长庆油田致密气藏气井动态储量计算方法研究

长庆气区气井普遍面临储层低渗致密、压力测试数据缺乏、生产制度不稳定、井数多等难题,传统评价方法难以及时准确评价气井动态储量。针对长庆气区渗流及生产特征,提出了一种便于现场应用的产量不稳定分析方法,结果表明,引入叠加时间函数的致密气井动态储量评价方法,计算结果较为准确,可有效处理变产量,且不依赖于传统图版拟合,同时计算相对简单,方便现场应用,为快速、准确评价长庆气区致密气井动态储量提供了技术支持。     

中国石油非常规关键技术获重大突破

2012年12月24日从中国石油勘探与生产分公司获悉,针对致密油气和页岩气等非常规领域开展的油气藏储层改造技术重大现场攻关试验取得重大突破。"十二五"开局以来,在顶层设计指导下,各攻关单位在"十一五"低渗透油气藏储层改造技术成果的基础上,基本掌握复合桥塞多段压裂技术、套管滑套多层压裂技术、连续油管喷砂射孔多层压裂技术、封隔器滑套多层多段压裂技术、体积压裂设计和实时监     

全球致密气勘探开发现状及关键技术

<正>经历了从陆上到海上,从浅海到深海,甚至目前世界各石油公司对极地石油和天然气勘探开发的日益重视和激烈竞争,目前常规油气资源和开采技术已经无法满足和适应市场和生产需求。例如,早年就已发现的低渗透砂岩气藏,由于极低的自然产能无法形成商业开采,但紧缺的常规资源和日益增长的市     

新型催化剂开发获重大突破

截至10月13日,中国石油化工研究院加氢裂化催化剂开发与工业应用项目吨级工业放大催化剂长周期试验已经平稳运行1800小时,催化剂活性稳定性良好,产品分布合理,满足了生产需求。这标志着集团公司炼油催化剂重大科技专项进入关键试验阶段,对推进中国石油加氢裂化技术自主化进程具有十分重要的意义。     

致密气藏开发的多学科风险评价

介绍了德国某低渗透致密气藏应用风险分析制定总体开发策略及评价钻井和完井方案的方法，讨论了井类型，完井方式的选择和风险模型的建立。     

川西低渗致密气藏难动用储量压裂关键技术研究

川西低渗致密砂岩气藏有相当一部分储量储层改造效果差,气井产能和压力递减快,储量难以得到有效动用.通过对难动用储量压裂难点分析,明确了储量难动用的主要原因是严重水锁、高启动压力梯度、强应力敏感性、复杂渗流形态,压裂过程易伤害,提出了相应的压裂对策,并形成了以低伤害为核心,高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合采技术的川西难动用储量压裂工艺技术,在现场应用中取得了良好效果.     

川西须五非常规致密气藏钻井关键技术

川西须五非常规致密气资源丰富,是中国石化“十二五”重点勘探开发对象,具有埋藏深、非均质性强、岩石致密等特性。钻速慢、复杂多是该区钻井面临的主要技术难题。文章总结了近年来西南油气分公司在须五非常规致密气方面取得的技术成果。通过井身结构优化、破岩工具优选、钻井液轨迹控制技术和井眼净化技术
研究,配套形成了须五钻井关键技术,经X502等多口井验证,提速提效显著,与前期完钻井相比,机械钻速提高63.25%,钻井周期缩短26.09%,复杂时效降低28.8%。     

鄂尔多斯盆地东北缘“双低”致密气藏差异成藏规律及勘探开发关键技术

不同于鄂尔多斯盆地内高生烃强度背景下发现的苏里格等大型致密气田,位于盆地东北缘的研究区由于双低特征(生烃强度低、地层压力低),且受东部离石走滑断裂带影响,致密气成藏规律复杂,局部产水量大,勘探开发规模性突破难度大。通过攻关低生烃强度区致密气成藏规律,配套形成了复杂岩性薄气层预测技术和低压致密气藏产能预测技术,获得了千亿方储量发现和十亿方年产量突破。研究认为：煤系烃源岩在(5～15)×10⁸m³/km²中低生烃强度时天然气可以实现有效充注,随生烃增压降低,天然气由弥漫式充注转变为选择性充注,气层由准连续分布过渡为不连续分布,且干层和水层的厚度占比逐渐增大;由于物性对天然气成藏有控制作用,气层主要发育在滨浅海砂坝坝主体、三角洲平原分流河道主河道和前缘水下分流河道主河道三类优势微相砂体中,单层厚度大、物性好的砂体更易形成致密气甜点;研究区南部立体成藏,北部源内成藏。研发了基于地质导向的复杂岩性薄气层预测技术,气层预测符合率达到80%,建立了产水风险识别图版和产能预测模型及预测技术,产能预测符合率达到90%,发现了日产百万方井组...     

