气田水锂、溴资源定量计算方法和前景展望——以W气田震旦系气藏为例

目的鉴于国内部分气田地层水中丰富的锂、溴资源,为明确气田水开发的综合利用价值,定量计算和评估锂、溴总体资源量。 方法基于地质分析法,提出一种定量计算已开发气田地层水(以下简称气田水)中锂、溴资源量的新方法,并结合行业内提锂、提溴工艺,计算气田水可提取的碳酸锂、溴素等工业原料资源量。 结果① W气田震旦系气藏为具有统一气水界面的底水气藏,气田水总地质储量为29.92×10⁸ m³;② 采用矿化度约束权衡法、井点面积权衡法、等值线面积权衡法分别计算气田水锂元素、溴元素的平均含量,最终确定气田水中锂元素和溴元素的平均质量浓度分别为114.8 mg/L和181.7 mg/L;③ 综合水体储量和锂、溴元素含量,定量计算气田水锂元素总量为34.35×10⁴ t,溴元素总量为54.37×10⁴ t;④ 基于气田水锂、溴元素含量,预测可提取工业产品碳酸锂146.19×10⁴ t,溴素144.19×10⁴ t。 结论基于已开发气田气藏特点和气田水开发综合利用行业新热点,定量评估锂、溴资源量,结合提锂、溴工艺技术,形成气田水开发综合利用新链条,为国内外同类型气田的有效开发和新能源利用提供借鉴。      

气田水资源含量分布特征及提取前景——以川东地区气田水锶和溴资源为例

气田水主要来源于在油气生产作业中所产出的地层伴生水,具有类型众多、矿化度高、污染成分复杂的特点。通过对川东地区气田水进行取样检测分析,发现石炭系层位中蕴含丰富的矿物资源,如锶(最高达814 mg/L)、溴(最高达717 mg/L)等资源远高于柴达木盆地盐湖卤水、海水等水体中锶和溴资源含量。且目前中国锶矿、溴素都存在着进口需求高、供不应求的局面。通过阐明锶、溴回收技术并评估潜在开采的初步经济可行性,发现其具有较大的开发利用前景。该研究旨在为川东地区气田水中锶、溴资源的提取提供科学依据和指导,为更好地实现油气田可持续发展和资源化利用奠定基础。      

我国煤层气储量、资源量级别分类

煤层气储量、资源量级别主要受控于勘探区所处的勘探阶段和勘探程度。依据探区内开发井数目和储量、资源量评价参数的多寡,我国煤层气可划分为2类资源量和4类地质储量。据不完全统计,我国2000m以浅的煤层气资源总量约为326366×10⁸m³,其中1000～2000m埋深的为215666×10⁸m³,1000m以浅的为110700×10⁸m³.     

焉耆盆地油田水与油气藏的关系

焉耆盆地油田水有CaCl₂和NaHCO₃两种类型,矿化度为5.5～73.2g/L,呈正向水化学剖面特征,具明显的分区性:CaCl₂型主要分布于宝浪苏木构造带的宝北区块的北部地区;NaHCO₃型则主要分布在宝南、本布图、种马场区块及宝中区块的部分地区。油田水中有机质丰度均较低,多数在2×10^-6以下;有机酸含量很高,一般为2546×10^-6～5148×10^-6;酚含量一般为0.12×10^-6～4.63×10^-6。已证实盆地存在自由交替带、缓慢交替带、阻滞带3个水文地质带,北部保存条件好于南部,中部好于盆地边缘。     

聚合物驱剖面返转时机及其影响因素

聚合物驱过程中的剖面返转现象会对提高采收率造成不利影响,为进一步提高聚合物驱效果,通过理论分析和室内物理模拟方法,对聚合物驱油效果和聚合物驱剖面返转时机及其影响因素进行研究。结果表明,随岩心渗透率升高,聚合物驱剖面返转时机延后且延后幅度增大,聚合物溶液浓度C_p=1600 mg/L、渗透率级差为4 时,渗透率大于1200×10^-3μm²后尤为明显;随渗透率级差和小层厚度比（高渗层/低渗层）增大,即地层系数级差增大,剖面返转时机提前,聚合物溶液浓度CP=1600 mg/L、岩心平均渗透率Kg=300×10^-3μm²、地层系数级差10 条件下,剖面返转时机可提前至0.06～0.07 PV。随岩心渗透率升高和地层系数级差增大,采收率增幅呈先增大后减小趋势;聚合物驱剖面返转时机T_p与地层系数级差D_j关系满足方程式T_p=a（D_j-1）^-1,随聚合物溶液浓度升高,返转系数a 值减小,剖面返转时机提前。应用该公式可定量描述剖面返转时机与地层系数关系,及时调整注入参数,提高聚合物驱效果。图3表5 参8     

