2021年, 第15卷, 第6期　刊出日期：2021-12-28

  

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地质勘探
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  四川盆地綦江地区长兴组岩溶储层特征与油气成藏

  刘瑾, 李让彬

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 1-7. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.001

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  对于四川盆地上二叠统长兴组到下三叠统飞仙关组界面的性质一直都存在着争议。为了进一步明确长兴组顶部是否发育不整合岩溶作用,以野外、钻井、岩心等资料为研究对象,分析了川南广大台内地区长兴组储层情况,指出了大量的溶沟、溶缝、溶洞等岩溶证据,进一步证实长兴组顶部发育不整合面。研究结果表明：① 长兴组与飞仙关组之间存在沉积间断,表现为短期暴露不整合,古岩溶储层发育;② 不整合岩溶作用形成的溶洞、溶缝叠加裂缝改造,形成的裂缝溶洞系统是长兴组的主要储集空间,为裂缝 — 孔洞型储层;③ 綦江地区长兴组天然气成藏模式属于“下生上储”型,龙潭组烃源岩是长兴组天然气的主要来源,烃源岩优质,成藏条件优越。结论认为：① 长兴组天然气高产、稳产井与层间断裂匹配明显,断裂和裂缝为长兴组主要的油气运移通道,沟通烃源岩,从而控制了油气富集高产;② 长兴组不整合岩溶储层的发现拓展了綦江地区乃至整个四川盆地的油气勘探领域,为下一步油气勘探提供了方向。
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  障壁砂坝致密气藏剩余气开发优化调整对策

  孙华超

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 8-13. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.002

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  为了支撑鄂尔多斯盆地大牛地气田老区挖潜,以海陆过渡相障壁砂坝沉积的二叠系太原组气藏为研究对象,分析了由于受高频次海进 — 海退影响,隔夹层普遍发育,经过10余年的水平井整体开发,剩余气分布复杂,调整难度大。根据动静态特征建立了6种剩余气的分类标准,通过综合评价指出了在现有条件下Ⅰ-A、Ⅱ-A、Ⅲ-B类剩余气可实现效益动用,针对上述3类可动用剩余气,对加密井型、加密井距、合理配产等影响开发效果的关键对策进行了优化。研究结果表明：①Ⅰ-A类为砂坝主体的大井距基础井网井间剩余气,平均地层压力大于20 MPa,连续分布面积较大,可加密水平井挖潜,加密后与邻井的合理距离为550~650 m,合理日产气量为（3.0~4.0） × 10⁴ m³;②Ⅱ-A类为呈近圆状分布于基础井网相邻水平井的趾端靶点之间,剩余气连续分布规模在400~600 m,压降幅度较小,平均地层压力在22 MPa以上,连续分布面积介于0.4~0.7 km²,可采用加密直井挖潜,加密后与基础井的靶点合理距离为300~400 m,合理日产气量为（1.0~2.5） × 10⁴ m³;③Ⅲ-B类剩余气连片分布于迎水面障壁滩基础井网未控区,储层较薄,基本未动用,通过实施调整水平井挖潜,合理井距为1 000~1 200 m,合理日产气量为（2.0~3.0） × 10⁴ m³。应用所建立的障壁砂坝分散剩余气差异化加密调整技术对策,实施加密调整井20口,水平井平均日产气量达到3.2 × 10⁴ m³,直井平均日产气量达到1.5 × 10⁴ m³,气藏采收率提高8.3%。
天然气开发
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  什股壕气区岩性 — 构造低渗含水气藏气水分布及开发方式

  周淑娟

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 14-19. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.003

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  鄂尔多斯盆地东胜气田什股壕气区二叠系下石盒子组盒2+3段气藏为低孔隙度 — 特低孔隙度、低渗透率 — 特低渗透率砂岩岩性 — 构造含水气藏。针对气藏构造低部位气井产水量大,部分气井压裂沟通下部水层,井位部署难度大,开发效果差的问题,分析了岩心压汞试验数据和不同储层自然建产井生产效果的差异,应用毛细管压力曲线和相对渗透率曲线理论分析,定量刻画了不同物性条件下气水分异所需高度,明确了井位部署时小型构造圈闭构造幅度的筛选条件,指出了不同砂体叠置模式的开发井网井型,确定了自然建产的地质开发条件。研究结果表明：① 气水分异所需高度与储层物性有关,什股壕气区盒2+3段气藏储层渗透率为2.1 mD,气水分异所需高度为22 m;② 气藏开发采用构造高部位的井位部署方式,对于垂向叠置心滩,采用直井或者多靶点定向井开发,对于侧向切叠心滩,采用水平井开发;③ 自然建产的筛选标准为自然伽马曲线光滑箱形,无隔夹层,声波时差大于260 μs/m,孔隙度大于15%,渗透率大于1 mD,初期日产气量大于1.0 × 10⁴ m³,累积产气量大于0.21 × 10⁸ m³。
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  川南威远地区页岩气开发工厂化作业模式

