中国石油与壳牌首口合作页岩气井试采

9月27日，中国石油与壳牌集团合作的第一口页岩气井阳201～H2井成功试采，试采井口压力61．45MPa，瞬时产气量约6万立方米。     

中国石油与壳牌合作首口页岩气井开钻

近日，中国石油与壳牌石油公司合作的第一口页岩气井——阳101井顺利开钻。四川富顺区块页岩气合作开发项目步人新阶段。为进一步了解志留系龙马溪组页岩的含气性，评价区块页岩气的价值，今年年初以来，中国石油与壳牌石油公司加强合作，在合作区域内部署了项目规模和投资额都较大的一口页岩气评价井——阳101井，由川庆钻探公司川西钻探公司反承包钻井一队负责钻井施工作业。     

我国第一口页岩气水平井试采

8月2138时,中国石油西南油气田公司蜀南气矿乐山采气作业区技师何宇一丝不苟地读出威201-H1井第一天的产气量。威201-H1井是我国第一口页岩气水平井,距我国第一口页岩气直井威201井约2公里,在我国第一个整装气田一威远气田区域内。     

国内首条页岩气试采干线开工动焊

6月10日,中国石油西南油气田公司长宁地区页岩气试采干线工程正式开工动焊。该干线建成后,将成为国内首条页岩气专用输送管道。该试采干线以宁201-H1井集气站为起点,以双河集输末站为终点,接入纳安线,全长92．8km,设计压力为6．3MPa,设计输送气量为450×10^4m^3／d,干线沿途跨越大型河流1次,穿越中型河流3次,穿越省道3次。     

CO2井试采压力变化及其原因分析

为研究CO2气井井筒中压力的分布规律,根据CO2气体的物理性质、相态特征,分析了CO2气体开井、关井期间在垂直井筒内的相态变化;根据井口压力与井底压力之间的关系,分析了CO2气体在试采期间井口压力发生异常变化的原因.得出了CO2气体在垂直井筒内的相态变化规律,井口压力与井底压力呈非线性变化关系,井口压力不能准确地反映井底压力变化的认识.研究结果有利于CO2气井试采方法的改进.     

中国石油西南油气田首口煤层气井投入民用

8月12日，西南油气田宁210井供民用气流程安装调试完成并正式供气，标志着油气田第一口煤层气井投入民用。宁210井是油气田部署在四川盆地长宁背斜构造中奥顶构造北翼的第一口煤层气评价井。2012年12月4日该井龙潭组煤层压裂改造完成，2013年5月23日投产运行，2013年8月28日排采出气，产气点火放空，日产气量150 m^3。2013年12月30日至今，气井进入排水提产阶段，现日产气量稳定在1000 m^3。     

我国首口企地合作页岩气开发井开钻

正CPD讯3月13日,四川长宁天然气开发有限责任公司第一口页岩气开发井长宁H3-6井在四川宜宾市珙县上罗镇开钻。长宁H3-6井是长宁H3平台水平井组中的一口井,是长宁天然气开发有限责任公司成立以来实施的第一口页岩气开发井。这口井设计水平段长1500米、深4448米,预计钻井作业周期70天。长宁天然气开发有限责任公司2013年12月9日正式挂牌成立,是我国首个企地合作的页岩气公     

我国首口企地合作页岩气开发井开钻

长宁H3—6井是长宁H3平台水平井组中的一口井，是长宁天然气开发有限责任公司成立以来实施的第一口页岩气开发井。这口井设计水平段长1500米、深4448米，预计钻井作业周期70天。     

页岩气井压后返排规律

岩气藏通常都需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值,但是页岩气井压后返排率普遍较低。针对这一问题,采用数值模拟和实验相结合的方法,研究了天然裂缝间距、裂缝导流能力、压裂规模、压力系数和关井时间等因素对返排的影响,并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因。结果表明:返排率随天然裂缝间距、裂缝导流能力和压力系数的增加而增加,随压裂规模和关井时间的增加而减少;从微观机理进行分析,水通过毛细管自吸作用进入微裂纹,页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用,造成新的微裂纹的产生和主裂缝的扩展,形成复杂的裂缝网络,使得大部分水难以返排,返排率低;对于页岩气井压裂,一般裂缝间距和裂缝导流能力较小、压裂规模很大,很大一部分注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中,以致无法返排。结论认为:页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响,不应该刻意追求返排率;低返排率的页岩气井的产量一般较高。     

页岩气井电潜泵排采工艺研究与应用——以涪陵页岩气田为例

针对部分气井出水量大,依靠地层自身能量无法持续生产的问题,选择数口典型高产水气井开展电潜泵排采工艺试验。结果表明：运用井下气液分离技术、变频防气锁技术、远程智能监测技术及防砂设计提高了电潜泵在页岩气井中的适应能力。以JD-2井为例,电潜泵排采工艺有效排除了井筒积液,保证了气井连续稳定生产,且能够满足垂深3 500 m以深的排采要求。     

修正等时试井与短期试采有机结合应用探讨

松辽盆地徐家围子断陷高产气井,区域储层特点为致密储层,试采生产中井底流压连续下降无稳定点,只通过修正等时试井不能准确给出气井无阻流量。在短期试采结束后,增加采后测关井恢复资料,选用修正等时试井与短期试采有机结合,用生产压差倒数寻找流压下降速率相同点,结合试采后关井恢复资料解释参数;应用不稳定IPR曲线预测无阻流量检验修正等时试井的二项式无阻流量,提高了短期试采时给出的无阻流量准确性。     

页岩气井生产管柱优选研究与应用

页岩气井开发初期产量高,大部分井直接采用空套管投产,可有效带液生产.在放压放产生产制度下,井口压力快速降到输压,然后出现带液生产异常,井筒积液,甚至水淹停产,造成气井生命周期急剧缩短.为此,必须下入生产管柱并实施后续排水采气工艺.开发初期并未形成明确的生产管柱下入技术指导现场生产,因此在页岩气规模上产时无法做到在科学合...     

