天然气工业杂志 北大期刊 CSCD期刊 统计源期刊

天然气工业 2013年第06期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

关于大幅度提高我国煤层气井单井产量的探讨1-6

摘要：目前我国煤层气单井产量低，已经成为制约煤层气产业发展的严重障碍。为此，在分析煤层气单井产量形成和控制机理的基础上，剖析了低产的原因：①对于储层条件绝大多数都不如美国的中国煤层而言，游离态甲烷气的渗流在其运移中不占主导地位，而解吸和扩散常常成为其运移的主控因素；②现在所采用的系列开采技术不能直接调控上述主控因素，因而并不完全适用于该类煤层的煤层气开发。进而提出了提高煤层气单井产量的技术思路：借鉴防止煤层瓦斯突出和页岩气有效开发的研究成果和思路，以煤层中长水平井等特殊结构井井筒为依托，将井筒附近20-40m之内的煤层压裂形成一个由大小不同裂缝构成的裂缝网络，将该区域内的煤层“分割”成若干大小不等的煤块，使每一个大煤块四周的毫米级裂缝与井筒直接相连并与大气相通，在抽排过程中较快形成高温、高压差下煤块内气体的释放，煤块中的各级裂缝加速这个过程，相当于加速了煤块中气体的解吸、扩散、渗流速度，同时因之而增大了煤块的基质渗透率，这又反过来加速了煤层气的解吸、扩散、渗流速度，从而可大幅度提高单井产量。

天然气工业杂志地质勘探

中国古老海相碳酸盐岩油气成藏组合的评价方法及其应用7-15

摘要：中国古老海相碳酸盐岩油气成藏地质条件复杂，在其有利区带的评价优选过程中，目前尚存在只重视勘探目标（圈闭或储集体），而忽视其他成藏要素（如烃源岩）的问题，导致一些勘探实践的失败。为此，在系统梳理塔里木、四川等盆地深层海相碳酸盐岩油气成藏地质条件的基础上，提出将成藏组合作为中国古老海相碳酸盐岩油气勘探中的重要评价单元，重点开展烃源条件、储集条件及源储配置关系研究的观点。根据源储配置关系，将古老海相碳酸盐岩成藏组合分为同构造期成藏组合及跨构造期成藏组合两大类型；储集体类型是海相碳酸盐岩成藏组合评价中最为重要的评价参数，也是进一步划分成藏组合类型的重要依据。对于以地层一岩性圈闭为主体的碳酸盐岩油气成藏组合，建议采用“储层层位＋储集体类型”对其命名，实用性更强。最后，以鄂尔多斯盆地奥陶系为实例，阐述了古老海相碳酸盐岩油气成藏组合的特征，并指出该区奥陶系马家沟组可分为4个成藏组合，其中马五。一马五。。亚段的成藏组合条件最为优越，天然气勘探潜力大，是值得加强勘探的重点目标。

四川盆地孝泉-丰谷构造带须家河组气藏气水分布控制因素及勘探潜力16-22

摘要：孝泉丰谷构造带位于四川盆地川西坳陷中段，同一构造带内上三叠统须家河组气藏气、水、干层共存，气水关系异常复杂。为弄清须家河组气藏气水分布的控制因素，利用气井历年地层水分析资料，结合生产动态数据研究了该区地层水的特征，认为钻井生产过程中产出水包含了凝析水以及地层水与凝析水的混合水，地层水的产出与气藏含气丰度密切相关。在此基础上，采用洛瓦克相图分析了气水分布的控制因素。结果表明：①须家河组气藏同一局部构造范围内底水、边水并存，地层水分布横向连通性差，平面上分布规模较小，为各自独立的气水系统；②古、今构造高部位均有利于水溶气脱溶成藏，但成藏期古构造起到了决定性作用；③高地层水矿化度、低地层压力区更有利于游离气气藏的发育。最后，分析了须二段、须四段的油气勘探潜力，结论认为：须二段、须四段游离气、溶解气共存，须二段水溶气脱溶程度高于须四段，勘探潜力更大；合理利用及开采水溶气有利于扩大气藏规模。

