试油气技术应用现状及存在问题

随着青海油田勘探开发步伐的加大，为了增加储量及储量复算的需要，试油试气井逐年增加．本文就试油、试气过程中涉及的试气技术：高温高压井试油技术：三低层试油技术：大套管井测试工艺：封堵工艺等五个方面的技术应用现状及存在的问题作一介绍，并提出了下一步研究的方向.     

深井试油试气测试工艺技术研究与应用

石油是重要的能源和资源,在经济社会的发展中石油具有重要的地位,尤其是当石油开采技术方面能力的提高,对于工业化的发展起到了重要的促进作用。当下是一个大发展、大变革的时代,科学技术与经济发展水平的提升,也促进了油田和石油开发程度的提升,为其他行业的发展也带来了新的机遇。与此同时,我国在油田开发方面的技术也存在着一定的问题和不完善的地方,尤其是后期中油田和石油的加工技术方面存在着一定的不足,因此,当下进行大规模完善的深井试油试气的测试工艺技术是十分重要的工作,因为测试技术的进步与发展可以使得在石油开采的过程中对于深井下的采油相关工作进行及时的判断与分析,从而将采油的效率与质量进行相应的提升。     

深井试油试气测试工艺技术研究与应用

针对深井井深、温度高、压力高等特点,研究出了满足高温高压深井试油测试新工艺新技术。2003年3月至2009年12月,在深井、高温井、高压井及压力异常井试油、测试112口132层次,成功率100%。     

具有溶解气影响的油井不稳定IPR理论曲线的几种计算方法及对比

以不稳定渗爱理论为基础，结合Ｓｔａｎｄｉｎｇ、Ｈａｒｒｉｓｏｎ、Ｋｌｉａｓ等方法给出了无质、双孔、复合油藏等多种模型的不稳定ＩＰＲ曲线及定流压条件下的油井产量计算方法。通过３口井实际资料对比分析，认为不稳定渗透理论与Ｋｌｉａｓ方法结合计算的理论产量与实际产量吻合程度较高，适用范围广，而Ｓｔａｎｄｉｎｇ、Ｈａｒｒｉｓｏｎ方法在表皮系数较大或流压值较高的井中应用效果好。     

地层测试管柱力学分析

地层测试是油气田勘探和开发的重要过程。在地层测试过程中,测试管柱在多种载荷作用下,形成复杂的应力和应变,有时会引起管柱的屈服破坏、断脱破坏或发生永久性的螺旋屈曲,造成较大的经济损失。根据地层测试作业过程,考虑井眼轨道、测试管柱的组成、井内流体的性能、管柱内外压强、管柱与井壁的摩擦系数、地温梯度、空气温度、油管温度、测试阀的类型、封隔器的类型、封隔器的活塞效应、管柱螺旋失稳效应等参数,建立了测试管柱在整个作业阶段的力学分析数学模型,并用差分法求解,给出沿整个管柱的拉力、扭矩、应力、安全系数、稳定性、伸长等参数。用Visual Basic 2008编制了计算软件,并进行了现场应用。     

油气测试管柱力学分析与优化设计软件及应用

在油气井测试过程中,特别是高温高压气井、超深井、水平井的测试,测试管柱在轴向力、管内外压力、弯矩、扭矩及温度等因素的作用下,会形成复杂的应力和应变,有时会造成管柱断脱和屈服破坏。为此,开发了油气测试管柱力学分析与优化设计软件。该软件考虑井眼轨道、测试管柱结构、测试阀类型、井内外流体性能、管柱内外压力、管柱与井壁间的摩擦因数、管柱温度及地层温度,可计算出油气测试过程不同作业阶段管柱的受力状态,包含管柱的轴向拉力、扭矩、应力、安全系数、稳定性状态及伸长等参数,可以对多级管柱组合的各级长度进行优化。现场应用结果显示,软件的计算精度满足工程作业需要。     

