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天然气工业 2013年第09期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

立体管理模式助推阿姆河右岸千万吨级油气田勘探开发1-6

摘要：土库曼斯坦阿姆河右岸天然气合作勘探开发项目是集勘探、开发、建设、运行、销售于一体的综合项目。面对工期紧迫、工程浩大、自然条件恶劣、地质条件复杂、资源国基础设施较薄弱、决策环节较多等诸多困难，中国石油（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司围绕2009年建成一期工程和2013年基本建成二期工程两大工作目标，针对海外项目特点和产品分成合同（PSC）要求，打破常规传统模式，创新勘探开发“一体化”的立体管理模式，即：组织管理一体化、信息共享一体化、研究体系一体化、业务流程一体化、科研生产一体化、地质工程一体化等来破除部门和井别限制，实现勘探开发业务融合管理、无缝衔接，减少重复建设，缩短气田建设周期，促进投资效益的提高。同时集成创新了盐下缓坡礁滩高压气藏群高效开发配套技术及特大型跨境台内滩叠合气田高效开发配套技术，并实现了规模化应用，填补了我国在该领域的技术空白。6年时间探明天然气储量超过5000×10^8m3，基本建成年产天然气130×10。rn。的生产能力，取得了显著的社会经济效益，可为海外及国内同类型油气勘探开发项目提供借浆．

天然气工业杂志要闻信息

中国石油阿姆河天然气项目两气源供气量突破600×10^8m36-6

摘要：截至2013年8月26日12时，中国石油阿姆河天然气项目两个气源地累计向国内供气602．2×10^8m3。其中，阿姆河右岸项目供气169．9×10^8m3，土库曼斯坦康采恩项目供气432．3×10^8m3。来自土库曼斯坦的天然气已经稳居国内大管网供气量首位。

天然气工业杂志地质勘探

中国非常规油气地质概论——兼议砂岩储层致密化质变问题7-16

摘要：非常规油气勘探开发正在成为中国油气行业工作的重点和热点，也是当前的难点，为了厘清有关概念、明确勘探思路、指导勘探决策，对我国非常规油气地质概况进行了分析。由于碎屑岩致密化质变阶段事关油气成藏与富集，而目前学界对其有所忽视，所以首先论述了常规砂岩、致密砂岩、超致密砂岩及其不同的油气成藏模式。然后，对有关中国非常规油气地质特点作了概要的分析，特别强调了地史发展的重要性。最后，对比了中国和美国非常规油气地质各自的特点，重点剖析了美国页岩气产业快速发展的原因：除了水平井、多段压裂等创新技术外，北美陆块边缘和内部盆地海相页岩沉积后，构造持续稳定也是其特殊的有利地质条件。结论认为：我国非常规油气原生资源条件优于美国，但后期坳陷多次叠合深埋和强烈构造形变，致使情况变得异常复杂。由此建议：深入认识地质规律，突出技术创新，先易后难、分档次开展工作。

天然气工业杂志要闻信息

中国将在2035年成为全球第三大天然气生产国16-16

摘要：2013年9月12日下午在河北省廊坊市召开的“2013中国国际管道大会”上，国际天然气联盟秘书长托尔施泰因对全球天然气产业发展趋势进行了展望。他表示，中国未来对安全、廉价、环保能源的需求量将会变得非常大，预计2035年中国将成为继俄罗斯、美国之后的全球第三大天然气生产国。

天然气工业杂志地质勘探

关于致密油气和页岩油气的讨论17-22

摘要：在全球范围内，非常规油气勘探开发都正在从幕后步入前台，为了厘清有关概念、明确勘探思路、指导勘探决策，对致密油气和页岩油气等的勘探开发历程和发展前景进行了讨论。结果认为：①目前工业开采中广义的致密储层油气主要包括致密砂岩油气、页岩油气、煤层气，其有效开采依赖于共同的主体技术——水平井和压裂；②美国的非常规油气开发从致密砂岩油气起步向煤层气、页岩气延伸，因气价下跌而促进了页岩油的开采；③近年来页岩气、页岩油成为美国油气产量增速最快的类型，从而使其成为天然气、石油产量增速最快的国家；④据最新资源评价结果测算，页岩油、页岩气分别占世界油、气资源总量的10％、32％；⑤近年世界流行的致密油（tightliquids）概念，其主体是页岩油，包括天然气液（NGLs，Natural Gas Liquids）和轻质黑油（Light Oil），生产实践表明，目前仅能开发致密储层油中的相对轻质者，因而可称其为轻质致密油（LTO，Light Tight Oil）。

