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。

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。

天然气价格改革的最终目标是完全放开气源价格。为了推动全国统一大市场建设、优化能源资源高效配置,通过聚焦天然气门站价格市场化改革,分析门站价格机制当前存在问题以及产业未来发展需要的基础上,探讨了下一轮价格市场化改革的目标和方向。研究结果表明：① 为了解决上游气源定价与终端用户定价分开、民生用气保障、管制气与非管制气价格并轨等关键问题,比对分析了改革过渡期、价格并轨后的民生用气保障方案,推荐过渡期采取“保持管制气保障+货币化补贴”的方案,并轨后采取“阶梯定价制度+燃气券”方案,辅以适度的能源价格调节基金;② 比对分析了价格并轨的思路方案,推荐通过建立新的价格机制,直接实现价格并轨;③ 为了推进天然气高质量发展,提出了天然气价格市场化改革的基本思路以及具体路径;④ 最后提出了分步推进市场化改革、完善民生保障体系、加强市场透明度和监管等建议。

为了提升天然气压缩机组在复杂工况下的疑难故障诊断能力,以基于多模态知识图谱的智能问答系统为研究对象,明晰了传统方法在处理多源异构数据、语义理解及实时响应方面的不足,以及当前诊断系统在准确性、可解释性和实时性上的局限性。为此,形成了一种多模态知识图谱问答模型（MMKG-QA）,融合文本、图像和时序信号等多种数据类型,利用自然语言处理与计算机视觉技术提取深层特征。在此基础上,构建集成专家经验与行业标准的多模态知识图谱,结构化表达故障机理、关键部件与运行参数之间的语义关系。该模型通过图神经网络实现知识表示与推理,支持复杂语义的理解与问答。研究结果表明：① 该模型在故障识别准确率方面较传统方法提升显著,尤其在多因素耦合场景下表现稳定;② 问答系统响应速度快,具备较强的实时诊断能力。结论认为：① 多模态数据融合与知识图谱构建能有效提升压缩机组故障特征的表达与识别效果;② 结合图神经网络的智能问答机制,有助于增强系统的语义推理与智能诊断能力。

为了开展区域性的天然气优化配置与液化天然气布局研究,以广西壮族自治区为例,开展了该区天然气与液化天然气的相关调研及分析,提出了天然气产业与液化天然气布局分析及建议。研究结果表明：① 该区未来天然气消费主要集中在居民燃气和交通领域,工业燃料的消费量将有所增长,但是涨幅不大;②从用气五大消费领域“城市燃气、交通利用、 发电、化工、工业燃料”来看,液化天然气的需求与运输将是一个重点方向,可以弥补管道供气无法到达的区域和用气领域。结论认为：① 在各种能源利用中,未来广西壮族自治区发展天然气利用将具有相对优势,尤其在交通领域潜力巨大;② 优化液化天然气利用和基础设施布局应是重点方 向;③ 新设液化天然气加工与供给基地应在百色、桂林和梧州地区为宜,配合天然气管网和沿海LNG接收站,可以形成区域性高效、全方位的供应格局。

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。

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。

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。

为了科学评估新能源企业价值并支持投资决策,调研了新能源行业发展背景,采用现金流折现模型（DCF）与实物期权模型（B-S）相结合的复合估值方法,以格鲁吉亚KG公司新能源资产收购案例进行验证。研究结果表明：① 新能源企业具有长周期、高风险、高成长特性,单一传统估值方法会低估其价值,而DCF+B-S复合模型能更全面反映现有资产盈利能力和潜在增长机会; ② DCF模型可有效测算现有发电资产的未来现金流折现价值,B-S模型则能量化政策、技术、市场等不确定性带来的期权价值;③ 波动率和无风险利率是估值关键参数,需充分市场数据支撑,且多阶段投资项目应通过多阶段B-S模型复合以提高估值 准确性。结论认为：① 实物期权模型（B-S）的应用基于一些理论假设;② 中国资本对境外资产的收购快速发展,但 市场成熟度相对较低,收并购样本不多,还需进一步深入研究国际金融和资本市场; ③ 对于需要多阶段投资的企业,应该进行实 物期权的多阶段复合,计算难度会相应增加。

