我国石油工业“十五”发展目标

我国石油工业“十五”发展目标为 :1 油气探明储量。探明石油地质储量 38× 1 0 8t以上 ,可采储量8 5× 1 0 8t以上 ;探明天然气地质储量 1 2～ 1 4× 1 0 1 2 m3可采储量 70 0 0～ 80 0 0× 1 0 8m3;探明煤层气可开发地质储量约 1 0 0 0× 1 0 8m3。 2 油气产量。 2 0 0 5年 ,原油产量达到 1 7× 1 0 8t以上 ;天然气 (含煤层气 )产量达到 5 0 0× 1 0 8m3以上。海外份额油达到 1 5 0 0～ 2 5 0 0× 1 0 4 t。 3 重点储运设施建设。建设油气管道总长约 1 45× 1 0 4 km ;国家原油储备库 80 0× 1 0 4 m3、地下储气库 1 1 4× 1 0 8m3…     

我国海洋油气田又陆续投产

20 0 3年下半年以来 ,我国又有一批海洋油气田陆续投产。中国海洋石油总公司所属的我国最大的海上自营气田东方 1-1气田一期工程顺利投产。东方 1- 1气田位于南海西部北部湾海域的莺歌海盆地 ,距海南省东方市约 110km ,该气田按计划分两期开发。一期工程年产天然气 16× 10 8m3,二期工程将于 2 0 0 6年完工 ,届时气田年产气将达 2 4× 10 8m3。　　在中海油、中石油和中石化的合作努力下 ,上海石油天然气有限公司东海平湖油气田扩建 (一期 )工程于 2 0 0 3年 10月投产 ,该工程的投产 ,使上海日供气量由 13 5× 10 4m3增加到 180× 10 4m3。…     

平湖油气田放一断块扩大供气规模研究

文章针对放一断块气井多层合采提高单井配产产量 ,应用数值模拟技术研究提高采气速度的最佳开发方案 ,使现有 6口生产井配产提高至日产 1 80× 1 0 4 m3凝析气 ,采气速度由原方案设计的 4.6%提高至 7% ,数值模拟计算 8种不同配产方案的技术指标预测 ,优化推荐最佳方案。研究预测提高气井产量至日产凝析气 1 80× 1 0 4 m3,可稳产 6年 ,相应地天然气采出程度为 5 0 %、凝析油采出程度为 38%。     

大庆油田“五喜临门”

大庆油田有限责任公司广大员工全力以赴谋求企业的可持续发展 ,油气勘探不断取得新突破。截至 2 0 0 2年 11月 8日 ,大庆油田“五喜临门” :(1)大庆油田 2 0 0 2年已生产原油 4 30 0 74× 10 4 ｔ,实现 5 0 0 0× 10 4 ｔ以上高产、稳产 2 7年已成定局 ,创造了世界同类油田开发史上的奇迹。(2 )大庆油田宋芳屯ＣＯ2 液化站竣工投产 ,可年产 1 98× 10 4 ｔ工业级液态ＣＯ2 ,成为大庆油田继石油、天然气开发之后又一新的经济增长点。(3)世界上最大的三元复合驱碱化试验区北三试验区在大庆油田剪彩 ,标志着大庆油田拥有的三元复合驱这一世界…     

中国未来20年石油需求量年均递增12％

据报道 ,中国石油化工集团总公司表示 ,未来中国石油天然气需求增长将加快 ,预计未来 2 0年石油需求量年均递增12 % ,到 2 0 2 0年时达 4× 10 8t。　　天然气消费结构中 ,天然气发电、城市燃气增长最快 ,到 2 0 2 0年天然气在一次能源消耗中所占比例将由目前的 2 .7%增至 10 %以上。中国原油产量由 194 9年的 12× 10 4t上升到 2 0 0 2年的 1.6 7× 10 8t,居世界第五位。天然气产量由 194 9年的 0 .1× 10 8m3 上升到 2 0 0 2年的 316× 10 8m3 ,居世界第 16位 ,已经成为世界石油天然气消费大国。中国未来20年石油需求量年均递增12%@陈敏…     

