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天然气工业 2018年第02期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

长宁——威远部级页岩气示范区建设实践与成效1-7

摘要：四川盆地南部长宁—威远地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富、页岩储层品质较优,2012年被确定为部级页岩气示范区。为了给中国的页岩气勘探开发提供可资借鉴的经验,在对该示范区勘探开发历程进行划分的基础上,总结了各阶段所形成的主体技术和取得的成果认识,以期为四川盆地页岩气勘探开发迈上新台阶夯实基础。研究结果表明：（1）通过10余年的不断探索,川南地区页岩气勘探开发历经了评层选区、先导试验、示范区建设3个阶段,当前已迈入新的发展时期;（2）该示范区建设经历了3轮优化调整：第一轮建产井严格执行开发方案设计的主体技术、第二轮对设计和工程技术方案进行了全面优化、第三轮全面推广地质工程一体化技术,3轮持续调整优化了设计、完善了主体技术、提高了页岩气单井产量;（3）目前,该示范区已建成25×108 m3的页岩气年产能力,掌握了3 500 m以浅页岩气有效开发的方法和手段,得益于技术的不断进步,已初步实现了页岩气规模效益开发。结论认为,该页岩气示范区建设过程中,持续深化评价了页岩气资源、落实了可工作有利区资源及分布、完成了体系建设,川南地区页岩气快速上产的时机已经成熟。

天然气工业杂志地质勘探

四川盆地高石梯地区震旦系灯影组气藏高产井地震模式新认识8-15

摘要：四川盆地震旦系灯影组为一套主要受沉积和岩溶作用控制的缝洞型储层,以缝洞尺度小、地层岩性复杂、储层纵横向非均质性强等为特征,致使储层钻遇率较低、单井天然气产能差异较大。为了解决该区储层地震识别存在多解性的难题,在对位于乐山—龙女寺古隆起南翼的高石梯潜伏构造区灯四段进行地层精细划分的基础上,结合气井测井、测试资料确定储层组合类型,利用高分辨率地震资料开展了不同储层组合类型典型井的地震响应特征及高产井地震模式研究。结果表明,该区灯四段可划分为3种储层组合类型,对应于3类地震模式：（1）Ⅰ类地震模式,具有“宽波谷＋双亮点”或“宽波谷＋复波”地震响应特征,缝洞发育,为开发阶段首选的高产井地震模式,可实施大斜度井或水平井工艺;（2）Ⅱ类地震模式,具有“宽波谷”地震响应特征,缝洞较发育,为中产井模式,可实施大斜度井工艺;（3）Ⅲ类地震模式,具有“宽波谷＋亮点”地震响应特征,缝洞欠发育,为较低产能井模式,可实施水平井工艺。该地震模式新认识的现场应用效果表明,储层钻遇率超过60%,已完成的8口井平均测试天然气产量高达75.34×104 m3/d。结论认为,基于地震相、缝洞预测及靶体设计一体化的高产井地震模式,支撑了该区天然气勘探开发井位部署和钻井轨迹调整,取得了良好的应用效果。

四川盆地中部中二叠统热液白云岩储渗空间类型及成因16-24

摘要：近年来,四川盆地川西北地区有多口井在中二叠统栖霞组、茅口组钻获高产气流,展现出该层系巨大的天然气勘探潜力,但有关该盆地中二叠统白云岩储层的成因机理则众说纷纭,一直未达成共识。为此,基于川中地区栖霞组、茅口组岩心及薄片等岩相学特征,以及碳、氧、锶同位素和包裹体均一化温度等地球化学特征,开展了中二叠统热液白云岩储渗空间类型及储渗相特征研究,分析了白云岩储层的成因及其控制因素。结果认为：（1）茅口组、栖霞组石灰岩地层经历了构造控制热液活动,发育萤石、鞍状白云石、天青石的热液矿物组合和膨胀角砾结构;（2）较之于宿主石灰岩,细—中晶云岩和鞍状白云石均呈现出δ18O负偏移、87Sr/86Sr正偏移;（3）中二叠统形成由热液溶孔、热液白云岩晶间孔、热液溶洞、热液扩溶缝等4种储渗空间构成的热液白云岩储渗体。结论认为：（1）热液白云岩储集相发育和分布受深大断裂的控制,呈“透镜状”分布在具“下凹”地震反射特征的区域;（2）中二叠统热液白云岩储集相与下伏烃源岩和上覆封堵层的有机组合可构成有利的天然气勘探目标。

