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摘要:近期,中国石油天然气股份有限公司风险探井--永探1井测试获得22.5×10^4m^3/d的高产气流,首次在四川盆地发现了喷溢相火山碎屑岩气藏,实现了火山岩气藏勘探的重大突破。为了评价该盆地二叠系火山岩气藏的勘探前景,系统总结了该区火山岩气藏的勘探历程、永探1井区气藏的特征、天然气成藏的控制因素与模式。研究结果表明:①在经历了长达50余年的火山岩持续探索后,得益于勘探思路的转变和地震预测技术的进步,得出了简阳地区二叠系发育爆发相火山岩异常体、天然气成藏条件好,是该盆地又一个重要的天然气勘探新领域和新对象的认识,指导了风险探井--永探1井的部署及重大勘探发现;②永探1井二叠系发育厚逾100m的优质火山岩孔隙性储层,其储集岩石类型以喷溢相角砾熔岩、含凝灰角砾熔岩为主,储集空间主要为溶蚀微孔、角砾间溶孔及气孔,孔隙度介于6.68%~13.22%、平均为10.26%,渗透率介于0.01~4.43mD、平均为2.35mD;③该气藏埋深介于4500~6000m,产层中部地层压力为125.625MPa,压力系数达2.22,为异常高压气藏,天然气组成中甲烷含量为99.03%,微含硫化氢;④简阳-三台地区发育爆发相火山岩且紧邻德阳-安岳裂陷寒武系优质烃源岩,早期张性深断裂沟通源储,上部发育上二叠统龙潭组泥岩、下三叠统厚层膏岩等多套盖层,具备形成大型构造-岩性复合圈闭气藏的有利条件,有利勘探面积达6000km^2。结论认为,永探1井火山岩气藏的发现,证明了该盆地二叠系火山岩具有较大的油气勘探潜力,坚定了转变勘探思路、加快进军新区新领域、寻找更多更大勘探发现的信心。
摘要:从中国石油经济技术研究院2019年1月16日在北京的《2018年国内外油气行业发展报告》(以下简称报告)获悉,2018年,我国天然气消费量保持强劲增长,天然气进口量约为1254×10^8m^3,增幅高达31.7%,进口量首次超过日本,成为全球第一大天然气进口国,天然气对外依存度升至45.3%,较上年的39.1%增长6.2个百分点。
摘要:2019年春节后,中石化组织上千人在湖北省恩施州全面展开勘探大会战。这标志着湖北恩施正式步入大规模页岩气勘探阶段。恩施州是湖北省页岩气分布的有利区块之一。据中国地质调查局2017年的数据显示,恩施州页岩气地质储量为4.5×10^12m^3,占该省的一半,其中页岩气可采储量约为2×10^12m^3。2018年,湖北省自然资源厅将恩施州全境纳入部级"鄂西页岩气综合勘察示范区"(初稿)。中国地质调查局、中国石油化工集团有限公司等纷纷聚焦,将恩施州作为页岩气勘探开发的重点区域,并在该州境内部署各类探井21口,累计投资18亿元用于页岩气资源调查。2018年初,恩施州将页岩气开发利用纳入全州清洁能源产业集群。
摘要:控压钻井技术具备对钻井过程中井筒压力精细控制的能力,能够显著增加钻井过程的可控性、降低事故复杂发生的概率、克服窄密度窗口等钻井难题。因此,控压钻井技术始终是近年来国际各大钻井技术服务公司研究的重点,其相关成果也得到了工业界的极大关注,例如海洋石油技术大会(OTC)最近3年的聚焦新技术大奖(Spotlighton New Technology)中,均包含了控压钻井相关的技术:①OTC2016:BaraLogixTM全自动钻井液密度及流变性检测装置,哈里伯顿公司;②OTC2017:深水钻井一体化压力控制解决方案,斯伦贝谢公司;③OTC2018:GeoBalance■自动控压钻井系统,哈里伯顿公司。
