2022年, 第16卷, 第6期　刊出日期：2022-12-28

  

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地质勘探
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  多薄煤层气藏三维地质建模技术及其应用 —— 以黔西地区攀枝花煤矿为例

  韩明辉, 杨雪, 胡海洋

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 1-8. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.001

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  为了精细描述多薄煤层气藏的煤层赋存规律和储层物性参数,为煤层气开发提供指导依据,借助Petrel软件,以黔西地区六盘水市攀枝花煤矿上二叠统龙潭组上段为研究对象,综合整理了钻孔录井资料和岩心测试化验结果,对测井曲线进行了标准化处理,分析了各储层物性参数与测井曲线的相关性,通过线性回归拟合建立了定量关系,利用相控的随机建模方法建立了多薄煤层气藏三维地质模型,完成了构造模型和岩相模型的建立,实现了干燥无灰基含气量、渗透率、密度、灰分等物性参数的空间模拟分布。基于所建立的三维地质模型,利用煤层气藏储量计算方法计算出攀枝花煤矿龙潭组上段煤层气地质储量为3.91 ×10⁸ m³。研究结果表明:① 以相控建模方法为理论指导,利用岩相约束煤层物性参数的分布和变化,采用变差函数分析可以有效提高对多薄煤层气藏储层的认识水平;② 通过相关性分析和线性拟合,可以有效建立基于测井曲线的储层物性参数表征;③ 相控的随机建模方法所建立的模型数据可靠,模型的构建流程在多薄煤层气藏条件下适用性好,所构建的模型可以指导后续煤层气藏的勘探开发。
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  四川盆地元坝地区茅三段岩溶体精细刻画

  陈会霞, 潘蓓, 季春辉, 李文成, 张志宇, 郝祥礼

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 9-15. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.002

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  茅口组碳酸盐岩是四川盆地油气勘探的重点层系,钻井揭示四川盆地元坝地区下二叠统茅口组三段台缘浅滩储层受到岩溶作用改造,厚度薄、非均质性强,同时元坝地区茅口组地层埋深普遍大于7 000 m,常规地震资料对于储层的识别能力不足。为了解决元坝地区茅口组岩溶储层刻画难度大的问题,以元坝工区三维地震资料及台缘相带内5口已钻井为研究对象,通过开展地震资料优化处理、古地貌恢复、结构张量属性分析来精细刻画茅三段岩溶体的展布。研究结果表明：① 对地震资料开展基于压缩感知的提高分辨率处理和构造导向滤波处理可以提高对岩溶体的识别能力;② 元坝地区茅三段不同岩溶地貌单元的岩溶缝洞系统发育程度和规模差异大,古地貌结合结构张量属性分析有效减少了预测结果的多解性,与已钻井吻合度高,是研究区岩溶体预测的有效技术手段;③ 元坝地区茅三段岩溶体主要发育于岩溶高地中 — 上层的垂向渗流带及岩溶峰丛沟谷两侧的水平潜流带内,残留岩溶孔洞主要发育于岩溶峰丛沟谷两侧的岩溶辐射区及高地内岩溶漏斗周围的岩溶辐射区,是岩溶储层的有利发育区。
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  浅水辫状河致密砂岩气藏剩余气分布模式与挖潜对策 —— 以大牛地气田盒1¹气藏为例

  孙华超

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 16-22. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.003

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  为了解决致密砂岩气藏剩余气分布规律影响因素不明确、调整挖潜对策不配套的问题,以鄂尔多斯盆地大牛地气田下二叠统下石盒子组盒1段盒1¹气藏为研究对象,分析了浅水辫状河致密砂岩储层单砂体构型特征,指出了有利微相心滩具有“厚度薄、规模小、分布散”的特点。采用启动压力梯度、应力敏感等因素的数值模拟技术,明确了不同类型储层剩余气形成的主控因素,利用目前地层压力定量评价剩余气状况,提出了加密直井／水平井、优化单井压裂设计等挖潜对策。研究结果表明：① 浅水辫状河储层孤立心滩与阻流带发育,储层连通性差,井网未控与压裂未沟通的心滩砂体剩余气富集,随着物性变差,压降波及范围减小和泄压效率降低形成剩余气;② 浅水辫状河储层剩余气主要分布在大井距井网未控和压裂未沟通心滩;③ 根据形成原因和分布特征将剩余气细分为井网未控型、井间未波及型、井间未控型、井控未打开型和渗流阻隔型等5类。结论认为,通过实施直井+水平井加密调整、优化压裂设计等挖潜措施,该气藏采收率可提高5.5%。
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  毕节地区煤层气产业现状及“十四五”开发战略构想

