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天然气工业杂志社
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《天然气工业》是全国唯一全面报道天然气工业的综合性科技期刊,北大核心期刊、CSCD核心期刊、统计源期刊、综合影响因子1.896。天然气工业重点反映天然气工业技术应用成果,通过广告促进天然气工业界和相关产品和技术信息交流
  • 主管单位:中国石油天然气集团公司
  • 主办单位:四川石油管理局;中国石油西南油气田公司;中国石油川庆钻探工程公司
  • 国际刊号:1000-0976
  • 国内刊号:51-1179/TE
  • 出版地方:四川
  • 邮发代号:62-14
  • 创刊时间:1981年
  • 发行周期:月刊
  • 期刊开本:A4
  • 复合影响因子:2.298
  • 综合影响因子:1.896
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天然气工业 2018年第04期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

中国天然气发展态势及战略预判

摘要:北美非常规天然气产量的增长改变了全球供给格局,使天然气供应总体宽松,贸易中心东移。在分析国内外能源发展态势的基础上,结合世界天然气大市场发展态势分析了中国天然气发展的大形势,多方位、多角度研判了中国天然气的发展状况:(1)天然气需求增长强劲,2050年需求量将达到6 500×10^8~7 000×10^8m^3;(2)2030年天然气产量可能的高、中、低3种峰值情景分别为1 800×10^8m^3、2 000×10^8m^3、2 200×10^8m^3;(3)陆上管道气极限供给能力在1 600×10^8m^3左右;(4)LNG将成为填补天然气需求量缺口的主要途径;(5)在国产气、管道气峰值基本明确的前提下,未来LNG、储气库气将在我国整个天然气工业产业链中发挥极其重要的作用。进而从中国的基本国情出发,提出了对未来天然气发展战略的初步思考:(1)提速国内油气生产能力、管道输送能力、LNG与储油气库能力等“三个能力”建设;(2)在人工智能和大数据的基础上分析油气供给和消费特征,建立中国油气“安全消费峰值”预警体系;(3)从我国“富煤、贫油、少气”的能源资源国情出发,急速推进煤炭清洁化工业技术和新能源主体工业技术的提前突破;(4)把握国内外能源发展形势,全方位战略布局国家能源安全格局,加快煤炭、油气和新能源“三足鼎立”新时代的到来。
1-11
天然气工业杂志要闻信息

中国天然气行业景气指数持续发布

摘要:在推进能源革命及供给侧改革的大背景下,我国能源结构正面临着调整,将天然气培育成主体能源之一是实现我国能源低碳化的必由之路。为此,依托于石油与天然气工程学科60年积累的优势,西南石油大学中国天然气行业景气指数研究中心正式成立,并定期公开发布由沈西林教授团队设计开发的“中国天然气行业景气指数”。该指数是中国天然气行业运行状态与繁荣程度的度量,展示天然气行业总体运行状况,揭示天然气行业波动原因,预测天然气行业短期、中期、长期运行走势和荣衰变化。该指数可以为政府制定产业发展政策提供参考,为企业制定发展战略和投资决策提供依据,为相关研究人员提供天然气行业发展形势分析资料。
11-11

上海石油天然气交易中心天然气保供预售将启动

摘要:上海石油天然气交易中心将于近日推出天然气预售交易和LNG冬季窗口期第三方开放业务,以此保障冬季天然气市场供应。据悉,上海石油天然气交易中心自2016年11月正式运行以来,通过市场化运作,积极探讨解决制约石油天然气行业发展的深层次矛盾和问题,促进石油天然气行业持续健康发展。2017年下半年,交易中心进行了部分天然气竞价交易,在发现价格的同时,也暴露出供需矛盾,促使上下游用户及早签订保供合同,调动上游企业积极签订海外采购合同的积极性和预见性。
36-36

