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天然气工业 2014年第06期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

应用学习曲线实现非常规油气规模有效开发1-8

摘要：针对开发成本高这一制约非常规油气资源有效开发的核心问题，中国石油化工股份有限公司借鉴北美地区的成功经验，创新管理方法，以学习曲线应用为抓手，围绕影响钻井、压裂投资的关键因素，按照学习曲线原理，组织企业开展多轮次分析，找出潜力点，持续进行递进式优化。通过全过程、技术与经济一体化“学习”，取得了钻井提速、施工效率提升、工程成本下降的显著效应，有力推动了该公司非常规油气资源的规模有效开发。应用结果表明，学习曲线作为优化载体和管理手段，促进了工艺技术进步和工程成本下降，对加快该公司非常规油气资源开发进程起到了积极的推动作用：在页岩气勘探开发领域取得了战略性突破，重庆涪陵焦石坝地区页岩气开发项目巳正式被列为部级页岩气开发示范区，正在加快实施一期工程年产页岩气50×10^8m^3的产能建设，成为中国页岩气开发的领跑者；致密油气藏也实现了规模有效开发，截至2013年底，在鄂尔多斯盆地已形成了40×10^8m^3的年产气规模，在川西地区形成了30×10^8m^3的年产气规模，而在鄂尔多斯盆地南部和渤海湾盆地济阳坳陷则实现了致密油的规模开发。

天然气工业杂志地质勘探

四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及其控制因素9-16

摘要：页岩储层岩石的孔隙结构是影响页岩气藏储集能力和页岩气开采效果的主要因素。为此以四川盆地焦石坝地区下志留统龙马溪组页岩为研究对象，运用氩离子抛光扫描电镜技术、低温氮气吸附脱附法和高压压汞实验对该区页岩储层的微观孔隙结构进行了系统研究。结果表明：①焦石坝地区龙马溪组页岩孔径主要为纳米级，孔隙类型可分为有机质孔、无机孔（粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔）、微裂缝（矿物颗粒内构造缝、层间滑动缝、成岩收缩缝、有机质演化异常压力缝），以有机质孔和黏土矿物粒间孔为主，其中有机质孔分布最为广泛；②TOC与有机质孔含量存在着明显的正相关性，在底部优质泥页岩段（TOC〉2％）有机质孔最为发育，含量高达50％；③微观孔隙结构复杂，多呈开放形态，以两端开口的圆筒状孔及四边开放的平行板状孔为主，孔径大小主要分布在2～30nm，以中孔为主。在此基础上，分析了该区页岩储层微观孔隙结构的控制因素，结论认为，有机质丰度和热演化程度为其主控因素，黏土矿物含量对其影响相对不明显。

四川盆地东南缘海相页岩气保存条件及其主控因素17-23

摘要：中国南方构造运动复杂，海相泥页岩热演化程度高，保存条件的好坏是该区页岩气能否富集高产的关键因素。为此，根据近年来四川盆地东南缘志留系页岩气的勘探实践，分析了页岩气与常规气在保存条件上的差异性：优越的顶底板条件是页岩气保存的基础；页岩气具有的自封闭性和纵、横向渗透率2～8倍的差异性，决定了侧向扩散是页岩气的基本散失通道，下寒武统底部的不整合面使其保存条件变差，断层的切割会加速页岩气的散失。同时分析了该区页岩气保存条件的主控因素及判别指标，研究认为：①构造改造强度是页岩气层保存条件的主控因素，构造样式宽缓、盖层连续、有背斜背景的构造更有利于页岩气的富集，而抬升时间较晚的封闭演化环境则有利于页岩气的保存；②在断层不发育或断层封闭性较好或断层封挡的断下盘区域、相对远离露头区或地层缺失带，页岩气能较为有效的被保存；③压力系数是保存条件的综合判别指标，该区地层的压力系数与页岩气的产量呈对数正相关关系，储层高压一超高压是页岩气保存条件好的表征；④川东南地区盆内区域，除邻近剥蚀区和地层缺失线的区域外，上奥陶统五峰组一下志留统龙马溪组压力系数总体高（最高达2．25），保存条件较好，而向盆缘和盆外方向压力系数逐渐降低，保存条件变差。

海相页岩TOC地震定量预测技术及其应用——以四川盆地焦石坝地区为例24-29

摘要：总有机碳含量（TOC）是评价页岩生烃能力和页岩油气藏的一个重要指标，目前国内外利用地震资料直接定量预测TOC的报道很少，因此，有必要对地震预测TOC的方法作进一步的研究。为此，以四川盆地焦石坝地区为例，从岩心实测TOC出发，通过TOC与地球物理参数交会分析，寻找到TOC敏感地球物理参数——密度，并建立密度与TOC之间的最佳拟合方程，得到计算总有机碳含量的经验公式；结合叠前地震反演获得的密度体便可计算出TOC数据体，从而达到定量预测页岩TOC的目的。将改进的预测方法应用于四川盆地焦石坝地区海相页岩气勘探，结果表明：①利用叠前同时反演直接求得的密度体避免了累计误差，稳定性好，多解性少，结果可靠，为精细定量预测TOC提供了基础保证；②预测的TOC与实测结果吻合程度高，相对误差较小。结论认为，该技术在四川盆地海相页岩气勘探中具有广阔的应用前景。

