进口气源多元化是保障我国天然气长期供应安全的关键
摘要：中国作为新兴的天然气进口国,进口量呈现快速增加之势。近年来,国内频现＂气荒＂且影响范围越来越大,如何借鉴世界进口大国的天然气贸易经验,优化进口天然气的来源及渠道,保证天然气供应安全是当前亟待解决的问题。全球天然气资源非常丰富,近年来剩余探明可采储量和产量均持续增长,储采比一直保持较高的水平,预示未来相当长时间内世界天然气供应量将充足;但是,由于资源分布相对集中,伴随经济全球化发展的趋势,一方面使得区域天然气供需矛盾不断突出,另一方面也促进了世界天然气贸易快速发展,呈现出贸易量快速增加、贸易形式多样化、贸易区域全球化、进口大国进口来源多元化等四大特征。通过分析全球天然气资源、贸易现状及特点,总结不同天然气进口国在保障天然气供应安全方面的经验和做法,进而提出了保障我国天然气长期供应安全的4条建议：①加快构建进口气源多元化体系,实现平稳均衡发展;②加强国际合作,积极推进贸易方式多样化;③加强战略储备建设,加大国内资源勘探开发力度;④坚持独立自主的能源安全战略,天然气对外依存度应控制在50%以内。结论认为：天然气的利用是非常重要的民生工程,只有保障其长期安全稳定供应,才能更好地促进我国经济发展与和谐社会建设。构造模式与煤层气井产能的关系——以晋城煤区为例
摘要：随着山西省晋城煤层气区煤层气商业化开发规模的不断扩大,煤层气井积累的数据越来越丰富,为研究不同构造模式下煤层气井的产能提供了充足的数据支持。为了分析各种构造模式对煤层气井作业的影响及其与产能的关系,将该区构造模式大致分为断层构造、褶皱构造和陷落柱构造3类,结合煤层气井的生产数据和地质资料,对不同构造模式下煤层气井的产能情况进行了总结;最后,分析了煤层气水平井与小构造的关系,提出了水平井布井的基本原则,即水平井排采井筒应位于构造低部位。煤层气甲烷碳同位素的特征及分馏效应
摘要：煤层气甲烷碳同位素值记录了煤层气成藏和开发过程中的一些有用信息。为此,测试了我国5个典型盆地、不同煤阶的72个煤层气样品的δ13C1,从热演化过程、生物降解作用、解吸吸附过程、水的溶蚀作用4个方面分析了煤层气甲烷同位素的分馏效应。结论认为：从煤层气的成藏到开发的整个过程,其甲烷同位素的分馏效应是普遍存在的;根据这一特点,可以帮助判断煤层气的气源与成藏过程、判断煤层气井的开发状态及采收率、判断煤层水的活跃程度,从而更加精确地评价煤层气富集的有利目标区。潮水盆地红沙岗地区低煤阶煤层气勘探前景
摘要：潮水盆地位于河西走廊东段北侧,地跨甘肃、内蒙古两省区,蕴藏一定的煤炭和油气资源,红沙岗地区是其中重要的煤炭富集区,煤炭资源量约12×108t。为弄清楚该区的煤层气勘探前景,详细研究了其煤层气地质条件。结果认为：该区煤层以低煤阶长焰煤为主,厚3～35m,分布稳定,顶部煤层直接盖层为油页岩,煤层气保存条件较好,具有一定的煤层气勘探潜力;但部分地区煤层含气量低,关键原因在于煤层缺少后期生物气的补充。进而指出了该区煤层气勘探的方向：古地温异常、煤阶较高、保存条件较好的地区是该区的煤层气富集区;其中红沙岗北部具有缺氧、低矿化度和低温环境,大量微生物细菌可能存活,并代谢甲烷、正烷烃和其他有机物,煤层的含气量能得到补充,具有较大的勘探价值。鹤岗盆地煤层气赋存特征及勘探开发潜力
摘要：鹤岗盆地煤层气勘探程度很低,目前仅有3口煤层气参数井,对该区开展煤层气勘探开发潜力的评价工作具有重要意义。为此,从区域构造特征、含煤地层特征、储层特征（煤层埋深、煤层厚度、煤岩特征、煤变质程度、煤层气含气量）3个方面入手,分析了该区煤层气的赋存特征。结果显示：主要含煤地层为白垩系城子河组,含煤40余层,可采或局部可采36层,煤层累计厚度为30～70m,主力煤层为15#、18#煤层,单层厚度超过10m;煤质主要以气煤为主,受岩浆岩作用,煤变质程度由南往北逐渐增高。煤层气资源量预测结果表明：该区煤层气资源量主要分布在1500m以浅的范围内,煤炭储量有48.12×108t,煤层气资源量为496.4×108m3。其中南山—新一矿为鹤岗矿区的主要含气区,含气量介于7～16m3/t,煤层气资源量为352.4×108m3,占总资源量的70%,说明该区具有良好的勘探开发潜力。苏里格气田下二叠统盒8段异常低压成因及其分布特征
