水泥企业CO2排放量计算案例分析_百度文库
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水泥企业CO2排放量计算案例分析
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　　3．岩石热解录井技术评价油气储集层实例
　　3.1热解地化随钻分析评价储集层　　Ｐ137井是一口滚动评价井。录井过程中，于Ｓ2下4砂组井段和S3中５砂 、７－８砂组井段的地层中均见到油气显示。施工过程进行了实时综合录井，钻时录井在显示层反映明显，钻时可以定性说明储层的可钻性以及孔隙发育程度；地质录井准确的描述了储层的岩性以及常规荧光录井的显示级别；气测录井实时录取了整口井的气测录井参数，检测记录了储集层被钻开时释放出的C1-C4碳数范围内的气态烃；热解地化录井对各显示层的含油气情况进行了检测，将储层孔隙中的烃类物质定量检测出来，从量化的角度直接反映储层的含油气情况，从而提供了定量评价储层性质的基础。在录井过程中，于S2下４砂组井段和S3中５砂组、７－８砂组进段的地层中均见到油气显示。　　１）0.1米，厚度5.10米；岩性：灰色油迹粉沙岩；气测全烃由1.710%上 升到6.618%，热解地化参数： S0：0.1597mg/g，S1：8.0168mg/g，S2：3.4802mg/g，Ｐg：11.6567mg/g，Soil：35.4%，地化解释本层为油层。　　２）7.9米，厚度1.40米；岩性：灰色油迹粉沙岩；钻井液密度1.47g/cm3；气测全烃由5.141%上升到5.181%，热解地化参数：S0：0.89mg/g，S1：10.9307mg/g，S2：3.6635mg/g,Ｐg：14.6832mg/g，Soil：39.5%，地化解释本层为油层。在钻穿本层时，上覆显示层含油气情况良好， 地层油气进入钻井液造成油气侵，使气测基值居高不下，使用气测参数已无法判断油气层的真实显示情况，此时，热解地化录进参数不受油气侵的影响，显示出的复杂情况下判断、解释油气层的优势。　　３）3.5 米、6.0米，岩性：灰色油迹粉沙岩；累计厚度2.6米；钻井液密度1.49g/cm3；气测全烃由2.478％上升到2.859％，热解地化参数：S0：0.704mg/g，S1：4.4261mg/g，S2：3.7006mg/g,Ｐg：8.1971mg/g，Soil：23.6%，地化解释本层为油水同层。　　在钻穿本层时，由于上覆显示层含油气情况良好，钻井液存在油气侵现象，钻井液密度由1.47g/cm3加重到1.49g/cm3,使气测显示逐步受到抑制。使用气测参数无法准确判断储层含油气的真实情况，此时，热解地化录井参数不受油气侵的影响的优势仍可显现出来。　　４）9.6 米、厚度1.2米，岩性：灰色油迹粉沙岩；累计；钻井液密度1.49g/cm3；气测全烃由1.536％上升到1.749％，热解地化参数：S0：0.2368mg/g，S1：4.3684mg/g，S2：2.8467mg/g, Ｐg：7.4519mg/g，Soil：20.6%，地化解释本层为油水同层。
　　在钻穿本层时，钻井液加重的作用已经很明显，油气侵现象减弱，使气测基值降到1.5%左右。新钻开的含油气地层气测显示被抑制，使用气测参数不能准确判断储集层的含油气情况，热解地化录井参数不受油气侵影响和钻井液密度的影响，可准确反映储层含油状况。　　Ｐ137井在米井段进行了试油作业，获得25吨／天的成果，储集层性质与地化解释结论吻合。
　　3.2探井储集层的热解地化、热蒸发烃色谱评价　　Ｑ８井是一口预探井。在施工过程中，进行了综合录井、热解地化录井、热蒸发烃色谱录井以及定量荧光录井。在米井段录井共见显示层15.7米/10层。岩石热解录井解释轻质油层12.3米/7层，干层3.4米／3层。
　　如：45.2米，热蒸发烃色谱分析参数：碳数范围nC12-nC33，主峰碳C16，ΣC21-/ΣC22+=1.3425，根据峰谱特征和分析数据，可判断本储层为轻质油层。
　　热解地化参数简述如下：5.2米，热解地化分析参数：S0：1.2157mg/g，S1：16.6424mg/g，S2：2.9426mg/g，Ｐg：20.8007mg/g，S1/S2：5.66，OPI：0.80，含油饱和度Soil：49.6%，热解地化解释结论为轻质油层。
　　对米的测试结果为：轻质油77.25m3/d，原油密度0.8118g/cm3,粘度5.07mPa.S。天然气38746m3/d。
　　3.3真假油气显示的识别　　在排除钻井液污染方面，岩石热解录井具有其独到之处。当钻井液中混入原油时，地质录井及常规荧光录井受原油的影响，会导致一系列的偏差，难以准确确定显示的存在以及显示的级别。
