我国首套页岩气增压采气机组投运

<正>截至9月28日,我国首套页岩气增压采气机组在西南油气田长宁区块宁201-H1井成功投运,各项运行指标均达到设计要求,连续平稳运行400多个小时,单井日产增加3万m3。这是我国页岩气开发首次应用增压采气工艺技术,创新采用"技术+"RTI项目投资管理模式,并首次使用国产天然气压缩机组。单井日产由实施工艺前的3.6万m3提升到目前的6.8万m3,为探索页岩气中后期开发模式、摸清页岩气单井储量和开发潜力,提供了试验评价的有效手段和平台。     

我国首套页岩气增压采气机组投运

<正>截至2015年9月28日,我国首套页岩气增压采气机组在西南油气田长宁区块宁201-H1井成功投运,各项运行指标均达到设计要求,连续平稳运行400多个小时,单井日产增加3万m3。这是我国页岩气开发首次应用增压采气工艺技术,创新采用"技术+"RTI项目投资管理模式,并首次使用     

川庆钻探工程公司刷新中石油页岩气开发区块测试产量纪录

正2020年7月28日,中国石油集团川庆钻探工程有限公司(以下简称川庆钻探工程公司)威204H34A平台4口井累计测试日产页岩气量达214.4×10~4m~3。该测试产量一举刷新中石油页岩气开发区块"四个第一",即单井测试页岩气产量第一、平台平均单井测试页岩气产量第一、第一个平均单井测试页岩气日产量超过50×10~4 m~3的平台、第一个半支4口井测试页岩气日产量超过200×10~4 m~3的平台。其中,威204H34-4井获测试页岩气日产量78.08×10~4 m~3,刷新了中石油页岩气开发区块测试产量纪录。     

中国石油西南油气田公司长宁页岩气区块日产气量创历史新高

正2020年5月31日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁页岩气区块日产气量达到1 502×10~4 m~3,突破1 500×10~4 m~3/d大关,创历史新高。2019年5月,该区块日产气量达到1 006×10~4 m~3,迈入日产气量千万立方米时代。2020年5月,该区块日产气量再创新高。     

中国石油川庆钻探工程有限公司页岩气增产10×10~8 m~3

<正>截至2019年12月1日,中国石油川庆钻探工程有限公司(以下简称川庆钻探)威远页岩气年产气18.5×10~8 m~3,比2018年全年多产气10×10~8 m~3;平均单井初期日产气量25×10~4 m~3以上。在中国石油天然气集团有限公司页岩气风险作业创新实践下,川庆钻探经过5年探索和攻坚,找到了"勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化"紧密融合的中国页岩气井高产解决方案。三轮井的水平段长、储层钻遇率、测试产气量、首年日产气量和最     

苏码头构造地面场站及工艺流程优化研究及效益分析

苏码头构造侏罗系蓬莱镇组中部的蓬Ⅲ气藏投产气井22口,投产初期单井平均日产气0.8806×10~4m~3/d,目前单井平均日产气0.5911×10~4m~3/d,累计采气5448.38×10~4m~3。本文通过场站优化设计探索低产低压气井场站的合理占地面积、井口与设备、值班房之间的合理安全距离、工艺流程等,通过现场实施,效益分析,降低了投资成本,并取得了较好的效果。     

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。     

西南油气田四川长宁区块页岩气产量超6000×10~4m~3

<正>据悉,截至2014年9月1日,国家级页岩气示范区——西南油气田四川长宁区块已累计生产页岩气6592.4×104m3。其中,长宁H2-4井单井日产量突破20×104m3,H 2-2单井日产量突破15×104m3,示范区日产气量达70×104m3,显示了这一区块良好的开发前景。自2014年4月18日长宁页岩气外输干线投入运行以来,西南油气田渝西采气作业区加快推进长宁区块页岩气生产     

