2020年, 第14卷, 第4期　刊出日期：2020-08-28

  

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地质勘探
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  东胜气田什股壕地区下二叠统山1段河道识别

  李灿, 归平军

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 1-4. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.001

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  鄂尔多斯盆地东胜气田什股壕地区下二叠统山西组是一套由辫状河三角洲向辫状河过渡的沉积相,砂体横向变化快,纵向叠置复杂,薄层、薄互层砂体预测较难。已有钻井揭示山西组山1段气藏部分天然气高产井分布与砂体尖灭线关系密切,为了精确预测山1段的河道砂体展布特征,深化对该气藏的认识,以什股壕地区的三维地震资料、钻井资料、测井资料为研究对象,以地震沉积学理论为指导,利用三维地震资料的横向分辨率解释优势,应用90°相位转换、地层切片等技术对山西组进行河道识别。研究结果表明：① 90°相位转化技术对薄砂体的识别更加精确,采用90°相位转换后的地震数据体进行地层切片的提取能够更准确地刻画河道空间展布及河道的边界;② 已有钻井揭示什股壕地区山1段气藏有利区位于河道砂体上倾尖灭与构造高部位处,气藏类型为地层 — 构造复合气藏。结论认为,所形成的基于地震沉积学的河道精细识别技术,为指导研究区气藏精细描述及开发奠定了基础。
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  安岳气田高石梯区块上震旦统灯四段气藏动态监测及认识

  严鸿, 商绍芬, 张铭, 季晓靖

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 5-11. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.002

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  四川盆地安岳气田高石梯区块上震旦统灯影组灯四段气藏受地层剥蚀尖灭、岩性及构造等控制,为构造背景下的高温常压大型岩性 — 地层复合圈闭气藏。为了深化认识复杂气藏特征及气藏开发动态规律,实现气藏高效合理开发,以高石梯区块灯四段气藏为研究对象,从气藏试井、生产测井和流体分析等多方位开展动态监测。分析了气藏动态监测典型事例,并结合气藏地质认识及开发动态指出了气藏流体性质及分布特征、气藏储渗模式及开发方式。研究结果表明：① 灯四段气藏为中含硫化氢、中含二氧化碳气藏,气藏划分为高石3储渗区、高石2储渗区和高石9储渗区3个储渗单元;② 气藏未见明显的边水底水,高石1井产出液体来自于灯二段,部分气井存在井底污染;③ 气藏存在孔隙型、孔洞型、裂缝孔洞型3种不同的储渗模式;④ 利用动态监测调整配产工作制度合理。结论认为,对于大型岩性 — 地层复合圈闭气藏,全方位及多角度、多阶段及多类型地进行动态监测是正确认识复杂类型气藏开发特征及开发规律的有效手段,所形成的分析方法可以为类似气藏开发提供借鉴和参考。
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  大牛地气田中二叠统盒1段气藏产液特征及控制因素

  吴永峰, 任广磊

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 12-17. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.003

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  为了明确鄂尔多斯盆地大牛地气田北部中二叠统下石盒子组盒1段气藏的产液特征及控制因素,以该气藏地层水赋存状态、生产动态特征及分布规律为研究对象,分析了产液井储层地质特征、生烃强度、泥岩隔夹层发育状况、局部砂体构造等对气水分布的影响,指出了含水气藏的控制因素。研究结果表明：① 大牛地气田盒1段气藏属于浅水低能辫状河沉积体系,储层物性差,气体以气水混生为主;② 气藏产液类型主要为孔隙中的自由水和毛细管水,基于生产特征将气田北部划分为低产液、中产液、高产液3个区域;③ 生烃强度控制了产液井的分布范围,生烃强度大的区域有着充足的气源补给,易于天然气富集;④ 储层内部泥岩隔夹层及泥质含量发育情况决定了天然气的富集程度,对于储层泥岩隔夹层薄、泥质含量低、储层物性好、孔隙度大、渗透率高的连通心滩厚砂体,储层多以气层为主,表现为低产液区;⑤ 整个大区域构造对气水的分布控制作用不显著,但在同一期连通的砂体内部表现为上气下水的特征,局部构造高点仍是天然气的相对富集区。结论认为,通过气水分布特征及控制因素的探析,可以对气田开发调整与气井管理提供指导。
天然气开发
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  页岩气井产量的工程影响因素

