这年报汇报多媒体

这年报汇报多媒体理念2007,“班组建设年”求真求效求实做精做细做强本着精细技术管理，积极组织措施，努力完成各项工作任务，在二氧化碳开发、应用方面取得了一些进展,为推进二氧化碳驱油有望成为外围油田提高采收率重要手段做出了积极贡献。第三作业区已投产3口二氧化碳气井，今年又新钻完2口井，正在试气中。目前日处理能力可达到20t左右。累计产气

877.2716×104m3采出动用储量1.5%占生产量的81.7%11052.5t9233.8t

生产销售液态二氧化碳一、2007年各项指标完成情况四、2008年的工作安排二、2007年完成的主要工作三、存在的主要问题一、2007年各项指标完成情况二、2007年完成的主要工作目录一、2007年各项指标完成情况（一）、二氧化碳开发生产情况（二）、二氧化碳销售情况（四）、科研项目情况（三）、注入施工情况（一）、二氧化碳开发生产情况完成年计划114.8%多生产472.2t产液量，t销售（二）、二氧化碳销售情况2006年和2007年二氧化碳销售情况对比表时间总销售量（ｔ）驱油注入量（ｔ）占总量比例（%）吞吐注入量（ｔ）占总量比例（%）压裂用量（ｔ）占总量比例（%）2006年3020.52772.191.8176.95.971.52.32007年12月15日2812.8732.426.02080.474.02007年预计3164.81084.434.32080.466.707年计划截止2007年12月15日预计07年完成10口井。2816t吞吐销售吞吐销售2812.8t10口井。3164.8t完成年计划112.4%芳48断块注入液态二氧化碳情况表1、二氧化碳驱油注入量截至2007年12月15日，芳48区块和树101区块累计注入二氧化碳

3747.0

t。其中自产液732.4t，占总注入量19.5%；吉林液3014.6t，占总注入量80.5%。井号总注入量（ｔ）其中自产（ｔ）自产占注入比例（%）注入外部量（ｔ）芳188-138井826.5508.961.6317.6芳184-130井2239.997.54.42142.4合计3066.4606.42460树101井区注入液态二氧化碳情况表

