为了使页岩气田各气井能够连续稳定生产,通过借鉴各大气田应用泡沫排水采气技术的经验,中国石化涪陵页岩气田率先在其低产能、中高含水的Y区块进行了泡沫排水采气现场探索试验。通过对比分析该区块4口气井措施前后的生产变化情况,对泡排剂的用量不断调整优化,最后现场试验取得了较好的效果,达到了预期目的,为该区块乃至整个气田的泡沫排水采气技术的适用性提供了借鉴与指导。研究结果表明:①泡沫排水采气技术能够较好地提高页岩气气井产量,降低水气比,有效减小气井的油套压差;②泡沫排水采气技术能够辅助其他措施对积液严重的页岩气井进行复产;③需要开展消泡工艺研究及药剂优选实验,建立起适合涪陵页岩气田的消泡方式;④排水采气工艺的推广应用需结合相关公司的发展理念,建立"环节精准"的技术研究思路,制定出标准化流程。

气井带压作业作为川渝页岩气区块完井增产的有效手段,已逐步在中国石油长宁—威远、中国石化涪陵等国家级页岩气示范区块推广应用。为了解决气井带压作业中环空动密封、管柱内密封压力控制及管柱压弯的技术难题,通过优化环空动密封装置组合、对比管柱内密封工具优缺点、建立管柱极限抗弯长度计算模型,制定了环空动密封、管柱内密封方案及管柱抗弯计算公式,形成了页岩气井带压作业关键技术,并对4口井带压作业应用效果进行评价。研究结果表明:①当井口压力小于13.8 MPa时,带压起下管串时至少配备一个环形动密封装置及一个闸板式动密封装置,当井口压力大于13.8 MPa时,至少配备一个环形动密封装置及两个闸板式动密封装置;②定压接头或陶瓷堵塞器是目前气井带压下油管最常用的内密封工具,定压接头安全可靠,陶瓷堵塞器密封效果好,二者配合使用效果最佳;③计算管柱极限抗弯长度,确保液缸行程不超过极限抗弯长度是防止压弯管柱的有效方法;④4口井带压作业应用效果较好,增产效果明显。

为了明确鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区锦72井区下二叠统下石盒子组沉积特征及展布规律,以主力气藏盒1段为研究对象,分析了岩心、粒度、测井、录井等资料,归纳出7种岩相类型和岩相组合,总结出5种典型测井相和4种典型测井相组合,进行了沉积微相判别,建立了研究区盒1段纵向沉积序列,刻画了沉积相平面展布,并总结形成了研究区辫状河沉积模式。研究结果表明:①锦72井区盒1段靠近物源区,沉积物以牵引流为主,发育大套厚层块状层理砂岩相和含砾粗砂岩相,判别沉积环境为冲积平原辫状河沉积;②可识别出心滩、辫流水道及河漫沉积3种沉积微相类型,优质储层主要形成于心滩微相中,该类沉积微相具有沉积物粒度粗、测井曲线显示为光滑箱型的特征,多套叠合的岩性圈闭砂砾岩构成的叠置心滩为最有利的勘探目标。该研究成果对确定研究区天然气有利靶区具有指导作用。

为了充分认识柴达木盆地涩北气田剩余气富集规律和分布特征,为该气田开发后期的持续稳产提供保障,通过运用数值模拟技术,针对涩北一号气田第四系III-3层组开展剩余气定量描述研究,以期为今后该气田的有效开发提供挖潜方向及调整思路。研究结果表明:①涩北一号气田第四系III-3层组水体大小为30倍水体;②运用渗吸相渗代替驱替相渗使得数值模拟模型更为准确可靠;③剩余气分布与原始储量丰度、构造位置、开发程度、水侵程度等多种因素都有关系;④采用储量丰度和含水饱和度相结合的方式,对剩余气储量分四级进行评价;⑤依据剩余气评价结果,在剩余气富集区内设计不同调整方案,在优选方案的基础上,选取2口新井优先实施,现场投产效果较好。结论认为:涩北气田的持续稳产离不开对剩余气的挖潜,通过研究提出的剩余气定量描述方法,可以为后期剩余气开发提供一种新的思路。

