鄂尔多斯盆地大牛地气田DK13井区孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强,采用水力加砂压裂后,产气量差异大。为了明确影响产气量的主控因素,通过构建单层产气贡献率计算模型、建立地质工程参数与产气量热图矩阵图版,对影响产气量的地质工程主控因素进行研究分析,形成双甜点评价及产能预测计算公式。研究结果表明：① 马五₅层产气贡献率与自然伽马呈负相关,与声波时差、体积密度和含气饱和度呈正相关,马五₆₊₇层产气贡献率与储层厚度、体积密度和中子孔隙度呈正相关;② 根据热图矩阵分析,马五_5-7层产气量与储层厚度、最高全烃值、孔隙度、含气饱和度、入地液量、酸量、砂量相关性较高;③ 根据多因素分析,构建了马五_5-7层双甜点指数计算模型,采用模型计算的双甜点指数与产气量相关性为0.937 5;④ 根据双甜点指数,建立了产量预测模型,预测产气量与实际产气量误差小于2%。结论认为：所建立的地层工程甜点及产能预测模型与实际符合率高,可有效指导该气田压裂选段及压裂设计优化,具有推广应用价值。

为了解决塔里木盆地顺北油气田现有气测图版（三角图版、3H图版、比值图版、对数图版）对油气显示的解释结论相互矛盾且与完井测试结果差异较大的问题,在勘探开发过程中,快速评价油气显示,以顺北油气田157口已钻井为研究对象,汇总并筛选了部分井录井显示、完井测试结果等数据,分析了天然气在地层中的存在形式差异、各组分在水中及原油中的溶解析出差异及综合录井仪气相色谱分析原理,确定了湿度系数与油水分离系数两项识别参数,建立交会图版,在顺北油气田28口新钻井试用中取得了较好的效果。研究结果表明：① 全烃与组分虽为两套分析系统,但通过各组分摩尔质量可以计算出其在全烃中的占比;② 湿度系数可以较好地使气层与油层、水层在图版中分离,并相对集中,油水分离系数可以使水层与油层在图版中明显分离并相对集中。结论认为,通过全烃与各组分之和的差值可以定性地反映流体中重组分含量;② 利用湿度系数与油水分离系数两项识别参数作为图版的纵轴与横轴建立图版,可以较好地识别顺北油气田的流体性质。

下古生界碳酸盐岩气藏是鄂尔多斯盆地大牛地气田目前主要产能接替层系,但碳酸盐岩水平井各段产出贡献不清、主控因素不明确,制约了水平井单井天然气产能提升和降本增效。为此,基于连续油管产剖测试技术,获得了碳酸盐岩水平井各段差异性的认识,明确了各段产出贡献的主控因素。研究结果表明：①当气井水平段储层物性较好时,储层物性和含气性是影响气井各段产气能力的主控因素,储层改造规模对各段产出的影响较小;②当气井水平段储层物性差且差异性小时,储层物性、含气性以及压裂改造规模对各段产出的影响较小,但通过针对不同类型储层制订不同的压裂思路及规模,可以实现较差储层的增产。结论认为：① 针对碳酸盐岩气藏水平井建议优先部署裂缝-孔洞型储层有利发育区,其次适当增加压裂改造规模,以提高致密碳酸盐岩气藏的开发效果;② 针对孔隙型储层发育区,建议针对各段储集层类型,差异化制订改造思路,实现各段的有效产出。

针对四川盆地东北部地区T区块高含硫气藏开采初期测压资料少,无法准确获取气藏开发过程中地层压力变化规律的问题,基于高含硫气藏的动态监测资料,计算气藏硫溶解度预测模型和动态储量,采用气相色谱实验法测量天然气组分和临界性质参数并优选偏差因子修正方法等,开展了考虑硫沉积的气藏物质平衡方程分析与计算,提出了一种考虑硫沉积的气藏物质平衡方程与偏差因子修正相结合的地层压力计算方法。研究结果表明：① 与实测偏差因子相比,DPR方法和Gopal法平均相对误差最小为0.39%和2.85%,表明这两种偏差因子修正方法更适合川东北地区高含硫气藏;② 与实测地层压力相比,所提出的方法计算结果平均误差为1.93%~3.15%,证明所建立的地层压力计算新方法的计算误差小于传统计算方法,满足生产所需的精度要求;③ 新方法由于所需的压力资料少于其他传统方法,因此对于高含硫气藏高产井能够减少关井测压带来的生产损失。

鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系马家沟组五段整体处于海退期,纵向分为10个亚段,马五₁₊₂亚段处于相对海退期,受淡水淋滤、岩溶作用影响,形成大量的溶蚀孔、洞、缝,主要发育灰色白云岩夹少量石灰岩,是油气储集的重要场所。为了预测该气田马五₁₊₂亚段地质甜点区,以钻穿目的层580余口井为研究对象,分析了岩心、测井、录井资料,指出了目的层发育灰云坪、云坪、云灰坪、泥云坪共4种沉积微相,结合古地貌特征,刻画该气田马五₁₊₂亚段储层厚度平面分布,参考气井生产动态资料,预测优质储层分布范围,圈定地质甜点。研究结果表明：① 马五₁₊₂亚段纵向发育7期沉积旋回,地层自下而上,泥质含量增多,反映了水体变浅、含盐度减小的趋势;剖面由北向南,泥质含量减小,反映了水体加深、含盐度增加的趋势。② 马五₁₊₂亚段储层整体向西增厚,南北向厚度差异明显,最大相差24 m,东西向变化平缓,最大相差8 m,划分出岩溶台丘、残丘、斜坡、高地、洼地、沟槽共6个地貌单元,储层主要位于岩溶台丘、残丘部位。结论认为：① 优质储层主要位于灰云坪、云坪部位,残留储层厚度大,白云岩含量占比高,分布范围自北东向南西扩大,台丘、残丘部位的厚度普遍超过4 m,斜坡部位厚度介于2~6 m;② 优选的3个地质甜点区均建立于优势微相、优势岩相和优势古地貌单元之上,优质储层厚度超过4 m,孔隙度超过2.5%,成像测井显示裂缝、溶蚀孔洞发育,储层物性好,含气饱和度超过15%,气测全烃含量超过20%,通过单井验证,累计产气量超过2 000 × 10⁴ m³,可以作为水平井井位高效部署的参考区域。

为了构建物探效果后评价体系、优化油气勘探开发决策、优选地震物探投资项目、促进技术发展、拓展应用效益,以塔里木盆地ST探区物探项目效果为研究对象,分析了14个项目全生命周期包含的技术效果、应用效果、经济效果3类主要评价指标,指出了纵向5级的评价指标体系设计路线和计算方法。研究结果表明：① SN41N等3个项目效果优、为Ⅰ类,AD等9个项目效果中、为Ⅱ类,仅2个项目效果差、为Ⅲ类;② 经复验,评价结果符合研究区实际。结论认为：① 研究区需要持续提升地震资料采集和处理的技术水平,深化油气成藏地质条件研究,提升钻井储层保护技术,加快物探成果的应用;② 该方法可以找出物探项目之间的共性、差异及原因,可以为技术发展提供支撑,有助于提高物探项目的管理效率和勘探效益;③ 该方法体现了物探项目的全过程产出效果及物探贡献价值,具有可量化、实用性强等特点,具有一定的科学性、合理性和可操作性。

随着油气公司数智化趋势的发展,采用智能化模式的测井技术逐渐增多。为了解决常规测井占井时间长、施工成本高、效率低、人员劳动强度大等测井难点,远程测井技术应运而生。通过无线传输技术实现了对测井设备的远程操控,使专家及各技术、安全人员能够在控制中心远程查看、分析数据,并根据分析结果调整测井参数,确保作业的高质量、高效率和安全性。研究结果表明：① 所建立的新型远程测控系统在测井施工中适用性高;② 通过远程测控技术的应用,实现了对多井次测井曲线的实时监控与传输,并可以及时解决现场异常状况,减少占井时间,节约作业成本,实现人力资源优化;③ 推广应用新型远程测控技术,对于后续深入突破线上测井关键核心技术,进行跨井区、跨科室的协同创新研究具有指导意义。

准确把握区域能源消费碳排放的差异化关键领域和异质性减排抓手是实现“双碳”目标的重要前提。为了进一步厘清区域能源消费碳排放时空特征及影响因素,以川渝地区为例,兼顾化石能源燃烧和区域电力调配两大单元构建能源消费碳排放清单,基于Kaya恒等式和LMDI模型实证检验多元影响因素的作用效应。研究结果表明：① 2015—2022年四川能源消费碳排放量呈下降趋势,而重庆呈上升趋势,这由于可再生能源的资源禀赋差异。从部门构成上看,能源加工转换碳排放集中于火力发电和供热。终端消费中工业为第一大排放源,其次是交通运输业和居民生活,商业和其他服务业也不容忽视,农业和建筑业碳贡献较小。四川通过外输大量水电在保障能源供需安全的同时推动低碳发展,重庆依赖外部电源出力而间接增加碳贡献。② 能源消费结构为抑制因素,其对四川碳减排的贡献逐年增加但对重庆影响较小。能源消费强度为减缓碳排放的关键因素,2016—2017年得益于能源“双控”考核其抑制作用出现峰值。对于四川产业结构为抑制因素且影响逐步减小,对于重庆其影响随着第二产业占比变化而先升后降。经济发展为加速碳排放的关键因素,在低碳新格局下影响逐年减小。人口发展效应取决于规模、文明和配置效应的综合影响。

