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天然气工业 2015年第05期杂志 文档列表

天然气工业杂志地质勘探

火山岩期次划分及分布预测方法——以松辽盆地徐家围子断陷安达凹陷为例1-7

摘要：安达凹陷位于松辽盆地徐家围子断陷北部,其烃源岩品质优越,下白垩统营城组火山岩储层致密,以岩性气藏为主要类型。该区火山机构类型多样,具有多期喷发、叠置分布的特征。目前该凹陷天然气勘探程度相对较高,储层相对发育的明显火口区目标已基本钻探完毕,亟须寻找新的勘探目标。为此,通过岩心、测井响应和地震反射的标志建立起了火山喷发期次划分标准,结合井—震骨架剖面分析,认为该凹陷存在3期火山喷发,并利用地震相干体和趋势面分析等技术,对各期次火山机构和相带展布进行了预测。结果表明：岩相和岩性分布特征决定了该区火山岩储层呈现出西好东差、南好北差的分布格局,西部以岩性—构造气藏为主,东部为致密岩性气藏。最后依据研究成果,落实有利勘探面积950km^2,新识别出超过30个火口区、近火口区,落实了1000×10^8m^3天然气资源潜力。

一种厘定复合辫状河道砂体期次的新方法8-14

摘要：在对辫状河发育的地层进行小层划分对比研究过程中,常常遇到某些单井钻遇的厚层辫状河道砂体无法分期的情况,给辫状河道的平面组合和识别带来很大困难。为此,通过分析研究岩心、测井录井、野外露头剖面和现代卫星图片等资料,总结出了一套简单且行之有效的方法,就是在标志层顶拉平的基础上,采用＂去压实效应邻井单期河道标定法＂,用邻井的期次可明显划分的单期河道去标定复合河道,最终完成复合河道的分期。以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区下二叠统石盒子组8段下亚段2小层为研究对象,基于连续取心的岩心标定法验证结果表明：①该方法分期精度较高,有助于揭示砂体空间叠置与局部砂体富集规律,提高砂体的钻遇率;②在消除压实效应过程中,采用了＂松弛回弹技术＂对因泥岩段的大量压实造成的河道上拉进行了拉伸复位,从而提高了同期河道对比的准确性,避免了误判。结论认为：该方法能够对切叠较严重、分期难度较大的复合辫状河道进行准确分期,可为后续小层地层精确对比和同期河道砂体的平面预测提供技术支撑。

四川盆地东南地区龙马溪组页岩气有效保存区综合评价15-23

摘要：受差异构造边界的制约,四川盆地东南地区（简称川东南）中新生生差异构造变形,使得保存条件成为控制该区下古生界页岩气富集的主要因素。为此,从制约保存条件的直接原因——构造作用出发,对该区页岩气保存条件进行了综合评价。首先以构造研究为先导,立足于中新生代差异构造变形方式和强度,将评价区划分为7个构造形变带,并对各构造形变带的断裂规模、断裂密度、顶底板岩性和厚度、目的层埋深、构造形态和裂缝间距指数等影响因素进行系统揭示,确立页岩气有效保存区的评价指标和标准,建立页岩气保存条件综合评价体系。在此基础上,依据该区页岩气保存条件最优评价参数标准,对7个构造形变带下志留统龙马溪组页岩气的保存条件进行了宏观评价。结果表明：齐岳山断裂以西地区的保存条件整体上好于东侧;齐岳山断裂以东地区,以武隆断褶带的保存条件为最好,其次为彭水断褶带和黔江断褶带,道真叠加断褶带、务川叠加断褶带和沿河叠加断褶带相对较差。

天然气工业杂志要闻信息

BP报告预测2035年中国将成为全球第二大页岩气产区23-23

摘要：据BP集团2015年4月28Et在北京的一份报告预计，到2035年，中国的页岩气产量将占全球页岩气增量的13％，届时，中国和美国将提供85％的全球页岩气产量。