为了应对全球能源转型,特别是‘双碳’目标背景下油气行业面临的低碳化发展挑战,同时平衡能源安全保障与新能源规模化替代的矛盾,采用政策分析、技术评估与市场动态研究相结合的多维度研究方法,系统探讨了油气与新能源融合发展的协同机制与实践路径。研究结果表明：① 政策协同是融合发展的核心驱动力,通过绿电替代、多能互补等机制推动油气田低碳化改造;② 技术创新显著提升资源利用效率,CCUS技术体系降低传统产业碳排放强度,氢能储运与光伏制氢加速清洁能源替代;③ 市场竞争格局呈现“存量优化+增量替代”双轨并行,国有油气企业主导“风光气氢储”一体化项目,但技术经济性不足与同质化竞争制约其深度融合。结论认为,需通过跨行业协同机制、绿证交易及关键技术突破打破壁垒,推动油气行业从“主体供应者”向“系统协同者”转型,在保障能源安全的基础上实现“保供”与“降碳”双重目标,为全球能源体系绿色低碳发展贡献中国方案。

为了明确强非均质性致密砂岩储层水平井压裂缝特征,以鄂尔多斯盆地东胜气田新召气区中二叠统下石盒子组1段（以下简称盒1段）气藏为研究对象,分析了不同储层地质工程参数、单因素压裂缝特征、压裂缝监测资料,明确了该气田盒1段不同类型储层、不同压裂施工规模下压裂缝特征。研究结果表明：① 东胜气田盒1段储层物性越好,泊松比、杨氏模量、地应力越低,脆性指数越高。② 压裂缝特征表现为在相同施工参数下,物性越好,压裂缝越低、压裂缝半长越短;储层越厚,压裂缝越高、压裂缝半长越短;储隔层应力差越大,压裂缝越低、压裂缝半长越长。③ 在相同地质条件下,施工排量越大、入地净液量越大,压裂缝越高、压裂缝半长越长、改造面积越大;压裂段簇数越多,在相同的地质工程参数下,压裂缝宽度大、压裂缝半长越短;④ 针对强非均质性致密砂岩气藏,入地净液量是提高压裂改造面积的主控因素。结论认为,强非均质性致密砂岩气藏压裂缝特征受到地质和工程双重因素的控制,在压裂参数设计时考虑布缝位置储层特征,差异化设计压裂施工参数,可以达到所需的压裂缝半长和压裂缝高度。

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。

为了解决重庆市氢能应用推广问题,基于重庆市氢能产业发展现状的SWOT分析法,深入剖析了其氢能产业发展的优势、劣势、机会与威胁,进而提出了有针对性的策略。研究结果表明：① 重庆市氢能产业优势显著、政策支持力度大、产业布局逐步完善且应用领域广泛;② 目前还存在着补贴范围不全面、加氢站建设滞后、区县发展不协调等劣势,应统一政策标准、扩大补贴范围;③ 重庆市面临氢能源汽车市场、区域协同发展、水路和工业领域氢能应用潜力等机会,但也会受到能源竞争和冬季氢气供应问题的威胁,应提供项目资金支持、开展制氢试点、完善基础设施、通过政策引导与补贴推动出租车与网约车运营平台引入氢能车辆、供应端多元化与氢能储存、加强区域合作、承接产业转移,相关企业与研究单位应向政策制定者提供更为详细的研究数据从而辅助决策。结论认为,重庆市氢能产业优势明显、潜力巨大,尽管仍存在诸多不足之处,但随着其氢能产业不断发展壮大,该市有望尽早实现碳达峰、碳中和目标,为能源结构转型奠定坚实基础。