摘要:2019年2月11日,中国石油西南油气田公司相国寺储气库日采气量达到1044×10^4m^3。至此,我国西南地区首座地下储气库--相国寺储气库第五期采气量突破10×108m3,达到10.1×10^8m^3。其所产生的清洁热能相当于1亿台1匹功率(相当于0.735kW)的空调连续运行4天产生的热能。2018年11月15日,相国寺储气库开启第五周期调峰采气,全周期预计采气16.5×10^8m^3。
摘要:中国石油西气东输管道公司(以下简称西气东输公司)2018年全年管输商品气量为761.8×10^8m^3,比上年增长34%,超额完成业绩指标。西气东输公司持续优化"集中巡检、集中监视",对所有站场实施自动控制功能提升,实现分输站无人值守;有效提升员工风险辨识、风险管控、应急处置"三种能力";稳妥实施区域化管理,充分发挥压气站专业技术辐射优势,29个作业区试点先行、分批成立,实现了精干高效、资源协同。目前,西气东输公司管理的10万台套设备故障和误操作日均报警率低至万分之0.16,关键设备完好率达到99.79%。环焊缝隐患排查是西气东输公司的一项重点工程,内检测数据5775km,复评原始底片59.57万道,开挖验证1356道,修复相关问题焊口,实现"两年计划,一年完成",杜绝"黑口",保障管道本体安全;西气东输公司全面强化1149段高后果区管理,严格落实"一区一案",综合应用无人机巡线、视频监控、光纤预警、应力应变监测技术,织密管道安全"防护网"。
摘要:由中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)与全球四大石油化工公司之一的道达尔合作开发的长庆油田苏里格南项目(以下简称苏南项目),截至目前累计生产天然气量已达100.8×10^8m^3。苏南项目既是中国石油对外合作最成功的项目之一,也是中国石油参与"一带一路"建设的精品项目。作为中国石油对外合作的重要项目,苏南项目从一开始,就坚持"高点起步,高标准要求,高效益开发"原则,坚持"储藏认识一次弄清真面目,开发部署整区块一次设计,地面集输能力一步配套到位"的理念,避免了传统开发中井位部署及地面建设可能走的弯路和重复路。如在井位部署上,苏南项目大力推广丛式布井技术,按照"1+9"布井设计,即所有的井场都按照九井丛标准化布井方案,采用大井组"工厂化"施工,提高了作业效率,节约了大量土地。
摘要:为了明确四川盆地川西地区二叠系火山碎屑岩气藏的天然气成藏条件,对该区火山碎屑岩气藏储层、气源、成藏组合及圈闭等成藏特征进行了分析。研究结果表明,川西简阳地区火山碎屑岩气藏的成藏有利条件包括:①永探1井以喷溢相火山碎屑熔岩为主,叠合后期蚀变和溶蚀作用,发育以脱玻化溶蚀微孔为主要储集空间的孔隙型储层;②天然气地球化学指标分析对比结果表明,永探1井火山岩气藏天然气来源以下寒武统筇竹寺组为主,简阳地区德阳-安岳裂陷内发育巨厚的寒武系优质烃源岩,为气藏形成提供了充足的气源;③火山碎屑岩储层与寒武系烃源岩组成"下生上储"的近源高效源储组合,烃源断层有效沟通源岩和储层,上覆发育有上二叠统龙潭组泥岩直接盖层和三叠系膏岩区域盖层,生、储、盖组合良好;④成都-简阳地区发育构造-岩性(地层)复合圈闭,初步证实有利含气区面积达1300km^2,展现出极大的天然气勘探潜力。结论认为,川西地区火山碎屑岩气藏与川西南地区周公山玄武岩气藏在成藏条件方面存在着较大的差异,预测中江-三台地区火山碎屑岩分布面积超过4000km^2,其与简阳地区具有相似的火山岩气藏形成条件,是下一步集中突破的有利勘探区带。
