靖边气田

摘要： 鄂尔多斯盆地的天然气勘探发现与理论认识的深化密不可分,该文以靖边气田为重点解剖对象,在对盆地古生界天然气勘探新突破认识的基础上,重新分析和梳理靖边气田天然气地球化学资料,进一步认识靖边气田的成因及其演变机制。靖边气田不同层系天然气地球化学特征与成因存在显著差异,马家沟组中下组合天然气主要与下古生界碳酸盐岩烃源形成的海相油型气有关;马家沟组上组合天然气是上古生界煤型气与下古生界油型气复合的结果,不同区域下古生界烃源贡献有差别,盆地中东部盐下天然气藏的下古生界烃源贡献不容忽视。下古生界存在有效烃源,马家沟组的干酪根、分散可溶有机质和酸溶有机质是构成烃源物质的3个重要组成部分。有机酸盐生烃和TSR作用是造成马家沟组烃源岩无机碳同位素显著负漂的主要原因,同时也是马家沟组烃源岩生烃的主要证据。

摘要： 针对靖边气田盐膏层钻遇率低、井下复杂情况及事故频发的现象,常用的聚磺欠饱和盐水钻井液体系除了密度较高,打开盐膏层之前需要进行承压堵漏外,对设备要求较高,腐蚀较大。评价KCl相比于NaCl的优点以及加量对体系性能的影响以优选基浆,对比几种不同类型低聚物添加剂对流变性、滤失性的影响以优选体系。结果表明,加入8%KCl时基浆性能最佳;加入2%PC-Ⅱ后的低聚物欠饱和盐水钻井液体系性能最好,具有良好的润滑防卡能力,初滤失时间70 s,API滤矢量3 mL、高温高压滤矢量8 mL。该体系在靖27-2井和靖27-3井应用结果显示,应用井段井壁稳定、井径规则、电测及录井显示较好,实现了储层保护、提高盐膏层钻遇率的目的。

摘要： 靖边气田目前已进入自然稳产末期,气田稳产形势严峻,"沟槽挖潜"已成为气田产能建设的新亮点.从2015-2018年产建情况来看,在原评价沟槽区完钻59口井中28口井钻遇马五1+2主力气层,这表明原有的"东西向连续树枝状"沟槽展布模式已不再适合气田实际生产状况.新一轮沟槽刻画表明,"沟槽与潜坑并存"的"沟-坑模式"与实际生产更为吻合.为此,通过靖边气田北区沟槽研究实践,提出了一种基于"沟-坑模式"的沟槽识别与精细刻画新方法,即:(1)利用钻井、地震资料进行沟槽初步识别,确定沟槽、潜坑轮廓;(2)建立静态修正模型,对初步确定的沟槽、潜坑轮廓进行调整细化,落实分支沟形态;(3)建立动态验证模型,精细刻画沟槽、潜坑细微形态;采用上述方法在靖边气田北区共识别和精细刻画出4条主沟槽、42条分支沟槽、12个潜坑,与原沟槽展布相比,沟槽面积减少60％,为后续"沟槽挖潜"提供了空间.沟槽刻画成果通过现场钻探取得了较好的应用效果,表明该方法对靖边气田沟槽识别与精细刻画具有指导意义,对类似古岩溶气田沟槽识别具有借鉴意义.

摘要： 研究了靖边气田安靖区块GX排气井井筒堵塞机理,研发了新型解堵剂,并在现场试验获得良好的增气效果.对样本井采出水样进行了化学组分分析,通过专门方法或软件,预测了水样的结垢和腐蚀性能,得出现场水样具有严重的CaCO3结垢趋势和对管串腐蚀特性,并且其程度都随井深而增加.对现场堵塞物样品通过化学、XRD、红外等分析手段,得出约占80％的无机组分是地层出水结垢和腐蚀所致;约占20％的有机组分来自于入井药剂的残留物或反应衍生物.最后借助金相显微镜、微观3D形貌、EDS等分析测试,开展了腐蚀和结垢模拟实验,进一步证明井筒发生堵塞是由腐蚀、结垢、有机衍生物等多因素综合作用的结果.以此研发了新型解堵剂FFS-01和FFS-02,在现场试验2 口井,试验井解堵后投产3个月累积实现增气130×104 m3.