  李赛男, 黄小亮, 李志强, 王鹏鲲, 王杰

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 18-23. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.004

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  为了充分认识页岩气井在衰竭开采过程中,气井产量受工程因素的影响,解决目前压裂改造后页岩气井产量影响因素研究不够全面,特别是影响因素主次不明确的问题,以典型TY页岩气藏为研究对象,基于页岩多维多尺度的渗流数学模型,编制了求解软件,分析了页岩气井产量影响因素的主次关系,主要包括裂缝高度、水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距等。研究结果表明：在不同因素影响下,页岩气井累计产气量的增加幅度不同,裂缝高度对累计产气量的增加幅度为138%、水平井长度为109%、裂缝长度为103%,压裂簇数为17%、段间距为-8%。结论认为：① 压裂造成的裂缝高度是影响页岩气井产量的主要因素,次要因素分别为水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距;② 裂缝高度越高、水平井长度越长、裂缝长度越长、压裂簇数越多、段间距越小,页岩气井稳产时间越长,累计产气量越大;③ 典型TY页岩气藏TY1H井合理开发的最优化参数为压裂簇数3簇,段间距为80 m,裂缝高度为35 m,裂缝长度为120 m,水平井长度为1 750 m。
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  页岩气井增压时机的确定 —— 以四川盆地长宁区块为例

  张大双, 周潮光, 王学华

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 24-29. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.005

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  针对页岩气田需要不断补充新井,井口压力和地面管网压力不断变化的特点,为了快速准确地确定页岩气井的增压时机,以长宁页岩气田N201井区为研究对象,利用气藏-地面一体化分析方法,通过气藏工程和地面工程联合计算分析来确定目标气井和增压时间节点。按照N201井区初始井口压力进行分类,根据气井压力递减的快慢抽提出四种类别气井的压力预测曲线,通过幂指数模型参数的横向平移,拟合页岩气井快速递减期的压力,校准压力预测模型;然后再根据地面集输管网建模分析,预测地面管网节点压力,最后通过预测井口压力和管网节点压力的比对来确定需要增压的页岩气井和增压时机。研究结果表明：① 在页岩气持续补充新井的模式下,井口压力和地面管网压力在不断动态变化,增压时机的确定需要将气藏工程和地面集输工程联合起来进行分析;② 通过建立页岩气井压力预测模型和页岩气地面集输管网模型,将两个模型计算结果进行对比,可确定增压目标和时间节点;③ 实例计算结果表明,长宁页岩气区块的气井井口压力递减至高于输压0.5~1.0 MPa大概需要10~14个月时间,即在页岩气井投产一年左右时就需考虑进行增压。
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  大牛地气田压裂支撑剂优化组合研究与应用

  蒋艳芳

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 30-35. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.006

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  为了降低压裂成本,以鄂尔多斯盆地大牛地气田低渗透致密储层压裂为研究对象,分析了大牛地气田采用石英砂、陶粒支撑剂组合压裂的可行性,优化了支撑剂组合类型及组合比例,并进行了现场应用评价。研究结果表明：① 30／50目石英砂和20／40目陶粒组合能满足该气田压裂改造导流能力的要求;② 组合支撑剂混合的铺砂方式与先加石英砂再加陶粒的铺砂方式相比,导流能力更强;③ 在5 kg／m²铺砂浓度下,当石英砂与陶粒比例大于4∶6以后,导流能力无法满足储层需求,故优选石英砂与陶粒比例3∶7和4∶6在大牛地气田开展初期试验;④ 大牛地气田采用石英砂、陶粒组合支撑剂压裂施工14口井,累计节约支撑剂成本484.37万元;⑤ 根据现场应用情况,将石英砂比例由30%提高至40%不会影响单井产气量;⑥ 根据物性及压裂规模相似井的产量对比,采用组合支撑剂不会降低单井初期产气量及长期产气量。结论认为,采用石英砂、陶粒组合支撑剂压裂可大幅度降低压裂成本,在大牛地气田具有推广应用价值,同时也可以为国内类似低渗透致密储层压裂提供借鉴。
钻井工程
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  非均匀外载下弯曲井眼中含缺陷套管抗挤强度计算新模型