摘要:为了给四川盆地火山岩气藏下一步的勘探部署提供依据,综合利用钻井录井、分析化验、测井及地震等资料,在对该盆地二叠系火山岩分类的基础上,研究了不同类型火山岩的岩性特征、岩相特征与岩相分布、储层特征,并确定了控制火山岩储层发育的主要因素。研究结果表明:①该盆地火山岩可综合划分为火山熔岩、火山碎屑熔岩、火山碎屑岩及沉火山碎屑岩4大类,主要发育玄武岩、角砾熔岩、含凝灰角砾熔岩、凝灰岩和沉凝灰岩等岩石类型;②该盆地内大面积分布溢流相、喷溢相和火山沉积相等3种火山岩相类型,其中溢流相主要发育玄武岩,喷溢相主要发育火山碎屑熔岩,火山沉积相主要发育凝灰岩及沉凝灰岩等;③火山岩储层岩性主要为火山碎屑熔岩和玄武岩,其中火山碎屑熔岩主要发育脱玻化微孔、溶蚀孔,为中孔、低渗的孔隙型储层,玄武岩主要发育裂缝及溶孔,为基质孔隙度较低的孔隙-裂缝型储层;④火山岩储层控制因素主要为岩性、岩相、后期流体改造作用和构造作用,其中火山碎屑熔岩在快速冷凝的过程中脱玻化形成大量弥散状微孔,为后期进一步溶蚀增孔提供了有利条件,溶蚀等成岩作用及裂缝发育使储层物性变好。结论认为,四川盆地二叠系火山岩储层的平面展布主要受岩相控制,川西南部雅安-乐山-屏山地区主要发育孔隙-裂缝型玄武岩储层,成都-简阳-三台地区主要发育孔隙型火山碎屑熔岩储层。
摘要:四川盆地火山岩气藏勘探存在着钻井少、岩性岩相识别困难、储层分布不清、储层地震预测技术尚不配套等问题。为了实现对该盆地火山岩有利岩相的刻画及储层的定性定量预测,基于低频保护开展火山岩目的层地震成像处理,通过建立火山岩顶、底界地震反射模式解释刻画火山岩分布范围,在此基础上结合火山岩地震响应特征,建立火山岩地震相模式,进行火山机构识别与有利火山岩相刻画,进而基于相控开展永探1井区火山岩储层波阻抗反演和储层定性定量预测。研究结果表明:①低频保护的地震数据处理方法能够有效改善火山岩内幕与下伏地层成像质量;②二叠系火山岩识别模式为连续强波峰反射或断续中强波峰反射顶界、弱反射底界,可识别出5类地震反射特征和3类地震相模式(喷溢相、溢流相、火山沉积相);③简阳-三台地区大面积分布喷溢相,其中最有利储层发育的近火山口喷溢相沿北东方向呈点状分布,面积为1500km^2,次有利储层发育的远火山口喷溢相勘探面积为6000km^2;④永探1井区有利储层面积为600km^2,储层厚度介于10~200m,主要分布于成都-简阳地区,天然气勘探潜力大。结论认为,所形成的低频保护地震资料处理、火山岩岩性岩相识别与解释、相控波阻抗反演等一系列配套技术适用于该盆地二叠系火山岩储层预测,为该领域的油气勘探提供了技术支撑。
摘要:为了快速、准确、高效的评价四川盆地川西地区二叠系火山岩的岩性,综合运用岩心、薄片、常规测井、元素扫描测井和成像测井等资料,开展了火山岩岩性识别、储层参数建模和流体性质判别等方面的研究。研究结果表明:①永探1井整体以基性火山岩为主,放射性低,结合岩心和测井分析结果,将岩性主要划分为玄武岩、含角砾凝灰熔岩和角砾熔岩;②永探1井自下而上可划分出3个次级喷发旋回,测试获气井段岩性主要为含角砾凝灰熔岩,寻找规模优质喷溢相含角砾凝灰熔岩储层是四川盆地火山岩气藏下一步勘探的重点;③永探1井整体表现出高孔隙度低渗透率特征,采用变密度骨架和变声波时差交会法计算的孔隙度与岩心孔隙度吻合度最好;④受多种因素的影响,电阻率法对火山岩流体识别难度大,利用非电法的热中子宏观俘获截面和泊松比法在该井流体判别中应用效果良好;⑤推广测井新技术应用,取全取准测井资料是该盆地下一步火山岩勘探取得进展的重要保障。
