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摘要:“十一五”以来,国家相继出台了一系列煤层气(煤矿瓦斯)产业发展扶持政策,涉及价格、税收、财政补贴、资源管理、对外合作等方面,有力推动了中国煤层气产业的顺利起步;但受制于资源品位低、投资强度大、市场欠发育等因素,煤层气产业目前的发展速度仍落后于国家规划的目标。为了破解制约煤层气产业发展的难题,加快煤层气产业发展,对现行主要政策进行了解读,并对执行情况和效果进行了分析。结果认为:推行上述政策后,促进了煤层气地面开发的快速起步、基本解决了矿权重叠和侵权问题、煤层气合作开发逐步展开。进而结合我国煤层气地面抽采典型项目的效益评价实践,从贯彻落实国家煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划的角度,在现行扶持政策的基础上,提出了新时期加快煤层气产业发展的政策建议:价格补贴翻番、勘探开发资金支持、增值税“即征即返”、简化项目审批程序、降低项目基准收益率标准等。
摘要:在莺歌海盆地,随着勘探走向中深层和高温高压领域,利用地震资料进行常规的亮点、AVO、叠前反演等对储层预测、含气性检测出现了精度大幅降低或失灵的情况。为了研究高温高压地层的地震响应特征,有效地解决盆地内高温高压储层的预测和含气性检测问题,通过多砂体精细属性分析,总结了影响本区地震响应的6大主要因素,分别是浅层气及泥底辟、泥岩盖层、砂体耦合、储层厚度、储层物性和储层的含气饱和度。研究中采用了岩石物理分析、地震正演、精细建模的叠前叠后反演等技术,并在此基础上开展了对各种地震信息的分析,然后将各种影响因素一一剥离,以达到去伪存真的目的,最后得到不同条件下地震属性异常所代表的储层厚度、物性及含气性等数据,实现了地震信息与气藏信息的有效对应,达到了预测储层及其含气性的目的。实钻结果表明,利用地震信息剥离技术开展的中深层高温、高压储层预测和含气性检测的精度较高,取得了良好的勘探效果。
摘要:为查明河西走廊北部潮水盆地煤层气富集规律及成藏主控因素,从煤层分布特征、煤岩煤质特征、煤岩演化程度、煤层等温吸附特征等方面,分析了该区煤层气的储层特征。结果表明:潮水盆地煤岩演化程度低,处于低煤阶褐煤-气煤演化阶段;煤层兰氏压力高(5.95~6.90MPa),利于煤层气的解吸。通过进一步的现场解吸实验,测试了该区A1、A3井煤层的含气量(分别为0.25、0.56m。/t),并从生气条件、保存条件两个方面分析得出导致其煤层含气量低的主要原因为:①盆地发育拉张性正断层,成为煤层气逸散的通道;②盆地西部缺少区域性盖层,直接盖层为砂岩,导致煤层气散失;③缺少生物气的补充。最后,综合评价了各构造单元的勘探潜力,认为红柳园坳陷生物气特征明显且顶板盖层封盖性好,可作为该区下一步煤层气勘探的靶区。
摘要:鲁西地区上古生界煤系烃源岩发育,为落实其煤成气的勘探潜力,通过野外剖面细测和钻井资料分析等手段,确定了该区烃源岩的类型和分布特征为:上古生界烃源岩主要由煤层、碳质泥岩、暗色泥岩组成,绝大部分地区烃源岩的有机质类型为腐殖型;煤层主要分布于石炭系太原组和二叠系山西组,具有层数多、单层厚度薄的特点。根据有机质丰度、干酪根组分等指标,结合构造演化史将各凹陷烃源岩的生烃演化过程划分为3种类型,在此基础上,评价了各凹陷烃源岩的生烃能力。结论认为:①济宁、巨野凹陷烃源岩为印支期一次生烃型,汶上凹陷烃源岩为印支一喜马拉雅山期二次生烃型,这两种类型烃源岩的热演化程度不高,对该区煤成气成藏贡献较小;②黄口、成武、鱼台凹陷烃源岩为印支燕山期、喜马拉雅山期二次生烃型,烃源岩在古近纪大面积成熟,生烃潜力最大(鲁西地区喜马拉雅山期生成煤成气资源量为970.81×10^8m3,其中黄口、成武、鱼台3个凹陷占据总资源量的93.6%),为最有利的勘探目标区。
