2025年, 第19卷, 第5期　刊出日期：2025-10-28

  

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地质勘探
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  复杂潮坪相碳酸盐岩气藏三维地质建模研究 —— 以四川盆地新场地区雷四段气藏为例

  高恒逸, 邓美洲, 刘露, 李严, 王琼仙, 王荐, 陈丽花

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 1-8. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.001

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  为了实现四川盆地川西新场地区中三叠统雷口坡组四段气藏高效合理开发,以该气藏三维地质建模为研究对象,综合测录井、地震勘探以及气藏基本地质特征认识等资料,分析了该气藏地质建模难点并研究制订了所对应的解决措施,确定了潮坪相碳酸盐岩气藏三维地质建模思路及方法,进而建立了一套符合客观地质条件的三维精细地质模型。研究结果表明：① 该区雷口坡组顶部地层遭受剥蚀而尖灭且多级断裂发育,以构造地质学和层序地层学理论为指导,采用structural framework建模VBM算法,由粗到细逐步构建断层及层面模型;② 微 — 粉晶白云岩、藻粘结白云岩及含灰云岩为储层发育的有利岩相,优选岩相、储层相及储层孔隙度反演数据体开展分级约束,采用序贯高斯随机模拟法建立基质储层孔隙度模型,该方法能有效刻画模型中薄储层及夹层的属性变化;③ 采用离散裂缝网络（DNF）模型,优选模拟算法分别构建大、中、小尺度裂缝片模型,利用同位条件赋值算法对各尺度裂缝模型进行融合,建立完整的三维裂缝网格模型。结论认为,“多级层序+VBM算法控制格架,成因+多属性约束控制属性模型,分尺度DNF模型融合控制裂缝模型”的建模思路及方法能够解决该区潮坪相碳酸盐岩气藏建模中储层非均质性难以准确刻画、裂缝 — 孔隙型储层渗流特征难以表征的问题,显著提升了地质模型的精度。
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  川西北部中坝气田须二段气藏致密砂岩储层微观特征及开发对策

  李开发, 尹瀚翔, 罗静, 袁港, 蒋燕聪, 陈昌浩

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 9-15. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.002

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  为了优化四川盆地西北部中坝气田上三叠统须家河组二段致密砂岩气藏的开发效果、提高气藏最终采收率,以该气藏储层为研究对象,综合利用岩心观察、X射线衍射、铸体薄片及扫描电镜、纳米CT扫描、高压压汞及核磁共振等实验方法,揭示了其岩石矿物组成、孔隙类型及微观结构特征,分析了储层物性差异的主控因素,结合储层改造实例,明确了低品质储层的开发潜力及经济高效动用对策。研究结果表明：① 中坝须二段储层可划分为三类,其中Ⅰ、Ⅱ类储层孔隙以残余粒间孔和粒间溶孔为主,Ⅲ类储层中长石和岩屑粒内溶孔比例显著增加,孔隙结构更为复杂;② 三类储层的主要孔隙半径分布区间相近,但孔喉结构存在明显差异,Ⅰ类储层孔喉半径主要介于0.75~1.55 μm和0.08~0.21 μm两个区间,Ⅱ类储层孔喉半径介于0.49~0.75 μm,Ⅲ类储层孔喉半径则进一步减小至0.37~0.49 μm,孔喉结构的差异直接导致储层渗透性和产能的分异。结论认为：① 孔喉半径是控制中坝气田须二段气藏储层物性差异的关键因素,该认识为开发策略制订提供了理论依据;② 气藏前期生产井以Ⅰ、Ⅱ类储层为主,实例证实通过对Ⅲ类储层实施高强度加砂压裂可扩大有效孔喉半径、构建人工裂缝网络,从而释放粒内溶孔储集空间中的天然气,表明该类储层具备一定的开发潜力,是实现气田稳产和增产的重要接替对象。
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  火山岩气藏开发过程中的动态响应特征与产能变化规律 —— 以松辽盆地长岭断陷查干花北次凹C2井为例

  邱一新

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 16-22. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.003