天然气工业杂志要闻信息

国内首次粒子冲击钻井试验成功22-22

摘要：中国石油川庆钻探工程公司（简称川庆钻探）日前在中国石油西南油气田公司龙岗022-H7井成功地进行了国内首次粒子冲击钻井技术现场试验。

天然气工业杂志地质勘探

地震记录的终极地质解释——试论从地震波形剖面到波阻抗剖面的转换23-28

摘要：地震记录终极地质解释的目标包含两重含义：①能够展示地震记录中客观存在的全部地质信息；②所提供的各种信息的精度应该是客观上能够达到的最高水平。为了实现上述目标，探讨了从地震波形剖面到波阻抗剖面转换的思路和方法：从地震记录道中提取一个时变的反射子波，与地震记录道按褶积的逆过程作反褶积运算，可以求得反射波的振幅一时间序列；在把反射波振幅系列标定为反射系数系列的同时，推算出各反射层的波阻抗，从而把地震波形剖面转换为波阻抗剖面，以达到充分分离地震记录道中客观上所蕴含的各种地层地质信息的目的，同时获得更为精确的各类地震信息数据，用以拓展地震资料的解释应用领域。该文也可以被看做是编制相关转换软件的一个简要设计，对转换中涉及的重要参数进行了详细分析。经转换所获得的地震波阻抗剖面具有很高的实用价值，并最终服务于提升布井的针对性和钻井的成功率。

川中八角场构造大安寨段凝析气藏形成机制再认识29-35

摘要：八角场构造下侏罗统大安寨段凝析气藏是四川盆地中部地区目前发现的唯一规模较大的凝析气藏，研究其成藏机制对认识整个川中该段的成藏特征具有一定的指导意义。为此，根据天然气及原油的碳同位素特征，分析了大安寨段的油气成因；结合地震资料解释成果上断裂的展布以及大安寨段油气的分布特征，指出了八角场构造大安寨段凝析气藏的形成机制，进而探讨了天然气对大安寨段油气富集的影响。结果表明：①该构造靠近断裂的井，其天然气、原油的碳同位素值以及凝析油的轻烃特征异常，明显存在来自下部上三叠统须家河组天然气的侵入；②断裂的分布及规模控制着下部须家河组天然气混入的规模，大安寨段之所以能形成凝析气藏，在于存在断穿须家河组烃源岩与大安寨段储层的断裂，使须家河组天然气得以大量侵入，从而改变了大安寨段油藏的原始气油比，形成气侵型凝析气藏；③邻近的金华构造断裂规模较小，天然气侵入较少，仅在局部形成高气油比的油气井，而未形成凝析气藏；④天然气是川中大安寨段致密储层中石油运聚的主要动力，影响着低幅度无水致密储层中石油的富集程度及油井的产能。

柴达木盆地北缘侏罗系有效烃源岩特征及油气聚集规律36-42

摘要：柴达木盆地北缘地区具有典型的前陆盆地特征，已发现的油气田多集中在冷湖一南八仙构造带。为了拓展勘探局面，对该盆地北缘地区有效烃源岩特征以及油气运聚规律进行了研究。通过分析野外露头及钻井取心样品的地球化学特征，明确了侏罗系烃源岩的有利分布区；在对冷湖-伊北、德令哈两大主力生烃凹陷烃源岩生烃潜力分析的基础上，预测该区侏罗系天然气的资源量为4903．4×10^8m3。对油气运聚规律的研究结果表明：①该区自下而上发育有基岩古潜山、侏罗系、古近系、新近系等4套储盖组合，有自生自储、下生上储、下生侧上储、源外等4种源储组合；②在经历晚燕山期和喜马拉雅期的多次构造运动后，形成了以中下侏罗统为烃源岩，以基岩、侏罗系、古近一新近系为储集层的下生上储、自生自储和源外成藏等多种模式的油气藏；③断层、渗透性砂体及不整合面是该区油气运移的重要通道，而断裂活动、岩石破裂以及构造运动是油气运聚的主要动力。

碳酸盐岩薄储层水平井随钻录井评价方法43-47

摘要：摘要四川盆地广泛分布着低孔隙度、低渗透率的碳酸盐岩薄储层，采用水平井钻井工艺能最大限度地揭示储层、提高单井产能，但如何才能主导水平井轨迹在薄储层中钻进却一直是地质导向工作的难点。在川渝地区第一口地质导向井（M-24井，其目标储层为中三叠统雷口坡组T2l1^1针孔状白云岩段）的钻进过程中，鉴于随钻测井仅能提供随钻伽马数据，储层的判别须以录井参数为主导，而目前录井储层评价方法欠缺，故有必要对此开展研究。首先对能作为储层有效判别依据的录井参数进行了综合研究，优选出岩屑、钻时、气测值、自然伽马等参数作为储层有效判别的依据；在准确识别出正钻地层岩性的基础上，结合实钻资料（钻时和气测值），进一步对储层进行识别与划分，并在随钻评价过程中，及时利用录井解释结果提供导向决策，引导水平井在储层中钻进。最后，将随钻录井评价结论与钻后测井解释结论进行了对比，结果表明，二者结论基本一致，仅在储层段顶底深度略有差异，证实了随钻录井评价方法的实用性和准确性。