　　钻井液混油能造成很严重的荧光显示假象，对岩屑、井壁取心的污染假象能达到荧光、油迹乃至油斑的程度。但对热解地化录井参数而言，混油对岩屑 样品的分析结果影响不大。统计数据表明，钻井液混油对S0的影响平均值不大于0.05mg/g，对S1的影响平均值不大于0.32mg/g，对S2的影响平均值不大于0.23mg/g，对S4基本不产生影响，对Pg的影响平均值不大于0.60mg/g。这种影响水平不影响使用地化录井参数对储集层的评价结果。相反，使用地化录井参数可以有效地鉴别此类假油气显示，解决常规气测录井、常规荧光录井所遇到的难题。
　　特殊情况，特殊处理。水包油泥浆钻井条件下，使用岩石热解录井方法解决污染问题，就显示了其它方法所没有的优越性。
　　在WG2井，奥陶系古潜山是主要目的层，储层为裂缝型碳酸盐岩。为了有效地发现古潜山地层的油气显示，采用了解负压钻井技术。使用水包油钻井液，出现了岩屑受钻井液严重污染的现象。从钻井液样品和4519 m岩屑样品的热解地化分析峰图可以看出，显示层和污染物（白油）的峰谱明显不同。从而排除干扰，确认4519m的油气显示，进行了合理的解释。
　　WG2井奥陶系4517m灰色灰岩的热解色谱谱图与WG2井奥陶系井段水包油钻井液的热解色谱谱图特征十分相似，可以认定4517m灰色灰岩受钻井液污染造成了假显示。
　　3.4& 水淹层的评价　　在油层投入开采以后，油层的剩余油饱和度降低；微观分子级的组分含量也会发生变化，使原油的物理化学性质发生变化。从定量和定性两个角度入手，对储集层进行分析，利用各种参数之间的互相联系和差异，找出规律性，可以综合判断油层的水洗程度、水淹状况，剩余油分布、剩余油饱和度及剩余油烃类组成等，进而计算采出程度、剩余油储量，得到开发效果的综合评价及油田开发决策所需的分析资料。对开发井油层取心井段进行密集分析，可以准确建立单井垂向地化录井剖面，使用各项地化参数，绘制出地化录井剖面图，准确反映油层之间以及油层内部的开采情况的差异，确认产层中的水进情况，找出水淹层段以及剩余余油富集区，为稳油控水、提高采收率所应采取的措施提供依据。
　　1） 取样与分析& 　　XP3-38井处于中原油田××构成造老开发区，该区块的主力油层位于上第三系油河街组沙二段。为评价产层的水淹情况，对该井上第三系沙河街组沙二上亚段主要产层进行了取心，以获取储集层中剩余油的分布情况资料。　　XP3-38井从5.73m连续取心5筒，获取油斑、油浸、富含油级别的含油岩心共计29.17m。岩心观察表明，含油岩心性为棕褐色油斑（油浸、富含油）粉砂岩。钻井现场彩了密闭取心技术，在岩心出筒后，对储集层按0.20D0.30m的间距，尽快取样，密封保存，共取样品81块，进行了热解地化和热蒸发烃色谱分析。　　分析采用YQ-VI油气显示评价仪和TOC-II残余碳分析仪测定样品的含油量，分析时的温控设置如表-1所述。采用YQZF-II油气组分综合评价进行含油岩样的热蒸发烃色谱色谱分析。色谱条件：弹性石英毛细柱（×0.259mm），升温程序：100℃恒温1min后，以10℃/min的速度升温到℃，恒温12min，进样器温度℃,载气为高纯氮气。
　　２）& 数据分析与评价结果　　在这里，以XP3-38井取心井段最厚的一个砂层（9.80m，厚4.58m）主，探讨采用岩石热解分析方法，识别、评价水淹层的技术方法问题。
　　主要分析和运算数据结果参见XP3-38井油层水淹状况评价图。　　0.83m是一个厚0.5m的薄层，岩性为棕褐色油浸粉砂岩，St值12.07-16.45mg/g，Soil值47.48-63.05%，Ero=16.7-25.4%，采出程度较低，可以认为基本处于未水洗状态，S4/St=3.97-6.60%。
　　在9.80m为厚4.58m的储集层，岩性为棕褐色油浸粉砂岩。通过孔渗参数可以看出，该层中上部渗透率较高，而底部渗透性较差，反映出该层为反粒序（上粗下细）沉积。该层的水进情况比较典型，定性为水淹油层。通过参数分析比较，可以看到一种现象，在水洗程度强的部位，S4在总含烃量中的比例（S4/St值）增大。其中m水洗程度最高，S4/St可达到8.99~23.44%；水淹层度较弱的下部S4/St为2.93~7.23%。
　　绘图井段储集层的热解地化含油饱和度为7.91-64.1%，肉眼描述时含油级别均定为油浸，显然有较大的误差。而使用热解地化含油饱和度，就可以对含油级别精确定位，避免这种误差。
　　通过整体分析，在XP3-38井所在的中质油油田，S4/St可以作为储集层水淹情况的一个评价指标，反映水淹程度。
　　从热蒸发烃色谱资料分析，也可以捕捉水淹层的信息。
　　储集层烃类组分组成受水洗程度的影响而发生变化。反映在热蒸发烃色谱谱图上，可以看到随着水洗程程度的从强至弱的部位，正烷烃峰高（峰面积）的高低变化情况以及碳数范围的变化。在水洗程度弱的部位，正烷烃峰高（峰面积）数值保持较高，可以分辩的nC11-nC33成分齐全完整，如2380.43m，Ero=16.7% ；2383.03m，Ero=28.7%；属于水洗程度弱-中的水淹层。