井号总注入量（ｔ）其中自产（ｔ）自产占注入比例（%）注入外部量（ｔ）树94-碳15井233.9233.9树94-碳16井446.712628.2320.7合计680.6126554.62、二氧化碳吞吐注入量八厂五厂九厂榆树林二氧化碳吞吐施工2007年度共计完成10口油井吞吐任务，累计注入二氧化碳2080.4t采油厂油井吞吐量一览表采油厂井号施工日期设计注入量(t)实际注入量(t)备注八厂芳187-1382007.04.19180201.6升扶44-侧平582007.06.24600687.5升扶40-582007.07.22400426五厂5G56-292007.08.18105.5118.55G44-212007.08.3088.593.8九厂英422007.09.11120137.6古161-斜942007.09.215571.1榆树林升榆46-702007.10.0997.6104.5升榆48-662007.10.1279.191.0肇95-252007.10.16141.3148.8合计2080.4（三）、注入施工情况2007年对两个二氧化碳驱油试验区块进行注入施工，完成了10口井吞吐注入施工时间（年）注入区块（个）驱油注入井数（口）吞吐注入井数（口）2006112200724102006年与2007年注入施工情况对比表2007年，接转公司级科研项目1项，新开题分公司试验项目3项，完成分公司级试验1项并获得二等奖，有6篇技术论文获奖，比06年多2篇；有8项技术革新在分公司获得奖励。1、科研项目完成情况（四）、科研项目情况序号项目名称项目类别级别备注1昌德气田芳深9区块二氧化碳气藏开发技术研究科研项目公司08年完成2二氧化碳吞吐技术应用试验研究试验项目睹分公司完成3二氧化碳自身冷量合理利用技术试验试验项目分公司08年完成4干燥剂定性选型试验技术研究试验项目分公司08年完成5气相色谱仪工作原理及在气田中的应用论文分公司一等奖6应用试井技术和相态理论确定二氧化碳气井合理工作制度论文分公司二等奖7二氧化碳井筒静压静温计算方法探讨论文分公司三等奖8离子检测法判断解决二氧化碳冷凝器堵塞问题论文分公司三等奖9芳深9区块二氧化碳气藏产水分析论文分公司三等奖10浅谈无线上网卡在气田的应用论文分公司三等奖11二氧化碳双机注入泵组工艺的研制应用技术革新分公司二等奖12液压装卸电机泵轴轴承工具的研制应用技术革新分公司二等奖13移动式二氧化碳屏蔽泵工艺的研制应用技术革新分公司二等奖14二氧化碳取样装置的革新技术革新分公司二等奖15二氧化碳节流液化生产方法的革新技术革新分公司三等奖16氨压机冷却循环水系统的革新技术革新分公司三等奖17用甲醇提高二氧化碳注入泵组工效的革新技术革新分公司三等奖18液化站锅炉燃气管线的改造技术革新分公司三等奖2007年科研项目、技术革新、论文发布情况表2、科研项目进展情况（1）油公司级科研项目《昌德气田芳深9区块CO2气藏开发技术研究》(3)水合物生成条件及抑制剂选择；(4)CO2气藏开发研究。(1)气井混合气成分分析；(2)井筒流体相态与生产系统分析；主要研究内容分四大项本项目原计划2007年11月份完成，目前该项目已完成前三项研究内容，第四项“CO2气藏开发研究”由于缺投产初期试井等基础资料，需要重新试井；另外，2007年又新钻两口CO2气井，对本项研究有极大的帮助，将有利于提高整体项目的研究质量和水平。因此，油田公司已对该项研究内容延期到2008年11月份完成。（2）分公司级试验项目其中《CO2吞吐技术应用研究》已完成，另两项试验延期调整到2008年11月份完成。2007年第三作业区新开试验项目3项：《CO2吞吐技术应用研究》《干燥剂定性选型试验技术研究》《二氧化碳自身冷量合理利用技术试验》二、2007年完成的主要工作(二)、精细挖潜、探索实践，不断提升二氧化碳生产、注入技术水平(一)、深化研究，强化措施，不断提高二氧化碳开发技术水平(三)、主副并举、多元发展，不断提高为油气田服务的质量(一)、深化研究，强化措施，不断提高二氧化碳开发技术水平基础工作标准的高低决定着气田能否高效开发，因此，需要我们不断提高基础工作的标准与水平，不断满足气田开发需求。1、提高基础工作标准和水平，不断满足气田开发的需求在地质工艺研究所的指导下，不断完善了地质工艺资料，共建资料21项，取全取准第一手资料，并实现了微机化管理，制定了相关资料考核细则。一是加强资料管理力度。（一）、深化研究，强化措施，不断提高二氧化碳开发技术水平由于二氧化碳气井原有采气树不能同时录取油压、套压，给气井生产分析带来难度，针对这一情况，采取倒流程的方式，定期录取油套压，有效的指导了气井关开井、合理排水采气、判断井口冻堵等的情况。二是加强井口压力录取力度。二是加强井口压力录取力度。芳深9-1井通过倒流程观察油、套压差，判断加注甲醇时机。制定为13.5MPa开井，8.0MPa时加甲醇。例如：三区二氧化碳气井均不同程度的产水，但由于二氧化碳生产方式为间歇式生产，再加上二氧化碳处理工艺分离效果差，分离器几乎分离不出来游离的水，这样就给水质化验分析带来了一定的难度。针对以上存在的问题，我们结合井、工艺实际情况，采取“微量点滴法”收集气井水，进行间歇式气井水样化验，并制定了相应的水样化验制度。三是加强水样分析化验力度。取样日期碳酸根碳酸氢根氯根硫酸根钙镁钾加钠矿化度2006.11.120830.362544.280.00627.6576.11531.365609.782006.11.280799.612839.75325.93697.3954.981769.486489.142007.10.280521.4151.780402.740259.891235.832007-11-290511.4149.780372.740203.551137.48取样日期碳酸根碳酸氢根氯根硫酸根钙镁钾加钠矿化度2006.11.13017960.38541.6925.0727.916.97095.1325667.082006.11.28014890.12476.23021.5910.535877.7621276.232007.04.17018390.94541.69392.7927.988.817277.4326719.55芳深9井水质分析表芳深9-1井水质分析表我们通过动态监测原料气、处理气和产品气的含水量，通过化验分析指导放空排水及分离器排污时机，不断提高二氧化碳处理工艺的稳定性和产品二氧化碳质量。

四是加强气井含水量检测力度。二氧化碳气井气体组份较复杂，需要动态监测每一口气井气体组份，07年充分发挥了化验室的作用，定期化验来气组份，分析气井动态变化；通过放空气体的组份分析，为二氧化碳处理工艺工作制度的调整提供一个依据。五是加强气井组份分析化验力度。二氧化碳属于“天然气”的范畴，但考虑到其独特的物化性质，我们没有简单套用现有的天然气分析方法及理论，研究并提出了适合二氧化碳气井流入动态方程，并且利用多种方法及综合理论得出的二氧化碳气井的合理日产量。1、是避免气井的非达西效能损失2、是使地层流入与井筒流出的气量达到一致主要考虑2、应用试井技术和相态理论联合分析，不断完善二氧化碳气井工作制度通过从指示曲线上找出直线段与非直线段拐点，初步确定最大合理采气量。芳深9井压裂前为2.5×104m3