  胡旭光, 胡光辉, 何焱

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 36-40. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.007

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  目前套管抗挤强度通常按照ISO 10400标准计算,但该标准在计算时将斜井视为直井,未考虑井眼弯曲的影响。虽然已有学者建立了考虑井眼弯曲后的套管抗挤强度计算公式,但其公式未考虑套管制造缺陷如不圆度、壁厚不均的影响,不符合实际情况。为了建立综合考虑各项影响因素的套管抗挤强度计算公式,将井眼弯曲、制造缺陷考虑在内,建立了套管抗挤强度计算新模型。研究结果表明：① 新建模型考虑了套管所受非均匀外载、井眼弯曲、制造缺陷对抗挤强度的影响,更符合井下套管实际情况;② 通过对比得出自建公式计算出的抗挤强度值变化趋势与黄根炉教授建立的弯曲井眼套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值的变化趋势一致;③ 通过有限元软件建立了弯曲井眼套管三维模型,将模拟值分别与自建公式计算值、黄根炉教授建立的套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值进行对比,自建的公式计算值更接近有限元模拟值;④ 计算值变化趋势及其与模拟值的对比能反映出新模型的正确性及计算精度,可以为井下套管抗挤强度的精确计算提供参考。
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  顶部注水泥工艺在东胜气田多层开发中的首次应用

  张辉

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 41-45. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.008

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  为了充分认识顶部注水泥工艺在垂向不同类型气藏开发应用的可行性,以具有代表性的鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界含水气藏和元古界裂缝性气藏为研究对象,分析了固井难点、双封隔器管串结构及正注反挤固井工艺设计,首次在东胜气田定向井开展了Φ139.7 mm顶部固井试验评价。研究结果表明：① 锦142井顶部注水泥工艺保障了元古界裂缝性气藏筛管完井无水泥污染及上古生界含水气藏的固井有效封固;② 顶部注水泥工艺是在同一井径条件下建立分层多样完井方式的重要手段,可以实现垂向多层精细化动用;③ 采用双封隔器管串结构设计,优选井径规则且井壁稳定性地层作为安放位置,有效防止了水泥浆下落;④ 正注反挤固井工艺有利于提升垂向多层恶性漏失井的固井质量。结论认为,顶部注水泥工艺简化了井身结构,节约了成本,避免了水泥浆污染气层,为国内垂向不同类型致密气藏高效开发提供了借鉴。
地面工程
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  拆除回收试验用废弃油气管道关键环节分析

  刘雪光, 余东亮, 王爱玲, 王彬彬, 蒋毅, 吴东容

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 46-49. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.009

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  为了充分认识和把握拆除回收试验用废弃油气管道的关键环节,为类似拆除废弃管道工程提供借鉴和参考,以西南山区某天然气管道废弃段为研究对象,分析了拆除废弃管道在管道全生命周期管理中的重要性。在综合分析国内外油气长输管道废弃处置技术及现有标准的基础上,开展拆除废弃油气管道技术研究。通过切割用管技术要求、运输过程注意要素、存放现场防腐措施等方面系统研究,明确了拆除试验用废弃管道的技术要求。研究结果表明：① 拆除试验用管需明确管段类型、焊口编号、切割长度等参数;② 推荐采用机械冷切割方式,防腐层剥离采用冷剥离方式或加热温度不超过200 ℃;③ 运输过程需将管段按照长度、防腐等级、管段类型分类;④ 存放现场管段需避免与水源和土壤接触,满足防腐蚀措施。结论认为,废弃管道是管道全生命周期中的重要阶段,而试验用管的回收处置情况可能会直接影响后续试验工作数据的准确性,因此需要在管道切割、运输、存放等环节严格进行质量控制。
经营管理
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  苏里格气田气井最低经济可采储量评价图版

  尹涛, 李志超, 王俊, 张波, 但霞

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 50-55. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.010

