关于加快中国非常规天然气对外合作的建议
摘要：经过近30年的对外开放，中国在石油天然气对外合作方面取得了较大的成绩。然而，随着中国天然气市场和外部环境的变化，中国现行的对外合作政策亟待进一步完善和调整：①现行的对外油气合作条例急需完善；②颁布的相关法规和条例缺乏配套的实施细则，实际执行起来存在一定的难度；③煤层气与煤炭矿业权重叠问题已经严重影响到了煤层气资源的开发利用；④天然气输配管网缺乏有效的协调和监管。为了加快中国非常规天然气的对外合作步伐，特提出如下建议：①尽快出台《天然气法》，为天然气产业健康快速发展提供法律基础和制度保障；②提升对外合作的水平，促进煤层气产业快速发展；③尽快完善对外合作政策，加快非常规天然气开发利用步伐；④逐步实施管道第三方准入机制，加强对管道的监管；⑤加强统筹，兼顾实际，有效解决煤炭与煤层气矿权重叠问题；⑥协调各方利益，统筹规划重要煤层气田开发与长输管网建设；⑦探讨解决外方权益气销售问题，更好地吸引外资参与我国天然气资源的勘探和开发。川东北礁滩天然气勘探新进展及关键技术
摘要：川东北地区位于四川盆地东北部，是中国石化勘探南方分公司天然气勘探的主战场。该区地表地形复杂，二叠系、三叠系目的层埋藏深（5500～7500m），储层受沉积相带控制，识别难度大，经历多期构造演化且各区块差异大，给油气勘探带来极大的困难。近年来，该公司在已有成果认识的基础上，通过深化二叠系、三叠系台缘礁滩相油气地质综合研究及勘探技术攻关，进一步明确了台缘礁滩相储层发育特征和油气成藏富集规律；形成了独具特色的“相控三步法”礁滩储层有效预测技术和深部高精度三维地震采集处理一体化及复杂超深井钻井等先进适用配套技术，使得礁滩相勘探目标不断拓宽；探明了普光气田，新近发现了元坝气田，还取得了涪陵北部高陡复杂构造区复向斜部位礁滩相勘探突破，实现了天然气储量的快速增长。元坝深层礁滩气田基本特征与成藏主控因素
摘要：四川盆地元坝气田主要气源岩勾上二叠统龙潭组（吴家坪组），其生烃强度大，储层为上二叠统长兴组礁滩相自云岩，具有中低孔隙度、中低渗透率的特点。是一个受构造控制作用较小、以岩性圈闭为主，且埋藏深度大、高含硫化氢、常压、低地温梯度的大型气藏。东吴运动控制了晚二叠世沉积相与储层发育的位置，早中燕山运动控制了油气藏的形成，晚燕山运动以来的构造运动奠定了现今气藏的分布格局，适时发育的裂缝、大面积发育的礁滩相白云岩储层与烃源岩生烃高峰的有效匹配是气藏形成的关键。普光气田与元坝气田礁滩储层特征的差异性及其成因
摘要：中国石化勘探南方分公司在川东北地区先后发现了普光气田和元坝气田。为弄清两个气田的成藏规律，指导该区下一步的油气勘’探部署，以碳酸盐岩沉积学、层序地层学、地震地层学等理论为指导，充分利用普光气田与元坝气田的地质录井、测井和高精度三维地震资料，对两个气田二叠系长兴组、三叠系飞仙关组礁滩储层岩石学特征、储集空间类型、物性特征、分布特征等进行了对比分析。结果表明：普光气田与元坝气田台缘相带储层发育既有相似性，又有明显的差异性；储层发育情况受台地边缘相带控制，普光地区储层以飞仙关组台缘滩白云岩为主，元坝地区储层则以长兴组台缘礁滩白云岩为主。分析其原因后认为，早期古地貌和构造作用以及白云岩化作用的差异可能是造成两个气田储层发育差异的主要控制因素。该研究成果对认识川东北及相似地区的地质规律，指导油气勘探具有现实意义。元坝地区深层礁滩储层多尺度地震识别技术