/d(1)、利用指示曲线法确定二氧化碳气井的最大合理采气量芳深9井指示曲线(2)、利用IPR与TPR找出气井生产的协调点通过已确定的流入动态曲线，可以做出其对应IPR曲线，该曲线反应了不同地层流压下对应的产气量。TPR曲线也叫油管动态曲线，它是气井生产系统和优化设计的一个重要部分；通过获得气井井筒压力梯度相关式，可以求得某一个生产条件下井底流压，但由于二氧化碳气井井筒相态较为复杂，给计算井筒压力分布增加了难度。下面通过几点假设，在不影响实际情况下，将井筒相态进行简约化、理论化。几点假设：一不考虑二氧化碳气井中轻烃等对二氧化碳相态的影响二三气井流速较小，相态依然呈现出上大下小的反向特征压力按照不同的理论进行分段计算(2)利用IPR与TPR找出气井生产的协调点井下气液分布图816.46米液态气态31.7℃第一步是计算液相压力梯度分布：第二步是计算气相压力梯度分布：816.46米液态气态31.7℃井下气液分布图通过已确定的IPR曲线，结合相态理论确定的TPR曲线，利用两条曲线的交点，可以找出气井生产的协调点，约为2.0×104m3

，小于气井的最大合理产气量2.5×104m3

，最终得出二氧化碳气井的合理产量2.0×104m3

，折算成流量为1.3～1.5t/h。3、动态监测气井井筒积液量，不断指导二氧化碳气井合理

排水采气三口二氧化碳气井均产水，水质分析表明：目前产水主要为凝析水。由于实际生产流量远小于携水最小临界流量，这样大部分的凝析水以积液的形式落入井底，以前仅靠经验对气井放空排水，这样不仅造成资源浪费、环境污染，而且还可能出现因排水不及时而影响气井的正常生产。为初步确定井底积液量的多少，可将水看成是均匀溶解在二氧化碳气中并已达到饱和状态。于是可以得到这样的公式:井底积液量＝开采量×（气藏饱和含水量-井口气体含水量）下面以芳深9井为例分析：平均含水量为1500PPM，折合成质量含量为0.0614%。在地层条件下，二氧化碳气的饱和含水量可以通过相关理论计算得出，体积含量约为6918.83PPM，折合成质量含量为0.283%。1.2t/h～1.3t/h12.50～14.50MPa露点仪测得井口含水量流量压力长期的动态的跟踪检测分析得出该井:Q积水＝0.2216%×Q已采气根据以上分析可以得出芳深9井的井筒积水量公式：井号排水周期备注芳深9井315t产液315t时就进行一次排水芳深9-1井270t产液270t时就进行一次排水芳深701井330t产液330t时就进行一次排水三口二氧化碳气井的排水周期按产生1m3水进行一次排水计算，通过上面的公式可知：当原料气达到451t，液化率按70%计算，也就是当产液量达到315t时，就需要一次排水。以下是三口二氧化碳气井的排水周期及排水周期。排水日期排水前产量（t）排水量（t）备注2007.10.28354.21.1芳深9井压裂后的情况2007.11.13294.80.9芳深9井的排水记录排水日期排水前产量（t）排水量（t）备注2007.04.17327.81.32007.06.28287.912007.07.31237.60.72007.08.31294.80.92007.10.08218.80.5芳深9-1井的排水周期4、对压裂井进行动态跟踪分析，不断加深对二氧化碳气井的认识程度压裂前的评估分析：通过测压情况分析，说明芳深9井有一定的供气能力，但地层压力下降快，压力恢复速度慢，说明储层非均质性强，物性较差。CO2气井测试数据序号井号测试日期测试类别下入深度压力气层中部压力下入深度温度气层中部温度下入深度(m)气层中部深度(m)备注流压静压压力恢复试井2芳深997.5.23

