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天然气工业 2019年第05期杂志 文档列表

天然气工业杂志本期视点

页岩气“体积开发”理论认识、核心技术与实践1-14

摘要：四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气勘探开发的突破和发展,对中国天然气理论创新和技术进步具有重大的战略意义,连续型油气聚集、水平井体积压裂开发等一批关键理论技术,支撑了四川盆地南部(蜀南)、涪陵等页岩气田的大发展。为了提高中国页岩气区储量动用率和采收率,基于中国页岩气的地质条件和工业实践,梳理了中国页岩气勘探开发进展及取得的主要地质认识,深化了对五峰组—龙马溪组页岩储层主要地质特征的认识和页岩气“甜点区(段)”分级评价标准,从人工干预提高页岩气有效流动性和开发整体性出发,提出了页岩气甜点区“体积开发”的理论内涵和核心技术,进而评价展望了中国页岩气资源“体积开发”的发展前景。研究结果表明:①页岩气“体积开发”指在不同级别含气页岩储层“甜点区”“甜点段”范围内,通过多水平层段分段压裂构建人工缝网系统,利用水平方向流动叠加垂向导流缝流动形成复合流动方式,促使波及范围内的页岩气资源成为可开发的商业储量,实现更多页岩气资源的有效动用;②“体积开发”包括“甜点区”综合评价、体积开发井网优化设计、水平井钻井和靶窗优选及轨迹设计、水平井段体积压裂改造技术、生产制度设计与平台式工厂化管理等5项核心技术。结论认为,“体积开发”理论技术不仅为目前长宁、涪陵等页岩气储量区立体开发,而且也为陆相、海陆过渡相页岩气等非常规油气资源的整体利用,提供了重要的理论依据和技术支持,具有广阔的应用前景。

天然气工业杂志地质勘探

渤海湾盆地渤中凹陷西次洼中生界古潜山油气成藏过程15-24

摘要：渤海湾盆地渤海海域渤中凹陷西次洼油气资源丰富,在浅层新近系、古近系以及深层中生界均有油气被发现,但目前对其油气聚集成藏过程以及与浅层油气藏的配置关系等尚不清楚。为了给渤中凹陷周缘的油气勘探奠定基础,运用烃源岩有机地球化学分析及生烃演化盆地模拟、流体包裹体分布特征及均一温度测定等方法和手段,结合油—源生物标志化合物特征分析,基于区域构造背景,恢复了渤中凹陷西次洼复式油气聚集成藏的过程。研究结果表明:①该区存着在古近系沙河街组三段、沙河街组一段、东营组二段下共计3套烃源岩,周缘凸起带油气储层为中生界火山岩及太古界变质岩、古近系—新近系三角洲—河流相孔隙性砂岩,该洼陷生成的油气沿断层—不整合面向斜坡带运移至周缘构造带内聚集成藏,形成了3套油气成藏组合,具有复式油气聚集带成藏的特点;②沙三段烃源岩为该洼陷内的主力烃源岩层;③上述3套组合分别经历了4个阶段的油气成藏过程——距今11~1Ma,纵向上呈现油气优先充注深层中生界及太古界古潜山储层,后依次向上运移充注浅层古近系及新近系储层,该区油气的成藏模式为高温流体多次短期快速充注。

渤中凹陷深层砂砾岩气藏油气充注与储层致密化25-33

摘要：渤海湾盆地渤中凹陷砂砾岩储层致密化成因及其与晚期油气侵位的关系一直没有得到合理地解释。为此,以渤中凹陷西南部地区古近系砂砾岩气藏为研究对象,利用物性、热史、包裹体等分析资料,确定油气首次成藏时间、划分油气充注期次、恢复成藏期储层物性,进而模拟压实作用对储层的影响,并结合包裹体、铸体、扫描电镜、X射线衍射等实验手段明确油气侵位关系,分析石英加大、黏土矿物转化、碳酸盐胶结等关键致密化作用发生的序列,探究储层致密化作用机理及其与油气充注的关系。研究结果表明:①该区深层砂砾岩油气充注至少可分为3期,早期包裹体为重质油,晚期包裹体气油比高;②首次油气充注期为距今5Ma,储层埋深介于2500~2800m,以中孔、中渗储层为主,储集物性较好,成藏后盆地快速沉降、充填,上覆地层增加厚度超过1000m;③首次油气充注后砂砾岩进入成岩快速演化期,埋深介于2500~3200m,是砂砾岩快速压实阶段,石英加大在油气充注后经历了两期强烈发育,减孔作用明显,压实减孔作用是储层致密化的重要机制;④埋深介于2500~3500m为该区黏土矿物快速转化区间,花状及丝发状伊利石极其发育,对渗透率的大小产生了决定性的影响;⑤铁方解石及铁白云石沉淀于石英加大之后,使储层进一步致密化,以残余孔隙为主。结论认为,该区古近系砂砾岩气藏具有先成藏后致密的特点,尽管油气充注对储层成岩具有抑制作用,但后者仍然会导致储层的致密化。