摘要： 为优选靖边气田马家沟组碳酸盐岩储层有利区域,以靖边南部马家沟组五段4亚段为例,基于岩心观察、铸体薄片鉴定、物性资料统计及压汞测试等方法,分析研究区碳酸盐岩储层特征,从古构造、岩相古地理环境、成岩作用及岩溶古地貌等方面研究主控因素与储层分布的关系.结果 表明:马家沟组碳酸盐岩储集层岩石类型包括膏盐溶蚀泥粉晶白云岩、岩溶角砾泥粉晶白云岩及砂砾屑泥晶白云岩;储集空间类型包括铸模孔隙、晶间孔和晶间溶孔;储层孔隙结构划分为高饱和型、中饱和型、低饱和型及微饱和型4类,储层分布受古构造、岩相古地理、成岩作用和岩溶古地貌等因素控制,其中古构造中的高部位、古地理环境中的云坪沉积微相、成岩作用中的早期淡水溶蚀、白云石化和表生期岩溶作用,以及古地貌中的岩溶斜坡带是储层发育的有利因素.该结果为靖边气田碳酸盐岩储层天然气勘探有利区优选提供依据.

摘要： 长庆油田靖边气田开发已有20年,稳产增产任务严峻,采气管线冻堵时,应急人员如不能及时解堵,会对天然气保供及气井安全生产带来严重后果。作业区普遍采用注入甲醇的方式预防水合物的生成,冬季运行配产较高,气井携液能力增强,产水量增大,加之昼夜温差大,单井采气管线注醇不足时,水合物造成采气管线堵塞。

摘要： 为准确刻画碳酸盐岩储层岩溶古地貌形态并评价不同微地貌单元储层发育,根据古地貌恢复方法优缺点,进行对比评价,综合应用地球物理法、残厚法、印模法、古地质学法,结合层拉平技术恢复前石炭纪岩溶古地貌,即首先利用地球物理法识别主沟槽,然后利用残余厚度法与印模法建立精细地貌恢复法,在划分二级地貌单元的基础上,精细刻画微地貌单元,最终实现了古地貌恢复的定量化评价.综合沉积相、岩溶特征、储层物性及试气结果等,建立岩溶有利区评价标准,对靖边气田进行了分区带的评价,明确了不同区块优势储层发育的微地貌单元,利用岩溶强度量化评价优势岩溶储层纵向发育程度,指出了有利的岩溶有利区.该认识对靖边气田天然气勘探开发具有指导意义.

摘要： 采用同场气举工艺对靖边气田低压弱喷气井进行了改造,介绍了风险清除措施,并对其成效进行了分析.

摘要： 脱水橇普遍用于长庆油田靖边气田集气站,该装置在现场使用中不使用电源,自动化水平较高,可在无人操作的情况下连续稳定运行,有效脱除天然气中的水分,使天然气的水露点达到管输要求。1脱水橇结构及工作原理脱水橇主要由吸收塔、闪蒸罐、过滤器、三甘醇再生系统、KIMARY循环泵组成。三甘醇循环流程为脱水流程、再生流程,具体流程如图1所示。脱水流程:湿天然气从吸收塔底部进入,向上流动,在有一定高度溢流堰板的塔盘上与向下流动的三甘醇贫液充分接触后,成为干气,然后从塔顶流出。

