四川盆地安岳气田高石梯区块上震旦统灯影组灯四段气藏受地层剥蚀尖灭、岩性及构造等控制,为构造背景下的高温常压大型岩性—地层复合圈闭气藏。为了深化认识复杂气藏特征及气藏开发动态规律,实现气藏高效合理开发,以高石梯区块灯四段气藏为研究对象,从气藏试井、生产测井和流体分析等多方位开展动态监测。分析了气藏动态监测典型事例,并结合气藏地质认识及开发动态指出了气藏流体性质及分布特征、气藏储渗模式及开发方式。研究结果表明:①灯四段气藏为中含硫化氢、中含二氧化碳气藏,气藏划分为高石3储渗区、高石2储渗区和高石9储渗区3个储渗单元;②气藏未见明显的边水底水,高石1井产出液体来自于灯二段,部分气井存在井底污染;③气藏存在孔隙型、孔洞型、裂缝孔洞型3种不同的储渗模式;④利用动态监测调整配产工作制度合理。结论认为,对于大型岩性—地层复合圈闭气藏,全方位及多角度、多阶段及多类型地进行动态监测是正确认识复杂类型气藏开发特征及开发规律的有效手段,所形成的分析方法可以为类似气藏开发提供借鉴和参考。

针对页岩气田需要不断补充新井,井口压力和地面管网压力不断变化的特点,为了快速准确地确定页岩气井的增压时机,以长宁页岩气田N201井区为研究对象,利用气藏-地面一体化分析方法,通过气藏工程和地面工程联合计算分析来确定目标气井和增压时间节点。按照N201井区初始井口压力进行分类,根据气井压力递减的快慢抽提出四种类别气井的压力预测曲线,通过幂指数模型参数的横向平移,拟合页岩气井快速递减期的压力,校准压力预测模型;然后再根据地面集输管网建模分析,预测地面管网节点压力,最后通过预测井口压力和管网节点压力的比对来确定需要增压的页岩气井和增压时机。研究结果表明:①在页岩气持续补充新井的模式下,井口压力和地面管网压力在不断动态变化,增压时机的确定需要将气藏工程和地面集输工程联合起来进行分析;②通过建立页岩气井压力预测模型和页岩气地面集输管网模型,将两个模型计算结果进行对比,可确定增压目标和时间节点;③实例计算结果表明,长宁页岩气区块的气井井口压力递减至高于输压0.5～1.0 MPa大概需要10～14个月时间,即在页岩气井投产一年左右时就需考虑进行增压。

目前套管抗挤强度通常按照ISO 10400标准计算,但该标准在计算时将斜井视为直井,未考虑井眼弯曲的影响。虽然已有学者建立了考虑井眼弯曲后的套管抗挤强度计算公式,但其公式未考虑套管制造缺陷如不圆度、壁厚不均的影响,不符合实际情况。为了建立综合考虑各项影响因素的套管抗挤强度计算公式,将井眼弯曲、制造缺陷考虑在内,建立了套管抗挤强度计算新模型。研究结果表明:①新建模型考虑了套管所受非均匀外载、井眼弯曲、制造缺陷对抗挤强度的影响,更符合井下套管实际情况;②通过对比得出自建公式计算出的抗挤强度值变化趋势与黄根炉教授建立的弯曲井眼套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值的变化趋势一致;③通过有限元软件建立了弯曲井眼套管三维模型,将模拟值分别与自建公式计算值、黄根炉教授建立的套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值进行对比,自建的公式计算值更接近有限元模拟值;④计算值变化趋势及其与模拟值的对比能反映出新模型的正确性及计算精度,可以为井下套管抗挤强度的精确计算提供参考。

为了充分认识和把握拆除回收试验用废弃油气管道的关键环节,为类似拆除废弃管道工程提供借鉴和参考,以西南山区某天然气管道废弃段为研究对象,分析了拆除废弃管道在管道全生命周期管理中的重要性。在综合分析国内外油气长输管道废弃处置技术及现有标准的基础上,开展拆除废弃油气管道技术研究。通过切割用管技术要求、运输过程注意要素、存放现场防腐措施等方面系统研究,明确了拆除试验用废弃管道的技术要求。研究结果表明:①拆除试验用管需明确管段类型、焊口编号、切割长度等参数;②推荐采用机械冷切割方式,防腐层剥离采用冷剥离方式或加热温度不超过200℃;③运输过程需将管段按照长度、防腐等级、管段类型分类;④存放现场管段需避免与水源和土壤接触,满足防腐蚀措施。结论认为,废弃管道是管道全生命周期中的重要阶段,而试验用管的回收处置情况可能会直接影响后续试验工作数据的准确性,因此需要在管道切割、运输、存放等环节严格进行质量控制。

鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,储层非均质性极强,单井产量低,低产井比例已超过生产井数的60%,为了弄清气井开发效益现状和效益开发的界限,基于气井生产指标和实际财务数据,评价了不同井型的最低经济可采储量。通过静态法评价了单井经济极限产量,动态法评价单井内部收益率达到6.0%时预测对应气井年产气量,求取了不同井型的最低经济可采储量,回归建立了销售气价与最低经济可采储量关系图版。研究结果表明:①单井经济极限产量为静态瞬时值,随生产经营成本、销售气价以及开井时率的变化而变化;②若直井建井投资800万元/口、水平井2 400万元/口,反算达到内部基准收益率6.0%时,对应最低经济可采储量分别为1520×104m3、4 450×104m3;③所建立的销售气价与最低经济可采储量图版,可以指导气井效益预测和气田效益建产,若致密气补贴能达到0.2～0.3元/m3,预测气田中23.6%31.2%的Ⅲ类井将转为效益开发。

为了探索四川盆地西北部地区上二叠统吴家坪组沉凝灰岩的分布特征及地质意义,利用区内多口钻录井、测井、岩屑薄片及岩心全岩X射线衍射资料,分析了吴家坪组沉凝灰岩的岩石学特征、矿物成分、电性特征;进而利用岩心物性、扫描电镜及测井等资料分析了沉凝灰岩储层的基本特征;运用残余厚度法恢复了沉凝灰岩沉积前古地貌,明确了其展布特征。研究结果表明:①川西北部地区吴家坪组沉凝灰岩在电性上具有"两高一低"的特征;②沉凝灰岩主要分布在SY1-1井—龙岗西地区的吴家坪组中部,推测在吴家坪组沉积中期可能有大规模火山喷发为区内提供了丰富的火山灰来源,其分布范围受古地貌影响较大,而厚层沉凝灰岩沉积为SY1-1井—龙岗西地区吴家坪组沉积晚期台缘滩的形成创造了地貌条件;③吴家坪组沉凝灰岩具有较好的油气自生自储能力,优质储层主要分布在SY1-1井—龙岗西地区一带。结论认为,针对该岩类的研究尚处于起步阶段,加强基础地质研究及开展储集性系统评价是当务之急;同时,SY1-1井—龙岗西地区发育中二叠统茅口组台缘滩、上二叠统长兴组生物礁,具有多层系立体勘探的有利条件,值得重视。

为了充分认识三嗪溶液脱硫应用机理,准确掌握三嗪溶液的硫容、最佳反应温度及适用的H2S浓度范围,为国内低潜流量天然气脱硫技术提供有益参考,以在长庆气区苏里格气田低潜流量天然气井场和站场进行的三嗪溶液脱硫试验为研究对象,通过在小试、井场和站场3种新型液体脱硫装置中的应用,分析了三嗪溶液的现场脱硫效果。研究结果表明:①三嗪溶液脱硫具有硫容高、脱硫迅速、无需再生、脱硫产物无毒、可直接回注地层等优点,在国内低潜流量天然气脱硫领域具有较好的应用前景;②研发了小试装置测试了8种不同配方三嗪溶液的硫容,研发了井场和站场三嗪液体脱硫装置,现场应用效果较好;③三嗪溶液脱硫工艺作为一种新型的脱硫技术已经成功应用于苏里格气田边远下古生界气井及集气站的低潜流量天然气脱硫,随着应用逐渐规模化以及配方技术进步,其成本逐步降低、硫容逐步提高,未来应用范围将进一步拓宽。

