四川油气田天然气开发技术新进展

2000年以来，四川油气田天然气业务呈快速发展态势，天然气产量年均增长率超过了10%。面对高含硫气田开发延后、上三叠统须家河组气藏规模有效开发技术难度大和老气田递减明显加快等困难，在须家河组气藏规模有效开发等“三大攻坚战”和老气田挖潜这四大开发领域内，大力开展技术集成和创新，获得了精细气藏描述等九项独具特色的技术新进展，推动了天然气业务的快发展。特别是2007年在高含硫气田22×10⁸m³产量未能兑现的条件下，依靠技术创新和老气田挖潜，仍然实现了年产气144.71×10⁸m³的目标，较2006年净增11.56×10⁸m³，增幅达到8.7%。     

三个创新助推川渝地区天然气开发业务快速发展

中国石油西南油气田公司重组改制成立10年来,天然气开发呈现跨越式发展,产量增长近一倍,2004年产量过100×10⁸ m³,2006年油气当量突破一千万吨,四川油气田成为国内首个以天然气生产为主的千万吨级大油气田。所取得的发展成果与始终坚持“三个创新”是分不开的。①思想创新,不断拓展开发新领域：创新开发思路,上三叠统须家河组低渗透气藏实现规模效益开发;创新开发建设模式,高含硫气田安全清洁开发有序推进;立体开发与滚动勘探开发相结合,老气田开发新领域见到实效。②科技创新,集成发展了五大技术系列：提高气田采收率配套技术、低渗透气藏规模效益开发配套技术、高含硫气田安全清洁开发配套技术、钻井提速工程配套技术、地面建设工程配套技术。③管理创新,优化资源配置：勘探开发一体化,加快了开发建设步伐;精细管理挖潜,老气田实现持续稳产;统筹规划,加快建设,生产系统保障能力大幅提升;深化作业机制改革,提高气田开发效益;产运销一体化管理保障供气,切实履行了政治、经济、社会“三大责任”。     

高含硫气藏开发技术进展与发展方向

四川盆地已探明高含硫天然气储量超过9 000×10⁸m³,占全国同类天然气储量的比例超过90%。作为中国高含硫天然气开发的主战场,四川盆地已有近47年的高含硫气藏开发历史,积累了丰富的开发成果和技术经验,同时“走出去”支持海外天然气合作开发,代表了中国高含硫气藏开发的最高水平,并引领我国高含硫气藏开发的技术发展方向。分析了高含硫气藏开发的特点与难点,总结了高含硫气藏开发方面形成的28项开发特色技术,指出了技术发展方向。     

立体管理模式助推阿姆河右岸千万吨级油气田勘探开发

土库曼斯坦阿姆河右岸天然气合作勘探开发项目是集勘探、开发、建设、运行、销售于一体的综合项目。面对工期紧迫、工程浩大、自然条件恶劣、地质条件复杂、资源国基础设施较薄弱、决策环节较多等诸多困难,中国石油（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司围绕2009年建成一期工程和2013年基本建成二期工程两大工作目标,针对海外项目特点和产品分成合同（PSC）要求,打破常规传统模式,创新勘探开发“一体化” 的立体管理模式,即：组织管理一体化、信息共享一体化、研究体系一体化、业务流程一体化、科研生产一体化、地质工程一体化等来破除部门和井别限制,实现勘探开发业务融合管理、无缝衔接,减少重复建设,缩短气田建设周期,促进投资效益的提高。同时集成创新了盐下缓坡礁滩高压气藏群高效开发配套技术及特大型跨境台内滩叠合气田高效开发配套技术,并实现了规模化应用,填补了我国在该领域的技术空白。6年时间探明天然气储量超过5 000×10⁸ m³,基本建成年产天然气130×10⁸ m³的生产能力,取得了显著的社会经济效益,可为海外及国内同类型油气勘探开发项目提供借鉴。     