　　在水洗程度中等部位，2379.43m，Ero=38.7%，正烷烃峰高（峰面积）数值已经发生了较大的变化，整体数值降低，热蒸发烃色谱组分碳数范围变窄，反映出储集层中的烃类在含量和组分两个方面的变化特征。总的看来，在本井所处的中质油油中，综合热解地化和热蒸发烃色谱资料，进行水淹层识别，其效果是比较理想的。
　　3）& 剩余油数量的计算　　利用热解地化分析手段，测定油气产层的剩余油饱和度，计算出小层剩余油单位面积储量，得到油层内垂向剩余油分布情况。
　　剩余油储量的计算：Q'=St×H×F×X/10　　式中：Q'-----剩余油储量，104t；St-----单位岩石含油总量，g/mg；&&&& 　　H------油层有效厚度，m；F-----含油面积，km2；X----储集层密度，g/cm2。
　　依据剩余油储量的计算公式，可以计算出在目标评价层内中上部强水洗井段，1km2的剩余油储量为Q’=St•H•F•X/10=4.936×3.18×1×2.34×10=36.73×104t；　　底部弱水洗井段剩余油储量为Q'=St•H•F•X/10=11.80×1.42×1×2.34×10=39.0×104t；　　可以看出底部弱水洗井段1.42m的剩余油储量与中上部3.18m的剩余油储量相当，开发潜力相当大。
　　结　语
　　岩石热解录井技术现场的应用价值是无可置疑的。　　１）& 将热解地化和热蒸发烃色谱分析结合起来，进行储集层性质以及油质的随钻评价，快捷、方便，有较高的实用价值。　　２）& 在原油性质为中质油的油田以及重质油（稠油）油田，S4的数值在储层评价中应该被重视。水淹层热解地化分析数据表明，水淹程度高的部位，S4/St值相对升高幅度较大。初步认为，可以采用S4/St作为储集层水淹情况的一个识别评价指标，反映水淹程度。　　３)& 使用热蒸发烃色谱峰谱特征，可以判断储集层性质、储集层液体性质。热蒸发烃色谱图在识别水淹层方面，有碳数范围减小，轻质烃类峰值减小等峰谱特征，且在单层纵向上随水淹程度的不同变化明显。 　　４)& 使用热解地化评价方法，对单井水淹层剩余油储量进行计算，可以明确指标可采剩余油的纵向分布情况，为增产措施的采取提供技术支持；也可以为进行剩余油横向分布情况描述奠定基础。　　５)& 使用热解地化录井数据确定的水淹油层的含油级别与肉眼观察定级相比，对储集层含油情况的描述方面要准确得多。　　６)& 从分析效果看，应用岩石热解分析方法进行钻井液污染识别效果良好。　　总之，在发现、评价油气显示层，确定原油性质，描述显示级别，识别真假油气显示，识别评价水淹层方面，岩石热解分析方法可靠，效果良好，经得起实践的检验，具有其它录井方法所没有的优势。
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牙哈凝析气田具有流体复杂、地层压力高等特点,从2002年开始,气田逐渐开始出现管线及法兰的刺漏现象,井下采气管柱、采气树阀门、集气管线等腐蚀严重,腐蚀范围涵盖了从井下到地面的各个环节。针对牙哈凝析气田日趋严重的腐蚀问题,对气田井下管柱、采气树阀门、集气管线、地面容器、水冷器以及暖气输水管线等腐蚀情况进行了调研,分析了牙哈凝析气田的腐蚀机理,对该气田采用的防腐方法进行了详细分析、对比,为今后类似油气田防腐措施的实施提供了参考依据。
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确定边界条件是仿真的关键环节,分别建立了稳态、瞬态仿真的数学模型并采用了合适的求解方法,开发了相应的计算软件。在对比分析两类仿真问题边界条件提法异同的基础上,重点讨论了所有节点都给定流量边界条件的瞬态仿真问题,在软件的编制过程中增加了一些商业软件没有考虑的瞬态仿真中所有节点都给定流量边界条件工况的计算,使得仿真软件的功能更加完善,便于其在工程实际中应用。研究发现,所有节点均给定流量边界条件的瞬态仿真问题是可以求解的,并有一定工程实际应用价值。当气源控制参数为气体的供气量时,必须事先较好地预测各节点用气量的变化趋势,提前制定进气计划,以避免造成供气不足或者管网局部超压的事故。
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英买力凝析气田群地理位置位于新疆维吾尔自治区新和县与温宿县境内,构造位置处于库车前陆盆地前缘隆起带西端。该气田群包括英买7―19、羊塔1、玉东2、羊塔5等8个油气田,油气藏类型复杂,除羊塔5为挥发性油藏外,其余均为凝析气藏。根据组合模量法计算,该气田群内所有区块均不应出砂,然而测试及生产中却发现部分井存在出砂的情况。为此,对该气田群部分井出砂原因进行了分析,结果认为：英买力气田储层物性好,孔隙度大,岩石胶结不致密,老井地层在完井液长期浸泡后会对近井地层的岩石胶结物造成一定程度的破坏,从而造成地层出砂,但这种出砂与岩石骨架出砂有着本质的区别,只是发生在近井地层的小范围之内,不会造成大面积出砂,更不会引起地层垮塌堵塞井筒或影响产能。通过现场放大生产压差试验,证实了上述结论的可靠性。
