摘要：气田开采过程中产生的大量气田废水,去污之后回注处理时,若处理不当,则可能诱发安全事故甚至对地下环境造成污染。因此,采用微地震监测方法对水体回注过程进行实时监测。通过震源速度联合反演方法对速度模型进行优化数据处理,并利用扫描叠加算法对微地震事件进行定位,最终根据微地震事件定位结果刻画水流通道,了解水体扩展规律,判断回注过程是否存在安全隐患,及时调整注水参数。结果表明:①在监测期间,回注水体基本存贮在目的层中,并未出现严重串层现象;②水体波及一些小的裂缝带,且回注水体更易沿小断层、裂隙流动。微地震监测技术对水体回注过程起到很好的监控作用。

摘要：根据川渝地区天然气发展的战略目标,通过分析川渝天然气管网复杂、多变的特性,提出了一系列的科研规划与设计方案,以达到改进现有的输送模式,向外发展天然气管线,提高管网输送、调配能力的目的。具体做法是:通过智能检测,实施优化运行管理,提高部分管线的输送能力;采用储气库等调峰手段,提高管网调配能力;提高自动化水平,实现输配气站场的全面自动化;加强管道防护工作,提高管道的综合防护能力;提高贸易计量的整体水平,确保天然气计量准确度;不断向外扩展并与"西气东输"管网连接,实现川气出川等。

摘要：四川盆地上三叠统须家河组气藏经历了50多年的勘探开发,存在着"储量大、采出低"的难题。工厂化井作业是降低钻完井、井场建设成本,提高作业效率的重要手段。为此,基于北美地区工厂化钻完井作业成功实施的案例,综合分析了四川盆地金秋区块须家河组非常规天然气资源的特点,提出了以下工厂化井作业模式:①采用小井眼结构及单井场最多布36口井,井间地下间距650m的井眼数量优选方案;②采用单排、多井丛且有备用井眼(井丛)的丛式井布局模式;③采用3项交叉作业(钻井+完井+生产)模式,缩短井交付周期;④柔性井场布局设计可以有效地避开地形的限制;⑤选用定制钻机和修井机来完成特定作业目的;⑥作业过程中合理设计离线作业以提高钻完井效率;⑦采用批量完井压裂工厂化模式。这种工厂化井作业可为非常规天然气资源高效、低成本开发提供技术思路和实现手段。

摘要：元坝气田长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫化氢的酸性气藏,平均埋深6 800 m,是国内最深的酸性气藏,钻完井过程中面临的工程风险较大。为解决上述难题,在油气井建井过程中引进先进的完整性管理理念,系统谋划,科学设计,精心施工,有效保证了元坝气田的安全、快速建设。钻井工程井筒完整性设计和管理是完整性管理的关键环节,通过深入研究工程地质特征,优化钻井液密度和体系、合理调整钻井液密度,重视井内压力管理,强化初次屏障核心作用;同时不断优化井身结构、优选管材材质和抗压级别,不断提升固井质量,提高二次屏障效果,成功确保了元坝气田23口超深开发井的顺利施工,可对国内相似油田的开发提供参考作用。

摘要：注采规模决定了地下储气库井口数量、井口油套管尺寸的设计和地面集输系统的设计规模,注采规模的计算是季节调峰型地下储气库工程设计的关键。为此,以川渝气区相国寺地下储气库工程为例,制订了季节调峰型地下储气库注采规模的设计流程,阐述了消费系数法在天然气市场需求量预测中的应用,分析了天然气的需求结构及月不均匀系数对注采规模设计的影响,提出了季节调峰型地下储气库调峰需求总量及注采规模的计算方法,为其他类型储气库注采规模的设计提供了参考。

摘要：龙门气田石炭系气藏是一个储量较大的中型整装气藏 ,平面展布长 2 4km ,宽仅 1 .0～ 2 .5km ,含气面积 45.1km2 ,产层埋深 460 0～ 480 0m ,带有边水 ,气水界面 - 44 2 0m ,含气高度仅 460m ,储层非均质性较强 ,气藏地质和工程条件复杂。为尽快搞清其动态特征 ,为开发设计提供详实资料 ,试采中 ,根据气藏地质和工程特点 ,采用最先进的高精度电子压力计 ,在开井、关井条件下通过井口、井底单点或连续测试等方法 ,录取了大量可靠的监测资料 ,在不到一年的较短时间内 ,搞清了气藏井间动态关系以及产能、流体性质等 ,取得了很好的效果 ,这些监测方法对加快类似气田的试采工作有一定借鉴作用。

