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天然气工业 2013年第05期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩天然气成藏主控因素及勘探进展1-12

摘要：1989年，在鄂尔多斯盆地钻探的陕参1、榆3井获高产工业气流，发现了当时我国最大的海相碳酸盐岩气田——靖边气田，证实了该盆地下古生界海相碳酸盐岩沉积层系具有巨大的天然气勘探潜力。为了推进“西部大庆”的早日建成并为该气田下一步勘探工作提供技术支持，对该盆地海相碳酸盐岩天然气成藏主控因素及勘探技术思路进行了总结。通过对鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系沉积特征、烃源岩条件、储层类型及天然气成藏组合的综合分析，认为该区奥陶系海相碳酸盐岩发育盆地中东部奥陶系风化壳、古隆起东侧白云岩、盆地西部岩溶缝洞体等3大勘探领域；近年开展的地质研究和勘探技术攻关，明确了上述3大勘探领域的成藏主控因素，形成了岩溶古地貌精细刻画与风化壳储层预测、白云岩储层地震预测及含气性检测、岩溶缝洞体识别及储层预测等先进的勘探配套技术，天然气勘探取得了新的进展：①靖边气田含气面积不断扩大，天然气储量规模增长近2倍，是中国石油长庆油田公司天然气增储上产的现实目标；②古隆起东侧白云岩发现多个含气富集区，天然气储量规模接近1000×10^8m^3，是现实接替领域；③在鄂尔多斯盆地西部岩溶缝洞体发现新苗头，是下一步天然气勘探的新领域。

天然气工业杂志要闻信息

《天然气工业》编辑部到中海石油（中国）有限公司湛江分公司组稿调研12-12

摘要：为了宣传中海油“海上大庆”的建设成就、及时展示我国海上天然气业务的快速发展成果、促进科技交流、组织优质稿件，2013年5月7—10日《天然气工业》编辑部一行5人到中海石油（中国）有限公司湛江分公司基地以及东方气田终端交流、调研、学习。

天然气工业杂志本期视点

中国天然气跨越式发展与大气田开发关键问题探讨13-18

摘要：进入21世纪以来，中国的天然气业务呈现出跨越式发展的态势，主要表现为储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛、国际地位越来越重要。未来20年中国的天然气发展前景广阔，预计2030年国内天然气产量潜力为3000×10^8～5000×10^8m^3，消费量潜力约6000×10^8m^3，天然气占我国一次能源消费比例将达到15％左右。大气田是勘探开发的主体，也是大幅提高国内生产能力、降低对外依存度和保障供气安全的关键。为此，从科学开发、效益开发和稳定供气3个方面综合考虑，针对中国大气田的稳产期、稳产方式和动态监测等关键问题进行了探讨。结论认为：①大气田必须有较长的稳产期，一般在10年以上；②对中高渗透整装大气田宜采用单井控压定产的方式保持长期稳产，而对低渗透复杂气藏应采用单井定压、井间接替的方式实现气田长期稳产；③对于大气田要加强动态监测，特别是对于超深高压高产气藏要投放永久式井下压力计连续监测压力动态；④对于大面积低渗透、低产气藏，需发展低成本气井产量监测技术，以便掌握每一口气井的流态，制订相应的调整挖潜措施；⑤对于边底水气藏，要部署10％～15％的监测井，重点监测水体的活动规律，尽可能设法减少地层水对气藏开发效果的影响。