四川盆地须家河组一、三、五段天然气勘探潜力分析23-28

摘要：四川盆地上三叠统须家河组一、三、五段主要作为须二、须四、须六段的烃源层，勘探上一直未引起足够的重视，勘探程度低，但近期钻井揭示此3段有频繁的气显示，部分井测试获工业气流。为此，从地层特征、沉积相特征、储层特征、运聚条件等方面，分析了须家河组一、三、五段的含油气地质条件及勘探潜力。结果表明：①须家河组一、三、五段有利沉积相带主要分布在盆地周缘靠物源区，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝及席状砂沉积微相，盆内砂体局部富集，具备形成储层的物质基础；②这3个层段也发育储层，总体上表现为低孔隙度、低渗透率致密砂岩储层特征，但局部地区发育相对高孔隙度储层（如中坝地区须三段，孔隙度最大值达13％），有利储层发育区主要分布在川西及川中西部地区，储层厚度最大达30m；③须家河组一、三、五段发育自生自储型气藏，总生气量达258．23×10^12m^3，资源潜力大，运聚条件较好，具备较好的天然气成藏潜力，由此突破了须一、须三、须五段主要作为烃源层的传统认识。结论认为：该区须家河组一、三、五段具备较好的天然气勘探潜力，有利勘探区块主要分布在川西北、川西南及川中西部地区。

基于反射波的碳酸盐岩储集层测井评价技术29-33

摘要：为了有效地对碳酸盐岩储层进行测井评价，针对其非均质性强、各向异性大、裂缝发育、测井解释难度大的特点，中国石油渤海钻探工程公司测井公司研发了基于远探测声波反射波的成像测井技术。该技术借鉴了物探的采集技术，用测井的方法实现了对反射波的测量。在简述远探测声波反射波成像测井基本原理、仪器特点及采集基本信息的基础上，用参数估计法对所采集的基本信息进行分析，能有效地分离反射波和模式波，压制噪音，并进一步把反射波分离为上、下行反射波；还设计了典型的地质体的模拟实验，确定了不同地质体的上、下行反射波的响应特征，从而达到以实验响应特征为依据对实际测井资料进行解释的目的，可发现常规测井探测不到的储集层。在塔里木盆地碳酸盐岩储层的实际应用效果表明，该技术弥补了以往测井探测深度不足的缺陷，探测深度由原来的3m提升到10m，可以为试油决策提供科学依据，从而避免因常规测井探测深度不足而漏失油气层。

低孔低渗碎屑岩储层流体性质测井识别技术——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例34-38

摘要：四川盆地上三叠统须家河组二段是安岳气田的主要产气层段。由于该储层非均质性强、孔隙结构复杂，属于低孔、低渗特低渗、高含束缚水饱和度储层，加之受到构造、岩性的影响，气水分异程度差，气层、气水同层，水层的测井响应特征差异不明显，致使储层流体性质识别难度大，试气成功率较低。针对这一现状，利用测井、试气等资料，结合须家河组储层特点，系统地分析了储层气水测井响应特征；采用饱和度重叠法、电阻率一孔隙度交会法、侧向一感应电阻率比值法、纵横波速度比法，从不同角度反映储层物性和气、水、干层之间的差异，综合判别安岳气田须二段的储层性质。通过对2011—2012年的新井跟踪对比分析，最终优选出以饱和度重叠法、电阻率孔隙度交会法为主的流体性质判别技术，在对该区46层的储层流体性质识别中，测井解释符合率由60％提高到了83％，试气成功率也明显提高。该套技术适用性强，具可操作性，对川中地区其他区块也具有很好的指导作用。