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。

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。

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。

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。

为了减少高含硫气田生产过程中低压酸气的灼烧排放对环境的不利影响,并提高气田的采输率,以某高含硫化氢、中含二氧化碳的高酸性气田为研究对象,分析了气田集输系统中低压酸气的回收利用问题。研究指出,传统工艺中低压酸气由于压力较低无法直接回收,通常采用放空火炬灼烧进行处理,这不仅对环境造成污染,还浪费了资源。为此,提出了利用压缩机将低压酸气增压后输送至集输系统高压流程进行回收利用的技术方案。研究结果表明：① 通过选用适用于高含硫环境下的小流量多级压缩机,能够有效解决低压酸气回收的技术难题,确保酸气压缩机在高含硫环境下的高效运行;② 在日常运行中,通过对酸气压缩机运行工况的不断摸索、优化和调整,显著减少了设备的故障率,提高了设备运行的稳定性。结论认为：① 采用压缩机增压回收低压酸气的工艺方案,不仅减少了对环境的污染,还提高了气田的资源利用率,实现了经济效益和环境效益的双赢;② 通过合理的设备选型和运行优化,能够确保酸气压缩机在高含硫环境下的长期稳定运行,为实现高含硫气田尾气零排放的目标提供了可靠的技术支持。

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。

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。

为了精准预测天然气需求量演变趋势,采用灰色相对关联度评估并诊断各影响因素间多重共线性的显著水平,遵循关联性强弱递减的准则,采用逐步回归分析法对影响天然气需求的因素进行精细化分析,构建了“最佳”天然气需求预测模型。研究结果表明：① 经济发展是推动中国天然气需求激增最主要的有效动因,能源消费结构优化是促进中国天然气需求增长的关键有效动因;② 所构建的“最佳”逐步回归双对数天然气需求量函数模型,能精准捕捉天然气需求非线性拐点变化趋势,表现出优良的预测性能,该模型可作为分析天然气需求变化趋势的有力预测工具;③ 中国天然气需求量将于2035—2036年达到峰值,届时天然气需求峰值约为5 938 × 10⁸ m³,到2040年中国天然气需求量将为4 784 × 10⁸ m³,年均增长率降至1.8%。结论认为,所提出的“最佳”逐步回归双对数需求函数预测方法的使用不局限于天然气需求量预测,既能为中国天然气需求变化趋势预测给予技术支持,又能为能源相关的企事业单位开展天然气资源配置计划和政策制定提供理论依据。

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。

准确把握天然气价格变动对能源、经济和环境系统的影响效应是加快市场化机制改革的重要前提。为此,以“气大庆”四川省为例,立足生产、贸易、家庭、环境等多元模块构建天然气价格变动CGE模型,进而基于此研判不同价格变动幅度下区域宏观经济发展、部门经济效益、能源消费结构、能源利用CO₂排放等的联动特征。研究结果表明：① 天然气价格变动归因于政府补贴的缩减和扩张,其通过改变生产要素的实际消费需求诱发资源重新配置,对多元部门经济产出存在异质性影响;② 天然气价格变动通过替代效应引发能源供需特征变化,影响排序为天然气>煤炭>石油>电力热力,这是由于天然气产业具有垄断经营特性,而其他能源部门在市场“无形之手”调节下运行波动较小;③ 农业和建筑业CO₂排放量由于低能源依赖性故与天然气价格联动较小;④ 轻工业和服务业存在联动,但需避免价格下降引起的资源浪费;⑤ 交通运输业CO₂排放量与价格同向变化,这源于“双碳”目标和成本效应激励下的替代效应;⑥ 现有技术水平下重工业难以实现与煤炭、石油消费脱钩,故价格变动的影响受限;⑦ 由于天然气兼具化学原料和燃料用途,故其与化学工业联动最为显著。

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。

为了进一步推进中国天然气市场化改革、提升国际影响力,通过回顾国外天然气市场发展成熟国家交易枢纽产生的过程,对交易枢纽的类型和天然气现货交易模式进行了对比分析,结合中国实际提出了推进枢纽定价的构想与建议。 研究结果表明：① 发展交易枢纽是中国推进天然气市场化改革、提升国际影响力的重要手段和途径,枢纽定价是中国天然气定价机制未来的发展方向;② 中国大部分地区都不具备发展交易枢纽的潜力,长三角和珠三角地区是发展潜力最大的地区;③ 中国推进天然气枢纽定价,既不能简单套用美国模式,也不能简单照搬欧洲做法,必须根据自身情况,探索符合自己国情的枢纽定价模式。结合中国实际情况,提出以下建议：① 将现行价格机制中的计价基准点价格由政府定价改为枢纽定价;② 虚拟枢纽的建设与运营,涉及对虚拟枢纽硬件和软件建设两方面的要求;③ 建议尽快启动枢纽定价方案的研究与设计工作以及基础设施的规划与建设工作,为早日实现枢纽定价奠定基础。