天然气工业杂志地质勘探

阿尔金南斜坡东段鼻状构造带构造演化特征及找气方向19-23

摘要：2011年，中国石油青海油田公司在东坪构造上钻探东坪1井，于古新统一始新统路乐河组砂砾岩中钻获工业气流，证实柴达木盆地阿尔金斜坡东段鼻状构造带存在油气资源。为寻找下一步的油气勘探重点区块，利用最新处理的地震资料及钻井数据，剖析了该区的地质结构，将鼻状构造带自造山带向盆地中央方向划分为4个部分（依次为山前高位断阶带，中部斜坡区，低位扭动隆起区和深部凹陷区），这4个部分彼此分开，却又相互关联。在此基础上，根据区域地质资料及构造应力场变化情况，将鼻状构造带自新生代以来的构造演化分为以下3期：①喜马拉雅早期（K—N1末），由于构造反转及右行压扭走滑运动，形成I期北西向断裂，控制了深凹陷与古隆起的展布；②喜马拉雅中期（N2^1-N2^3），阿尔金断裂转为左行压扭走滑运动，形成Ⅱ期北东向断裂，发育低位扭动隆起；③喜马拉雅晚期（N2^3末-Q），阿尔金断裂发生强烈逆冲推覆，形成Ⅲ期平行于山前的叠瓦逆冲断层，并产生高位断阶及中部斜坡。最后，通过对生储盖组合和成藏条件的分析，指出该区高位断阶带和低位扭动隆起区为下一步油气勘探的有利区带。

米仓山前缘隐伏构造带构造演化与长兴-飞仙关组油气成藏的关系24-29

摘要：四川盆地东北部米仓山前缘隐伏构造带油气勘探潜力巨大，但由于构造变形强烈，油气成藏过程复杂，该区的勘探程度一直较低。为此，从构造演化与油气成藏关系入手，分别探讨了峨眉地裂运动、米仓山形成演化与该区上二叠统长兴组-下三叠统飞仙关组油气成藏的关系。分析认为，峨眉地裂运动控制了开江-梁平陆棚的形成，陆棚的形成演化为长兴-飞仙关组油气成藏提供了物质基础和储集空间。运用低温年代学证据，确定米仓山大规模隆升发生在燕山晚期和喜马拉雅期，燕山晚期米仓山开始强烈隆升，基底断裂发生拆离，地层褶皱挠曲变形，且呈前展式向南递进形变；喜马拉雅期再次隆升向南挤压，应力进一步向南传递，低缓部位褶皱变形。进而研究了米仓山形成对其周缘油气成藏具有的明显的控制作用，并将其划分为3个阶段，即古油藏成藏阶段（印支晚期-燕山期早期）、古气藏成藏阶段（燕山中期）和油气藏改造调整阶段（燕山晚期-喜马拉雅期）。最后，指出现今规模气藏主要分布在该区滑脱褶皱带内台缘礁滩储层发育区。

一种计算页岩岩心解吸测试中损失气量的新方法30-34

摘要：目前，页岩岩心解吸测试过程中，损失气量的计算仍然借鉴煤层岩心解吸测试中所采用的解析法。通过对页岩岩心实测解吸数据的分析，发现部分页岩岩心取心时间长，岩心存在天然裂缝导致孔渗不均一性较强（解吸曲线存在多个直线阶段），对这些岩心进行解吸测试，其损失气量的计算不符合解析法计算损失气量的条件。鉴于页岩岩心罐装解吸测试过程与封闭外边界定压开采的气井生产过程具有一定的相似性，由此提出采用Arps递减法计算损失气量。采用3种Arps递减方式对页岩解吸曲线进行拟合，发现指数递减法对整个测试区间内的实测数据拟合效果最好；对比解析法和Arps指数递减法对损失气量的计算结果，发现解析法低估了20％～40％的损失气量。结论认为：Arps指数递减法是采用经验公式对岩心解吸实测数据进行拟合，能够反映多种综合因素对页岩岩心解吸速率的变化规律；其所采用的参数较少，并且不需要苛刻的前提条件，更适用于页岩岩心解吸测试中损

渝东南地区龙马溪组页岩含气量及其主控因素分析35-39

摘要：页岩含气量的确定对于页岩气资源量的评价以及前景优势区块的选择意义重大。为此，以地质理论为指导，选取可能影响含气量的因素进行相关性分析。渝东南地区下志留统龙马溪组页岩含气量的影响因素包括孔隙度、渗透率、含水饱和度、有机质丰度、镜质体反射率、黏土总量、石英含量、碳酸盐岩含量、黄铁矿含量等，首先进行相关性单因素拟合，再将与含气量相关系数较高的参数进行系统聚类（采用欧式距离进行快速迭代聚类），确定出该区页岩含气量的主控因素为有机质丰度、石英含量、黄铁矿含量和孔隙度。在此基础上，采用逐步回归方法得到含气量与主控因素之间的拟合方程，并将其与该区其他钻井岩心资料和野外剖面样品分析资料作拟合论证。结果表明，该方程拟合效果良好。最后，通过该方法确定了该区龙马溪组页岩气的资源量为1．77×10^12m3，表明渝东南地区是未来我国页岩气发展的远景区。