沙坪场气田开发工程圆满结束

沙坪气田是川渝天然气东输入鄂第一阶段的主力气田 ,位于重庆市垫江县、梁平县一带。沙坪气田是大天池含气构造带上的大气田之一 ,主力产气层石炭系碳酸盐岩气层 ,厚度较大、分布稳定 ,探明地质储量为 390× 1 0 8m3 以上 ,1 8口井生产、产能规模为 1 1× 1 0 8m3 /a。首批地面建设工程早已圆满结束 ,6口生产井中已有 4口井投产 ,总产能达 1 0 0× 1 0 4m3 /d左右。今年初已胜利完成第 2批地面建设工程 ,5口生产井具备总产能达 1 85× 1 0 4 m3 /d,将加快气田全面开发进度 ,成为川渝天然气入鄂资源储备基地沙坪场气田开发工程圆满结束@吴月…     

文46断块小油田天然气的综合利用

1 .2 0 0 1年天然气产量预测文 4 6断块于 1994年底投入开发 ,到 2 0 0 0年底累积产气 0 4 0 72× 10 8ｍ3 ,采出程度 5 0 %。由于该区存在夹层气 (容积法计算储量为 0 812× 10 8ｍ3 ) ,因此采油井在生产过程中 ,随着地层压力的下降 ,气层气通过单井纵向、多井横向发生气窜 ,根据该区原始气油比计算 ,目前该区气窜日产气 2× 10 4 ｍ3左右 ,累积生产夹层气 0 2 6× 10 8ｍ3 ,采出程度32 %。但是随着油田注水开发的深入和夹层气的采出 ,该区气油比下降 ,由 1997年的 610ｍ3 /ｔ下降到1998年的 32 0ｍ3 /ｔ,年产气量下降到 0 14× 10 8ｍ…     

我国化工用天然气现状及预测

我国化工行业是天然气的第二大用户,每年化工用气达10 0多亿立方米,占全年天然气总产量的近1 3。　　2 0 0 3年我国天然气产量341.2 8×10 8m3,平均月产量2 8.4 4×10 8m3。2 0 0 4年天然气产量预计在35 0×10 8m3以上。在我国6 0多家天然气生产企业中,2 0 0 3年产量超过10×10 8m3的有10家,超过5 0×10 8m3的有2家。西南油气田分公司2 0 0 3年天然气产量达91.88×10 8m3,占全国天然气总产量的2 6 .9% ,成为我国天然气最大的生产企业。　　估计到2 0 2 0年化工领域对天然气的需求将达到32 5×10 8m3。以天然气为原料的一次加工产品主要有合…     

上海发展天然气产业的优势

上海是我国利用燃气最早的城市 ,利用人工煤气的历史已有 137年。位于东海西湖凹陷的平湖油气田的开发工程始于 1996年 ,3年后建成。从 1999年 4月 2 8日平湖油气田天然气进入上海浦东新区居民家庭 ,至 2 0 0 0年 10月 1日前 ,浦东新区仅用一年半时间就实现了天然气化。同时 ,平湖油气田天然气还越江进入上海浦西地区 ,使上海全市的燃气供应步入了结构调整阶段。至 2 0 0 2年 7月 ,上海已有天然气居民用户近70× 10 4,其中浦东新区近 5 3× 10 4户 ,浦西近 2 0× 10 4户 ;此外浦东新区还有 4 0 0 0多户商业企业、10 0多家工业单位也用上了东海天然气。为了迎接 2 0 0 4年“西气”及“东海天然气的扩大利用” ,上海市政府及有关部门制定了利用天然气的近、中期规划。预计至 2 0 0 5年 ,上海天然气年销量将达到 30× 10 8m3 ,天然气占一次能源的比例由目前的 1%提高到 5 % ,管理基本达到国际中等发达国家水平 ;至 2 0 10年 ,天然气需求量将达到70× 10 8m3 ,在上海全市实现天然气化。文章指出 :政府部门的重视、天然气上游资源的保证供给、巨大的天然气需求量、燃气行业体制的良好组合、环境保护的高度意识、是上海发展天然气产业的优势所在     

我国海上石油天然气开发快速发展

截至 2 0 0 3年底 ,中国海洋石油总公司所属的近海油田累计生产原油 175 0 5万t、天然气 32 5 32亿m3。近 5年来原油产量增长迅速 ,从 1999年的 16 17万t增加到 2 0 0 3年的 2 2 2 4万t,天然气产量基本稳定。我国近海油气田的开发目前主要集中在渤海、珠江口、琼东南、莺歌海、北部湾和东海 6个含油气盆地 ,已形成了 4个油气开发区 :渤海油气开发区、珠江口油气开发区、南海西部油气开发区和东海油气开发区。投入开发的油气田有 32个 ,油田共 2 5个 ;其中合作油田 16个 ,自营油田 13个。2 0 0 4年中国海洋石油总公司将新投产 8个油气田 ,生…     

