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天然气工业 2012年第09期杂志 文档列表

天然气工业杂志地质勘深

中国南方海相页岩孔隙结构特征1-4

摘要：我国南方古生界页岩成熟度高，页岩储层孔隙、裂隙类型多样，微米一纳米级孔隙发育。正确认识页岩孔隙特征是研究上述地区页岩气赋存状态，储层性质与流体间相互作用，页岩吸附性、渗透性、孔隙性和气体运移等的基础。为此，采用观察描述和物理测试两类方法对南方海相页岩孔隙特征进行了研究：前者通过手标本、光学显微镜、扫描电镜、核磁共振光谱学法、小角度x射线散射法等手段直观描述页岩孔隙的几何形态、连通性和充填情况，统计孔隙优势方向和密度，拍摄照片等，以确定页岩成因类型；后者通过He孔隙率测定、压汞实验、低温液氮吸附、低温CO2吸附等方法定量测试页岩孔容、孔径大小及其分布、孔隙结构、比表面积等，以评价页岩含气性。结果表明：该区古生界页岩储层中纳米级孔隙以干酪根纳米孔、颗粒间纳米孔、矿物晶间纳米孔、溶蚀纳米孔为主，喉道呈席状、弯曲片状，孔隙直径介于10～1000nm，主体范围为30～100nm，纳米级孔隙是致密储层连通性储集空间的主体；按孔径大小，将页岩储集空间分为5种类型：裂隙（孔径大于10000nm）、大孔（孔径介于1000～10000nm）、中孔（孔径介于1。0～1000nm）、过渡孔（孔径介于10～100nm）、微孔（孔径小于10nm）。

中国南方海相页岩吸附特征及其影响因素5-9

摘要：我国南方古生界主要发育下寒武统、下志留统富含有机质的暗色海相泥页岩，是我国页岩气勘探的首要战略选区。我国南方古生界页岩成熟度高，大部分地区埋藏较深，经历了复杂的构造热演化作用，地层抬升对页岩含气性产生了直接影响，尤其对页岩吸附能力和含气饱和度有着重要的影响。为此，选取中国南方海相下志留统龙马溪组页岩样品进行了页岩吸附能力测试，利用实验结果开展了不同温度条件下页岩吸附能力的对比和构造抬升对吸附能力的影响分析。结果认为：温度、总有机碳含量是影响页岩吸附能力的关键因素；构造抬升作用强度对页岩含气性具有重要的影响，进而影响到页岩气的富集成藏。该成果可用于指导正在进行的中国页岩气地质选区工作。

页岩气藏流动机理与产能影响因素分析10-15

摘要：为研究气体在页岩储层中的流动机理并分析影响页岩气藏产能的控制因素，基于广泛的文献调研，描述了页岩气在页岩储层中流动主要经历的3个过程：解吸附、扩散和渗流，分析了其影响因素和适用条件。在此基础上，利用数值模拟方法分析了吸附气含量、Langmuir体积、Langmuir压力、扩散系数、基质渗透率、微裂缝渗透率和压裂诱导裂缝导流能力等因素对页岩气水平井产能的影响情况。结果表明：①天然气地质储量保持不变时，随吸附气含量增高，水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低，地层平均压力下降速度加快；②相同吸附气浓度条件下，随Langmuir体积和Langmuir压力的增加，水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低，初期产量递减速度加快；③气体扩散系数对产能影响较小；④基质渗透率介于1．0×10。～1．0X10mD时，基质渗透率是控制水平井产能的主要因素，随基质渗透率增加，日产气量和累积产气量迅速增加；⑤基质渗透率大干1．0X10-6mD时，基质渗透率和微裂缝渗透率均是控制水平井产能的主要因素，日产气量和累积产气量随基质渗透率和微裂缝渗透率的增加而增加；⑥随压裂诱导裂缝导流能力增加，水平井累积产气量逐渐增加，累积产气量增幅逐渐减小，压裂诱导裂缝存在着最优导流能力。

