分公司提前完成尿素和聚丙烯年度生产任务

11月21日，《江西石油化工》编辑部召开了第九届编委会。     

国家级页岩气示范区建设获重大进展

<正>页岩气开发受到广泛关注,西南油气田公司在"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"探索技术路径。截至1月10日,西南油气田完钻12口井,其中10口气井获得页岩气,采气1290万立方米,在页岩气开发技术方面获得突破。页岩气比天然气的储层地质条件更复杂,规模效     

国家级页岩气示范区建设获重大进展

页岩气开发受到广泛关注,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)在"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"探索技术路径。截至2013年1月10日,西南油气田完钻12口井,其中10口气井获得页岩气,采气1 290×104m3,在页岩气开发技术方面获得突破。页岩气比天然气的储层地质条件更复杂,规模效益开发难度更大。2012年3月,"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"获国     

自主创新的涪陵国家级页岩气示范区

正随着经济社会的快速发展,我国能源对外依存度不断增加,环保与社会发展矛盾凸显。页岩气作为一种新型优质清洁能源,在保障能源安全、优化能源结构、促进节能减排等方面地位日益突出。我国页岩气资源规模巨大,加快页岩气勘探开发是我国能源战略的重要选择。我国页岩气勘探开发研究起步较晚,真正意义上的研究工作自本世纪初才开始。与北     

中石油国家页岩气示范区水平井钻井关键技术研究

当前中石油国家级页岩气示范区处于关键发展期,2018年前计划年产能达到120×108m3,钻井关键技术的总结应用对页岩气开发总结起着至关重要的作用。长宁-威远页岩气区块面临的钻井主要问题包括地层复杂、轨迹控制难度大、机械钻速慢等难点。通过攻关研究和现场实验,本着降本增效的原则,形成了适应长宁-威远页岩气区块的井身结构和轨迹优化、水基油基钻井液替换的钻井模式。针对一些问题的出现,一些新技术也进行了应用。为下一步页岩气的规模开发提供了宝贵的实践经验和技术借鉴。     

中国石油建成两个页岩气国家级示范区

2013年3月11日,记者从中国石油勘探与生产分公司了解到,中国石油自主攻关已初步形成成套页岩气开采技术,建成两个国家级页岩气开采示范区,受到国家科技部的肯定。我国科学技术部刚刚发布的《国家科技重大专项2012年度报告》指出,中国页岩气勘探开发领域已初步形成页岩气资源评价技术和勘探技术与开采技术,证实中国页岩气资源前景,建成两个国家级页岩气开发示范区。中国石油在低渗透油气藏压裂自主知识产权技术和工具的基础上,在页岩气领域目前已拥有4套自主知识产权的开采技术,     

国家级页岩气示范区应用水基钻井液成功

<正>川庆钻探自主研发的页岩气水平井高性能水基钻井液在威远-长宁国家级页岩气示范区应用再度获得成功。今年6月以来,这项技术先后在示范区4口井应用。随着新的《环境保护法》的实施,页岩气工业化勘探开发环保压力增大,找到一种既经济又环保的钻井液势在必行。去年10月,川庆钻探钻井液公司成立了高性能水基钻井液代替油基钻井液攻关小组。科研小组     

四川长宁—威远国家级页岩气示范区建成

正2016年1月13日四川长宁—威远国家级页岩气产业示范区页岩气日产量达到700×10~4m~3,产能已超既定目标,这标志着中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)已建成中石油首个国家级页岩气示范区。长宁—威远国家级页岩气产业示范区位于四川省内江市、宜宾市境内。2010年4月,西南油气田在威远钻成国内第1口页岩气井威201井;同年9月,在长宁钻成宁201井,两口井均获气,证实长宁、威远区块页岩气的存在,由此圈定长宁、威远为     

国家级页岩气示范区长宁区块日产气量再创新高

<正>2019年9月29日,长宁-威远国家级页岩气示范区长宁区块日产气量再创新高,达到1 190×104 m~3,为中国石油页岩气日产量最高的区块,历年累计投产179口井,生产页岩气72. 75×108 m~3。中国石油西南油气田公司升级安全管控模式,优化生产组织,通过"四力"组织,全力保障产量的快速稳步提升。     

首个国家级陆相页岩气示范区获批

近日,国家发改委批准设立延长石油延安国家级陆相页岩气示范区,示范区面积4 000km2,十二五期间安排探明页岩气地质储量1 500×108m3以上,建成产能超过5×108m3。国家发改委要求该示范区实现3项目标:①建立陆相页岩气勘探开发技     

中石油最长页岩气管线首次生产清管成功

正2018年5月18日18时47分,机械清管器在经历12个监测点约9 h的运行后到达纳溪西站,标志着中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁区块页岩气外输干线——宁纳线首次生产清管通球成功,为后期的清管准备、清管器选型、清管过程监控及应急保障积累了宝贵经验。宁纳线作为目前中石油长度最大、管径最大的页岩气外输通道,途经地形地貌复杂的区域,翻越多处高陡坡,高差起伏大,最大高     