摘要:过去一直都认为四川盆地西部(以下简称川西地区)火山岩不发育,因而制约了对该类型气藏的勘探。最近,中石化风险探井--YS1井在川西地区二叠系钻遇厚约300m的火山岩,储层物性好、气显示强烈。为了评价该区火山岩气藏的勘探前景,基于对已钻探井的新认识,结合构造演化及其对火山活动控制作用的分析成果,对该区二叠系火山岩的形成发育特征、储层特征、天然气成因及成藏组合等开展了研究,确定了火山喷发机制、火山机构分布模式及火山岩气藏成藏模式,并评价了天然气勘探潜力。研究结果表明:①该区二叠系火山岩发育,具有与峨眉山玄武岩一致的构造环境,是峨眉山地幔热柱的产物;②火山岩受垂向断裂的控制,发育多个火山机构,存在着多个喷发旋回,火山岩纵向叠置、横向连片分布;③该区的火山岩岩性、岩相及储层特征与川西南地区存在着一定的差异,前者以爆发相凝灰岩为主,存在着部分溢流相玄武岩,火山岩储集空间类型以角砾之间的骨架孔隙、溶蚀孔隙及基质微孔隙为主。结论认为,围绕该区火山岩储层段发育有多套有效烃源岩,并且与前者构成了有效的天然气成藏组合,具有较好的天然气勘探前景,是一个值得重视的新领域。
摘要:页岩气储层脆性指数是页岩气藏压裂方案设计所需的核心参数之一,但目前获取该指数的方法成本较高、耗时耗力且过分依赖于取心资料。为了解决上述问题,以四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩气储层为研究对象,首先对该区的成像测井数据进行分析和校正、进行图像的直方图加强,将成像测井图像刻度为成像矿物谱;然后基于正态分布理论,并结合实验分析数据,通过解析成像矿物谱,获得了页岩气储层矿物含量;进而结合裂缝特征等建立了脆性指数的计算模型,形成了矿物含量及脆性指数的计算方法(以下简称新方法),并在该区的多口页岩气井进行了验证。研究结果表明:①新方法具有成本较低、适用性强、计算精度和实用价值较高等优点;②较之于目前常用的方法,新方法数据资料具有普遍性、脆性指数计算结果具有连续性;③新方法能够精确地反映层理、薄层及局部岩性变化等对脆性指数的影响,对于页岩气储层脆性及可压裂性评价有着重要的参考作用;④现场应用效果表明,新方法计算结果与实钻结果吻合程度高,该区多口井测试均获得了页岩气工业产能。结论认为,新方法为海相页岩气储层压裂优选评价提供了技术支撑。
摘要:重庆相国寺地下储气库的注采井以大斜度井和水平井为主,完井管柱复杂且单井注采气量大,常规的测试工具、仪器和工艺都无法满足气井注采能力测试的需要,亟需研发与之相适应的测试技术。为此,通过工具配套、仪器改进、工艺优化,形成了适用于该储气库大注采气量水平井注采能力测试的连续油管测试技术,在现场成功进行了10口井12井次的注采能力测试,并对测试结果进行了对比分析。研究结果表明:①所形成的技术能够满足大注采气量水平井注采能力测试的要求,测试获得的气井最大注气量为260×10^4m^3/d,最大采气量为225×10^4m^3/d;②同一口井的注采能力存在着差异,因而有必要针对每口井在不同注采周期进行注采能力的测试与评价;③大注气量情况下,近井地带呈现高速非达西渗流状态,对注采安全有可能形成威胁,周期注气后近井地带储层温度降低将影响库容大小。结论认为,所形成的连续油管测试技术录取的数据真实可靠,为储气库注采井的注采能力评价、单井注采计划安排和库容盘点等提供了技术支撑。
摘要:由于埋藏深、地质特征复杂,致使针对中浅层页岩气藏的压裂工艺不能完全满足四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组深层页岩气储层改造的需要。为此,将地质与工程研究紧密结合,优选页岩气"地质与工程双甜点"区,开展深层页岩气水平井压裂技术攻关研究,对以往仅适用于中浅层页岩气储层的压裂模式进行改进,并将改进后的压裂模式与工艺应用于丁山地区3口深层页岩气井。研究结果表明:①该区西北部深层页岩气储层具备地质、工程"双甜点"特性,天然裂缝、层理缝发育为压裂后复杂缝网的形成创造了有利条件;②基于"双甜点"区域,研究形成了"前置酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂模式,采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、"控近扩远"压裂工艺以提高远井地带有效改造体积、超高压装置以提高施工排量和缝内净压力;③3口深层页岩气井经过储层改造后,增产效果显著,测试页岩气产量介于10.50×10^4~20.56×10^4m^3/d。结论认为,改进后的压裂模式与工艺可以为该区深层页岩气储层改造提供技术途径,为深层页岩气勘探开发取得突破提供支持。
