四川盆地长宁—威远区块海相页岩气田成藏条件及勘探开发关键技术

中国页岩气资源丰富,开发前景广阔,但中国页岩气资源的品质与美国不同,必须发展自己的开发技术。为此,中国石油天然气集团有限公司立足自主创新,围绕四川盆地南部地区龙马溪组页岩气的地质和工程特点,开展了系统的理论研究和技术攻关。通过揭示“沉积-成岩作用控储、保存条件控藏、Ⅰ类储层连续厚度控产”的“三因素控制”海相页岩气富集高产理论,创建了适合中国南方多期构造演化海相页岩气勘探开发的6大关键技术——综合地质评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、工厂化作业技术和高效清洁开采技术,实现了页岩气工业化大规模开采。截至2019年底,中国石油天然气集团有限公司在川南地区累积提交页岩气探明地质储量1.06×10¹²m³,已建成100×10⁸m³的产能,累积产气量为200×10⁸m³,建设成效显著,积累了宝贵的经验。这对大力发展页岩气产业、降低对外依存度、保障国家能源安全、实现“生态优先、绿色发展”战略具有重大意义。     

古岩溶发育地质因素简析

详细介绍了岩溶和古岩溶的概念,按照岩溶作用发生的成岩环境和成岩阶段,将古岩溶划分为同生期、表生期、埋藏期岩溶三种类型.在前人研究的基础上,从分析岩溶发育的内因和外因出发,论述了影响碳酸盐岩古岩溶发育的岩石的矿物成分、古地貌、大地构造、古气候、地层结构、先存孔隙、后期改造等7种地质因素,这些因素控制着古岩溶储层发育.     

建设工程项目集成化风险管理探讨

在现代工程项目管理中,风险管理问题已经成为研究的热点之一。本文将工程项目风险管理的动态性和集成化统一起来,初步确定了工程项目风险管理系统的模型,为工程项目风险管理的工作提供理论依据。     

川南地区百亿立方米页岩气产能建设地质工程一体化关键技术

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富,但地质、工程条件复杂,页岩气规模效益开发面临着严峻的挑战。为了解决川南地区页岩气"部署设计难度大、优质储层钻遇率提高难度大、复杂缝网形成难度大、单井产量和单井估算最终采收量(EUR)提高难度大"等问题,通过系统梳理和总结10余年的页岩气勘探开发成果,形成了适用于该区的页岩气地质工程一体化高产井培育方法,并开展了现场试验和推广应用。研究结果表明:①所形成的三维地质建模、三维地质力学建模、复杂缝网模拟和产能数值模拟等4项关键技术,为该区页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施、实时调整提供了重要的决策依据和指导,有效提高了页岩气单井产量和EUR;②实施地质工程一体化高产井培育方法,可以大幅度提高长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气单井产量,其中长宁区块井均测试日产量由10.9×10~4 m~3提高到26.3×10~4 m~3、最高测试日产量达到62×10~4 m~3,威远区块井均测试日产量由11.6×10~4m~3提高到23.9×10~4 m~3、最高测试日产量达到71×10~4 m~3;③推广应用地质工程一体化高产井培育方法,可以实现高产井的"复制",培育了一批EUR超过1.5×10~8 m~3、部分超过2×10~8 m~3的高产井,其中泸州区块4口深层页岩气井,井均EUR达1.98×10~8 m~3。结论认为,所形成的地质工程一体化页岩气高产井培育方法,是破解页岩气规模效益开发难题的有效措施,可以为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。     

建设工程项目集成化风险管理探讨

在现代工程项目管理中,风险管理问题已经成为研究的热点之一。本文将工程项目风险管理的动态性和集成化统一起来,初步确定了工程项目风险管理系统的模型,为工程项目风险管理的工作提供理论依据。     

工程监理技术标投标的实施要领

工程监理技术标的投标质量往往是能否中标的关键。本文简述投标实施中需关注的要领。     

偏心环空循环压耗的数值模拟与验证

在水平井和复杂结构井中，井斜角和方位角随井深不断变化，套管在井内不易居中，影响流体在环空中的流动状态和循环摩阻。现有的偏心摩阻压耗计算模型是基于特定井眼尺寸和流体性能条件下建立的，不具备普适性。为此，结合某水平井井眼尺寸和流体性能，基于计算流体力学(CFD)的仿真理论与方法，分析了不同套管偏心度和直径比对环空流态与摩阻压耗的影响，对比了套管居中和套管偏心工况下环空摩阻压耗与当量循环密度(ECD)分布特征。结果表明：随着偏心度增大，宽间隙中心流速增大，壁面低流速域增多，增加了流体滞留量；直径比越小，有助于提高窄间隙流速；环空间隙越小，套管偏心对摩阻压耗影响越大。实例井偏心环空摩阻压降比同心环空低2.16 MPa;文章建立的摩阻压降计算模型比现有经典模型误差更小，为偏心环空下摩阻压降的准确计算提供了可靠的计算方法。