摘要：川东北地区礁滩储层埋深大，空间展布复杂多变，因针对深层复杂礁滩储层的地震预测技术还不够完善，一直制约着该区的勘探发展。为此，以川东北元坝地区长兴组礁滩储层为研究对象，对礁滩储层预测技术进行了探索和总结，形成一套以礁滩储层数值模拟技术、小波多尺度边缘检测技术、基于波形复杂程度的储层检测技术、礁滩复合体空间分布预测技术、地震属性分析技术、地震相分析及沉积相解释技术、低频伴影技术以及“相控法”精细储层描述技术等为核心的多尺度地震识别方法，并在元坝地区获得了良好的应用效果，落实了元坝地区长兴组台缘礁滩复合体、礁后浅滩、礁间滩、台内滩4种类型7个勘探目标，已完钻的井均钻遇白云岩储层，并均获得工业气流，表明该技术方法具有推广应用的价值。扬子陆块差异构造变形对海相地层成烃演化的控制
摘要：扬子陆块中、新生代宏观构造演化和变形的差异制约着中、古生界海相地层差异成烃演化和成藏流体源类型。为揭示这一关系，通过对该区自印支期以来构造演化的分析和差异构造变形的解析，以晚燕山早喜马拉雅期为关键构造变革期，将其分为4类构造形变区，并相应建立了中、新生代海相烃源岩成烃演化过程。据研究结果认为：①上扬子四川盆地持续埋藏晚期隆升的构造变形使得成烃演化具有完整的有机质“接力成气”模式，成藏流体源为干酪根裂解气、原油裂解气和沥青裂解气；②上扬子北缘和西缘差异隆升推覆埋藏构造形变区海相烃源岩成烃演化在推覆体上、下盘发生分异，下盘成藏流体源为干酪根裂解气和原油裂解气，上盘为残留烃源；③中扬子强烈隆升海相暴露形变区海相烃源岩自印支期末进入热裂解阶段，早燕山期末以来，烃源岩生烃停止，成藏流体源为残留气态烃源；④下扬子和中扬子强烈暴露一断陷埋藏形变区关键的成烃演化为晚燕山期以来的二次生烃，成藏流体源为二次生烃和残留烃源。四川盆地侏罗系非常规石油勘探开发科研项目正式启动
摘要：2011年10月12—13日，中国石油西南油气田公司在成都组织召开了“四川盆地侏罗系非常规石油勘探开发关键技术研究”重大专项启动暨课题开题设计预审会议，正式启动中国石油天然气集团公司“十二五”科技重大专项攻关项目。来自中国石油勘探开发研究院、中国石油天然气集团公司咨询中心、中国石油勘探开发研究院杭州分院、川庆钻探工程有限公司、中国石油西南油气田公司相关处（部）室及所属单位人员共90余人参加了会议。基于启动压力梯度的火山岩气藏多重介质试井模型
摘要：火山岩储层发育气孔、粒间孔、溶蚀孔和炸裂缝、构造缝等，基质物性差，渗透率低，束缚水饱和度较高。物理模型实验结果表明气体流动过程中存在启动压力梯度，常规试井模型解释存在较大误差。为此，在物理模型实验的基础上，建立了基于启动压力梯度的火山岩气藏多重介质不稳定试井模型，采用拉普拉斯变换、格林函数等方法对该模型进行求解，推导了无限大边界和N形边界两种条件下的Laplace空间解析解，获得了试井分析典型图版，并分析了启动压力梯度对典型版图的影响。研究结果表明：启动压力梯度越大，流体流动阻力越大，导致基质孔隙向裂缝的供给能力越弱，使得基质与裂缝发生窜流的时间向后推迟，无因次拟压力及其导数曲线上翘更加明显；如果忽略启动压力梯度的影响，试井解释渗透率、探测范围、弹性储能比等参数值偏小，窜流系数则偏大。水平井水力喷射分段改造工艺在靖边气田的应用
摘要：靖边气田从2006年开始广泛采用水平井，到2011年3月已完钻水平井20口，其储层的改造方式以笼统酸压为主，通常采用水平段连续油管拖动布酸＋油管酸压，该工艺对短水平段水平井效果较好，但对长水平段水平井的储层改造针对性不强，其水平段中物性相对较差储层得不到有效改造。为此，针对长水平段水平井开展了水力喷射分段改造施工，该工艺是一种利用水射流独特性质的储层改造技术，结合了水力射孔和水力压裂技术，能够沿着水平井横向在多个位置独立连续改造而不使用任何机械密封装置。2010年靖边气田在5口水平井上进行了试验施工，以储层的深度改造为目的，φ114.3mm筛管内完成7段分段压裂，彩139．7mm裸眼井段中10段分段压裂，大大缩短了作业周期，减轻了劳动强度。现场应用结果表明，水力喷射分段改造施工在靖边气田具有较强的适应性，单井产量均得到大幅度提高，可大规模推广使用。2011年煤层气学术研讨会在厦门召开