中国石油全力提高天然气管网保障能力

摘要:在中华人民共和国国家发展和改革委员会的统一部署和中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)的积极努力下,中国石油2018年初确立的18项天然气管网互联互通工程项目已增至27项,其中2018—2019跨年度项目有6个。这些项目在冬季调峰保供、应急保障等方面将发挥更大的作用。
52-52

安徽省新探获煤炭和煤系天然气储量

摘要:近日,安徽省国土资源厅组织专家对该省地勘基金项目《淮南煤田潘集煤矿外围煤炭详查》、公益性项目《淮南煤田潘集外围深部地区煤层气和页岩气合探共采综合评价报告》,以及地勘基金配套研究专题项目《淮南煤田潘集外围煤炭普查深部煤炭勘查与技术条件研究》进行了综合评审。
58-58

为备战今冬供应,中石油23座地下储气库全面开始注气

摘要:2018年4月6日,中国石油西南油气田公司相国寺地下储气库开始进行天然气注气作业。至此,中国石油23座储气库己全面开始注气作业,为今冬明春天然气保障供应作准备。据介绍,相国寺储气库是中国国内日采气能力最大的储气库。2018年中国石油计划为地下储气库注气86×10^8m^3,其中相国寺储气库计划注气17.2×10^m^3,为今年冬季用气高峰期采气16.5×10^8m^3创造条件。
86-86

中石化计划6年内新建一千座车用天然气加气站

摘要:中国石油化工集团公司(以下简称中石化)于2018年4月2日在北京召开“绿色企业行动计划”启动发布仪式,宣布到2023年将建成清洁、高效、低碳、循环的绿色企业,将绿色低碳打造成为中石化的核心竞争力。
95-95

无锡特菜姆气体设备有限公司与上海交通大学联合研发城市天然气调峰新装备

摘要:2018年3月30日,无锡特莱姆气体设备有限公司与上海交通大学签署了合作协议,将联合研发“浸没燃烧式LNG气化器”装备。据上海交通大学LNG中心/LNG2019国家组委会主席顾安忠教授介绍,这一研发项目的成功将填补国内空白,打破之前仅靠使用国外产品的历史。
144-144

千亿元级储气投资市场将启动

摘要:国家发展和改革委员会(以下简称国家发改委)牵头编制的名为《加快储气能力建设责任书》征求意见稿(以下简称意见稿)在业内引发了广泛关注和讨论。意见稿要求在2020年底前,上游气源企业要形成不低于年合同销量10%的储气能力,城市燃气企业和不可中断大用户则要形成不低于年用气量5%的应急储气能力,同时督促各省(区、市)人民政府力争在2019年供暖季前,形成不低于保障本区域全年日均3天需求量的天然气应急调峰能力。业内人士测算,该政策一旦落地,将催生一个投资总额高达数千亿元的储气调峰建设市场。
152-152

中国页岩气资源税减征30%有利于行业快速发展

摘要:近日,财政部、国家税务总局印发《关于对页岩气减征资源税的通知》(以下简称通知)。通知提出,为促进页岩气开发利用,有效增加天然气供给,经国务院同意,自2018年4月1日至2021年3月31日,对页岩气资源税(按6%的规定税率)减征30%。
160-160
天然气工业杂志地质勘探