渤海海域西南部中生代构造演化过程与潜山形成机制34-44

摘要：渤海湾盆地渤海海域西南部中生代潜山构造广泛发育,但对其成因演化机制尚缺乏系统的研究。为此,基于对该区三维地震资料的精细地层解释和构造样式识别,厘清断裂的期次、类型、活动特征,揭示关键构造期构造格局和潜山形成演化过程,明确潜山分带差异构造特征,并开展潜山类型划分。研究结果表明:①渤海海域西南部潜山内幕主要发育印支期、燕山早期、燕山中期、喜马拉雅期等4期构造运动,其中印支期、燕山早期构造运动对潜山形成和分布起到决定性的控制作用;②上述4期构造运动形成了由北东向、北西向和近南北向等3组断裂组成的4套复杂网格状断裂系统,各组断裂形成期次、性质及活动特征差异明显;③该区经历了古生代潜山物质基础形成、中生代晚三叠世—早侏罗世挤压造山与逆冲构造发育、晚侏罗世—早白垩世陆内裂陷及潜山初始格局的形成、新生代走滑—伸展复合改造与埋藏定型等4个演化阶段;④关键构造期表现形式的差异导致该区潜山构造特征呈现明显的分带性,可划分为西侧残留逆冲型潜山带、中部反转翘倾型潜山带和东侧复杂走滑断块型潜山带。结论认为,中、新生代经历多旋回的构造运动导致了该区潜山类型的多样性和内幕断裂系统的复杂性。

低频稀疏双约束宽频带地震阻抗反演45-52

摘要：传统波阻抗反演方法求解的反射系数没有反映足够的低频信息,其连续性、分辨率存在着一定的局限性,严重影响了波阻抗反演的质量和分辨率。为此,以理论合成记录和子波模拟为支点,讨论了富低频信号的优点;引入低频稀疏双约束反射系数方法进行稀疏优化项的改进,形成了新的方法;并基于实际工区的宽频带资料和非宽频带资料,应用传统的基追踪反射系数反演进行反射系数、波阻抗反演对比,再与低频稀疏双约束反射系数反演求解的反射系数、波阻抗反演进行对比,以验证改进方法的效果。研究结果表明:①具有丰富低频信息的宽频数据受旁瓣的影响更少,其地震数据分辨率更高,更有利于反演精度和分辨率的提高;②新方法在BPDN基追踪降噪问题的基础上增加了L2范数低频模型约束残差项,可实现含低频信息反射系数的直接求解;③较之于传统方法,新方法所求解的反射系数、波阻抗具有更好的连续性和分辨率,并且能与井数据良好吻合。结论认为,新方法在宽频带数据和非宽频带数据的波阻抗反演上得到了更高的分辨率,提高了波阻抗反演的准确率,在薄储层分布预测中具有更高的应用价值。

西湖凹陷北部气田天然气地球化学特征及气源探讨53-62

摘要：东海盆地西湖凹陷具有丰富的天然气资源,但对于其天然气的来源却一直都存在着较大的争议,已有的研究成果多采用烃源岩成熟度进行气源对比,没有给出直接证据。为此,以近年来在该凹陷北部发现的大中型气田为研究对象,在分析区内天然气组分、碳同位素值、天然气轻烃组成的基础上,系统研究了该区天然气的地球化学特征及其成因类型,并结合烃源岩的热演化程度及干酪根碳同位素值,分析了天然气的来源、探讨了天然气的运移方式及通道。研究结果表明:①西湖凹陷北部渐新统花港组天然气主要为煤型气,由腐殖型干酪根初次裂解形成,其中中央反转构造带气田主要为干气,西次凹气田为湿气;②凹陷区烃源岩成熟度从南到北逐渐增加导致中央反转构造带天然气成熟度较高,西次凹相对较低;③西湖凹陷北部天然气主要来源于始新统平湖组煤系烃源岩,同时花港组烃源岩及平湖组下部烃源岩也有不同程度的贡献,其中中央反转构造带北部花港组煤系烃源岩成熟度较高,对该区天然气成藏的贡献较大;④凹陷区天然气具有垂向运移分馏的特征,龙井运动之后断裂再次活化,为平湖组及其下部天然气向上运移提供了有利的通道。