塔中巨型构造1号井有重大发现

据中国石油天然气总公司宣布和有关方面报道,该公司在塔里木盆地塔克拉玛干大沙漠腹地塔中巨型构造上施工的塔中1井,最近在3576.6m 的奥陶系风化壳顶部试获高产油气流,日产凝析油576m³、天然气36×10⁴m³,这是继塔北沙参2井之后在塔里木盆地的又一重大发现,是一个具有战略意义的重大突破,它进一步确立了塔里木盆地作为我国油气勘探开发战略接替主战场的地位。     

西南油气田平落坝气田产气逾55亿m~3

<正>截至2015年3月11日,西南油气田公司平落坝气田累计生产天然气55.6亿m3,有效缓解了川西气区日益凸显的天然气供需矛盾,为川西地区的经济发展做出积极贡献。平落坝气田于1991年10月投产,目前共有28口生产井,月产天然气1000万m3,所产天然气进入平邛线,为邛崃、崇州、大邑等县市提供民用和商用CNG(压缩天然气)。西南油气田公司为解决开发生产中的突     

稠油油藏水侵制约要素的研究

锦91块已进入吞吐开发后期且水淹严重,边底水稠油油藏转蒸汽驱缺乏理论依据。实验采用三层非均质人造岩心,气测渗透率分别为500×10^-3、1000×10^-3、1500×10^-3 μm²,中心5口生产井,外围4口饱和油的辅助生产井,右边4个进水口模拟充足的边水水体,靠近边水有宽度为2 cm的高渗（渗透率16000×10^-3 μm²）过渡带。分析了压差、温度、边水距离等因素对边底水水侵敏感性的影响。结果表明：在45℃、压差（ΔP）分别为0.04、0.06、0.08 MPa时,实验前期和后期,瞬时水侵量Q与ΔP的关系分别为Q=0.0021×e^72.8ΔP×t (t=0~75 h)和Q=0.007×e^51.708ΔP×(t-75)+0.157e^72.64ΔP (t=75~125 h)。压差较小时,Q与时间近似为线性关系;随着压差的增加,瞬时水侵量变化曲线出现拐点;水侵后期瞬时产水量趋于稳定。温度由45℃增至75℃,生产井见水时间延后,温度对距离边水较远的生产井见水时间影响最为明显。距离边水越近,水淹越严重。在诸多水侵敏感因素当中,压差对水侵规律的影响最为明显。此结果为重水淹区转蒸汽驱开发提供了依据。     

适于徐深气田的耐寒耐高温泡排剂

针对徐深气田深度≥3000 m、井温≤150 ℃、冬季时间长、气温低的特点,以马来酸酐、十六胺、无水亚硫酸 钠为原料,通过酰胺化反应和磺化反应两步合成了阴离子表面活性剂棕榈酰胺磺基丁酸二钠（ASB-16A）。将 ASB-16A 与优选的起泡剂月桂基葡糖苷（APG1214）、防冻剂乙醇、去离子水混合制得耐寒耐高温泡排剂 （CYY-1）。评价了CYY-1 的泡沫性能、耐高温性能、低温稳定性、与地层水的配伍性,并在徐深气田进行了现场 应用。结果表明,CYY-1 的最优配方为：10% ASB-16A、10% APG1214、44%乙醇,其余为去离子水。CYY-1 的起 泡性和稳泡性较好。在80 ℃下,1.25% CYY-1 溶液的初始泡沫高度为150 mm,静置3、5 min 的泡沫高度分别为 150、75 mm,携液量为1100 mL。在150 ℃、pH=8.5 的弱碱条件下老化24 h,对CYY-1 的泡沫性能影响较小。 CYY-1 的低温稳定性好于常用的低温泡排剂。在-35 ℃冷冻7 d,CYY-1 变浑浊,但仍可在管线中流动,满足装置 自动加注要求。CYY-1 与地层水的配伍性良好,0.5%～10.0%的溶液在常温下静置48 h 后仍澄清透明,可以实施 自动化泡排加注。在现场试验2 口井,某井日产气量由2.46×10⁴m³增至3.07×10⁴m³,日产水量由5.77 m³降至 3.70 m³,实现稳定带水生产。CYY-1 适用于井温≤150 ℃、矿化度≤16 g/L、pH值为8.5 的气井的泡沫排水采气。     

