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天然气工业 2017年第04期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

深井超深井钻完井技术现状、挑战和“十三五”发展方向1-8

摘要：＂十二五＂期间,为解决塔里木、四川等盆地超深油气藏勘探开发所遇到的深井超深井钻完井难题,中石油研制了一批具有自主知识产权的重大装备、工具、仪器、工作液等,包括：①8 000 m钻机、四单根立柱超深井钻机、5 000/7 000 m钻机管柱自动化处理装置、精细控压钻井技术与装备、双燃料/高可靠性钻机动力机组、气体/欠平衡钻井装备等6项深井超深井核心装备;②自动垂直钻井工具、涡轮钻具、高效PDC钻头、系列复合钻头、水力脉冲提速工具、钻井井下安全监控系统、顶驱下套管装置等7项核心工具;③高温高密度水基钻井液、油基钻井液、高温大温差固井水泥浆、韧性水泥浆体系等4项钻井液和水泥浆体系。研究认为,＂十三五＂期间深井超深井钻完井所面临的挑战包括：深井超深井高温、高压、窄密度窗口、井筒完整性等,以及降本增效的巨大压力,亟待在深井超深井高效运移钻机、高效破岩钻头和辅助工具、井筒完整性、井下宽带信息传输技术等方面开展攻关并力争取得技术突破。结论认为：上述研究和试验成果有力地提升了中石油超深井钻完井的能力和水平,将对中石油油气勘探开发业务起到重要的支撑作用。

天然气工业杂志地质勘探

上扬子地区五峰组—龙马溪组优质页岩沉积主控因素9-20

摘要：为揭示上扬子地区优质页岩的分布规律和沉积主控因素,基于四川盆地南部（以下简称川南）野外露头剖面和钻井资料,结合地球化学元素测试和生物地层分析结果,从板块运动、海平面变化、古生产力、沉积速率、古地理环境等方面研究了该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩的分布规律和沉积主控因素。结果表明：①扬子地块与周缘地块的碰撞、拼合及板内变形作用总体呈现早期和缓、晚期强烈,西北部和缓、东南部强烈的态势,造就了上扬子沉降沉积中心向西北迁移,川南海域封闭性出现早期弱、晚期强的演化特征;②海平面在奥陶纪—志留纪之交呈现由深→浅→深→浅的旋回变化,早期的高海平面与稳定海盆配置,形成了海底大面积缺氧、有机质有效保存的构造沉积空间;③受构造活动和海域封闭性的影响,川南海域古生产力呈现早期高、晚期低的变化趋势,沉积速率则表现为早期慢、晚期快的变化特点;④富有机质、富硅质页岩的规模沉积和分布主要受缓慢沉降的稳定海盆、相对较高的海平面、半封闭水体和低沉积速率等因素的控制。结论认为：①该区优质页岩多期叠置、横向连片、沉积时代向西北不断变新,优质页岩形成主要在五峰期—鲁丹期,其次为埃隆期;②主力勘探层系在川南—川东坳陷区为五峰组—鲁丹阶,在威远地区为鲁丹阶—埃隆阶,在川中—川北地区则为五峰组—特列奇阶。

上扬子地区下寒武统黑色页岩矿物组成特征及其油气勘探意义21-26

摘要：下寒武统是上扬子地区海相页岩气藏的重要勘探层系之一,但受目的层埋藏深、钻井少、勘探效果不理想等因素的制约,尚存在着诸多影响勘探进展的地质问题。为此,基于X射线衍射、岩石薄片、普通扫描电镜及氩离子抛光—扫描电镜等资料,分析了该区下寒武统黑色页岩的矿物组成特征及其油气勘探意义。结果表明：①该区页岩组成以黏土矿物和石英为主,其次为碳酸盐矿物及长石,其中石英平均含量为44.60%,发育陆源石英和生物成因硅质2种类型,而黏土矿物平均含量为33.32%,以伊利石（I）含量最高、伊/蒙混层（I/S）含量不均且混层比低（一般为5%）、局部含绿泥石（C）及高岭石（K）为特征;②从该区页岩中可识别出I＋I/S＋C型、I＋I/S＋C~I＋C过渡型、I＋C型及I型4种黏土矿物组合类型,指示不同地区页岩成岩环境存在着差异;③矿物颗（晶）粒无序排列有利于粒间孔隙残存,长石向黏土矿物成岩蚀变可形成线状孔隙;④该区页岩的脆性指数一般都超过40%,具有良好的可压裂性,黔东南地区与川西南地区相比前者页岩脆性更好。