乌什凹陷位于库车前陆盆地的最西端,区内所钻的乌参1井和神木1井先后在白垩系获重大突破,展现出很大的油气勘探潜力,但试采效果却不理想。对此,在油气源分析、油气成因类型划分、地层埋藏史和构造演化史研究的基础上,结合流体历史分析对该凹陷的油气成藏特征进行了探讨。结果认为：乌什凹陷油气主要来源于地质历史中北缘露头三叠系黄山街组烃源岩。进而从成藏的角度论证了原生岩性或构造―岩性油气藏应是该凹陷主要的勘探方向。
库车地区致密砂砾岩中普遍发育裂缝,可以利用测井资料计算裂缝宽度、裂缝孔隙度和渗透率等参数,以加深对该类储层的认识与评价。对高分辨率井壁成像测井资料进行处理和解释,确定裂缝宽度、裂缝孔隙度等参数,并采用模拟实验手段对其可靠性进行验证,以此为基础对双侧向测井响应进行校正和刻度,提出基于双侧向测井资料的裂缝宽度、裂缝孔隙度计算方法和模型,实现了在没有井壁成像测井资料的条件下定量计算与评价裂缝参数的目的。斯通利波传播特性与地层渗透性有关,从斯通利波中提取流动指数,建立渗透率模型,从而计算裂缝性砂砾岩储层总渗透率。实践表明,该方法在库车地区低孔低渗复杂储层评价中发挥了重要作用,取得良好效果。
若参1井见到了良好的油气显示,显示了若羌地区特别是南缘山前带具有较好的油气勘探前景。为了进一步推动该区油气勘探,根据前人研究成果、若羌地区地震资料以及若参1井钻井资料,对该地区石油地质条件进行了综合分析。研究认为：若羌地区侏罗系杨叶组砂砾岩和塔尔尕组泥岩组成良好的储盖组合;杨叶组暗色泥岩是较好的烃源岩;南缘山前带发育4排北东向构造,圈闭发育,是若羌地区有利的勘探区域。
将顶空气分析技术的原理和特点应用于地球化学录井的理论基础是顶空气轻烃在组成和含量上的特征也可反映油气藏的性质和特征。根据相关理论及具体实验得出：凝析气（油）的顶空气轻烃组分特征为C1/nC4值很小,而Wh值很大[Wh=100×（C2＋C3＋C4＋C5）/（C1＋C2＋C3＋C4＋C5）],Bh值很小[Bh=（C1＋C2）/（C3＋C4＋C5）],Ch值较大[Ch=（C4＋C5）/C3],其直观特征一般是浓度并非按照C1～C7的组分顺序递减,相反,C1或C2以后的某些组分的浓度会突然增大。用2口井的实例对上述结论加以了验证。
在咸水和半咸水两种条件下,进行了螺旋藻、马尾藻和松针三种厌氧微生物产甲烷的模拟实验研究,结果表明：在咸水不利产甲烷条件下,CH4和CO2的产率低,δ^13C相对偏轻;而在半咸水较有利产甲烷条件下,CH4和CO2的产率较高,δ^13C相对偏重。反映生化模拟实验中CH4和CO2的δ^13C与其产率有关。在咸水和半咸水两种实验条件下,马尾藻厌氧微生物产甲烷的δ^13C相对于螺旋藻和松针厌氧微生物产甲烷的δ^13C均偏重,可能与马尾藻中高的粗纤维含量有关。厌氧微生物产CO2与CH4的δ^13C之间多不存在相关性,反映模拟实验中甲烷菌生成CH4的途径可能主要为乙酸发酵途径。生化模拟实验中CH4的δ^13C分布范围较宽,介于-19.5‰～-68.3‰,与地质样品中生物甲烷δ^13C普遍低于-60‰的特征不完全符合,表明生化模拟实验由于时间短、有机质的量有限,难以完全重现地质微生物的作用过程,其实验结果仅可作为生物气研究的参考。
为了应用泥岩热解资料预测储层次生孔隙发育带的深度,进行了泥岩热解与有机酸测试的对比实验。实验结果表明,泥岩热解S3（S3为岩石热解P3峰,代表有机二氧化碳的总含量）与剩余总有机酸含量之间存在着良好的线性关系。应用所得到的经验公式和泥岩热解资料,计算了渤海湾盆地辽河西部凹陷南段泥岩的剩余总有机酸含量。结果表明：单井泥岩剩余总有机酸含量与储层次生孔隙发育带存在着良好的对应关系,有机酸的高值带对应于次生孔隙发育带;当深层泥岩中剩余有机酸的含量低于50μg/g时,次生孔隙发育带逐渐消失;该地区泥岩有机酸含量大于50μg/g对应的深度范围为m,就是储层次生孔隙发育带的深度范围。采用该方法预测的深层（埋深超过3500m）储层次生孔隙发育带的下限深度,可以作为深层油气勘探的依据。
苏里格气田目的层属于辫状河和曲流河沉积环境下的多种砂体组合,而且含气层速度值与泥岩的速度值有较大的重叠。因此,单纯纵波反演在该地区不能有效地剔除低速泥岩,区分致密砂岩与有效砂岩。AVO理论和实践证明,含气砂岩随饱和度的下降,纵波速度明显变化,而横波速度变化较小。纵横波联合反演可得到纵波阻抗和横波阻抗,进而可有效区分岩性。纵波阻抗和横波阻抗的比值,可消除密度项得到纵横波速度比。根据Aki-Richards公式可知,在纵横波速度比为1.5左右时,可确定砂岩含气。据此,在推导纵横波联合反演公式和确定反演过程的基础上,对苏里格气田某测线进行纵横波联合反演,得到纵波阻抗、横波阻抗和纵横波速度比,从而确定了低速泥岩、致密砂岩与有效砂岩的分布范围。