天然气产业是能源低碳转型的过渡桥梁,氢能产业是未来清洁能源的核心支柱,二者协同发展可推动能源结构优化与“双碳”目标实现。在系统梳理天然气与氢能产业现状及天然气发展氢能可行性的基础上,提出了天然气与氢能在全产业链融合发展的路径。研究结果表明：① 在当前化石能源增量阶段,应继续发挥天然气的低碳优势;② 上游领域协同开发,天然气产业合理布局CCUS试点项目,实施LNG接收站冷能综合利用,发展小型橇装集装箱式制氢设备,氢能产业依托天然气田资源开发绿氢电解技术,打造低碳制氢路径的互补式布局;③ 中游领域设施共享,借助现有天然气管网、LNG接收站等基础设施,突破实现在役天然气管道掺氢输送、天然气管道改造高压输氢、液态储氢;④ 下游领域场景耦合,着力打造氢能运力运营平台,有序推进氢能在交通、储能、工业等领域规模化应用。结论认为,天然气与氢能全产业融合发展通过协同降本与低碳技术耦合,驱动传统能源绿色升级与氢能规模化替代,对加速构建安全高效的新型能源体系具有深远意义。

为了深入贯彻党的二十届三中全会精神,以实现天然气价格既“放得活”又“管得住”为主线,探讨了中国推进天然气价格市场化改革的思路与措施。研究结果表明：① 天然气价格既要“放得活”又要“管得住”,是构建高水平社会主义市场经济体制的必然要求,是在天然气价格管理领域正确处理政府与市场关系的必然选择,是对按照“管住中间、放开两头”总体思路推进天然气价格改革提出了新的、更高要求,因而面临更大的挑战;② 天然气价格实现既“放得活”又“管得住”主要针对的是门站环节的价格,但地方配送是天然气产业链的“最后一公里”,深化地方配气环节的价格改革,对实现天然气价格既“放得活”又“管得住”十分关键。提出的改革思路和措施包括：① 近期的改革应坚持“放得活”与“管得住”两者并重,在现行的价格体系下通过完善放管结合政策实现既“放得活”又“管得住”,推荐的方案是取消门站环节的价格两头放开,从消费端划分为管制气市场和非管制气市场并适用不同的价格政策;② 长远的改革是通过建设交易枢纽形成市场基准价取代政府定价,实现天然气价格市场化改革的最终目标,建议尽快启动枢纽定价方案的研究与设计工作以及枢纽的规划与建设工作,包括相关的配套改革措施的研究工作;③ 从推进城市燃气企业规模化整合、推进地方配气管网公平开放、规范城燃企业收费价格的制定、严格监管配气价格以及建立健全上下游价格联动机制等方面深化配气环节的价格改革。

针对天然气价格市场化发展趋势下企业面临的挑战,通过对比分析中石油、中石化、中海油“三桶油”定价机制差异、剖析天然气价格市场化的制约因素,结合我国天然气价格市场化进程,系统研究了天然气交易的发展趋势及其对企业的影响路径,从交易方式、分类定价、二次交易、设施协同、客户管理等维度切入,提出应对策略框架。研究结果表明：① 创新 “年度+中长期” 合同期限结构并构建挂钩 LNG 指数或油价的价格联动机制,可有效缓冲价格波动风险;② 推动储气设施与生产调峰协同运行,能显著提升资源调配能力与配置灵活性;③ 实施分类定价、探索二次交易模式及稳定长期合同客户群,可增强市场对供需不平衡的缓冲能力。结论认为,企业需通过 “机制创新+设施协同+精准施策” 的三维策略组合,形成覆盖价格风险管理、资源优化配置、市场供需调节的立体化应对体系,可以显著提升市场适应能力与盈利稳定性,该项研究成果可以为天然气行业在价格市场化背景下的可持续发展提供理论参考与实践路径。