天然气工业杂志地质勘探

鄂尔多斯盆地大牛地气田铝土质泥岩储层的测井评价24-30

摘要：大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部,总体上属于致密砂岩气藏,该区石炭系本溪组发育铝土质泥岩,传统上认为其是下古生界风化壳的盖层;但研究后却发现本溪组铝土质泥岩不同于一般的泥岩或页岩,前者具有更好的孔隙网络,同时也有较好的气测显示,可以作为潜在储层。为此,利用烷烃气碳同位素比较法,首先判别了该区铝土质泥岩储层的气源,发现其天然气来源于石炭—二叠系煤成气、下古生界碳酸盐岩自生气和铝土质泥岩内部泥页岩自生气所组成的混源气,而以石炭—二叠系煤成气为主;在此基础上,利用常规测井和特殊方法测井资料总结出了铝土质泥岩储层的测井响应特征,进而分析、评价了形成储层的原因及储层的品质;最后对该区本溪组铝土质泥岩储层的厚度进行了平面分布预测。结果表明：该类储层普遍发育,连续性较好,但其厚度不均匀（介于2.0~21.6m）,总体上由北西向南东方向逐渐变厚。该研究成果为大牛地气田铝土质泥岩储层的勘探开发提供了技术支持。

天然气工业杂志要闻信息

2020年全球LNG年需求量有望达到4×10^8t30-30

摘要：据安永咨询公司最新的《环球LNG报告》，预计2020年前，全球LNG需求量年均增长5％～6％，2020年后增速放缓至预计到2020年，全球年LNG年需求量将达到4×10^8t，其中中国LNG年进口需求量将增长至8100×10^4t。

天然气工业杂志地质勘探

砂岩高温超临界CO2水岩模拟实验及其地质意义31-38

摘要：在中国东部的含油气盆地中发育有较多的高含CO2天然气藏,其富含的CO2为深层高温CO2气体沿断层向上运聚而成。在高温CO2的运聚过程中,与之接触的砂岩储层会发生超临界CO2水岩反应,过去对这方面的研究报道较少。为此,利用采自柴达木盆地冷湖构造带南八仙气田新近系的砂岩样品,开展了超临界CO2—水—砂岩反应模拟实验（温度为150℃、压力为15MPa）。结果表明：①高温超临界CO2侵入后,主要对砂岩中的方解石、黏土、石英等矿物产生重要影响,而对长石的影响较小;②酸性流体环境导致方解石不仅被大量溶蚀,还经历了由溶蚀→单向短锥形生长→双向长锥形复三方偏三角面体生长的过程;③黏土矿物含量明显减少,石英含量则明显增加,原因在于形成了较多的次生石英,其形成演化经历了微晶石英→他形石英→柱状或团块状石英的过程;④长石含量变化很小,未发现长石明显溶蚀的现象,反而存在钠长石含量的微弱增加。结论认为：高温超临界CO2水岩反应会推进火山侵入岩围岩中砂岩储层的致密化。

天然气工业杂志要闻信息

我国天然气的剩余可采资源量为石油的1．7倍38-38

摘要：据国土资源部2015年5月6日的消息，我国天然气的资源潜力大于石油。截至2014年底，全国石油和天然气分别累计采出62亿吨、1．5万亿立方米，剩余可采资源量分别为206亿吨、38．5万亿立方米。按照1111立方米天然气折算1吨石油来换算，天然气剩余可采资源量约为石油的1．7倍，新增地质储量90％以上为整装、未开发储量，进一步增储上产的潜力很大，未来我国将进入天然气储量产量快速增长的发展阶段。

天然气工业杂志开发工程

高效脉冲式加砂压裂技术研究与实践39-45

摘要：随着致密砂岩气藏的深入开发,压后气井稳产时间短、产量递减快的问题日益凸显。因此,对人工裂缝有效穿透率及导流能力要求也就越来越高。脉冲式加砂压裂技术引入缝内非连续多层铺砂理念,通过可高频切换的脉冲混砂车、密集多簇射孔技术及特殊纤维材料,确保支撑剂段塞的流动稳定性并最终在裂缝内部形成非均匀铺置砂柱与沟槽,从而使得裂缝导流能力相对常规均匀铺砂提升几个数量级。室内工程模拟评价及现场试验结果表明：压前储层评价、脉冲时间设计、可降解纤维及配套设备的优化是脉冲式加砂压裂工艺成功的关键;与常规压裂相比,其压后产量得以大幅提升,同时还可降低支撑剂用量和减少砂堵风险。在鄂尔多斯盆地苏里格气田桃7区块首次完成了3井6层次自主化脉冲式加砂压裂技术先导性试验,其平均支撑剂用量降低了28.3%,平均加砂强度降低了21.88%,压后平均日产气量提高了26.8%。结论认为：该项技术为我国致密砂岩气藏提供了一种高效、环保的储层改造工艺选择。

