大牛地气田脱水脱烃工艺的成功实践

大牛地气田开发选用高压集气天然气处理工艺,采用节流制冷脱水、脱烃,需要一定的压差才能保证外输气质。当气井压力下降至一定程度时,集气站内没有足够的压差,无法利用节流膨胀制冷、低温分离工艺实现对天然气烃露点、水露点的控制,需要结合增压、脱液工艺对气田集输工艺进一步优化。分析了气田不同开发阶段采取的脱水脱烃工艺、可能出现的问题及解决措施。     

中国石化天然气开发新成果及其启示

近年来,中国石油化工集团公司全面实施天然气大发展的战略部署,以效益为中心,以技术为保障,以产量快速增长为目标,加大了老区调整挖潜力度,加强了新增探明储量评价和新区产能建设步伐,针对复杂气藏开发技术开展了攻关和新技术推广应用,进一步精细气藏管理,提升科学管理水平,促进了中国石化天然气开发跨入新的发展阶段,取得了一系列重大成果和重要认识,为今后实现天然气开发工作又好又快发展夯实基础。     

储层砂质辫状河的识别——以大庆喇嘛甸-萨尔图油田西部PⅠ23为例

油田高含水开发后期,利用精细地质描述方法,根据丰富的密井网测井资料,借鉴古代河流砂体露头和现代河流沉积经验,对大庆喇嘛甸—萨尔图油田西部、河流相储层PⅠ₂砂岩组,进行精细对比、精细描述、模式预测等.表明PⅠ₂砂岩组的PⅠ₂³沉积单元为远源低弯度砂质辫状河沉积.通过岩心观察与描述,对结论进行了进一步证实.成果不仅解决了PⅠ₂砂岩组沉积单元精细划分与对比问题、澄清PⅠ₂³砂体成因类型上的认识,而且确认了大庆长垣萨、葡、高油层中、相对规模最大的砂质辫状河沉积.结果运用到生产实际中,对挖潜剩余油、改善开发效果,有很高的应用价值     

杭州湾地区浅层生物气资源量计算及其地质意义

杭州湾地区晚第四纪气源岩主要为河漫滩相和浅海相。经计算,河漫滩相源岩总生气量为1 032.52×10⁸m³,总吸附气量为274.66×10⁸m³,总溶解气量为693.10×10⁸m³,总扩散气量为4.29×10⁸m³,总游离气量为60.47×10⁸m³;而浅海相源岩相应为1 412.75×10⁸,556.68×10⁸,749.83×10⁸,10.28×10⁸和95.96×10⁸m³。这一计算结果显示了研究区浅层形成的生物气体首先受地层水的溶解和粘土的吸附,大部分溶解在粘土层水中呈水溶气相态发生运移,当甲烷气在地层水中溶解达到饱和后才会出现游离态。游离气主要赋存于沉积物颗粒间隙中,浅地层的游离气运移量远小于溶解气运移量,河漫滩相游离气量小于浅海相游离气量。浅海相沉积物总吸附气量为河漫滩相沉积物总吸附气量的2倍多,泥岩层的吸附气量是砂岩层吸附气量的18倍多,说明浅层沉积物颗粒大小与甲烷的保存有关,沉积物颗粒小、比表面积大有利于吸附甲烷。计算结果还表明,杭州湾地区浅层天然气具有广泛的勘探开发前景。     

杭州湾地区晚第四纪浅层生物气藏勘探方法研究

杭州湾地区晚第四纪地层蕴藏有丰富的天然气，气藏具有气层薄、压力低、产量小的特点，是一种非常规浅层生物气，勘探方法不能简单的采用深层气的勘探方法。通过试验研究得到以下认识：重点目标区预探或已知气田区扩边可以采用打密集静力触探井的方法；追踪砂体的形态展布和进行大面积的勘探，应配合少量的地震、电法勘探，以及静电阿尔法薄膜测量、微生物法等非地震物化探方法。静力触探井对岩性、岩相划分对比，特别是储层识别较为有效；利用浅层横波地震剖面可以圈定含气砂体的边界；EH4电磁勘探能够追踪砂体展布，推断气层的厚度；气田上方氧气和甲烷菌的含量存在明显的异常。在杭州湾地区晚第四系浅层生物气藏勘探中，这些方法在识别第四纪地层基底、划分岩性岩相、预测储层和天然气层等方面取得了较好的应用效果。     