四川盆地陆相页岩气形成条件及勘探开发前景16-21

摘要：与北美页岩气主要形成于海相富有机质泥页岩层系相比，我国主要含油气盆地页岩气具有赋存于陆相及海陆过渡相富有机质泥页岩层系的特点，是未来非常规油气资源勘探开发新的重要领域。为此，综合应用野外地质剖面勘测、岩心及其测试分析资料，对四川盆地陆相页岩气形成条件、含气特征及可采性等进行了分析。结果表明：四川盆地上三叠统须家河组和下侏罗统自流井组的河、湖相泥页岩具分布广、厚度大、有机质丰度较高、保存条件好、脆性矿物含量高的特点，有利于页岩气的成藏和压裂改造。通过老井复查和常规兼探，已在川东建南、涪陵地区和川东北元坝地区自流井组，川西新场地区须家河组泥页岩中获得良好的天然气显示和工业气流。结论认为：四川盆地陆相页岩气与北美海相页岩气形成条件相当，优于圣胡安盆地海陆过渡相Lewis页岩，具有良好的勘探开发前景。初步优选川中阆中一平昌、三台一广安，川东南涪陵一长寿为自流井组页岩气勘探的有利地区，川西孝泉一新场、川中三台一广安为须家河组（须五段）页岩气勘探的有利地区。

滇东北黑色岩系储层特征及含气性控制因素22-27

摘要：云南省东北部地区是中国南方海相页岩气勘探的有利目标区之一，该区下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组中黑色岩系广泛发育。在深入了解区域地质背景的基础上，利用页岩气钻井资料对该区黑色岩系储层特征进行了研究，并探讨了页岩气含量的控制因素。结果表明：①该区黑色岩系可细分为黑色页岩、硅质页岩、钙质页岩、粉砂质页岩、碳质页岩、泥铁质粉砂岩、泥质粉砂岩及泥晶灰岩等8种岩性；②黑色岩系总有机碳含量介于0．02％～9．37％，有机质类型以混合型干酪根为主；③岩心孔隙度介于0．22％～4．06％、渗透率介于0．0000029～O．7mD，孔隙以微孔为主（小于10nm）。该区已钻的9口井页岩含气量总体偏低（平均只有0．42m。／O且页岩气含量差异较大。结论认为：在宽缓向斜和断层发育少的构造区域，页岩矿物中斜长石、碳酸盐和黏土矿物（伊利石、绿泥石和伊蒙混层）等的含量大小影响了页岩气含量的高低；伊利石含量介于25％～40％时页岩含气量相对较高，普遍大于0．5rn。／t，伊利石含量大于40％，页岩气含气量普通低于0．5m。／t；绿泥石含量介于15％～25％时，页岩含气量相对较高；斜长石含量大于10％时，页岩气含气量普遍低于0．5Yn。／t；碳酸盐类矿物含量越高，则页岩气含气量越低。

辽河坳陷东部凸起上古生界页岩气资源潜力评价28-32

摘要：辽河坳陷的页岩气勘探尚处于起步阶段，上古生界页岩气资源潜力研究将为该坳陷东部凸起页岩气勘探提供科学依据和理论支撑。为此，基于泥页岩地球化学数据和生烃数值模拟结果，从泥页岩发育特点、有机质类型、总有机碳含量、热演化成熟度、生气能力以及含气性等方面对该区上古生界石炭系太原组、二叠系山西组泥页岩及其有机地球化学特征进行了系统分析。结果表明：①太原组有机碳含量平均为3．31％，镜质体反射率基本大于1．5％，主要发育腐殖型干酪根，生气能力强，含气量高，是页岩气勘探的重点层系；②山西组有机碳含量平均为2．95％，处于高成熟一过成熟热演化阶段，以腐殖型干酪根为主，生气能力较强，含气量较高（稍逊于前者），同样也是页岩气勘探的重要层系。评价结论认为：辽河坳陷东部凸起上古生界具备页岩气发育的有利条件，页岩气资源潜力大，是页岩气勘探开发的有利区域。

中国天然气对外依存度达28％32-32

摘要：国家发展和改革委员会的数据显示，2012年前7个月，国内生产天然气623×103m3，同比增长5．9％；进口天然气233×10m3，增长38．6％；表观消费量828×108m3，增长12．8％。在进口快速增长的情况下，前7个月天然气对外依存度达到28％。