页岩储层不同赋存状态气体含气量定量预测——以四川盆地焦石坝页岩气田为例27-33

摘要：国内外学者已总结出多个页岩气含量及其相关参数的计算模型,但都存在着一定的缺陷。为了提高计算结果的准确度,基于四川盆地东南缘焦石坝页岩气田上奥陶统五峰组至下志留统龙马溪组一段页岩储层4口取心井的岩心描述及室内分析成果,结合连续的地球物理动态数据,充分考虑页岩储层在纵、横向上的非均质性,在兰格缪尔（Langmuir）模型中加入硅质矿物和黏土矿物组分,在体积模型中加入有机质影响因子,动态修正了以兰格缪尔模型和体积模型为基础的吸附气量和游离气量外推预测模型。计算结果表明：①修正后的模型对涪陵部级页岩气示范区焦石坝页岩气田单井天然气赋存状态关键参数的预测结果与岩心分析结果相关性好,其计算所得的游离气量、吸附气量和总含气量均与储层的实际含气特性相吻合;②该预测方法更适用于陆相或构造改造作用较强的海相页岩储层含气量的计算。结论认为,修正后的模型对焦石坝气田页岩储层吸附气、游离气含气量的预测是合理可行的。

低阻页岩气层含气饱和度计算新方法34-41

摘要：四川盆地涪陵地区焦石坝页岩气田的产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组,其底部一般发育厚度20 m左右、有机质含量和含气丰度均高的优质页岩气层,但是该层段却不具有最高的电阻率数值,较低的电阻率往往会导致利用电法测井信息的Archie等公式计算获得的含气饱和度远远低于实验分析值。为提高页岩气层关键参数的计算精度,开展了寻求利用非电法测井信息计算含气饱和度的方法研究。在深入分析该区页岩气层低阻成因的基础上,剖析了传统电法测井求取含气饱和度的局限性,阐述了利用中子—密度孔隙度重叠计算含气饱和度的可行性。根据页岩气层中子、密度等孔隙度测井响应特征,采用岩心实验刻度,利用密度测井值、密度孔隙度、密度与中子孔隙度的差值,以及通过优化最佳叠合系数的双孔隙度重叠等多种方法建立了页岩气含气饱和度计算模型。该新方法有效避开了电法测井中的低阻因素的影响,从根本上解决了优质页岩气层段含气饱和度计算数值偏低的问题,在实际应用中见到了良好的效果,为该区页岩气储量的准确计算提供了技术支撑。

塔西南坳陷麦盖提斜坡奥陶系白云岩油气的发现及其勘探启示42-51

摘要：塔里木盆地西南坳陷（简称塔西南坳陷）罗斯2井在奥陶系蓬莱坝组白云岩储层中获得高产工业气流,成为麦盖提斜坡近20年来最重大的油气发现。为了明确该区下一步的油气勘探方向,根据麦盖提斜坡及周缘的油气发现历程,分析了奥陶系已钻井的成功、失利因素,研究了奥陶系石灰岩风化壳和内幕白云岩储层的分布特征,厘清了油气成藏与构造圈闭形成、演化的关系,明确了该区奥陶系油气成藏的主控因素,讨论了油气分布与新元古代裂谷的关系。结果表明：①麦盖提斜坡奥陶系白云岩比石灰岩储层更发育,中奥陶统鹰山组上段石灰岩风化壳储层主要分布在断裂带,储层空间主要为高角度未充填裂缝,下奥陶统鹰山组下段和蓬莱坝组内幕白云岩储层横向分布稳定,储层空间主要为小型溶蚀孔洞,在地震剖面上表现为＂串珠＂状反射特征;②油气发现主要集中在断裂带,构造围斜部位奥陶系白云岩岩溶储集体形成的岩性圈闭是下一步的主要勘探目标;③寒武系烃源岩的分布状况是决定该区奥陶系油气勘探成功率的关键因素,受塔西南坳陷新元古代裂谷控制,坳陷中段是油气勘探的有利区带,发育奥陶系—上寒武统白云岩与石炭系泥岩、下寒武统白云岩与中寒武统膏盐层等多套油气生储盖组合。