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  为了系统研究火山岩气藏在开发过程中的动态响应特征与产能变化规律,以松辽盆地长岭断陷查干花北次凹C2井为研究对象,分析了两次压力恢复试井结果,研究综合运用了流动压力测试、流动温度梯度测试、井底静压测试、井底静温梯度测试及不稳定试井分析等方法,研析了气井的井筒流动状态、压力恢复特征以及储层物性参数的动态演变。研究结果表明：① 随着气井生产时间的延长,地层压力显著下降,由初始的68.49 MPa降至25.39 MPa,反映出储层能量快速衰减;② 储层有效渗透率从0.012 2 mD下降至0.006 2 mD,裂缝半长由35.2 m缩短至23.4 m,探测半径从63.4 m缩小至26.8 m,显示近井地带渗流能力明显减弱;③ 气井产能指标同步下降,采气指数由3 980.02 m³·d^-1·MPa^-1降至1 320.29 m³·d^-1·MPa^-1,采液指数由0.901 6 m³·d^-1·MPa^-1降至0.415 6 m³·d^-1·MPa^-1,反映了整体开发效果逐渐变差。结论认为：① 该类气藏动态特征变化主要受储层应力敏感效应与生产制度的共同影响,高压致密火山岩储层在生产过程中有效应力增大,导致裂缝闭合及渗透率损失;② 优化生产制度、控制压降速率是维持裂缝导流能力、延缓气井产能递减的关键措施。
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  产气剖面在致密砂岩气藏地质建模中的应用

  吴悦

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 23-30. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.004

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  为了解决致密砂岩气藏层间、平面非均质性强影响地质建模精确度,以及水平井各段产出贡献不清、主控因素不明确制约水平井单井产能提升和降本增效的问题,以鄂尔多斯盆地大牛地气田致密砂岩气藏水平井为研究对象,运用灰色关联方法分析了水平井产气剖面情况以及其与各相关因素之间的关联。同时,将灰色关联结果应用到地质建模过程中,进一步对建模成果进行优化完善。研究结果表明：① 含气饱和度是与产气量相关性最高的地质因素;② 基于 “实钻 — 产剖” 双约束的地质建模修正方法,采用多点地质统计学重新模拟相边界,通过修正后揭示模型外扩储层的准确率可提高 15%;③ 基于产气剖面灰色关联相关性分析结果,借助权重修正公式对储层参数进行重新修正,最终建立的属性模型更符合动态生产数据。结论认为：① 针对致密砂岩气藏水平井的开发,深入探究产气剖面及相关主控因素对于精准把握气井产能、优化开发策略有着至关重要的作用;② “实钻 — 产剖” 双约束的地质建模修正方法以及基于灰色关联分析结果的储层参数修正手段,能够对地质建模过程中存在的偏差进行有效修正,从而为后续的气田开发提供更为可靠的依据。
开发工程
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  川南页岩气压裂-钻井协同开发中的压窜风险识别与防控策略优化 —— 以自贡、泸州区域为例

  尹丛彬, 蒋海, 刘海峰, 李虎, 袁操, 冉志兵, 张俊成, 徐启程

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 31-37. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.005

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  四川盆地南部地区页岩气开发过程中,平台化钻井与压裂同步作业的常态化,加之复杂的区域构造和发育的断层裂缝,致使压窜风险频发,对钻井安全与开发效率构成严重威胁。为了破解上述难题,通过系统分析区域地质特征、压窜案例及工程参数,创新性地提出了基于地质-工程一体化的压窜风险预警与防控技术体系,并实施了现场应用验证。研究结果表明：① 断层与天然裂缝网络是压窜主控因素,压裂液可通过裂缝网络传递至3 000 m以外的邻井;② 压裂施工参数（排量≥18 m³／min、用液强度>30 m³／m）及井间距（<3 km）与压窜风险呈正相关;③ 基于三维地震刻画技术的裂缝网络预测、缝端暂堵工艺和钻井液动态调控等综合措施,结合钻压联动预警机制,2024年成功将压窜率由11.4%降至2.2%;④ 通过地质特征精准识别、施工参数优化和作业协同管理,可有效降低压窜风险,为页岩气安全高效开发提供技术保障。
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  丁山常压页岩气单簇与多簇压裂对比与启示

  刘琦, 穆轲帆, 邓正仙, 王乃璐

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 38-42. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.006