天然气工业杂志要闻信息

2018年国际石油十大科技进展(一)——深海油气沉积体系和盐下碳酸盐岩油气勘探技术取得新进展44-44

摘要：深海逐渐成为全球新增油气储量的主要领域之一,2010年之后发现的深海油气储量已占全球发现的油气储量的一半以上,贡献比例呈逐年增加的趋势,缅甸深水沉积体系和巴西里贝拉盐下湖相碳酸盐岩领域的勘探成功,是2018年全球深水油气勘探的两项重要发现。

2018年国际石油十大科技进展(二)——“长水平井+超级压裂”技术助推非常规油气增产增效78-78

摘要：无论油价高低,北美页岩油气作业者都能够依靠技术创新实现增产增效。“长水平井+超级压裂”技术是推动北美页岩油气增产增效的核心技术之一。“长水平井+超级压裂”技术的主要内涵包括以下3个方面。1)长水平段水平井技术。近年来,为了实现增产增效,美国页岩油气水平井的水平段长度不断增加,主要盆地新钻井水平段长度大于2400m的井数占比超过40%,在巴肯和二叠盆地该占比甚至超过70%。

国内首套指向式旋转导向系统现场试验获得成功106-106

摘要：2019年5月10日,中国石油集团长城钻探工程有限公司(以下简称为长城钻探)指向式旋转导向系统正在着手准备下一种工况下的现场试验。此前的4月27日,在中国石油辽河油田公司静69-A035井对该系统进行了功能性试验,成功地实现了增斜、稳斜、降斜和扭方位等功能。这一成功标志着我国具有自主知识产权的指向式旋转导向技术取得了突破。

2019年第1季度全球液化天然气船运需求与去年同期持平144-144

摘要：据离岸工程2019年5月10日消息称,挪威Awilco液化天然气集团公司表示,2019年第1季度全球液化天然气(LNG)船运需求与2018年第1季度相比基本持平,而且自2018年第1季度以来,船队数量增长了10%。这家拥有液化天然气运输船的挪威公司表示,远东地区相对温暖的冬季以及中国和韩国的高储存量,导致该季度天然气购买兴趣减弱,2018年第4季度天然气价格下行压力延续至2019年第1季度。由于需求疲软和货物充足,2019年第2季度交付的亚洲液化天然气期货价格持续下跌,直到2019年4月初,此时买家开始为季节性较强的夏季月份做准备。

2025年LNG市场日供应量有望突破1 400万桶153-153

摘要：据悉,预计到2025年,全球液化天然气(LNG)市场供应量将有望突破1400×10^4桶/d(1桶=0.159m^3)。受页岩气工业迅猛发展和液化天然气价格逐渐走低的影响,2025年美国液化天然气市场消费量将超过300×10^4桶/d。

天然气工业杂志开发工程

中国东海气区初始产水评价图版的建立63-70

摘要：为了揭示东海盆地不同区域气藏气井初始产水特征存在差异的原因,以便于筛选有利的低渗透储层改造目标,应用气水两相毛细管压力及J函数定义式、幂函数型相渗模型、分流量方程,建立不同气柱高度下初始生产水气比的计算方法,再以东海气区标准毛细管压力、标准相渗实验数据为基础,计算并建立东海区域气藏不同气柱高度下初始生产水气比评价图版。在此基础上,由东海区域气藏已测试或投产井的数据对所建立的评价图版进行验证,并依据评价图版确定东海区域低渗透气藏适合储层改造的气藏物性条件。研究结果表明:①所建立的评价图版反映出各参数间的相关性与实际生产表现出的规律相似,且与实际数据匹配较好,验证了该图版建立方法及关键参数求取方法的正确性与可靠性;②以生产水气比小于1 m^3/10^4 m^3作为筛选条件,东海盆地西次凹、中央隆起带及裙边的低渗透气藏(气柱高度一般在50 m左右)适合进行储层改造的储层渗透率应大于0.65 mD,中央隆起带中北部大型低渗透气藏(气柱高度一般大于100m)适合储层改造的储层渗透率应大于0.26 mD;③在原位油气藏成藏条件下,气藏中不存在气水界面,所提出的方法及建立的评价图版则不适用。结论认为,所提出的初始产水评价图版建立及关键参数求取方法可以为国内其他气区的开发评价提供借鉴。