中国石化东胜气田优化试气流程日增气75×10~4 m~3

<正>由中国石化华北油气分公司采气二厂(以下简称采气二厂)负责开发的东胜气田首开创举,在试气流程分离器后接入井口橇,使得放空气进站生产。截至2019年3月13日,已经稳定运行280天,现东胜气田有26口试气井进站回收,日增产天然气量达75×10~4 m~3。为增加气产量,做到"颗粒归仓",采气二厂根据单井钻采流程,想办法、定方案、广泛论证,打破常规单井交接定式,首开创举     

浙江油田页岩气产量超10×10~8m~3

<正>截至2018年12月31日,浙江油田昭通页岩气示范区全年共生产页岩气10. 39×10~8m~3,累计投产页岩气井102口,日产气量突破460×10~4m~3。页岩气是浙江油田目前的主营业务。2018年年初以来,浙江油田有序推进昭通页岩气示范区上产工作,实施应用地质工程一体化,不断提高单井产量和施工效率,页岩气规模效益开发初见成效。2018年,浙江油田狠抓钻井施工,加快产能建设。通过建立提速模板,开展对标管理,不断摸索创新,形成钻头、钻井参数、钻     

长宁—威远国家级页岩气示范区日产气量突破400万立方米

<正>2015年9月1日,四川盆地中国石油长宁—威远国家级页岩气示范区日产页岩气量达到413×10~4 m~3。继今年8月10日示范区日产量突破300×10~4 m~3大关后,再次迈上新台阶。中国石油西南油气田公司瞄准今年实现页岩气产量13×10~8 m~3和规模效益开发的目标,严格按照开发方案部署,强力推进页岩气示范区建设,不断创新体制机制,探索形成"平台化井位部署、工厂化钻井压裂、橇装化地面建设、数字化生产管理"的高效勘探     

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

中国南方海相页岩气资源丰富,但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此,以该区下志留统龙马溪海相页岩为例,基于其开发潜力,分析了现有页岩气资源的开发特征,认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×10~(12) m~3,可采资源量为2.9×10~(12) m~3,其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体,具备建成约300×10~8 m~3的产量规模。在此基础上,研究了国内外页岩气井的开发特征,建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法:(1)单井初产值可表征页岩气井产能,测试产量可近似为初产,由于页岩气井递减率相似,由单井初产值可大致推测单井EUR(最终可采储量)值,再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模;(2)目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×10~4 m~3/d,单井EUR预测值约为1.5×10~8m~3。结论认为:中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长,钻井工作量与气田产量密切相关,因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×10~8 m~3。     

相国寺储气库第六注气期注气16.8亿立方米圆满收官

正2018年10月15日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)相国寺储气库停止第六注气期注气。本期共计注入天然气16.8×10~8 m~3,库存气量40.63×10~8 m~3,同比多注气1.42×10~8 m~3,较过去最高的第二注气期还多注气0.15×10~8 m~3,又一次刷新了单个注气期注气量的最高记录。相国寺储气库自2013年投运以来,目前已完成"六注四采",历年累计注气量达78.09×10~8 m~3,采气40.44×10~8 m~3。自2018年4月注气以来,西南油气田实施"一井一策"精准管理,确保生产制度最优;做好增压机组等关键设备巡检维护保养,确保运行状态最优;     

中石油在川页岩气年产量超25×10~8 m~3

正2016年,长宁—威远国家级页岩气示范区生产页岩气超23×10~8 m~3,日产气量达700×10~4 m~3。至此,中石油在川页岩气年产量超25×10~8 m~3,为保障冬供开足马力。根据《四川省页岩气产业发展2016年度实施计划》,四川省在2016年要建成页岩气年产能35×10~8 m~3,页岩气产量达25×10~8 m~3。长宁—威远国家级页岩气示范区2016年产气量已超23×10~8 m~3,加上中国石油浙江油田公司在昭通区域的页岩气产量,中石油在川页岩     