地质工程一体化在长宁国家级页岩气示范区中的实践

四川盆地于2006年开始页岩气地质评价,2012年启动国家级页岩气示范区建设,2014年实施规模建产,并通过一系列系统性的工作,积极践行了一体化理念,创新了页岩气勘探开发的适用性模式,打造了地质工程一体化工作平台,建设了智慧页岩气田。在地质工程一体化理念的指导及推进下,建成了长宁15×108m3/a综合生产能力,全面完成了示范区建设任务,为中国石油页岩气绿色、高效开发之路引领了新方向、提供了新理念、探索了新途径、开创了新局面。在充分借鉴北美非常规油气成功经验的同时,结合四川盆地复杂地面、地下的特点,通过一系列部署及探索性尝试,实现了页岩气的规模开发,并且综合效益不断提升。在这一过程中,摸索并形成了一套较为完善的、具有针对性的中国海相页岩气开发模式,使得长宁页岩气示范区成为中国非常规油气开采中效果突出的区域,不仅单井产能逐步提升,同时综合效益也得以稳步优化。     

涪陵国家级页岩气产能示范区开发过程中的生态环境保护

页岩气是指存于富有机质泥页岩及其夹层中,以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气,成分以甲烷为主,是一种清洁、高效的能源资源和化工原料,在当前社会中受到了广泛的关注。需要注意的是,页岩气在不断开发的过程中,产生了一定程度的环境问题,主要集中在水资源大量消耗、地下水和地表水体被污染以及生态破坏等方面,需要积极采用切实有效的方式和手段进行开发过程中生态环境保护。本文主要是从涪陵国家级页岩气产能示范区开发的实际情况入手,针对项目开发过程中产生的环境问题进行大量细致的调查,并提出了一些积极有效的生态环境保护措施。     

页岩气水平井生产套管变形机理及工程应对方案——以昭通国家级页岩气示范区黄金坝区块为例

针对四川盆地周缘昭通国家级页岩气示范区黄金坝区块2口页岩气水平井套管严重变形的情况,基于24臂井径套管变形测量、裸眼井径、电阻率电测、钻时及气测录井、固井CBL/VDL及CBL成像等资料,分析引起套管变形位置附近地层的地质与工程特征,利用三维成像分析软件分析24臂井径测量数据并进行三维成像,得到了变形套管的形态特征。研究结果表明:(1)极严重套管变形井段发生在构造裂缝发育区;(2)套管变形形态为上下方向为主的"S"形弯曲;(3)极严重套管变形呈现明显的遭受岩石高角度滑移挤压而横向剪切变形特征。据此提出建议:(1)该区应重点防范由岩石沿裂缝面滑移引起的剪切套管变形,利用产层段构造等值线图,设计井眼轨迹避开地下局部高陡构造的"脊部"或"谷底"位置;(2)利用产层段蚂蚁体分布图预测的裂缝带分布信息,使井眼轨迹沿裂缝带走向钻进;(3)推荐采用免钻磨大通径桥塞或全通径无限级完井工艺技术,避开压裂后常规桥塞钻磨工序,以确保压裂后的各级压裂层都能投产。     

长宁——威远国家级页岩气示范区建设实践与成效

四川盆地南部长宁—威远地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富、页岩储层品质较优,2012年被确定为国家级页岩气示范区。为了给中国的页岩气勘探开发提供可资借鉴的经验,在对该示范区勘探开发历程进行划分的基础上,总结了各阶段所形成的主体技术和取得的成果认识,以期为四川盆地页岩气勘探开发迈上新台阶夯实基础。研究结果表明:(1)通过10余年的不断探索,川南地区页岩气勘探开发历经了评层选区、先导试验、示范区建设3个阶段,当前已迈入新的发展时期;(2)该示范区建设经历了3轮优化调整:第一轮建产井严格执行开发方案设计的主体技术、第二轮对设计和工程技术方案进行了全面优化、第三轮全面推广地质工程一体化技术,3轮持续调整优化了设计、完善了主体技术、提高了页岩气单井产量;(3)目前,该示范区已建成25×108 m3的页岩气年产能力,掌握了3 500 m以浅页岩气有效开发的方法和手段,得益于技术的不断进步,已初步实现了页岩气规模效益开发。结论认为,该页岩气示范区建设过程中,持续深化评价了页岩气资源、落实了可工作有利区资源及分布、完成了体系建设,川南地区页岩气快速上产的时机已经成熟。     

昭通国家级页岩气示范区五峰组——龙马溪组页岩气富集地质主控因素

昭通国家级页岩气示范区（以下简称示范区）地处四川盆地边缘,由于其具有典型“强改造、过成熟、复杂应力”的盆外山地页岩气特征,进而导致示范区页岩气富集具有复杂性。为了明确示范区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集主控地质因素,从沉积古地貌、岩性岩相、水文环境、储集空间以及保存条件等方面对页岩气的富集控制因素进行分析。研究结果表明：(1)示范区龙马溪组沉积时期古地貌具有分区分带特征,直接控制了页岩气储层在不同地貌单元内具有不同的储层品质,其中斜坡带和水下隆起区页岩储层品质相对较好;(2)五峰组—龙马溪组页岩岩相具有“控储控气”的特征,含黏土/灰混合质页岩（M-3）和混合质页岩（M-2）为示范区优势岩相;(3)五峰组—龙马溪组页岩有机质富集的关键在于水体的氧化还原保存条件;(4)纳米孔隙的大量发育为页岩气的富集提供了充足的储集空间;(5)良好的顶底板封盖是示范区页岩气富集的关键地质因素。结论认为,“水下古地貌是基础、有机质保存是关键、优势岩相控储控气、纳米孔隙系统发育、顶底板封盖”是示范区五峰组—龙马溪组页岩气富集的关键地质构成要素,该认识可以为我国具有类似地质条件的页岩气新区勘探提供理...     

