2025年, 第19卷, 第2期　刊出日期：2025-04-28

  

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战略与政策
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  西南天然气“气大庆”的战略价值与实现策略

  段言志, 敬兴胜, 李和, 徐海棠, 张月莹, 罗寿兵

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 1-6. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.001

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  西南天然气“气大庆”是进入到新发展阶段后,中国开展的第一个天然气“大庆”建设工程。为充分认识该战略工程的战略价值及实现策略,从经济价值、安全价值、社会价值、文化价值等维度进行分析,并提出了相关策略。研究结果表明：① 该工程在经济价值上可创造巨大的效益和财富,促进川渝产业升级和高质量发展;② 该工程在安全价值上可保障国家天然气稳定供应,夯实能源经济领域安全基础;③ 该工程在社会价值上可为区域社会发展和高水平科技自立自强提供支撑,助力实现“碳达峰碳中和”战略目标;④ 该工程在文化价值上可丰富大庆精神、铁人精神的时代内涵,促进天然气文化品牌完善和传播;⑤ 为高质量实施该项工程,需加快打造天然气战略发展“特区”,建设以四川为腹地的全国天然气统一大市场,着力讲好“气大庆”建设新故事。
地质勘探
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  不同类型有水气藏数值模拟历史拟合方法研究

  李瑶, 朱国, 汪旭东, 邓淇文, 马国文

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 7-14. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.002

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  针对四川盆地碳酸盐岩边底水气藏受水侵影响,使得该类气藏在运用数值模拟方法开展生产井历史拟合过程中存在产水井产水量拟合难、井口油压拟合难的问题,研究形成了一套分别针对调整相渗型、调整隔夹层型以及添加水体型产水气井历史拟合方法。研究结果表明：① 对于气井储层水体规模及气水界面位置确定,模型计算的气井见水时间较实际存在偏差,但调整渗透率对见水时间无影响的气井,主要通过调整相渗曲线拟合,该种产水气井拟合方式即为调整相渗型;② 对于气井钻井资料表明其储层中不存在水体,但其邻井产水的生产井,主要通过添加隔夹层的方法拟合,该种产水气井拟合方式即为调整隔夹层型;③ 对于气井储层中不存在水体,但是气井实际生产过程中产水,并且每万立方米气产水量普遍大于10 m³的产水气井,通过在模型中添加水体来拟合,水体体积由物质平衡法确定,该种产水气井拟合方式即为添加水体型。结论认为：上述三种产水气井历史拟合方法应用于元坝气田二叠系长兴组碳酸盐岩有水气藏取得了良好的效果。
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  水化作用对页岩弹性参数的影响

  高可攀

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 15-21. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.003

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  为了解决水化作用造成的页岩地层井壁失稳问题,保证页岩气开发过程中的安全钻井及压裂改造效果,以不同层理角度的页岩样品为研究对象,开展页岩水化实验及超声波透射实验。在实验的基础上,基于最小二乘法原理,利用优化方法反演得到弹性参数,分析了不同水化时间下页岩声波速度、弹性参数及各向异性参数的变化规律,得到了页岩弹性参数与水化时间的定量关系。研究结果表明：① 页岩水化作用是一个持续进行并逐渐趋于稳定的过程,水化程度先显著增大,然后增幅变缓,最终趋于稳定;② 所建立的基于不同层理角度声波速度的弹性参数反演方法准确度较高;③ 得到了水化时间与弹性参数的定量关系模型。结论认为：① qP波速度随水化时间出现先显著减慢后趋于稳定的规律,且qP波对水化作用有着更强的敏感性;qP波波速能够用来表征页岩水化作用程度及页岩内部裂缝扩展程度;qSH波速度随水化时间呈减慢趋势,其对水化作用的敏感性较弱。② 页岩弹性参数与水化时间呈负相关关系,其中,C₁₁、 C₃₃ 、C₁₃下降幅度较大,C₅₅ 、C₆₆下降幅度较小。③ 页岩各向异性强度参数随水化时间先增大后减小并趋于稳定。
开发工程
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  基于机器学习的气井产气产水动态预测方法及应用

  朱秋琳, 梁艳萍, 赵玉琴, 杨静, 曾健, 卢俊卿, 张祥熙

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 22-31. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.004