最优化处理软件推出已经多年,因输入参数多、软件和硬件（工作站）价格昂贵,使得最优化处理程序在现场解释和精细处理中没有得到广泛应用,从而导致测井信息没有充分利用。为了克服常规处理软件和最优化处理软件的缺陷,研究了应用地层成分的相对概念（而不用饱和度概念）建立测井响应方程组的方法,采用了线性方程为主、非线性方程为辅的最优化处理技术;通过对声波和电阻率等非线性测井响应方程的线性化处理,使之变为线性方程组;用矩阵分解变换法求解约束条件下的线性方程组,得到地层组分的最优化处理结果。在WIN-DOWS环境下开发出了处理软件CFEA,经多口井实际测井资料处理证实,CFEA软件处理的岩性剖面与地层实际一致性更好,计算的孔隙度值精度高,不仅适用于孔隙度较高的四川盆地下三叠统飞仙关组,而且也适用于孔隙度较低的下三叠统嘉陵江组。CFEA软件具有选择解释参数少、计算速度快的特点,能满足碳酸盐岩地层测井资料精细处理和快速解释的要求。
英买力凝析气田采用分子筛脱水工艺对天然气进行脱水,并首次在国内使用高压、高温湿气对分子筛进行再生,在投产过程中出现了分子筛脱水和再生效果不好、填料漏失、床层垮塌、过滤器堵塞等问题。针对这些问题,对影响分子筛脱水的各个因素进行理论分析,并结合投产时的实际情况提出了修改控制程序、提高再生温度、控制再生气升温速度、减小环境影响、锥形过滤器增加滤网等一系列的措施,最终使分子筛达到理想的脱水效果,为西气东输提供了合格的天然气,为以后相似条件下采用分子筛脱水工艺的操作提供了经验。
位于塔里木油田桑吉作业区的桑南油气处理站,于2005年建成投产,设计处理天然气规模150×10^4m^3/d,是塔里木油田第一套含硫天然气处理装置。净化度超标将导致外输天然气不合格,须将天然气放空,造成极大的资源浪费。因此必须控制好外输天然气的净化度。针对该净化处理装置脱硫单元进入夏季后净化度超标问题进行了分析。通过对MDEA贫液空冷器空冷效果、再生塔再生效率等方面的分析,找出了制约桑南脱硫单元夏季平稳运行的关键因素,并采取了适当提高MDEA溶液浓度、控制好溶液再生过程、保持吸收塔平稳进气、保证再生塔平稳操作等控制措施。通过系统调整,确保了该装置夏季平稳运行,保证了外输天然气净化度合格。
克拉2气田的产量占“西气东输”一期工程的90%以上,生产装置的安全、平稳运行尤为重要。通过引入Honeywell公司的安全管理系统（FSC）对处理厂、气井生产过程进行监控,实现了气田对IEC61508标准中规定的安全完整性（SIL）的要求。克拉2气田安全管理系统在工艺上具有在异常情况关闭气井,处理厂关闭进出装置阀门、打开放空阀实现受限放空的特点;在自控上具有多节点、层次化、等级化、一体化的特点。通过对典型逻辑的模块化封装,实现了控制逻辑的便捷编制;同时,对安全管理系统的事件顺序记录（SOE）在跨网段情况下不能有效整合到服务器中的故障给出了分析及解决方案。该系统在克拉2气田的成功应用,确保了气田在紧急情况下的风险消除,达到了设计目的。
克拉2气田在开发生产过程中,部分单井出现生产套压、技术套压异常升高的现象。针对高压气井环空压力异常问题,塔里木油田在国内首次开展了单井风险评估工作。在借鉴APIRP90中相关技术标准的基础上,参考国际大石油公司高压气井的管理经验,根据克拉2气田单井的实际情况,通过先静态后动态的评估程序完成了克拉2气田单井风险评估。特别是对4口重点井,在动态评估完成后,正常开井生产日增天然气^4m^3以上,取得了较大的经济效益和社会效益。通过对评估技术和方法的总结,取得了一些高压气井风险评估技术和方法的初步认识,对国内陆上高压、超高压油气田开展类似的风险评估工作具有借鉴意义。
在油气田对低渗透天然气储量经济评价中，主要运用内部收益率、净现值、净年值、投资回收期等技术经济指标。通过运用技术经济的基本原理，结合天然气的产能建设投资、销售收入和生产成本费用等实际情况，建立了低渗透气藏储量初始经济产量的评价模型，随机测试了相关数据，得到内部收益率与单井日产量、井深之间的关系数据。运用SPSS软件对这些数据进行多元线性回归，建立了内部收益率与单井日产量、井深之间的数学模型，为低渗透气藏储量经济评价提供一种简便的方法。同时，针对影响内部收益率还有很多因素的情况做了敏感性分析，得出了天然气价格为最敏感因素的结论。
天然气水合物研究中急需解决的问题是水合物勘探和开采时钻井内的热力学特征以及相应的钻井技术。研制了水合物综合模拟实验系统，以研究水合物形成和分解的热力学和动力学特性、井内热压力分布规律以及相应的水合物钻井技术等。由于实验持续时间长、压力高、环节多，为减轻劳动强度和保证实验安全，在实验系统中增加了控制模块。PCI-1711多功能卡为控制模块的核心，采用OMRON／G2R-1型继电褥控制系统设备的关停，系统可实现自动超压保护。通过接口转换模块连接微机和控制器，在微机上对可编程高低温实验箱进行控制，流量比例阀和步进电机分别用来控制微钻模块中的钻杆升降和转速。整套控制模块已在水合物合成及钻井液模拟实验中得到了成功应用，系统运行稳定，超压保护灵敏，大大减轻了实验强度并增强了实验安全性。