天然气工业杂志要闻信息

我国首条大口径、高压力页岩气外输管道建成投运45-45

摘要：2015年5月11日，来自重庆涪陵部级页岩气示范区焦石坝区块的页岩气成功在涪陵增压站点火成功，这标志着国内首条大口径、高压力页岩气外输管道——涪陵一王场管道顺利建成投运。

天然气工业杂志开发工程

火山岩储层裸眼水平井压裂裂缝复杂程度的定量诊断46-51

摘要：为提高松辽盆地北部徐深气田二、三类火山岩储层的开发效果和单井产量,经多年探索,逐步形成了以裸眼管外封隔器多级滑套分段压裂工艺为主体的水平井多段压裂技术。但裸眼水平段压裂过程中裂缝起裂位置随机、压开多条裂缝概率大等因素会导致裂缝系统更加复杂,极易产生砂堵风险,以往的分析诊断方法也表现出了一定的不适应性。为此,针对该区火山岩气藏裸眼水平井开展了裂缝复杂性机理研究,在原有直井诊断分析方法基础上,建立了裸眼水平井复杂裂缝物理模型和数学模型,确定用等效裂缝数、等效裂缝宽度、等效滤失系数来定量表征裂缝的复杂程度,开展了缝间应力干扰及附加净压力研究,最终形成了通过测试压裂诊断分析来定量识别裸眼水平井裂缝复杂性的方法和指标,并提出相应的现场控制措施,在实践应用中获得了较好的效果,确保了徐深气田裸眼水平井压裂的成功实施。该方法也可用于其他类似储层复杂裂缝的诊断分析。

微观孔隙分形表征新方法及其在页岩储层中的应用52-59

摘要：油气储层微观孔隙结构定量研究对储层评价及微观渗流具有重要意义。为此,运用分形几何原理对10组岩样CT扫描的微观孔隙结构进行定量描述,采用最小二乘法确定了微观孔隙结构的分形维数及自相似区间,指出微观孔隙结构分布具有多重分形特征,据此推导了微观孔隙结构的多重分形概率分布函数,并验证随机分形表征的有效性,最后应用该分形定量表征新方法研究页岩纳米孔隙微观结构,建立了页岩三维纳米微观孔隙网络模型。计算结果表明：①与单一分形描述方法相比,多重分形法将复杂微观孔隙结构分成不同自相似区间并能精确地定量表征;②与其他统计方法相比,采用建立的分形概率分布新函数随机计算产生的孔隙数据与真实储层数据吻合度高,使微观分布特征研究可以从传统描述转变为定量化计算。结论认为,该研究成果补充了传统页岩纳米孔隙的定量表征方法,为精细定量化表征微观储层结构以及三维微观孔隙网络模型的构建奠定了理论基础。

牙哈凝析气藏二次注气抑制反凝析机理及相态特征60-65

摘要：为解决凝析气藏天然气回注率不足,地层压力低于露点压力而出现的反凝析损失等问题,以塔里木盆地牙哈凝析气藏反凝析损失监测井地层流体取样器（MDT）取样为基础,运用高温高压PVT相态实验测试和模拟技术,建立了牙哈凝析气藏二次循环注气抑制反凝析损失机理的相态特征研究方法,对提高牙哈凝析气藏凝析油采出程度的可行性和有效性做出了评价。通过目前地层压力下反凝析油和剩余凝析气体系的实验室再现,分别测定了其色谱组成、相态特征和p-T相态图;分别针对反凝析油和地层剩余凝析气,开展了注气增溶膨胀实验、多次接触抽提实验和注气抽提实验,对地层剩余平衡凝析气还开展了加注干气传质扩散过程非平衡相态行为实验;分析了二次循环注气抑制反凝析损失、降低其反凝析油饱和度、使凝析油产生相态反转的相行为机理;给出了二次循环注气开发时应尽量使其注气压力高于露点压力的建议,当注入0.82PV时,凝析油累积采出程度将提高13.55%。该研究成果为牙哈凝析气藏的增产提供了重要技术支撑。