为了进一步明确高含水致密砂岩气藏水平井压裂层段的天然气产出规律,以鄂尔多斯盆地东胜气田致密高含水气藏DS66P18H井水平井连续产出剖面测试应用分析为典型案例,分析了水平井不同生产时期生产段的产出变化、不同生产段产出情况与储层特征的关系、不同生产段产出情况与储层压裂改造的关系,指出了高含水致密砂岩气藏具有储层含水饱和度高、渗流机制复杂等特征,水平井各生产层段产能贡献受储层物性、压裂改造强度及工作制度协同作用影响。 研究结果表明：① 同一生产时期,随着水平井生产压差增大,主产气层段位置不会发生变化,但主产气层段的产量贡献率下降,而初期不产气层段开始贡献产量;② 水平井各生产层段产量贡献率与储层物性、含气性呈正相关性,即储层物性、含气性越好,产量贡献率越大;③ 水平井各生产层段产量贡献率受储层压裂改造的影响较小。结论认为,致密高含水气藏水平井通过产出剖面测试可以有效掌握各生产层段的产出特征,开展产出剖面分析对气藏持续稳产和高质量效益开发具有现实意义。

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。

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。

随着全球对清洁能源需求的持续攀升,生物天然气与氢能作为清洁能源越来越受到关注。为了突破生物天然气和氢 能在各自应用中遇到的瓶颈,打破可再生能源能源孤立利用的现状,提出了耦合生物天然气的气电氢综合能源模式,并对该模式下的能源转换效率、经济性和环境影响进行了综合评估。研究结果表明：① 耦合生物天然气的气电氢综合能源模式由生物天然气制取单元和生物天然气应用单元组成,其中生物天然气应用单元包括燃气发电模块、天然气制氢模块、城市燃气管道模块和能源管理系统等;② 气电氢综合能源模式将生物天然气发电与天然气重 整制氢技术深度融合,实现了能源的梯级利用与优势互补;③ 气电氢综合能源模式能够显著提高能源利用效率,减少环境污染。 结论认为：① 该模式能够提高能源利用效率,减少环境污染,未来具有良好的经济可行性,为能源转型提供了新的发展方向;② 耦合生物天然气的气电氢综合能源模式,当前净现值为负且成本较高,但凭借氢气销售和多元化能源结构,未来盈利潜力大。

为了应对传统天然气输差管理模式中数据共享不足、实时分析能力有限及协同效率低下等问题,推动天然气行业管理效能的数字化转型,以某复杂管网油气矿为研究对象,构建了一套覆盖数据采集、智能分析与决策支持的全链路数字化输差管理系统,并通过混合评价方法对其综合效能进行验证;分析了数字化技术在数据整合、智能预警及协同管理中的关键技术路径,指出了传统电子化工具在动态数据响应、跨部门协作及决策支持方面存在的局限。研究结果表明：① 数字化系统通过基于物联网技术的数据采集与监视控制系统（SCADA系统）,实现了多源异构数据高效采集的数据中心整合系统的动态关联,数据采集效率提升80%;② 基于机器学习算法的智能分析模块能够直观监控输差波动和预测趋势,异常检测准确率达90%,并在5 min内触发预警并推送,较人工定位效率提升90%,可以避免泄漏事故及计量故障,年均减少经济损失超200万元;③ 通过集中化存储与多终端协同机制,工单处理效率提升85%,跨部门协作效率提高70%,用户满意度从78%跃升至91%;④ 系统年均节约人工成本275万元,并通过减少非计量漏失实现碳减排,兼具显著的经济效益与社会效益。结论认为：① 数字化技术通过“数据 — 业务 — 决策”闭环重构了输差管理范式,其核心价值在于实时性、协同性与预测能力的突破,为复杂管网场景下的敏捷管理提供了可行路径;② 未来需进一步融合自然语言处理与联邦学习技术,以提升非结构化数据处理能力并突破跨企业数据共享瓶颈,推动输差管理向智慧化阶段演进。