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  鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,储层非均质性极强,单井产量低,低产井比例已超过生产井数的60%,为了弄清气井开发效益现状和效益开发的界限,基于气井生产指标和实际财务数据,评价了不同井型的最低经济可采储量。通过静态法评价了单井经济极限产量,动态法评价单井内部收益率达到6.0%时预测对应气井年产气量,求取了不同井型的最低经济可采储量,回归建立了销售气价与最低经济可采储量关系图版。研究结果表明：① 单井经济极限产量为静态瞬时值,随生产经营成本、销售气价以及开井时率的变化而变化;② 若直井建井投资800万元／口、水平井2 400万元／口,反算达到内部基准收益率6.0%时,对应最低经济可采储量分别为1 520 × 10⁴ m³、4 450 × 10⁴ m³;③ 所建立的销售气价与最低经济可采储量图版,可以指导气井效益预测和气田效益建产,若致密气补贴能达到0.2~0.3元／m³,预测气田中23.6%~31.2%的Ⅲ类井将转为效益开发。
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  油公司钻井项目绩效管理方案设计探析

  闫娜, 赵向阳

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 56-61. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.011

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  为了提高国内油公司钻井项目绩效管理效果,实现对项目参与方的充分激励以及油公司和钻井承包商权益风险的公平匹配分担,通过详细分析钻井项目绩效管理的绩效指标选择、绩效目标确定、组织实施及激励机制等4个主要环节,对其实施方法进行总结研究,提出影响钻井项目绩效管理的主要因素,形成对油公司钻井项目绩效管理方案设计的启示建议。研究结果表明：① 钻井绩效方案的设计应遵循系统性原则,考虑钻井施工风险程度、油公司在施工当地的资源调配能力、绩效各环节的匹配协同程度以及钻井承包商市场供求情况等因素影响;② 油公司钻井项目绩效管理应充分重视钻井绩效管理方案设计,钻井绩效管理方案的设计以高效完成钻井工程、降低钻井投资为最终目的,钻井投资应以完全成本统计为基础;③ 利用多元化的数据渠道,建立涵盖历史数据和实时数据的施工项目数据库,并进行科学细致的项目分类分级,以此为基础进行绩效管理方案设计。
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  油气企业两化融合建设实践与探索 —— 以中国石油西南油气田公司为例

  龚诚, 杨琪敏, 杨航, 杜宣玉, 付斌, 于智博, 蒋然

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 62-66. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.012

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  为了积极响应国家工业转型升级、调整经济结构、转变发展方式的号召,推动油气企业的转型升级、实现高质量发展,以中国石油西南油气田公司为例,总结过去三年积极推动油气企业两化（信息化、工业化）融合建设的实践经验及采取的典型做法,并对未来油气企业两化融合建设工作将向两化深度融合方向发展的方式进行了探讨。研究结果表明：① 摸索出了一套适用于油气企业并可推广至整个石油天然气采掘工业的两化融合工作方法;② 创新了油气生产管理和经营模式,提升油气企业生产现场经营管控水平。结论认为：① 多体系融合将成为未来两化融合建设的重点,从而实现油气企业生产、经营的一体化管理;② 提升数据深度应用对两化融合建设的驱动作用,通过系统集成、建设决策支持系统、加强实时数据管理工具、开发各类数据分析模型等方式,以数据要素为核心地位,加速技术、业务流程与组织结构的改进;③ 加速提升业务部门自驱力,通过领导推动、制度设计、宣传贯彻等措施,提高业务部门参与两化融合的积极性,做到油气企业全员对建设工作的深度参与和自觉推动。
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  HDMR模型在页岩气钻井投资测算中的应用

  蒋雪梅, 李娟, 谭婷, 刘玉涛, 陈超

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 67-72. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.013

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  页岩气属于典型的低品位边际油气资源,对页岩气开发的钻完井和压裂改造技术提出了更高要求。为了解决其开发投资高,工业化开采难度大等问题,探索降低页岩气开发投资的有效途径具有重大意义。为此,以四川盆地川南地区A页岩气区块已结算井参数为依据,分析钻井投资变化趋势及影响因素,有针对性地提出控制措施,为投资决策及控制提供依据。研究结果表明：① 分析钻井投资影响因素,研究钻井投资控制措施,对保证页岩气勘探开发投资效益和企业可持续发展具有重要意义;② 通过构建HDMR模型,足以解释80%的单井总费用变化情况,其中钻井周期和压裂段数的影响因子达93%,是单井总费用的主要影响因素;③ 缩短钻井周期和降低压裂施工成本是控制页岩气钻井投资的核心。结论认为,可重点发展小井眼技术并优化压裂改造工艺,同时利用大数据平台构建页岩气开发投资管控体系,科学指导投资预算编制,为页岩气钻井工程的降本增效提供数据量化依据和建议,构建有效的页岩气开发投资管控体系。
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  财务共享在油气田企业的应用与效果 —— 以中国石油西南油气田公司为例