储层砂质辫状河的识别——以大庆喇嘛甸-萨尔图油田西部PI23为例

油田高含水开发后期，利用精 细地质描述方法，根据丰富的密井网测井资料，借鉴古代河流砂体露头和现代河流沉积经验 ，对大庆喇嘛甸—萨尔图油田西部、河流相储层PⅠ2砂岩组，进行 精细对比、精细描述、模式预测等。表明PⅠ2砂岩组的PⅠ23沉积单元为远源低弯度砂质辫状河沉积。通过岩心观察与描述， 对结论进行了进一步证实。成果不仅解决了PⅠ2砂岩组沉积单元精 细划分与对比问题、澄清PⅠ23砂体成因类型上的认识，而 且确认了大庆长垣萨、葡、高油层中、相对规模最大的砂质辫状河沉积。结果运用到生产实 际中，对挖潜剩余油、改善开发效果，有很高的应用价值。     

加强配套技术攻关,不断推进复杂气藏有效开发

据第3次全国资源评价结果,中石化登记天然气勘探或油气兼探区块的天然气远景资源量占全国总量的20%。从探明储量类型和已开发气田状况来看,复杂气藏是中石化天然气开发的主要对象。近年来,针对复杂气藏的开发及其配套工艺技术,中石化加大技术攻关力度、加强开发实践,取得了一定进展,推进了高含硫气藏、低渗透气藏及火山岩气藏的开发建设。针对复杂气藏开发的特点与难点,为实现安全有效开发,特提出如下建议:①加强沉积相、储层预测和含气性预测研究,寻找富集区、富集层布井,是提高钻井成功率的关键;②加强对气藏类型、气井产能、气水关系的研究,不断优化开发方案,优化井位设计,减少井数,是大幅度提高单井产量的保证;③加强对井型、钻具、钻井液、井身结构、完井方式和增产措施的配套技术攻关;④加强管理和优化施工程序,提高钻井速度,缩短建井周期,是降低投资提高开发效益的有效手段。     

储层砂质辫状河的识别——以大庆喇嘛甸-萨尔图油田西部PⅠ_(2~3)为例

油田高含水开发后期 ,利用精细地质描述方法 ,根据丰富的密井网测井资料 ,借鉴古代河流砂体露头和现代河流沉积经验 ,对大庆喇嘛甸—萨尔图油田西部、河流相储层PⅠ2 砂岩组 ,进行精细对比、精细描述、模式预测等。表明PⅠ2 砂岩组的PⅠ2 3沉积单元为远源低弯度砂质辫状河沉积。通过岩心观察与描述 ,对结论进行了进一步证实。成果不仅解决了PⅠ2 砂岩组沉积单元精细划分与对比问题、澄清PⅠ2 3砂体成因类型上的认识 ,而且确认了大庆长垣萨、葡、高油层中、相对规模最大的砂质辫状河沉积。结果运用到生产实际中 ,对挖潜剩余油、改善开发效果 ,有很高的应用价值     

不同类型凝析气藏在低渗多孔 介质中的相态及采收率研究

用凝析油含量不同的凝析气分别在PVT筒和长岩心中进行了衰竭实验,并应用超声波测试技术测试了其饱和度以及高温、高压平衡凝析油气相渗曲线和常温、低压常规油气相渗曲线.实验表明,凝析油含量高的凝析气在多孔介质中凝析油的采收率比PVT筒中约高1倍.采用不同相渗曲线及CMG数值模拟软件对长岩心衰竭实验中凝析油的采收率进行了预测,结果表明,造成凝析油采收率差别的主要原因是界面张力导致凝析油气相渗曲线的差别.在数值模拟中,应当使用真实相渗曲线.对于含凝析油低的凝析气藏,多孔介质中定容衰竭凝析油饱和度远高于PVT筒中凝析油采收率,多孔介质中蒸发现象不明显.凝析油饱和度达到最大值后,随压力的降低不再变化,这表明低渗凝析气藏中尽管凝析油含量低,其污染仍然存在,不能忽视.