  曾家瑶, 高为, 颜智华, 聂晶

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 23-29. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.004

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  为了推动贵州省毕节地区煤层气产业高质量发展,以该区煤层气资源条件、矿权设置、技术现状、勘探开发现状为研究对象,分析了“十三五”期间取得的成果和存在的问题,指出了未来十年毕节地区煤层气产业发展目标、总体布局、工作部署和保障措施与建议。研究结果表明:① 毕节地区埋深2 000 m以浅煤层气资源量约为1.11 × 10¹² m³,占贵州省煤层气资源总量的35.23%,地质资源丰度平均为1.13 × 10⁸ m³/km²,煤层气资源开发潜力巨大;② 毕节地区煤层气矿权设置加快,技术攻关取得重要进展,局部开发初具规模;③ 存在着矿权管理机制不完善、产业投入不足和勘探开发技术适应性有待攻关等问题。结论认为:① 到2025年,该区煤层气探明储量将达到300 × 10⁸ m³,地面煤层气年产量将达到2.57 × 10⁸ m³,年产能将达到5.14 × 10⁸ m³;② 构建毕节地区“7+13+15”的煤层气勘查开发规划布局,即落实7个重点建产区、建设13个重点勘查开发试验区、评价15个后备勘查区;③ 加大对煤层气勘探开发的财政补贴力度、完善矿业权设置机制、构建产业技术支撑体系、加强人才保障,有助于持续推进毕节地区煤层气资源有序发展。
开发工程
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  凝析气藏相态恢复规律认识及样品代表性判断

  汪来潮, 彭小东, 殷修杏, 陈建华, 周小涪

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 30-34. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.005

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  相态特征测试是凝析气藏开发的基础,它对该类油气藏的储量计算、分析开采效果和制订合理开发方案有着重要的作用。但是在现场往往由于一些原因,比如采用MDT泵抽的方式在低于原始地层压力的某一压力下取样,取得的样品存在失真的可能,因此需要确定样品的代表性。为了确定流体样品的代表性,以相态恢复方法为研究对象,采用添加平衡油的手段,分析了恢复后流体露点压力和气油比随平衡油添加比例的变化关系曲线。研究结果表明：①在设定一系列添加平衡油比例的相态恢复过程中,随着添加平衡油比例的增多,流体由凝析气状态先转变为挥发油与凝析气过渡带状态,最终彻底转变为挥发油状态,恢复后的流体饱和压力先属于露点压力且呈上升趋势,后属于泡点压力且呈降低趋势,存在一个拐点即最高点;② 流体在恢复后饱和压力最高点的状态下,其油气藏类型属于一种近临界态油气藏。结论认为：通过恢复后的相图分析流体在取样条件、转样条件下是否处于单相状态,从而可判断样品是否存在失真的可能性。
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  异常高压底水气藏水侵动态预测新模型

  李卓

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 35-41. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.006

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  四川盆地上二叠统长兴组异常高压底水气藏礁体相对独立,储层非均质性强、气水关系复杂。为了充分认识制约气藏高效开发的复杂水侵问题,运用数值模拟方法,考虑井型、采气速度、储层厚度等因素,以异常高压下底水气藏水侵动态为研究对象,采用灰色关联法,分析了见水时间主控因素,并根据无因次水侵影响因素,在数值模拟研究结果基础上,分井型建立了多因素水侵见水时间和液气比预测数学模型。研究结果表明,两种模型现场应用效果良好,异常高压FX-1井见水时间与实际见水时间平均误差在三个月以内,液气比预测模型与实测液气比误差小于1.5%。结论认为：① 水体倍数、储层打开程度、采气速度与见水时间呈正相关,当水体倍数大于3.0倍、储层打开程度大于70%、采气速度大于4%,水侵影响的变化趋势变缓;② 渗透率级差、储层厚度与底水推进速度呈负相关,渗透率级差大于10时水侵影响的变化趋势变缓,储层厚度越厚见水越晚。
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  单井改建生产调节型气藏新模式探索经验总结 —— 以川西北部地区WC1井为例