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  常压页岩气在我国渝东南地区广泛分布,主要 分布在彭水、武隆、丁山及白涛等地区,资源潜力巨大,但是压裂普遍面临地层能量弱、返排能力差、测试效果差等问题。为了解决丁山地区下志留统龙马溪组常压页岩气田水平井压裂支撑裂缝体积小、多簇非均匀进液现象严重、压后排液困难等问题, 创新性采用了一体化建井单簇压裂工艺,达到了提高有效支撑体积、促进返排、提高产能的目的。研究结果表明：① 通过人工裂缝延伸机理研究,明确了高排量有利于提升支撑体积和复杂程度、促进返排,而单簇压裂工艺可通过少簇极限提高施工排量;② 单簇压裂工艺具有施工效率高、支撑裂缝体积大、 导流能力较强的优势,下一步应强化缝长和缝高的扩展;③ 多簇压裂工艺具有延伸范围较大、覆盖率高的优势,下一步应强化多簇均匀进液与提升导流能力;④ 从测试及生产情况来看,单簇压裂工艺返排率相对更高、初期产能与中期产能均具有一定的优势。
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  利用两相嘴流压降波动特性识别垂直管流型的实验研究

  黄霖, 何宇, 谢秉宏, 何天宝, 曾伟, 杨强

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 43-49. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.007

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  为了准确识别垂直管气液两相流型以优化井下节流设计,通过研究气液两相嘴流压差波动特性,提出了基于波动幅度参数的流型识别方法,形成了结合Aziz流型图版的判别逻辑框架。研究结果表明：① 段塞流、搅动流、环雾流三种典型流型下,嘴流压差波动幅度分别呈现显著差异（段塞流波动幅度4%~6%,环雾流仅0.5%）,验证了波动特性与流型的对应关系;② 通过提取段塞流向搅动流转化的临界波动幅度（嘴前压力4%~6%）,建立了流型转化的量化判据;③ 实验发现节流嘴对流型演变具有调控作用,当气水比达45 m³／m³时流型稳定过渡至环雾流,但部分段塞流因液体聚积误入搅动流区域。结论认为：基于两相嘴流压差波动特性的垂直管流型识别方法具有可行性,其通过量化分析波动幅度参数可有效区分不同流型,可以为井下节流工艺优化提供新途径。
经营管理
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  新质生产力视域下油气企业提升管理创新驱动力的路径

  杨刚, 夏晖, 张勇, 辜穗, 陈奉华, 覃龙

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 50-57. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.008

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  油气企业管理创新涉及庞大的生产管理与经营管理系统,探索提升油气企业管理创新驱动力的路径与实践具有重要的现实意义。为了提升油气企业管理创新驱动力,构建以价值为导向的油气企业管理创新体系,通过对石油行业企业管理领域进行广泛的调研与调查,开展了提升油气企业管理创新驱动力的路径与实践研究。研究结果表明：① 新质生产力视域下油气企业提升管理创新驱动力的路径主要包括三个方面,一是战略管控,构建以价值为导向的油气企业管理创新体系;二是问题导向,创新油气企业管理创新价值评估方法模型;三是工具创新,首次设计油气企业管理要素谱系。② 油气企业提升管理创新驱动力的实践成效具体有两个方面,一是成果应用并促进了行业标准立项和企业指南发布,二是实证评估代表性油气田企业管理创新成果经济价值。结论认为：面对油气企业发展战略环境的持续变化,只有对管理创新成果价值评估模型、管理要素谱系等方法工具进行不断优化与迭代,确保其与企业发展需求的适配性与评估结果的有效性,才能为油气企业的可持续发展注入持续、强劲的管理创新驱动力。
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  川渝气电项目盈利能力研析及发展建议

  蒋龙, 王富平, 于智博, 任雨涵, 陈灿, 钟明朗, 张建平, 肖佳

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 58-66. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.009

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  天然气发电作为一种相对低碳环保的优质调峰电源,在电力安全保障方面发挥着重要的支撑作用,但其盈利能力则受上网电价、气价、发电气耗、政府疏导补贴等多重经营要素的影响。为了加快气电发展,对川渝地区在运及新建气电项目开展了经营要素与盈利能力研究,进而提出了促进川渝气电盈利化发展的建议。研究结果表明：① 提高两部制电价水平并进一步完善 气价电价联动机制,确保稳定的气源供应、合理控制气价及降低发电气耗率是降低燃料成本的关键;② 选用高效、先进的 H 级燃机设备能有效提升发电效率和项目整体盈利性;③ 与气电相关的五大主体的协调协作也是提升川渝气电项目盈利前景的重要途径;④ 气电所具有的启停迅速、清洁低碳、建设周期短、单位投资低、出力规模大等独特优势仍可与其他调峰方式形成互补融合发展;⑤“十五五”规划期间川渝亟需布局建设一批清洁高效的煤电、 气电,新增一定规模的新型储能等调节性、支撑性电源以填补电力缺口并有效提升电力系统的调节保障能力。
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  天然气直供用户分级评价与保障策略 —— 以四川泸州某地区为例