摘要:页岩气储层在常规取心过程中气体逸散严重,难以准确获取损失气量,进而导致对页岩含气量的评价存在着较大偏差。为此,在对现有页岩岩样损失气量估算方法进行适用性评价的基础上,基于岩心上提过程中气体的扩散机理,提出了一种适用于页岩损失气量估算的解吸临界时间点法,并结合鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组7段某页岩气井常规取心岩样的解吸实测数据,分别采用USBM法、多项式函数法及所提出的方法计算页岩损失气量,进而得到了页岩含气量,并与由该井同层位保压取心岩样的含气量测试结果进行对比。研究结果表明:①解吸临界时间点前累计解吸气量与扩散时间的平方根呈线性关系且趋势线斜率相同,该时间点后为后期非平衡扩散阶段,收集到的解吸数据均呈非线性关系且解吸曲线相互平行;②采用解吸临界时间点法计算的页岩含气量与由保压取心岩样的含气量测试结果较为接近。结论认为,所提出的方法在页岩含气量测试中适用性更强,可以大幅度提高页岩含气量的计算精度。
摘要:微小井眼连续油管(CT)钻井技术具有诸多优点,但微小井眼尺寸小,导致钻井液流动空间小、排量较小、返速较高、循环损失较大,限制了该技术的推广使用。为解决微小井眼CT钻井循环钻井液流阻过大的问题,基于赫-巴模型,结合微小井眼CT钻井的特点,计算了CT内钻井液流阻,探讨了CT内钻井液流阻与钻井液平均流速、CT长度或井深、CT内水眼直径、滚筒直径等参数的关系。研究结果表明:①滚筒上CT内流阻随钻井液流速增大而呈线性增加且增加幅度更大,使用小排量进行钻进能降低滚筒上的流阻;②滚筒上和井筒中CT内钻井液流阻均随CT的长度增加呈线性增加,而随着CT内水眼直径增加呈线性减小,钻深井时,可使用大管径进行钻进;③CT内钻井液流阻受滚筒直径的影响很小,但随钻井液的流速增大呈线性增加,因此当滚筒上缠绕的CT较长时,可使用多个滚筒进行缠绕,以降低滚筒上CT内钻井液流阻。结论认为,寻找控制和减小微小井眼钻井CT内钻井液流阻的方法和优选适合CT钻井的相关参数,有助于加快该技术的推广应用。
摘要:钻井现场作业的风险评价过程中,存在着监测数据与现场作业关联性不强的问题。为此,提出了采用结构方程模型(SEM)和蒙特卡罗模拟(MC)相结合来评价钻井现场作业风险的新方法,即首先构建钻井现场作业风险因子,利用SEM求出各风险因子相关性并求得其权重,再确定关键风险因子;进而由各因子的数据分布特征,利用MC求得潜变量的模拟值,与据SEM风险后果权重而求得的事故后果程度结合而得到危险度,最终把辨识出的作业危险度用来判断风险等级;并将上述方法用于分析四川盆地某气田某井的现场作业数据。研究结果表明:①较之于其他方法,新方法克服了无法确定各因子间的相关性及各因子权重的不足,为钻井现场作业风险评价提供了一条新途径;②操作行为和环境因素对钻井风险影响较小,管理因素对钻井作业风险影响最大;③场所不符合要求和一般设备缺陷是2个主要的关键风险因子,其相关系数为0.57;④根据每个风险变量的分布特征生成了一系列符合要求的样本数据,最终得到钻井风险值的概率分布,使得评价结果更加符合于实际情况。结论认为,新方法能较好地把现场监测数据用于钻井风险等级的评估,对钻井作业现场作业安全风险管理具有参考作用。