天然气工业杂志要闻信息

国内首座百万吨级LNG工厂投产成功29-29

摘要：我国自主建设的湖北日处理量达500×10^4m^3 LNG国产化示范工程于2014年5月24日引入天然气，历时6天系统调试，于5月31日11时流程全部打通，生产出LNG产品。截至6月8日，这套装置所有工艺参数完成系统优化和核定，运行安全平稳。

天然气工业杂志地质勘探

四川盆地焦石坝地区龙马溪组泥页岩储层测井识别30-36

摘要：与常规气藏相比，页岩气藏具有弱敏感地球物理参数特征，这就大大增加了地球物理测井技术识别页岩气储层的难度。为此，对四川盆地焦石坝地区下志留统龙马溪组海相页岩气井的测井曲线进行了对比分析，总结出泥页岩在常规测井曲线上具有高自然伽马、高铀、低钍、低钾、相对高电阻率、高声波时差、低中子、低密度、低光电吸收截面指数的特征；在元素测井资料上表现为硅含量增加，铝含量和铁含量降低。以泥页岩测井响应特征为基础，优选对泥页岩最为敏感的自然伽马测井曲线、中子测井曲线、密度测井曲线，将上述曲线进行叠合能较好地识别泥页岩，有效区分富有机质泥页岩和非富有机质泥页岩。在定性识别的基础上，密度测井值能较好识别非富有机质泥页岩和富有机质泥页岩，前者密度测井值介于2．61～2．70g／cm^3，后者小于2．61g／cm^3。采用上述测井识别方法得到的结果与现场含气量测试、实验实分析有机碳含量和气测录井结果有着较好的一致性，可以为该区页岩气测井参数计算提供依据。

页岩不同类型孔隙的含气性差异——以四川盆地焦石坝地区五峰组—龙马溪组为例37-41

摘要：作为中国第一个具备商业性开发价值的大型整装页岩气田，四川盆地涪陵焦石坝页岩气田的发现，极大地推动了中国页岩气产业的发展。为此，以该页岩气田上奥陶统五峰组一下志留统龙马溪组页岩为研究对象，利用氩离子抛光扫描电镜、TRA等实验分析数据，在对该区页岩孔隙类型和特征进行研究的基础上，重点对不同类型孔隙的含气性差异进行了探讨。结果表明：页岩的孔隙包含了有机质孔、黏土矿物间孔以及脆性矿物孔（晶间孔、次生溶蚀孔等）等孔隙类型，以有机质孔和黏土矿物间孔为主，占总孔隙比例的90％左右。有机质孔隙是页岩气最重要的储集空间，高有机碳含量与高孔隙度、高有效含气饱和度呈良好的耦合关系，表明有机质孔隙含气性好；黏土矿物间孔隙由于具有亲水性，表现出黏土矿物含量与含水饱和度呈明显的正相关关系，其含气性较差。这些成果为该区域页岩气勘探提供了技术支撑，也可供类似区域借鉴。

四川盆地元坝地区大安寨段页岩气“甜点”地震预测42-47

摘要：页岩储层的埋深、厚度、有机碳含量、脆性、裂缝发育带等是评价页岩气“甜点”的主要地质指标。为此，以四川盆地元坝地区下侏罗统大安寨段二亚段为研究对象，根据页岩气地质评价标准，在地震资料特殊处理及多种资料综合分析的基础上，提出了一套页岩气“甜点”的地震预测技术。首先，通过合成记录精细标定页岩储层位置，确定优质泥页岩的测井及地震响应特征，结合地震相分析，落实泥页岩的宏观展布；然后，利用地震波阻抗反演和GR反演技术去“灰、砂找泥”，在有机碳含量等敏感参数统计分析的基础上，通过铀曲线反演技术进行页岩储层有机碳含量及优质泥页岩厚度的定量预测；再利用裂缝预测技术预测优质页岩储层高产富集区；最后利用叠前纵、横波阻抗联合反演技术预测高脆性指数发育区，开展优质页岩储层压裂品质区的预测。通过以上地震预测技术，落实了元坝地区大安寨段二亚段页岩气“甜点”的勘探区域，为优化页岩气定向水平钻井和储层压裂改造的部署提供了依据。