摘要：“2011年煤层气学术研讨会”于2011年9月19—21日在美丽的海滨城市——厦门成功召开。本次会议由中国煤炭学会煤层气专业委员会和中国石油学会石油地质专业委员会主办，中联煤层气有限责任公司承办，包括翟光明院士在内的220多名领导和专家出席了本次大会。大牛地气田长水平段井眼轨迹控制方法
摘要：准确掌握钻具组合与地层相互作用表现出来的造斜率是控制水平井井眼轨迹的关键。为了实现对鄂尔多斯盆地大牛地气田长水平段水平井井眼轨迹的高效控制，利用大牛地气田长水平段实钻资料进行了统计分析，获得了使用特定钻具组合在复合钻进条件下地层可钻性级值与井眼全角变化率的对应关系。以此为基础，结合螺杆钻具的实际造斜能力，提出了以地层可钻性级值作为设计依据，构建适应地层可钻性的底部钻具组合设计指导原则，并结合现场应用情况形成了考虑岩石性能变化的井眼轨迹控制方法。该方法提高了底部钻具组合及钻进参数优选的针对性和可操作性，进而可达到提高复合钻进进尺比例和长水平段井眼轨迹控制效率的目的。还从井眼轨迹控制技术的角度出发，提出了一种用于钻具组合及钻进参数优选的地层分级方法，并在实际钻井过程中得到了应用和验证。中国石油与壳牌公司长北合作区块天然气地面集输工艺
摘要：长庆油田长北合作区是中国石油与英国壳牌公司在中国陆上规模最大的合作开发项目，其地面集输工艺的设计充分吸收了国内外的成熟做法，并依照壳牌公司的《设计和工程实施规范》（DEP）标准，形成了独特的开发模式。为此，详细介绍了长北合作区地面集输系统的构成和工艺流程，并与国内部分典型气田的集输工艺进行了对比，从布站模式、天然气处理工艺、变压运行工艺、气液混输工艺、井口湿气计量工艺、内防腐工艺、分段清管工艺、清管球集中回收工艺和天然气水合物抑制工艺等方面对长北合作区地面集输工艺进行了分析说明，结合生产运行情况，总结出了长北合作区地面集输工艺的特点一“井丛集气、开工加热、中压集输、气液混输、井口计量、移动分离、定期测试、仪表保护、智能清管、一级布站、枝状管网、低温分离、集中增压”。有序发展中国的天然气分布式能源
摘要：国家发展和改革委员会、财政部、住房和城乡建设部和国家能源局2011年10月13日联合《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，提出要有序发展天然气分布式能源，以提高能源利用效率，促进结构调整和节能减排。根据《指导意见》，天然气分布式能源是指利用天然气为燃料，通过冷热电三联供等方式实现能源的梯级利用，综合能源利用效率超过70％，并在负荷中心就近实现能源供应的现代能源供应方式，是天然气高效利用的重要方式。与传统集中式供能方式相比，天然气分布式能源具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷和经济效益好等优点。大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式
摘要：随着鄂尔多斯盆地大牛地气田的不断开发，气井压力逐渐下降，目前约有30％的气井压力已接近管网压力（不低于4．5MPa）。为了维持气田的稳定生产，同时保证气田天然气的正常外输，迫切需要采取增压集输工艺。为此，针对大牛地气田的气藏特点，提出了4种增压集输模式：①单井增压模式；②集气站分散增压模式；③区域集中增压模式（多个集气站集中增压）；④首站集中增压模式。并分别从生产工艺、投资及运行费用、经济效益及生产管理等方面对上述4种增压集输模式进行了对比分析。结果表明：依次采用区域集中增压和首站集中增压的分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输工艺设备，既能最大限度地开发气田资源，又能满足管网外输压力的要求，是大牛地气田增压开采最优的增压集输模式。土库曼斯坦阿姆河第二天然气处理厂集气工艺优化