天然气供应安全是国家能源安全的重要组成部分，在天然气供应日趋全球化的今天，供气的安全性、稳定性和持续性已受到世界各国的高度关注，政府和天然气生产、运输和销售企业及用户都在积极采取措施和对策，预防天然气供应中断的风险。为此，诠释了天然气供应安全的涵义，介绍了保障供气安全的基本原则和部分国家的供气安全保障机制，最后结合我国天然气供需现状和发展趋势，提出了我国天然气供应安全的应对策略：①制定确保天然气供应安全的法律法规或政策；②调整天然气价格；③实现天然气供应多元化；④建立天然气储备机制；⑤发展可停供气用户；⑥制定天然气供应突然中断或需求严重不足的应急预案；⑦加快天然气市场的改革与开放步伐，利用市场机制解决天然气供应安全问题。
有效应力是为了工程计算的方便而虚拟的应力概念。为了正确使用该概念，对石油工程中的有效应力进行了研究，并获得以下认识：复杂结构材料和复杂应力条件都必须采用有效应力；有效应力引导了力学的等效原理，根据等效原理，只要物体受到的有效应力相同，所产生的力学效果就完全相同；岩石的有效应力为双重有效应力，即本体有效应力和结构有效应力。研究结果发现：石油工程中通常所使用的有效上覆压力和净围压是一些错误的概念，都是对有效应力概念的误用；使用有效上覆压力和净围压，把地面条件下测量的岩石物性参数转换到地层条件时，其转换结果明显偏大。因此，建议今后不再使用上述两个概念。
克拉2气田是中国目前最大的整装气田,是西气东输的主要气源地,具有压力系数高、气藏埋藏深、储层厚度大、单井产能高的突出特点,气井完井工艺难度大。为了保证该气田安全、科学、合理地开发,国内外多方研究单位共同完成了克拉2气田完井工程方案的编制。在结合国际大石油公司的先进技术和管理经验及借鉴APIRP90标准的基础上,摸索出一套适合于克拉2气田完井工程方案及气井现场实施完井工艺、高压气井风险评估的方法,对提高克拉2气田的完井工艺水平,具有一定的指导意义。
高含硫地质环境下钻井溢流发生时,及时关井非常重要,但关井产生的水击压力,可能使防喷器超压,而且易在井内最薄弱的环节发生压漏地层事故。通过对ADINA有限元软件的分析模拟计算,提出钻井溢流发生时关井的水击压力可用ADINA有限元软件来进行计算,模拟计算结果表明：“软关井”时水击压力波动较大,井口接近完全关闭时,水击压力突然增大;水击压力由井口到井底逐渐减小,井越深,井底作用的水击压力就越小。“软关井”水击压力的ADINA模型为关井水击压力的计算提供了新方法。
在异常高压区的深井钻井中,经常遇到以压裂性诱导漏失为主的多漏点井漏,该类型井漏的漏失位置往往难以确定,各漏失点差异性较大,一次性治理成功往往存在复杂的技术难题。针对川渝地区同裸眼多漏点井漏使用HHH堵漏剂一次性全部封堵成功率不高的问题,通过分析多漏点井漏的漏失特性和HHH堵漏剂应用于多漏点堵漏的工艺技术,认为现场堵漏施工工艺的优化对提高多漏点井漏治理成功率十分关键,在施工中优化堵漏浆挤注排量可以实现同裸眼多漏点的一次性堵漏成功。在剑门1井多漏点井漏的堵漏施工实践中,几次作业通过调整优化施工工艺,从正反两方面证实了优化现场工艺能够提高同裸眼多漏点井漏的一次性治理成功率。
超高压气井的试油在国内外均是一大难题,目前国内外对高温高压井的概念没有作出统一的解释和规定,国际高温高压井协会、中国石油天然气集团公司将高温高压井定义为：井口压力大于70MPa（或者是井底压力大于105MPa）、井底温度大于150℃的井为高温高压井;井口压力大于105MPa（或者是井底压力大于140MPa）,井底温度大于170℃的井为超高温压井。四川盆地九龙山构造L17井栖霞组测试关井井口压力为107.64MPa、温度为147.3℃,是一口典型的超高压、中含硫、超深气井。高温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采均与常规井有很大区别。为解决超高压气井的试油测试难题,从试油准备工作、试油测试设计技术、测试工具的优化、安全保障措施、现场组织等方面总结分析了L17井的试油特点与难点,介绍了一些成功的经验和做法,建议加强节流阀远程操作工具的引进与研制。
当地面条件、造斜点位置和工具造斜能力的可选范围受到限制时,如果采用常规的井身剖面,有些水平井会因靶前位移不足而无法实现设计和施工。为解决欠位移水平井设计和施工难题,提出了设计这种欠位移水平井的双S剖面,它是由直线段和圆弧段相间排列的7段式剖面。系统地研究了双S剖面的特征参数和约束方程,其设计方法不仅适用于各种三弧剖面,而且还避免了分步设计和试算,保证了井眼轨道设计的科学性和实用性。研究表明：欠位移水平井设计的实质是确定出合理的造斜点位置和反向造斜所钻达的井斜角,以满足井身剖面对于垂深和水平位移的要求,并给出了设计示例。