中国石化油气勘探回顾与展望

“十五”期间,中国石化油气勘探取得重大进展。发现并快速探明国内最大的海相碳酸盐岩天然气田--普光气田,并逐步探明了塔河特大型海相古岩溶油田,石油勘探实现持续稳定增长,天然气勘探实现快速发展,新增探明石油地质储量13.1×10⁸t,探明天然气地质储量6 825.9×10⁸m³;在理论和技术方面,陆相隐蔽油气藏地质理论与勘探技术系列日趋完善,海相碳酸盐岩油气藏地质理论与勘探技术系列初步形成;在管理方面积极探索了新的体制和机制,特别是在新区风险勘探方面形成了“集团化决策、项目化管理、市场化运行、社会化服务”的管理模式,有效地支持了油气勘探的大突破、大发现,为中国石化“十一五”乃至更长时期的油气资源战略的实施搭建了一个坚实的平台。     

“中国石油”天然气勘探开发形势与展望

中国天然气工业正处于大发展的早期阶段。天然气勘探蓬勃发展,天然气开发处于快速发展的初期阶段。新一轮资源评价结果表明,中国天然气资源丰富,勘探潜力大。截止到2005年底,全国探明天然气地质储量4.92×10¹²m³,2005年全国天然气总产量已近500×10⁸m³、2006年全国天然气总产量近600×10⁸m³。中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）所属区块拥有的天然气资源量。占全国的60%左右;截止到2005年底,“中国石油”已探明天然气地质储量近3.6×10¹²m³,2006年“中国石油”天然气年产量达440×10⁸m³。在“十一五”期间,“中国石油”的天然气储量仍将大幅度增长,天然气产量还将快速增加。     

关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发

苏里格气田发现于2000年,目前天然气日产量已突破1000×10⁴m³,是中国石油天然气主力上产区之一。该气田储层呈薄互层、非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现有效开发。面对该气田的开发难题,以试生产试验区为载体进行了为期4年的开发前期评价,开展了地震-地质综合研究及钻采、地面工艺试验,对六项关键技术集中攻关取得突破,探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子,集成创新了12项开发配套技术,形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路,成功地实现了对苏里格气田的规模开发,为今后该气田2×10¹²m³储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。     

苏里格低渗透气田开发技术最新进展

苏里格气田发现于2000年,2010年天然气产量达到10５×１０^８ｍ^３,生产能力达到135×10⁸ m³/a,是我国目前储量和产量最大的整装气田。该气田储层物性差,非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现高效开发。面对该气田的开发难题,以生产试验区为载体进行了针对低渗透气田高效开发技术的攻关,形成了12项开发配套技术。最近两年在精细气藏地质描述技术、丛式井和水平井开发技术、储层改造等关键技术上又取得了新的突破,应用效果良好,初步探索出了适合苏里格低渗透气田高效开发的方法,为今后苏里格气田年产230×10⁸ 3/a开发目标和持续发展提供了技术保障。     

苏里格气田苏10井区地面建设优化方案

苏里格气田苏10井区属于克拉通盆地的岩性气藏,有着“低孔（8.95%）、低渗透（0.73×10^-3 μm²）、低产（1×10⁴～3×10⁴ m³/d）、低丰度（1.3×10⁸ m³/km²）、低饱和度（50%～60%）、低压（28 MPa）”的“六低”特征,经济有效开发的难度非常大,该气田的开发曾因此陷入停顿。为了实现在满足技术要求前提下低成本开发的目标,打破常规,围绕总体布站方案开展了大量的创新、研究、比选,制定出一个更先进合理的适应“六低”气田的集中增压“枝上枝”阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案大大简化了集气设施,降低了能耗,从而大幅度降低投资。实践证明,这些优化方案不仅适用于苏里格气田的开发和建设,也为类似“六低”气田的开发和建设提供了借鉴作用。     

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向

鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏（靖边气田）、低渗透砂岩气藏（榆林气田）和致密砂岩气藏（苏里格气田）的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展：①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量超过直井的3倍,产能建设比例保持在50%以上;②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10⁸ m³以上的天然气生产能力,当年产气量达到290×10⁸ m³,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。     