摘要：土库曼斯坦阿姆河第一天然气处理厂集气装置在实际运行过程中存在气液分离器分离乳化油效果不明显、段塞流捕集器容量偏小、上游来液含较多乳化油严重影响下游凝析油稳定装置的平稳运行等问题，为避免类似问题的发生，有必要对即将投产的阿姆河第二天然气处理厂集气装置的工艺进行优化。从优化段塞流捕集器形式、增加分离缓冲设备和优化布局等因素综合考虑，采取了以下5项优化措施：①分别设置高低含硫天然气集气系统以满足下游酸气处理工艺要求；②采用新型高效段塞流捕集器提高气液分离效率；⑧增设缓冲沉降罐减小乳化油对下游装置的影响；④优化了设备平面布置增加操作舒适性；⑤完善安全放空系统，保证系统本质安全。优化后的集气装置能实现原料气气液高效分离、计量，对高低含硫系统硫化氢含量进行监测并对气量实现实时调配，确保了系统平稳高效可靠运行。塔里木盆地大涝坝凝析气处理装置的参数优化
摘要：塔里木盆地大涝坝凝析气处理装置的天然气设计处理量为25×10^4m3／d，而目前该装置的天然气实际处理量增至40×10^4m3／d，原料气的组成也有所变化，天然气变富，进气压力降低且生产装置的运行参数也与设计参数有一定偏差，导致装置的C3及C3＋回收率仅为70％和81％。为此，借助模拟软件HYSYS分析了天然气经膨胀机组膨胀后的压力、低温分离器温度、脱乙烷塔理论塔板数、脱乙烷塔底重沸器温度、脱乙烷塔的进料位置和脱乙烷塔的进料温度对C3及C3＋回收率的影响，并论述了在现有装置条件下对上述参数进行优化的可行性。优化结果表明：在优化条件下C3及C3＋回收率分别得到大幅提高，C3的回收率由原来的70％提高到现在的85％，增加了15％；C3＋的回收率也由原来的81％提高到现在的91％，增加了10％。输油气站场HAZOP分析方法及其应用
摘要：HAZOP（危险及可操作性分析）是对装置的设计和操作进行危害识别的有效手段，但目前该方法在输油气站场的工艺危害分析方面的应用尚需进一步深入和规范。为此，在对HAZOP的原理和工作流程进行简要介绍的基础上，结合某输气站的具体实例，对HAZOP方法及其在输气站场危害识别及评价中的应用进行了分析和探讨，提出了增加安全设施、调整工艺流程等相关改进措施及建议。这些建议及要求能够促使操作人员对于单元中的工艺过程及设备有更加深入的了解，以增强职工安全防范意识，且HAZOP的分析结果为设备设施的日常生产与维护以及装置的安全管理也提供了参考。提升油气田服务保障水平的思考——以中国石油西南油气田为例
摘要：中国石油的矿区服务业务因油而生、因油而兴，在中国石油的发展历程中始终承担着重要职责。中国石油西南油气田公司确定了建设300亿战略大气区和一流天然气工业基地的奋斗目标，迫切需要矿区服务保障体系的支撑。为此明确了目标和服务理念，开展“三优一满意活动”，推进标准化、“窗口化服务”新模式。本着油气主战场在哪里，矿区服务就服务到哪里的思想，承担龙岗净化厂供电供水项目和广安轻烃厂供配电业务，保障了生产、服务了生活。依托300亿战略大气区和一流天然气工业基地建设，提出矿区服务业务产业化发展思路：①坚持做精做优的原则，拓展生产物业、办公物业、生产后勤保障服务；②坚持业主至上的原则，大力发展社区服务业；③坚持以效益为中心的原则，实现主营业务和矿区服务业务双赢发展。