为了充分掌握气井试油测试地面计量设备的维修周期,并提出维修周期的优化方法,以中国石油川庆钻探试修公司自有地面计量设备2017年的维修统计数据为研究样本,分析了地面计量设备预防维修、视情维修、事后维修3种不同的维修管理工作量,并依据统计数据进行了数理分析研究,从成本控制角度提出了合理的气井试油测试地面计量设备维修周期的计算方法以及维修工作的关注重点,以期在保障设备安全运行的同时做到成果和效率的最优化平衡。研究结果表明:①对于主要以执行国家强制标准的预防性维修工作,有必要采用综合计算仪器仪表等更换成本、关联工程损失、检修成本、仪器仪表闲置损失的综合成本计算法,进一步压缩传感器等电子精密仪器的校验周期;②对于视情维修工作,采用一种基于统计分析技术的成本控制方法获取不同维修区间的成本曲线,从而扩大主要设备的维修周期,达到安全投入与成本控制的最优平衡。

国家油气管网公司的成立,标志着国家油气体制改革取得实质性突破,推动改革迈入了新阶段。在改革过渡期,积极稳妥地推进天然气行业从"一体化"向"放开两头、管住中间"的体制过渡至关重要,需协同推进天然气价格机制改革。鉴于此,综合分析了天然气产业链各环节价格机制发展历程、现状及存在的问题,提出了适应改革过渡期需要的价格机制改革建议。研究结果表明:①新版《中央定价目录》的实施意味着门站价格取消已为期不远,过渡期建议沿用现行门站价格管理模式,并增加按气源方销售模式,之后视改革进程适时放开气源和销售价格;②现行管输价格面临定价范围和价格体系设计等问题,建议将管输成本按功能区分为"基本运输成本""节点调配成本",成本总和为油气管网公司的准许成本;③现行储气服务价格面临储气调峰成本回收困难问题,过渡期建议按照服务成本法即"成本加准许收益"定价;④我国推行天然气能量计量计价已基本具备技术、基础设施和制度等方面的基础条件,建议加快制定天然气能量计价实施方案。

为了深化油气田企业三项制度改革,有效破解改革难题,在深入分析改革历史沿革、存在问题和挑战的基础上,提出了油气田企业深化三项制度改革的思路和策略。研究结果表明:①新时代国家对国有企业三项制度改革高度重视,提供了良好的政策环境,油气田企业深化三项制度改革迎来机遇期;②油气田企业存在业务结构过于宽泛、队伍结构不够合理、"三能"问题有待解决等问题,严重制约着市场化机制的建立和改革的深入推进;③油气田企业在改革中,应突出抓好优化业务结构和组织架构、优化人力资源配置、强化薪酬分配激励约束、建设高素质干部队伍、畅通人才成长通道等重点任务,加快建立市场化运行机制和解决"三能问题",才能在改革中取得突破,促进企业高质量发展。

鉴于新时期我国油气田面临的外部环境和内在形势发生了深刻变化,如何构建有效的人力资源培训体系,为人才培养和成长搭建更为有效的平台,成为推进油气田人才队伍建设、保持战略定力和实现高质量发展的关键环节。鉴于此,通过总结中国石油西南油气田公司下属矿区培训工作现状及成果,分析了培训工作中存在的问题,提出了培训工作进一步提升的策略建议。研究结果表明:①油气田矿区在人才培训和培养上进行了积极而有效地探索,通过制定并落实培训管理制度促进了培训规范化,通过加强培训体系建设促进了培训方式升级和培训环境优化,通过整体部署培训工作促进了全员培训分层推进;②油气田矿区培训工作存在的主要问题是对培训工作认识不足、培训需求缺乏分析调研、培训课程体系缺乏系统性以及培训评估机制不健全等;③针对员工培训中存在的问题提出了分类进行培训需求特点分析、完善培训管理体系、优化培训课题,构建全面有效的评估体系等提升矿区培训工作的建议。

离子水驱是以离子匹配精细水驱的一项低成本驱油技术,2016年在J油田开展了国内首例离子水驱技术先导试验,2017年离子水驱试验初见效果,实现有效控制产量递减,稳油控水的作用。在推进离子水驱技术研究的进程中,通过场试验及室内实验相结合,明确离子水驱油机理,给出了离子水体系的适用条件为:原始/目前采出液总矿化度≥1 0000 mg/L,原油胶质沥青质含量≥10%,二价阳离子总浓度≥100 mg/L,且最好以二价阳离子为主,例如Ca2+,而在油藏适应性上发现,离子水驱技术适用于低渗油藏,可在渗透率≥1 m D的条件下实现连续注入,提高油藏采收率,此次先导试验为离子水驱技术在油田的推广应用奠定基础。