页岩柱塞脉冲衰减测试的渗流机理再认识71-78

摘要：在采用柱塞脉冲衰减法测试页岩渗透率时,对影响测试和分析精度的各种因素进行综合分析,有助于提高测试结果的准确性。由于页岩中发育大量的纳米级孔隙,测试压力越低,越容易出现非达西渗流。为了确保测试过程中气体呈达西渗流,根据克鲁得森数的定义,提出了孔隙中达西渗流的压力下限;针对柱塞脉冲衰减测试中的气体渗流过程,考虑气体在有机孔隙中吸附作用的影响,建立了气体解吸—渗流耦合模型;完成偏微分方程组的求解推导后,提出了相应的渗透率计算方法;柱塞脉冲衰减测试后,对页岩样品进行了配套的氮气等温吸附测试和甲烷等温吸附测试。实例分析结果表明:①在柱塞样脉冲衰减测试中,气体在岩样中作一维线性渗流,在构建渗流方程时,可以采用气体压力代替气体拟压力,简化计算难度;②氮气在页岩中的吸附性远弱于甲烷,上下游压差的变化在初始孔隙压力的5%范围之内时,氮气解吸对渗流的影响可以忽略。结论认为,现有的行业标准虽然没有考虑气体吸附的影响,但所得到的页岩渗透率仍然可以满足精度要求。

水驱气藏水淹风险描述及防控对策79-84

摘要：水淹问题已成为我国气田开发过程中影响气藏上产、稳产的难题。为此,对导致气田水淹的客观、非客观因素进行了分析,明确了水淹造成的危害,并提出了防控对策;在此基础上,以某基岩气藏的开发为例,深入剖析了造成该气藏水淹的主要原因,并总结了经验教训。研究结果表明:①针对气藏开发须树立水淹风险管理意识,为规避水侵失控,应开展水淹风险描述,并制订避水、控水、治水的阶段性措施方案,进行全过程控水管理;②强化气藏水文地质勘察研究,在开发早期利用探井获取相关资料,寻找邻近气藏水体周边的高孔隙度、高渗透率储集体及纵横向压力亏空的储集体作为侵入水转移的场所;③开发过程中,分井区优化配产并适时调整,力求边水、底水和层间水均衡推进;④对气田开发方案编制规范进行修订,识别边水、底水水源,评价渗流通道及水体大小,评估和预测气藏水淹风险,增加气藏先期控水的专题方案,使水侵受控,以最大限度地规避水淹风险;⑤对复杂气藏的储量采用容积法和多种动态法进行计算,互为参考,并且在进行试采评价后正式提交探明储量,在开展可动用储量评估后再提交开发项目建议书,谨慎大规模投资建产。

多层疏松砂岩气藏水平井出水机理及防控对策——以柴达木盆地台南气田为例85-92

摘要：柴达木盆地台南气田水平井出水已成为制约该气田稳产的主要因素。为破解上述难题,基于核磁共振测井解释技术,对储层束缚水饱和度分布特征进行研究,并结合该气田水平井投产初期的生产情况,确定投产即产出层内水的储层特征参数;通过岩心气驱水实验对束缚水产出的影响因素进行研究,通过隔夹层击穿实验开展隔夹层封隔能力的影响因素研究;采用数值模拟技术研究水平井在不同日产气量下,水平段长度对井底压力的影响;在此基础上,提出了该气田水平井出水防控对策。研究结果表明:①钻遇可动水饱和度大于7.2%、含气饱和度小于63.5%储层的水平井投产初期即会产出地层水;②泥质含量越低、生产压差越大越有利于束缚水的采出,平面非均质性较强的储层束缚水的产出是一个持续的过程;③隔夹层的封隔能力随夹层的垂向渗透率、含水饱和度减小而增强,随泥质含量、夹层厚度增大而增强;④泥质含量大于90%的Ⅰ类泥岩的突破压力约为4 MPa,泥质含量介于80%~90%的Ⅱ类泥岩的突破压力约为2 MPa,泥质含量介于60%~80%的Ⅲ类泥岩的突破压力约为1.5 MPa。结论认为,通过增加水平段长度和控制生产压差可以延缓边水侵入,延长气井无水采气期;水平井生产初期应均衡采气,生产过程中应加强动态监测,出水后应及时排水,以提高气井的累计产气量。