天然气工业杂志开发工程

LPG无水压裂技术48-54

摘要：大多数低渗透、低产油气藏均不同程度的含有泥质，普遍存在水敏、水锁污染，常规水力压裂增产改造后返排率低，存在一定的污染，导致压裂改造效果不如人意。而国外新近研发的LPG无水压裂技术，采用液化石油气作为压裂液，对地层无任何伤害，是一种适用于低渗低产非常规气藏的新兴高效压裂技术。为此，在调研加拿大GasFrac公司LPG压裂技术的基础上，对LPG压裂液物理特性及优势、LPG压裂工艺、LPG压裂应用等方面做了重点介绍。LPG压裂作业时基本不需要水，作业全过程储层不与水接触，压裂后产生的有效裂缝面积大，返排快速彻底，投产速度快；作业时采用安全高效的全闭式注入系统，自动遥控操作，采用可视摄像头与热成像相机，实时监控整个增产作业过程中系统压力的意外变化，提供强有力的安全保障；作业后也无须投入资金进行后期废水处理，极大地缓解了环境和水资源压力。结论认为：该项具有经济、环保双重效益的压裂技术，值得引进并推广应用到页岩气“井工厂”作业中，以促进中国页岩气产业化的快速发展。

CO2干法加砂压裂技术研究与实践55-59

摘要：CO2干法加砂压裂是以CO2代替常规水力压裂液的一种无水压裂技术，国外（美国和加拿大）的实践成果表明：该方法对低压、低渗透、强水锁／水敏储层的压裂改造效果十分明显。为此，就其增产机理、压裂液体系、密封混砂装置及压裂工艺开展了一系列的试验研究，获得了一系列成果：①CO2提黏技术使超临界CO2黏度提高了240～490倍，改善了CO2压裂液的携砂性和造缝性，是实现CO2干法加砂压裂的一项关键技术；②CO2密闭混砂装置的研制实现了对CO2干法加砂压裂关键装置的配套，能够满足CO2干法加砂压裂作业的施工需要；③CO2干法加砂压裂实现了完全自主返排；④CO2干法加砂压裂利用CO2代替水基压裂液，能够大量节约压裂作业的耗水量，实现循环经济；⑤CO2干法加砂压裂工艺是可行的，对低压、低渗透、强水锁伤害储层具有较好针对性，表现出了良好的增产效果。

温度和压力对气水相对渗透率的影响60-64

摘要：气水相对渗透率是气藏开发方案设计与开发动态指标预测、动态分析和气水分布关系研究最重要的基础参数。实验室现有的气水相对渗透率测试条件与实际地层高温高压渗流条件存在着较大差异，这可能造成测试结果不能真实地反映地下渗流特征。目前在实验温度和压力对气水相对渗透率的影响研究国内外尚存在分歧。为此，在实验室常温、较低压力条件下，测试了12块岩样气水相对渗透率曲线，并进行归一化处理；从理论上建立了实验室条件与地层条件相对渗透率曲线转换关系；并以某高温高压井为例，模拟计算了不同温度、压力对气水相对渗透率的影响。结果表明：实验温度和压力不会对水相相对渗透率曲线造成影响，而对气相相对渗透率却有很大影响，在高温、高压条件下甚至能相差超过10倍。结论指出，应谨慎考虑使用实验室条件测试的气水相对渗透率来预测地层高温高压条件的开发动态指标。

普光气田开发过程水侵特征分析65-71

摘要：四川盆地普光气田为受构造一岩性控制的边水碳酸盐岩孔隙型高含硫气藏，开发过程不希望气藏过早见水而导致产能和采收率下降，以及对管柱和地面工艺设施产生严重的腐蚀。因此，有必要尽早搞清楚该气田的边底水体大小、气藏目前水侵程度、水侵特征及主控因素等问题。为此，首先利用气藏开采过程中的地层压力变化，结合地质情况和生产动态，采用快速褶积积分法和水体影响函数法对水体大小和水体能量进行估算，同时分析水侵量的大小以及水侵速度随时闻的变化关系，确定了气田目前水侵动态；然后，在对生产井地层压力和产水量变化特征进行分析的基础上，结合气田地质特征运用克里金插值等分析方法，从气藏工程角度对气田水侵动态进行宏观分析，给出了气田水侵方向趋势图；并运用气藏数值模拟分析方法，通过气田生产历史拟合进一步分析了气田纵横向上来水方向和水侵程度；最后，基于气水两相渗流过程相渗滞后效应设定束缚水饱和度，通过近似模拟水侵形成水封气的程度，进一步分析了水封气对该气田可采储量及采收率的影响。该成果为提高普光气田整体开发效果提供了技术支撑。