中国大型气田的分布规律及下一步勘探方向

摘要:随着我国天然气业务的快速发展及勘探开发的不断深入,规模储量的发现难度越来越大。为了加强天然气勘探规模接替新领域的研究和探索,在梳理天然气勘探进展与发展趋势、分析现今规模探明天然气地质储量的主要领域、研究大型气田统计规律及成藏特征等的基础上,划分了中国大型气田形成体系并总结了不同体系的分布规律。研究结果表明:(1)克拉通盆地碳酸盐岩古隆起、大面积平缓斜坡致密砂岩、前陆盆地逆冲构造为我国现今规模探明天然气地质储量的主体领域;(2)大型气田形成体系可划分为“克拉通裂陷与古隆起、低坡敞流湖稳定斜坡、山前断陷逆冲构造、陆内拉分断陷断隆与火山岩、陆缘走滑断陷背斜构造”五大常规大型气田形成体系,以及“纳米微空间吸聚”非常规气形成体系;(3)每个地质旋回时代都存在着一个常规大气田形成的核心体系;(4)单个体系内往往形成源内未运移、规模输导终止点两大层次气田的群体聚集,而多体系叠合区则由多种因素控制形成序列聚集;(5)多体系叠合区为大气田富集领域,中部多应力枢纽区是天然气的汇聚区。进而指出了未来我国天然气勘探新方向及领域:(1)“克拉通裂陷与古隆起”体系,包括四川盆地震旦系—下古生界、塔里木盆地寒武系、鄂尔多斯盆地寒武系—奥陶系;(2)“山前断陷逆冲构造”体系,包括塔里木盆地北缘库车逆冲构造转换带、四川盆地西北部、塔里木盆地西南部等;(3)“陆缘走滑断陷背斜构造”体系,如东部海域盆地;(4)“纳米微空间吸聚”体系,包括中国南方富有机质页岩和中部鄂尔多斯盆地煤层。
12-25

中国煤系气共生成藏作用研究进展

摘要:煤系气共生共探与共采受到我国天然气行业的高度关注,勘探与开发试验已经取得了一定的成效。在分析煤系气地质条件特殊性的基础上,从煤系砂岩储层致密化机理、煤系气共生组合及成藏要素配置、煤系含气系统叠置性等方面,评述了我国煤系气共生成藏作用的研究进展。研究结果表明:(1)煤系气地质条件的特殊性表现在3个方面——煤系气赋存态和储层岩石类型具有多样性,其成藏效应与常规砂岩气有所不同;煤系沉积序列旋回性极强,气、水分布关系复杂多变;煤系砂岩储集体在广覆式泥质岩中镶嵌展布。(2)煤系富有机质特性以及烃源岩生气过程产生的有机酸,是煤系砂岩储层致密化的重要诱因,煤系砂岩气可能具有部分自生自储及吸附气的成藏特点,并可在一定程度上改善砂岩储层的物性。(3)煤系沉积特点决定了煤系气成藏效应主要取决于生烃强度、运移方式与输导体系、地层流体能量、区域有效盖层等4个方面,特殊的输导体系使得烃源岩生成的天然气在复杂的源储系统中得以重新分配,这是煤系气共生成藏的重要基础。(4)含气系统叠置性是煤系气地质研究的前缘方向之一,近年来发展了测井响应识别技术和含气系统叠置性判识方法,发现煤系存在3种典型流体压力曲线类型,并初步应用于煤系气共采有利层段的优选。
26-36

天然气基础地质理论研究新进展与勘探领域

摘要:随着天然气勘探向深层、超深层、非常规等领域拓展,勘探对象日趋复杂,需要不断完善现有的天然气基础地质理论,以指导勘探和发现更多的大气田。为此,“十二五”以来,在开展天然气基础地质理论研究的基础上,分析探讨了今后大气田勘探的重点领域。结果表明:(1)“十二五”以来完善了有机质全过程生烃理论,丰富和发展了干酪根热降解生烃、有机质接力成气等有机质生烃地质理论;(2)建立了多元天然气成因鉴别新方法、不同类型封盖层定量评价方法、低生烃强度区致密砂岩气成藏理论、古老碳酸盐岩大气田成藏理论,丰富和发展了天然气生成、天然气成因鉴别和天然气成藏等基础地质理论,有效指导了近年来我国重点盆地大气田的勘探突破和重大发现。结论认为:(1)古老碳酸盐岩、致密砂岩、前陆区、页岩、火山岩等是今后大气田勘探的主要领域;(2)克拉通和前陆盆地仍是大气田勘探的重点领域,古隆起、平缓斜坡、冲断带是大气田的主要富集区带;(3)古老层系、深层领域是未来天然气勘探的重点方向;(4)海相盆地原油裂解气、致密砂岩气和页岩气是未来天然气储量、产量增长的重要接替资源。
37-45