泥质岩封盖油气门限的确定

泥质岩盖层孔隙直径随埋深而减小,只有当其减小到等于或小于油、气分子直径时,泥岩盖层方能对任何相态的油气构成完全封闭,达到封盖油和气的临界点。根据油气分子直径和泥岩盖层孔隙直径随埋深呈函数变化的关系,可分别求出泥岩封盖油和气的门限深度,再根据地层厚度与沉积速率求出对应的门限时期。据Φ_m=54.74exp(-0.0009354z),K=0.136(Φ_e)^4.4/(S_WB)²和r=√8K/Φ的关系,求出松辽盆地三肇地区泥质岩盖层的封油门限深度为2500～3000m,封气门限深度为5000～5200m.这里所强调的是临界门限,并不排斥在未达到封盖门限深度的情况下,仍能依靠毛管压力、异常孔隙流体压力、烃浓度对油气的有效封盖。     

Xinjiang Sees Fresh Exploration and Development Results

Gas exploration and production in TarimThere is a promising trend for natural gas exploration in Tarim Oil Field with natural gas in place accumulated to 558 billion cubic meters, said Sun Delong, president of PetroChina Tarim Oil Field Company, in a recent interview with media. With the efforts to accelerate exploration of a number of new gas fields, Tarim Oil Field in China's Northwest Xinjiang Autonomous Region can secure a stable 12-billion-cubic-meter gas supply for the West-East gas transmission pipeline for 30 years, he added.     

理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设

"十二五"以来,中国石化西南油气分公司面对日益复杂的勘探开发对象和扭亏创效的巨大挑战,坚持科技创新,发展完善了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论,形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术,创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。上述理论创新和技术进步有力支撑了四川盆地川西陆相碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气、川东北元坝海相碳酸盐岩等领域的重大突破,发现了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区,探明了2个、建成了3个大中型气田,天然气储产量创历史新高。"十三五"期间,将重点攻关深层海相碳酸盐岩气藏勘探开发、深层页岩气商业开发、高含硫气田安全开发和开发老区气藏提高采收率技术,到"十三五"末天然气年产量力争达到(100~120)×10~8 m~3。     

Changqing Gears up to Expand Oil and Gas Production

The experts from Reserves Appraisal Center of Minerals and Resources under State Land and Resources Ministry have recently approved the additional natural gas reserves of 313.177 billion cubic meters of Sulige Gas Field submitted by PetroChina Changqing Oil Field Company.Therefore, the proven gas in place of     

顺北油气田断裂带超深水平井优快钻井技术

为解决顺北油气田断裂带超深水平井钻井过程中的漏失、坍塌、气侵和随钻测量仪器抗温能力低等问题,从而提高钻井速度、缩短钻井周期,利用井震联合识别技术与修正的三压力剖面,优选了井口位置、确定了必封点,将井身结构优化为四级井身结构;基于裂缝性质分析与室内试验,优选了防漏堵漏浆和封堵防塌体系的配方,保障了长裸眼井段井壁的稳定;垂直钻井系统与大扭矩螺杆配合解决深部地层岩石强度高与易井斜的问题,实现了防斜打快;设计在低温井段造斜、在高温井段稳斜的井身剖面,采用微增斜钻具组合、采取针对性技术措施,解决了随钻测量仪器抗温能力低的问题;利用低密度钻井液+简易控压钻井技术解决了储层气侵、井涌和井漏的问题。通过技术研究和制定针对性技术措施,形成了适用于顺北油气田断裂带超深水平井的优快钻井技术。该技术在顺北油气田断裂带6口超深水平井进行了应用,钻井过程中漏失、坍塌、气侵和随钻测量仪器抗温能力低等问题都基本得到解决,与未应用该技术的邻井相比,平均机械钻速提高了116.2%,平均钻井周期缩短了41.2%。研究和现场应用结果表明,超深井水平井优快钻井技术可以解决顺北油气田断裂带超深水平井钻井过程中存在的问题,提高钻井速度、缩短钻井周期,为顺北油气田勘探开发提供技术支持。      