在全球能源结构转型加速的背景下,天然气作为低碳清洁能源的战略地位日益凸显。然而,随着勘探开发向深层和非常规领域延伸,天然气生产企业的成本压力不断增大。完全成本作为衡量企业经济效益的核心指标,其预测精度直接影响投资决策优化、市场价格机制形成以及国家能源安全保障。为了解决传统成本预测方法依赖复杂财务模型,难以适应快速决策需求的问题,构建了天然气完全成本快速预测模型,提出了新、老气井二元成本结构理论,并通过产量权重耦合算法实现存量井与新投产井成本特征的动态平衡。研究结果表明：① 天然气完全成本由操作成本、折耗、折旧与摊销、期间费用和所得税以外的税费构成,新投产井的完全成本在投产时基本确定,并在未来数年保持相对稳定状态;② 二元成本结构理论能够有效耦合新投产井与存量井的成本特征,快速预测企业未来完全成本走势,提高完全成本的短期预测精度和长期趋势研判能力;③ 企业应依靠技术进步降低新投产井的单井投资、提高新投产井的单井产量,通过降低新井的完全成本来实现企业完全成本的管控。结论认为,优化后的天然气完全成本预测方法对于企业应对气价波动和政策调整具有重要意义,借助模型的预测结果能够有计划地优选投资方向,从而有效管控企业的完全成本,推动企业的健康可持续发展。

钻完井过程中,对于如卡钻、断钻具、溢流等常见故障复杂,目前已经形成了一套比较成熟的处置手段。但据统计,对于小概率的下套管时套管滑扣落井故障还缺乏行之有效的应对方法,一旦发生,轻则影响施工进度,增加非生产时间,重则导致事故升级甚至全井报废。为了解决套管落鱼长、悬重高、上提摩阻大导致套管打捞难度升级的问题,以WH-3井二开Ø244.5 mm套管滑扣落井故障为研究对象,分析了井下落鱼结构、鱼顶损坏情况、井眼大小与套管尺寸等因素,明确了特殊大头公锥、套管循环头、可退式卡瓦打捞矛等打捞方式失败的原因,对常规套管循环头进行优化,进而研制了一种改良型打捞循环头工具。研究结果表明：① 新型改良打捞循环头可实现一次性成功捞获落鱼,减少起下钻趟数;② 对打捞工具进行了功能整合,兼具循环冲洗和对扣紧扣能力,可解决井筒清洁与连接强度等问题。结论认为,新型改良打捞工具为类似事故提供了可复用的解决方案,为处理同类事故提供了思路和借鉴。

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。

为了解决四川盆地威荣气田页岩气井生产后期出现的井筒堵塞问题,以气井生产过程所捕获的井筒堵塞物作为研究对象,通过热重分析（TGA）、X射线衍射（XRD）和电镜能谱分析（EDS）等手段分析了堵塞物组分,指出了威荣气田气井堵塞物由有机油相和无机固相两大类组成。研究结果表明：① 堵塞物中的油相可能主要来源于三开油基钻井液;② 堵塞物中的固相主要为陶粒、铁化合物、岩屑和纤维等,主要来源为压裂砂回流、油套管氧化掉屑和CO₂腐蚀;③ 基于气井堵塞成因分析,在室内优化形成了由有机酸、无机酸、氨基聚醚和高级醇等组成的复合解堵体系,该体系对堵塞物溶解率达52.2%,在室内5 MPa压差和70 ℃条件下,仅48 min全部通过模拟硬堵点。结论认为：① 威荣气田井筒堵塞的主要原因是铁化合物、压裂砂和油相在井筒中堆积节流形成的通道节流堵塞;② 基于“解吸除油 — 分散增溶 — 溶解携带”解堵思路设计的复合型解堵体系对于威荣气田气井井筒堵塞物具有较好的溶解、分散和穿透性能;③ 现场通过泵车、气举车和混液罐形成的憋压浸泡、全井筒洗井两类解堵方式,能够有效达成解除井筒堵塞的目的;④ 通过一系列解堵施工,在WY25-3HF等20口井开展了现场解堵应用,成功率达90%,有效增产页岩气约1 500 × 10⁴ m³。