苏里格气田南区下奥陶统马家沟组气藏复杂岩溶储层的精细评价

摘要:鄂尔多斯盆地苏里格气田南区下奥陶统马家沟组气藏马五5亚段储层侵蚀沟槽及溶蚀潜坑发育,非均质性强,沿用传统的储层评价方法对储层刻画的精度不够,井位部署难度大。为此,以沉积微相研究为基础,应用残厚法、印模法、地球物理法、层拉平技术对古地貌形态进行量化描述,并结合研究区主要成岩作用差异性特征、岩溶作用特征研究成果,评价储层品质,刻画储层平面展布,落实有效储层发育区。研究结果表明:(1)该区处于岩溶高地—岩溶斜坡过渡带,发育古残丘、古坡地、古沟槽等三级地貌单元,其中古残丘为最有利的地貌单元;(2)纵向上马五5亚段白云岩厚度介于10~20 m,但裂缝—孔洞型储层仅发育2~8 m;(3)横向上该区自西向东岩溶作用减弱,充填程度增强,储层物性逐渐变差;(4)马五5亚段储层具有较强的非均质性,平面上具有明显的分带特征,有效储层总体以孤立状分布为主,可划分为多个独立的地质单元。该研究成果有效地指导了该区下古生界碳酸盐岩气藏的效益开发,天然气产能规模达到预期目标,钻遇日产气量逾100×10^4m^3的气井14口。
46-52

鄂尔多斯盆地靖边气田前石炭纪古地貌解释新模式

摘要:近年来,鄂尔多斯盆地靖边气田在原有古地貌解释模式下部署的多口勘探开发井钻探均告失利,二维地震储层预测准确率下滑至70%以下,制约了该区天然气勘探的进程。为此,在综合分析已有古地貌恢复方法优缺点的基础上,根据印模法、残余厚度法的基本原理,结合钻井、测井资料,创建了一种考虑古构造影响的定量古地貌恢复方法,并利用该方法对该气田进行古地貌恢复与侵蚀沟槽重新解释。研究结果表明:(1)该区下古生界储层沟槽解释模式由原来的“东西向大型侵蚀沟槽、南北向毛细沟槽模式”修正为“东西侵蚀主沟槽与局部侵蚀潜坑并存”新模式;(2)较之于原预测结果,下古生界侵蚀主沟槽东西向长度缩短近1/2,毛细沟槽发育范围较小,局部被半径介于1~15 km的潜坑替代;(3)据重新解释的成果,该区下古生界气藏可扩大含气面积305 km^2,预计可建天然气产能4.5×10^8m^3/a。2016—2017年,利用该研究成果在原解释的沟槽内部署井位30口,目前已完钻8口井,7口井下古生界奥陶系马家沟组马五1+2亚段储层保存完整,其中5口井试气的平均无阻流量为14.3×10^4m^3/d,证实新方法能准确地对该区古地貌进行定量化表征、提高储层预测的准确率。
53-58

二连盆地吉尔嘎朗图凹陷低煤阶煤层气富集模式

摘要:二连盆地为我国典型低煤阶褐煤分布区,煤层气资源丰富,但煤层气富集成藏机制认识不足制约了该区低煤阶煤层气的勘探开发。为此以二连盆地吉尔嘎朗图凹陷低煤阶煤层气为研究对象,从煤层分布、含气性、煤层气成因、生物成因气模拟实验、保存条件等方面研究了该区煤层气富集的主控因素,并指出了下一步的勘探方向。研究结果表明:(1)浅水湖盆聚煤环境下,凹陷中部—缓坡带厚煤层发育,厚煤层弥补了含气量的不足;(2)含煤段堆积过程中,浅水湖泊周期性出现使得煤层上覆泥岩周期性发育,盖层条件有利;(3)凹陷中部—缓坡带位于地下水承压区,水动力侧向封堵有利于煤层气富集;(4)研究区煤层气为生物成因,原位条件下煤样产气0.25 m L/g,现今仍有生物气生成。结论认为:(1)厚煤层发育区、具备生物气生成以及良好的封盖条件并处于水动力承压区为吉尔嘎朗图凹陷煤层气富集成藏的关键;(2)吉尔嘎朗图凹陷煤层气富集模式为生物气+承压水封堵煤层气富集,中部—缓坡带L12—S88井区为下一步煤层气建产的有利区。
59-66