四川盆地东部石炭系黄龙组岩溶角砾碳酸盐岩特征40-45

摘要：四川盆地东部中石炭统黄龙组普遍发育的角砾碳酸盐岩主要为准同生与岩溶两种类型，为有效区分这两种角砾碳酸盐岩，加深对储层成岩演化的认识，重点研究了岩溶角砾碳酸盐岩的特征。根据该区89口井的岩心观察描述与测井分析结果及部分井的碳一氧稳定同位素分析结果，认为黄龙组岩溶角砾碳酸盐岩具有如下特点：①主要为岩溶角砾白云岩，发育崩坍型、运积型与缝溶型3种类型，并以运积型为主，且局限分布于黄龙组中上部；②角砾与基质的碳氧同位素特征差异较大，基质不纯，角砾间充填较多的泥质或舍泥质、铁质的碳酸盐岩胶结物；③具有高自然伽马值与低电阻率特征。综合分析后的结论认为：崩坍型岩溶角砾白云岩厚度较大，但仅局限分布，且储集性能极差；运积型岩溶角砾白云岩虽层薄，但部分在流水溶蚀作用下可以发育成较好的储集体；缝溶型岩溶角砾白云岩溶蚀孔缝发育，是有利的储集体，但分布较少。

漠河冻土区天然气水合物科学钻探MK-2孔地层岩性的测井识别46-50

摘要：岩性识别是天然气水合物储层测井评价的基础，准确的岩性识别结果可以为天然气水合物的勘探提供可靠的依据，在寻找天然气水合物和评估天然气水合物储量方面发挥着巨大的作用。针对漠河冻土区天然气水合物科-9钻探2孔（MK2孔）的钻探情况，利用已钻井段地层的岩心资料和常规测井资料，分别采用交会图法和支持向量机法对研究区的地层开展了岩性识别研究。结果表明：研究区内有砂岩、泥岩、石灰岩、糜棱岩和泥质板岩5种岩石，其不同岩性的测井响应差异能够定性识别岩性；自然电位与电阻率测井参数的交会，能够有效的、定量识别研究区地层的岩性；支持向量机法所建立的岩性识别模型，对研究区地层的岩性识别率可达96．67％。所建立的测井识别方法较好地解决了该区地层岩性识别问题，也为类似地区的天然气水合物地层测井评价提供了一种重要的手段。

四川盆地龙马溪组页岩气储层地震——测井层序分析51-55

摘要：四川盆地下志留统龙马溪组为一套黑色页岩沉积，是潜在的页岩气储层发育段。应用层序地层学原理，根据自然伽马和声波测井曲线，结合地震资料，开展了该区龙马溪组层序地层学研究，并预测有利页岩气储层发育段的分布。结果表明，龙马溪组可以划分为5个地震层序和22个测井层序。通过合成记录将测井层序划分结果与地震层序进行对比，并以地震层序框架为约束，开展井间测井层序对比分析，可在该区建立一个3层结构的层序模式，即2个低频超层序、5个中频地震层序和22个高频测井层序。综合分析每口井的伽马测井曲线特征，建立起了该区页岩气储层发育的层序地层模式：伽马曲线表现出升高和降低两种形态，分别解释为海侵体系域和高水位或海退体系域，优质含气页岩主要发育于最大海泛面附近的凝缩层内。根据层序地层学原理，该区有利的页岩气储层主要分布于龙马溪组底部，对应于超层序1或地震层序l的中下段以及测井层序2～5。该研究成果对四川盆地龙马溪组页岩气储层勘探及其他地区页岩气储层的预测具有借鉴作用。