  阎俐臻

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 73-77. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.014

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  鉴于财务共享在油气田企业中是一个崭新的模式,以中国石油西南油气田公司为例,回顾了一年多来财务共享实施的完整流程,介绍了分业务类型共享对接过程,结合调研资料,对油气田企业财务共享取得的成果以及实施过程中遇到的问题、解决方法进行了探讨。研究结果表明：① 油田企业实施财务共享主要存在业务范围广泛,业务种类繁多,组织架构复杂的问题,建议梳理油田账务,进一步标准化业务流程;② 共享平台存在对于涉及辅助核算项目较多的业务无法承载的情况,建议共享中心总部优化平台表单;③ 共享平台通过匹配业务部门数据,数据推送,批量处理等方式,自动完成税金上转、上缴利润等固定业务,带来集约化、智能化的效果,达到优化油田财务流程、降低运行成本、提高运营效率的目的;④ 财务共享对财务人员工作职能和工作界面带来变革,财务人员的主要工作职能由数据处理向决策支持转变,由会计核算向财务管理转型,促进业财融合,让传统财务职能的分离和转变随着财务共享一起到来。
市场与价格
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  川渝地区城镇燃气企业适应配气价格监管策略

  邹晓琴, 伍泉霖, 李佳忆, 王文婧, 党雪霈

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 78-82. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.015

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  近年来,国家及地方政府相继出台了一系列关于城镇燃气配气价格监管的办法。川渝地区城镇燃气是中国发展较为成熟的区域之一,其城镇燃气经营企业多且发展不平衡。鉴于此,综合分析了川渝地区城镇燃气企业的发展现状,指出城镇燃气企业配气价格监管存在以下主要问题：① 城镇燃气企业天然气销售业务整体利润水平过低且分布不平衡;② 以民用气安装业务为主的利润增长模式面临重大挑战;③ 有效资产过低的城镇燃气企业数量较多;④ 城镇燃气企业配气管网负荷率偏低。研究结果表明：① 通过加快配气业务与其他业务的分离,实行配气业务的财务独立核算和建立与配气业务相关的成本数据库等举措,做好应对配气价格监管的基础工作;② 通过优化输配气管网布局,建设高效管网系统和依靠信息化技术手段提高配气管网负荷率;③ 通过加快燃气基础设施建设等措施提升企业有效资产及价值;④ 通过优化成本结构和降低非准许成本等对策加强成本管控。结论认为,配气价格监管政策对中国城镇燃气行业的发展关系重大,城镇燃气企业要主动适应天然气市场化改革的发展趋势,同时政策的执行效果需要实践来检验,两方同时发力有效促进了燃气行业健康持续发展。
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  油气地质调查参数井成本结构及其影响因素

  罗淦, 陶明琦, 吕晓岚, 陈光升, 王俣宣

  天然气技术与经济. 2020, 14(4): 83-88. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.04.016

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  为了厘清油气地质调查参数井的成本结构,探寻降本增效措施,使财政资金得到合理使用,从油气地质调查参数井的涵义及分类出发,剖析了参数井的成本结构及费用结构,总结出刚性和柔性两大类共43个影响因素,并从有可控空间的柔性因素入手,提出降本增效建议。研究结果表明：① 在油气地质调查参数井的施工作业时,应优选更先进的施工技术方案、使用更先进的技术服务控制成本,避免不必要的开支;② 油气地质调查参数井的成本结构中,直接费中的原材料费用占比几乎超过60%,是成本控制的关键环节,而管理费是降低间接费的主要手段,应运用信息化平台大数据技术对各项成本进行实时识别,将不适用于公益性地质调查招投标的费用项目及时清理;③ 应继续完善地质调查预算标准,规范计价清单,科学合理的降本增效。结论认为,参数井作为基础性、公益性油气地质调查中重要的钻探工程,随着工作的不断推进,应加强财务人员与项目人员的合作,推进清单化计价,进一步定量厘清各项成本,不断降本增效,为财政资金的合理使用保驾护航。