摘要：苏里格气田下二叠统下石盒子组8段（盒8段）异常低压明显,但对其成因未达成共识。为此,统计分析了该区盒8段53口井的实测地层压力,发现产水层、产气层以及气水同产层的地层压力系数在垂向上均无明显变化规律,而在平面上呈南北向的条带状分布,形成多个异常低压系统。应用Fick气体扩散定律和盆地模拟技术,结合区域沉积、构造演化和天然气组成特征分析认为,盒8段河道砂体分布的局限性为异常地层压力的形成提供了必要封闭条件,天然气扩散作用虽然存在,但是扩散损失影响相对较小。盒8段异常低压的形成主要与晚白垩世以来的构造抬升、地层剥蚀以及构造热事件的消失有关。鄂尔多斯盆地东北部下石盒子组致密砂岩储层特征及主控因素
摘要：为揭示鄂尔多斯盆地东北部下二叠统下石盒子组致密砂岩储层的发育规律及主控因素,采用岩心观察、粒度分析、砂岩薄片鉴定、扫描电镜、毛细管压力分析、X衍射、有机质成熟度和包裹体测温等手段,研究了储层的岩石学特征、孔喉结构和物性特征。结果表明：该区储层主要以中—粗粒岩屑石英砂岩为主,岩屑砂岩和石英砂岩次之;储集空间类型包括剩余原生粒间孔、剩余原生粒间微孔、粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝,次生孔隙是储集空间的主体;喉道类型以片状型、缩颈型、管状喉道型与粒间隙喉道型为主;储层的平均孔隙度为6.07%,主体介于3.0%～10.0%之间,渗透率平均值为0.093mD,80%的值介于0.001～0.4mD之间,属于以中、小孔—细、微喉组合为特征的致密砂岩储层。在此基础上,综合分析了致密储层与沉积、成岩作用的关系。结论认为：浅水三角洲砂岩是这些致密砂岩储层的物质基础;压实作用和胶结作用导致储层致密化;中成岩阶段有机酸对砂岩中不稳定矿物以及碳酸盐胶结物的溶解作用是储层形成的关键。真地表动校叠加技术
摘要：随着地震勘探进入四川盆地周边大山区以及盆地内低、降速带极其严重的复杂近地表区,即便是采用最佳拟合的浮动基准面来处理,其剩余动校正量也足以破坏浅、中层数据叠加成像。研究动校时差理论发现,动校正量客观地存在于野外采集记录中,它不仅与炮检距有关,而且还与近地表、地下速度结构紧密相关,而与地表一致性静校正结果则无关。因此,动、静校正应该是相互独立而有序的两件事,不应该把两者混在一起,更不应该先作静校正、后作动校正。这是近些年来在研究浮动基准面所没有触及的实质性问题。为此,在分析大山区复杂近地表数据受剩余动校正量的实际影响之后,提出了把动、静校正分开,先作动校正、后作静校正处理,视浮动基准面为静校正中一个概念的一套真地表动校叠加技术。该技术方案既适应复杂近地表情况,又满足了各种复杂条件的要求,处理的地震资料浅、中层成像普遍得到改善,也更符合实际地质情况,为后续的深度偏移处理打下了基础。气体渗流启动压力实验测试及应用
摘要：对于致密储层气体渗流是否存在启动压力或启动压力梯度以及对气藏开发有何指导作用等问题,目前还存在较大争议。为此,采用逐级增压气驱实验和仿真物理模拟技术两种实验方法对上述问题进行了研究。结果表明：气体在致密岩心中渗流时存在启动压力,而且是岩心长度的函数;利用启动压力梯度可以计算单井最大控制泄流半径,启动压力与启动压力梯度两者结合可以计算定容气藏不同井控范围内的理论最大可采程度。采用该理论对苏里格气田进行了计算,其结果为：覆压40MPa下渗透率为0.12～0.312mD（平均值0.24mD）的不含水储层最大井控半径约为474m,理论最大采出程度在15%以上;覆压40MPa下渗透率为0.015mD的不含水储层最大井控半径约为193m,理论最大采出程度在7%以上。天然气产能负荷因子计算方法