致密气藏同步回转增压排水采气工艺

为解决高含水致密气藏的排水问题,将同步回转多相混输泵运用于气藏排水采气开发中。利用同步回转多相混输泵对气井进行抽吸,降低井口压力至常压甚至负压,以达到排水采气的效果。选择大牛地致密气藏某高产液区块的6口气井进行了同步回转排水采气现场试验,试验总体成功率为66.7%。其中,水淹井成功率为33.3%;积液减产井效果较好,成功率达到100%。试验累计排出积液28.2 m~3,同时回收放空天然气7.08×10~4m~3,试验后6口气井日产气量增加1.17×10~4m~3/d。结果表明,同步回转排水采气能有效排出致密气藏气井内积液,改善气井生产状况,在避免环境污染的同时具有良好的经济效益,为致密气藏排水采气工作提供了新思路。     

中国石油西南油气田公司储层改造技术强力支撑龙王庙组气藏开发

正近日,从中国石油西南油气田公司工程技术研究院对安岳气田磨溪龙王庙组气藏储层改造技术总结会上获悉,龙王庙组气藏在不到3年时间内完成的30口产能建设井全部试油获得高产,其中,28口单井测试日产气量超过100×10~4 m~3,6口单井测试日产气量超过200×10~4 m~3。30口井累计测试日产气4 506×104 m3,井均测试日产气150×10~4 m~3,试油成功率100%、高产井率100%,口口井“争气”。     

长宁区块页岩气日产量跃居全国页岩气田之首

正2020年10月10日,长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块日产气量达到2 026×10~4 m~3,跃居中国页岩气田日产气量之首。至此,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁公司成为中国石油首个页岩气日产量突破2 000×10~4 m~3的生产单位。     

中国煤系气综合调查获重大突破

<正>2017年7月14日,中国地质调查局组织专家对在贵州六盘水地区实施的杨煤参1井成果进行鉴定。杨煤参1井连续50天稳产煤层气3 600 m~3以上,最高日产气量达4 656 m~3,创下西南地区煤层气直井单井日产量新高和稳产日产气量新高,实现了我国煤系气(煤层气、页岩气、致密砂岩气)综合调查的重大突破。截至目前,该井已累计产气26.92×10~4 m~3,后期排采产量有望再上新台阶。据初步估算,杨煤参1井所在的杨梅树向斜煤系气地质资源丰度为4.79×10~8 m~3/km~2,煤系气资源量达366×10~8 m~3,比单纯的煤层气提高了6倍。     

解除重晶石深度污染技术

塔里木盆地库车山前克深气田地层压力系数高,钻揭目的层时钻井液采用了大量的重晶石加重,因储层裂缝发育,重晶石固相侵入裂缝系统,堵塞渗流通道,结果导致气井产量偏低或没有产出。针对重晶石堵塞,运用螯合理论,通过室内实验和现场返排液离子分析表明,重晶石解堵剂能够溶解裂缝内的重晶石固相。该技术首次在X井试验,作业后气井日产气量由0.9×10~4m~3增加到5.2×10~4m~3,增产5.7倍,恢复了深度伤害气井的产能。该技术已推广应用在Y气田,增产效果显著,日产气量由26.2×10~4m~3提高到75.2×10~4m~3,增产近3倍。     

涪陵页岩气田日产气量突破1000万立方米

<正>在全国率先实现页岩气规模化商业开发和利用的重庆市,页岩气的商业利用范围已扩大到市外。据悉,中国石化的涪陵页岩气田(地理位置在重庆市)日产气量已突破1 000×10~4 m~3,其中约580×10~4 m~3页岩气每天经川气东送管道输往华中、华东地区。近年来,国土资源部与重庆市国土资源系统开展了页岩气资源调查评价并取得了可喜的成果,为页岩气的商业开发奠定了基础,也提振了各类投资主体的参与热情。同时,重庆市加强页岩气关键核心技术和设备的研发,打开了页岩气大规模、商业化开发