基于Web Services的数字气田生产监控系统结构设计与实现

数字气田的生产监控趋向于跨系统、跨网络、跨平台的松耦合异构分布式系统发展，而传统的分布式计算技术已不能满足这种需求；为此，进行了Web Services分布式计算技术在数字气田生产监控系统结构中的研究设计；通过此系统为数字气田生产建立了基于Web Services的监控平台，从而将移动终端系统、远程Web调用、远程生产集中监控结合在一起，实现了数字气田生产监控信息的有效整合。     

数字气田中分散异构网络集成解决方案

通过研究和分析对比计算机网络、无线通讯网络和控制网络的相应技术,并参照一些典型的油田网络解决方案,充分利用中国移动的网络优势、技术优势、服务优势,使得“三网”有机的集成,形成具有可扩展性的川西气田的网络集成方案。成果将是成熟的无线通信技术与气田开发技术的结合。     

苏北黄桥二氧化碳气田——一种特殊的成藏类型

苏北黄桥二氧化碳气田是我国目前开发利用的最大气田之一,其地质储量为260×108m3,基本探明储量64×108m3.该气田深部由层状与块状气藏组成,浅部为富含氦气的天然气藏。根据二氧化碳气田的组成与同位素数据表明二氧化碳气来源于深部地幔。各气藏主要是通过裂缝运移、聚集而成。其成藏时间最晚。      

克拉2气田克拉203井产能分析与试井解释

克拉2气田在西气东输过程中担任重要角色，克拉203井是该气田内一口最具代表性的高产井。因此，对克拉203井作出正确的产能评价与试井解释具有特殊的意义。本文通过对气相垂直井筒压力研究，计算出井底折算压力。利用折算后的压力数据，给出了二项式产能方程和指数式产能方程，求得真实无阻流量。通过PPD导数分析，正确判断出压力出现异常的原因，并对克拉203井进行了不稳定试井解释，为正确认识该井地层特征和建立合理的工作制度提供了理论依据。     

大牛地气田大12-大66井区沉积微相与储层产能关系

以大牛地气田大12—大66井区为研究对象,基于物质供给和沉积水动力条件、河道结构与特征,探讨了沉积微相纵向结构与产能分布之间的成因关系,沉积微相横向结构与产能分布之间的内在关系。研究表明,物质供给和沉积水动力条件的组合关系是影响沉积微相纵向产能分布规律,其中物质供给充分、稳定的强水动力条件下,主要为中高产气层;分流河道微相中心位置,测试产能相对稳定,中高产气层分布比较多。分流河道微相边部,测试产能有不稳定的特点。两个强水动力沉积的河道交汇处,是中、高产气层的密集发育区。另外,曲流化的固定河道,因复杂化而形状变化大、难钻遇,但潜力大。不稳定河道,储层整体产能低,但强水动力沉积区仍具挖潜价值。研究结果与大12—大66井区生产测试结果吻合。     

控缝高技术在东胜气田的应用效果分析

东胜气田什股壕地区压裂试气结果表明部分井盒1层存在上气下水现象,有效控制压裂裂缝高度是确保施工成功和有效的关键。本文在分析影响裂缝高度各种因素的基础上,结合东胜气田的工程地质特征,采取了多种控缝高技术对策,现场应用效果和井温测井结果均表明缝高都得到了有效控制,说明目前采取控缝高技术是可行且有效的。     

世界最大气田

最大的陆上气田：世界陆上最大的气田——俄罗斯西西伯利亚盆地的鸟连戈伊气田，位于西西伯利亚平原西北部的普尔河岸，地处高纬度，近北极圈，又有“极地气田”之称。探明储量8．06×10^12m^3，约占世界总储量的6％，有15个砂岩气层，产层总厚176m，平均孔隙度20％。储气构造为平缓对称的背斜圈闭，宽20km～30km，长180km，圈团面积超过5000km^2。     

连续油管分层压裂技术在神木气田的探讨应用

神木气田自上而下发育着多个含气气藏,要兼顾所有气藏的开发,连续油管分层压裂技术是解决这一问题的有效方法之一。本文简要分析了神木气田的地质特征,介绍了神木气田压裂技术应用现状,对比分析了连续油管分层压裂技术在多层系储层改造中的优点,并对连续油管分层压裂技术在神木气田的应用作了实施效果分析,为连续油管分层压裂技术在神木气田的推广应用提供了依据和参考。     

产气剖面测试在苏里格气田东区的应用

苏里格气田东区属于岩性气藏,具有低渗透、低压和低丰度特征,储层致密,非均质性强,采用多层合采的方式进行生产。随着生产时间的延续,成藏滞留水及凝析液产出会导致气井产能大幅度下降,且产液层位难以判断,给生产带来很大的困难。传统气井管理方面,只能根据气井静态资料做定性分析,无法定量、准确评估气井各个气层的产气贡献率及产水情况。     

扭力冲击器在宋深9H侧钻小井眼水平井中的应用

为提高庆深气田侧钻小井眼水平井钻井速度,缩短钻井周期,开展了扭力冲击器配常规导向动力钻具提速技术的研究与应用。首先,重点分析新钻具组合强度是否满足钻进需求,从而防止应力集中造成钻具疲劳破坏;其次,利用扭力冲击器泵压-排量回推公式,优化钻井参数;最后,按照钻具允许的弯曲半径必须小于井眼/套管实际弯曲半径的原则,分析了Ф215.9 mm和Ф152.4 mm钻具组合通过能力,从而实现了钻具安全下入,形成了庆深气田扭力冲击器小井眼水平井提速技术,并在宋深9H井成功实施,为加快深层砂砾岩气藏的勘探开发提供了新的技术手段。