摘要:有数据显示,2012年全球投入风力发电场、太阳能电厂以及其他形式绿色能源的资金下跌11%,但2012年中国的投资额达到创纪录的677亿美元,相比2011年增长20%,从而超越美国,在可再生能源领域再度成为全球最大投资国。
摘要:河东煤田北部是鄂尔多斯盆地煤层气和致密砂岩气勘探开发的重点地区,为理清含煤地层中砂岩体的发育情况和天然气成藏潜力,基于区域地层对比、层序地层划分、沉积相等分析,结合前人的研究成果,对石炭一二叠系太原组的晋祠砂岩、桥头砂岩和北岔沟砂岩3套典型砂岩体的空间展布特征进行了精细刻画,探讨了砂岩体沉积演化过程,建立了砂岩体沉积模式。最终获得以下认识:①3套砂岩体垂向厚度大,具正粒序旋回,古流向由北向南,波及范围渐次增大;晋祠砂岩、桥头砂岩由太原期海退时低弯度曲流河沉积形成,属陆表海背景下快速侵入的河流相沉积,北岔沟砂岩为山西期陆相河流沉积,形成的砂岩体分布区域更大。②该区地势在晋祠砂岩和桥头砂岩沉积时期由北高南低,过渡为南高北低,又过渡为北高南低,构造隆升和沉降幅度反复变化;海侵期间形成的泥炭沼泽在全区发育,形成覆盖全区的煤层,具一定的填平补齐作用。③3套砂岩体与煤层相互叠置,地层中泥岩和石灰岩广泛发育,为致密砂岩气成藏提供了良好的生储盖条件,使得该区具备良好的天然气勘探潜力。
摘要:页岩气是非常规天然气的重要组成部分。据国家能源局2011年数据,中国页岩气可采资源量约为26万亿立方米,与美国大致相当,开发潜力巨大。
摘要:煤层气储层评价的方法较多,但将突变理论应用于该类储层的评价则少见。为此,在分析突变理论原理的基础上,综合考虑A(资源特征)、B(开采性能)、c(煤层特征)、D(构造特征)等因素,根据层次分析法原理,建立由目标层、准则层和指标层组成的煤层气储层评价多层次结构,确定了煤层气储层评价突变模型。其中指标层A1(含气量)、A2(资源丰度)、A3(含气饱和度)构成燕尾突变模型;B1(储层渗透率)、B2(储层压力)、B3(顶板孔隙度)、B4(底板孔隙度)构成蝴蝶突变模型;C1(煤层厚度)、C2(煤级)、C3(灰分)构成燕尾突变模型;D1(构造特征)、D2(水文特征)构成尖点突变模型;准则层A、B、c、D构成蝴蝶突变模型。运用突变理论对新疆准噶尔盆地南部煤田砂沟井田煤层气储层进行了评价,得出砂沟井田煤层气储层中下侏罗统八道湾组(J。6)第5号煤层最有利,然后依次为第6、8、9、19号煤层。突变理论模型与模糊综合评判结果一致,该方法减少了以往评价模型中人为主观因素,评价方法更简单,评价结果更可靠,为煤层气储层评价提供了一条新途径。
摘要:随着靖边气田的持续开发,泡沫排水采气工艺巳成为保障气田产水气井连续稳定生产的有效措施,消泡问题则是关键难题。为此,在分析气田泡排现状、现有消泡工艺优缺点的基础上,研制出了一种固体消泡剂,并在多口气井开展了现场试验。结果表明:装置运行稳定,能够满足产水量小于5m。/d气井的消泡需要,加装药剂周期可为10~14d,每次加注2根;破泡时间小于30s,抑泡高度小于300mL;固体消泡装置安装在采气树管组至集气站间采气管线上的地面装置内,消泡距离长,相比液体消泡工艺更为简便、快捷;固体消泡工艺的消泡成本只占液体消泡成本的一半,是一种低成本高效率的消泡工艺。这也扩大了泡沫助排工艺技术的应用范围,为气田中后期产水气井合理开发提供了技术支撑。