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上海海洋石油局在我国东海陆架盆地经过 2 8年的勘查、钻探工作 ,在西湖凹陷发现了 8个油气田和4个油气构造 ,并成功地开发了其中的平湖气田 ,将海上天然气送到上海市。继气化了上海浦东地区后 ,又穿越黄埔江进入了浦西地区。文章介绍了我国东海地区海上油气勘探成果 ,以及平湖气田天然气在上海市主要用作燃料的利用情况。最后介绍了东海地区海上天然气开发展望 ,指出西湖凹陷在经过三期开发后至 2 0 10年 ,将使西湖凹陷的天然气年总产量达到 80× 10 8～ 10 0× 10 8m3 ,成为西气东输的重要补充。     

平湖油气田地质建模研究

平湖油气田主要目的层为渐新统花港组油藏和始新统平湖组气藏。在平湖油气田开发过程中 ,共经历了 3次地质建摸。目前花港组油藏已进入开发中后期 ,此次油气藏建模注重沉积微相研究。油藏建模达到了直接确定剩余油分布、制定射孔及调整井方案的目的 ;通过本次建模认为平湖组气藏可以在目前日供气量 1 2 0× 1 0 4 m3的基础上扩大日供气量至 1 80× 1 0 4 m3。     

平湖油气田储层及含油气预测

平湖油气田是东海第一个开发的复合型油气田 ,主要含油气层段为渐新统花港组油藏 (H2 -H8)和始新统平湖组气藏 (P1 -P1 1 ) ,首期开发区为F1、F2断块 ,二期开发区为B1、B2断块。在平湖油气田开发过程中 ,针对花港组油藏波阻抗与岩性相关性好 ,而平湖组中下部波阻抗与岩性相关性不好的这种地质和地球物理特点 ,应用国内外先进的技术和方法 ,尝试多种方法预测储层及含油气 ,取得了较好的预测成果。     

中国天然气资源研究

中国天然气资源十分丰富，天然气远景资源量为47万亿m^3，最终可采天然气储量14万亿m^3。天然气资源量主要分布于鄂尔多斯、塔里木、四川、柴达木、东海、莺歌海、琼东南、松辽、珠江口、渤海湾、准噶尔等11个盆地中。西部地区的资源量约占总量的80％左右；东部占8％；海域占12％。中国天然气资源的勘探程度仍然很低，勘探潜力大，勘探领域多，中国陆上主要天然气勘探领域以四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木四大气区和松辽深层为主；海上以东海、莺歌海、琼东南以及珠江口盆地为主。中国煤层气资源也较丰富，煤层气远景资源量为27．3万亿m^3。图3表1参21     

东海边际油气田高效开发策略

东海边际油气田类型主要有低渗透气田、复杂断块气田、微构造气田和高凝原油油气田等.在分析东海边际油气田开发特点和难点的基础上,按照区域整合、统筹兼顾的原则,提出了坚持勘探开发一体化,建立低渗开发先导试验区,打造区域设施中心、组建区域管网、电网,简化平台功能实现标准化设计,依托已建/拟建平台滚动扩边,论证FPSO方案作为原油外输第二出路的边际油气田开发策略,力求突破边际油气田开发壁垒,实现边际油气田低成本高效开发.其开发经验和策略对其它海域类似边际油气田高效开发具有一定的借鉴意义.     

Petroleum Sulfonates as Oil Displacement Agents and Application to Gudao Oil Field

Abstract

In terms of the condition of injection of water after polymer flooding of the Gudao oil field (Shengli, China), the following water quickly broke though the bank to the production wells, while most of residual oil remained in the formation. To solve the problem, two types of petroleum sulfonates made in China were selected to form an oil displacement agent (ODA) solution. The petroleum sulfonate available for crude oil from the Gudao oil field with the ultra-low interfacial tension can be found by drawing an oil/water interfacial tension contour diagram. The results show that the interfacial tension can be lower than 3.6 × 10^?4 mN/m when the active agent is contained with 0.25% Kelamayi petroleum sulfonate (KPS) + 0.225% Anqing petroleum sulfonate (APS) and if the agent reduces water resistance by entering the tiny pore to improve sweep coefficient and oil displacement efficiency. The polymer has no influence on the balanced value of interfacial tension but delays the interfacial tension to reach the balance. Pouring 0.3 pore volume (PV) high-efficient ODA into reservoir can improve 17% oil recovery (OR). Synergistic effects of two types of petroleum sulfonate with low cost to enhance OR will have an excellent prospect for enhanced oil recovery (EOR).     