为了有效探测钻井平台1 000 m以浅裂隙破碎带及其他不良地质体的发育情况,为后期优化钻井设计、建设及运行期的环境管理提供科学依据,以四川盆地川南地区页岩气钻井平台为研究对象,通过综合物探方法的应用实践,分析了钻井平台下方裂隙破碎带的电性特征,指出了在钻井过程中遇裂隙破碎带易发生钻井液漏失,对地下水及区域水环境造成一定的影响。研究结果表明:①采用高密度电法、音频大地电磁法对裂隙进行立体勘探,预测钻井施工对环境的影响,效果较好;②高密度电法对于地下埋深100 m以浅裂隙勘探效果较好,音频大地电磁法探测深度较大,对于地下埋深100～1 000 m裂隙勘探效果较好。结论认为:综合物探方法能够有效探测钻井平台1 000 m以浅裂隙破碎带及其他不良地质体的发育情况,可以为钻探工作规避风险提供依据,有助于实现经济建设与环境保护协调发展。

天然气管道分输用户不断增多使得人工分输控制耗时较多且准确性不高。为了解决大量分输用户的供气准确性和安全性问题,降低用户分输的人工操作强度,以华北地区用户作为样本,依据中国石油北京油气调控中心的实际运行情况,分析了天然气长输管道分输用户的类型和用气特点,根据不同用气需求确定了用户的分输方式和安全保护设定,提出了不同的自动分输供气模式以及相应的控制逻辑和自动分输安全保护逻辑,并在华北地区用户中进行了应用效果评价。研究结果表明:①基于到量停输法、恒压控制法、剩余平均法、不均匀系数法4种不同的自动分输控制算法,针对不同的用户供气需求整合为不同的自动分输控制模式以适应各种不同用户自动化控制的需求;②根据用户日指定量进行自动分输控制,用户日指定量与实际完成量偏差均在1%以内,说明自动分输能够实现精准的日指定量控制;③自动分输降低了日指定数据人工录入错误造成的控制偏差,减轻了用户分输的工作强度,与集中远程控制的运行模式相结合有助于管道公司大力推行无人站场加区域化管理的管控模式。结论认为:基于用户需求的不同自动分输模式能够在保障用户供气安全的情况下自动完成每日输气任务,满足各种用户自动分输控制要求,可以大范围推广使用。

为了明确上二叠统龙潭组成熟演化的经过和煤层气的富集规律,以黔北地区金沙向斜龙潭组煤层为研究对象,基于区域构造、地质演化史和XC-1井煤层测试数据,结合Easy%Ro模拟技术对XC-1井进行埋藏史恢复,分析了龙潭组受热演化史和生烃史,指出了金沙向斜龙潭组煤层气富集的主要控制因素,研究结果表明:①金沙向斜的煤层埋藏—受热—演化—生烃史主要划分为3个阶段,可简述为受到深成变质作用开始煤化至瘦煤,后叠加岩浆热变质作用演化至无烟煤,最后抬升冷却的过程。距今225～145 Ma是煤层气生烃高峰期;②金沙向斜煤层气保存条件整体较好;③金沙向斜煤层气的成藏经历了沉积深成变质快速生气期、抬升岩浆受热持续生气期、抬升定型保存期3个阶段的演化过程,其中,沉积深成变质快速生气期为煤层气富集的主要阶段;④沉积相以海陆交互相龙潭组的潟湖—泥炭沼泽亚相煤层发育最稳定,抬升定型保存期决定了煤层气的最终保存条件,向斜构造中的平缓构造带更有利于煤层气的保存。结论认为,该研究结果可为金沙向斜煤层气的开发提供依据。

为了充分认识塔河油田一号联合站污水系统的腐蚀问题,并制定合理的腐蚀防治措施,以塔河油田一号联合站污水系统存在的腐蚀问题为研究对象,开展室内模拟实验,分析污水系统的腐蚀成因,提出了污水系统腐蚀防治的有效措施。研究结果表明:①塔河油田一号联合站污水系统的腐蚀问题以点腐蚀为主,均匀腐蚀为辅;②"pH值调整剂+混凝剂+助凝剂+水质稳定剂"的水质改性药剂体系可有效降低污水系统腐蚀。室内模拟实验的结论认为:①在pH值为6.5时,腐蚀速率最低;②各药剂协同作用最佳状态为"pH值6.5+混凝剂150 mg/L+助凝剂8 mg/L+水质稳定剂50 mg/L";③实现了均匀腐蚀速率由0.069 5 mm/a下降至0.021 7 mm/a,缓蚀率达到68.8%;点腐蚀速率由0.545 8 mm/a下降至0.080 6 mm/a,缓蚀率为85.2%,有效地减缓了污水系统腐蚀问题。