天然气工业杂志钻井工程

四川盆地元坝气田低压地层井漏引发套管变形的瞬态动力学研究66-72

摘要：四川盆地元坝气田某新钻超深井完井过程中,因封隔三叠系石灰岩井段的厚壁套管段和镍基合金套管段出现长井段、大尺度变形的现象而被迫侧钻新井眼,因而有必要对超深井常规钻完井工艺的适应性进行重新认识。为此,依据该井井筒条件和现场施工数据,从动力学角度分析了低压地层井漏引发的井筒压力场变化,进而描绘了不同时间井筒内外压差的变化规律,从理论上揭示出发生该复杂情况的根本原因：低压地层瞬时漏失产生的压力波,将导致井下封闭空间内的压力重新分布,进而导致局部低压区附近的套管被压溃。据此对避免此类工程复杂提出了具体建议：①对裸眼完井、衬管完井或已射孔井采取井下封闭套管作业时,应考虑井漏对套管的潜在损害;②慎重选择井下封闭点与封闭方式,封闭点宜选择在固井质量较好的井段,或尽量选择靠近套管鞋的位置;③封闭方式除采用水泥塞外,也可以考虑使用机械桥塞封闭。结论指出,良好的固井质量对于预防该类套管变形有着重要的作用。

四川盆地元坝气田钻井液转化为完井液的工艺技术73-78

摘要：四川盆地元坝气田超深、高温、高压、高含硫化氢等特殊复杂地质条件,导致试气测试工作一直存在着诸多技术难题,特别是测试工作液长期高温静置后易出现降解或固化现象,引起测试管柱、安全阀等工具失效,既造成非生产时效增加,又伤害储层,甚至导致井下事故频发。为此,通过大量室内模拟实验,以降本增效为原则,对现有钻井液进行调整,进而转换为试气测试用完井液,后者具有配伍性好、抗高温稳定性强、储层保护性好、成本低等优点;配套形成的钻井液转换为完井液工艺技术,具有工艺简便、操作性强、易推广的特点;在此基础上,提出了一套适合元坝气田的完井液技术评价方法及技术性能指标。通过元坝气田超深水平井的现场应用,在160℃条件下静置250d后性能保持稳定,完井液上、下层密度差小于0.03g/cm3,满足了该气田超深水平井衬管完井的工艺要求。

四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术79-84

摘要：四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂。为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构。生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本。该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3d,大幅度提高了钻井技术经济指标。

天然气工业杂志要闻信息

准噶尔盆地腹部最深探井开钻84-84

摘要：2015年4月17日，中国石油西部钻探工程公司70114钻井队承钻的准噶尔盆地腹部最深探井达探I井开钻。达探1井是新疆油田今年部署的第一口风险超深探井，也是中国石油近5年在准噶尔盆地腹部钻探的最深探井。

天然气工业杂志集输与加工

腐蚀作用下城市埋地燃气管道的失效概率分析85-89

摘要：失效概率确定是管道定量风险评价的核心内容。为此,针对城市燃气输配管道特点,通过建立管道失效概率模型,利用可靠性理论得出了腐蚀作用下城市埋地燃气管道失效概率随服役年限的变化情况,并对影响管道失效概率的随机参数进行了分析。结果表明：在管道投入运行初期,腐蚀对管道失效概率的影响较小,其余参数的相对影响随工作压力大小而变化,当工作压力小于2.5MPa时,竖直荷载是影响城市埋地燃气管道失效概率的最主要因素;随着工作压力的增加,竖直荷载影响失效概率的重要性逐渐下降,材料屈服强度、管道壁厚的重要性逐渐增加,而工作压力的重要性显著增加;当工作压力达到4.0MPa时,对管道失效概率影响较大的因素为材料屈服强度、工作压力、竖直荷载和管道壁厚等;随着管道服役年限的增加,腐蚀对失效概率的影响增大并逐渐占据主导地位,在管道运行后期,影响管道失效概率的主要参数是腐蚀指数、腐蚀乘子和工作压力。