天然气工业杂志开发工程

阻流带对子洲气田低渗透砂岩气藏开发的影响56-60

摘要：低渗透砂岩气藏的储层物性差、非均质性强，阻流带发育，从而造成气井的控制储量低，因而在分析气田整体开发指标时需要对阻流带进行评价。为此，以鄂尔多斯盆地子洲气田为例，综合地质分析、试井解释和数值模拟等方法对低渗透砂岩气藏中的阻流带进行了研究。通过地质资料分析揭示了阻流带主要存在的两种模式，即河道的底部滞留沉积和河道边部沉积引起的致密夹层。结合试井解释和气井的生产动态历史拟合，可得知该地区的阻流带间距大小不等，差别较大，间距一般在200～2000m。区块整体开发的数值模拟结果表明，子洲气田的单井控制面积约为1．3km^2。结论认为，阻流带的间距、形状对气田的储量动用程度和采收率影响不大，当阻流带隔离开的流动单元的面积为1．2km^2、井网为1200×1200m时，气田的储量动用程度可达60％，采收率在47％左右。阻流带的研究为评价气井的产能和气田的整体开发指标提供了必要的参数。

低压、小产气井自生气药剂泡沫排水技术及其应用61-64

摘要：针对四川盆地中部地区上三叠统须家河组气藏低压、小产气并积液后排液困难的问题，将井下化学产气技术与起泡剂排水技术复合应用，利用自生气药剂的产气作用使井底压力达到起泡剂排水所需启动压力，并使起泡剂与积液快速、充分混合，改善了气井排水能力，形成了适合低压、小产气井的自生气药剂泡沫排水技术。采用多种产气物质复配物作为自生气药剂，其产气量最高可达160mL／g，抗盐能力可达200g／L。高温、低pH值有利于自生气药剂产气反应的进行，现场可以通过调节pH值来控制自生气药剂的产气量；采用一种两性离子表面活性剂作为起泡剂，在70℃、10％凝析油条件下，起泡能力可达109mm，携液能力可达135mL。现场应用表明，2口低压、小产气井采用自生气药剂泡沫排水技术获得了成功，快速将积液排除，提高了日产气量和产水量，转入普通泡沫排水作业后能维持正常排水生产。该排水技术为积液气井的排水作业提供了一种新方法。

考虑支撑剂及其嵌入程度对支撑裂缝导流能力影响的数值模拟65-68

摘要：目前支撑剂粒径、铺置浓度、嵌入程度对裂缝导流能力的影响主要为实验研究，缺乏相应的理论计算模型研究，而理论计算模型会促使压裂方案设计更加合理、可靠，增加施工的成功率，达到预期的改造效果。为此，根据Carman-Kozeny公式，建立了一种考虑支撑剂在岩石表面嵌入的支撑裂缝导流能力数值计算模型，利用实验数据对理论模型进行拟合校正，并通过校正后的理论模型计算了20～40目、30～50目和40～70目支撑剂在不同铺置层数、不同嵌入程度条件下的裂缝导流能力，分析了铺置层数、嵌入程度对导流能力的影响。结果表明：支撑剂粒径越大、铺置层数越多，裂缝导流能力越大；在单层铺置情况下，嵌入程度对导流能力的影响较大，嵌入程度从O增加到33％，导流能力降低85％。所建立的模型为致密油、页岩气等不同类型储层的粒径优选、砂比优化提供了参考和依据，也为后续考虑支撑剂嵌入的相关软件研究提供了理论模型。

天然气工业杂志钻井工程

油气井注水泥顶替机理研究进展69-76

摘要：油气井固井时，保持注水泥顶替界面的稳态，不仅能减少水泥浆对钻井液的污染，而且还可显著改善注水泥顶替效果。目前的注水泥顶替机理研究成果，尚未建立描述在任意井斜角、偏心环空内的注水泥顶替界面变化数学模型，对注水泥顶替设计的实际指导意义不大。为此，在综述影响注水泥顶替效果的主要因素以及注水泥顶替理论研究现状的基础上，重点分析了“平板流模型”和“Hele—Shaw模型”两种理论在顶替机理研究中应用情况。平板流顶替模型将环空中的顶替看作一维轴向顶替，且无法获得顶替界面在环空的整体形态，只适用于直井内的注水泥顶替；HCe—Shaw顶替模型是考虑轴向和周向速度的二维顶替模型，能够追踪顶替界面在环空中发展情况，有利于确定流体之间界面稳定的定量条件。两者相比，Hele—Shaw顶替模型更接近注水泥顶替实际，且不受井斜角的限制。因此，积极开展基于Hele-Shaw模型的注水泥顶替理论研究具有重要的科学意义和应用价值。