摘要：加砂压裂一直在追求支撑剂的更好铺置，从而形成更长的有效裂缝和更高的导流能力，但是常规工艺总是难以令人满意。在理论分析、PT软件模拟、基础实验及创新性物模实验研究的基础上，通过特殊的泵注程序及纤维、液体等辅助工程手段，研发了一种脉冲柱塞加砂新工艺。该新工艺形成的开放性渗流通道铺砂剖面较之常规工艺在有效缝长和导流能力上具有明显优势，开放性渗流通道有助于改善裂缝清洁度、降低人工裂缝的压降，从而达到延长单井采油气寿命、提高产能效益的目的。在完成原理研究及新工艺优化设计的基础上，进行了现场先导应用与详细的压后评估。结果表明：该工艺可操作性强、实施可行，与地质条件相当的邻井相比，支撑剂成本降低44％～47％、有效缝长与支撑缝长的比值提高约16％，测试18h返排率高达63％、归一化产量是邻井的1．9～2．3倍，降本增效、提高产量效果明显。该技术在四川盆地川西地区浅中层砂岩气藏及页岩气藏的开发中具有推广价值。

摘要：冲洗效率是评价固井前置液性能的关键指标,直接影响着前置液优选、用量与排量设计,进而影响固井质量。为了克服评价前置液冲洗效率的传统旋转黏度计法存在的结果误差大、重复性差等方面的不足,改进了转筒结构和残留钻井液质量确定方法,实验分析了改进措施的有效性和适用性,并利用改进后的评价方法对Y井区页岩气水平井固井前置液洗油剂类型进行了优选,优化了前置液冲洗时间。研究结果表明:①改进后的方法避免了转筒内壁无法被有效冲洗与转筒上残留冲洗液或清水的影响,大幅度提高了实验结果的准确性和可重复性,多次平行实验结果的标准偏差均在3%以内;②准确性和可重复性的提高,使得不同实验条件下的实验结果具有可对比性;③对Y井区页岩气水平井固井而言,S80洗油剂具有最高的冲洗效率,前置液用量按照冲洗时间8~10 min时设计具有较高的冲洗效率和经济性。结论认为,改进后的旋转黏度计法能够准确评价前置液冲洗效率,可以为前置液优选和应用工艺参数优化提供依据。

摘要：页岩储层需要水力压裂才能获得理想的产能,压裂时在追求较大改造体积的同时也应注重形成与储层相匹配的缝网导流能力,以提高改造体积渗透率。基于Warren-Root模型,将压裂后形成的缝网考虑为高渗透带,利用等效渗流理论建立了等效高渗透带模型,在地质模型中利用体积及等效渗透率对压裂缝网进行表征,通过产能模拟并借助净现值理论对高渗透带长度、等效渗透率等参数进行优选,并以优选的高渗透带参数为目标,结合缝网模拟便可得到目标条件下的最优施工参数。针对川西页岩气藏某水平井使用该方法得到最优高渗透带长度为200～220m,最优等效渗透率为4～5mD。结合缝网模拟得到目标条件下的施工参数为:总液量为1 600m3,总砂量为53m3,平均砂比为10%,最高砂比为28%,施工排量为10m3/min。该设计为页岩气储层改造作业提供了技术支撑。

摘要：油气长输管道作为一种特殊设备被广泛应用于石油、石化、化工等各个行业。随着运行时间的增长,部分管道在设计、制造、安装及运行管理中的问题逐渐会暴露出来,致使管道事故时有发生,对人民生命财产安全、社会稳定和工业生产构成了威胁。如何发现管道缺陷,提高检测技术水平,确保压力管道安全可靠运行,变过去的不足维护和过剩维护为视情维护,是目前世界各国同行普遍关注和迫切需要解决的重大课题。文章介绍了当今国内外较为成熟、先进的管道外检测(涂层检测)和管道内检测(智能检测)技术和方法,并结合近年来在油气长输管道开展检测工作取得的一些经验,探讨了国内油气长输管道检测技术的发展情况以及薄弱环节,提出了相应的对策和措施。