天然气工业杂志开发工程

普光气田大湾区块培育高效井关键技术39-43

摘要：四川盆地普光气田大湾区块气藏具有埋藏深、构造复杂、礁滩相储层非均质性强、展布不稳定等特点。借鉴普光气田主体的开发经验，以培育高效井为目标，根据气藏地质特点，构建开发地质和开发工程一体化研究平台，研究工作深度交叉，形成了一套培育高效井关键技术。在开发建设中，融合超深礁滩相储层预测技术和储层含气性预测技术，定量预测礁滩相气层，跟踪优化井身轨迹，实现开发井钻井成功率达100％，单井平均钻遇气层厚度为596m；集成应用气井投产层段优化技术、射孔参数优化技术和分段酸压增产技术，充分挖掘气井生产能力，实现开发井投产作业成功率达100％，单井实测无阻流量介于380×10^4～680×10^4m^3／d，完全达到了开发方案配产的要求。既为高效开发大湾区块奠定了坚实的基础，也为类似气田的高效开发提供了借鉴。

中国南海东部强边底水驱气藏储量计算新方法44-47

摘要：计算气藏动态储量最常用的方法是压降法，该方法不需要知道水侵量的大小，仅依靠生产动态数据，绘制累计产量与视地层压力的关系曲线，就可以计算动态储量。但压降法需要较多的测试地层压力数据且要求测试数据准确可靠，对南海东部普遍存在的强边底水气藏采用常规的压降法计算出的动态储量往往比实际值大，甚至高于静态地质储量，因为水『善往住比人们观测到时发生得更早，要准确计算此类气藏的动态储量需要考虑水体的影响。为此，提出了一种适用于强水驱气藏的储量计算方法，该方法首先将多井系统等价为1口井生产的情形，引入水驱气藏物质平衡方程和测试的地层静压为约束条件，建立产量、流压、测试地层压力目标函数，拟合生产动态数据，获得动态储量，并能求出水侵量。用南海东部PY30—1气田某层位计算实例验证了该方法，结果表明，该方法能更好地用于水体活跃程度高的气藏，动态储量计算结果可靠度、可信度均高。

一种砂岩缓速酸酸岩反应模型的建立48-53

摘要：砂岩酸压增产改造工艺技术在复杂岩性、低渗透、特低渗透、非常规及特殊油气藏的勘探开发中，得到了越来越广泛的应用。砂岩储层酸压的关键在于形成较高导流能力的酸蚀裂缝，为了有效改造储层和减轻二次伤害，常采用缓速酸液体系进行砂岩酸压。为了完善砂岩缓速酸的酸压理论，科学指导砂岩酸压设计和现场施工，基于酸液缓速机理和酸岩反应机理，建立了砂岩缓速酸酸压中裂缝内和滤失区的酸液浓度分布和矿物浓度分布模型，并用于计算酸蚀裂缝导流能力、酸液滤失区孔隙度和渗透率的改善程度。实例模拟结果表明：缓速酸酸压可保证酸蚀裂缝和滤失区具有较高的HF浓度，有利于增加酸液有效作用距离和改善基岩孔隙度和渗透率，但过高的HF浓度则会产生硅胶沉淀，对储层造成二次伤害，从而降低酸压效果；单一氟硼酸和氢氟酸的复合缓速酸液体系产生的导流能力随裂缝长度的增加呈现出先增加后降低的趋势，因而应考虑采用多种酸液多级交替注入酸压。

天然气工业杂志钻井工程

四川盆地金秋区块非常规天然气工厂化井作业设想54-59

摘要：四川盆地上三叠统须家河组气藏经历了50多年的勘探开发，存在着“储量大、采出低”的难题。工厂化井作业是降低钻完井、井场建设成本，提高作业效率的重要手段。为此，基于北美地区工厂化钻完井作业成功实施的案例，综合分析了四川盆地金秋区块须家河组非常规天然气资源的特点，提出了以下工厂化井作业模式：①采用小井眼结构及单井场最多布36口井，井间地下间距650m的井眼数量优选方案；②采用单排、多井丛且有备用井眼（井丛）的丛式井布局模式；⑧采用3项交叉作业（钻井＋完井＋生产）模式，缩短井交付周期；④柔性井场布局设计可以有效地避开地形的限制；⑤选用定制钻机和修井机来完成特定作业目的；⑥作业过程中合理设计离线作业以提高钻完井效率；⑦采用批量完井压裂工厂化模式。这种工厂化井作业可为非常规天然气资源高效、低成本开发提供技术思路和实现手段。