四川盆地五峰组——龙马溪组页岩气勘探进展、挑战与前景

摘要:四川盆地黑色页岩层系多、页岩气资源丰富,是迄今为止中国主要的页岩气勘探开发盆地。为了给今后四川盆地乃至整个中国南方地区页岩气勘探开发提供指导和参考,以该盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发实践为对象,总结了其发展阶段与进展,明确了页岩气富集成藏的有利条件,梳理了制约页岩气发展的理论与技术挑战,进而探讨了未来的勘探开发前景。研究结果表明:(1)深水陆棚相形成高富含有机质页岩且连续段厚度大、品质好,复背(向)斜宽缓区构造相对稳定是该盆地五峰组—龙马溪组页岩气持续聚集的有利条件,保存条件是页岩气富集的关键因素,页理(纹理)、微裂缝发育是页岩气高产的重要因素,超压是页岩气高产的重要条件;(2)制约该盆地五峰组—龙马溪组页岩气工业化发展的技术瓶颈,主要包括富有机质页岩沉积相与沉积模式,页岩储层成岩过程与评价体系,页岩气形成与聚集机理,页岩气层地球物理识别与预测,资源动用率低、不确定性大,3 500 m以深页岩气勘探开发技术尚未突破。结论认为,四川盆地五峰组—龙马溪组仍是今后相当长一段时间内中国页岩气勘探开发的重点层系。
67-76
天然气工业杂志开发工程

中国天然气开发技术进展及展望

摘要:在国际油价低位徘徊、国家大力发展绿色能源的背景下,天然气已成为中国油气工业的主营核心业务,其产量及消费量快速攀升,作用更加凸显。为了继续推动中国天然气业务的加速发展,在分析近年来天然气产业发展历程、总结天然气开发技术新进展的基础上,明确了我国天然气开发所面临的挑战,并从产量、需求量、进口量及未来天然气地位等4个方面对中国天然气工业的发展前景进行了展望。研究结果表明:(1)“十二五”以来,我国天然气消费量快速增长、供应多元化、储产量稳定增长、开发效益显著;(2)天然气开发技术在深层天然气开发、大型气田开发调整、致密气提高采收率、页岩气及煤层气开发、工程技术及开发决策体系等6个方面都取得了技术突破,创新能力显著提升;(3)随着开发程度的深入,受政策、环境的影响及地质条件制约,天然气持续规模效益开发将面临优质储量比例降低、气田开发成本升高、非常规气藏效益开发难度加大、上游效益进一步压缩、主力气田稳产能力减弱和市场竞争愈发激烈等诸多挑战。结论认为,未来我国将进入非常规气与常规气并重的发展阶段,天然气需求旺盛且消费结构呈现多元化趋势,天然气进口量逐年攀升且对外依存度不断加大,天然气将成为我国能源结构调整的主要增长点。
77-86

