青海涩北气田建成产能84×10~8m~3

<正>2009年11月19日,青海油田公司涩北气田日产天然气1519×104m3,通过5条长输管道源源不断进行外输。至此,涩北气田累计建成天然气年产能84×108m3.涩北气田是目前中国石油陆上第4大气田,也是涩宁兰管道的气源地和西气东输管道的主要战略接替气源之一。     

克拉美丽火山岩气田产量突破74×10~8m~3

正2018年10月9日据悉,拥有75口天然气井的新疆油田克拉美丽火山岩气田,保持日产气300×10~4m~3连续稳产3年,累计生产天然气超74×10~8m~3,成为目前新疆油田日产气最高气田。新疆油田通过攻克一系列世界性难题,大大提高了北疆天然气供应量。克拉美丽气田是新疆油田发现的首个千亿立方米储量规模火山岩气田,气藏地质条件复杂,储层刻画难度大,开发规律认识     

涩北气田第四系疏松砂岩气藏有效开发工艺技术研究及应用

如何有效开采疏松砂岩气藏一直是世界性的难题。针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏开发中存在出砂严重、治砂难度大,管外封窜不严、治水难度大等难题,青海油田公司经过多年的探索试验和攻关研究,在多项工艺技术上得到突破,形成了适合涩北气田疏松砂岩气藏的出砂监测技术、防砂工艺技术、冲砂工艺技术、分层开采技术和排水采气工艺技术等特色开发技术。通过采气工艺技术的现场试验和推广应用,表明这些工艺技术是进行疏松砂岩气藏开发的有效方法,并为涩北气田的产能建设做出了重要贡献。     

疏松砂岩气藏产能影响因素分析

随着涩北气田开发进入到稳产挖潜阶段,逐渐暴露出一系列制约气田开发的难题,通过对涩北气田疏松砂岩应力敏感渗流理论的系统研究,推导出应力敏感对产能影响程度的计算公式,预测储层在不同含水阶段的气井产能,对制定具有压实效应的疏松砂岩含水气藏开发政策具有指导意义,可有效提高开发中后期产能测试与评价的准确度,为涩北气田稳产和提高整体开发效益,安全平稳供气,确保气田高效开发提供技术保证。     

中国最深气田建成投产

<正>随着中国石油塔里木油田公司克深9气田最后一口开发井——克深9-1井投产,目前国内最深的气田完成了产能建设,每天将新增60×10~4 m~3的天然气输向下游,为当地冬季保供增气。克深9气田位于新疆天山南麓,含气总面积为51.5 km~2,探明天然气储量为548×10~8m~3,是世界罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩     

2014年四川盆地天然气产量超过270亿立方米

<正>随着元坝气田、磨溪区块龙王庙组特大气藏等的逐渐建成投产,加上页岩气产量上升,2014年四川盆地天然气产量超270×10~8m~3,创历史新高。通过高水平建设磨溪区块龙王庙组特大气藏,强力推进页岩气示范区建设及积极实施老气田挖潜工程三管齐下,2014年生产天然气137×10~8m~3,同比增产10×10~8m~3;通过加速推进元坝气田产能建设和川西地区天然气增储上产,2014年生产天然气超33.5×10~8m~3;2014年普光气田天然气产量超103×10~8m~3。     

青海油田3年累计生产天然气100亿立方米

中国石油青海油田公司坚持油气并举战略,全力打造“百亿立方米”高原精品气田,现已在涩北一号、二号和台南三大主力气田形成天然气产能76．56&#215;10^8m^3,近3年全油田累计生产天然气104．8&#215;10^8m^3,仅涩北气田就达到95．5&#215;10^8m^3。     