天然气工业杂志钻井工程

提高四川盆地页岩气开发效益的工程方案93-98

摘要：四川盆地川南地区上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组海相页岩是该区页岩气开发的目的层,甜点主力气层为龙马溪组龙一1^1小层,其上的龙一1^3—龙一2非主力气层因水平井压裂裂缝缝高延伸受限未能得到充分的改造,采用新井开发又不经济,导致大量页岩气资源(约占总储量的2/3)无法动用。为此,提出了“生产套管合理封固+套管切割+高效段铣+常规侧钻钻完井与压裂”的方案,并分析了关键技术的可行性和方案的经济性。研究结果表明:①确定合理封固段长度,配套井口安全阀、井下环空封隔装置等,确保满足后续压裂和生产要求,新井生产套管水泥返至技术套管内合适位置即可;②机械式套管切割技术成熟,较之于常规技术,高效段铣的段铣效率、工具寿命均提高2倍以上;③高效低成本井筒处理和常规侧钻钻完井与压裂技术,可支撑方案目标的实现;④较之于钻新井,该方案可节省建井成本30%左右,非主力气层预计单井测试日产气5.2×10^4 m^3,10年累计产气0.49×10^8 m^3,经济性良好。结论认为,该方案为页岩气非主力气层经济有效开发提供了一条新思路,有助于实现我国页岩气快速上产和长期稳产。

新型减摩阻工具的射流振荡动力学机理99-106

摘要：在水平井段钻进时,钻柱与井壁之间的摩阻将抵消一部分钻压,使钻压很难传递到钻头,降低了钻压传递效率。为了降低钻井摩阻、提高钻进效率,研制出了一种新型射流振荡减摩阻工具(以下简称新工具),开展了新工具的动力学和振动减摩阻特性研究,进行了新工具算例分析与室内实验测试,并对其结果进行了对比分析。研究结果表明:①新工具能够产生射流振荡效果,形成脉冲压力波动,使钻柱产生轴向振动,减小钻柱与井壁之间的摩擦阻力;②结合实际工况条件,随着钻压和转盘转速增大,钻头转速波动范围增大,产生钻柱黏滑现象的可能性降低;③算例分析与实验测试结果得到的振动速度均呈现明显的非线性规律,能够反映钻柱的真实振动特性。结论认为,算例计算与实验测试结果一致,验证了新工具结构设计的合理性和计算结果的准确性;新工具有效降低了水平井的钻井摩阻,不仅为实现油气井高效钻井提供了技术支持,也为新条件下的油气井钻井工具开发提供了参考。

一种新型井下声波发生装置及其声波传播特性107-114

摘要：井下有限空间内声波的有效发生与声能量的高效传递是声波在钻柱中稳定、长距离传输的前提,高效可靠的发生装置是实现井下信息声波传输技术现场化应用的关键。为了实现速度快、准确性高、抗外界因素干扰能力强的井下信息传输,基于超磁致伸缩换能器设计加工了一种井下声波发生装置,并通过建立试验系统,对该装置的功能性及关键参数设计开展了研究。研究结果表明:①带内孔的单级圆锥变幅杆是辐射声波首选,换能器在圆锥变幅杆小端激励的声波辐射进入钻柱中能够获得平面波;②在变幅杆放大系数极小值点附近设计长径比能够有效提高低频段声波能量传递效率;③黄铜材料的声传递介质具有较高的滤波质量与声能量传递效率;④声波能量传递效率随换能器预紧力增加,先增加后保持不变,7.20 kN预紧力能够获得最佳传递效率。结论认为,在井下声波发生与中继装置的设计过程中,应充分考虑换能器声波辐射方式与结构参数对声波能量传递效率的影响;建议进一步研究声发射端机械结构、声载波参数等因素对钻柱中声传播特性的影响,以加快井下信息声传输技术现场应用的步伐。