超深超高压裂缝性致密砂岩气藏高效开发技术——以塔里木盆地克拉苏气田为例

摘要:塔里木盆地库车坳陷克拉苏气田属于国内罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏,气田开发在超深圈闭及断层的落实、储层气水分布的预测、气藏精细描述、裂缝活动性变化的评价及预测、动态监测资料录取、渗流机理研究及对水侵的预测和治理等方面面临诸多难题。为此,通过开展超深复杂构造地震处理解释、裂缝性致密储层定量描述与地质建模、断层活动性评价、超高压气井动态监测以及超高压条件下的渗流机理实验,结合考虑水侵影响的优化开发技术政策,攻关形成了适用于该气藏的系列配套开发技术,并应用于气田开发实践。结果表明:(1)对于山前超深复杂构造,宽方位、高覆盖、高密度的地震采集技术和基于高精度速度模型的叠前深度偏移处理技术可以有效改善地震资料的品质,提高圈闭和断层的落实程度;(2)沿轴线高部位集中布井的井网可以较好地规避构造偏移的风险,实现储量的有效动用、延缓边部水侵;(3)防水、控水、排水是裂缝性致密砂岩气藏开发全生命周期都需要考虑的关键问题,温和开采、见水排水是主要的开发技术对策;(4)系列配套开发技术在该气田取得了良好的应用效果,钻井成功率、产能到位率均达到100%,高效井比例达到78%,该气田年产气量从3×10^8m^3快速上升到74×10^8m^3。
87-95

中国煤层气开发存在的问题及破解思路

摘要:单井产量低是长期制约中国煤层气产业发展的难题,为了寻求破解良策,以中国石油华北油田公司沁水盆地煤层气开发实践为例,系统分析了该盆地煤层气开发所面临的问题和挑战,在此基础上提出了该盆地煤层气开发的技术策略。研究结果表明:(1)应针对该盆地煤层气解吸—扩散—渗流的产出特征,优选有效的工程技术手段以确保增产效果;(2)在煤层气开发低效区进行的先导性开发技术试验,已经取得了一定的产量提升,但要实现低效区块煤层气产能的整体提升还有很长的路要走;(3)目前正在实施的煤层气高效开发示范区目的层深度介于900~1 200 m,一旦成功将对中国中深层近80%的煤层气资源的高效开发产生巨大的推动作用,因而极具挑战性;(4)提出了勘探评价向控制高效优质储量精准选区转变、产能建设由整体推进向寻找高效区开发转变、工程技术由改造向疏导转变的技术策略。结论认为:(1)煤层气开发的必由之路应遵循强化问题意识,持续创新思维,科学制定战略思路,做好开发建设顶层设计,实现高效建产开发;(2)具体工作中,需要重点解决好高效产能区块的选择、工程技术手段的优选、运行成本的降低等3个关键问题。
96-100

致密砂岩气藏水平井参数优化

摘要:鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。
101-110

气液两相状态下的凝析气井产能评价新方法

摘要:凝析气藏地层中产生油气两相渗流后,对气井的产能测试数据进行分析时,常出现二项式产能方程的系数B为负数的异常情况,难以有效评价气井的产能,进而影响对气井生产动态的准确预测。为此,基于拟单相渗流方程和油气两相渗流方程,在气井的流动达到拟稳定阶段后,建立了拟单相稳定点产能评价方法(以下简称为拟单相法)和气液两相稳定点产能评价方法(以下简称为气液两相法);采用塔里木盆地牙哈气田的基础参数,应用新建立的产能评价方法计算气井在生产气油比相同、地层压力在露点压力以上及以下时的无阻流量;针对牙哈、塔中Ⅰ号、千米桥潜山、迪那2等4个凝析气田,应用新建立的产能评价方法计算凝析气井在不同生产气油比情形下的无阻流量,并选取典型井进行对比分析。结果表明:(1)采用新建立的产能评价方法可以避免因地层中油气两相流的产生导致经典产能评价方法无法计算凝析气井无阻流量的情况;(2)当地层压力高于露点压力时,地层流体以单相流体为主,可以采用拟单相法;(3)当地层压力低于露点压力,地层中出现油气两相流动时,应采用气液两相法;(4)随着生产气油比增大,采用拟单相法和气液两相法计算的无阻流量的差异逐渐减小;(5)对于凝析油含量较高、生产气油比较低的凝析气井而言,采用气液两相法计算的无阻流量更加可靠。
111-116