  曾凌翔, 廖刚, 叶长文

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 20-25. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.004

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  中国非常规油气资源丰富,为了在低渗透的页岩气资源开发过程中有效降低施工成本、提高作业效率、缩短开发周期,以四川盆地南部威远地区页岩气工厂化钻完井作业技术为研究对象,开展北美地区页岩气大规模应用作业模式研究,由于国内页岩气开发存在着人口居住密集,山地丘陵环境复杂,作业期间资源共享率低、水资源占用多、施工工序多、效率低等难题,指出不能照搬国外开发模式,需要形成一种适应于国内情况的页岩气区域工厂化作业模式。研究结果表明：① 井位平台、设备材料等应进行工厂化部署;② 水/电资源区域应统一调配;③ 同一区块、同一页岩气施工平台多口井人员、设备应实现共享;④ 钻井液、压裂液应进行重复利用;⑤ 优化钻完井作业配套技术。结论认为：① 初步建立流水线作业流程,进一步探索区域工厂化作业模式,已实现钻完井作业无缝衔接,设备安装时间缩短70%,设备利用率达到100%,压裂返排液重复利用率在90%以上,钻井液重复利用率在80%以上,作业效率提高1倍以上;② 页岩气区域工厂化作业模式探索为加快国内页岩气勘探开发提供了技术支撑。
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  川南高温深层页岩气工程技术支撑管理模式及其应用

  尹建, 刘菊, 黎俊吾

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 26-29. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.005

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  为了充分认识并助力高效开发四川盆地南部高温深层页岩气,以钻井管理模式为研究对象,分析了该区块储层特征和钻井作业情况,创新性地提出了工程技术支撑管理模式,整合钻井定向、钻井液、提速优化、井控等专业类别,组建支撑团队,采用“团队技术支撑、参与甲方技术决策、辅助现场管理”三级工作模式,前线支撑组常驻甲方基地和现场,全面参与甲方技术攻关和组织管理,后方专家组通过气井工程信息化技术提供远程支持。研究结果表明：① 2020年至今应用该管理模式在A和B公司实施了120井次,A公司L203井区钻井周期由平均110 d降到100 d后又再缩短至了90 d,实现了两轮提速;② B公司平均钻井周期相比2019年缩短了23 d,区块钻井速度大幅度提高,钻井周期持续缩短。结论认为,该模式重新定义了甲乙双方合作模式,可根据甲方需求定制支撑范围,亦可在川内其他复杂区块推广,助力提速提效工程技术支撑管理工作。
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  大牛地气田下古生界含硫气井脱硫工艺适应性分析

  凌建勋

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 30-35. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.006

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  自2016年以来,鄂尔多斯盆地大牛地气田陆续实施了井筒除硫工艺、雾化除硫工艺、小型撬装除硫和集中除硫工艺,通过各种除硫工艺试验释放了下古生界含硫气井产能,为气田上产做出了贡献。但在试验过程中也暴露出除硫成本较高、经济效益不佳,部分工艺导致气井采气管线结垢严重、影响产量安全释放等问题。为了充分认识和准确把握大牛地气田下古生界气藏H₂S浓度高低对脱硫工艺适应性的影响,同时也为科学制定大牛地气田下古生界气藏含硫气井除硫工艺发展提供决策参考,以现有大牛地气田除硫工艺中所处理天然气中H₂S的含量为基准,分析了不同除硫工艺的适应性及其效果,综合评价了井筒脱硫、井口雾化、井口撬装和地面集中脱硫工艺的适应性,明确了井筒加药除硫、井口雾化除硫、井口小型撬装脱硫和地面集中除硫4种方式为大牛地气田现有的主要除硫方式。研究结果表明：4种除硫方式具有操作简单,成本较低,除硫效果较为显著的特点。结论认为：结合大牛地气田含硫气井发展部署规划,依据含硫气井的分布特点、H₂S浓度含量高低差异,结合“效益优先”的原则,综合分析评价井筒除硫、井口雾化除硫、井口撬装除硫和地面集中除硫工艺的适应性,为大牛地气田下古生界气藏经济开发提供参考。
地面工程
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  基于同步通断的管道断电电位测量方法