中国非常规致密岩油气藏特征

致密岩油气是非常规油气资源的一种,在全球广泛分布,在中国分布也十分广泛,具有广阔的开发潜力,但目前我国对其的勘探程度还比较低。为此,研究并总结了中国致密岩(砂质岩、泥质岩、泥质灰岩等)油气的主要特征:具有特低的孔隙度、渗透率条件,致密岩与烃源岩多呈互层状,多时代、多层段叠置并大面积成藏,该类油气藏组合类型多样、以自生自储组合为主,具有多层、多点、全方位排烃和充注的特点,油、气、水关系复杂,常与泥页岩油气及煤层气共存。结论认为,在中国非常规油气资源类型中,致密岩油气资源潜力最大,而且致密岩油气比暗色泥页岩油气或煤层气开采技术难度相对要小,是我国当前和今后油气勘探开发最重要和现实的接替领域之一。     

考虑非平衡过程元素硫沉积对高含硫气藏储层伤害研究

元素硫沉积是高含硫气藏开发有别于常规气藏开发的一个重要研究内容.当地层压力下降时,元素硫溶解度下降使其沉积下来,沉积的元素硫会堵塞地层,从而降低地层孔隙度和渗透率.为了定量研究硫沉积对地层孔隙度和渗透率的影响,首先建立了元素硫沉积的伤害模型,然后利用该模型对一个实际高含硫气藏开发时由于元素硫沉积引起的地层孔隙度、渗透率和沉积含硫饱和度的动态变化进行了计算求解.通过实例计算发现:地层渗透率越低时越容易发生硫沉积,且硫沉积主要在井筒附近发生,当生产时间越长时,硫沉积的量越多,从而对地层的伤害越严重.     

低渗透砂岩中的低对比度油气层类型及成因分析

通过对四川盆地包-界地区须家河组和鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段低渗透砂岩油气层测井响应特征的深入分析,结合试油、分析测试和岩心薄片鉴定资料,提出了广义的低对比度油气层的概念。在低渗透砂岩储层中,低对比度油气层包括4种类型:油气层和水层电阻率差异小的低对比度油气层;有自然产能的油气层和干层的孔隙度及电阻率差异小的低对比度油气层;压裂后具工业产能的油气层和干层孔、渗差异小的低对比度油气层;高产油气层和低产油气层的孔隙度和电阻率差异小的低对比度油气层。通过对低对比度油气层岩心NMR和薄片鉴定结果的深入分析表明,导致低渗透砂岩储层中产生上述4种低对比度油气层的主要原因在于其复杂的孔隙结构引起的高束缚水饱和度和成岩相差异。     

中国南方志留系油气地质特征与勘探方向

中国南方志留系勘探程度较低,制约了对志留系自身油气成藏特点的研究和认识。从烃源岩的时空分布、优质烃源岩的发育环境、生烃史3个方面分析了中国南方上奥陶统-志留系的烃源条件;分析了志留系发育碎屑岩、碳酸盐岩两类储层的条件,对中国南方志留系油气成藏的基本特点进行了总结。该区上奥陶统-志留系优质烃源岩主要发育于上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组底部,以好-最好烃源岩为主,川东南-鄂西渝东区上奥陶统-下志留统烃源条件最好。上述两类储层均以低孔低渗-特低孔低渗为特征,其中,碎屑岩是主要的储集岩类。下志留统龙马溪组为优势盖层发育层位,是一套良好的区域性盖层。扬子区志留系泥岩具有较低孔隙度、较低渗透率、高突破压力、以超微孔为主的物性和孔隙结构特征,现今演化程度虽高,但仍具有良好的封盖能力。志留系天然气具油型气特征,并可能与储层中原油裂解成气有关,至少具有2期油气生成和运聚过程。结论认为：川东南-鄂西渝东区为志留系天然气勘探最有利区,江汉平原南部冲断褶皱区和下扬子海安地区则为勘探有利区。     

苏丹Fula油田油藏地质特征

苏丹穆格莱德盆地Fula油田主要为较浅的白垩系Aradeiba组、Bentiu组的普通稠油油藏和Abu Gabra组的稀油及天然气藏。主体区块FulaNorth断块Bentiu组油藏为一垒块上的断背斜块状油藏,具有倾斜的油水界面。Aradeiba组为浅湖沉积的层状薄砂岩的高孔、高渗储层,Bentiu组为辫状河沉积的厚层块状砂岩的高孔、高渗储层,Aradeiba组和Bentiu组油藏埋藏浅,砂岩胶结疏松、物性好、易出砂、地层压力低,原油具有密度大、粘度高、酸值高和油稠等特点。Abu Gabra组的层状油气藏为三角洲前缘沉积砂岩、厚度薄、中孔、中渗、物性差,具有断块小、储层相变快、油气高度低等特点。Abu Gabra组油藏的形成主要受侧向封堵条件、储层的储集性等地质条件控制;有效的生、储、盖组合、泥岩的侧向封堵是Darfur群、Bentiu组油藏最主要的控制因素。     