要：下二叠统山西组1段（以下简称"山1段"）气藏为鄂尔多斯盆地陇东地区的主力气藏,为了研究山1段储层的岩性特征、物性特征、电性特征及含气性特征,即"四性"特征,明确"四性"关系,深化气藏地质认识,确定储层有效厚度下限值,为优化试气层段及储层改造参数提供依据,进一步提高天然气开发效果。以岩心分析资料、岩心孔隙度、岩心渗透率、测井参数为研究对象,利用岩心观察、薄片鉴定、高压压汞法、密闭取心法、核磁共振实验法等手段,通过孔隙度—渗透率交会、多元回归方法分析了储层的"四性"特征并指出了其相互关系。研究结果表明:①山1段含气储层岩性为石英砂岩、岩屑石英砂岩;②电性参数下限值分别为电阻率30Ω·m,声波时差206μs/m,密度2.59 g/cm3,泥质含量15%;③物性下限值分别为渗透率0.36 mD,孔隙度4.1%,含气饱和度46%。结论认为:①山1段砂岩物性较差,属于典型的致密砂岩储层;②"四性"特征相互关联,岩性特征是"四性"特征的基础,决定了储层的电性、物性及含气性特征;③对建立的孔隙度、渗透率、含气饱和度解释模型分别进行验证,精度高,取值合理;④以确定的储层有效厚度下限值预测试气结果,与实际结果对比验证,符合率高,能满足开发需求;⑤目前陇东地区天然气处于开发初期,物性下限值对于储层改造参数的确定具有重要影响,需要根据开发进度及时调整优化。

为了充分认识杂散电流干扰对输气管道本体腐蚀影响,减少输气管道的潜在安全隐患,以中国某天然气输气管道为研究对象,分析了内检测数据及输气管道与高压线、电气化铁路等干扰源位置分布等数据,探索管道缺陷产生的原因,有针对性地提出了预防控制措施。研究结果表明:①管道内检测作业能够及时发现管道本体腐蚀缺陷,其中外部金属损失缺陷在高压线、电气化铁路等干扰源附近呈密集分布;②即使输气管道保护电位满足阴极保护准则,仍然存在杂散电流干扰的风险;③采取源头控制方法,能够在规划阶段对干扰源进行控制是最有效的控制措施;④分段隔离、排流保护、电位监测等措施能够降低杂散电流干扰对输气管道的影响。结论认为:①输气管道企业应强化干扰源控制,避免干扰源的形成;②定期开展内检测、交直流干扰调研等工作,实时掌握管道腐蚀状况及形成原因;③实时对沿线电位进行监测,采取相应措施对干扰管段杂散电流进行有效控制,确保管道安全平稳运行。

近期,国家发改委发布新版《中央定价目录》,释放出进一步加速天然气门站价格市场化的信号。鉴于此新规对川渝天然气市场带来的影响,梳理了欧美国家天然气市场发展经验,结合下一步改革趋势,提出川渝天然气市场发展策略。研究结果表明:①川渝地区拥有良好的天然气基础设施和资源市场,具有形成市场竞争的较大潜力,但现阶段川渝地区仍以本地气源为主,尚不具备足够的竞争条件,要想形成竞争态势尚需时日;②川渝地区天然气供应涉及川渝及沿海地区两个主要市场,沿海地区门站价格放开后,会直接导致沿海区域进一步激化市场竞争,并加剧川渝地区同业竞争,将重塑川渝地区天然气市场竞争格局;③对川渝供气企业提出以下建议,包括与政府、企业联合开创增量市场,发展LNG产业链促成资源走出盆地以及积极实施低成本战略提升价格与市场竞争能力。

当前,我国正积极推进天然气体制机制改革,其中一项重要措施就是实行天然气管输与销售分离,这给长期以自身天然气管道为依托开发天然气市场的油气田天然气销售带来挑战,需要转变天然气营销观念,创新天然气销售模式,才能稳固和扩大天然气用户群,提高天然气销售量和市场占有率。为此,以中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)为例,将客户经理制理念引入天然气销售,并对天然气销售应用客户经理制提出详细的建议。研究结果表明:①西南油气田天然气销售推行客户经理制很有必要,有利于促进西南油气田在天然气市场化改革中持续获取发展效益,发展客户,创优服务,巩固份额,引领市场,公平竞合,扩销增效;②提出按照西南油气田现有三级天然气营销管理架构,结合其推进天然气市场化改革与发展进程,按3个阶段推进销售客户经理制管理架构构建的建议;③提出加快制定天然气销售客户经理制工作规范和天然气销售客户经理工作职责、建立健全天然气客户经理制评价体系推动客户经理制的构建实施。