渤海湾盆地冀中坳陷深层古潜山油气成藏模式及其主控因素52-59

摘要：渤海湾盆地冀中坳陷深层古潜山油气资源勘探程度较低,但仍具有良好的资源潜力和勘探前景。为此,通过综合分析成藏地质要素,结合有机地球化学分析及流体包裹体等测试结果,研究了深层古潜山油气成藏的主控因素,揭示其油气成藏过程并建立了油气成藏模式。结果表明：①该区深层古潜山油气成藏主要受烃源岩的演化特征、储集体的储集性能以及异常高压等因素的共同控制;②深层古潜山主要存在2种油气成藏模式,一种是早期成藏模式,即古近系沙河街组一段末期—新近系馆陶组末期生成的低熟—成熟油气在浮力和水动力驱动下,向上倾方向充注至古潜山储集体而聚集成藏,具有＂侧向油源—缝洞储集—常压充注—早期成藏＂的特征,而另一种则是晚期成藏模式,即新近系明化镇组以来生成的轻质油和天然气在异常高压驱动下,向下或侧向充注至古潜山储集体而聚集成藏,具有＂顶侧油源—缝洞储集—高压倒灌—晚期成藏＂的特征。结论认为：寻找与高成熟烃源岩接触的深层古潜山圈闭应成为该区富油气凹陷重要的勘探策略。

天然气工业杂志要闻信息

中油工程拿下25.2亿美元天然气大单59-59

摘要：2017年4月11日,中国石油工程建设有限公司（以下简称中油工程）拿下俄罗斯天然气项目,与俄罗斯NIPIgas公司签署俄罗斯阿穆尔天然气处理厂非专利设备标段EPC总承包合同,合同额达25.2亿美元。阿穆尔天然气处理厂项目位于阿穆尔州斯沃博得内区,距离中国黑河约200 km,

天然气工业杂志开发工程

页岩压裂裂缝网络预测方法及其应用60-68

摘要：页岩储层天然裂缝发育,加上水力压裂所形成的复杂裂缝网络,可以为油气流动提供有效通道,然而复杂裂缝网络扩展对压裂裂缝识别与优化设计也提出了新的技术挑战。为此,综合考虑天然裂缝与水力裂缝相互作用、缝间＂应力阴影＂等影响,应用流体力学与断裂力学理论,建立了裂缝网络扩展模型（FNPM）,实现了不同力学参数、不同天然裂缝等条件下裂缝扩展方位、几何尺寸、支撑裂缝面积等多指标预测。理论模拟和现场实例应用结果表明：①改造裂缝网络扩展受控因素多,地应力差、簇间距及净压力等参数决定了＂应力阴影＂效应的强弱,天然裂缝与水力裂缝之间的相互作用机理决定了改造裂缝网络的复杂程度;②地应力差相同时,簇间距越小,＂应力阴影＂效应越强,水力裂缝扩展偏离主应力方向,裂缝宽度减小,不利于加砂;③天然裂缝内摩擦系数、天然裂缝与水力裂缝夹角越小,净压力越高,天然裂缝越容易开启或剪切,增加了改造裂缝的复杂性;④裂缝扩展方向、裂缝长度二者预测具有较好的一致性,但受天然裂缝发育差异的影响,局部压裂段有一定的差异性。所提出的裂缝预测方法为页岩改造裂缝识别与后期压裂设计提供了技术支撑。

天然气工业杂志要闻信息

中石化涪陵页岩气田累计供气量突破100×10^8m368-68

摘要：中国石化新闻办近日宣布,位于四川盆地的涪陵页岩气田累计供气量已突破100×10^ m3,目前,涪陵页岩气田日销售页岩气达1 600×10^ m3,相当于3 200万户居民每日的用气需求量。这标志着我国页岩气已加速迈进大规模商业化发展阶段,页岩气商业开发已经形成了完整的产业链。