摘要： 为优选靖边气田马家沟组碳酸盐岩储层有利区域,以靖边南部马家沟组五段4亚段为例,基于岩心观察、铸体薄片鉴定、物性资料统计及压汞测试等方法,分析研究区碳酸盐岩储层特征,从古构造、岩相古地理环境、成岩作用及岩溶古地貌等方面研究主控因素与储层分布的关系。结果表明:马家沟组碳酸盐岩储集层岩石类型包括膏盐溶蚀泥粉晶白云岩、岩溶角砾泥粉晶白云岩及砂砾屑泥晶白云岩;储集空间类型包括铸模孔隙、晶间孔和晶间溶孔;储层孔隙结构划分为高饱和型、中饱和型、低饱和型及微饱和型4类,储层分布受古构造、岩相古地理、成岩作用和岩溶古地貌等因素控制,其中古构造中的高部位、古地理环境中的云坪沉积微相、成岩作用中的早期淡水溶蚀、白云石化和表生期岩溶作用,以及古地貌中的岩溶斜坡带是储层发育的有利因素。该结果为靖边气田碳酸盐岩储层天然气勘探有利区优选提供依据。

摘要： 本文通过室内理论研究结合矿场先导试验建立大型低渗非均质气藏的增压开采配套技术。开展不同增压方式的适用性评价及开发效果分析，优选集气站增压和区域增压相结合的增压方式；针对储层的非均质性和非均衡开采特征，动、静结合优化开发单元，精细划分增压开采单元；定产试验和理论研究相结合，优选增压时机的预测方法，确定靖边气田的增压序列；气藏工程和经济评价结合，确定增压开采最低井口吸气压力为2.0MPa。

摘要： 靖边气田历经10余年的开发，目前进入后期开发调整时期，迫切需要建立全气田整体地质模型，开展稳产潜力评价、开发指标预测、增压方案设计及效果预测研究，但靖边气田地质建模与数值模拟面临气田沟槽分布复杂、气藏面积大、储层非均质性强、气藏模拟存在较大多解性等技术难点。首先地质建模针对靖边气田下古奥陶系风化壳碳酸盐岩储层侵蚀沟槽分布复杂，储层非均质性强，井间物性变化大的情况，划分沟槽相与地层相，建立工区范围内各小层地层相模型，有效排除了沟槽内井点数据对储层属性参数预测的影响；同时在综合应用地震、测井、地质资料及研究成果的基础上，充分运用气藏动态监测资料，通过试井资料回归单井渗透率，根据气藏动态评价成果约束储层建模，并将气藏历年产气剖面、地层压力、流压等动态监测资料及成果应用到数值模拟中，形成了靖边气田“相控描述沟槽、动态约束建模、多方法辅助历史拟合、整体建模分区拟合、适时跟踪”的建模数模一体化技术，提高了气藏地质建模精度，减少了数值模拟多解性，实现了大型气藏适时动态预报，在气藏开发中起到了明显作用，为气藏开发调整提供了技术支持和平台。

摘要： 靖边气田经过多年的开发,投产气井超过700口,投产区块19个。投产气井动态差异大,投产区块非均质性强。为更好的开发好气田,在开发管理过程中,逐步总结出一套“三位一体”精细管理模式,根据不同的井况,气藏特征,改变常规管理、生产组织方式,最大限度发挥好气井、气藏各自优势,充分整合资源,实现气田的精细化管理,提高气田的开发效果,实现气田的长期稳产。

摘要： 随着三维地震技术的迅速发展，相干体计算技术目前已成为重要的三维地震解释技术之一。在地震解释中，相干体技术在断层识别及特殊岩性体和特殊类型油藏研究方面得到广泛应用并取得较好效果。近年来随着油气勘探开发的精细程度不断提高，传统意义上的相干技术已不能满足解释人员的要求，而CohTEEC相干体计算技术基于多种地震体属性的处理与解释技术，利用相干、倾角及方位角等多属性来研究识别微构造、裂缝及特殊岩性体。其独有的相干、倾角和方位角叠合显示技术，能够更加清晰的描述地质体产状的细微变化，从而为靖边气田研究砂体的展布、构造的变形如裂缝以及岩性变化等提供了强有力的技术手段。

