东北最大数据中心在吉林石化投用

11月16日，由中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司组织建设的煤层气田示范工程在沁水县建成投产，这一工程成为我国首个数字化、规模化煤层气田示范工程。     

太行山下引"气龙"

蛰居太行山南麓千米地下的煤层气,再也不是有气无力的"潜龙"了.截至目前,华北油田煤层气公司(以下简称"煤层气公司")在这里建成了8亿立方米产能,中国第一个数字化、规模化的煤层气田示范工程也由此崛起.     

“六化”催生跨越式发展

<正>通过"六化"建管模式,华北油田建成我国首个数字化规模化煤层气田示范工程。今年以来,华北油田煤层气开发的捷报不时穿过重重关山飞越而来。截止到9月21日,华北油田樊庄区块新井日产气量达10万立方米;继5月20日突破35万立方米后,8月初郑庄新区产气量稳步突破40万立方米……面对全新的业务领域、复杂的环境条件、有限的技术支撑和激烈的市场竞争,中国石油华北油田分公司坚持"建设标准化、技术工业化、组织扁平化、运作市场化、现场自动化、上下游一体化"的"六化"建管模式,在太行深处率先实现了煤层气开采商业化运营,建成中国第一个数字化规模化煤层气田示范工程。截至上半年,华北油田累计自产商品气22.6亿立方米、合作气6.3亿立方米。     

发挥科技支撑引领作用 推动煤层气业务更好更快发展

煤层气作为一个"兴利除弊"的新兴能源产业来发展并建设成一定的规模,在我国,华北油田是第一家。文章较详细地介绍了中国石油华北油田公司在山西高阶煤发育的沁水盆地进行煤层气资源勘探开发建设的情况。据介绍,"十一五"期间,华北油田公司按照"创新地质认识、攻克瓶颈技术、提高单井产量、形成配套技术"的原则,积极探索高阶煤的成煤环境、储气机理、产气规律,并积极组织煤层气钻井、压裂、排采、集输处理等技术难题的攻关研究,开展水平井开发技术现场试验和示范工程建设。经过近五年的大胆实践和探索,已累计探明地质储量1000多亿立方米、完钻1000多口井、建成6座集气站和年处理量10×108m3的中央处理厂,形成年产8×108m3的煤层气生产能力,建成了中国石油第一个数字化、规模化煤层气开发示范区,开创了规模化生产的先河。短短几年时间走过了别人十几年走过的道路,成为中国石油煤层气业务发展的领跑者。     

沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考

中国石油天然气股份有限公司“十一五”期间在没有任何经验可借鉴的情况下在山西沁水盆地南部建成了我国第一个规模化、商业化、数字化的煤层气田,该气田边试验、边开发、边建设的发展模式给地面集输系统的合理布局带来了新的难题。为此,根据煤层气田的地质、气藏特征及气质组分特点,通过理论研究及现场试验,提出了地面建设新模式和地面集输工艺的优化措施：①简化低压集气工艺;②成功应用非金属管材;③采用井间枝上枝串接工艺;④采用越站集输工艺;⑤实现自动化控制及数字化管理;⑥应用三甘醇脱水技术;⑦采用集成过滤分离器;⑧煤层气集中处理、规模化外输;⑨实行低成本开发。同时,还对在实际生产中暴露出来的采气管线积水问题、气质净化问题、压缩机的适应性问题、湿气计量问题、山区电力线路与采气管线的敷设问题、地理信息系统建设问题、采气半径与集气站数量的关系问题、煤层气田标准化设计及模块化建设问题、压缩机的备用问题和煤层气销售市场定位问题进行了探讨,并给出了相应的建议。     

