摘要：四川盆地南部地区(下文简称川南地区)深层(埋深大于4000 m)页岩储层天然裂缝发育,地应力分布复杂,水力压裂过程中套管变形等问题严重制约了页岩气资源的高效开发。为了解决深层页岩储层天然裂缝压裂过程中远场应变监测问题,采用邻井光纤(DAS)应变监测技术对泸州区块A平台2口井拉链式压裂过程进行监测,并结合压裂施工设计和储层特征对监测结果进行分析和讨论。研究结果表明:①300~350 m监测井距和泵送式套内光纤布设方式可以对远场裂缝窜通演化评估提供大量有利数据,但对压裂井主体改造区域提供的相关信息较少;②同一平台不同井压裂时远场应变响应差异可能很大,高风险井的压裂施工参数设计对远场裂缝窜通起到了关键影响作用,低风险井主要表现为跟随作用,裂缝窜通区域一旦形成,极易演变成2口压裂井共同的裂缝窜通区;③远场应变响应区域与当前压裂段相对位置可能相差200~300 m,同井不同段间的应变沟通会提前形成,与当前压裂段可能相差400~500 m;④深层页岩储层天然裂缝压裂形成的远场裂缝形态具有全新特征,包括普遍性的倾斜裂缝和挠曲段地层附近的水平层理缝2类情况。结论认为,低频DAS应变监测技术提供了深层页岩储层天然裂缝压裂过程中远场应变演化分析的新方法,可与地质工程一体化压裂设计方案、套变机理与防控研究等工作结合,助力该区深层页岩气的规模效益开发。

摘要：四川盆地超深层海相碳酸盐岩油气资源丰富,是寻找特大型油气田、开拓油气增储上产新领域的重要方向,但超深层钻完井面临地层条件更加复杂、井筒环境更加极端等工程技术挑战。为进一步指导万米特深井的安全高效钻探,通过梳理超深层钻完井技术难点,系统总结了四川盆地超深层钻完井关键技术,并提出了下步钻完井技术的发展建议。研究结果表明:①形成的超深复杂地层三压力预测监测技术精确预测了复杂地层压力系统及地应力场分布,准确刻画断层、裂缝、溶洞等展布规律,结合非常用井身结构拓展技术,提高了井身结构设计应对复杂地层钻探的能力;②形成的钻—测—固—完全过程精细控压技术,解决了超深井、特殊复杂井钻井液安全密度窗口窄导致“溢漏共存”、固井质量低等难题;③研发的高效钻头与大扭矩螺杆、扭力冲击器等抗高温提速工具,解决了深部难钻地层钻井钻头易磨损、破岩效率低的工程难题;④研发的抗高温钻井液体系提升应对高温深井的钻井液技术保障能力,升级第二代韧性水泥,解决了工作液抗高温能力不足等难题,保障超深井建井质量。结论认为,超深层钻完井技术的发展与进步,使得深井钻深能力突破9000 m已经成为现实,形成的关键技术有力地支撑了四川盆地超深层油气资源的高效勘探开发,对于万米特深层科学钻探和油气增储上产新领域拓展具有重要技术支撑作用。

摘要：四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩储层地层时代老、埋藏深度大、热演化程度高,勘探开发难度大,国内外尚无可直接借鉴的经验。为此,基于地质工程一体化理念,探索建立筇竹寺组“部—钻—压—采”一体化高产井培育关键技术体系:(1)一体化井位部署,深化筇竹寺组“裂陷槽控藏”认识,明确优质储层分布模式,明确高产井实施技术界限,支撑井位优化部署;(2)一体化钻录定导,基于地质工程参数综合评价,优中选优确定靶体,优化井轨迹,强化地质钻井一体化精细管理,保障优质储层钻遇率;(3)一体化压裂增产,基于一体化压裂模型优化压裂设计,形成“促复杂+扩体积+强支撑+防套变”压裂工艺,有效实现裂缝均匀开启、高效扩展、全域支撑及储层改造体积最大化;(4)一体化精细返排,形成“四因子”返排增产技术,结合精细排采分析平台,实现降低储层伤害与气井增产“双突破”。基于上述技术体系,资201井首次在国内寒武系4500m以深的页岩储层测试获得高产工业气流,威页1H井成功实现高产井复制,初步落实埋深5000m以浅有利区面积近3000km^(2),资源量近2×10^(12)m^(3)。所形成的高产井培育技术和方法,为破解寒武系超深层页岩气规模效益开发难题奠定了坚实基础。

摘要：在信息技术快速发展以及天然气产销和市场间平衡难度日益增大的背景下,加强油气企业营销管理信息化建设成为必然趋势。以中国石油西南油气田公司为例,介绍了营销管理信息系统业务体系及应用架构设计原理和功能模块,阐述了该系统在油气企业营销管理中的应用效果,认为该系统实现了营销业务的集成化与信息化,统一了数据采集源头,能进行全天候监控预警,极大地提高了油气田营销业务管理水平。