苏里格气田低产低效井差异化管理对策

鄂尔多斯盆地苏里格气田储层非均质性强,气水分布规律复杂,随着开发的深入,低产低效井增多,气井的管理、资料分析和应用难度加大。为此,结合对该气田储层地质认识、生产动态特征分析和现场试验的成果,提出"苏中控压稳产、苏西控水开发"的技术思路,将苏中气井分为高、中、低产井;苏西气井分为连续带液井、间歇带液井和积液井,分类分析评价气井生产动态,并提出各类气井的开发技术政策。在气井分类管理的基础上,形成了具有该气田特色的低产低效井差异化管理对策:①不断优化低产井间歇生产制度,有效减少和降低储层应力敏感效应和水锁伤害,提高了低产井外围储量动用程度;②建立气井"三维矩阵"管理方式,明确了气井措施适用范围,量化了措施实施参数,提高了气井措施有效率;③应用智能化气井管理平台,推行气井全生命周期管理。差异化管理对策贯穿气井整个生命周期,大大提高了气井管理效率,老井的开井时率、新井贡献率、措施有效率明显上升,为该气田稳产提供了帮助和支持,也为同类气田的高效开发提供了技术支撑。     

缓蚀剂在油气田的应用

简要介绍了金属腐蚀与防护研究所在界面型缓蚀剂基础研究方面的最新进展和应用于油、气田的各种缓蚀剂的研究情况.研究成功的缓蚀剂包括:保护含硫气井的具有挥发性而又有后效的缓蚀剂,华北油田抑制二氧化碳腐蚀的缓蚀剂,吉林乾安油田高HCO_3~-、高Cl~-含量伴生水缓蚀剂和中原油田低pH值、高矿化度、高氯离子并有硫化氢的介质中的缓蚀剂.     

中原油田文23气田气井腐蚀因素研究

通过对气井水分析、气分析和腐蚀速度测试 ,研究了中原油田文 2 3气田气井腐蚀的主要原因。结果表明 ,气井的腐蚀主要是由于CO2 的酸性腐蚀所引起 ,而H2 S和细菌腐蚀并不严重。产量大、压力高的气井腐蚀较严重 ,应采取防护措施     

徐深气田火山岩气藏开发早期试井评价

近年来松辽盆地北部深层徐家围子断陷天然气勘探取得了重大突破,2005年徐深气田提交天然气探明地质储量1 018.68×10⁸m³。为搞好徐深气田火山岩气藏的开发工作,应用气井产能测试及压力恢复试井等资料的解释分析,对徐深气田火山岩气藏进行早期评价。建立气井产能方程,初步确定火山岩气藏气井产量和无阻流量差异较大,气藏模型类型复杂多样,储层平面分布范围有限,多数压裂井附近存在不流动边界,因此,单井合理配产和控制边底水采出是高效开发徐深气田的重要手段。     

重庆气矿高压采气管线堵塞分析及应对措施

近年来,中国石油西南油气田公司重庆气矿为加快产能建设步伐,节省投资,采取建设高压采气管线、实现无人值守的建站方式来开发补充开发井,但管线投产初期受井下脏物较多、地形复杂、运行压力高、冬季地温低等因素影响,致使高压采气管线冬季频繁堵塞,影响了气井正常生产。为此,对该气矿高压采气管线投产以来导致管线堵塞的各种因素--地形、脏物或积液、天然气组分及工况、地温、输送压力和温度、保温材料、高压采气管线管径、流速等进行了深入、细致的分析总结,并提出了在井下适当节流、添加抑制剂、用电加热、采取保温措施及参数优化配置等防堵措施,确保了高压采气管线的正常运行。