38.96

33.6033.91132.50143.203619.03669.8中部压力推算

底界封隔器深度3632

推算压力33.68，推算温度142.399.8.16

37.55

29.9934.62120.26-2800.03669.8钢丝不够长只下到2800米03.3.436.8205.04.08

36.23

35.9536.23141.16142.043628.03669.8累积产气104m3生产实际表明，芳深9井连续生产2天左右，套压从11MPa降低到7MPa，关井停产2天后压力可恢复到11.0MPa。芳深9区块储层物性差出反映井号射开厚度(m)最大孔隙度(%)二氧化碳含量(%)未压裂前的试气产量(m3/d)压裂后的无阻产量(m3/d)芳深9-17.09.4892433232768芳深70126.28.88488460682芳深930169350000未压裂二氧化碳气井压前压后产气量对比表通过表1可以发现芳深9-1井和芳深701井压裂后产能大大提高，这证明压裂对于改选火山岩非均性是有效的。如果要提高芳深9井的产量，有必要对芳深9井采取措施。项目第一次试气第二次试气施工日期1997.4.20～6.251999.7.30～8.27层位C1-1S2-1C3-1S4-1S4-2层号136、137136、137、139、140135、136、137、139、140135135井段m3685.5-3704.03685.5-3737.63602.0-3737.63602.0-3632.03602.0-3632.0射开厚度m11.519.537.530.0实测地层静压MPa/m38.42/3708.8-38.96/3628.3-实测地层温度℃/m146.7/3708.8-142.2/3628.3-产气量m3/d18218554716250938产水3m3/d气组分%CH4：98.343CO2：0.529N2：1.1073CH4：88.87C2H6：0.890CO2：8.634N2：1.556CH4：9.535CO2：88.259N2：1.875CO2：93.083CH4：6.153C2H6：0.175C3H8：0.081N2：0.508相对密度0.5640.64961.42421.4655备注清水全压井MFE(II)测试，二开一关测试工作制度。一次管柱压二层，共加陶粒55m3，地层破裂压力64.9MPa，压后自喷。射开135号层18m与下层合试，MFE测试，自喷。3669.05m打一高温电缆桥塞。油管输送射孔，射开厚度12m与第一次射开本小层井段合试，自喷试气。实测关井最大压力37.551MPa/3610m未稳。回归指数式方程，相关系数0.998，计算无阻流量为76988m3/d。芳深9井试气情况统计表压裂施工情况：芳深9井于2007年9月17日开始压裂，共压入730m3压裂液，加砂65m3压后仅返排出80m3。地面最高泵压37.89MPa，稳定压力32.35MPa。压裂后准备更换管柱时，出现压井液漏失严重，用1.13g/cm3压井液，漏失量达15-25m3/d无法完成更换管柱施工，后把井下压裂用的3.5寸的管柱留在井下，做为生产管柱，暂时没有更换13Cr油管。该井压后压力恢复较快，未气举就实现了自喷，见到较好效果。井口操作照片芳深9井压后生产数据统计表日期油压（MPa）套压（MPa）生产时间（h）日产液量（t）10月8日12.5012.7017.515.410月9日12.4012.7024.022.010月10日12.4012.7024.022.010月12日12.8012.9014.013.210月13日12.7012.9016.513.210月14日12.5012.7012.013.210月15日13.2013.3024.022.010月16日13.3013.4024.024.210月18日13.0013.2022.522.010月19日12.8013.0024.024.210月20日12.6012.7014.013.210月21日12.6012.7020.022.010月22日12.6012.7021.022.010月23日12.6012.8024.024.210月24日12.5012.8024.024.210月26日12.5012.7016.015.410月27日12.5012.7024.024.210月28日12.5012.7024.024.210月30日12.6012.7021.522.010月31日12.5012.6024.024.211月1日12.6012.7024.024.211月3日12.4012.5024.026.411月4日12.4012.5024.026.411月5日12.6012.7024.026.411月7日12.5012.6014.015.4压后：关井压力可达14.5MPa芳深9井生产控制：由于芳深9井压后初期返排率较低，仅占10%左右，如果生产不加控制，势必有压井液等杂质带入地面工艺，堵塞工艺，影响生产。为了尽可能避免冻堵发生，并充分合理利用芳深9井的地层能量实现平稳生产，特制定以下工作制度:①生产方式只允许用油管生产利于携液。t/h，进行定流速生产，做好记录。④芳深9井连续生产时，当井口压降到11.50MPa时，需要进行井口放空排水，排完后加甲醇关井，等待压力恢复，做好记录。芳深9井生产控制：③每天9:00左右分别对高压三相分离器、8.0分离器、2.5分离器、缓冲罐进行一次排污，至到见气为止，做好记录。⑤定期观察井口油、套压变化，每天到井口录取油、套压数据，并做好记录。压裂后对芳深9井水样化验，发现目前带出地面是压井液。芳深9井水质分析表目前芳深9井限流速生产,日产稳定20t左右,时油压能保持12.5MPa,关井达14.5MPa，见到了明显的增产效果。取样日期碳酸根mg/l碳酸氢根mg/l氯根mg/l硫酸根mg/l钙mg/l镁mg/l钾加钠mg/l矿化度mg/l2007.10.280521.4151.780402.740259.891235.832007.11.130511.4149.780372.740203.551137.485、治理问题井，不断提高二氧化碳气井的开井时率