西南油气田3口页岩气井产气260万立方米

四川省是国内页岩气资源富集区之一,并被国家确定为"十二五"首批勘查开发目标区。页岩气是中国石油非常规天然气领域的重点发展业务,列支专项资金,设立"四川盆地页岩气评价选区及开发先导试     

温度与压力作用下页岩气井环空带压力学分析

为解决页岩气井环空带压的问题,进行了压裂及生产过程中温度和压力变化对页岩气井环空带压影响的力学分析。以弹性力学为基础,建立了页岩气井直井段双层套管系统的力学模型,基于界面上应力相等及位移连续条件,推导了各界面的径向应力计算方程,并讨论了套管内压、温度、地应力等因素对水泥环封隔能力的影响规律。研究结果表明:温度升高、内压及地应力增大、水泥环弹性模量增大均有利于提高水泥环的封隔能力,减小套管壁厚有利于增加界面的径向应力;随着井深的增加,界面径向应力变大,水泥环封隔能力增强,提高直井段下部水泥环的封隔能力是降低井口环空带压风险的关键;第一界面和第二界面是固井失效的危险点,提高第一、第二界面的固井质量,有利于降低形成环空带压的风险。      

页岩气井固井套管居中与下入能力研究

在对井筒内管柱受力状态进行科学分析的基础上,建立了长水平段和造斜段套管居中度分析模型,对扶正器的选择和安放间距进行了设计。采用有限元法对FYHFl井及MYHFl井扶正器选择方案和下入方案现场应用效果进行分析,分析结果表明,在井况许可的条件下,水平段应采用API标准扶正器,且每根套管加装1只扶正器,以保证套管的居中度和固井质量;选择合适的扶正器、设置合理的间距能有效减小套管下入阻力,同时明显增强套管串刚度;套管居中度对采用油基钻井液的页岩气水平井固井质量影响明显,套管居中度应该控制在67%以上,并严格控制套管贴边,以免影响水泥环均匀性和压裂效果。     

川南深层页岩气井大尺寸井眼一趟钻PDC钻头优化设计研究与应用

?406.4 mm大尺寸井眼钻井中通常采用大钻压、高转速等钻井参数,在高强度、高研磨性地层中钻进时,PDC钻头相较于在小尺寸井眼中振动更剧烈,切削齿更易崩损,单只钻头进尺及机械钻速受到影响。文章以川南Y202井区深层页岩气井的?406.4 mm钻头在自流井及须家河等高强度、高研磨性地层钻井为例,通过分析地层岩石力学特征及邻井钻头的使用情况,优选切削齿齿形、高耐磨切削齿材料、钻头刀翼数量,优化冠型剖面、钻头动态力平衡性能等,开展了大尺寸井眼PDC钻头优化设计研究。所设计的?406.4 mm大尺寸井眼PDC钻头X616K在配合大扭矩螺杆的情况下,成功实现该井区Y212井及Y215井两口井的大尺寸井眼一趟钻完成钻井作业,较邻井节约起下1～3趟钻的起下钻作业,缩短钻井周期2～3 d,提速效果显著。文章研究成果可为其他区块的大尺寸井眼PDC钻头优化设计提供参考。     

页岩多重介质模型与页岩气井压力动态分析

有机孔和无机孔中气体赋存方式的差异性决定二者中赋存气体释放方式不同,即考虑吸附气的常规双重介质拟稳态或不稳态窜流模型难以有效体现页岩基质中气体的传质过程。结合页岩气的赋存方式和有机孔与无机孔含量的差异性,将页岩基质中气体传质模型分为双重介质模型、双渗介质模型和三重介质模型,以双渗介质模型为例,建立相应的物理模型和数学模型,绘制典型曲线,分析参数敏感性,为认识页岩中气体传质过程对页岩气井压力动态的影响提供帮助。     

中国石油与工商银行签署战略合作协议

<正>中国石油日前与中国工商银行签署战略合作协议,使工行成为今年继中国农业银行(下称农行)之后,第二个同中国石油集团签署战略合作协议的国有商业银行。此次签署长期战略合作协议,对于中国石油和中国工商银行双方共同应对当前国际金融危机挑战,推动实现又好又快发展具有重要意义,将使双方在全球授信、债券承销、资金结算、银行卡等业务领域进一步深化合作,建立全面战略合作伙伴关系。     

帕拉代姆公司深化与中国石油合作

<正>与中国石油有着良好合作关系的帕拉代姆地球物理公司,7月28日在北京召开的能源高层会议上表示,将结合帕拉代姆公司先进的可视化技术、储层     

气井欠平衡完井压力控制技术研究与应用

欠平衡钻井后实施欠平衡完井才能最大限度地保护油气层和力争自然建产。在阐述了欠平衡完井的核心问题——密封和克服上顶力及其目前可采取的技术措施的基础上,通过对欠平衡完井管柱的受力分析,推导出气体欠平衡条件下上顶力数学模型,解决了上顶力计算无依据可循的状况。通过计算分析,认为井口压力是上顶力的主要影响因素,通过对井口压力稳定控制和井口装置配套要求的系统研究,确定了欠平衡完井井口回压的合理控制范围为1～5MPa。