摘要： 介绍了压力管道复合补强修复技术及其补强原理,并对靖边气田采用ClockSpring湿法复合修复技术对集气干线发现的缺陷进行修复情况进行了详细介绍,管道修复结果表明复合修复补强缺陷管道具有带压运行修复和免焊、不动火的优点,可有效降低管道维修的风险,应用范围较广。

摘要： 随着靖边气田开发与生产过程的不断深入,气田部分区块开始产出地层水,且地层水产出量随着气田生产时问的延长而增大。气田产出污水中高浓度CO2、H2S等腐蚀性气体以及大量矿物质、悬浮物、乳化油和机械杂质的存在决定了气田污水具有较强的腐蚀性和易结垢性,从而导致气田污水回注系统发生了较为严重的腐蚀、结垢现象,影响气田生产的正常进行。文章分析了靖边气田污水回注系统腐蚀机理及防护措施，有效解决了这一问题。

摘要： 地层压力及动储量精细评价贯穿于气田开发始终，是气藏开发调整的依据和基础。靖边下古碳酸盐岩储层侵蚀古潜沟及潜坑发育，储层淋滤程度、孔隙充填程度、岩溶强度差异大，导致储层非均质性强，井间物性变化大，加之储层渗透率低，气井工作制度频繁改变等因素，开展气井地层压力、动储量评价难度较大。为此，本文首先针对靖边气田渗透率低，关井压力恢复时间长，关井测压与生产需求存在较大矛盾的情况，提出了压降曲线反推法、井口压力折算法等不关井测试条件下地层压力评价方法。其次，充分应用气藏生产动态资料，在常规压降法评价气井动储量基础上，建立了产量不稳定分析法、优化拟合法等气井动储量评价方法。并应用地层压力及动储量评价方法，追踪评价靖边气田地层压力、动储量及其变化，为气田加密井部署、工作制度优化等提供了重要依据，提高了气田储量动用程度。

摘要： 针对靖边气田碳酸盐岩储层厚度薄、横向非均质性强、侵蚀沟槽发育的特点，以储层精细描述为核心，地震、地质、气藏工程等多学科联合攻关，建立了水平井井位优选、轨迹优化设计、现场地质导向与轨迹调整等水平井开发技术系列，该技术在生产实践中取得了良好的效果，有效提高了单井产量，对确保气田长期稳产具有重要意义。

摘要： 靖边气田气井普遍表现为低渗、低压、低产的“三低”特点,气井生产到一定程度后不同程度地产出地层水。随着气井的压力和产气量逐渐降低,导致气井携液能力下降,无法实现自喷带液生产。靖边气田结合自身条件开展了泡排、高压气源井气举、优选管柱等多项排水采气工艺,但随着高压气源井的数量越来越少,气井生产后期泡沫排水采气效果逐渐变差,靖边气田开展了撬装压缩机气举排水采气工艺研究和评价,推进了低压、低产的水淹井、弱喷产水气井有效的排水采气工艺措施,完善了靖边气田排水采气工艺技术。

摘要： 靖边气田经过多年开发,地层能量逐年下降,低压气井逐年增加,部分气井进站压力已与集气站外输压力持平,另外采气管线使用时间长,管线内壁由于腐蚀等原因造成粗糙程度增加,同时在集输的过程中,天然气中如果含水、甲醇、起泡剂、井底污物等也会使得单井地面管线的压力损失增大。目前靖边气田采用的是多井高压集气工艺,即天然气从气井通过采气管线直接输送到集气站集中进行处理。天然气从井口到集气站输送过程中未进行分离处理,在地面管线输送过程中存在较大的压力损失。因此,研究压力在地面管线中的损失情况,设法减小天然气在地面管线中的压力损失就显得十分必要。本文通过分析两口地面管线压力损失较大气井,找出致使地面管线压力损失的主要原因。