超高压气田在我国分布较为广泛,其主力产层因沉积环境一般埋藏较深,最深达到8000m以上,地层复杂,往往存在喷、漏、塌以及含H2S等复杂情况,超高压气井钻井工程井身结构设计非常困难。为解决超高压气井井身结构设计主要存在的“深井或超深井,套管管材应力水平高,在含H2S条件下安全余量小”的问题。提出超高压气井井身结构设计技术应根据地层压力系统和井下复杂情况来确定必封点,增大完井尺寸和提高上部大尺寸套管的强度,井身结构采用自下而上和自上而下相结合的方法进行设计;进行深部井眼钻具强度校核和水力参数计算时,应结合钻机选型和钻井工艺技术,对套管选型和强度校核以及套管安全下入技术进行评估。
长岭断陷沉积岩段2500m以下钻井事故较多,下部火山岩岩石硬度大,岩石研磨性强,钻井速度慢。为了提高长岭地区钻井的机械钻速,开展了该地区的岩石可钻性计算方法研究。针对研究区上、下部岩性相差大,深层火山岩硬度大等特点,制定了分段研究岩石可钻性的方案：上部的沉积岩层采用常规测井资料求取岩石可钻性的方法,下部的火山岩层段采用钻速方程反求法。以长深103井为例,将试验结果和利用钻速方程计算的岩石可钻性进行了对比,两者的相对误差小于5%,说明利用钻速方程计算该地区火山岩岩石可钻性是可行的。
为满足不同钻井条件下对可钻性评价方法适用性的要求,需要对岩石破碎机理进行深入的研究。在充分研究旋转钻井特点下,基于岩石破碎比功建立了一种使用钻井参数来计算可钻性的评价方法。用该方法可随钻建立岩石可钻性随深度变化的剖面,分析当前地层可钻性随深度的变化规律;且能评价过平衡和欠平衡钻井条件下的岩石的抗破碎能力的差异,弥补了可钻性国家标准的不足。实例计算结果显示,该模型可以描述不同压差下岩石在抗破碎能力上的差异。并进一步分析压差对岩石抗钻能力的影响,从压持效应、岩石强度、岩石的宏观破碎比功等几个方面剖析了两种钻井条件下的岩石破碎机理的差异。
日至8日，中国石油天然气股份有限公司组织有关单位在北京对中国石油长庆油田公司苏里格气田新增天然气储量进行了专项审查。长庆油田公司本次提交的苏里格气田西一区新增天然气基本探明储量5804亿立方米顺利通过审查。会上，长庆油田公司研究院按照储量审查的要求，向评审组作了新增储量的专项汇报，提交了储量计算报告，并对苏里格气田开发情况进行了说明。
西气东输工程建成近4年来，塔里木油田累计向我国东部地区输送优质天然气402．57亿立方米。相当于少用3000万吨煤炭，减少二氧化硫、二氧化碳及粉尘等有害物质排放150余万吨。2004年底，以塔里木油田克拉2气田为主的西气东输工程建成通气，并于当年开始向我国东部地区输送天然气。2005年8月，塔里木油田的天然气又通过陕京二线进入了北京。
作为一种优质高效的清洁能源，煤层气越来越受到国内外各方的广泛关注。煤层气的开发和利用，为煤炭、石油等企业提供可持续发展机遇的同时，也为这些企业带来了新的利润增长点。我国有关部门预测，到2010年，国内天然气的需求量将上升至1000亿立方米，而国内的天然气产量只有700亿立方米，这个缺口正是煤层气发展的空间所在。
近年来由于部分采气井油管变形、结蜡结垢严重,造成监测仪器下不到井底,从而影响录取资料的质量;同时凝析气藏复杂的相态变化所引起的储层多相渗流和井筒多相流动,给测试资料的解释带来了很大的困难,影响资料的解释精度。因此,常规的试井技术已经远远不能适应开发的需要。经过多年的探索与实践,从试井理论、测试工艺等方面入手,提出了高压气井和凝析气井资料处理及解释方法,初步形成了一套适合于高压气田、凝析气田的试井技术,现场应用效果良好,为气田的生产管理和方案调整提供了优质的监测资料。
牙哈凝析气田是我国最大的、首次采用高压循环注气方式开发的凝析气田[1],在循环注气保持地层压力开发过程中,国内外各大油气田所遇到最大的难题是气窜问题。为了缓解气窜,利用数值模拟手段,对牙哈凝析气田循环注气开发中的射孔方式、注入方式、注采井距、注采井网、方案跟踪调整等方面进行优化,得出一套在循环注气开发过程中能够延缓气窜的方法。牙哈凝析气田的开发实践证明：所采取的延缓气窜的方法是可行的,有效地控制和延缓了气窜,实现了牙哈凝析气田循环注气的高效开发,对今后我国其他油气田的注气开发具有重要的指导意义。
克拉2异常高压气田井口实测关井压力恢复资料出现持续下降的异常情况。通过对可能产生井口压力恢复下降的3种因素（井口不密封、邻井生产影响、温度变化）进行分析,认为井筒温度变化是导致克拉2气田关井井口压力恢复异常的主要原因,同时指出井口压力恢复异常发生在的径向流阶段。这为下一步进行井底压力恢复校正奠定了较好的基础。
英买力气田群是塔里木油田2007年投产的新区块,投产初期面临着一系列复杂问题,产量无法正确计量、多口井在生产过程中出砂严重、先驱试采的英买7-2井结蜡严重、无法取得合格的油样化验含水、投产初期单井产量和井口压力经常反复异常波动等。从气藏地质、采气工程、地面工艺、站内工艺及自动化专业技术人员的全力配合和协调等方面入手,对所有单井的基础资料和生产情况进行全面了解,对工艺流程进行了系统的、全面的认识,并据此提出了有针对性的解决方案,从而形成了一系列复杂凝析气藏的动态分析技术。这对类似复杂凝析气藏的开发具有较大的指导意义。