应用测井储层品质综合评价指数来判别储层的有效性——以四川盆地西部地区二叠系栖霞组为例25-32

摘要：四川盆地西部地区二叠系栖霞组颗粒白云岩储层目前已成为该区天然气勘探开发的新热点。由于栖霞组具有溶蚀孔洞和裂缝均较发育、基质孔隙度低、非均质性强的特点,采用传统的孔隙度评价方法来评价储层的有效性容易出现失误,导致对气井产能的预测值与实际测试结果偏差较大。为此,从分析该区栖霞组的储层特征入手,通过数值模拟研究和对特殊测井资料的精细处理,建立了川西地区栖霞组储层有效性的评价方法和评价标准。研究结果表明：（1）常规测井＋电成像测井特殊处理计算基质孔、次生溶蚀孔洞面洞率,可用于评价储层的储集性;（2）深浅双侧向测井＋电成像测井＋斯通利波能量资料,可用于评价储层的渗滤能力;（3）所建立的栖霞组有效储层标准为：储能系数大于等于0.6、深侧向电阻率小于5 000Ω·m、面洞率大于0.6%、斯通利波衰减大于等于10%、储层综合评价指数大于等于0.25,该评价标准能较好地表征储层的品质和气井产能。该套评价方法及标准在现场应用的效果表明：储层有效性符合率由70%提升到90%以上,基本解决了该非均质碳酸盐岩储层有效性评价的技术难题,为试油选层、完井工程和开发方案的确定提供了依据,降低了天然气勘探开发成本。

天然气工业杂志要闻信息

中石油境内天然气年产量首超1000亿立方米32-32

摘要：中石油2017年天然气业务取得历史性突破,产量达到1 033×10 8 m 3,同比增长5.3%,首次突破1 000×10 8 m 3,占到国内天然气产量的70.1%、消费量的44%。据测算,1 000×10 8 m3天然气燃烧值接近于1×10 8 t石油,相当于替代国内1.33×10 8 t煤炭,也相当于减排二氧化碳1.42×10 8 t、二氧化硫220×10 4 t。按一棵树每年吸收100 kg二氧化碳来计算,相当于新植14.2亿棵树。数据显示,2017年,中国天然气消费量重回两位数增长,总消费量同比增长约17%,天然气对外依存度快速攀升。与此同时,

天然气工业杂志地质勘探

四川盆地西部龙门山地区中二叠统碳酸盐岩储层特征及勘探方向33-42

摘要：四川盆地西部龙门山地区近年来相继在ST1井、LT1井中二叠统栖霞组—茅口组钻获高产工业气流,展现出良好的天然气勘探前景。为了进一步认识该区天然气聚集层系的储集性,基于大量的地面露头与钻井资料,采用宏观与微观相结合的方法,分析了该区栖霞组—茅口组的储层特征及其主控因素,并结合已开发气藏的特征,综合评价了有利的天然气勘探区带。研究结果表明：（1）龙门山北段前缘及南段前缘在中二叠世沉积期发育台地边缘滩微相,是有利于规模储集体发育的地区;（2）中二叠统储集体主要为缝洞—孔隙型与孔隙—缝洞型,前者常见于栖霞组,而后者则多见于茅口组;（3）控制中二叠统储层大规模发育的因素主要是沉积微相、白云石化作用、溶蚀作用及构造破裂,沉积微相是储层规模发育的基础,白云石化作用和溶蚀作用改善了储层的渗流能力,构造破裂则促进了大规模的溶蚀改造作用。结论认为：（1）龙门山北段中坝—双鱼石台缘滩区是最有利的天然气勘探区带;（2）龙门山南段莲花山—平落坝台缘滩区是次有利的勘探区带;（3）九龙山—老关庙、大邑—大兴场台内滩区是积极探索寻找大规模岩溶缝洞型气藏的有利区带。