天然气工业杂志开发工程

基于最优SRV的页岩气水平井压裂簇间距优化设计69-79

摘要：水平井分段分簇压裂时的簇间距大小对页岩气藏的压裂改造效果具有重要影响,过小的簇间距设计将导致分簇主裂缝之间的改造区重叠,降低压裂改造效率;而过大的簇间距设计则会在主裂缝之间产生未改造区,影响储层的动用程度。目前的簇间距优化设计主要基于静态模式下进行且以储层潜在改造区为目标,没有发展与实际压裂过程相吻合并以动态储层改造体积（SRV）为目标的簇间距设计方法。为此,考虑裂缝扩展、压裂液滤失和应力干扰相互耦合的作用机制,建立了分簇裂缝扩展下的动态SRV计算模型,以最优SRV为体积压裂设计的目标,对簇间距进行优化设计。在四川盆地涪陵地区焦石坝页岩气田开展了簇间距优化实例应用,验证了所建立方法的可靠性,分析了影响最优簇间距的关键地质工程参数,并针对该气田南、北不同区块不同地质特征,分别绘制了最优簇间距设计参考图版。结论认为,所建立的簇间距优化设计方法对改善目前分簇射孔的盲目性、指导页岩气藏体积压裂优化设计具有重要的作用和意义。

页岩气水平井产量影响因素分析80-88

摘要：中国是全球第3个商业化开发页岩气的国家,到2030年页岩气规划产量为800×10~8~1 000×10~8 m~3,展现出良好的发展前景。长宁—威远和昭通部级页岩气示范区页岩气开发效果显示,目前该区页岩气水平井平均测试产量达到19×10~4 m~3/d,但测试产量却高低参差不齐。为此,从地质和工程两个方面分析了上述示范区页岩气水平井产量影响因素,提出了不同区块水平井提高单井产量的技术方向;根据含气量差异将优质页岩段进一步细分为4类储层,评价水平井Ⅰ类储层钻遇率;依据天然裂缝发育程度、主应力非均质性、脆性指数等工程参数来评价储层改造条件;建立压裂加液量、加砂量、施工排量和返排率与测试产量之间的相关关系;评价压裂形成裂缝复杂程度。研究结果表明：①长宁区块Ⅰ类储层钻遇率高于威远和昭通区块,且当水平井Ⅰ类储层钻遇率大于50%,可保障气井测试页岩气产量高于15×10~4 m~3/d、预计单井最终可采储量（EUR）高于8 000×10~4 m~3;②昭通区块储层改造条件和压裂形成的裂缝复杂程度均优于长宁和威远区块,但加砂量和施工排量等压裂施工参数偏低,制约了前者水平井的测试产量。结论认为,昭通和威远区块进一步提高Ⅰ类储层钻遇率、昭通区块进一步优化压裂施工参数是提高上述示范区页岩气水平井单井产量的主要技术方向。

天然气工业杂志要闻信息

中国石油2016年经营业绩好于预期88-88

摘要：2017年3月30日,中国石油天然气股份有限公司（以下简称公司）宣布,面对2016年复杂严峻的国内外经济形势,公司坚持稳健发展,统筹国内外两种资源两个市场,集中发展油气主营业务,根据市场变化调整优化生产运营,不断改革创新管理模式和完善经营机制,深化开源节流降本增效,夯实安全环保基础,全年生产经营平稳受控。

天然气工业杂志钻井工程

大位移井超高抗扭双台肩钻杆接头的设计89-97

摘要：为解决大位移井钻杆接头剪切失效的突出问题,根据钻杆接头受扭时的变形协调关系,设计出一种高抗扭双台肩钻杆接头,其结构特征为：主、副台肩长,螺纹锥度小以及牙底圆角半径大。首先基于虚功原理、Von Mises屈服原则以及接触非线性理论,建立该钻杆接头的三维数值仿真模型;然后利用正交优化方法,对其关键结构参数进行正交优化,获得了该钻杆接头关键结构参数的最优组合为：锥度1︰16、螺距6.55 mm、导向面角度29°、承载面角度28°、牙高3.755 mm。进而采用Abaqus和Fe-safe对比计算了该钻杆接头与API钻杆接头的承载性能和疲劳性能。结果表明：①该钻杆接头与API钻杆接头相比,抗拉性能提高10.65%,抗扭性能提高62.5%,抗弯性能提高2.75%,抗压性能提高52%;②该钻杆接头比API钻杆接头的拉压疲劳寿命提高1.19倍,弯曲疲劳寿命提高1.74倍,扭转疲劳寿命提高550倍,复合疲劳寿命提高28.79%。结论认为,该钻杆接头在不降低抗拉能力、抗弯能力和抗压能力的前提下可以大幅提高抗扭能力,可更好地满足大位移井的钻井条件。