油气开发清洁技术获重大突破

四川大学承担的国家863计划课题——钻井废水-柴油机烟气同步处理技术,目前正在西南油气田五龙1井示范应用,节能减排和环保效果显著。作为中石油西南油气田的清洁钻井技术规程样板工程,该技术实现了废水无累积、无外排,     

致密气藏试井

随着技术的进步、能源价格的提高以及常规气藏储量的下降,油气公司开始开发致密(低渗透)气藏中大储量圈闭的可行性.对这些低渗透气层进行常规试井所获得的重要油藏参数通常都会有偏差,例如原始油藏压力、渗透率、有效裂缝长度、裂缝导流能力和产能.本文的目的是评价应用于不同类型致密气层的特殊测试方法,讨论传统的测试方法很少成功的原因,并找到适合于致密气藏的测试和分析方法.我们将考虑短时测试,主要是为了获得原始气藏压力,其次是确定渗透率和表皮系数.将考虑流入动态测试、裂缝校正测试和地层流动测试,并通过实验和现场实例对这些测试的应用性进行了展示.     

长庆上古生界气藏开发获重大突破

2004年11月30日，随着中国石油长庆油田分公司采气二厂天然气日产量跃上450万立方米台阶，长庆榆林气田今年油气当量100万吨的目标已成现实。这是长庆油田自2000年以来，坚持以“超前、创新、实用、高效”的开发理念和“研究一批、实施一批”的科学程序，在上古生界气藏开发中取得的重大突破。     

低渗致密气藏凝析气藏开发难点与对策

我国低渗、致密气藏和凝析气藏的储量占相当大的比例, 而其中相当部分处于低产状态开发好这类气藏对石油工业持续稳定发展具有十分重要的意义。围 绕深层低渗致密气藏、凝析气藏开发问题.首先分析了低渗致密气藏的地质特征和开发特征.提出了低渗致密气藏开发的十项配套工艺技术.最后重点建议了五项技术措施即深度压裂改造技术.凝析气井井筒和近井地带积液的处理技术开发后期低于最大凝析压力条件下的注气技术。低渗致密凝析气藏多孔介质油气体系相态分析技术和某些适合于低渗致密气藏和凝析气藏的气藏工程分析技术。     

推动企业技术创新开拓致密气藏勘探开发新领域

针对川西致密砂岩气藏勘探开发所面临的技术经济难点，以技术创新的思路，阐述了油气藏精细描述技术和水力加砂压裂技术的应用思路和方法。实践表明，技术创新过程中所形成的一系列关键技术，不但使西南石油局在致密碎屑岩气藏领域的勘探开发达到了国际水平，获得显著的经济效益，而且使川西地区的能源结构发生了深刻的变化，促进了该地区经济的发展和为西部大开发提供了坚实保障。     

川西低渗致密气藏水平井开发实践与认识

川西坳陷属典型的低渗致密气藏,为探索水平井的适应性,开展了4口水平井先导试验,试验探索了不同钻井方式、不同完井方式、不同增产方式在不同区块对产能的影响.试验结果表明,由于水平渗透率比垂向渗透率高2-3个数量级,导致了水平井自然产能与直井差异不大,均达不到工业产能.也正因为这一内在因素,导致了不同钻井方式、不同完井方式对致密储层水平井自然产能影响不大.针对上述实际情况,探索了酸压与加砂压裂改造先导性试验,酸压改造增产幅度不大,而加砂压裂效果却异常显著,增产倍比14倍以上.结合水平并加砂压裂现场实践,对于低渗致密气藏水平井,靠长的水平井段代替垂直井加砂压裂人工裂缝是不太现实的,即仍然需要加砂压裂才能获得理想效果,为类似致密储层水平井开发提供了有益参考.     

川西低渗致密气藏水平井开发动态差异性分析

川西低渗致密气藏类型复杂,不同类型气藏水平井开发动态差异性大,水平井的合理开发对策针对性较差。在气藏分类研究的基础上,采用动态分析及数值模拟技术,定量分析了不同类型气藏水平井在不同开发阶段的储量动用及采出情况,揭示了导致不同类型气藏水平井存在动态差异性的原因。结果表明,储层厚度主要影响水平井初期的线性流阶段,储层越厚,则阶段动态储量越高、产量越高、稳产期越长、递减越慢、阶段采出程度越高;储层展布主要影响中后期径向流阶段,储层越连续、泄气半径越大,则生产期越长、阶段采出程度越高。     

低渗致密气藏开发动态物理模拟实验相似准则

低渗致密气藏地质条件复杂,普遍含有孔隙水,渗流规律不清,开发动态早期难以预测。根据低渗致密气藏地质与开发特征,筛选出影响气藏开发动态的主要影响因素,并依据π定理确定了气藏开发物理模拟实验相似准数,阐述了其物理意义;以鄂尔多斯盆地低渗气藏X井为例,根据相似性准则,开展了气藏开发物理模拟实验研究,并与X井生产动态进行对比。结果表明:应用所建相似准则进行气藏开发物理模拟可以较好地预测气藏开发动态,得出的相似准则合理;关键相似准数为动力相似、运动相似和含水饱和度相似。研究成果对于低渗致密气藏有效开发具有重要的理论指导意义。     

苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术

针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入...     

应力场数值模拟技术在致密气藏开发中的应用

在地质建模的基础上,利用有限元数值模拟技术对苏里格气田靖A井区盒8段致密砂岩储层现今应力场的分布进行了定量模拟.模拟结果显示,研究区盒8段现今最大水平主应力分布在42～46 MPa,方向以N70°E～N85°E为主,在工区西北角向N50°E～N65°E偏转.现今最小水平主应力分布在26～29 MPa.高压气井主要分布在...