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  为了解决气井产气、产水数据获取滞后制约单井预警时效的问题,基于机器学习算法构建了气井产气、产水动态预测方法,提升了异常生产井单井预警的及时率。研究结果表明：① 通过特征参数相关性分析,优选出工作制度、油压等7项相关性高的核心特征参数建立多维数据集;② 采用3种机器学习算法对模型进行训练与测试（训练集与测试集按2∶1划分）,其中随机森林模型稳定性及准确性表现最优;③ 基于随机森林算法,结合气井生产特征构建分类模型与“一井一策”的特色预测模型,该模型测试集的平均相对误差在20%以内,采用Python程序搭建Windows系统服务稳定运行1年后,预测准确率稳定在80%以上。结论认为：① 模型误差主要来源于下述6个方面,数据本身质量、数据取值规则、特征参数集的划分、模型自身设计、气井特殊生产特征、气井流体运动规律改变;② 该方法能够实时预测单井产气、产水数据,进而提升了异常生产井的预警及时率,有助于气田生产管理从数字化向智慧化的转型。
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  一种含油气井钻井过程中地层压力计算方法

  叶长文, 董钟骏, 张琴, 谢佳晨, 袁浩, 梅峻铭, 陈雪松, 郑学钢

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 32-36. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.005

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  四川盆地中部地区油气显示活跃,纵向上分布多达31套油气层,但是由于受地层不整合的影响,地层压力预测极为困难。上部陆相地层经常遭遇突发的浅层气,特别是伴生着浅层含油的高压油气,压井计算和施工难度更大,现场往往因计算依据不充分导致溢流的处置陷入被动的局面。为了解决川中浅层高压油气（含油伴生气）溢流压井泥浆密度计算不准确的问题,结合PY2井采用往复式工程师法压井成功的案例,对含油气井压力构成及计算不准的现象进行了分析研究,采用了一种考虑油柱自锁力的新的地层压力计算方法,计算得到的压井泥浆密度与实际地层压力当量密度相符,可实现一次压井成功的目标。研究结果表明：① 对传统压井公式计算压井液密度结果不准的原因进行分析,得出高压油气存在油柱自锁现象;② 采用新的地层压力计算公式,计算得到的压井泥浆密度与实际压井密度偏差只有0.8%,提高了压井液密度的精准度,满足实际压井需求;③ 新公式计算出的地层压力更接近于实际地层压力,因此对于含油气溢流井采用新方法进行压井可以大大降低井控风险,减少生产损失。研究结论认为：该方法对处置类似的浅油气层溢流井极具参考价值,值得推广。
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  Shafer气液联动阀执行机构异常关断的仪表类原因分析及对策

  冯招招, 邓全胜, 徐雷红, 林素辉, 赖亚标, 马煜

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 37-43. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.006

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  气液联动阀是天然气长输管线上的关键设备,其正常运行关乎下游用气安全,而近年来随着国内早期建设投用的天然气分输站及长输管线设备的不断老化,气液联动阀执行机构故障率居高不下,多次出现异常关断,对企业生产经营安全造成了极大影响。为了保障天然气长输管线下游用户用气安全及企业生产经营安全,以Shafer气液联动阀执行机构为研究对象,分析了Shafer气液联动阀执行机构因仪表类故障导致的异常关断问题,指出了LineGuard电子型管线破裂检测系统控制器（以下简称“LineGuard控制器”）、供电设备、压力变送器、电磁阀及液压油路等关键部件的故障机理。研究结果表明：① LineGuard控制器误触发是异常关断的主要诱因;② 供电设备故障导致控制信号异常;③ 压力变送器数据失真引发误判;④ 电磁阀异常造成阀门应急功能故障;⑤ 液压油路堵塞或泄漏降低执行机构驱动力。结论认为：① 需要建立多级防护体系,按照规范要求完善设备防雷接地、屏蔽接地、阴极保护和绝缘接头安装;② 应建立供电设备冗余机制并加强压力仪表校准维护;③ 需要定期开展电磁阀动作测试和液压油路密封性检查;④ 建议将LineGuard控制器纳入预防性维护体系,定期进行完整性检查、功能测试。
市场与价格
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  基于SEIRS模型的川渝地区天然气产业链风险传递与仿真研究

