天然气生产组织运行方式的探索与启示——以川渝气区为例

加快天然气产业发展,提高天然气在一次能源消费结构中的占比是我国加快建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的必由之路。当前,我国的油气企业在迎来天然气产业大发展历史机遇的同时,也面临着市场竞争日益激烈的挑战,探索高效的生产组织运行方式已迫在眉睫。为此,以具有天然气上中下游完整产业链的中国石油西南油气田公司为例,总结了天然气生产组织运行方式的经验:(1)持续做好资源配置管理;(2)积极拓展天然气利用新空间;(3)推行产运储销一体化运行模式;(4)做到生产组织与经营效益紧密结合。进而结合川渝气区天然气市场的发展现状,提出了做好天然气生产组织运行的建议:(1)资源准备充足、管网布局先行是生产组织运行的基础条件;(2)产运储销一体化管理是生产组织运行的突出优势;(3)争取政府的产业支持政策是生产组织运行的有效保障;(4)合作共赢的理念是市场化环境下生产组织运行所应遵循的基本法则。     

气田开发后期管理创新探索——以文23气田为例

在气田开发后期,气井产能下降,生产异常情况增加。以文23气田为例,针对气田开发后期存在的稳产难度大、气井结盐等问题,通过管理创新,建立和完善了气井动态分析制度、“一井一策”制度、“四四三”管理制度、动态配产制度、千方气波动汇报制度和特殊时段管理制度,提高了气田开发后期生产与管理水平。     

新形势下中国天然气市场发展态势与应对策略——以川渝气区为例

当前,国际油气市场已经进入新一轮的低油价周期,方兴未艾的中国天然气市场也未能独善其身,及时研究市场发展态势、积极寻求应对策略便成为当务之急。为此,以在我国天然气市场中占有非常重要地位和具有代表性的川渝气区为研究对象,从天然气产业链市场可持续发展的视角,分析了新常态和低油价条件下中国天然气市场的发展态势,具体表现为:(1)天然气市场改革不断深化;(2)市场主体竞争加剧;(3)供大于求;(4)外销任务艰巨;(5)地方政府对供气企业"三留"(留GDP、留税、留利)诉求凸显;(6)低成本战略成为油气企业的必选项。进而提出了"十三五"期间的应对策略:(1)健全和完善天然气产业市场体系,加强供给侧改革,创新市场开发模式,推进政府相关产业政策的出台;(2)在国家大力推进节能减排、治理雾霾背景下,通过与地方政府和竞争性企业建立天然气终端市场战略联盟,发展工业园区、LNG车船燃料、天然气分布式能源等高效的利用产业集群,创新营销策略体系,强化资源消费本地化;(3)健全和完善蛛网式管网系统,建立市场战略储备体系;(4)越是在低油价背景下,越要深化内部改革,越要依靠技术创新和管理创新,可持续地降低成本,以此应对天然气市场变革。     

高含硫气田试气作业的安全措施与管理——以普光气田为例

高含硫气田试气作业安全管理中,如何预防井喷失控、着火爆炸、硫化氢泄漏中毒事故的发生非常关键。中原油田普光分公司在普光气田的试气过程中严格试气队伍的资质审查、开工前的检查验收,改进工艺工序与操作方法,优化硬件设备,应用新技术新设备,完善安全预案等,形成了一整套行之有效的安全管理方案。在安全技术措施上,改进了坐完井悬挂器（穿越四通）操作步骤,避免损坏金属密封,造成悬挂器损坏;将录井技术应用于试气作业,实现了科学预警;推广应用了QTI3000型焚烧处理装置,降低了对环境的不良影响;改进了射孔枪的连接方法,减轻了工人的劳动强度,缩短了起射孔枪时间,能在起钻发生井喷失控前及时控制关井。以上安全技术措施保证了普光气田试气作业安全、顺利的进行,为我国同类气田试气作业的安全管理,保障试气作业顺利进行提供了参考和借鉴。     

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间,长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益,近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验,取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破,增产效果显著,以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越;水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录,自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验,试气产量为邻近直井平均产量的3~5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主,开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破,其中气井分压分试工艺实现了２层快速试气快速评价,连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破,套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。     

天然气与能源革命——以川渝地区为例

为了充分认识和准确把握天然气在能源革命中的地位和作用,为科学制定天然气发展战略和推动能源革命提供决策参考,以在我国天然气工业中占有重要地位和具有代表性的川渝地区为研究对象,分析了天然气对中国能源革命的引领作用,指出了川渝地区天然气利用的主要方向。研究结果表明:①天然气发展空间巨大,将在我国第三次能源革命中扮演重要的角色;②我国天然气资源丰富,开发潜力巨大;③川渝地区天然气利用空间广阔,未来天然气除了作为城镇燃气之外,还有5个利用方向——以煤改气为主的工业燃料、交通运输、分布式能源、调峰发电、高端天然气化工原料等。结论认为:①天然气是化石能源中最清洁的能源、最优质的燃料,21世纪是天然气世纪,天然气将在我国第三次能源革命中发挥不可替代的作用;②川渝地区同时具备天然气和水电等可再生能源的双重优势,到2020年将再度成为我国最大的产气区,天然气年产量将超过550×10~8 m~3,到2030年,得益于页岩气的快速发展,该地区天然气年产量有望超过800×10~8 m~3;③川渝地区有可能成为我国第三次能源革命的引领者。     