摘要： 本发明涉及一种油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的生物修复方法，其特征在于：在搅拌作用下，向装有废弃钻井泥浆的搅拌罐中依次加入粉煤灰、硫酸亚铁、过硫酸盐和pH调节剂，搅拌一定时间后，再加入混凝剂；后再按照适当重量比加入当地农田耕作土壤、农作物秸秆、农家肥、有机肥和无机肥，在充分搅匀后进行堆肥处理，在堆肥过程中，通过翻耕、浇灌和保温保湿措施来保证堆肥效果；在堆肥处理一段时间后，种植园林用花卉或树木，并适时浇灌和添加营养物以保障花卉或树木的正常生长。本发明提供的处理方法有效地解决了油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的环境污染问题，具有投资少、处理效果好、运行操作简单等优点，种植后的花卉或树木可用于市政园林建设。

摘要： 油气田压裂液、油气田固井剂及油气田压裂暂堵剂，均含有PVA纤维，所述PVA纤维由聚合度1000～3000、醇解度80～99.5（mol）%的聚乙烯醇经纺丝制备而得，所述PVA纤维的醛化度η为25～35%，其Rp为120～180°C。所述PVA纤维常温下单纤线密度1.0～1.8dtex，断裂伸长率10～25%，纤维长细比为200～600，纤维的真实密度0.8～1.4g/cm3。油气田增产幅度可达30～50%；固井剂强度、韧性明显提高，还可起到防漏的作用；油气田压裂暂堵剂在压裂过的油气井使用，目的是堵住老裂缝，裂开新裂缝，本发明压裂暂堵剂压力升高6MPA以上，油气井增产2倍以上。

摘要： 油气田压裂液、暂堵剂、固井剂，含有PVA纤维，所述PVA纤维由聚合度1000～3500，醇解度80～99.9mol%的PVA经纺丝制备而成。油气田压裂液具有较好的耐温抗剪切性能，对环境伤害小，成本低且环保，有很好的携砂功能，利于压裂液返排；油气田固井剂可以增强固井材料的强度和韧性，还可以起到防漏的作用，且可降解，对环境破坏小；油气田压裂暂堵剂具有良好的降虑失作用，在欲暂堵的部位形成一层遮蔽层，使压裂液顺利转向，产品可降解，残留在地底的成分不会对环境造成污染。

摘要： 油气田压裂液、固井剂、暂堵剂，含有PVA，所述PVA的聚合度1000～3000、醇解度80～99.5(mol)%，所述PVA分子中‑COONa基团的含量为0.3～0.9(mol)/kg；以及聚合度1000～2500，醇解度80～99.5(mol)%的PVA纺丝制备而成、密度1.10～1.35g/cm3、长2～40mm的PVA纤维。提高了压裂液返排速度，增强了固井材料的强度和韧性，使油气田压裂暂堵剂具有良好的降滤失作用，在欲暂堵的部位形成一层遮蔽层，使其顺利转向。

摘要： 本发明公开了一种油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的生物修复方法，其修复方法具体包括以下步骤：S1、通过设备或者人工进入到油气田及页岩气田废弃钻井中，将钻井中的垃圾全部收集，然后全部取出人为制造的产品，返回钻井内部对其内部进行环境改善，没有人工残留痕迹之后环境改善工作便停止进行。本发明涉及油气田及页岩气田废弃钻井技术领域，该油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的生物修复方法，可以使钻井在废弃后可更快恢复到原始生态中，被人为破坏的位置能够快速被修复，保护生态环境，而且恢复速度极快，针对问题进行专项修复，使得修复效果更好，从而对自然环境进行保护，使自然环境被破坏的地方加速恢复。