季节、气温和人口变化等因素会影响城市天然气需求预测的准确性,而利用不同模型或方法对预测结果进行调整和修正将有助于提高预测准确率。为此,以灰色Verhulst模型和线性回归模型的拟合结果为基础,利用具有以新替旧功能的新陈代谢原理,构建灰色回归组合模型,以湖北省城市天然气需求量为例,进行需求量预测,以期为建立城市天然气供需平衡机制提供科学的理论数据支撑。研究结果表明:①组合预测模型能降低单一模型的预测风险,使预测结果更稳定可靠,对降低预测误差具有一定作用;②新陈代谢灰色回归组合预测模型对原预测模型具有一定的改进作用,能明显提高预测精度,预测结果可作为相关企业部门或政府部门做出科学决策的参考依据;③新陈代谢灰色回归组合预测模型拟合性好,预测精度高,预测结果更稳定可靠,可用于城市天然气中长期需求量预测,具有一定的实际应用价值。

鉴于岗位管理模式提升对油气企业发展改革的重要作用,以中国石油西南油气田公司为例,研究分析了当前油气企业岗位管理存在的主要问题,与油气企业发展战略相结合,考虑内外部环境,对构建油气企业岗位管理模式进行了探讨。研究结果表明:①油气企业岗位管理中主要存在岗位管理模式与企业发展战略目标不匹配的问题,影响了企业人力资源效率,具体操作中表现为岗薪不匹配、干学不匹配、人岗不匹配等主要问题;②提出3个"一体化"(以宽幅岗位管理为基础的"岗位薪酬一体化"、以人的考准考实为核心的"培养考评一体化"、以人岗匹配为目标的"选拔选用一体化")建设的油气企业岗位管理模式构建思路;③提出构建油气企业岗位管理模式的具体方法,包括采用科学的岗位评估方法,建立岗位薪酬一体化与培养考评一体化之间的紧密耦合关系,构建面向全员全职业生涯培养体系、以员工绩效与能力为核心的综合考评体系等。

鉴于目前国内油气田设备材料价格信息不完善,造成概预算编制及物资采购困难重重,通过调研油气田物资价格管理现状、梳理油气田材料价格共享信息化需求,建立起基于物联网的设备价格信息共享系统,以期实现油气田已有数据资源的潜在价值,改善目前预算编制及物资采购问题,也为智慧型油气田建设搭建起基础数据化运作框架。研究结果表明:①通过网络信息化技术硬件和软件设施的配置来打破油气田物资管理中的空间屏障,集成所有系统功能,使用户登陆本平台即可完成物资材料价格查询、导出和分析;②利用信息化手段搭建的价格共享平台能够达到精确地进行概预算清单编制等目的,减少后期施工难度及采购难度;③系统建立在油气田办公网上,采用基于Web(B/S)的3层结构,通过Web方式实现,采用Window Server2008(或更高版本)作为Web服务器系统,采用MS SQL Server2008(或更高版本)作为后台数据库平台,开发框架基于ThinkPHP 5.1开发;④通过功能需求的调研梳理,将系统功能划分为前台展示和后台管理2个子系统。

推进智慧党建的深化发展是油气企业适应新时代发展变化的必然选择,是落实新时代党的建设的总要求、提高党建质量的重要举措,是推进党建工作创新、解决油气企业党建工作存在问题的有效途径。为此,以中国石油西南油气田公司为例,分析公司智慧党建的现状、取得的成绩与存在的问题,设计深化智慧党建的理论框架与方案,最终提出深化智慧党建的保障措施。研究结果表明:①油气企业目前党建信息系统已有一定基础,但存在封闭运行、缺乏统筹设计等问题;②要实现党建工作全面高度智慧化,需建立七大系统和四大平台;③通过超前统筹规划、整合软硬件资源、全面加强总体协调管理及增强人才培养等措施的推进,促进智慧党建在油气企业的深化发展与应用。