摘要:随着鄂尔多斯盆地靖边气田的不断开发,低压弱喷产水气井逐渐增多,部分产水气井需要采取助排措施。针对气田产水现状及其站场多井高压集气、多井集中注醇的工艺特点,借鉴天然气连续循环气举技术成功应用的经验,开展了同站高压井气举排水采气工艺技术试验:从同一集气站高低压气井并存、高低压井井口相距较远的现状出发,对站内流程进行改造,并加设一段高压管线,将高压井的高压气引入低压弱喷产水气井的油套环空,且连续注入,实现连续气举排水采气。多口气井的现场试验表明:工艺流程改造简单、现场实际操作应用方便,相比井口压缩机气举更加经济,当气举气量大于0.5×10^4m^3/d时,就能够基本满足同站高压井气举排水采气工艺要求,气举气量大于1×10^4m^3/d时,气举效果良好,有效地提高了低压弱喷气井的利用率和开井时率,维持了弱喷气井的平稳生产。
摘要:鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界气藏具有非均质性强的特点,随着开发程度的提高,气藏地层压力逐渐降低,不同区块的生产动态特征表现出明显的差异性。为了给气田的滚动开发和产能弥补提供参考依据,在气田的不同开发阶段选择了有代表性的2个高渗透区块和1个低渗透区块开展了气井定压生产试验。通过Arps产量递减分析方法,对于井口压力为13MPa、6MPa和3MPa的生产条件下的试验数据进行了分析,揭示了该气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律:高渗透区块在高压和低压条件下的产量递减均符合指数递减类型,且随着井口压力的降低,产量递减率趋缓;低渗透区块的产量递减符合双曲递减类型;同时高、低渗透区块的产量递减率又表现出一定的共性,在采气速度一定的条件下,产量递减率与井口压力呈正比,与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。
摘要:世界首家焦炉煤气制液化天然气项目——新矿内蒙古能源公司内蒙古恒坤化工公司LNG项目试产成功,标志着世界焦炉煤气制天然气技术的新突破。
摘要:目前国内外对低渗透储层岩石渗透率应力敏感性的评价方法主要是以岩心实验为主,而实验条件与实际地层条件有较大的差别。为此,运用岩石力学理论对储层上覆岩层进行力学分析,建立了储层开发过程中上覆岩石压力的计算方法,提出了储层上覆岩石压力修正系数。研究结果表明:目前关于储层上覆岩石压力的计算方法是按照流体力学的传压方式,适用于研究对象是流体或者研究区域无穷大,而实际储层之上的地层均为具有抗弯、抗剪能力的岩石,具有相互的约束力,并且气井在生产过程中压降漏斗是有限的,即上覆岩石压力是作用在限压力降区域,故而上覆岩石压力的计算公式存在较大误差,从而导致应力敏感评价误差较大;所提出的修正系数表示储层上覆岩层本身所具有的抗弯及抗剪强度,并对储层多孔介质的有效应力进行了修正;现行的实验过程中,岩石围压始终保持在一个恒定值并压在岩心上,这与实际地层情况不符,实验结果在一定程度上夸大了应力敏感的影响。