CRUDE OIL AND NATURAL GAS IN THE FEDERAL REPUBLIC OF GERMANY: DEVELOPMENT AND PROSPECTS

Before making a critical evaluation of the crude oil and natural gas prospects for the years to the end of the century, it is necessary to review the geology and structure of the three German hydrocarbon-producing provinces. Furthermore, past exploration, production and reserves should be discussed. The three hydrocarbon-producing provinces are: the NW German Basin, the Upper Rhine Graben and the Molasse Basin, which together make up about 41% of West German territory (Fig. 1). The NW German Basin contains a sedimentary sequence over 8,000 m thick ranging in age from Permian to Quaternary. Gas and oil, the two natural hydrocarbons, are generally confined to separate lower and higher stratigraphic levels respectively (Fig. 2). The NW German Basin is the most important prospective area in West Germany. It extends into the North Sea. The tectonic rift feature of the Upper Rhine Graben originated in the Eocene. The Tertiary fill is over 4,000 m thick. Oil is found mainly in Mesozoic, Eocene and Oligocene rocks; the Miocene and Pliocene reservoir rocks contain natural gas almost exclusively (Fig. 3). The Molasse Basin is part of the foredeep north of the Alpine and Carpathian mountain ranges. The basin is filled with Upper Eocene to Pliocene and Quaternary sediments which, near the Alpine nappes, reach a thickness of over 5,000m (Fig. 4). During this century there were peaks in annual oil-production in 1910, 1940 and 1968 (see Fig. 5). The 1910 peak was the result of drilling activity in the Wietze oilfield. During the period 1934–1945, government financial aid was made available for drilling exploration wells. The success of this collaboration is demonstrated by the oil output in 1940 of 1 × 10⁶ t. After World War II, many different types of oil-bearing structure were found, particularly by reflection seismic techniques in conjunction with detailed stratigraphical and palaeogeographical investigations. The success achieved can be seen by the peak of 8 × 10⁶ t oil production for 1968 (Fig. 5) and in the growth of oil reserves (Fig. 7). Intensive exploration also enabled many new gasfields to be developed, especially in the deeper horizons of the NW German Basin. In 1971, estimated gas reserves reached 360 × 10⁹ m³ (Fig. 11), and annual gas production in 1979 was 20.7 × 10⁹ m³ (731 Bcf) (Fig. 9). There is, no doubt, still scope for the discovery and exploitation of oil and gas in Germany, especially in the NW German Basin where the best prospects for the future lie. This is borne out by two recent offshore oil discoveries and also by the successful application of enhanced recovery methods in the oilfields. The chances of finding more gas at the lower stratigraphic levels are promising now that gas has been discovered in the deeper parts of the Permian basin. The results of massive-hydraulic-fracturing tests in low-permeability pay-horizons are also encouraging. The deeper parts of oil- and gas-producing basins contain interesting prospects and have yet to be tested by ultra-deep wells. Provided that the economic climate remains favourable, there should be no difficulty in finding and supplying German oil and gas in the future. Geologically and technically possible reserves should be converted into proven and/or probable reserves. German crude oil will be available for several years beyond the year 2000, and German natural gas for a far longer time. A production rate of 19 to 20 × 10⁹ m³ of gas per annum is feasible over the next twenty years, and oil production will probably not sink below 3 × 10⁶ t/a in this period.     

Variation of Crude Oil Physical Properties and Oil Recovery of Natural Gas Flood Under Different Pressures

For the gas flood process, crude oil physical properties including oil volume and viscosity would be greatly changed resulting from gas solution and extraction. First, solubility of natural gas in oil and brine was measured and compared. Meanwhile, the resulting oil expansion and viscosity reduction were experimentally tested. Second, oil viscosity increase due to extraction was studied by extraction experiments. Finally, oil recovery of natural gas and propane-enriched natural gas flood was studied under different pressures. Results show that solubility of natural gas in oil is dozens of times of that in brine. Variation of crude oil physical properties during natural gas injection mainly includes the remarkable volume expansion and viscosity reduction caused by gas dissolution into oil, and the oil volume shrinkage and viscosity increase caused by extraction are not so significant. The oil recovery of natural gas flood grows linearly with increased injection pressure and gas solubility in oil, but is still less than 90% even at 55 MPa, which indicates immiscible flood at 55 MPa. Addition of propane to natural gas is proved to be helpful for enhancing oil recovery and achieving miscibility.