蜡凝析气井清防蜡剂研究,优选出合适的清防蜡剂。研究结果表明:①博孜区块凝析油含蜡量和重质组分含量高,含蜡量高达7.93%～8.90%,C7+以上组分在85%以上,容易析蜡、结蜡,蜡质成分为粗晶蜡和微晶蜡的混合物。②针对博孜102井和博孜1井蜡样特性,复配出化学清蜡剂配方。40℃条件下,2 h可以完全溶解蜡样,溶蜡速率达到0.031 g/min,并且具有闪点高、腐蚀性小的特点。③针对博孜102井原油特性,研制出防蜡降凝剂配方,防蜡剂合理加药量为0.1%,屈服值下降93%,防蜡率为96.93%,降粘效果明显。结论认为:①在药剂作用下,蜡晶即使在低温条件下析出也不会凝结,不会产生大的蜡块影响生产;②化学清蜡剂和防蜡降凝剂在博孜102井成功解除了井筒蜡堵,现场应用效果良好,可以保持气井的稳定生产。

为了解决在四川盆地西北部上二叠统长兴组高含硫天然气偏差因子各计算方法的适应性问题,开展了各种计算方法及校正模型的评价研究,研究中将4种常用计算方法结合校正模型所得预测结果与实验测试结果进行对比分析,优选出适用于该区的天然气偏差因子计算方法及校正模型。研究结果表明:高含硫天然气偏差因子计算时须进行非烃气体组分校正,校正后的经验公式计算值与实验测试值差异较小,结合WA校正的HY方法在四川盆地西北部长兴组高含硫天然气偏差因子预测过程中计算精度高且实用压力范围较宽。进而推荐采用优选WA校正的HY方法用于该区天然气偏差因子的预测。

为了明确四川盆地龙女寺—广安地区中二叠统栖霞组储层特征与主控因素,综合利用岩心、镜下薄片、测井资料、地震预测成果分析了该地区中二叠统栖霞组储层特征,指出了其储集岩类型以残余生屑云岩、中—细晶云岩为主,储集空间中孔隙类型以晶间孔、晶间溶孔为主,溶洞类型以孔隙型溶洞为主、次为裂缝型溶洞。研究结果表明:①其储层物性为低孔—低渗背景下的局部高孔—高渗,主要储层类型为裂缝—孔隙(洞)型,白云岩储层发育受多因素控制,古地貌控制下的台内生屑滩为后期建设性成岩作用的改造提供了宝贵的物质基础;②生屑滩滩体的分布范围大致决定了储层分布范围;③后期白云石化作用和埋藏溶蚀作用是优质白云岩储层形成的决定性因素;④多期构造运动形成的构造裂缝极大地改善了白云岩储层的储渗能力。研究区栖霞组白云岩储层纵向上具有单套厚度薄、多套叠置的特点,横向则分布不连续,展现出较强的非均质性,在MX42、MX107、MX31-X1、GS16井区集中发育。

为了研究隐性断裂带对油气成藏的控制作用,在渤海湾盆地黄骅拗陷共识别出两种类型八条隐性断裂带,其活动性的差异导致该区隐性断裂带的演化程度不一,构造特征不同。研究区隐性断裂带主要分布在中部的歧口凹陷和南部的孔南地区,以贯穿孔南地区南北向基底走滑型隐性断裂带和东西向调节构造型羊三木等隐性断裂带为研究对象,分析了不同类型隐性断裂带的油气地质意义。研究结果表明:①活动的隐性断裂带是油气聚集的有利场所,对烃源岩的热演化有着重要的控制作用;②复杂的构造活动会形成大量裂缝,可大大改善油气输导能力;③隐性断裂带延伸至深部油气储层,很好地起到了输导油气的作用。隐性断裂带对成藏圈闭类型及规模有着重要的影响,研究发现其演化程度与油气输导能力呈正相关,因而可以定性地确定隐性断裂带末期断面贯通时,油气输导能力达到最大,即是油气运移的最佳时间。结论认为,通过研究隐性断裂带对油气的控制作用,可以为油气勘探提供新思路和新方向。