天然气工业杂志要闻信息

中石化川气东送金坛储气库完成第二阶段钻井42-42

摘要：2018年1月17日,中石化川气东送管道金坛储气库第二阶段15口井钻井施工全部结束,进入了全面快速造腔阶段。中国石油化工股份有限公司首座盐穴地下储气库——金坛储气库是川气东送管道重要的配套工程,利用金坛地区丰富的盐矿资源,通过注水溶解盐穴,用于储存高压天然气,供苏、浙、沪两省一市天然气季节调峰及应急调峰。该储气库设计储气井36口,总库容为11.79×10 8 m 3,设计最大日注气规模为450×10 4 m 3,最大日调峰供气规模达600×10 4 m 3。

天然气工业杂志开发工程

页岩气工程甜点评价方法——以四川盆地焦石坝页岩气田为例43-50

摘要：页岩气工程甜点的定量评价对于评判页岩气的开发难易程度及开发成本高低都具有重要的参考价值。为了寻求一种高精度的页岩气工程甜点定量评价方法,以四川盆地焦石坝页岩气田为例,结合国内外的研究成果,首先定性分析了脆性指数、应力差异系数、泥质含量和破裂压力等工程甜点参数对压裂加砂量及加液量的影响;在此基础上,采用相关系数法进行定量分析,确定主要工程甜点参数和表征页岩气工程甜点的目标评价参数;然后,采用单一参数评价、雷达面积模型和独立性权重系数模型等3种方法来评价页岩气工程甜点,并对比其结果。研究结果表明：（1）泥质含量、脆性指数、钙质含量和应力差异系数等4个参数为主要的工程甜点参数;（2）采用携砂比来表征页岩气工程甜点可以有效回避用加砂量和加液量来表征时所存在的多目标评价问题;（3）独立性权重系数模型评价工程甜点精度最高,其次是雷达面积模型,单一参数评价的精度较低。现场3口压裂井的应用效果也表明,利用独立性权重系数模型定量评价页岩气工程甜点所得到的评价结果可靠。结论认为,宜采用独立性权重系数模型对页岩气工程甜点进行定量评价。

鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术51-58

摘要：为了应对国际油价持续低位徘徊的严峻形势和适应国内环境保护工作的新要求,中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田开展了地质、开发技术攻关。通过地震＋储层构型分析,对该气田上古生界河流相砂岩气藏储层进行了定量表征;开展成藏机理及主控因素综合分析,对下古生界海相碳酸盐岩气藏储层进行了整体评价。在此基础上,从井位部署、轨迹设计、地质导向等3个方面完善了致密砂岩水平井开发技术,形成了大井组布井技术及针对上古生界、下古生界气藏多层系含气特点的立体开发技术。上述勘探开发系列技术在该气田的实施效果表明：（1）上古生界气藏新增建产有利区150 km2,下古生界气藏筛选出含气有利区450 km2;（2）水平井开发技术的完善,提高了水平井在上古生界气藏的实施效果,2016年完钻水平井平均有效储层钻遇率超过60%、平均试气无阻流量达45×104 m3/d;（3）上古生界、下古生界气藏立体开发技术大幅度提高了天然气储量的动用程度,提高了单井产量;（4）大井组开发技术的规模应用使单井平均占地面积缩减49.9%、单井平均建井周期缩短10 d,同时还便于气井生产管理、减少了环境污染。结论认为,该系列技术为苏里格气田降本增效提供了技术支撑,可供同类型气田借鉴。