  刘波, 孙孝文

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 44-52. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.007

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  随着“双碳”目标的提出,可再生资源、天然气等低碳能源将成为未来能源发展的主流。为了探究川渝地区天然气产业链风险传递的内在规律,对川渝地区天然气产业现状及其风险传递问题进行了分析与探讨。在此基础上,研究构建了适用于川渝地区天然气产业链风险传播的SEIRS（易感-潜伏-传染性-免疫-易感）模型,利用Matlab软件分析其阈值对川渝地区天然气产业链风险传递过程的影响,并对其阈值的因素影响效果进行仿真分析,进而提出了天然气产业链风险管控工作的政策建议。研究结果表明：① 川渝地区天然气产业链风险传递过程中存在阈值,阈值受到传染率、直接免疫率、治愈率、免疫退化率多个参数的影响;②川渝地区天然气风险传递可以通过人为干预进行管控,面对突发风险问题时,需要做好事前、事中和事后全过程控制;③ 合理的风险分散和应急响应机制能够提高川渝地区天然气产业链抗风险能力。结论认为,该SEIRS模型可为川渝地区制定天然气供应安全稳定政策体系提供参考。
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  基于AHP-熵值法的天然气系统韧性评价方法

  朱淑艳, 侯磊, 王敏聪, 许子聪

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 53-61. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.008

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  随着全球能源转型加速和气候变化加剧,天然气作为一种相对清洁的低碳能源,对保障我国能源供应安全和优化能源结构具有重要意义,但地缘冲突、价格波动和环境挑战等不确定性因素严重威胁天然气系统的稳定性和恢复能力。为此,从资源、政治、经济和环境四个维度出发,构建了涵盖天然气产供储销各环节指标的韧性评价体系,建立了相应的评价模型,提出了提升天然气系统韧性的对策。研究结果表明：① AHP-熵值法量化了外部风险、国内政策和产供储销等多因素对天然气系统韧性的影响,2022年我国天然气系统韧性指数为0.468 76,政治稳定与非暴力指数和政府效率对韧性影响最大,地下储气库储备量和产量次之;② 从时间尺度上看,天然气系统韧性持续增强,随着我国天然气供应呈多元化态势、国内储气库建设不断加快,天然气系统抗风险能力和恢复能力具有较大提升;③ 加强天然气进口渠道多元化发展,降低地缘政治矛盾对我国天然气系统影响程度,完善天然气系统应急机制与产供储销基础设施建设,是当前提升我国天然气韧性水平与防范化解重大风险能力的关键举措。结论认为,该评价方法能够为天然气系统管理和优化提供科学依据与现实指导。
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  氢气长输管道的一种平准化成本模型

  涂多运, 明亮, 吕路

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 62-68. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.009

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  目前主流制氢技术日益成熟,未来氢经济的发展将依赖于低成本地进行氢气输送和配送。尽管存在氢脆、高流速、易泄露、压缩能耗大等问题,但与现有其他输氢方式相比,高压碳钢管道可以实现氢气长距离大规模输送,从而降低输送成本。为了方便快捷地开展氢气长输管道方案研究,以氢气长输管道系统为研究对象,分析了其技术特性、建设成本和操作费用构成,提出了一种平准化成本模型。该模型将氢气长输管道系统简化为线路部分和站场部分进行建设投资和操作费用计算,并细化建设投资和操作费用构成,采用HDSAM模型相关式来逐项进行计算;使用年化成本除以质量流量得出氢气长输管道的平准化成本,可与其他输送方式同维度对比。研究结果表明：① 长度为500 km的DN900氢气长输管道输送每公斤氢气的平准化成本为2.44元;② 氢气长输管道运输成本远低于其他输氢方式,规模效益明显。结论认为：① 该平准化成本模型可以快速估算投资费用和平准化成本,为经济评价提供依据,方便定量地分析管道长度、管径、输量的影响程度,辅助工程项目前期的投资决策;② 该平准化成本模型同样适用于其他介质的长输管道。
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  人工智能在典型区块井工程造价管理中的应用

  梁明璐, 张安达, 陈一丹, 王栋

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 69-74. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.010