试产原油脱水方案研究

油井试产过程中收集起来的原油很难破乳脱水。使用从５２种破乳剂中筛选出的几种破乳剂，在加量高达２００ｐｐｍ（单一剂）或３００ｐｐｍ（复配剂）时原油脱水率最高只有３８．９％和２５．８％。掺入原油体积２／３的１％盐水并加入１５０ｐｐｍ破乳剂可达到９８．８５％的脱水率，但经济上不合算。本文推荐二级电化学脱水法，破乳剂加量５０－７０ｐｐｍ，原油含水率可降至０．３％。筛选出了６种破乳剂。介绍了电化学脱水工艺。     

试论工程综合造价管理软件及定额编制

论述了在开发研制工程综合造价管理软件时，要做到数据库之间协调一致、各项定额分别建库。处理好补充定额、管理好取费算法库，了解各类用户的需求，选择相适应的软件支撑平台，编制定额要注意标准的选择，定额的内涵与外延，数据的精确度，以及统一计量单位。     

冀东油田气测显示特征分析

冀东油田断块破碎,圈闭类型多,油、气、水分布状态复杂,以致在气测录井中,常常遇到气测显示（全烃）级别不能正确反映油气层含油气级别的问题。为此,根据实际试油结果,选择了一批低、中、高级别油气层,对比分析其气测录井、地质录井和试油资料,总结出可以用来判识测试层含油气级别的６种气测显示特征：①烃类组分有差异;②钻井液槽面显示不同;③气测后效反映的明显程度有别;④全烃峰的高度、宽度和形状各异;⑤气测显示三角图解的图形有差别;⑥地层含气量高低不等。图２表１（梁大新摘）     

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油气田开采过程中的出砂问题十分普遍,在我国的胜利、辽河、青海等油气田都遇到过严重的出砂问题,这种问题大大地缩短油气井的使用寿命,因此,运用科学的出砂监测技术,从而为防砂提供决策依据是油田生产的当务之急。目前出砂监测技术主要有声测量法和ER监测法,这两种方法在实际应用中均存在不足之处,针对上述情况采用加速度传感器感受出砂信号,运用功率谱、概率密度函数的方差等数理统计方法,综合地识别出砂信号,突破了以往监测中将出砂信号视为静态信号的局限,采取动态信号处理方法,研制了实验装置,进行了空气、气砂、气液、气液砂等实验,取得了较好的实验效果。大量的实验表明,该系统可以很好地对出砂情况进行监测,并预测出砂趋势。     

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文章在总结了四川盆地采气工程科技攻关和实际应用效果的基础上，对目前国内外采气工程技术发展现状从完井工艺技术、压裂酸化技术、排水采气工艺技术、修井工艺技术等四方面进行了调研，重点分析了四川盆地天然气上产对采气工程技术的需求及存在的主要技术难点，这表现在石炭系气藏稳产难度大、飞仙关组气藏开采难度大，还有异常高压气藏、多产层气藏、致密砂岩低渗透气藏的开采风险和增产难度等，提出了采气工程技术下步发展方向和重点攻关技术以及要达到的预期目标。     

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随着我国油气资源勘探开发难度的不断加大，复杂地层、深井等特殊环境对油气钻探装备及工具提出了更高的要求。特别是如何进一步提高井下钻具的强度、耐磨性等是当前石油天然气工业所面临的一些关键技术问题。为此，文章介绍了表面改性工程中新兴的冷喷涂技术的原理及研究进展，冷喷涂技术可获得低氧化物含量、低内应力、高硬度、大厚度涂层，且其操作性强，成本低。并结合当前油气资源勘探开发的特点，讨论了冷喷涂技术在油气钻探装备和工具中的应用前景。     