采气树阀门开关不灵活，并且井口不能同时录取油套压。针对以上存在的问题，对该井进行压裂、换管柱、换采气树等项作业。芳深９井于2002年投产，出现以下问题：日产气量较低，不能实现连续生产。井下油管采用环氧粉末防腐，在生产过程中多次出现防腐层脱落，致使气井频繁发生冻堵。1）二口井作业施工情况一是二是三是芳深9井于8月4日开始作业。在起管柱时，起到153根时,由于油管丝扣紧,造成油管公扣断,下部218根油管落入井底，后利用内捞矛进行打捞，一次成功,将掉井的218根管柱打捞出来；在1211米处没有找到节流器，后在377根油管底端找到节流器。在起出来的管柱中发现大量脱落的内涂防腐层，有的管柱甚至被全部堵死，这充分说明了内涂防腐层脱落是导致气井频繁发生冻堵的主要原因。后于9月19日对该井进行了压裂，于10月7日开井生产。在多次起下管柱时，油管密封脂残留井内，造成井筒较脏，建议气井以后作业时采用不用加密封脂的特殊扣型的油管。在多次起下管柱时，油管密封脂残留井内，造成井筒较脏，建议气井以后作业时采用不用加密封脂的特殊扣型的油管。芳深701井，自2003年9月投产以来，产量较低，平均每天产液态CO28t左右。2004年以来，连续生产三个小时左右就会发生井下管柱冻堵现象，井口油压下降快，采用套管生产2小时左右就会冻堵，致使生产和井下测试无法正常进行，分析井下管柱存在漏点等问题，导致管柱冻堵。芳深701井于10月10日开始起管柱。在起管柱时，发现117根油管母扣断,下部252根油管落入井底，后利用捞矛进行打捞，一次成功,将掉井的252根管柱打捞出来。油管断面照片在准备下完井管柱时，发现套管头焊接处漏气，分析认为油层套管外窜气所至，于是采用验窜管柱和多臂井径仪测井，发现在1346m油层套管发生了错断，错位约1.5m左右，然后对该处套管进行了加固处理。最后更换原管柱为13Cr油管，安装了新的70/65采气树。11月5日进行液氮气举，后又进行了气举，目前压力恢复较差，需进一步排液。芳深701芳深92）管柱腐蚀情况分析从芳深9及701井起出来的管柱，发现二氧化碳对井下管柱内外壁的腐蚀不是很严重。分析认为一是芳深9和701井内壁均采取了相应的防腐措施；二是二氧化碳纯度高，生产流速小，开采时间短，最终二氧化碳对井下管柱的腐蚀不是很严重。2）管柱腐蚀情况分析一三二做好芳深9和芳深701井测试试井分析工作，跟踪分析，落实产能，核实动态储量。701井加固后的套管，在短时间内可以勉强使用，随着开采时间的延长，存在一定的安全隐患，建议打更新井。做好新安装采气树阀门的维护保养工作。3）下步工作:6、加强芳深9区块的开发动用力度，不断挖掘二氧化碳资源潜力芳深9区块探明圈定含气面积13.6km2。2003年提交天然气探明地质储量65.18×108m3，其中二氧化碳为58.01×108m3，可采储量为29.01×108m3。区块层位含气面积km2有效厚度m有效孔隙度%含气饱和度%偏差系数体积换算系数单储系数108m3/km2.m地质储量108m3采收率%可采储量108m3芳深９K1yc113.627.57.6700.825327.600.1765.18(58.01)5032.59(29.01)

芳深9区块营城组一段天然气探明储量数据表07年为了增加芳深9井区二氧化碳动用储量，新钻两口井：芳深9-2和芳深9-3。853m865m芳深9-2井钻井情况2007年6月20日开钻2007年9月13日完钻设计井深3770m完钻井深3759m完钻层位：基底2007年9月29日完井芳深9-2井录井情况1）本井录井部分地层自上而下揭示的地层依次为白垩系下统泉头组二段、一段，登娄库组四段、三段、二段，营城组及基底。本井缺失白垩系下统登娄库组一段及沙河子组。2）本井目的层营城组砾岩储层未见气测异常显示，火山岩储层仅见1层气测异常显示，且含气性较差。3