天然气工业杂志要闻信息

哈萨克斯坦南线天然气管道形成60×10^8m3天然气年输气能力97-97

摘要：2017年4月14日,位于哈萨克斯坦阿克纠宾州的巴佐依压气站开机投产。这标志着由中国和哈萨克斯坦共同投资建设、备受哈萨克斯坦社会各界瞩目的哈萨克斯坦南线天然气管道形成了每年60×10^ m3的天然气输气能力。该管道项目是中国和哈萨克斯坦两国能源合作的重点项目,

天然气工业杂志钻井工程

大压差条件下水泥环密封完整性分析及展望98-108

摘要：为解决目前页岩气井、深井油气勘探开发中广泛存在的环空带压问题,结合理论研究成果及实验室模拟结果,分析得出了目前在＂深层、低渗透、非常规＂油气资源勘探开发过程中,大压差条件是造成水泥环密封完整性失效主要原因的认识。通过对四川盆地页岩气井、安岳气田和塔里木盆地库车山前等区块高温高压深井在钻井、压裂、生产过程中大压差工况进行梳理和定量计算,运用计算结果解释了上述两个地区气井在大压差条件下水泥环密封完整性失效的原因：加载阶段水泥环周向出现的拉应力、加载—卸载工况使水泥环产生塑性变形、在卸载过程中界面产生拉应力等,造成水泥环拉伸破坏及界面微环隙,从而破坏密封完整性。归纳总结了井筒全生命周期各环节出现密封完整性失效的风险,初步提出了大压差条件下保障水泥环密封完整性的应对措施：①提升水泥石抗变形能力;②提高第一界面及第二界面胶结力;③提高界面接触力。

沿井筒方向变化的CO2分压对油管服役时间的影响规律研究109-115

摘要：开展沿井筒方向变化的CO2分压下油管服役时间规律研究,有助于最大限度地延长油管使用年限。为此,将CO2分压引入Q/HS14015标准腐蚀速率模型中,结合坐封、生产和开发过程中油管服役工况,建立了以油气产量和腐蚀环境为参数的井筒CO2分压耦合计算模型。应用该模型的计算结果表明：①沿井深方向CO2分压呈多项式分布,同一井深处,产量越大,CO2分压越小;②与实测井筒CO2分压相比,井底段CO2分压计算值吻合度高,井口段CO2分压受温度、井筒压力和CO2摩尔含量降低影响,计算值误差较大;③相同CO2分压下,腐蚀速率随温度的增加先增大后减小;④CO2分压与服役时间内油管强度呈反比;⑤一定井深下,相对于温度,CO2分压对腐蚀后油管强度影响更明显。结论认为：以井筒CO2分压为基础,结合腐蚀速率和油管坐封、生产和开发过程中所受外挤、内压、拉力服役工况预测油管服役时间的方法,能够进一步优化CO_2腐蚀环境下的油管选材,节约油气井建井成本,在生产中的应用效果也证明了该方法的可行性。

天然气工业杂志集输与加工

国内天然气管道强度设计系数的评估研究116-122

摘要：采用管道单一强度设计系数方法无法科学地反映管材性能、管道施工和管道运行维护水平。为了克服上述方法的不足并评估和改进现行《输气管道工程设计规范》（GB 50251—2015）中规定的天然气管道强度设计系数,采用基于可靠性的天然气管道设计方法,针对国内近4×10~4 km已建天然气管道,根据管道压力、管径、管材钢级等划分了258种计算工况;在满足天然气管道目标可靠度的前提下,应用国内的管材、焊接情况、腐蚀情况和运行维护情况等统计数据,经过大量迭代计算得到了天然气管道的临界壁厚,并反推得到了不同工况下的天然气管道等效设计系数。研究结果表明：①从一级地区到四级地区,由可靠性方法反推得到的天然气管道强度设计系数均随管道管径的增大而逐渐增大;②小管径工况的天然气管道强度设计系数一般小于国家标准规定值;③大管径工况的天然气管道强度设计系数则大于国家标准规定值。进而分别对不同地区等级的小管径管道（管径不大于508 mm）、中等管径管道（管径介于508~711 mm）和大管径管道（管径介于711~1 219 mm）的强度设计系数进行了细化和调整,增强了其合理性。