考虑岩矿非均质性的前置液酸压模拟研究59-66

摘要：前置液酸压工艺采用高黏非反应性前置压裂液压开储层形成水力裂缝,然后高压挤入酸液刻蚀裂缝表面,形成非均匀溶蚀缝面以此来增强裂缝的导流能力。为了给深部碳酸盐岩储层的前置液酸压改造提供理论依据,在建立多种矿物存在的裂缝酸化数学模型的基础上,结合裂缝拟三维延伸模型,构建了能够正确描述前置液酸压物理、化学过程的综合控制方程组;基于控制方程,模拟分析了岩矿层理、岩矿组分占比和排量等关键因素对前置液酸压改造效果的影响。结果表明：（1）岩矿层理对酸蚀裂缝形态起主导作用,且水平层理有助于提高酸液的有效作用距离;（2）石灰岩在碳酸盐岩矿物中所占比例越大,酸液有效作用距离越短;（3）在考虑岩矿非均质性的前置液酸压改造中,大排量能增加酸液的有效作用距离,但酸蚀缝宽相应变窄。结论认为：（1）与常规酸压模拟方法相比,该方法充分考虑了受地质沉积影响的岩矿分布特点,较真实地模拟了岩矿非均质性所引起的裂缝非均匀刻蚀形态;（2）该研究成果为碳酸盐岩储层前置液酸压改造优化设计提供了新的方法和手段,丰富了碳酸盐岩储层改造理论。

高含硫气井罐装电潜泵系统排水采气工艺67-73

摘要：为了将常规气井常用的电潜泵排水采气工艺应用于高含硫气井,同时满足高含硫气井保护套管的要求,基于高含硫气井的完井方式及电潜泵排水采气工艺自身的技术特点,针对套管保护、气体干扰及深井电潜泵机组振动等问题,在完井管柱设计、工具配套等方面开展了攻关研究,并在L2井进行了排水采气工艺设计。结果表明：（1）所研发的一套以罐装电潜泵系统为主体、结合锚定式插管封隔器形成的高含硫气井完井管柱系统能够实现电潜泵的正常运行,并且满足保护套管的要求;（2）采用多相流泵及放气管线可以应对气体干扰的问题,使用自动换向阀可以降低电潜泵复杂流道对气井自喷的影响,配套带锚定机构的插管封隔器能够降低管柱振动;（3）所设计的罐装电潜泵系统可应用于Ф244.5 mm和Ф177.8 mm套管,其中Ф244.5 mm套管对应的电潜泵最大排量为900 m3/d、最高扬程为4 500 m;Ф177.8 mm套管对应的电潜泵最大排量为300 m3/d、最高扬程为3 000 m。结论认为,该项研究成果为高含硫气井实施电潜泵排水采气工艺提供了技术支撑。

天然气工业杂志要闻信息

湖北宜昌页岩气资源量超5000亿立方米73-73

摘要：据近期中国地质调查局宣布的结果,位于宜昌市的“鄂宜页1井”经过测试,获得页岩气产量为6.02×10 4 m 3/d、无阻流量达12.38×10 4 m 3/d的高产页岩气流,专家预测该区页岩气资源量超过5 000×10 8 m3。湖北省宜昌市地处江汉平原边缘地区,属于页岩气富集保存条件较好的地区。专家认为,宜昌页岩气的重大发现实现了中国页岩气勘查从长江上游向长江中游的战略拓展,对于形成南方页岩气勘探开发新格局、支撑长江经济带战略和油气体制改革等都具有重要的意义。