天然气工业杂志要闻信息

未来天然气需求主要来自亚太地区71-71

摘要：国际能源署最新公布了有关全球天然气市场中期前景的最新预测年度报告，到2019年世界天然气需求量年均增长将为2．2％，而去年他们的预测为2．4％。

天然气工业杂志开发工程

注气对固溶物沉淀影响的研究与应用72-77

摘要：注气采油是提高原油采收率的主要方式之一，在此过程中准确描述含有沥青质等高分子有机固相物质的油气体系相平衡十分必要。为此，将沉淀的沥青质视为固相，假设标准状态下必须有沥青质沉淀，将标准状态压力和温度引入沥青喷固相逸度计算，并同时考虑了标准状态压力和温度对沥青质固相逸度的影响，建立了能模拟沥青质沉淀的气、液、固三相相平衡热力学模型。据该模型计算的结果表明：①能通过比较液相沥青质逸度和固相沥青质逸度大小来判断固相沥青质沉淀的出现。②当注入某油的气体为烃类混合气体时，烃类混合气体的添加使得含沥青质原油的组分发生变化；温度相同时，注气浓度越高，沉淀的压力越大；浓度相同时，温度越低，沉淀的压力越大；当沉淀量一定时，随着注气浓度增加，油品的饱和压力随之增大；相同注气浓度下，当压力高于饱和压力时，随着压力增大，沉淀量减少。③在温度不变的情况下，注入某油的气体为CO2时，其沥青质沉淀量是注CO2浓度的函数且随着CO2浓度的增加，固相（沥青质）的沉淀量不断增大。④在注气驱油过程中，气体的注入极易引发含沥青质原油中沥青质等重质有机物的沉积。

天然气工业杂志要闻信息

国内首座深水天然气陆上处理终端投产77-77

摘要：由中国石油天然气管道局天津设计院（以下简称天津设计院）设计完成的国内首座深水天然气陆上处理终端——珠海高栏终端，于2014年5月30日全面投产。这对于我国海洋油气开发具有里程碑意义。

天然气工业杂志钻井工程

油基可循环微泡沫钻井液研制及应用探讨78-84

摘要：针对页岩气成藏特点及钻井过程中可能出现的井漏、页岩水化膨胀导致井壁垮塌等问题，开展了油基可循环微泡沫钻井液技术研究。通过室内实验，优选出适合于油基钻井液的发泡剂、稳泡剂等主要处理剂，进而研制出了油基可循环做泡沫钻斗液配方，并进行了发泡体积、半衰期、流变性、抗温性、抗污染性、防塌抑制性、封堵性等性能评价实验。结果表明：研制的油基可借环微泡沫钻井液密度在0．65～0．88g／cm^3范围内可调，流变性能良好，抗温可达到150℃，稳定时间可达60h；润滑性能，尤良，具有较好的抗水、抗钙污染性能和防漏堵漏性能，防塌抑制性强，同时具有良好的储层保护性能。最后，对该新型钻井液的应用前景进行了探讨，认为所研制的油基可循环微泡沫钻井液不仅可满足页岩气井钻井的需求，而且还可应用于低压低渗透储层和低压盐膏层钻井，具有较好的应用前景。

天然气工业杂志要闻信息

中国石油渤海钻探工程公司19项产品达到国际领先或先进水平84-84

摘要：2014年5月22日，中国石油渤海钻探工程公司3项科研创新成果通过中国石油天然气集团公司鉴定委员会鉴定，均达到国际先进水平。至此，该公司成立6年来已累计鉴定和科研新产品21项。其中，达到国际领先或先进水平的19项产品中有6项填补了国际空白，为竞技钻探高端市场奠定更加坚实基础。

天然气工业杂志钻井工程

多胺型泥页岩抑制剂对黏土水化膨胀的抑制性能评价85-90

摘要：泥页岩水化膨胀和分散引起的井壁失稳一直是钻井工程中的技术难题，因此钻遇泥页岩地层的水基钻井液中必须提高钻井液对泥页岩的抑制性，最大限度地降低井下复杂情况的发生率。为此，以有机二酸与胺为原料合成多胺型泥页岩抑制剂，并通过线性膨胀性、防膨、抑制黏土造浆、钻井液性能评价等实验，评价了其抑制性。实验结果表明：草酸、丁二酸、己二酸与四乙烯五胺按照酸与胺的摩尔比为1：2时的反应产物的抑制性最佳，浓度为0．1％的溶液与4％氯化钾溶液的抑制作用相当；钻井液加入筛选出的抑制剂后的动切力值明显降低，且土容量越大，变化越明显；在0．1%二酸-四乙烯五胺（1：2）溶液中，90min时膨润土的线性膨胀率与同条件下4．0％氯化钾溶液中的效果相近，防膨率最高可达34．41％；室温下，多胺类抑制剂所需加量少，对水基钻井液有一定的增黏作用，对膨润土水化膨胀、分散的抑制效果较好。