  张馨月, 李仁鹏, 余俊志, 亢雨馨, 陆洪江, 唐雨蒙

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 67-76. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.010

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  在天然气市场化深化与区域产销目标的双重驱动下,直供用户管理正面临合同刚性与需求波动不匹配、气款回收压力增大及调峰协同不足等挑战。以四川泸州某地区城市燃气、工业及化工三类直供用户为研究对象,采用层次分析法（AHP）构建涵盖信用状况、用气水平、用气特征及发展潜力的四维评价体系,将用户划分为核心、重点和一般三类,并制订出差异化管理策略及配套保障措施。研究结果表明：① 该评价体系既考虑了用户基本属性与需求特征,又融入了行业差异化因素,分类标准贴合区域实际且操作性强;② 差异化策略能够增强核心用户黏性、促进重点用户稳定增长、提升一般用户的风险管控水平;③ 储气调峰协同、政企联动机制等保障措施能够有效缓解合同执行偏差与气款回收压力,提高市场下行期资源配置效率。
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  泸州区块深层页岩气规模效益开发非技术能力提升策略 —— 基于三圈理论视角

  熊杰, 黄诗鸿, 肖雄, 郑常广, 朱兆焱, 王乙, 李彬, 杨莉

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 77-81. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.011

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  为了推动页岩气规模效益开发及构建地企“共建共享共赢”格局,针对四川盆地泸州区块页岩气规模效益开发中非技术因素研究不足、赋能有待加强的问题,基于“三圈理论”,开展了非技术影响因素研究。研究结果表明：① 综合问卷调研、实地调研、文献搜集、政策分析等研 究方法,形成了基于三圈理论的泸州区块深层页岩气规模效益开发非技术因素分析框架;② 影响页岩气规模效益开发的非技术因素分别为政策因素、机制因素、管理因素和社会因素;③ 泸县页岩气规模效益开发的模型构建,从 “政府 — 企业 — 社会”关系角度出发,构建新时代 新型的和谐企地关系,可以有效地降低成本,实现可持续规模发展。为了提升深层页岩气规模效益开发非技术能力,提出以下建议：① 进一步深化泸县模式建设;② 以协调发展理念为指导,正确认识和处理 企业利益和地方利益、当前发展和长远发展的关系,寻找企地协调发展的最大公约数,构建新时代新型的和谐企地关系;③ 建立企业内部高效运转的管理机制。
双碳与新能源
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  能源转型背景下天然气与氢能产业融合发展的路径与策略

  孙丹阳

  天然气技术与经济. 2025, 19(5): 82-88. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2025.05.012

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  天然气和氢能是中国新型能源体系建设的支柱力量,在能源绿色低碳转型进程中发挥重要的调节、支撑和平衡作用。为了推进天然气产业与氢能产业协同高质量发展,结合天然气与氢能产业现状及发展趋势,分析了天然气与氢能产业融合增长空间,基于全产业链视角探讨了天然气产业与氢能产业融合发展路径,提出了融合发展策略建议。研究结果表明：① 我国天然气资源勘探开发力度加大,供应量稳步提升,近中期天然气消费保持增长态势;② 我国持续深化氢能资源的开发利用,产能建设步伐加快,成为我国能源增长新动力;③ 天然气产业与氢能产业融合具有广阔的发展前景和空间,链系特征、技术基础、制度环境为两产业深度融合提供助力;④ 密切产业链之间协同互促,加强资源共享和优势互补,在上游制备、中游储运和下游应用等环节部署天然气与氢能融合利用路径,实现有限碳基能源与无限零碳新能源的共荣共生;⑤ 从顶层设计、产业联盟、技术创新、数智化转型以及示范应用等维度赋能产业链价值提升,充分激发“天然气+氢能”全产业链融合潜力,为中国的能源转型注入绿色新动能,推动碳中和产业生态健康发展。