涩北气田气井出水分析及对策探讨

青海省柴达木盆地是中国石油天然气股份有限公司的重要气区之一,其中涩北气田是青海气区天然气开发的主战场,占青海油田盆地总探明地质储量的93.3%,占盆地总探明可采储量的94%。涩北气田属于第四系生物成因气藏,为一完整、无断层发育的背斜构造,属于湖泊沉积相,主要发育有滨、浅湖亚相,滩砂、坝砂和泥滩沉积微相;储层具有高孔隙度、中-低渗透率的特点;岩性以含泥粉砂岩和泥质粉砂岩为主,夹少量细砂岩,碎屑颗粒胶结程度低,欠压实,易松散,盖层为泥岩层;气田具有含气井段长、气层多且薄、气水层间互、地层胶结疏松和气水界面复杂等特点,国内外类似气田罕见,涩北气田已被列为我国五类难开采气田之一。     

涩北气田疏松砂岩气藏气井多因素综合配产研究

涩北气田开发已进入稳产挖潜阶段,针对暴露出的一系列制约气田开发的难题,通过对涩北气田疏松砂岩储层配产因素的系统研究,逐步确定合理的采气速度,实现均衡采气,对制定具有压实效应的储层和边水气藏的开发政策具有指导意义,为涩北气田稳产和提高最终采收率提供技术保证。     

2000年以来中国大气田勘探开发特征

截至2013年底,中国共探明51个大气田,天然气储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛。总结2000年以来中国大气田勘探、开发的特征,可以为发现更多的大气田提供借鉴和思路。中国大气田勘探特征:仅发现于沉积面积大于10×10~4km~2的盆地,已在9个盆地中探明了大气田;2005年前大气田探明天然气总储量较少,为2.708588×10~(12)m~3,之后则较大,2013年底探明天然气总储量为8.168377×10~(12)m~3;大气田储量丰度最大的和最小的相差超过86倍,储量丰度最大的克拉2气田为59.05×10~8m~3/km~2,最小的靖边气田为0.684×10~8m~3/km~2;深度介于3000~4500m的大气田探明储量比例大,占总储量的46.11%。中国大气田开发特征:大气田的产量是中国天然气工业的支柱,2013年大气田总产量达922.72×10~8m~3,占全国天然气总产量的76.3%;大气田的产量中以煤成气为主,2013年大气田中煤成气总产量为710.13×10~8m~3,煤成气占全国大气田总产量的77.0%;关键大气田(苏里格、靖边、大牛地、普光、克拉2等气田)的产量是支撑产气大国的基石。     

中国石油西南油气田公司年产气量突破200亿立方米

正中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)2017年产天然气达210.2×10~8 m~3,年产量首次迈上200×10~8 m~3台阶,比上年增长了20.17×10~8 m~3。西南油气田开发四川盆地天然气资源近60年,截至2017年底,累计产气量超过4304×10~8 m~3,相当于3.37×10~8 t原油。近年来,西南油气田面对市场需求波动大、地质条件复杂、开发难度大等挑战,统筹资源、市场,调结构、稳增长,创新驱动新区增储上产、老气田稳产工程,实现了稳健发展的良好局面。     

青海钻出国内第四系高产天然气

近日，青海油田公司台南气田台H5-1水平井经试采证实，14mm气嘴天然气日产量为48×10^4m^3，该井水平井段长1009m，创造了国内第四系疏松砂岩气田最长水平段水平井之最，也填补了该地区水平井钻采的空白。     

克拉2气田天然气累计产量突破1000×10~8m~3

<正>截至2017年7月4日23时,西气东输的主力气源地——克拉2气田累计生产天然气突破1 000×10~8 m~3,是继2010年5月27日累计生产天然气5 00×10~8 m~3后的又一个里程碑。作为国内累计产气量最高的单个整装天然气田,目前,克拉2气田有19口生产井平稳运行,其中KL2-7单井最高日产量500×104m~3。近5年来,中国每生产6 m~3天然气,就有约1 m~3天然气出自塔里木油田。塔里木油田每生产3 m~3天然气,就有约1 m~3天然气     

涩北气田防砂技术及应用

涩北气田由于储层疏松、出砂量大，严重影响了气井的正常生产，同时增加了生产成本．进入九十年代以来，先后在十多口井上进行了化学、机械防砂试验．因次探索出适合于涩北气田地质特征，经济、有效的防砂方法，是涩北气田今后增产稳产研究的主功方向．2002年，天然气开发公司通过技术合作，对涩3—3井、涩3-18井进行了端部脱砂压裂防砂和复合纤维防砂先导试验，为涩北气田的防砂方法进行了有益的探索，也为涩北气田防砂工艺提供了重要依据．     