基于岩石物理模型和叠前弹性参数反演的孔隙度计算48-52

摘要：地层孔隙度参数的准确求取是油气勘探中储层预测、储层描述、储量估算和油气藏综合研究的一项关键性技术，而运用常规方法对孔隙度进行计算存在精度不高、物理意义不明确等问题。为此，从岩石物理的基本理论和岩石物理测试数据出发，在合理的假设前提下，以Gassmann方程和Eshelby—walsh方程为基础，推导和建立了利用高信噪比地震资料进行叠前弹性参数反演来计算地层岩石孔隙度的数学模型。选取实际资料的应用结果表明：①利用新模型可以提高碳酸盐岩储层孔隙度精确度约10％；②能够有效地计算预测地层孔隙度的纵横向展布，且符合地质、钻井认识规律；③利用地震资料叠前弹性参数反演获得的横波速度和体积密度剖面纵向分辨率较纵波速度剖面高，在此基础上开展的孔隙度计算能够提高孔隙度剖面的纵向分辨率。该数学模型提供的孔隙度数据为后期的钻井部署、储量估计、油气藏描述等研究提供了技术支撑。

天然气工业杂志开发工程

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用53-59

摘要：对低渗透页岩储层进行体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是获得页岩气经济产能的关键，压裂改造体积和缝网导流能力是评价体积压裂施工效果的关键指标，同时对压裂优化设计、压后产能预测及经济评价也具有重要意义。为此，在分析页岩气体积压裂特点的基础上，对两种主要页岩气体积压裂缝网模型的假设、数学方程及参数优化方法进行了比较分析，并结合美国Marcellus页岩区块现场参数对页岩储层压裂方案进行了优选。结果表明：离散化缝网模型及线网模型均能有效表征复杂缝网几何特征，模拟缝网的扩展规律和缝网中压裂液流动及支撑剂运移，获得缝网几何形态参数，可优选压裂施工方案；天然裂缝发育的页岩层是体积压裂改造的重点，水平地应力差越小则越易形成复杂缝网，施工排量越大，压裂液泵入总量越大，则储层改造体积范围越大，缝网导流能力越高，页岩气产能就越高。

超深裂缝性砂岩气层体积压裂的可行性分析60-64

摘要：对于超深裂缝性气层由于研究及认识程度不够而难以确定合理的压裂改造工艺。为此，以塔里木盆地大北、克深气田的储层天然裂缝分布规律为基础，采用理论和室内分析以及现场实验相结合的方法进行相关研究：通过实验及地应力建模等来确定区块符合走滑应力机制；应用莫尔库伦准则分析研究天然裂缝剪切破裂机理，建立施工压力与天然裂缝孔隙压力增量之间函数关系；结合现场实例进行数值模拟，对发育不同程度的多条天然裂缝开启及扩展规律进行定量研究。结果表明：作用在天然裂缝孔隙上的压力与地面施工压力呈正相关关系，该压力增量达到临界应力值后，天然裂缝易发生剪切破坏，但无法实现全部开启；目前工况的条件下，压裂不能实现岩石本体破裂，人工裂缝只能沿着部分能够开启的天然裂缝扩展。而部分处于有利方位的天然裂缝也无法开启，天然裂缝不发育储层难以进行加砂压裂。最后，以最新研究成果优化分层压裂工艺，确定合理压裂参数，取得了较好的现场应用效果。

苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践65-69

摘要：为了进一步提高鄂尔多斯盆地苏里格气田水平井单井产量，对该气田致密砂岩储层开展了天然微裂缝、岩石脆性、岩石抗张强度与三向应力和储层敏感性等方面的研究，进行了体积压裂试验。结合该气田致密砂岩储层特点，首先确定了苏里格气田水平井体积压裂的选井原则，在压裂技术措施上形成了以下工艺技术：研发大通径压裂管柱，满足大排量注入；采用低黏、低伤害液体体系造复杂缝网；组合粒径陶粒支撑主裂缝；段内多缝压裂进一步增加改造体积。同时建议排量在10m2／min以上时，压裂液体系采用滑溜水和交联胶组合方式，支撑剂以40～70目和20～40目的组合粒径陶粒为主。2012年进行了10口井的现场试验，平均天然气无阻流量达68．07×10^4m3／d，取得了较好的增产效果。实践证明：上述工艺技术是提高该气田天然气单井产量的一种新的技术手段。

