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2007年，我们在分公司党委、分公司的正确领导下,在业务部门和兄弟单位的鼎力支持与帮助下，以“班组建设年”活动为契机，深入贯彻落实分公司工作会和技术座谈会精神本着精细技术管理，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877.2716×104m3100100采出动用储量1.5%3000400050006000700080009000100001100012000截至到2007年12月15日累计生产（t)累计销售(t)占生产量的81.7%11052.5t9233.8t生产销售液态二氧化碳32003496.23672.226002800300032003400360038002007年计划2007年12月15日2007年预计完成年计划114.8%多生产472.2t产液量，t销售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3747.0t。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2080.42007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》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。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。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IPR曲线01020304002468产气量(104m3)流压(MPa)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℃-610tfwhPghP18222251.32410()(1)ssscwftffqTZPPeed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IPR与TPR曲线的交点01020304002468产气量(104m3)压力(MPa)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