分层采气工艺技术在涩北气田的应用

涩北气田是青海油田的主力天然气田，属于第四系自生自储的生物成因原生天然气藏，天然气组分中甲烷含量在98%以上，不含硫，微含氮气，储层成岩性差、欠压实、胶结疏松，易出砂，这些条件限制了气井产量的提高。针对这种情况，经过多年的研究与探索，逐渐形成了以分层采气为基础的一系列适合涩北气田的采气工艺技术，提高了气井的单井产量，促进了涩北气田开发水平的提高。     

用渗流机理物理模拟技术研究气田出水机理——以涩北气田为例

出水是制约涩北气田稳产及降低气田开采效益的主要因素,对出水机理的深入、全面认识,是涩北气田找水、防水和治水措施成功的前提,更是涩北气田产能建设及稳产目标实现的重要保障。涩北气田属于多层疏松砂岩的出水气藏,开采难度大,不确定性因素多,国内外相似气田的开发理论和开发经验都很缺乏。目前对其储层内气水渗流机理和出水机理的认识大部分仍然只是定性的,缺乏量化分析,无法对防水治水措施的制定提供操作性强的指导,迫切需要全面深化对疏松砂岩储层渗流机理的物理模拟研究。通过调研国内外在疏松砂岩岩心加工、储层物性参数测试的校正、渗流机理的微观物理模拟等方面的技术进展,结合气田储层物性特征、气水两相的渗流特征以及目前对气田出水规律的认识,探讨了气田出水机理物理模拟的实验技术思路,为下一步室内实验装置与实验方案的设计奠定了理论基础。     

中国石化西南油气分公司天然气产销量创新高

正2021年,中国石化西南油气分公司持续提升天然气勘探开发力度,大力推进认识深化和技术攻关,加快培育天然气增储上产新阵地,持续增强老区稳产能力,积极开展关键技术攻关应用,大幅度增加天然气经济可采储量,力争实现老气田稳产、新区稳步建产、产量稳定增长,为全面实现"十四五"规划目标开好局、起好步。截至目前,该公司已生产天然气14.8×10~8 m~3,销售天然气13.5×10~8 m~3,同比分别增长27%、26%。     

涩北二号气田高低压集气工艺及管网两相流模拟

青海油田所属涩北气田为全国陆上的大气区，涩北二号气田为其主力气田之一。截止到2002年，该气田的天然气地质储量为826.33×10⁸m3。 2005年，涩北二号气田成功实施了高、低压集输地面工程，2007年5月29日，涩格输气管道复线工程投产，标志着青海油田天然气管输能力得到大幅提升。为此，对涩北二号气田高低压集气工艺进行了介绍，对集气管网进行了水力和热力核算，提出了高低压集气管网的流量、压力和温度运行参数；还对高低压集气管网在不同工况下的两相流状态进行了模拟，获得了气田集气管网各管段在事故状态下的最长允许停输时间，并对其启动时的含液量进行了预测。以期为气田生产及事故状态下的运行提供决策依据。     

解放思想 科学管理 实现涩北气田钻井持续提速

2008年是涩北气田100×10^8m^3产能建设规划开局之年,中国石油青海油田公司解放思想,创新机制,集成技术,强化管理,实现了涩北气田钻井持续提速,保障了产能建设任务的完成。     

国内目前压力最高的气田产能建设全面展开

正位于新疆拜城县境内的克深13气田新增日产天然气103×10~4 m~3,标志着国内目前压力最高的气田产能建设全面展开。克深13气田含气面积为49.9 km2,整体探明天然气地质储量达550×10~8m~3,地层压力超过136 MPa、井口压力超过110 MPa,是目前国内气田开发史上压力最高的超高压气藏。刚刚完成钻探任务的克深132-2井和132-3井是该气田的首批开发井,两口井油压都超过104 MPa,日产气量均超过50×10~4 m~3。截