南海神狐海域天然气水合物降压开采过程中储层的稳定性

摘要:储层稳定性是天然气水合物(以下简称水合物)开采所面临的关键问题之一,也是确保水合物安全高效开采的前提,目前相关的研究较少。为了分析降压法开采南海神狐海域水合物过程中储层的稳定性,根据该海域水合物的钻探资料,建立三维水合物降压开采地质模型,采用非结构网格对模型进行离散;在综合考虑水合物开采过程中的传热传质过程和沉积物变形过程的基础上,建立了热—流—固—化四场耦合的数学模型;基于非结构网格技术,采用有限单元方法对模型求解,获得水合物降压开采条件下的储层孔隙压力、温度、水合物饱和度和应力的时空演化特征,进而分析研究了该海域水合物降压开采过程中储层沉降、应力分布和稳定性。结果表明:(1)储层渗透率越大、井底降压幅度越大,沉降量越大,沉降速度越快;(2)开采过程中储层孔隙压力减小会导致有效应力增加,且近井处剪应力增加较明显,易发生剪切破坏;(3)储层有效应力的增加导致了储层沉降,沉降主要发生在开采的早期,开采60 d,储层最大沉降为32 mm,海底面最大沉降为14 mm。结论认为,南海神狐海域水合物储层渗透率低,储层压力降低的影响范围有限,在60 d的开采时间内,储层不会发生剪切破坏。
117-128

页岩气井网井距优化

摘要:基于页岩气一井一藏及工厂化作业的开发特点,一次性部署开发井是区块效益开发的关键,故合理的井网井距对于提高页岩气采收率具有重要的意义。为此,以国家级页岩气开发示范区长宁区块为例,以单井动态分析结果为依据,以“多井平台”数值模拟为分析手段,建立以基质接触面积、缝间干扰、井间干扰、裂缝—基质流入流出4种关系为核心的井网井距优化设计方法,并论证井网井距优化流程:(1)通过干扰测试分析和施工参数类比,定性判断井距范围;(2)建立以支撑剂总体积为约束的裂缝参数优化模型,形成页岩气开发井距理论分析方法,定量评价以簇为单元的主裂缝长度、间距、条数、导流能力以及裂缝穿透比,确定最优井距;(3)通过网格指数加密精细数值模拟,初步论证了下志留统龙马溪组一段采用“W”形的上下两层交错水平井部署的立体开发效果。结果表明:天然裂缝是影响井距优化的关键因素,长宁示范区天然裂缝不发育,现有压裂规模下采用300 m井距、采用“W”形的上下两套水平井部署立体开发,页岩气采收率可提高15%以上。
129-137
天然气工业杂志集输与加工

气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术

摘要:气藏型地下储气库是目前全球最主要的地下储气库类型,其工作气量约占全球各类储气库总工作气量的75%。为了提高气藏型地下储气库(以下简称储气库)建库地质方案设计的科学性和可靠性、优化储气库运行参数,从储气库多周期大流量强注强采的基本特点出发,综合采用物理模拟和数值模拟两种技术手段,重点研究了复杂地质条件气藏改建储气库圈闭动态密封性和气水高速交互渗流机理,建立了盖层、断层动态密封性评价和库容参数评价的关键技术。研究结果表明:(1)储气库注采工况交变应力对盖层原始静态毛细管密封和力学完整性具有不同程度的弱化作用,采用动态突破压力、剪切安全指数等指标可以全面量化评价圈闭的密封性;(2)基于高速注采互驱实验揭示的孔隙局部动用机理,建立了以有效含气孔隙为基础的储气库库容量设计方法。矿场应用实例表明,该技术应用于大型多层H储气库,有效指导了储气库建库地质方案设计,该储气库经过5个周期注采后达容率为91.8%,调峰能力由投产初期的2.7×10^8m^3快速增至36.3×10^8m^3,运行指标与方案设计吻合程度高。
138-144
天然气工业杂志经济管理