昭通国家级示范区页岩气一体化高效开发模式及实践启示

与已成功开发页岩气的北美地区及四川盆地内勘探开发区块不同,昭通国家级页岩气示范区地质条件复杂、山地地形地貌、钻采工程实施难度大、作业成本高、安全环保管理要求高、页岩气开发风险大。通过"一体化技术手段保质量、促产量,创新管理模式提效率、要效益"的开发思路,探索了适用于南方海相山地页岩气条件的产建一体化IPDP(Integrated Project Development by Production)高效开发模式。IPDP模式以勘探与开发、地质与工程、科研与生产一体化为基础,以一体化项目运作IPMP(Integrated Project Management by Production)模式和地质与工程技术支撑团队为保障,采用"效益产量为目标导向、工程技术保障、逆向思维设计、正向组织实施、工厂化作业"的工作机制,全方位推行全生命周期一体化项目组织实施做法,从而实现由研究评价、现场生产实施到项目组织管理全过程把控的山地页岩气钻采工程品质和气井产量。通过采用与单井产气量挂钩的一体化风险项目总包模式,增强效益产量责任意识,优化生产组织,确保各环节无缝衔接,有效提高作业效率,实现降本增效,规避了开发风险,实施效果显著,为南方海相山地页岩气高效开发作出了有益探索。     

昭通国家级页岩气示范区水平井地质工程一体化导向技术应用

与成功进行页岩气开发的北美地区及四川盆地内勘探开发区块不同,昭通国家级页岩气示范区具有微幅度构造及裂缝发育、应力条件差、箱体厚度薄等特点,水平井钻井中轨迹控制难度大,页岩气高效开发难度高。综合地质工程因素,统筹考虑,进行轨迹优化控制,以经济效益为前提建立钻井提速提效模式。其核心在于通过钻前分析、钻中优化、钻后评价,不断探索优质页岩储层空间展布规律、优选技术方案,采用元素录井+随钻伽马控制技术、地震逐点引导技术、蚂蚁体+视极性工程预警技术和导向工具优化组合,实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行,有效保障了水平段优质储层钻遇率和轨迹平滑,钻井品质不断提升,为实现单井高产打下坚实基础,地质工程一体化导向技术现场应用效果显著。     

昭通国家级示范区龙马溪组页岩气储层超压成因浅析

与北美页岩气区块页岩储层相比,昭通国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组页岩表现埋藏深、成熟度高、孔渗低、地层压力系数高的特点。以页岩气钻井、测井资料解释及试井、试气数据为依据,着重对龙马溪组页岩气储层超压的分布规律和形成机制进行分析,以探索储层超压与页岩气高产的关系。研究表明,页岩储层超压与保存条件关系密切,随储层埋深与向斜宽度的增大、离通天断层与剥蚀区的距离增加,储层压力系数增大;而有机质生烃、剥蚀卸载、地应力挤压以及致密封隔层,是页岩储层超压形成的主要原因。分析认为,页岩储层超压是页岩气高产的重要因素,反映出处于有机质过成熟演化阶段的昭通示范区页岩储层,天然微裂缝发育,游离气所占比例较高。总体认为,昭通示范区龙马溪组页岩储层具有典型超压特征,是页岩气开发的甜点区,同时加强页岩储层超压预测研究有利于指导页岩气勘探。     

页岩气叠后裂缝综合预测技术——以长宁国家级页岩气示范区为例

基于四川盆地长宁国家级页岩示范区的开发实践,认为天然裂缝（简称裂缝）是影响页岩气开发效果的重要因素。研究区前期裂缝预测大多采用单一技术,预测结果与实钻情况符合率不高,给页岩气钻井及压裂改造等带来一定困难。为此,文中提出了一种页岩气叠后裂缝综合预测技术,即：以叠后地震数据为基础,综合应用构造导向滤波、三维体最大正振幅曲率属性提取和蚂蚁体追踪技术,实现天然裂缝预测。研究结果表明：研究区断层、裂缝发育程度高,大断裂主要发育在北西部,断层走向主要为北东—南西向,延伸距离长;向斜区发育大量微裂缝,以网状缝为主,裂缝倾角较大,呈近直立状。采用该技术进行天然裂缝预测,预测结果分辨率高、裂缝分布合理。利用微地震检测、成像测井、钻井等资料验证了该技术的可靠性,预测结果与实钻情况平均符合率达80.6%。文中研究成果可以指导研究区后续页岩气开发,规避钻井风险,提高压裂效率。