确定产水气井流入动态关系的新方法70-73

摘要：当地层为单相气体渗流时，气井二项式产能方程系数A、B中的渗透率为地层渗透率；当地层为气水两相流动时，则系数A、B中的渗透率为气相渗透率。为确定产水气井的产能方程，基于气体地下稳态渗流理论建立的产能方程，在没有产能试井资料的情况下，提出了利用产水气井生产动态参数确定产水气井流入动态关系的新方法。该新方法主要包括：首先根据垂直管气水两相流压力计算方法，结合产水气井动态参数，确定对应的井底流压；进而利用初期不产水时的不稳定试井解释成果，结合目前的生产动态资料及压力资料，确定对应的气相渗透率；最后，根据确定的气相渗透率，结合产水气井气相二项式产能方程，确定产水气井流入动态关系。利用该新方法对产水气井进行了实例计算，分别获得了不产水及产水情况下的二项式产能方程。计算结果表明，气井产水使得二项式产能方程系数A、B变大，气井无阻流量大大降低。

盐沉析技术堵气窜实验74-78

摘要：注入气在地层中气窜是长期困扰注气开发油气田的技术难题，特别在高温（≥120℃）高盐（≥20×10^4mg／L）条件下，因凝胶、泡沫等堵气窜技术不满足恶劣的油藏条件，使得堵气窜变得更加困难。基于盐沉析理论和堵气窜提高波及体积原理，提出了盐沉析堵气窜技术。采用电镜扫描研究了盐结晶颗粒的微观结构，用单岩心和并联岩心流动实验，研究了盐沉析对气窜的封堵能力，并与水气交替和泡沫的堵气窜能力进行了对比，同时开展了盐沉析后的耐冲刷实验和解堵实验。结果表明：多层堆积的盐结晶颗粒使盐沉析对不同渗透率气窜层均有较好封堵能力，封堵率介于55．18％～68．34％，且盐沉析对气窜的封堵率分别比水气交替和泡沫高21．06％和19．27％；盐沉析具有良好的耐冲刷性、较好的选择性封堵能力和可解堵性，累积注入气20PV时封堵率仍大于50％，解堵后封堵率可降至3％。盐沉析堵气窜技术有良好的耐温、耐盐性和完善的堵气窜提高气驱波及体积优势，对解决恶劣油气田的气窜问题具有重要意义。

天然气工业杂志钻井工程

高温含CO2气井的井筒完整性设计79-86

摘要：高温含CO2气井（特别是海洋及深水油气井）的井筒完整性备受关注，因它涉及太多的具体技术、材料和工具及装备。为此，在深入研究挪威石油工业协会和美国石油学会最新的井筒完整性技术标准的基础上，结合已经取得的经验和大量的实验评价成果，重点对投产期的井筒完整性设计框架进行了研究。提出了井筒完整性设计理念，推荐了井筒府蚀完整性管理方法及技术流程，给出了井筒安全屏障系统划分方法，从实体屏障、水力屏障、操作屏障3个方面讨论了井筒安全屏障分类和功能，以及油管柱设计及完整性管理。同时，给出了固井水泥屏障设计要求及方法，强化了井筒水力屏障对井筒完整性的作用，重点阐述了井筒的腐蚀完整性评价和管理的“适用性”理念和方法。针对海洋气井，还提出了适合的油套环空保护液，将环空保护液和水泥面之上滞留流体按水力屏障对待。

压井过程中井底压力的控制方法87-90

摘要：随着窄安全密度窗口和高压油气藏井数的越来越多，井控风险日益突出，对现场常规压井技术提出了更高的要求。立压和套压是井控作业中两个重要的压力数据，随着井控技术的发展和随钻井底压力测量技术（PWD）的应用，套压作为重要的井控参数，作用越来越突出。为此，通过分析套压在常规压井中的应用，套压操作受到地层破裂压力、套管抗内压强度、井控装置的工作压力的限制，而井口节流阀的操作关系到及时准确地控制井底压力以及顺利实施压井作业。针对立压控制法和套压控制法在常规压井技术中的压力传递的延迟性，指出应充分利用立压和套压变化趋势及特点，优化节流阀操作，改进常规压井技术操作，并提出了井底压力控制法的使用原则和操作步骤。最后，分析了压井过程中随钻压力测量技术（PWD）实时记录的井内钻井液当量密度，有助于工程师准确控制井口回压，实现井底压力基本恒定的控制，以便顺利完成压井作业。