摘要：我国天然气工业快速发展起步较晚,因储备设施不健全,季节性调峰和应急均以上游气田的提产为主。从气田科学开发角度考虑,上游气田应建设调峰和应急备用能力,实际产量安排和产能的比值（即生产负荷因子）,是衡量生产系统安全平稳运行的一个关键参数,对于天然气工业的有序发展、最大限度地节约资金有着非常重要的意义。调研结果表明,目前国内尚无该方面的系统研究。为此,通过研究产能负荷因子的影响因素及其特点,建立了产能负荷因子的计算公式,分析了其存在的前提条件,并利用该公式进行了举例测算。在近期的天然气发展规划和战略研究中,已应用该计算方法对各气区的产能负荷因子进行了计算,计算结果符合历史供气特点和规律,能够指导气田的科学开发、保障安全平稳供气。气体钻井钻速方程的建立与验证
摘要：实践业已证明,优化钻井技术在钻井液钻井过程中能够提高机械钻速、降低钻井成本,但目前缺乏其对气体钻井过程中应用情况的研究。为此,以气体钻井过程中的优化钻井技术为研究对象,应用多元回归的方法,初步建立了气体钻井的机械钻速预测方程。所建立的方程考虑了钻压、转速、岩石强度等对机械钻速的影响,并将测井参数计算的岩石强度引入该方程,提高了预测的精度。为了验证所建立方程的正确性和实用性,对四川盆地元坝地区侏罗系已完成气体钻井的3口井进行了机械钻速分段预测,预测结果与实际钻井速度基本相符,平均相对误差小于15%,说明该预测方程能够满足工程需要。该方程的建立,为气体钻井过程中优化钻井技术的应用提供了理论基础。高压气层气体钻井井壁稳定性分析
摘要：在利用气体钻井技术揭开高压气层的初期,由于低密度气体在井底产生的压力很小,远远低于气层的孔隙压力,高压气层的气体在压力势差作用下由地层向井眼高速流动,导致高压产气层段井壁稳定性下降,易引起井下复杂事故。通过分析高压气层高速产气影响气体钻井井壁稳定性的作用机理,建立了一套高压产气层气体钻井井壁稳定性的评价方法。结果发现：高压气层高速产气过程中,一方面导致产气层近井壁地带的孔隙压力降低,形成一个压降漏斗,作用在井壁表面岩石上的有效应力增加,有利于气层的井壁稳定;另一方面由于产层孔道迂回曲折,高压气体在快速流出地层时,在近井壁地带会产生一个附加径向应力,降低了井底气体对井壁岩石的有效支撑作用,不利于气层的井壁稳定。综合分析正、反两方面的影响因素后发现：高压产气层被气体钻井揭开瞬间,气层井壁表面岩石稳定性最差;随后,井壁表面岩石孔隙压力降低,井壁稳定性变好;随着产气层暴露时间的增加,气层深部位置点高压气体开始流动,井壁稳定性先变差后变好。输气管道断裂过程中减压波传播特性研究
摘要：天然气管道一旦发生断裂,容易引起一系列重大事故,尤其是在高压富气管道断裂过程中,管道中的流体可能由单相变为两相,增大了管道裂纹扩展的风险。为此,结合经典的气体单相流和气液两相流声速统一计算模型,建立了新的输气管道减压波模型,研究了在减压过程中发生相变时的减压波特性,并开发了相应的计算程序Decom wave,分析了气质、压力、温度对减压波特性的影响,指出随着重组分的增加、压力的升高和温度的降低,减压波特性逐渐从单相中减压波特性变为气液两相中的减压波特性。实例验证表明,该模型不仅能够准确描述干气输送管道断裂过程中的减压波传播特性,而且能够较好地描述富气管道减压波传播过程中出现的相变过程及进入两相区后的减压波特性,可用于输气管道断裂过程中减压波传播特性的研究。输气管道泄漏音波传播特性及监测定位