国家能源局发布《煤层气产业政策》

国家能源局日前发布《煤层气产业政策》,明确了我国煤层气产业发展目标、市场准入条件、勘探开发布局、技术装备研发、资源协调开发、安全节能环保等内容。在产业准入方面,要求煤层气企业具有一定的投资能力和工程技术实力,从事勘探开发相关业务应具备相应资质。在产业布局方面,提出要分区域分层次进行勘探开发,鼓励煤层气就近利用、余气外输。鼓励开展煤与瓦斯突出机理等基础理论研究,加快中低阶煤煤层气开发关键技术装备研发。在资源协调开发方面,提出在煤炭远景区优先煤层气地面开发。     

沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计

工程设计是地面工程建设的关键,煤层气田"标准化设计、模块化建设"技术是设计理念和设计手段的集成创新。介绍了沁水盆地煤层气田集气站的标准化设计,指出该标准化设计是根据煤层气田总工艺流程和地面工艺技术,并结合近4年来开发建设及现场运行情况所总结出的一套通用、标准、适用于该煤层气田集气站建设的指导性和可操作性文件,其核心是"四统一、一和谐",即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。依据标准化设计可提前对站场设备、材料进行规模化采购,方便预制和组配,确保工程建设优质、高效和安全,加快了沁水盆地煤层气田的建设步伐,对该煤层气田的其他区块和国内类似煤层气田的开发设计具有示范和借鉴意义。     

油气田地面工程科技攻关进展及发展方向

"十二五"期间,为适应中国石油油气开发方式转变,满足稠油油田火驱、高酸性气田、煤层气等开发生产的需要,组织开展了地面工程重大科技攻关,形成了稠油火驱地面配套、重油低成本开发、凝析气田简化、高酸性气田安全开发、油气混输等技术系列,制定了一系列标准规范和技术导则,为公司天然气业务快速发展和原油业务稳产提供了技术支撑,为地面工程进一步提质增效提供对标依据和发展策略。攻关形成的技术体系在生产应用中支持新的油气开发方式,节省了投资,降低了运行费用,解决了部分安全环保问题,并在科研攻关中培养和锻炼了核心技术研究人员,提高了创新能力,研究指出"流程密闭高效、低成本低能耗、安全环保智能可靠"将是今后地面工程技术发展方向。     

往复式压缩机在沁水盆地煤层气地面集输中的应用

目前,我国已勘探开发的煤层气田具有"低渗、低压、低产"的特点,为了满足煤层气外输压力要求,通常需要增压输送。但是,在压缩机组选型时,必须充分考虑煤层气异常低压、可能含有煤粉杂质以及高压比、小流量等比天然气集输更为严格的使用工况。通过对樊庄区块集气站压缩机选型经验的介绍,分析了电机驱动和燃气轮机驱动两种驱动方式的特点及对煤层气田集输的适应性,对两种机组的现场使用情况进行了对比,并提出了针对煤层气集输用压缩机在设计选型、配置以及运行管理等方面的建议。对国内同类煤层气田的开发和压缩机选型具有一定的参考和借鉴意义。     

国内外非常规油气资源勘探开发现状及建议

随着中国经济的快速发展，国内常规油气的开发生产已不能满足经济发展的需要，必须寻求新的出路。当前，世界各国都很重视非常规油气资源的开发和利用，油砂、油页岩和煤层气等已经在部分国家实现了有效开发。为此，详细分析了世界油砂、油页岩和煤层气等非常规油气资源的勘探开发现状；简述了中国石油天然气股份有限公司在油砂、油页岩和煤层气等非常规能源方面所开展的工作；指出了中国非常规油气勘探开发存在的难题；最后提出了加快中国非常规油气勘探开发业务发展的建议。     