致密砂岩气藏水平井整体开发实践与认识——以苏里格气田苏53区块为例

以苏里格气田苏53区块为例,首先,必须针对苏里格气田大面积含气背景下存在含气富集区的典型地质特征,开展气藏精细地质研究,结合地震检测成果,预测含气富集区。在此基础上,针对水平井整体开发选区条件,选择地质条件适宜的含气区域,开展有效储层分布规律研究,选用科学合理的水平井开发井网,做好井位优选与井位设计,通过压裂改造技术,整体开发动用致密砂岩气藏。形成致密砂岩气藏水平井整体开发技术路线与开发思路,不断继续升级并延伸应用到其他非常规油气藏的开发。     

含水致密气藏特征、开发风险与有效动用对策——以苏里格气田含水区为例

苏里格气田是我国致密气成功开发的典范,随着气田开发逐渐深入,气藏产水问题逐渐凸显,气田西部、东北部及西南部属含水致密气藏,此类气藏探明储量规模达万亿立方米,规模效益开发面临较大风险。分析表明,产出地层水主体为Ca Cl2型,以变质的古沉积水为主,可划分为自由水、毛细管水与束缚水3种类型。含水致密气藏的形成与分布受生烃强度、微构造、储层非均质性及断裂系统等因素影响,含水致密气藏主体位于低生烃强度区,局部正向微构造单元发育富气区。评价表明,含水致密气藏的开发存在地层水侵入、气井产量低、投资回收难度大、开采成本上升、安全环保及管理等多种风险。需加强以微构造为核心的甜点区预测、气水层测井解释识判、有效储层空间精细描述、直井/定向井+水平井混合式井网开发、优化排采措施与攻关低成本排采技术、产出水集中处理与安全环保预防、全过程水侵防控与风险管理等攻关研究,从而为含水致密气藏的效益动用提供有效技术支撑和对策保障。     

古残余气的测井识别——以A国B气田为例

国外的砂岩储层中经常发现古残余气,甚至在国外的某些气田里,古残余气可以占到总储量的20%(A国B气田),使得古残余气的识别对于后续的地质研究意义重大。对于古残余气的识别,以往的研究主要集中在单一的测井数据(密度或者中子数据)为主,但是单一的测井数据往往受外界因素影响较大,导致识别古残余气的准确性较差。文章以A国B气田为例,结合测井资料,录井资料和测试等资料,优选测井数据组合进行古残余气的识别。实际的应用表明,本研究的方法能在砂岩储层中准确的识别古残余气,能够取得良好的应用效果。     

季节调峰型地下储气库注采规模设计——以川渝气区相国寺地下储气库项目设计为例

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。     

三个创新助推川渝地区天然气开发业务快速发展

中国石油西南油气田公司重组改制成立10年来,天然气开发呈现跨越式发展,产量增长近一倍,2004年产量过100×10⁸ m³,2006年油气当量突破一千万吨,四川油气田成为国内首个以天然气生产为主的千万吨级大油气田。所取得的发展成果与始终坚持“三个创新”是分不开的。①思想创新,不断拓展开发新领域：创新开发思路,上三叠统须家河组低渗透气藏实现规模效益开发;创新开发建设模式,高含硫气田安全清洁开发有序推进;立体开发与滚动勘探开发相结合,老气田开发新领域见到实效。②科技创新,集成发展了五大技术系列：提高气田采收率配套技术、低渗透气藏规模效益开发配套技术、高含硫气田安全清洁开发配套技术、钻井提速工程配套技术、地面建设工程配套技术。③管理创新,优化资源配置：勘探开发一体化,加快了开发建设步伐;精细管理挖潜,老气田实现持续稳产;统筹规划,加快建设,生产系统保障能力大幅提升;深化作业机制改革,提高气田开发效益;产运销一体化管理保障供气,切实履行了政治、经济、社会“三大责任”。     

川渝气区中心井站管理模式

中国石油西南油气田公司是我国首个以天然气生产为主的千万吨级大油气田公司,管理着川渝地区油气田1400多个井站,井站具有点多、面广、战线长等特点。近年来,随着该公司天然气产量日益增长,井站不断增多,操作员工数量相对不足,出现了人力资源跟不上产量递增这一现实困难,成为制约该公司快速发展的主要因素之一。选择新的劳动组织管理模式来缓解矛盾、解决问题、突破瓶颈迫在眉睫。为此,以科学发展观为指导,在对该公司所属部分气田充分调研的基础上,结合井下节流、井控系统等新工艺、新技术在气田广泛运用的实际,运用比较研究的方法,创新了中心井站管理模式。分析了该管理模式实施需具备的“软、硬”件要求,阐述了试点单位在实施此模式后取得的成效和暴露的问题,思考了下步全面推进中心井站管理模式需完善的内容和措施。通过数据比对和实例佐证,结论认为：该管理模式的顺利实施将更加体现以人为本,实现节能降耗,达到挖潜增效,有效缓解生产规模快速发展与人力资源相对紧缺的矛盾。     