为了评估国内天然气余压发电的碳资产开发潜力,使天然气余压发电方法学符合生态环境部备案要求,通过实际调研和行业分析,根据CCER方法学编制大纲的要求,参考CDM等碳信用体系的方法,对天然气余压发电CCER方法学编制的关键点进行分析研究,提出天然气余压发电方法学编制关键要素,形成额外性、监测管理的设计。研究结果表明：① 通过分析油气田、长输管线和门站等各环节蕴含的天然气余压发电潜力和碳资产开发潜力,给出了天然气余压发电潜力数据（145.73 × 10⁸ kWh／a）以及相应的碳资产开发潜力数据（811.44 × 10⁴ tCO₂e／a）;② 在方法学额外性设计方面,首先明确了用于比较额外性的基准线情景,在结合发电潜力分析结论和实施现状对比的基础上,提出直接采用免予论证的方式;③ 在方法学监测设计方面,遵循可信、准确和保守性原则,描述了监测所需的项目边界,并根据减排量计算方法,确定设计阶段和实施阶段应当分别纳入监测的参数、数据,以及保证监测质量的方法。

2025年是中国“十四五”规划收官之年,为了提升国有企业聚焦增强核心功能、提高核心竞争力、推动高质量发展的能力,必须重视企业硬实力与软实力的协同推进、相互促进。油气田企业作为国有企业的重要组成部分,亟需针对产业链各环节构建相应的、可量化的发展能力评估指标体系。在对企业发展能力理论分析的基础上,遵循系统科学、业务主导、持续完善三大原则,构建油气田公司发展能力评价指标体系。研究结果表明：① 结合业务类型特点和功能定位,将油气田所属企业划分为四大板块,分类建立通用评价指标体系框架;② 以通用指标为主、个性指标为辅的原则,选取生产板块26项指标、市场竞争板块20项指标、保障板块20项指标和科研板块23项指标的全覆盖指标体系;③ 明确主要指标的定义和计算说明。结论认为,针对各产业链环节构建相应的、可量化的发展能力评估指标体系,可对油气田企业进行全面诊断,客观评价企业价值贡献,查找企业经营管理存在的问题,推动管理向精细化和精益化转变。

氦气广泛应用于商业、工业、医疗、国防和科学研究等多个领域。然而,中国目前面临氦气供应短缺的问题,对外依存度高达90%,主要进口国包括美国、卡塔尔、澳大利亚等国,资源安全形势严峻。为了有效解决中国面临的氦气供应短缺及资源安全形势严峻的问题,以世界上最大的氦气生产国、消费国和出口国美国为研究对象,基于国内外广泛的文献调研及数据整理,分析了美国氦工业的发展进程、政府对氦气和天然气的政策及氦气资源勘探进展情况。研究结果表明：① 美国氦工业的发展历史悠久、氦气相关政策深刻影响氦工业的发展及氦资源的勘探进展,可为其他国家的氦气产业发展提供经验和借鉴;② 美国氦气资源的勘探方向已发生转变,氦气从最初作为常规烃类天然气田开采的副产品已逐步成为主要勘探目标之一。结论认为：① 中国应制定法规明确氦气战略地位,强化行业管理;② 制定氦储备战略,建立氦储备平衡供需;③ 研究氦气富集规律,探索在不同的地质环境中寻找氦勘探目标;④ 应加强与氦资源富国,特别是“一带一路”国家的合作,开展相关国际合作项目,以解决氦资源供应问题、提升氦安全保障能力。

随着西南天府气田致密气区块上产节奏加快,平台钻试废弃物产生量较往年成倍增长,这对平台清洁化生产管理提出更高要求。基于西南天府气田致密气清洁化生产管理现状,从人员素质、专业技术、资源整合三个维度,总结提出致密气清洁化生产“1+N”管理模式,有助于提升致密气清洁化生产管理精度。研究结果表明：① 实施以质量安全环保部与井工程管理部为中心,QHSE监督站、承包商等多家单位配合的清洁化生产“1+N”监督检查体系,可确保清洁化生产全链条管理安全可控;② 通过清洁生产技术“1+N”应用,实现废弃物源头减量,过程循环利用和终端无害处理,打造西南天府气田致密气清洁化生产“三废”治理体系;③ 采取“1+N”过程管理模式,通过优化拉运请示、建立终端厂家库、做好“两场一终端”监督检查等方式,可实现致密气清洁化生产全链条高质效管理。