阿姆河右岸膏盐岩下碳酸盐岩缝洞储层研究

应用地震、测井、钻井、录井、岩心等多种信息,从不同的视角,通过大量第一性资料,运用地质统计学方法,全方位研究了阿姆河盆地右岸地区膏盐岩下碳酸盐岩缝洞型储集层特征和分布规律。研究区裂缝走向主要分3组系:北西向、北东向与近东西向;主要断层分布区域的裂缝相对密度较大,断层不发育区域则裂缝的相对密度较小;直立缝、斜交缝与水平缝相互切割,形成立体交叉网状结构;岩性致密层以水平缝和低角度缝为主,较疏松的岩性以斜交缝为主;储集空间以水平缝-小裂缝-小孔洞为主。     

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我国大量新气田将投入开发建设并正在加速铺设长输管道。研究气田开发准备，开发储量及开发程序等有关有利于提高气田开发评价和开发建设，以及投资决策的科学性与可靠性。章在分析气田和凝析气田开发特点和开发实践的基础上，提出了气田和凝析气田开发程序的合理划分问题，建议将开发程序分为概念性设计，开发可行性研究，开发方案设计，开发实施方案以及开发方案调整等若干个开发阶段。同时，在分析对比国内外储量分级的基础上，对不同开发阶段提出了落实探明可采储量的具体意见，达到高效开发和稳定供气的目的。     

凝析气流体的复杂相态

近几年国内外发现的深部凝析气藏往往含有许多重质组分，使流体出现复杂的气、液、固三相相变，巨厚的凝析气藏流体表现出近临界特征，甚至出现异常的流体分布状态。根据实验研究，如果凝析气流体含蜡量较高，可分为4个明显不同的相变区域：①低温高压时呈气、固两相状态；②高温高压时呈单相气体状态；③低温较低压时气、液、固三相共存；④高温较低压时气、液两相平衡。高温高压条件下的凝析气流体具有偏差系数很大、界面张力很低等特殊性质，而水在高温储集层中很容易以蒸汽状态存在于气体中，由于水的含量较大，会对流体的性质产生明显影响，影响凝析气藏的储量评价，如果凝析水遇到酸性气体成为酸性水，将严重腐蚀生产设备。参33     

用LLDPE生产扁丝及编织袋

线性低密度聚乙烯树脂(LLDPE)由于性能优异、生产成本低廉等优点,近年来得以飞速发展。以往有关的报导均着重介绍LLDPE用于生产各种薄膜的技术。最近,美国DOW化学公司和奥地利LENZING公司合作,经过三年的努力,在西欧成功地开发了LLDPE编织袋生产技术。所采用的原料是DOW化学公司生产的乙烯和辛烯共聚型LLDPE(商品名为DOWLEX)。据说,其它公司的LLDPE树脂尚无法成功地用于制造扁丝及生产编织袋。DOW化学公司推荐用于生产扁丝的树脂牌号如表1。     

关于气井产能、气田稳产特征和气区开采潜力的探讨

根据气田开发特点和国内外开发实践，对气田平均产能评价方法、开发速度与稳产的关系以及气区开采潜力等问题进行了探讨，以提高开发评价、开发建设及投资决策的科学性与可靠性，达到高效开发和稳定供气的目的。分析评价了国内外常用的6种气井产能评价方法，指出了其适用条件。利用中国、土库曼斯坦和俄罗斯部分开发历史较长的气田开发实例分析了开发速度与稳产的关系，结果表明四川裂缝系统稳产情况最好，而土库曼斯坦气田稳产关系最差。利用俄罗斯已枯竭老气区、正在开发的大型主力气区以及中国四川开采历史较长气区的开发实例，对气区开采潜力进行综合分析和探讨，认为在预测气田（或气区）的开发潜力、稳定供气水平和年限时，要全面评价、预计尚未探明储量的规模、质量、投产时间、投产顺序以及储量的可信度和可靠性，以降低开发决策的风险，提高中、长期开发规划的科学性。图5表2参10     