川渝含硫气田腐蚀控制方法

川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。     

油气田专业人才培养机制研究

低碳清洁油气能源产业新形势、新任务对油气田专业人才队伍的结构和能力素质提出了更高的要求,探索创新专业人才培养机制十分迫切。为此,以中国石油西南油气田公司为例,基于油气田业务价值链的特殊性和人才培养过程,根据油气田发展环境和人才战略目标,构建了人才培养机制模型,并提出相应的构建措施：①根据低碳清洁油气能源产业创新需求,以及油气田技术和管理创新发展要求,加快培养创新型人才队伍,建立油气田专业人才培养机制体系,构筑专业人才适应性机制;②分析油气田专业人才培养总体需求,确立专业人才结构,建立适应油气田发展战略的专业人才培养需求机制;③确立专业人才培养的指导方针、总体思路、发展目标,抓好总体部署,构建满足人才供求关系的专业人才培养规划机制;④通过加强人才发现、选拔、任用、评价手段,加大人才薪酬与激励力度,创新人才培养方式与开发途径,建立保障人才资源价值开发的专业人才培养实现机制。     

预测模型在天然气产量中长期发展规划中的应用——以四川盆地常规天然气为例

采用数学预测模型对气区产量变化趋势进行预测,从数学模型的角度论证天然气业务发展规划主要指标的科学性,对指导天然气业务中长期发展规划方案的编制具有现实意义。通过对气田常用产量预测模型的特点及适用性进行总结和评价,从中选出不受模型分类因子正整数取值限制的广义Ⅰ型预测模型和广义Ⅱ型预测模型,以及目前常用的广义翁氏模型等3种预测模型对四川盆地常规天然气(中国石油西南油气田公司)产量进行全生命周期预测。结果表明:(1)3种预测模型对四川盆地常规天然气产量发展趋势都有着较乐观的预测结果,由于各自数学原理不同,预测结果中峰值时间、峰值产气量、峰值产气量发生时的累积产气量等存在着差异;(2)广义Ⅰ型预测模型和广义翁氏模型在2021—2030年预测年产气量均在(200~210)×10~8 m~3左右,更符合四川盆地常规天然气的发展形势,其预测结果更为可靠;(3)广义Ⅰ型预测模型预测峰值时间出现在2065年,峰值产量285×10~8 m~3,相对稳产期17年,而广义翁氏模型预测产量峰值时间则在2050年,峰值产量270×10~8 m~3,相对稳产期11年。     

页岩气井水泥环完整性研究

四川盆地内的几个国家级页岩气示范区气井环空带压、套管变形等问题较为突出。为此,通过分析页岩气钻完井过程井筒内压力变化的条件,建立了计算井筒压力变化全过程的应力—应变状态下的套管—水泥环—围岩体系弹塑性力学模型,应用该模型分析了变内压下第一界面、第二界面微环隙的产生和发展,进而结合实际现场数据进行计算。结果表明:(1)加载过程不会产生微环隙,但加载内压的大小决定了水泥环塑性变形的程度;(2)卸载时内压的降低将导致界面受拉,从而产生微环隙,破坏水泥环的完整性;(3)可以通过优选水泥浆配方,提高水泥环力学性能,结合施工工艺措施优化来保障页岩气井水泥环完整性。13口井的现场试验应用结果表明,水平段固井质量平均优质率达92.67%,其中已投产的11口井均未出现环空带压,有效地改善了页岩气示范区的气井环空带压问题。该项研究成果可为同类区块固井水泥环完整性管理提供帮助。     

川渝地区高含硫气田开发的HSE保障体系建设探讨

高含硫气田的大规模开发在国内尚处于起步阶段,为了有效降低开发过程中的安全风险,建立相应的HSE保障体系很有必要。针对川渝地区高含硫化氢气田特点,结合中国石油西南油气田公司LG气田HSE示范工程建设成果、中国石油与美国雪佛龙石油公司在川东北高含硫化氢气田合作开发经验以及中国石化普光气田开发实践,系统分析了高含硫化氢气田开发HSE标准体系建设需求,提出了从定量风险评价、安全防护距离确定、应急处置程序、环保管理、职业健康管理等方面完善HSE标准体系的建议;另外,根据定量风险评价、三维扩散事故后果模拟技术制订安全规划,设置安全距离与应急计划区,从应急机构与装备、应急预案与企地联合应急演练等方面,提出了应急保障体系建设要求。该研究成果对高含硫气田安全、清洁、高效开发具有借鉴意义。