摘要：在天然气管道泄漏检测领域,基于音波法的输气管道泄漏检测及定位技术逐渐受到重视。为了促进该方法的快速应用,利用高压输气管道泄漏检测平台进行了不同输气压力下不同泄漏量、泄漏位置的泄漏检测和泄漏定位试验。根据泄漏信号的特征量,分析了管道压力、泄漏量及泄漏位置对泄漏检测的影响。试验结果表明：①所采用泄漏信号的特征量能满足泄漏判断的需要;②随着管道压力的提高和泄漏孔径的增大,泄漏检测更容易进行;③泄漏位置越靠近管道终点,泄漏信号特征量与阈值相差越大,泄漏越容易判断;④所设计的泄漏定位系统定位误差小,试验中的定位误差最大为1.37%;⑤管道中段若发生泄漏,其定位误差大于管线两端。该研究结果验证了音波法泄漏检测技术具有灵敏性好、定位精度高的特点,为音波法在输气管道泄漏检测和泄漏定位中的广泛应用提供了依据。塔里木油田向西气东输项目新增15×10^8m^3／a气源
摘要：中国石油塔里木油田公司塔中I号气田开发试验区、克拉苏气田大北区块试采工程两大重点产能工程日前相继投产。这两项工程可为西气东输项目每年新增供气15×10^8m^3，国内冬季用气再添新的气源保障。据塔里木油田公司介绍，作为我国最大的奥陶系礁滩体凝析气田和首个高含硫超深酸性气田，塔中I号气田的资源开采面临储层预测、开发工艺等一系列世界级难题。北美天然气储气库建设的经验与启示
摘要：北美地区是天然气储气库建设起步最早、规模最大的地区,通过对其天然气储气库建设历史的回顾和现状分析,得出如下结论：①北美地区目前是天然气储气库建设最成熟的区域;②天然气工业快速发展和管道建设促进了储气库的建设;③储气库注采周期与地质条件相关;④注采井一般遵循＂大进大出＂原则,从钻井和固井等方面综合考虑设计方案;⑤采用设置观察井、老井封堵和注采井安全措施等方法来保障储气库安全运行;⑥完备的法律法规和标准规范促进了储气库建设。我国天然气储气库建设相对滞后,借鉴北美地区成熟的储气库建设经验,针对国内储气库建设提出如下建议：①加强天然气储气库建设要与管道建设紧密联系在一起,这是安全平稳供气、天然气行业快速健康发展的有力保障;②重视储气库建设前期评价和研究工作;③要注重气井安全,保障储气库安全运行;④应制定和完善相应标准和规范、法律法规,以指导储气库建设。基于巯基三唑化合物的复配天然气减阻剂性能研究
摘要：目前,天然气管输减阻剂已成为天然气输送领域研究的新热点。为此,根据天然气减阻剂的减阻机理,合成了巯基三唑化合物,经复配得到一种新型天然气减阻剂。该减阻剂中,巯基三唑化合物分子中含有N、S、O等电负性较大的原子,能够吸附在输气管道内表面上并形成一层光滑的弹性分子薄膜,其他复配物中含有N、O等电负性较大的原子,也有很好的协同吸附作用。在天然气减阻剂室内评价系统上对复配天然气减阻剂进行了减阻率测试,通过扫描电子显微镜观察到了减阻剂在钢铁表面上生成薄膜的形态,检验了减阻剂的成膜性能。试验结果表明：构成复配型减阻剂的2种组分单独使用时减阻效果不大,但复配后其减阻性能得到极大提高,在25℃、前端压力为520～650kPa时,平均减阻率达到8.4%。基于十八醇磷酸酯单乙醇铵盐的天然气减阻剂室内评价
摘要：目前,降低天然气输送阻力、提高管道输送能力的方法包括管道内涂层减阻技术和天然气管输减阻剂技术。由于内涂层技术在施工上存在种种缺陷,因而对天然气管输减阻剂的研究成为天然气输送领域的新热点。为此,根据天然气管输减阻剂的减阻机理,在已有的高碳醇磷酸酯盐合成工艺的基础上,设计合成了十八醇磷酸酯单乙醇铵盐（OPEM）作为天然气管输减阻剂样品,利用室内环道评价系统对其0.1、0.2、0.3g/100mL的乙醇溶液减阻效果进行了评价。结果表明,该样品具有一定的减阻效果,在0.2g/100mL浓度时其减阻效果最好,减阻率在140m3/h流量条件下达到最大值8.0%。并采用L16（54）正交表设计了正交实验对其合成工艺进行了优化,得到最佳工艺条件为：酯化时间为6h,酯化温度为70℃,物料比为3.5∶1,加水比为1∶1,水解温度为90℃。