天然气工业杂志要闻信息

我国首次实施深层煤层压裂改造获得成功59-59

摘要：2013年5月20日，彩512井一周来已累计正常排液143．2m^3，压裂效果良好，当天试气日产气1200m^3。这标志着我国首次在2500m以下的深层煤层应用套管压裂改造获得成功。

天然气工业杂志钻井工程

大牛地气田DP43水平井组的井工厂钻井实践60-65

摘要：丛式水平井组技术能节约大量土地并提高单井产量，已在我国的复杂断块油藏开发中得到应用，怛还未见在低渗透气藏开发方面应用的报道。为此，借鉴国内外油田、页岩气藏丛式水平井组开发的成功经验，在相关技术调研和气藏地质研究的基础上，在鄂尔多斯盆地大牛地气田进行了一个井场钻6口水平井的工厂化作业实践：①地面井位布置选用排状正对井网，水平段延伸方向与最d、主应力夹角小于30。，相邻同方向井的水平段之间距离为500m，以满足储层压裂改造裂缝延伸范围的要求；②钻机采用气动滑轨推动整体搬迁，优化井间距离；③由3台钻机一起钻进，每台钻机实施2口井，共同完成6口水平井钻井工作。现场试验结果表明：该丛式井组平均机械钻速达8．28m／h，同比提高12．8％；平均钻井周期为47．7d，同比缩短8．79％；首次实现了集中打井、集中压裂、集中投产的集约化井工厂建设。结论认为：该开发模式可有效实现降本增效，符合超低渗透气藏开发理念，对同类气藏开发具有重要的借鉴意义。

天然气工业杂志要闻信息

中国石油川庆钻探工程公司机械式可开关滑套试验成功65-65

摘要：2013年5月21日，中国石油川庆钻探工程公司（以下简称川庆钻探）与休斯敦研究中心合作研究制造的机械式可开关滑套通过单元和室内试验，工作压差50MPa，耐温120℃，可重复开关3～5次，具备投入现场应用条件。这一工具的试验成功，结束了国外对该项技术的垄断。川庆钻探又添提高单井产能的利器。

天然气工业杂志钻井工程

钻头振动波井眼防碰监测系统及其现场试验66-70

摘要：现有的井眼防碰检测技术均建立在井眼测量轨迹数据和钻进中对异常现象判断的基础上，由于各项数据误差及井下情况的不确定性，致使防碰作业存在极高的危险性。为此，根据现场实际防碰钻进时人工监听方法得到的启发，研发了钻头振动波井眼防碰监测系统：通过安装在套管顶端的加速度传感器采集井下沿套管传播的钻头破岩时产生的振动信号，并对信号进行特征提取以判断钻头趋近邻井套管的程度，利用计算分析软件实现信号特征显示，当信号特征值超过门限值时卖现报警，由定向井工程师及时进行井眼防碰扫描，决定是否改变井眼轨迹。通过对比分析不同工况下监测系统采集振动信号的时域特点，认识到钻头钻速、钻压对钻头振动信号的影响，经过频域分析得到钻头振动信号的频域范围在200～400Hz。该监测系统操作简单、不影响正常的油气井生产及钻井施工，目前已经在中国渤海、南海等区块进行了先导性试验，为井眼防碰技术发展提供了一条新的技术思路。