近几年以商品贸易为平台夸大贸易背景或虚构贸易背景的融资行为暴露出的各种风险问题,已引起有关方面的高度重视,管理层对国企融资性贸易进行风险提醒并做出越来越严格的规定要求。作为国有企业内部审计部门,应通过研究、掌握融资性贸易的实质,以便在审计实务中能够敏锐地识别出融资性贸易,更好地贯彻国有资产管理部门的要求并帮助企业实现规范管理。为此,通过归纳融资性贸易的风险特点,找到融资性贸易审计的切入点和突破口,并通过审计实务案例对融资性贸易的审计方法进行了探索与思考。研究结果表明:①近年来国有企业融资性贸易迅速扩张是由银行收紧信贷规模和国际环境下国有企业考核指标完成压力过大两方面因素促成;②融资性贸易审计中不仅存在对大宗商品贸易审计的难点问题,还因为比自偿性贸易融资更具灵活性、多样性、复杂性等特点导致其识别难度较大;③国有企业融资性贸易存在的风险包括资金损失风险、法律和税收风险以及经营风险;④结合融资性贸易的特点,通过加强对贸易链条中关联关系、现场监盘存货、合同和发票、大额无动态应收款项挂账、交易货物的来源和去向等的审查力度,可有效辨认是否存在融资性贸易。

四川盆地南部DTC地区钻遇下二叠统茅口组16口井,其中11口井获得了工业气流,表明该地区茅口组具有良好的油气勘探开发前景。DTC地区自二叠纪以来经历了多期次的构造运动,产生了多组不同方向的断裂,在后期岩溶作用下形成了众多的岩溶缝洞系统。但茅口组岩溶储层非均质性较强,部分井产量衰减较快,溶蚀缝洞间横向连通性较差。为了寻找规模较大的裂缝—岩溶系统,以DTC地区下二叠统茅口组为研究对象,分析了该地区茅口组缝洞体的地震响应特征,并利用相面法、振幅属性、裂缝预测、时间厚度等多种方法对茅口组裂缝—岩溶系统进行刻画,指出了裂缝—岩溶发育有利区呈网状分布,主要沿北北东向断裂和北西向断裂分布。研究结果表明:利用裂缝与振幅属性融合技术,对刻画茅口组裂缝和古岩溶共同作用的裂缝—岩溶系统,寻找较大规模的裂缝—岩溶系统提供了一种新的思路。

为了明确北部湾盆地乌石凹陷流沙港组二段有利储层发育主控因素,基于铸体薄片、常规物性、测井解释等资料,分析了流沙港组二段储层岩石组分、成岩强度、孔喉结构等特征,指出了有利储层分布与油气勘探方向。研究结果表明:①流沙港组二段北部缓坡—东北部中央反转构造带储层较南部陡坡带—凹陷中心储层压实弱、喉道粗、粒间孔发育,南部陡坡带西段储层较东段储层压实弱、不稳定组分含量高、次生孔发育;②流沙港组二段有利储层主要受沉积环境与沉积水动力造成的粒度及泥质杂基、古地温场造成的压实强度的控制,局部受岩石组分差异与通源断裂控制的有机酸溶解和相对早期油气充注保护的影响;③流沙港组二段三角洲沉积、中等压实区的北部缓坡—东北部中央反转构造带最有利,次为较低古地温场的南部陡坡带西段中等—强溶蚀扇体,W6构造和W8构造为两个有利勘探方向。结论认为,该研究成果为区带目标优选与评价提供了支撑,并得到了钻探证实。

为充分认识环空保护液密度对超高压低孔低渗油气井完整性的影响,解决目前高压气井环空保护液密度普遍过高的问题,针对塔里木油田低孔低渗储层关井井口油压高、开井生产油压低,采用密度过高的环空保护液会降低A环空最大许可带压值的难题,开展了超高压低孔低渗气井环空保护液密度优化研究。研究结果表明:①采用合适的环空保护液可以降低油管和环空之间的压差,缓解储层改造时油管承受的高压;②对于特低孔低渗储层,采用的环空保护液密度过高会降低A环空最大许可带压值,给后期的开发生产带来难题。结论认为:①选择合适的环空保护液密度,可以减小油管柱内外压差和封隔器的受力,提高气井井筒安全性,保证气井长期安全生产;②对于超高压低孔低渗气井,通过环空保护液密度优化,可以提高A环空许可带压值范围,使该类气井现场环空压力管理具有可操作性,能够有效提高气井的寿命,减少修井作业工作量。