  赵慧言, 张楚越, 张哲伦, 王俊, 李旭成, 李开发, 汤浩

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 42-48. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.007

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  为了充分认识四川盆地川西北部地区气田产能,减少季节性因素对区域供气的影响,探索一井一库、一井一地区的生产调节型调峰保供新模式,以川西北部地区WC1井为研究对象,分析了该井改建生产调节型气藏的可行性。研究结果表明：① WC1井具备改建单井生产调节型气藏的地质条件;② 基于试井及生产资料推导的产能方程符合该井的实际生产动态;③ 评价该井合理采气量为2.67~48.27 × 10⁴ m³/d,合理注气量为1.42~36.16 × 10⁴ m³/d;④ WC1井年调峰气量达0.28 × 10⁸ m³,可对区域供气,季节调峰起到重要作用;⑤ WC1井通过回收注入气的方式,能够实现灵活发挥单井生产和调峰双重目标,内部收益率为6.14%,具有经济可行性。结论认为：① WC1井从技术条件、市场需求、经济效益多个角度均具备改建生产调节型气藏的可行性;② 该项技术对“一井一库”新模式的探索和试运行具有指导作用,也为同类型枯竭型气井转型提供了新思路。
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  页岩气储层无水压裂技术现状

  周军平, 旷年杰, 田时锋, 董志强, 廖琪

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 49-55. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.008

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  国内外页岩气开采主要是采用水力压裂技术,由于水力压裂技术存在水资源消耗大、储层伤害严重、水环境污染等问题,近年来无水或者少水压裂技术因其能有效避免页岩水锁效应、降低储层伤害越来越受到关注。为了减少非常规储层改造过程中水资源的消耗、降低环境风险,对页岩气无水压裂技术进行了系统调研,通过采用调查、对比分析以及实例论证等方法,对水力压裂、超临界CO₂等无水压裂、泡沫压裂技术实施特征以及优势与劣势进行了总结和分析,并对未来压裂技术的发展方向进行了探讨与展望。研究结果表明：① 目前无水压裂技术主要包括液态CO₂压裂技术,超临界CO₂压裂技术,液态N₂压裂技术,液化石油气（LPG）压裂技术以及泡沫压裂技术。这些技术具有与储层流体配伍性好、造缝能力强、增产效果好等特点;② 泡沫压裂液具有良好的支撑剂承载能力和支撑剂输送能力,从而可使支撑剂更有效地遍布整个裂隙网络;③ 在我国“碳达峰碳中和”战略背景下,CO₂压裂技术可实现CO₂的资源化利用和地质封存,可在进行压裂技术选择的时候对其CO₂减排效应进行综合考虑。
市场与价格
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  川渝地区城镇燃气发展问题及对策研究

  贺志明, 杜奇平, 杨雅雯, 罗凌睿, 袁灿

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 56-61. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.009

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  川渝地区天然气资源丰富,是城镇燃气开发利用最早、最成熟的地区。为了推动川渝地区城镇燃气高质量发展,对城镇燃气行业进行了系统调研,分析了川渝地区城镇燃气的发展现状及特点,指出了行业面临的主要问题和不足,提出了优化发展城镇燃气的相关对策建议。研究结果表明：① 川渝地区城镇燃气发展现状主要有天然气资源丰富、产输销管网发达、市场主体多元化、用气需求增长快但不均衡性持续扩大、经营收益较好等特点;② 川渝地区城燃经营发展面临市场碎片化、缺乏储气设施、定价机制不完善、部分城燃运营的规范待优化、抗风险能力差等问题。为了持续推动川渝地区城镇燃气优化发展,提出了4个方面的对策建议：① 强化政府主导,持续完善城镇燃气发展政策;② 强化安全经营,助力企业释放发展活力;③ 强化宣传推动,提升城乡居民安全高效用气能力;④ 强化创新驱动,促进城镇燃气可持续大发展。
双碳与新能源
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  川渝地区CCUS产业支持政策研究

  李森圣, 敬兴胜, 王富平, 王盟浩, 胡俊坤

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 62-68. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.010