阿姆河右岸气田油层套管防气窜固井技术71-75

摘要：阿姆河右岸气田是土库曼斯坦每年向中国供应300×10^8m^3天然气的重要气源地。该气田2008年之前投产的天然气井固井质量均较差，环空带压井比率高达40％。为此，针对气井带压形成的不同原因，根据不同的压力系统分别应用了微硅水泥浆体系，常规G级水泥浆体系和加重水泥浆体系。在6口井开展了适合该气田特点的固井前的井筒准备、水泥浆性能控制和注水泥工艺的配套技术应用试验，通过采用多凝水泥浆柱结构、多级注水泥工艺、先悬挂后回接固井工艺及提高套管内外压差，补偿环空水泥浆失重所导致的液柱压力损失，保证固井候凝期间的压力平衡。在总结试验成果的基础上，开展了39口井的推广应用，CBL测井质量优质率达到45．27％，合格率达到77．31％，大幅度提高了该气田的固井质量，环空带压情况由2008年之前的40％下降到目前的6％，并形成了一套能有效预防该气田固井作业气窜发生的综合固井技术措施。

扭矩波动系数法监测钻头运行状况76-79

摘要：钻头扭矩参数的变化可以反映钻头运行状况，现有的扭矩参数监测方法受扭矩传感器、钻机型号、操作人员等因素影响较大，用设置扭矩门限值的方法监测钻头运行状况，监测效果较差。为此，提出了用监测‘‘扭矩波动系数”代替现有监测扭矩绝对值的方法，并给出其计算模型：通过对现有采集的扭矩参数进行实时数据处理，实时计算测量点扭矩曲线的平均值、扭矩值的标准差，用测量点扭矩值的标准差与扭矩曲线的平均值的比值绘制出“扭矩波动系数”随使用时间的移动曲线，该移动曲线消除了不同扭矩传感器、不同钻机、不同的操作人员所造成的人为影响，更加客观地反映了钻头牙齿、牙轮的实时工作状况。该方法经过现场试验，能更好地预测钻头寿命终结，提高了钻井效率，取得了较好的效果；该方法立足于现有钻头扭矩参数的测量技术，不增加软硬件设备及人员，可在所有的钻井现场推广使用。

安全钻井液密度上限的确定方法80-85

摘要：当钻井液密度达到安全钻井液密度窗口的上限时，井壁并不只是发生拉伸破裂，还有可能发生剪切破裂。为此，根据井壁围岩的应力分布规律，分析了井壁破裂时可能发生的各种破坏模式，并给出了相应的3个破裂压力计算公式。在此基础上，定量分析了地应力非均匀性、地应力大小、地层强度和孔隙压力对井壁破裂时破坏模式的影响规律。结果认为：地应力非均匀性较小时，井壁易发生剪切破裂，发生拉伸破裂的可能性随地应力非均匀性的增强而增大；当水平地应力较小时。剪切破裂和拉伸破裂均有可能发生，随地应力增大，发生拉伸破裂的可能性减小；地层强度和孔隙压力越大，井壁发生拉伸破裂的可能性越大。最后，通过东方13-1气田的1口井实例分析说明了在确定安全钻井液密度窗口上限时，必须考虑剪切破裂发生的可能性，应以发生拉伸破裂和剪切破裂所需钻井液密度的最低值作为安全钻井液密度窗口的上限。

天然气工业杂志集输与加工

LNG接收站最大／最小外输量的确定方法——以浙江LNG接收站为例86-90

摘要：LNG接收站的最大／最小外输量是其最重要的生产运行参数，最大外输量的确定应保证白天满足天然气管网最高峰时的用气需求，而最小外输量的确定则仅保证满足LNG接收站最低运行条件即可。为此，分析了罐内低压泵、再冷凝器、高压泵及气化器这4类设备的运行能力对确定LNG接收站最大／最小外输量的影响，明确了LNG接收站最小外输量的确定分允许火炬燃烧及不允许火炬燃烧2种计算工况：①在允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下，决定LNG接收站最小外输量的关键设备为高压泵的最小流量；②在不允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下，决定LNG接收站最小外输量的关键设备为冷凝BOG需要的LNG量。据此，得出浙江LNG接收站最大外输量为950000m^3／h；在允许火炬燃烧的情况下，其最小外输量为75331m^3／h；在不允许火炬燃烧的情况下，其最小外输量为302601m^3／h。