天然气工业杂志钻井工程

川渝地区页岩气勘探开发工程技术集成与规模化应用74-82

摘要：自2009年四川盆地长宁—威远部级页岩气示范区第1口井开钻以来,经过8年的探索和实践,中国的页岩气勘探开发工程技术取得了长足的进步和全面的发展。及时总结所优化集成的页岩气勘探开发工程配套技术,对于“高效益、高效率”推进川渝地区页岩气规模开发具有重要的意义。研究结果表明：（1）形成并完善了10项页岩气钻完井工程主体技术系列,整体处于国内领先水平,为页岩气规模上产提供了技术支撑;（2）形成了从设计到室内实验评价、井中地震压裂缝网实时监测的体积压裂配套技术,保证了页岩气增产方案的实施效果;（3）创新形成了钻井—压裂、钻井—采输、压裂—采输等同步作业模板,优化平台布置,实现“批量化、模块化、程序化、一体化”作业,大幅度加快了页岩气井的投产进度;（4）形成6项页岩气开发环保节能技术,实现了页岩气清洁节能生产;（5）形成了以高精度三维地震勘探技术为基础的技术体系,为打造“透明”气藏奠定了基础;（6）优化地面集输工艺,实现了气藏采输智能化、数字化管理。结论认为,所形成的页岩气勘探开发配套工程技术有效支撑了长宁—威远部级页岩气示范区的页岩气上产,在技术进步和管理创新等方面都具有引领示范作用。

W/O型微乳酸前置冲洗液的制备及其性能研究83-89

摘要：页岩气水平井钻井过程中,因使用油基钻井液而产生的油基泥饼往往难以被冲洗,进而造成固井时顶替效率低、固井二界面胶结强度差。为解决上述难题,基于前人的研究成果,提出了以土酸、长链季铵盐C-223、聚氧乙烯醚Z-15等为主要原料配制出W/O型柴油—土酸微乳固井前置冲洗液的设计及配方,并通过室内实验对其冲洗性能开展评价及微观机理分析。研究结果表明：（1）以C-223∶Z-15=3∶2的复配比作为主表面活性剂、正丁醇∶正辛醇=1∶2的比例作为助表面活性剂、柴油∶土酸=5∶4的比例配置的微乳酸稳定性良好,与油基钻井液相容性好,冲洗效率可达96.86%;（2）微乳酸冲洗后的界面接触角发生明显改变,套管壁的水相润湿性大幅度提高,套管无明显腐蚀现象;（3）微乳酸在形成过程中,随酸液浓度的不断增加,体系呈现由澄清向混浊的相态变化,增溶酸量多且预留油空间大;（4）微乳酸中布朗运动的微粒平均粒径在21.2 nm左右;（5）土酸、柴油的单相横向弛豫时间均为单一的时间峰,且土酸的弛豫时间分布在柴油的弛豫时间分布范围之内,有利于二者溶合成稳定的微乳酸。结论认为,该冲洗液体系能有效提高第一、第二界面的润湿性,将亲油性界面转变为亲水性界面,有利于提高固井顶替效率和固井质量。

天然气井绒囊流体活塞技术不降压压井工艺90-96

摘要：较之于机械手段,采用流体手段压井具有工艺简单、安全性高、成本可控等优势,已逐渐成为气井修井作业常用的压井手段,但目前对其尚缺乏系统的施工工艺技术研究。为此,在分析总结国内修井作业中压井技术研究成果的基础上,提出了绒囊流体活塞技术不降压压井修井作业的技术思路,开展了气井绒囊流体用量计算、泵入方式选择、泵入流程设计以及返排方式选择等方面的研究,并结合现场应用实例进行了对比分析。结果表明：（1）根据平衡井筒气泡最大浮力所需内部结构力,计算出绒囊流体活塞的高度和低剪切速率下的黏度,据此确定现场配制流体的性能;（2）根据平衡地层压力要求计算井筒内静液柱压力所需绒囊流体体积,并附加3~5 MPa的安全压力值;（3）作业时,泵入液柱高度为500 m的清水前置液,润湿管柱、井壁以提高泵入效率,并与绒囊流体形成低黏度、低内部结构力混浆段提高返排效率;（4）根据气井管柱连通状态及管柱承压能力选择正反循环泵入方式;（5）修井结束后,根据气井地层能量衰竭程度选择直接气举或破胶气举返排实现复产。现场应用于我国西北、西南地区的3口气井,其中2口井连续气举作业2-3 d,气井产量便恢复至作业前等产量点。结论认为,该项工艺较好地解决了常规降压过程导致安全性差、产能浪费等问题,缩短了气井压井作业周期。

