摘要：近年来,高酸性天然气井越来越多,但因技术和施工的瑕疵,往往导致气井功能不完整(如套管环空异常带压等),已成为影响气井安全生产的重要问题。为此,在消化吸收国内外先进完整性管理理念的基础上,结合四川盆地龙岗气田高温(130～150℃)、超深(6 200m)、高含硫(30～156g/m3)、地层因素复杂等特点,从带压原因分析、井筒安全评估内容和流程、风险等级划分和防控措施等方面开展了气井完整性管理技术的研究与应用。制订了气井完整性管理相应的对策,即:对于已完成的老井加强压力、流体跟踪评价分析,加强井下及井口腐蚀状况监测、检测工作,定期对井筒安全状态进行评估,确保安全受控;对于待完成的新井,重点抓好井身结构、完井管柱设计与现场施工作业质量控制等环节,确保不形成新的环空异常带压气井。现场应用结果表明,形成的气井完整性管理方法及主体配套技术能够满足龙岗气田安全生产的需要。

摘要：多级滑套分段压裂技术作为水平井分段压裂的重要支撑,近年来被广泛推广应用,通过滑套开启工具开启滑套并密封上一改造层段是确保该技术成功的关键。设计了一种在滑套开启工具上设置密封胶筒的结构,采用轴向机械压缩胶筒的层间密封理念,研制了活动密封式滑套开启工具,建立了密封性评价试验系统。结果表明:开启工具的密封承载能力达45MPa,结合井筒试验验证了密封设计的可靠性,具备生产应用条件。

摘要：在渤海油田室内配方和先导性矿场试验研究基础上,利用化学驱油藏数值模拟软件FAPMS,优化设计了渤海油田J3井区块矿场试验的最佳注入程序及段塞大小,结果表明,通过对注入不同浓度的疏水缔合聚合物的前置段塞及主段塞和梯度式后续段塞的优化,采收率比未优化时明显提高。说明渤海油田应该高度重视聚合物驱的注入方式和段塞优化设计,进一步提高聚合物的技术经济效果。

摘要：注CO_(2)开发低渗透油藏不仅能增加原油采收率,还能将CO_(2)埋存在地下,实现双赢。为了明确X低渗透油藏注CO_(2)混相驱油机理、CO_(2)在地层中的运移规律以及埋存机理,利用实验和数值模拟相结合的方法,从注CO_(2)混相特征、注CO_(2)参数优化和CO_(2)埋存评价3方面对X低渗透油藏进行研究。结果表明:地层原油注CO_(2)最小混相压力为26.03 MPa,CO_(2)有降低原油黏度和密度的作用;通过参数优化确定的推荐注采方案与衰竭开采相比,累计增油量为96.21×10^(4)t,主力开发层系X4⁃2、X4⁃3提高采收率分别为9.37百分点、6.02百分点;CO_(2)注入地层后,随着时间的推移,在平面上不断向四周扩散,在纵向上受重力分异的作用向上运移;评价区块注CO_(2)驱推荐方案预计CO_(2)埋存量为68.08×10^(4)t,其中构造埋存量、束缚埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量分别为42.20×10^(4)、17.79×10^(4)、6.24×10^(4)和1.85×10^(4)t。研究成果为低渗透油藏注CO_(2)驱及CO_(2)埋存提供了实验和理论的借鉴意义。

摘要：为了解决四川盆地中部秋林区块中侏罗统沙溪庙组致密砂岩气藏储层体积压裂改造的难题,探索高强度体积压裂技术的适应性,选取该区块沙溪庙组致密砂岩露头岩样,开展真三轴水力压裂物理模拟实验,并采用分段多簇压裂水平井的产量预测模型对水平井分簇射孔进行优化设计;然后,基于控液提砂模式,在该区域致密砂岩储层开展了三轮先导性试验。研究结果表明:①秋林区块沙溪庙组致密砂岩储层天然裂缝欠发育,水力压裂裂缝形态以对称双翼裂缝为主,难以形成复杂裂缝网络,并且储层具有中等—偏强水敏性,常规的体积压裂在该区域储层改造中不适用;②高强度体积压裂技术的内涵是通过段内多簇射孔形成多条独立的双翼裂缝,实施控液提砂的加砂模式,在保证高强度加砂的前提下减少入井液量,从而降低入井流体对地层的伤害;③秋林207-5-H2井压裂段数为10段,每段7~12簇,施工排量介于16~18 m^(3)/min,按照控液提砂模式累计泵注滑溜水12146 m^(3)、支撑剂4170 t,该井压裂后测试气产量达83.88×104 m^(3)/d,天然气无阻流量达214.05×10^(4)m^(3)/d;④随着簇间距减小,累计产气量逐渐提高,但当簇间距小于15 m以后,累计产气量增幅变小;⑤当加砂强度低于6 t/m时,随着加砂强度增大,水平井千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势;加砂强度超过6 t/m后,随着加砂强度增大,千米改造段长测试气产量上升不明显;⑥随着井眼轨迹与水平最大主应力方向的夹角增大,千米改造段长测试气产量整体呈现增大的趋势,当水力裂缝与井眼呈近垂直的情况时,获得的有效泄流面积最大,千米改造段长测试气产量也最高。结论认为,该区高产井的压裂模式为:大夹角井眼轨迹、10 m左右射孔簇间距、5 t/m加砂强度、大排量滑溜水+组合粒径支撑剂连续加砂。