页岩气储层测井解释评价技术33-36

摘要：较之于常规储层，页岩气储层的测井解释评价工作显得更为复杂。通过近两年的跟踪研究，结合岩心分析和试油资料，从页岩地层的地质、测井特征和评价难点入手，通过对页岩气储层评价关键参数（如总有机碳含量、吸附气与游离气含量、页岩岩石脆性指数等）的计算分析，基本上掌握了页岩气储层关键评价参数的计算方法，从而建立起了页岩气储层定性评价标准，并编制出了页岩气储层解释处理软件。同时，在页岩气储层定性评价方面也给出了划分标准，即：①异常高的自然伽马段对应高有机质含量段，吸附气含量高；②无铀伽马低值，黏土含量低，脆性物质含量高；③裂缝和孔隙发育段的游离气含量高；④高声波、低密度、高电阻率段的有机质含量高，含气饱和度也高；⑤电阻率低于10n·m的地层，其黏土含量高，含气饱和度低，不具备开发潜能。

川西地区九龙山构造碎屑岩储层气水预测实践37-39

摘要：四川盆地西部九龙山构造下侏罗统珍珠冲组砾岩段、上三叠统须家河组须二上亚段和须二下亚段（顶部）储层均存在气水分布规律不清的问题，这也是当前该构造油气开发中的一大难题。为此，以地质、测井资料为基础，建立了泊松比气水预测模式，对该构造的三维地震资料应用泊松比反演方法进行了气水分布预测，得到了三段储层的含气、含水分布预测结果。综合分析的结果认为：上述三段储层总体上均具有高部位含气为主、低部位以含水为主的边水特征；高部位含水与裂缝有明显关系。该认识与实际测试结果较为吻合，也对实际生产情况做出了合理的解释。

川西地区九龙山构造砾岩储层敏感性实验分析40-43

摘要：四川盆地西北部九龙山构造下侏罗统珍珠冲组气藏的储层岩石矿物特征和孔隙结构十分特殊和复杂，颗粒大、裂缝发育且非均质性强，具有低孔隙度、低渗透率致密储层的特征，目前对开发过程中的储层伤害机理及主要伤害因素尚未掌握。为此，进行了系统的岩心实验分析，结果表明：该区储层总体表现为强速敏性和强一极强水敏性，速敏渗透率损害率为67．2％～94．1％，水敏渗透率损害率为71．3％～95．5％，渗透率越低，速敏性越强；碱敏性中等偏强一强，碱敏渗透率损害率为48．6％～90．9％，酸敏性弱，注酸前后渗透率变化不大；应力敏感性强，裂缝受压后产生闭合难于恢复，渗透率损失率大。总之，该气藏储层敏感性强，极易被伤害，主要伤害类型为水敏、速敏和应力敏感，建议气田生产中避免“强采强注”，施工中采用合理矿化度的工作液，加入适当的黏土稳定剂，并控制酸碱度。

天然气工业杂志开发工程

中国首条大管径煤制天然气管道建成43-43

摘要：2012年8月30日，由中国石油工程设计有限公司新疆油建公司承建的中国首条大管径煤制天然气管道工程在新疆维吾尔自治区伊宁市首站举行完工庆典。

页岩气藏三孔双渗模型的渗流机理44-47

摘要：为了掌握页岩气储层气体复杂流动的规律，从而高效开发页岩气藏，对页岩气渗流机理进行了研究。借鉴适用于非常规煤层气藏双重孔隙介质模型和考虑溶洞情况的三重孔隙介质模型，基于页岩气储层特征和成藏机理，提出了页岩气藏三孔双渗介质模型；研究了页岩气解析扩散渗流规律，提出考虑储层流体重力和毛细管力影响的渗流微分方程；并利用数值模拟软件对页岩气产能进行了预测。结果表明：基质渗透率和裂缝导流能力是页岩气开采的主控因素，只有对储层进行大规模压裂改造，形成连通性较强的裂缝网络后才能获得理想的页岩气产量和采收率。