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输气站场风险评价技术是一门新型的站场管理技术。随着川渝地区经济的发展，天然气输气管网日趋复杂化，气体流量、流向都有了不同程度的变化，输气站场的工艺流程及设备也随之变化，但许多站场的整改方案却缺乏前瞻性综合分析和理论依据，导致部分输气站场频繁整改，造成了很大浪费。为此，通过对四川输气站场风险评价方法的研究，将风险管理理论引入输气站场的生产管理中。根据管道风险管理理论的思想，依据有关天然气站场设计、施工验收及消防安全环保等方面的国家标准和行业标准，结合输气站场自身设备种类多、工艺复杂、相对独立等特点从而提出了一种主观性的评分系统，建立了一套输气站场风险评价理论体系。据此为管理者提出现场改、扩建合理化建议，指导其投资方向，将站场整改从被动的事后维护转向主动的事前预防，以改善输气站场性能并减少事故的发生率。     

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文章在总结了四川盆地采气工程科技攻关和实际应用效果的基础上，对目前国内外采气工程技术发展现状从完井工艺技术、压裂酸化技术、排水采气工艺技术、修井工艺技术等四方面进行了调研，确定了四川盆地天然气上产的攻关总体目标和重点攻关目标。文章还提出了加强科技攻关，努力提高采气工程技术水平；紧密结合生产，促进科技成果的转化；加强项目管理，提高综合效益；认真抓好采气工程方案和规划编制，充分发挥采气工程整体规模效益；注重条件建设，努力改善科研环境；加强科技人才培养，造就一批高素质的采气工程技术队伍等方面的保障措施。     

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概要介绍了人工智能（AI）技术的应用和发展：AI与传统问题求解、AI与人类知识之区别以及AI技术应用分类，并在此基础上，提出了AI技术解决油气勘探开发工程中非均质、多样性、变异性、不精确性、不确定性的复杂系统难题的应用实现方法以及应用领域分类，介绍了AI应用技术的新方法并指出了发展方向。     

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为方便中国石油天然气股份公司给各油气田分公司规划配产决策，文章研究产量构成优化油气田规划配产问题。根据生产经营实际数据资料的整理分析，拟合出成本与累计效益之间的函数关系表达式；以股份公司总体经济效益的最优解为总目标，各分公司开发效益最优解为分目标，以获得满意权衡解为协调策略，建立了交互式多目标规划模型；改进和发展了多元函数的一种交互式多目标规划模型的算法，得到了一种新的具有调节机制的适用于配产规划模型的交互式算法。该方法可在预测了各油气区总产能与股份公司总投资能力为定值的情况下，帮助决策者做出能体现人的经验的规划配产决策。用VC编制了规划软件,并做了几个油气区某产量构成要素的规划配产决策的应用实例。     

井筒电加热技术在稠油试油试采中的应用

井筒机热可提高原油的温度,改善原油的流动性,降低井筒中原油的流动阻力,有效地解决了稠油采出井筒难的问题。阐述了井筒电加热技术的作用及如保合理地确定加热深度,介绍了胜利油田应用该技术在稠油试油试采方面取得的成功经验,评价了该技术的优缺点。该技术对延长蒸汽吞吐井的采油期,防止抽油杆断脱,提高检泵周期,减少井下作业量,获得可靠的试油试采资料,进一步探明稠油储量及提高经济效益发挥了较大作用。     

钻井投资和油气价格对财务盈利能力影响实证分析

财务盈利能力是工程项目经济评价的重要内容之一。反映财务盈利能力的指标主要包括：内部收益率、投资回收期、财务净现值和投资利润率。对于油气田开发工程项目而言，影响财务盈利能力指标的因素很多，但钻井投资与油气价格是两个不可忽视的因素。因此，文章在建立钻井投资和油气价格与反映油气田开发工程项目财务盈利能力各指标数学模型的基础上，实证性分析了某油气田钻井投资和原油价格对财务盈利能力各指标的影响，在其他条件一定的情况下，利用回归拟合方法，拟合出了财务盈利能力各指标与钻井投资和原油价格关系的函数，计算了财务盈利能力各指标对钻井投资和原油价格的弹性系数，为油气田开发工程项目投资决策提供了参考依据。     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。