塔中地区北部斜坡带下奥陶统碳酸盐岩风化壳油气富集特征

塔里木盆地塔中地区北部斜坡带下奥陶统发育大型碳酸盐岩风化壳.对风化壳储层及其成藏条件的研究表明,风化壳储层类型以次生溶蚀孔洞形成的低孔、低渗储层为主,储层主要发育于下奥陶统顶部,分布范围与古构造活动形成的不整合面形态具有较好的对应关系.断裂及裂缝的发育对改善风化壳储层具有重要作用,形成了纵向上叠置、横向连片、沿岩溶斜坡部位广泛分布的风化壳储层.断裂和不整合面构成的输导体系控制了风化壳的油气运聚成藏,储层发育程度控制了风化壳的油气富集程度,多期油气充注与风化壳储层非均质性造成了风化壳油气赋存的差异性.     

焉耆盆地油气藏特征与成藏模式

焉耆盆地是我国西部众多中新生代小型含煤盆地之一。 1993年开始进行规模性勘探 ,先后探明了宝浪油气田和本布图油田。该盆地油气藏圈闭成因类型主要为与逆断层有关的背斜、断背斜油气藏 ;油气具有典型煤成烃特征 ,油气藏流体相态类型丰富 ,气油比高 ,流体性质好 ;油气藏几何类型以层状边水为主 ;油气聚集层位主要为侏罗系三工河组 ,油气层分布集中 ,单井油气层厚度大 ,埋深适中 ;侏罗系储集层主要为低孔低渗的孔隙型碎屑岩 ;压力系数较高 ,产能中等 ;单储系数低 ,储量丰度中等。通过烃源岩生排烃史、圈闭发育史和成藏史分析 ,研究了油气藏的形成机理 ,探讨了成藏模式     

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针对川南低渗低孔碳酸盐裂缝型有水气藏开发中后期普遍出水和低压的突出矛盾,本文就提高低渗低孔有水气藏禾收率开采工艺枝术措施的开发及应用进行了初步探讨。     

塔里木盆地中央隆起带奥陶系碳酸盐岩台缘带油气富集特征

在塔里木盆地塔中地区发现了中国最大的奥陶系生物礁型碳酸盐岩油气藏,油气沿塔中隆起北部上奥陶统碳酸盐岩台缘相带展布,为无明显边底水、油气水分布复杂的非常规油气藏。对油气成藏条件与油气富集规律研究表明,塔中上奥陶统良里塔格组发育大型镶边台地边缘礁滩相沉积系统;礁滩体储层纵向叠置、横向连片,沿塔中Ⅰ号构造带台地边缘广泛分布,并以次生溶蚀孔洞形成的低孔隙、低渗透储层为主;三期油气充注与成藏形成了巨大的资源潜力,沿台缘带形成大面积、低丰度准层状礁滩型岩性油气藏。大型台缘相带控制了塔中Ⅰ号构造带的油气运聚成藏,储层是油气富集的主控因素,多期油气成藏与储层非均质性造成了油气赋存的差异性。     

深层致密气藏早期开发评价中几个问题的探讨

深层致密气藏“两低两高”的地质特征,即低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度、高非均质性,决定了该类气藏的开发特点,即自然产量低,往往达不到工业气流标准;生产压差大,稳产基础薄弱。从非常规天然气的存在、工艺、工程等方面分析了预探井失效的原因,研究了深层致密气藏的异常渗流机理及其影响因素。多学科有效协作是深层致密气藏勘探开发成功的关键,只有以经济效益为中心,坚持勘探开发一体化,加强以提高气藏单井产能为核心的配套工艺技术攻关,才能实现深层致密气藏的高效勘探开发。