四川古叙矿区大村矿段煤层气煤储层特征及改造效果

四川省南部（川南）煤田古叙矿区大村矿段煤层气勘探开发3年来,完成了参数井施工测试、测井及固井等工程,开展了煤储层研究和压裂改造试验。改造后,DC-1井、DC-2井、DCMT-3井产气量均达到甚至超过了500~1 000 m³/d的工业产能指标,表明该区煤层气地面抽采试验获得了重大突破。这是在我国南方大倾角、低-特低渗透率、薄煤层、高煤阶情况下取得的成功,意义重大！为此,从煤层气试验井网储层特征入手,分析该区煤层气开发的优势与劣势,科学合理地总结了射孔压裂排采方案在川南地区勘探开发煤层气的经验和不足,提出加快勘探试验步伐和扩大试验区、引进先进适用的勘探新技术等建议,以确保四川省煤层气成功进行规模化、商业化开发。     

中国煤层气产业新进展

据最近一轮煤层气资源评价结果,我国埋深2000 m以浅的煤层气资源总量为36.81×10¹² m³,与陆上常规天然气资源量相当,位列世界前三甲。中国地面开发煤层气经过十余年的发展,在政府的高度重视和支持下,在煤层气基础理论研究、煤层气勘探开发技术、煤层气商业化生产等方面都取得了突破性进展,为煤层气产业规模化生产奠定了基础。截至2006年底,全国共施工地面煤层气井1573口。我国煤层气井主要分布在晋、陕、蒙地区,其钻井数量占全国钻井总数的80%以上。我国已探明煤层气储量1130.29×10⁸ m³,约占煤层气资源总量的0.3%,其中地面开采探明煤层气地质储量861.65×10⁸ m³,矿井抽放探明煤层气地质储量268.64×10⁸ m³。中国煤层气产业不仅煤层气自营勘探开发实现了跨越式发展,而且对外合作开发煤层气也取得了累累硕果,并逐步形成了一套适合中国煤层气地质特点的煤层气地质评价和常规勘探开发工艺技术。     

关于致密油气和页岩油气的讨论

在全球范围内,非常规油气勘探开发都正在从幕后步入前台,为了厘清有关概念、明确勘探思路、指导勘探决策,对致密油气和页岩油气等的勘探开发历程和发展前景进行了讨论。结果认为：①目前工业开采中广义的致密储层油气主要包括致密砂岩油气、页岩油气、煤层气,其有效开采依赖于共同的主体技术--水平井和压裂;②美国的非常规油气开发从致密砂岩油气起步向煤层气、页岩气延伸,因气价下跌而促进了页岩油的开采;③近年来页岩气、页岩油成为美国油气产量增速最快的类型,从而使其成为天然气、石油产量增速最快的国家;④据最新资源评价结果测算,页岩油、页岩气分别占世界油、气资源总量的10％、32％;⑤近年世界流行的致密油（ tight liquids）概念,其主体是页岩油,包括天然气液（NGLs,Natural Gas Liquids）和轻质黑油（Light Oil）,生产实践表明,目前仅能开发致密储层油中的相对轻质者,因而可称其为轻质致密油（LTO,Light Tight Oil）。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景

鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源,预测1500m以浅煤层气地质资源量约9×1012m3,是中国石油天然气股份有限公司近期勘探开发的重点区域。为弄清该区煤层气的勘探开发前景,在综合分析鄂尔多斯盆地东缘煤系地层,主力煤层的构造、分布,煤储层的物性、饱和度等煤层气基本地质条件及煤层气资源情况的基础上,认为该区的煤层具有较好的含煤性、含气性和可采性;结合煤层气勘探开发实践,对鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区进行了整体评价,提出了渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区。结论认为:鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的"甜点"区。     