在低压、超深油井里,酸化后残酸快速返排对于降低二次污染和增加酸化效果具有重要作用,抽吸排液法、连续油管注氮气排液法、水力喷射泵注液降压排液法在排液速度和经济成本等方面存在不同的缺陷。应用成熟的气举采油井下配套技术,结合可以移动的地面制氮注入设备,形成了一套全新的移动式气举酸化排液技术,从而发展了塔里木油田的气举采油技术,并在塔里木哈得油田试验和推广应用中见到了较好的经济效益。
随着塔里木盆地塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田投入开发,迫切需要开展碳酸盐岩凝析气藏的单井产能变化规律方面的研究,从而指导气田的开发。通过建立双重介质单井径向模型,研究了初始生产气油比、地层渗透率、地层压力降落速度及形状因子对产能变化规律的影响。结果表明,当地层压力高于露点压力,产能基本不变化;当地层压力低于露点压力后,井产能会迅速降低,当地层压力为露点压力的95%时,即使很小的反凝析液量也会导致产能大幅度降低了50%以上;初始生产气油比、地层渗透率、地层压力降落速度对产能变化规律影响比较敏感,形状因子则不敏感。
根据凝析气井生产系统分析方法,可以认识到正常发挥气井产能的极限管径;根据凝析气井流入动态曲线和油管携水曲线的分析,认识到井筒出现积液的极限管径。综合考虑以上两点,便得到凝析气井合理油管直径,从而建立了既考虑凝析气井流体相态变化的特点,也考虑地层能量的供给能力、井筒举升能力和井筒携液能力的合理油管直径计算方法,能更好地指导凝析气井的生产,具有广阔的应用前景。根据该方法,对WD7井合理管径进行了预测,结果表明WD7井的合理管径应为Ф50.8mm。
目前在模拟凝析气井筒相态变化和温度压力变化时,采用的都是等温瞬时平衡的概念。而在凝析气井生产过程中,由于气相的高速流动,气液相并不充分接触,液相析出后运动滞后而逐渐沉积,部分液相组分会因高速气流夹带而呈气相运动一段距离后才变成液相析出,也就是说液相析出量的多少要受到平衡时间的影响。在凝析气井井筒模拟中考虑非平衡时间的影响,基于质量、动量、能量守恒原理,导出了综合考虑井斜角、井筒和地层的热物理性质沿井深的变化,压力温度耦合以及非平衡气―水―油三相相变的井筒多相非平衡流模型（NM）,通过对实例的计算验证,该模型能比较准确地反映了凝析气井的流动规律和动态,具有较好的工程应用价值。
由美国Merichem公司开发的洛凯特（LO―CAT）气体脱硫化氢技术采用Merichem公司获得专利的、可再生的液体络合物催化剂，以水相为介质，在常温下将气体中硫化氢直接转化为元素硫。该技术到目前工业化已经30年。有近200套应用装置，最佳的适用负荷为年产7500吨以下的硫磺回收装置，广泛地应用于天然气、酸性尾气、合成气、沼气等各种气体脱出硫化氢的工业过程。
塔里木盆地油气资源丰富,截至2007年底,中国石油塔里木油田公司在该盆地已累计探明油气田26个,探明石油地质储量约6×10^8t、天然气地质储量近1×10^12m^3,建成了年产原油逾600×10^4t、天然气150×10^8m^3、油气当量接近^4t的生产基地,促成并启动了“西气东输”工程。从天然气资源平面分布看,塔里木盆地具有全盆含气但相对集中的特征,天然气资源主要集中在库车坳陷、中央隆起、塔西南坳陷,上述3个地区的天然气资源量为5×10^12～6×10^12m^3,是下一步天然气勘探的重点地区;而从天然气资源纵向分布看,该盆地78%的天然气资源量富集在中新生代地层中,台盆区天然气资源主要富集在下古生界寒武系―奥陶系和上古生界石炭系中,前陆区天然气资源主要富集在白垩系、古近系、新近系中。据第三轮全国资源评价结果,该盆地可探明的天然气储量为7.96×10^12m^3,目前的油、气资源探明率均不足15%,勘探前景广阔。“西气东输”工程的实施,将有力地促进塔里木盆地的油气勘探开发,促进西部地区的经济发展,促进中国能源结构和产业结构的调整,改善沿线人民的生活质量,并有效治理大气污染。
塔里木盆地是中国最大的含油气盆地,天然气资源丰富,天然气勘探开发处于早期阶段,是“西气东输”工程的供气源头。中国石油塔里木油田公司在该盆地天然气开发过程中始终坚持依靠科技,强化管理,确保了天然气开发生产的安全、平稳、高效。自2004年正式向“西气东输”工程供气以来,塔里木盆地天然气开发形势快速发展,至2007年底,已建成以克拉2气田为龙头的共计5个天然气生产基地,天然气产量平稳快速上升,2007年天然气产量超过150×10^8m^3,已经具备向“西气东输”工程稳定供气的条件,履行了对国家和社会的承诺,实现了经济、政治、社会三大责任。
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