天然气工业杂志要闻信息

中石化水平井精细分段压裂工艺步入规模化应用阶段96-96

摘要：截至2018年1月,中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院（以下简称工程技术研究院）已累计推广应用水平井精细分段压裂工艺32口井,四川盆地中江、高庙气田单井平均测试天然气产量分别提高27%和45%,气井的动态储量和稳产能力均得到大幅度的提高,表明该工艺已进入规模化推广应用阶段。该工艺在川西中浅层成功应用的经验,将为华北、新疆、长庆等油气田致密低渗透气藏的高效开发提供借鉴。据悉,该工艺是在四川盆地川西新场和东坡侏罗系沙溪庙组致密低渗透气藏开发过程中产生的,相应配套了水平井多级多缝、

天然气工业杂志集输与加工

国外天然气管道检测技术现状及启示103-111

摘要：中国天然气管道即将进入事故高发的老龄化阶段,如何高效进行管道检测成为亟待解决的问题。为此,在调研大量论文、研究报告和企业信息的基础上,围绕天然气管道可视化检测、管壁金属损失检测、泄漏检测和在线监测技术,对国外已成熟应用而国内正处于起步阶段的天然气管道检测技术进行了全面介绍,分析了该技术在我国应用所面临的主要障碍,并从检测功能、技术适应性、技术改进等方面总结了检测技术的发展方向。结论认为：（1）国外天然气管道检测技术主要针对腐蚀坑、缺陷、剩余壁厚和泄漏,很多技术都以管道机器人为载体,配合其他技术理论及多种传感器行使技术功能,管道检测的技术和设备必将朝着综合检测（检测多种数据）的方向发展;（2）国外天然气管道的部分检测技术仅可应用于小口径管道,对于大口径管道则具有一定的局限性,提高检测设备的适应性是必然趋势;（3）国外天然气管道检测技术在我国应用的难点主要体现在目前国内尚未形成检测技术实施和验收的标准体系,很多检测数据需要人为解释且暂时缺乏相关的专业培训;（4）自动解读数据成为管道检测的一个新兴发展方向,届时机器可自动识别管道内缺陷、腐蚀状况等参数并提供可靠性较高的检测报告;（5）提高检测设备的续航能力、数据存储能力和远传能力是检测技术改进的发展方向;（6）管道检测技术配套完整性管理平台的研发,能够促进天然气管道的智能化管理。

地区等级升级后的天然气管道定量风险评价技术112-118

摘要：随着我国经济社会建设的快速发展,部分在役天然气管道所通过的地区逐渐由过去人口稀少的一级、二级地区升级为人口密集的三级、四级地区,管道失效的风险大幅度增加,急需建立相应的定量风险评价技术以确定管道的实际风险水平。为此,提出了基于可靠性的天然气管道定量风险评价流程：首先采用基于可靠性的极限状态方法计算评价管段的失效概率、采用管道失效后果模型计算管道的失效风险,并依据计算结果对地区等级升级后的天然气管道进行定量风险评价;然后引入风险可接受准则,判定地区等级升级后天然气管道的个体风险水平和社会风险水平;进而有针对性地制订风险消减、防护措施。实际应用结果表明：该技术不仅可以实现天然气管道失效风险的定量计算和评价,而且还能够对不同风险消减、防护措施进行效果检查及对比,在保障天然气管道风险可接受的前提下,实现天然气管道风险控制管理技术性和经济性的最优化。