摘要：四川盆地海相碳酸盐岩油气资源丰富,但构造地层条件复杂,井筒环境苛刻。近年来,盆地深井超深井钻井关键技术的形成,支撑了油气的增储上产,为特深层油气资源勘探开发奠定了技术基础。特深层油气资源的开发需持续开展地质工程一体化设计技术攻关,通过精细刻画复杂地质体建立三维地质力学模型,指导井身结构和井眼轨道设计,同时开展基于膨胀管、随钻扩眼技术的井身结构拓展研究,并通过岩石可钻性剖面指导钻头及提速工具设计。针对深井超深井井口溢流异常监测识别滞后及钻柱振动剧烈的问题,持续研发基于大数据分析的复杂防控技术。深入开展适用于超高温超高压环境的工具、钻井液研发,研发攻关110钢级及以上膨胀管管材、抗220℃的高密度水基钻井液、抗260℃的油基钻井液体系、抗温240℃以上的水泥浆体系、高性能固井材料以及抗高温堵漏材料。同时,应紧密结合物联网、新型通信、大数据等智能技术,实现钻井全过程运算分析及管理。

摘要：以受托经济责任理论为基础,通过对中国石油西南油气田公司经济责任审计评价指标体系构建过程中指标的选择及设计、权重分配方法、量化方法、数据采集与评估等4个方面的研究,就油气企业经济责任评价指标体系的构建提出自己的观点,认为油气企业应根据自身特点,调整指标权重分配,数据采集方式应多样化并对指标进行持续改进。

摘要：建设项目档案(以下简称“项目档案”)真实记录和反映了项目筹备、立项、审批、招投标、勘察、设计、物资(设备)采购、工程施工(检测)、监理(监造)、试生产、竣工验收等工程建设全过程,是全面鉴定项目工程质量的重要凭证,也是项目运营、管理、维护、改扩建等活动的可靠依据。中国石油西南油气田公司(以下简称“西南油气田”)高度重视项目档案工作,将加强项目档案管理作为项目建设、项目管理的一项十分重要的基础性、必要性工作,开展了项目档案管理创新探索实践,成效显著。

摘要：为了解决天然气净化过程中副产物硫磺提纯难度大、提纯后硫磺纯度低的问题,结合溶剂萃取法操作简单、成本低等优势,利用相似相溶的原理,以CS2为溶剂设计了一种用溶剂法提纯硫磺的工艺。通过干燥时间考察了硫磺渣中的含水量,以硫磺产率为指标,考察了硫磺渣干燥时间、液固比、浸取时间、浸取温度和球磨粉碎对硫磺产率的影响,并通过XRD及ICP分析了纯化后硫磺的纯度。结果表明,硫磺渣干燥时间为60 min、液固比(体积质量比,m L/g)为8∶1、浸取时间为30 min、浸取温度为30℃及球磨成粉时,硫磺产率最佳。相较于传统的熔融法(85.7%)和气化法(85.37%)工艺,溶剂法工艺提纯硫磺后产率高达87.8%,提高了2.5%左右,且提纯后硫磺的纯度高达99.89%。该溶剂法提纯硫磺的工艺具有产率较高且纯度高、操作简单的优势,为有效处理硫磺提纯提供了技术路线,同时在硫磺纯化方面具有广阔的应用前景。

摘要：目的国内油田伴生气乙烷回收均采用液相过冷工艺(LSP),解决该工艺在乙烷回收运行工况中存在的能耗较高、回收率较低的问题。方法基于LSP工艺流程和气相过冷、气液相混合过冷的原理,提出气液两相过冷改进工艺(GLSP)、原料气分流过冷工艺(FGSP),并进行工艺流程对比分析,重点研究改进工艺的特性和对原料气中CO_(2)的适应性。结果①GLSP工艺适用于外输气压力低的油田伴生气乙烷回收,具有乙烷回收率高、CO_(2)适应性强(CO_(2)摩尔分数为0.5%~2.5%)等特点;②GLSP工艺流程最优增压压力范围为4.0~4.5 MPa,乙烷回收率不宜超过95%;③在原料气中CO_(2)含量相同的条件下,随着气质变富,脱甲烷塔控制CO_(2)冻堵的能力不断增强;④在同一气质条件下,装置总能耗随着原料气中CO_(2)含量的增加而增大。结论提出的改进工艺提高了乙烷回收率,确定了最优增压范围,并提高了对原料气中CO_(2)的适应性,为实际低压富气乙烷回收装置设计提供参考。

摘要：以西南油气田公司为例,对其井下大修作业成本逐年上升的原因进行了分析,提出了加强修井作业前期论证、优化工程设计、实施精细化"三算"管理、加强新工艺新技术的研究与推广应用、细化井下大修作业全过程管理等降低井下大修作业成本的建议。