  吴有更, 李亚菲, 张巍威, 高建, 张勇

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 36-41. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.007

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  为了准确测试埋地管道的断电电位,为评价其阴极保护性能的有效性提供依据,以中国某天然气管道为研究对象,开展同步通断的管道断电电位测量试验,分析了影响断电电位测量准确性的因素,进而对同步通断的管道断电电位测量应用提出了建议。研究结果表明：① 典型的通断周期的设置对断电电位测量准确性影响不大;② 恒电位仪在同步通电瞬间,管道电位有较大脉冲波动,可采用恒电流运行模式进行消减,但效果欠佳;③ 恒电位仪同步断电瞬间,管道电位有脉冲波动,断电电位的读取时间会影响断电电位的准确性,但影响相对较小。结论认为：① 同步通断的管道断电电位测量是一种快速的管道断电电位测量方法,可以选取典型的通断周期进行测量;② 断电电位读取过程中,断电瞬间有一个脉冲电压,可通过数据记录仪对管道电位进行实时监测,计算出管道的断电电位;③ 为了提高断电电位测量的准确性和测量效率,可研制断电电位测试仪进行现场测试;④ 断电电位读取过程中,管道去极化过程较为平缓,可用万用电表进行管道断电电位现场测试,测量误差在可接受的范围内。
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  页岩气集输管道阴极保护的现状与探讨

  彭基华, 刘忠, 柳江

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 42-49. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.008

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  为了确保页岩气集输管道的外腐蚀得到有效控制,使管道达到安全运行的状态,需要对管道进行有效的阴极保护。以页岩气集输管道阴极保护的未保护和欠保护现状、阴极保护的阳极地床产生不同程度的干扰、阴极保护电绝缘失效、阳极地床的设置方式不合理和其他相关存在的问题作为研究对象,分析了管道整体的电绝缘性能如何提高,并对局部区域呈放射状的集输管网,采取逐条保护;针对高山地貌的阳极地床采取浅埋水平敷设方式布置,并尽力改善敷设环境。通过这些措施,形成页岩气集输管道独特的保护系统,以确保管道平稳输气。研究结果表明：① 加强防腐管道的施工管理及质量验收,确保外防腐层的完整性是管道阴极保护的前提;② 每条集输管道的阴极保护,能实现阴极保护电流的独立可调控,且各条管道的阴极保护不受相互影响;③ 阳极地床的设置,需考虑阳极地床的干扰影响,其位置应尽量远离进出站管道的地势低洼潮湿处,并确保阳极地床与被保护的管道之间,不应有其他金属和相关地下构筑物。结论认为：集输管道阴极保护在设计时应充分论证,加强施工质量验收,最终管道的阴极保护系统才能正常和有效运行。
市场与价格
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  基于最优组合模型的中国天然气需求量预测

  何润民, 王富平, 李洪兵, 邹晓琴, 王莅

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 50-57. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.009

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  为了精准预测天然气需求量,挖掘有效影响因素,避免天然气需求量受繁多动态非线性因素的影响,在分析灰色相对关联度模型的基础上,从GDP、产业结构、人口发展、能源消费总量、能源消费结构、环境规制、单位能耗、收入水平等8个影响因素中,挖掘出6个有效因素,建立了多元线性回归模型和灰色GM（0,N）模型,并以此构建最优组合预测模型,对天然气需求量进行预测。研究结果表明：① 中国天然气需求量的有效驱动因素包括GDP、人口发展、能源消费总量、单位能耗、能源消费结构、收入水平;② GDP发展对天然气需求量增长贡献最大,GDP的增长可促进天然气需求量增加;③ 基于多因素构建的最优组合模型能进一步降低预测误差平方和,具有良好的非线性逼近预测性能;④ 受能源革命、技术进步及经济环境的影响,预测2021—2025年中国天然气需求量增长率呈下降趋势,到2025年中国天然气需求量将达到4 548 × 10⁸ m³。
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  关于对天然气客户实施全生命周期管理的几点建议

  杜奇平, 袁灿, 杨雅雯, 罗凌睿, 王丽君

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 58-62. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.010