为了解决塔里木油田高温高压深井存在的水泥浆稠化时间突变、水泥浆沉降稳定性变差、水泥石强度衰退等一系列问题,需要研发新的抗高温体系以提高水泥浆体系抗高温能力及浆体稳定性并降低其温敏性,以确保高温深井固井施工安全、提升固井质量。研究内容包括:①新型抗高温缓凝剂A研发及性能评价,缓凝剂A是以AMPS和IA(衣康酸)为原料合成的共聚物,耐温达到180℃,无温度倒挂现象;②新型抗高温悬浮剂B研发及性能评价,悬浮剂B是AMPS、丙烯酰胺(AM)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的共聚物,悬浮能力强,耐温可达200℃;③新型抗高温水泥浆体系综合性能评价,配套使用细目硅粉,可防止水泥石高温强度性能倒退。应用效果及结论:①新型抗高温缓凝剂A对温度、掺量不敏感,具有良好的缓凝作用,适用温度高;②加入新型抗高温悬浮剂B的水泥浆无包心、稠度下降的现象。经200℃高温养护形成的水泥浆上下密度差小,达到了提高水泥浆高温稳定性的目的,并且该高温悬浮剂具有适应温度范围宽、配伍性好等优点;③新型抗高温水泥浆体系应用温度范围为100～180℃,综合性能优良,后期高温强度稳定,该体系在克XX井进行了试验,取得了良好的应用效果。

油气勘探按照市场经济的要求运作之后,要求及时评价探井试油获得的油气发现是否具有商业价值,我国原有探井工业油气流标准已不适应当前经济条件下油气勘探评价工作需要,应根据本地区的勘探开发特点建立相应的探井试油商业油气流标准。为此,以松辽盆地梨树断陷为例,根据盈亏平衡原理,利用现金流法,结合影响商业价值的开发规律及钻井投资、操作成本、油气价格等因素综合考虑后,建立单井开发初期经济极限产量计算模型,并分析转开发井的探井试油资料数据建立试油产量与单井经济极限产量的关系,从而确定地区不同类型油气藏探井试油商业油气流标准。研究结果表明:①梨树断陷试油商业油气流标准要比《计算规范》中规定的油气流标准要高得多,说明《计算规范》在梨树断陷的不适应性;②商业油气流与油(气)藏类型、地质特征、市场价格等关系密切,不同类型油(气)藏的商业油气标准相差较大,只有在系统分析各探区勘探开发实际资料基础上,才能更加合理地确定探井试油(气)成果的商业价值;③在求取单井初期平均日产量与测试产量关系过程中,油藏一般能求取比较可靠的对应计算关系式,气藏需要采用试气稳定产量折算压差下的产量或者无阻流量折算代替来计算。

冬季是天然气需求最旺盛的季节,但冬季气温过低,井下作业难度较大。鄂尔多斯盆地东胜气田为低渗透、低压、低丰度"三低"气田,基于对该气田井下作业3种主要工况的气温下限进行分析,提出了低温条件下的井下作业措施。研究结果表明:①试气(修井)井筒作业气温下限为-18℃,抽汲作业气温下限为-20℃,压裂作业气温下限为-12℃;②低温作业措施包括:优选4%氯化钾溶液作为压井液并控制井口液面在4 m以下,流程设计应在保证试气(修井)、压裂等各项作业的基础上具备排水、压井、保温的功能;③作业过程控制方面,对各工况保温所需的蒸汽发生器分别进行了研究,对积液吹扫所需的空气压缩机也进行了探讨。结论认为:在高于作业气温下限的情况下,制定一系列作业控制措施,可以确保该气田冬季井下作业实现保质、保量、安全、平稳运行。

为了制定鄂尔多斯盆地大牛地气田天然气降本增效的科学高效开发方案,分析了该气田天然气的烃类组分变化特点。研究结果表明:①随着大牛地气田天然气开采持续进行,甲烷的百分含量逐渐减少,而乙烷和丙烷的含量相应地增大,天然气组分由干气变为湿气;②明确了大牛地气田不同时间段天然气C1/(C2+C3)、iC4/nC4等组分特征,为研究天然气运移、判识成因类型提供依据;③从技术角度出发,提出了天然气分离用作乙烯原料及天然气凝液回收的思路。结论认为:①大牛地气田C2以上烃类含量升高,有利于天然气分离及凝液回收;②可通过制冷剂与膨胀机的联合制冷方法对大牛地气田天然气进行深冷分离,从而将C2组分有效分离。