单通道井钻完井技术在边际油田应用前景分析

作为能有效解决低丰度、小型或者边际油气田经济性开采问题的关键技术,小井眼单通道井钻完井技术采用小的井眼尺寸、简化的井身结构及生产管柱设计,完井作业不占用钻机时间,能够最大限度降低钻完井过程中材料、机时等主要费用。目前该项技术已被国外几大石油公司广泛应用于全球多个地区,取得可观的经济效益,使许多低产断块油气田得以经济开发。同时,国外也有利用该技术成功开发煤层气、页岩气等非常规能源的先例。在我国,该项技术仅在少数几个陆地油田应用过,对于海上,部分油田采用了小井眼侧钻工艺,但单通道完井技术还未有应用的先例。因此开展单通道井钻完井关键技术的研究并推进相关技术的应用,对于降低海上边际油田开发费用、提高开发效益、为开发非常规能源提供技术储备均具有非常重要的意义。文章对单通道井钻完井技术中的原理、现状、钻井、完井及测试等关键技术进行了较详细的概括分析,并根据目前海上油气田取得的一些关键研究成果,提出了相关技术的解决方案,对今后指导该技术的推广应用具有一定的指导意义     

樊庄区块煤层气井开发动态分析及分类评价

中国石油煤层气开发利用示范工程项目--沁水盆地樊庄区块煤层气开发试验项目,目前已经生产了１年,各井生产动态表现出很大的不同,通过对先期20口井试验井生产动态的跟踪研究,对该区煤层气井的生产特征和规律有了一定的认识,并在综合考虑气井的解吸产气时间早晚、产气量大小、井口套压等因素的基础上对20口井进行了产能分类评价,分析了不同产能级别的气井产量的主要影响因素,为樊庄区块煤层气田的开发管理提供了参考和依据。     

关于大幅度提高我国煤层气井单井产量的探讨

目前我国煤层气单井产量低,已经成为制约煤层气产业发展的严重障碍。为此,在分析煤层气单井产量形成和控制机理的基础上,剖析了低产的原因：①对于储层条件绝大多数都不如美国的中国煤层而言,游离态甲烷气的渗流在其运移中不占主导地位,而解吸和扩散常常成为其运移的主控因素;②现在所采用的系列开采技术不能直接调控上述主控因素,因而并不完全适用于该类煤层的煤层气开发。进而提出了提高煤层气单井产量的技术思路：借鉴防止煤层瓦斯突出和页岩气有效开发的研究成果和思路,以煤层中长水平井等特殊结构井井筒为依托,将井筒附近20～40 m之内的煤层压裂形成一个由大小不同裂缝构成的裂缝网络,将该区域内的煤层“分割”成若干大小不等的煤块,使每一个大煤块四周的毫米级裂缝与井筒直接相连并与大气相通,在抽排过程中较快形成高温、高压差下煤块内气体的释放,煤块中的各级裂缝加速这个过程,相当于加速了煤块中气体的解吸、扩散、渗流速度,同时因之而增大了煤块的基质渗透率,这又反过来加速了煤层气的解吸、扩散、渗流速度,从而可大幅度提高单井产量。     

中国煤层气产业化开发的技术选择

中国煤层气藏具有低渗、低压、低饱和、构造煤发育、非均质性强烈以及高的构造应力场环境等地质特征,在对煤层气3种开发技术的特点和要求分析的基础上,认为在我国用常规垂直井开采煤层气具有很大的地质局限性,指出煤、气一体化开采是中国煤层气规模化、产业化开发的最佳技术选择,它包括在采动影响区进行地面井开采和较为成熟的井下抽放2个方面.     

煤层气低产井低产原因及增产改造技术

沁水煤层气田的煤层气开发已初具规模,但部分煤层气开发井由于地质、工程或排采因素的影响而产量低,亟需查明原因。为此,从地质因素(构造位置、陷落柱、断层等)、工程因素(钻完井及水力压裂过程中储层污染等)和排采因素(套压控制、排液速度、停电停抽等)3个方面对煤层气单井产气量的影响进行了详细的分析,阐述了嵌套钻井、短半径水力喷射钻井、小井眼侧钻、二次(重复)水力压裂等增产改造技术的特点及优势,并结合对煤层气低产井原因的分析,给出了不同增产改造技术的适用特性。对煤层气规模开发过程中老井、低产井的后期改造提供了技术支撑。     

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。