中国天然气市场可持续发展分析

摘要:承接2016年回暖之势,2017年中国天然气市场迎来爆发式增长,全年天然气消费量达2 335×10^8m^3、年消费增量达353×10^8m^3。为此,有必要剖析推动中国天然气市场爆发式增长的主要因素并预测其未来发展的可持续性。研究结果表明:(1)2017年爆发式增长主要受益于宏观经济形势好转、大气污染防治措施深入实施、化工等大宗产品价格回升、华东地区天然气发电负荷增加、管道天然气供应价格相对较低、LNG汽车市场整体呈现回暖态势等因素;(2)经济发展形势、“煤改气”的推进、政策实施方向、油气价格趋势等外部因素将能继续支持天然气市场的快速增长;(3)但天然气产业的自身条件、资源和基础设施条件将对市场发展造成制约。结论认为:(1)2020年之前我国天然气市场需求量仍会保持快速增长的趋势,但难以维持每年300×10^8m^3的增长规模;(2)工业燃料和发电是天然气市场发展的主要方向;(3)环渤海等地区是未来天然气需求量增长的主要区域。为了保持我国天然气市场的发展态势,提出如下建议:(1)千方百计扩大天然气供应规模,在认真做好国产非常规天然气资源开发的同时,积极落实进口天然气资源;(2)毫不松懈地建设基础设施,管道要超前建设,LNG接收站要加大力度建设,地下储气库等调峰设施要鼓励建设;(3)科学合理地理顺天然气价格,居民价格与非居民价格并轨首当其冲,确立价格是平衡供需关系的杠杆作用,减少行政干涉。
145-152

中国天然气调峰保供的策略与建议

摘要:目前中国天然气供需矛盾较突出,供暖季天然气调峰保供压力较大。为此,在分析中国天然气储运设施调峰保供主要影响因素的基础上,从资源、市场需求及国家能源改革政策等方面阐述了构建中国特色综合调峰保供体系的必要性。研究结果表明:(1)中国天然气储运设施受制于地下储气库建库地质条件复杂、气田放大压差式调峰影响气田开采寿命、LNG调峰成本和安全风险较高、进口管道气存在着中断风险等影响因素,天然气调峰设施建设进度落后于市场发展速度,难以满足天然气调峰需求量的快速增长;(2)多种类型储气设施并存、多渠道资源供气是未来中国天然气调峰保供的常态,需要建立天然气需求淡季重储存、旺季强优化的调峰保供体系,以满足北方供暖区天然气需求量季节性峰谷差巨大的市场。进而提出了中国天然气调峰保供的应对策略与建议:(1)加快推进全国天然气输配管线建设,实现互联互通;(2)因地制宜地发展适合中国国情的天然气调峰设施;(3)大力发展地下储气库,使其成为天然气调峰的首要方式;(4)充分发挥LNG的调峰优势,适度发展LNG调峰设施,提升海陆四大能源通道的综合利用水平;(5)加大天然气供给侧保障力度,确保国产天然气的供应主体地位;(6)积极利用经济杠杆,采取不同的定价机制,确保供气安全。
153-160

苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造关键问题及展望

摘要:2012年,中国石油天然气股份有限公司提出了“体积改造”的技术理念,促使压裂理论从经典走向现代。随着鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,压裂改造技术在理念、材料和工艺等多方面都面临着新的难题和挑战。为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密砂岩气藏储层的特殊性相结合,建立有效的体积改造技术模式,借鉴近年来美国非常规天然气成功开发的经验,从地质特征入手,探讨了苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造面临的关键问题,并提出了技术发展的方向。研究结果表明:(1)控制裂缝纵向延伸,适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计是提高单层产量的关键;(2)通过直井多层、水平井多段压裂,实现致密砂岩气多层系立体式开发,是提高单井产量和采收率的基础;(3)小井眼、小油管完井实现高排量压裂设计、长期生产,是实现提产降本的前提。
161-168

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