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  在我国天然气市场逐步建立形成的“X+1+X”市场化运营机制下,为了适应供需市场持续深化改革和高质量发展的新形势与新要求,中国石油西南油气田公司全面实践“以客户为中心,以价值创造为核心”的天然气市场营销新模式,对天然气客户实施全生命周期管理势在必行,为此进行相关研究。研究结果表明：①天然气全生命周期分为4个阶段,即识别培育期、成长发展期、成熟巩固期、衰退终止期4个管理阶段;②天然气客户全生命周期不同阶段存在不同的管理特点和管理目标,通过标准化的客户生命周管理流程,明确每个阶段需要达成的目标,并应用一些配套的客户管理工具,确保标准化客户全生命周期管理目标的实现。最后,对天然气客户实施全生命周期管理提出了4点建议：① 在识别培育期,主要策略建议为新客户挖掘发展策略;② 在成长发展期,主要策略建议为客户价值提升策略;③ 在成熟巩固期,主要策略建议为客户关系保持策略;④ 在衰退终止期,主要策略建议为客户关系挽留终止策略。
经营管理
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  “双碳”目标视野下我国油气管道保护法律保障问题研究

  陈媛媛, 付畅, 秦扬, 胡俊坤, 陈莎

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 63-68. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.011

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  国家主席习近平在第七十五届联合国大会上宣布,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。为此,基于“双碳”目标视野,深入分析了我国油气管道保护法律保障现状、剖析了存在的主要问题,即油气管道保护法律体系不完善、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（以下简称《管道保护法》）“年久失修”有待修订、行政执法制度建设落后;并提出了“双碳”目标视野下完善油气管道保护法律保障应当遵循的三大原则,即低碳减排、风险预防、合作监管;最后制定了完善油气管道保护法律保障的3条具体实施路径：① 通过推动相关法规出台,提高安全技术规范标准等,以完善油气管道保护法律体系;② 通过增加管道高后果区管理规定,明确执法部门及责任,加大处罚力度等,以推进修订、完善《管道保护法》;③ 通过制订管道保护的规范性文件,以推动行政执法制度的建设。结论认为,基于“双碳”目标视野下的我国油气管道保护法律保障问题剖析、原则提出和实施路径建议,可以为油气管道行业的高质量发展提供参考和借鉴。
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  苏里格气田完全成本全过程控降对策

  童竞, 兰文渊, 杨杰, 魏千盛, 许艳

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 69-74. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.012

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  随着鄂尔多斯盆地苏里格气田开发程度的提高,开发效果逐年变差,完全成本较高成为制约该气田效益开发的瓶颈难题。针对苏里格气田完全成本高的问题,剖析了气田完全成本构成,对可控成本项目进行分类排列,得出影响苏里格气田的关键成本项目为油气资产折耗和运行成本;通过改变传统的成本事后分析与控制方法,将成本控制的关口前移至方案设计阶段,形成从前期决策、方案设计、建设生产的全过程成本管控,可在一定程度上降低苏里格气田的完全成本。研究结果表明：① 苏里格气田完全成本控降的主要方向是油气资产折耗和运行成本;② 油气资产折耗控降主要是通过开展新建产能井的前期经济评价、优化产建部署和实施提高采收率技术,降低无效资产投入,提高经济可采储量等方面;③ 运行成本的控降主要是通过加强措施论证减少井下作业费,通过加强生产管理,减少材料费、维护修理等费用发生。结论认为,通过对产建投资和措施投入的前期管控,对生产运行成本的过程管控,可以实现该气田完全成本的控降。
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  对外合作项目联合账簿审计的效率提升对策

  马骥, 蒲顺南, 税敏, 聂常文, 张新成

  天然气技术与经济. 2021, 15(6): 75-79. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2021.06.013

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  随着油气企业对外合作业务的不断发展,联合账簿审计作为项目中方管理的最后一道管控“防火墙”,起着不可或缺的重要作用。为了改善联合账簿审计在审计力度、深度、广度等方面存在的不足,从提高联合账簿审计工作的效率和效益的角度出发,对审计出现问题较多的业务进行了梳理和分析,得出提升对外合作项目联合账簿审计的效率的几点建议：① 有的放矢、重点突出,找准审计重点要点;② 有理有据、据理力争,做好与作业者的沟通协调;③ 有始有终、做实成效,强化审计异议整改;④ 有机融合、审训结合,注重知识储备与充实;⑤ 有章可循、建章立制,合规约束作业者行为。结论认为,联合账簿审计人员从方式方法、手段技术等方面不断创新,紧跟合作项目快速发展的步伐,更新视野、拓宽思路,与时俱进,重点关注项目管理中存在的重大问题和高风险领域,加强风险防范,提高联合账簿审计的效率效果,使审计在对外合作发展中发挥更重要更积极的作用。