摘要： 本发明涉及一种油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的生物修复方法，其特征在于：在搅拌作用下，向装有废弃钻井泥浆的搅拌罐中依次加入粉煤灰、硫酸亚铁、过硫酸盐和pH调节剂，搅拌一定时间后，再加入混凝剂；后再按照适当重量比加入当地农田耕作土壤、农作物秸秆、农家肥、有机肥和无机肥，在充分搅匀后进行堆肥处理，在堆肥过程中，通过翻耕、浇灌和保温保湿措施来保证堆肥效果；在堆肥处理一段时间后，种植园林用花卉或树木，并适时浇灌和添加营养物以保障花卉或树木的正常生长。本发明提供的处理方法有效地解决了油气田及页岩气田废弃钻井泥浆的环境污染问题，具有投资少、处理效果好、运行操作简单等优点，种植后的花卉或树木可用于市政园林建设。

摘要： 本实用新型公开一种油气田压裂储砂装置及油气田压裂供砂设备，涉及油气田压裂设备技术领域，用于解决现有技术中油气田压裂供砂设备需采用成本较高、不利于作业人员的安全健康和现场的清洁的吊车方式进行输砂或者采用输送角度较大、输送速度较低的皮带输砂装置进行输砂的问题。本实用新型的油气田压裂储砂装置包括多个储砂分罐，所述储砂分罐内形成有储砂腔，多个所述储砂分罐沿竖直方向可拆卸连接、且多个所述储砂分罐内的储砂腔依次连通；多个所述储砂分罐的形状相同、且多个所述储砂分罐的尺寸沿竖直方向依次减小或依次增大，以使多个所述储砂分罐能够相互嵌套设置。本实用新型的油气田压裂储砂装置用于将支撑剂输送至混砂设备内。

摘要： 本实用新型标准化地面建设气田集气站及上下古合采气田集气站，属于石油天然气领域，应用于短期气井中，本实用新型提供的一种标准化地面建设气田集气站，包括：用于超压自动放空的进站橇、用于对采气进行加热降压的加热炉区橇、用于进行初步气液分离的集气橇、用于对采气进行脱水的脱水橇和清管区橇，进站橇、加热炉区橇、集气橇和清管区橇分别设置在不同的橇上，进站橇一端与气井连接，进站橇另一端通过加热炉区橇与集气橇连接，集气橇通过脱水橇和清管区橇连接。并解决了短期气井在采集完后，采集设备无法搬运会对设备的利用造成浪费问题。

摘要： 本实用新型涉及天然气开采技术领域，公开了一种用于凝析气田的撬装换热装置和凝析气田采气系统，所述撬装换热装置包括管路组件、球阀(11)、节流阀(12)、换热器(13)和用于监测管路组件中的天然气的压力和温度的监测组件，所述换热器(13)包括换热器的管程件和换热器的壳程，所述管路组件包括第一管(1)、第二管(2)、第三管(3)和第四管(4)，所述节流阀(12)设置在所述第二管(2)上；所述球阀(11)设置在所述第三管(3)上。本申请提供的撬装换热装置能够适用于天然气凝析气的节流制冷回收工艺，且能够至少实现该工艺中的手动换热。

摘要： 本实用新型公开了一种气田水罐防喷器，包括由多个弯头相互焊接而成的防喷器本体，焊接于所述防喷器本体内用于水流冲击降压的挡板，焊接于所述防喷器本体两端的用于变径降压的大小头，以及焊接于所述大小头端部的用于外接设备的法兰，一种气田水罐，包括中空圆柱形的水罐本体，设置在水罐本体上的进水口、出水口、清污口、闪蒸气出口和基座，防喷器连接在闪蒸气出口，本实用新型实现了气田水的有效泄压降能，消除气田水的冲击能量，避免了气田水进入闪蒸气管线或者闪蒸汽管道内阻火器内，有效的保证了闪蒸气管线的正常呼吸以及阻火器的正常工作，给生产运行带来了安全和环保的保障。