天然气工业杂志要闻信息

国内陆上首口超长段水平井诞生76-76

摘要：水平井技术已成为苏里格气田高效发展的强力推手，是提高单井高效开发的重要措施。2013年4月22日，以100天13小时完钻的苏5—15—17AH井成为国内陆上第一口超长水平井。这口井由中国石油川庆钻探工程公司70165钻井队承钻。

天然气工业杂志钻井工程

基于水泥石实验数据的水泥环力学完整性分析77-81

摘要：气井环空带压是高温、高压、高酸性气井开发中面临的一个重要难题。为此，针对从固井到生产作业中影响N井水泥环力学完整性的问题，采用弹塑性力学理论，建立套管一水泥环一地层系统耦合力学模型，求解水泥环Tresca应力和径向位移。结合龙岗气田X井尾管固井水泥石三轴应力实验获得的弹性模量、泊松比、抗压强度、屈服应变等岩石力学参数，进行了尾管固井段水泥环力学完整性评价：①固井初期，同一井深处，井筒内压力越大，水泥环受到Tresca应力和水泥环径向位移越大；相同内压下，随着井深的增大，水泥环受到的Tresca应力变化很小，但水泥环径向位移增加较为明显。②生产阶段，由于井筒内压力逐渐降低，水泥环受拉应力作用，水泥环移动方向与固井初期移动方向相反，随着压力的降低，在同一井深处，水泥环受到的Tresca应力和水泥环径向位移都变大；随着井深的增加，Tresca应力和径向位移逐渐增大。评价结论认为该井测试及生产期间不会引起尾管段水泥环力学完整性失效。

一种环保型合成基钻井液在页岩气水平井中的应用82-85

摘要：页岩失稳坍塌是目前困扰中国页岩气水平井大规模钻探的关键因素之一。合成基钻井液因其强抑制性强，在国外被广泛用于页岩气水平井钻井。借鉴国外的相关经验，选用气制油Saraline185作为基础油，通过室内实验得到了合成基钻井液的基本配方，再采用醋酸钾替代氯化钙作为水相抑制剂，既增强了体系的抑制性又简化了配制工艺。之后对其基本性能开展了实验评价：加重至2．40g／cm^2的钻井液流变性能良好，破乳电压较高；在130℃条件下热滚老化实验，测量其性能并与热滚老化前的性能对比，流变性及破乳电压变化都不大。在四川盆地对外合作的富顺区块成功进行了3口页岩气水平井的应用试验，在长达2000m的大斜度及水平井段中，返出的页岩岩屑棱角分明，粉碎后的岩屑内部干燥，起下钻井眼顺畅，斜井段平均机械钻速5．33m／h，复合钻进平均机械钻速8．8m／h。完井作业的电测、下套管、固井顺利，表明该钻井液完全满足上述区块页岩气钻井的需要。

华北ND1区块气体钻井地层适应性评价86-91

摘要：华北地区ND1区块ND101井中深部古近系沙河街组首次采用气体钻井提速，因井壁失稳、地层流体产出及井下燃爆等一系列的难点，严重阻碍了该区块气体钻井的实施。为此，基于气体钻井理论并与现场实践相结合，建立了一套有效的气体钻井适应性评价分析体系，包括气体钻地层井壁稳定评价和产出地层流体影响评价。通过评价产出地层流体对气体钻井壁坍塌、井下燃爆的影响，得到了3个方面重要认识：①快速产出的储层气体降低了近井壁地层孔隙压力，对气体钻井壁稳定更有利，因而，适当提高注气量可保障沙河街组氮气钻井有效进行；②修正的气体钻井井壁稳定分析模型提高了地层产水条件下坍塌压力当量密度预测的精度，可作为合理筛选该地区中下部地层气体钻井井段的依据；③采用邻井测井资料估算地层出水量并计算不同产水量下立管压力的方法，可确定维持气体钻井在一定湿度范围内的相应注气量参数，实钻中可根据立管压力、排砂管线湿度变化判断井下地层出水、出油及井壁干燥情况，及时调整或改变钻井措施。