作功能,为天然气管道系统的中心调度、日常管理和现场操作等各级、各层次专业技术人员提供了通用便捷的工具,且无须二次开发,提高了工作质量和效率;同时也为相关各级技术和管理人员提供了统一、全面的技术支持、工艺分析手段及交流平台,能有效促进团队协同以及各种资源、数据和结果的共享与协调。