摘要:四川盆地什邡气田浅层砂岩储层加砂压裂施工压力异常、压后增产效果较差,剖析其原因主要是:水锁伤害严重,多裂缝等近井效应明显,主缝延伸困难,压裂液效率低,有效缝长较短。针对上述问题,提出以下对策:优化压裂液配方,提高润湿接触角,降低毛细管力,同时采取针对性的工艺措施:小排量起裂,较早的支撑剂段塞技术,中-低排量控制缝高延伸,配合纤维网络携砂改善支撑剂沉降剖面和液氮助排等高效返排工艺。试验井的应用结果表明:前置液阶段初期支撑剂段塞入地后监测压力变得平稳,15h返排率64.4%,最终返排率72.5%,压后井口油套压6.7MPa下测试产气量为8.4×10^4m^3/d,增产效果显著。该技术措施在多口井推广应用,增产效果较工艺改进前有较大幅度的提高,可为类似气藏的开发提供技术支持。
摘要:深入研究声波在钻柱信道中传播性能,对于声传输系统的研发具有重要意义。首先借助瞬态分析方法对管柱的频域特性以及声波在管柱中的传播特性进行了分析,然后利用复杂钻柱结构的声传播特性分析模型,采用传递矩阵法分析了不同钻柱结构的声传性能,最后依据钻柱动力学和波动理论对耦合钻井液因素的影响进行了研究。结果表明,钻柱的几何结构对于其频域特性有着显著影响,结构差异对于信道的频带结构和通频带分布有着较为显著的影响,钻柱中各部分的尺寸差异会使通频带变宽,声波透射幅值下降。依据钻柱中结构各部分声阻抗大小,采用合理的排序方式,可以增强通频带的稳定性。通过对通频带变化规律和钻井噪声频率范围的分析,确定出了钻柱作为声传信道的声波通信载波基本选频范围为4001000H:的通带。
摘要:2013年1月18日,中国石油长城钻探工程公司(以下简称长城钻探)作为主要完成单位获得两项国家科技进步奖。其中,一等奖“水平井钻完井多段压裂增产关键技术及规模化工业应用”是中国石油“九五”以来在石油工程技术领域获得的最高奖项。
摘要:国内已投入运行的储气库暴露出了环空带压问题,严重地影响了储气库安全平稳运行。为此,详细介绍了国外储气库建设在注采井寿命、钻井方式及井型、井身结构、钻进工艺、固井、完井、老井封堵和注采等方面采用的最新理念和技术。针对国内在建和拟建地下储气库的基本情况,着重分析了环空带压、井身结构、钻井施工、固井、老井处理、关键工具和装备以及规范和标准等方面存在的主要问题。结果认为:①国内储气库建设各方逐渐接受了储气层采用大尺寸井眼且储层专打的井身结构理念;②钻井应以提高固井质量为核心,把套管丝扣气密封检测、弹性水泥浆、IBC测井等先进技术应用于技术套管和生产套管固井;③要高度重视地下储气库注采井和老井的井筒完整性管理。最后指出应建立适合国内地质特点的储气库钻完井工程设计和施工技术规范;需专项研究低压储气库钻井防漏堵漏和储层保护等技术并研制油套管氦气气密封检测等装备与工具。
摘要:在我国剩余石油储量、探明天然气地质储量中,低渗透油气资源已成为主要勘探开发对象,高效钻完井成为最大限度获得经济效益的关键。为此,国内经过技术攻关试验,在钻完井关键技术方面取得了重要进展,形成了以下技术方法:①低渗透油气藏复杂结构井适应性评价方法、复杂结构井优化设计及产能评价技术和井身结构与井眼轨迹优化设计技术;②以五级分支井、径向钻孔、鱼骨状分支井等技术为核心的提高泄流面积钻井技术已进入现场应用阶段;③研制的以新型防水锁无黏土钻井液、防漏堵漏钻井液、新型生物完井液等为核心的钻完井液取得明显储层效果。但以提高完善程度为目的的水平井分段完井技术受制于完井装置、产品、工具缺乏,整体水平与国外相比尚有一定差距,目前仅形成了“免钻塞筛管顶部注水泥技术、水平井酸洗胀封一体化技术”水平井筛管分段完井核心技术。