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。     

高含蜡凝析气相态特征研究

应用高压相态装置对高含蜡凝析气的相态进行了系列实验研究.结果发现,在高于露点压力时,高含蜡单相凝析气呈红棕色.在等组成压力温度相图中,高含蜡凝析气的露点压力随温度的降低而升高,未出现常见的临界凝析压力.等液量线与相包络线平行,在一定的温度压力条件下有固相出现.与蜡平衡的气相在低于露点压力时会出现反凝析,因而表现出气、液、固三相共存状态,且液相存在明显的分层现象.气油比降低使高含蜡凝析气泡点压力和露点压力减小.     

大规模角点网格计算机辅助油藏模拟历史拟合方法研究

开展了大规模角点网格地质建模和油藏数值模拟应用研究,并研制了角点网格完井射孔层位辅助软件工具,解决了地质模型和数值模拟模型之间的衔接问题。提出了一种计算机辅助历史拟合方法,该方法采用油藏数值模拟自动历史拟合的数学模型。利用油藏数值模拟的成熟技术和专家知识,研制了历史拟合影响因素分析和计算机辅助优化拟合软件,根据主控因素,分3个层次,将历史拟合由初步拟合到精细拟合,提高了高含水油田剩余油分布预测数值模拟研究的可靠性和计算效率。该方法应用于苏丹Greater Unity油田的开发调整,取得了很好的效果。     

Greater Unity多层复杂断块油田低压注水开发调整研究

在多层复杂断块油田地质建模和数值模拟研究中选择角点网格系统，针对其网格灵活、不同油层网格步长易变和不同层位油水井井点网格位置不同的特点，对完井射孔层位、措施层位及其井点网格位置的定义方法进行了描述，并研制了角点网格完井射孔层位定义数模辅助工具，用于生成油水井不同生产层的节点坐标以及生产层段变更后新生产层位的节点坐标、射孔信息和射孔段物性。以苏丹Greater Unity低饱和复杂断块油田为例，利用角点网格系统的优点和所研制的辅助软件，大大提高了高含水油田油藏数值模拟历史拟合效率和剩余油分布预测的精度。对注水时机和压力系统进行了计算论证，研究结果表明：该油田的注水时机为地层压力下降幅度达35％左右时实施低压注水开发。通过极限井网密度和极限井数等经济界限指标计算和井网、井数模拟对比研究，确定了该油田开发调整的注采井网和合理的新井井数。图6表1参8     

阿姆河右岸萨曼杰佩气田凝析油潜含量确定方法

土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田第一天然气处理厂投产前几年,实际回收得到的商品凝析油产量与理论设计指标出现了重大偏离,合作方对此提出了严重质疑,要求中方给出科学合理的解释。为了准确测定该气田的凝析油潜含量和处理厂凝析油产量,根据气田的实际情况建立了流体取样技术规范和流体分析实验方法(以下简称新方法),据此测定气田井流物组成和凝析油潜含量,并采用新方法和俄罗斯方法对凝析油相关参数、凝析油潜含量进行了计算和对比分析。结果表明:(1)新方法要求天然气组分分析到C_(10)~+以及组分中的N_2、He、H_2、O_2+Ar、CO_2、H_2S,凝析油组分分析超过C_(30)~+;(2)按俄罗斯方法计算的凝析油潜含量为77.27 g/m~3,按中方新方法计算的凝析油潜含量为76.21 g/m~3,双方计算结果一致;(3)较之于其他老方法,新方法的精度更高、计算结果更加可靠。结论认为,新方法准确地确定了该气田的凝析油潜含量,解决了困扰中国石油阿姆河天然气公司在阿姆河右岸油气开发合作A区生产中的重大技术难题,为该公司A区扩能改造和B区气田开发方案设计、二期产能建设提供了重要的技术支持。