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  为了解决传统工程造价估算方法依赖人工经验且效率不高、预测精度不足、存在人为差异等问题,为钻井工程快速决策提供高效、准确的投资估概算数据支撑,以一种基于机器学习的人工智能造价模型为研究对象,旨在提高造价效率和精度。选取了265个历史天然气钻井项目数据,包括地质条件、钻井设备、工程技术等多方面的信息。通过对所选数据进行预处理和特征提取,构建了一个包含多个关键指标的数据集。分析了分类与回归树（CART）、梯度提升决策树（GBDT）、支持向量回归（SVR）和极端梯度提升（XGBoost）等模型并对验证结果进行对比,进而选取XGBoost模型作为核心模型进行训练和优化,通过调整模型参数和特征选择,构建了适用于天然气钻井工程投资项目的快速估价模型。研究结果表明：① XGBoost模型在全井总费用和预测精度方面均略优于SVR等其他模型;② 机器学习模型能建立工程参数与造价的关联性,造价计算时间从传统人工需要几小时缩短至只需几分钟,显著提高了造价效率。结论认为,由于数据样本较少,目前仍存在着模型特征选择困难、置信区间较宽等问题,可以进一步拓展数据集范围,结合更多影响估价的关键因素,以提高所建模型的泛化能力和准确性。
经营管理
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  深化改革背景下国有油气企业合规管理面临的挑战与机遇

  彭佳欣, 胡友龄, 夏晖, 吴萌西, 王一茜, 刘文斐

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 75-82. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.011

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  随着我国国有企业改革的持续深化,国有油气企业面临日趋严格的合规管理要求,为了推动国有油气企业实现合规管理与高质量发展深度融合,分析了当前国有油气企业在合规管理的政策设计、组织运行、风险评估、标准建设、文化培育和技术赋能六大核心维度取得的实践成效。研究结果表明：① 尽管已取得阶段性进展,但国有油气企业在合规管理方面仍面临国际合规压力加剧、国内监管复杂度高、内部治理效能不足及产业链风险传导等挑战;② 新一轮国有企业深化改革、能源转型政策红利、技术革新与市场机制的完善为国有油气企业合规发展提供了新的发展机遇;③ 面对新的机遇,需从战略、技术、生态与国际参与四个维度突破,构建分层分类治理体系强化战略引领,以全链条数字化工具赋能合规管理,通过产业链共治机制分散风险,探索柔性合规模式应对国际规则差异,完善合规管理保障最终实现从“被动防御”向“主动赋能”的转型,为国有企业深化改革与高质量发展提供坚实保障。
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  我国油气田企业低成本战略绩效管理优化路径

  杨越, 骆翼, 蒋涛, 赵倩, 任丽梅, 廖欣弋

  天然气技术与经济. 2025, 19(2): 83-90. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.02.012

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  为了适应我国能源企业加快数字化、绿色低碳转型、能源安全供应和区域协调发展等方面的重大战略部署,战略绩效管理已成为企业不可或缺的管理手段。针对油气田企业发展态势与目标,采用绩效管理理论和方法,对其低成本战略绩效管控进行优化。研究结果表明：① 以战略管理视域,优化形成油气田企业低成本战略绩效管理模式,其结构包括低成本战略发展环境分析、发展规划计划、绩效管理组织、绩效业务流程、绩效考核评价、绩效决策支持等;② 以平衡计分卡视域,优化油气田企业低成本战略绩效评估模型,包括对战略地图、业务链绩效考核指标体系、绩效评估指标计算模型、绩效评估流程、绩效评估结果应用场景等方面的优化;③ 以协同创新视域,提出通过培育低成本战略新理念、构筑油气战略成本管理体系、技术与管理协同创新、积极开发与培育油气市场、健全和完善公司治理体系、构建绩效综合评估体系等措施,保障油气田企业低成本战略绩效管理顺利实施。结论认为,该项研究成果对优化油气田企业传统低成本战略绩效管理模式,提高绩效管理作用机制以及关键控制环节的工具和方法应用效能,促进绩效管理的体制与机制协同创新、技术与管理协同创新、政策法规与油气田企业治理协同创新等具有较强的实践意义。