摘要：国家天然(页岩气)千亿立方米级产能基地建设是保障国家能源安全、支撑区域社会经济加快发展的重大战略。在借鉴油气共建共享成功经验基础上,构建了国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地共建共享模式,提出了模式实施路径。研究结果表明:①国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地建设涉及庞大的产业体系与多元主体不同利益诉求,需要以共建共享理念和系统工程思维为指引,立足多元主体与多维度要素协同构建共建共享模式。②模式实施五大路径:强化共建共享顶层战略设计,丰富发展政企共建共享方式,完善企业之间共建共享机制,畅通多元主体沟通协商渠道,健全共建共享应急预警体系。结论认为,该模式以战略视域统筹产能基地建设,能够实现对多元主体利益的有效协同,促进天然气(页岩气)资源开发利用与产业链价值提升,为带动区域社会经济发展并推进共同富裕提供有力支持。

摘要：长庆油田陇东地区部分天然气井深度约为5000 m,相应的地层温度会超过130℃。然而随着该地区对深层油气、非常规油气以及页岩气等资源的不断开发,高温已成为钻井作业的重要制约因素。为了防范井下高温可能引发的工程事故,构建了一个二维钻井循环温度预测模型,对井筒温度特性进行了分析,并为钻井液和钻井工具的选择提供了理论支持。研究结果表明:1)在开始泵送循环的初期,井口温度迅速升高,井底温度迅速下降,之后的1.5 h内,井口和井底温度变化逐渐趋缓;2)在相同的井深下,随着循环时间的增加,井筒内的钻柱内钻井液温度和环空内钻井液温度逐渐下降,同时相应位置的环空内钻井液温度和钻柱内钻井液温度也下降;3)在预测的温度范围内,对该井的3种钻井液体系进行了表观黏度和塑性黏度实验,结果显示黏度的变化受温度影响较大;4)在预测的温度范围内,以三元乙橡胶为研究对象,随着老化时间的增加以及温度的升高,橡胶密封圈的厚度逐渐减小,硬度逐渐增加,压缩永久变化率也逐渐增加。该预测模型的预测结果与实际生产相符,为设计和选型提供了有价值的指导,具有重要的研究意义。

摘要：将天然气管道输送理论、灰色系统理论、最优化理论和决策支持系统理论相结合 ,开发研究出“天然气长输管道设计方案优选系统”(简称GPDOS) ,实现了沿线地形起伏 ,沿线有若干进、分气点的长距离输气管道设计方案优选。文章详细介绍了GPDOS设计的基本过程 :概念设计、功能设计和结构设计。算例在GPDOS上的运行表明 ,该系统的独到之处在于 :实现了天然气长输管道工艺计算和方案优选的自动化 ,实现了多方案计算的任意组合 ;对优化投资费和运营管理费 ,缩短管道设计方案优选周期 ,快速获取输气管道沿线各段直径、壁厚和沿线压气站位置、数目、压气机型号及其组合方式以及输送压力等一系列最优参数 ,提高设计质量取得了明显的效果 ;对更新设计观念 。

摘要：四川油气田是中国石油西部重点油气区之一,在推进“中国石油”又好又快发展、“西气东输”战略和保障国家能源安全中都具有重要地位和作用。2006年四川油气田年产气量超过130亿立方米、产油13.92万吨,按热量值1255立方米天然气相当于1吨原油计算,总产量已超过千万吨原油,四川油气田就率先成为了我国以天然气为主的千万吨级大油气田;并且全年完成钻井进尺94万米,油气勘探取得6个重要新发现和6个重要新进展,新增探明储量、控制储量、预测储量均超过1000亿立方米,为四川油气田历史之最。奋战在四川油气田上的中国石油四川石油管理局和西南油气田公司以贯彻落实和谐发展观、坚持安全发展、清洁发展,切实担负起创建和谐企业的使命,着力于双赢互利、增储上产,解放思想,积极优化油气勘探开发部署、工程技术设计方案,运用先进管理方法和理念,指导生产作业和日常生活,确保了企业的经济、安全、环保运行。

摘要：完井工程是石油天然气勘探开发工程中的重要环节,是衔接钻井和采输石油天然气工程而又相对独立的工程。川西深层(三叠系须家河组)下步勘探开发的要点,以及近几年完成的9口井在完井工艺技术方面均存在一定问题,直接影响了川西深层气藏的储层评价和开采。为此,文章参阅国际国内完井工艺技术发展状况,较系统地收集了川西近几年完钻井的资料,结合川西深层钻探实际进行了认真分析,认为川西深层不确定因素较多、油气水关系复杂,选择合理的完井技术显得更重要,并认为川西深层不宜采取先期裸眼衬管完井方式,建议川西深层钻井应优化井身结构设计,宜采用后期(尾管悬挂固井)射孔完井方式,应考虑对149.2mm小井眼采取随钻扩孔措施,提高固井质量,以实现后期分层射孔测试和储层改善,获得较好的油气成果。