为了解决液化天然气（LNG）日度价格因高波动性与复杂周期性导致预测精度不足的问题,构建了一种融合Informer架构与快速傅里叶变换（FFT）频率增强机制的短期动态预测方法。该方法利用Informer模型高效处理长序列依赖的优势,并引入FFT显式提取价格序列中的频域特征作为辅助输入,以同步捕捉价格波动中的时域动态与周期模式。基于2011—2025年中国LNG出厂价格日度数据开展了实证研究,研究结果表明：① 该方法在测试集与验证集上的平均绝对百分比误差（MAPE）分别为2.37%和2.65%,显著优于LSTM及标准Transformer等基线模型;② 频域分析发现,LNG价格序列中存在一个约955天的强主导周期,证明了引入FFT特征对于捕捉非传统长周期规律的有效性,能显著增强模型的预测能力;③ 模型在包含未知数据的验证集上依然表现出良好的泛化能力与鲁棒性,预测曲线与真实走势高度吻合。结论认为,该融合预测框架能够精准、稳定地预测LNG每日价格,可以为相关市场主体的风险管理与决策提供有效的技术支持。

为了应对川藏地区可再生能源消纳与氢能储运的技术难题,以有机液态储氢技术（Liquid Organic Hydrogen Carrier, LOHC）为研究对象,分析了该技术的化学机理、经济性及区域适配性,指出了川藏地区绿氢需求潜力、技术可行性与商业化路径,以及基于甲基环己烷等液态载体的储运优化方案,形成了以催化剂优化、场景适配和政策协同为核心的区域推广策略。研究结果表明：① 因川藏地区丰富的水电与光伏资源,该地区绿氢制备潜力巨大,根据预测,该地区2060年绿氢需求量将达607 × 10⁴ t;② 与传统的高压气态和低温液态储氢相比,LOHC技术储氢密度高达5.0 wt%~7.5 wt%,运输成本低,特别是与现有石化基础设施（油罐车／输油管道）兼容性高;③ 通过开发铁基、镍基等非贵金属催化剂,配合相应的政策引导,可以有效改善高原低压缺氧环境对储氢效率的影响,使得LOHC技术更加适配川藏地区复杂地理环境,推动氢能产业链闭环发展,助力区域能源清洁转型与经济可持续发展。结论认为：① 川藏地区丰富的风光资源与未来较大的绿氢需求量可为LOHC技术提供规模化应用场景;② 与传统储氢技术相比,川藏地区大力发展LOHC技术可以大幅度降低成本,具有经济优势;③ LOHC技术可以很好地适应川藏地区复杂的地理环境,具有良好的区域适配性。

发展天然气发电产业链是我国实现“双碳”目标的重要抓手。目前,绝大多数天然气发电项目财务评价方法往往聚焦于项目本身,然而对于拥有整个天然气发电产业链的油气公司,上述方法无法完全体现燃气电厂对油气公司天然气发电产业链整体贡献。为此,形成了一套基于边际贡献理论的天然气发电产业链财务评价方法,统筹考虑新增燃气电厂对天然气发电产业链价值增量。研究结果表明：① 利用该财务评价模型可以计算燃气电厂项目对于天然气发电产业链的整体价值;② 利用该财务评价模型可以分析项目对产业链各环节的影响,便于决策者对电厂项目投资进行客观的决策;③ 利用该财务评价模型可以用于资金限制条件下多个同类型项目比选;④ 通过该财务评价模型揭示了拥有天然气发电全产业链的投资主体可以通过全产业链各环节分担气价变动风险,导致其抗风险能力高于独立电厂公司。结论认为,该项研究成果可以为油气公司燃气发电项目决策、项目比选、天然气发电产业链布局提供思路与参考。