我国首个煤制气项目通过大负荷试验47-47

摘要：2012年9月3日，大唐能源化工有限责任公司在内蒙古自治区克旗煤制气项目现场召开大负荷试验技术总结会，宣布由中国大唐建设的我国首个煤制天然气示范项目一期工程一系列大负荷试验取得成功。试验从8月26日至8月31日，天然气产量连续稳定，达到7．58×104m3／h，甲烷含量高达97．77％，最大生产负荷达到94％，达到设计要求。这标志着我国首个煤制天然气示范项目顺利通过大负荷运行。

页岩膨胀性及分散性特征实验分析48-51

摘要：页岩通常含有一定比例的黏土矿物，大液量、大排量压裂施工可能导致黏土矿物膨胀、水化分散，而目前开展的研究工作还没有建立起相关的评价体系。为此，在借鉴前人研究成果的基础上，采用自吸实验法、吸水膨胀实验法、X射线衍射（XRD）矿物成分分析等方法对其膨胀、分散特征进行了大量的实验研究。结论认为：①对于烃源页岩而言，自吸实验、吸水膨胀实验等可作为页岩气藏膨胀和分散特征评价的有效方法；②具备生、储烃能力的页岩虽然具有较高的黏土含量，但膨胀和分散特征明显不同于常规的泥页岩及黏土含量较高的砂岩；③岩心CST（毛细管吸入时间）实验结果及膨胀实验结果表明，对于页岩气藏而言，如何有效抑制初期的自吸及膨胀应该引起高度的重视；④对四川盆地的页岩气藏而言，完井及压裂过程中由于化学原因导致的页岩膨胀、分散特征等不属于井壁稳定性及压裂方案设计考虑的主要因素。

2012年上半年中国天然气进口量大幅上扬51-51

摘要：2012年上半年，中国进口天然气总量达1278×104t，较去年同期大幅上涨31％。不仅保证了下游用户的用气需求，同时也减缓了我国气田的生产压力。

页岩气藏压裂支撑裂缝的有效性评价52-55

摘要：为了了解、掌握页岩气藏清水压裂缝网能够提供的导流能力大小及裂缝的有效性，利用四川盆地某构造的页岩进行了室内裂缝导流能力测试。实验结果表明：支撑剂浓度不足单层的情况时，闭合压力低于30MPa，导流能力可与一定量的高浓度（多层）情况相当，但支撑剂嵌入和破碎显著增加，其导流能力不稳定，随时间增加可持续降低，闭合压力40MPa时，20／40目陶粒嵌入程度可达71．8％，闭合压力进一步增大，裂缝将闭合失效；较低硬度的页岩支撑剂嵌入严重，导致低支撑剂浓度裂缝残余支撑缝宽不足，仅增加支撑剂粒径不足以克服嵌入影响，裂缝内需要有足够的支撑剂浓度，形成的缝网不能过于复杂；页岩黏土含量高，支撑剂充填层泥化严重，对支撑裂缝有效性的伤害不容忽视，可变形的树脂覆膜砂在一定程度上解决了支撑剂嵌入和充填层泥化问题。

压后水平气井生产动态预测模型56-60

摘要：通常压裂后气井产能的计算模型都是针对稳态渗流过程的，倾向于计算无阻流量和稳态产量，而对于整个动态生产过程的模拟则较少被提及。为此，根据复位势理论和势的叠加原理，再结合压裂后水平气井的裂缝形态和气体的流动过程，用严格的渗流力学方法推导出了具有较广泛适应性的压裂水平气井生产动态预测公式。该预测公式既能用于存在缝间干扰的情况，又能够在压裂水平气井裂缝两翼非对称、间距不相等、方位角任意的情况下使用。应用该公式对吉林油田某水平气井进行了实例计算，计算值和实际值的误差为2．6％，并且通过预测公式能够很好地模拟分析裂缝方位、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝间距等裂缝参数对压裂水平气井的产量影响，能够满足现场预测产量的需求。

天然气工业杂志钻井工程

大船背大船远洋闯市场60-60

摘要：2012年9月7日，装载着SapuraAcergy公司起重铺管船的“海洋石油278”正行驶在印度洋上，目的地墨西哥湾。这是该船自今年3月15日正式交船后执行的第二单国际航运任务。