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  二氧化碳捕集利用与封存技术（CCUS）是化石能源实现大规模碳减排并最终实现碳中和目标的兜底技术,但是高成本、低收益难题制约了CCUS产业的规模化发展。为了推动川渝地区CCUS产业的发展,系统梳理了CCUS国内外产业发展政策,以一个假定的CCUS-ERG示范项目为例,开展投资成本分析,并测算不同政府补贴和碳价下的项目经济性,为川渝地区CCUS示范项目支持政策提供参考。研究结果表明：① 在中碳价情形下,达到盈亏平衡的政府补贴水平为145.50~285.50元／t;② 扩大地质封存规模有利于降低补贴水平,在中碳价情形下,将回注CO₂规模扩大一倍,达到盈亏平衡的政府补贴水平可减少30~80元／t。最后,为更好推动CCUS产业示范和规模化发展,做大CCUS项目规模实现成本下降,提出3个方面的对策建议：① 川渝地方政府加快制定支持CCUS产业发展的政府补贴、产业基金、低息贷款等政策;② 推动CCUS与碳交易市场的链接,通过CCER或地方CER来实现CCUS项目的碳价收益;③ 通过源汇匹配,链接内外部碳源和碳汇,做大CCUS项目规模实现成本下降。
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  油气田企业碳资产开发重点方向及路径研究

  李锐, 杨捷, 陈灿, 严铭睿, 王瀚悦

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 69-77. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.011

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  在“碳达峰、碳中和”背景下,碳资产开发是提升节能减排及新能源项目经济效益的重要手段,有利于油气田企业按期实现碳达峰以及新能源业务规模效益发展。为了加快油气田企业绿色低碳转型发展,助力实现“双碳”目标,对国内外碳资产开发体系进行了系统梳理,分析了油气田企业碳资产开发的重点方向,提出了碳资产的开发路径。研究结果表明：① 油气田企业碳资产开发重点方向主要集中于甲烷减排和回收利用、余热余压利用、可再生能源/新能源利用以及二氧化碳捕集利用和封存（CCUS）等类型项目;② 大型风光电等并网可再生能源类型项目可筹备申请国家CCER,不上网的小型分布式光伏、地热源利用等可再生能源类型项目,以及余热余压等自用项目,伴生气回收、逸散甲烷回收等油气田自身减排类型项目可以同步考虑UER项目和VCS项目;③ 油气田伴生气回收利用类项目,目前只有针对油田的减排方法学,气矿类项目需要做适当优化,余压余热利用、可再生能源和新能源利用的减排机制及方法学已经非常成熟,CCUS建议联合第三方开发新的方法学;④ 建议油气田企业提前摸底企业碳资产可开发资源,建立专业的碳资产开发管理团队,因地制宜及时启动减排项目开发。
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  油气田余压发电项目碳资产开发可行性研究

  王瀚悦, 韩翠莲, 陈灿, 范爱娟, 李映霏

  天然气技术与经济. 2022, 16(6): 78-84. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2022.06.012

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  油气田拥有丰富的压力能资源,开发利用天然气余压发电项目潜力较大,由于当前技术和装备仍不够成熟,影响了余压发电项目的规模效益开发,迫切需要通过碳资产开发来提升项目的经济性。为了推动天然气余压发电产业的健康可持续发展,助力油气田企业如期实现“双碳”目标和新能源业务规模效益发展,对油气田余压发电项目碳资产开发进行了可行性评估,测算了碳资产开发对天然气余压发电项目收益的影响,分析了项目碳资产开发的可行性。研究结果表明：① 参考当前碳市场价格,天然气余压发电的单位装机年减排收益达到188元/kWh,远高于陆上风电和光伏项目,但其单位投资年减排收益低于陆上风电项目,与光伏项目基本持平;② 从方法学、额外性、监测可行性、减排量及收益评估等四个方面论证了余压发电项目碳资产开发的可行性;③ 天然气余压发电项目碳资产开发及监测管理在技术角度不存在困难, 但因项目规模较小,单个项目开发收益不具经济可行性,可采取多个项目可研方案整体设计,碳资产捆绑开发;④ 通过特殊类型项目开发规则完善、建立适合我国“双碳”工作发展策略的正面技术清单、采用数字化管理方式提升开发效率、碳金融工具的应用等4方面举措来推动余压发电碳资产开发。