为了充分认识致密高含水气藏调整生产制度后的生产规律,以鄂尔多斯盆地北缘东胜气田的锦30井区为研究对象,通过对调产井按调产比例、生产液气比、日产气量大小进行分级,分析压降速率及单井可采储量(EUR)生产动态指标变化及产生的原因,总结调产后气井的生产规律.研究结果表明:①下调生产制度井的压降速率受下调比例影响明显,随着下调比例的增加,压降速率下降比例呈直线上升;②下调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比的增大而增大;③当提产比例小于50%时,上调生产制度井的压降速率基本不受提产比例影响,当压降速率大于50%时,上调生产制度井的压降速率受提产比例影响明显,随着提产比例增加快速上升,同时压降速率还受日产气量影响明显,随着日产气量增加而减少;④上调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比增大而增大.结论认为:①上调井应选择日产气量大、生产液气比小的气井提产,且提产比例应小于50%;②下调生产制度井应选择生产液气比较大的气井,在满足携液的基础上尽可能增加下调比例.
为了建立特低孔隙度、低丰度的多薄层致密砂岩气藏的开发模式,指导同类气藏高效开发,以四川盆地川西洛带气田上侏罗统遂宁组气藏为研究对象,分析了储集层特征、微观渗流机理,指出了该类气藏科学合理的开发模式.研究结果表明:①砂岩、泥岩频繁互层叠置,储集层基质物性较差,为特低孔隙度、致密储层,微观孔隙以细孔—微喉型为主,孔喉体积比偏小,岩心覆压实验结果表明渗透率应力敏感较强;②气藏原始束缚水饱和度中等,气水两相共渗区较大,岩心衰竭实验结果表明采收率中等—较高;③气藏无边、底水,属常压、定容封闭弹性气驱干气气藏;④单井控制储量小,稳产期短,压力、产量递减较快,低压低产期较长.结论认为:①该类气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,为了提高开发效益,按照先评价认识清楚后再投入开发、逐步滚动扩边增储上产的思路开展气田建设工作;②建产期优先开发高产富集区,试验增产工艺;③稳产期依靠直井多层压裂合采,补充新井实现产能井间接替;④递减期依靠老井转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气等措施延缓产量递减,同时部署开发调整井进一步提高采收率.
随着"双碳"目标提出,可再生资源、天然气等低碳能源的发展将成为未来能源发展的主流.川渝地区拥有资源禀赋优势,在天然气行业具有巨大的发展潜力和空间.为了推进川渝地区天然气的快速发展,对天然气行业发展现状进行调研,分析影响天然气行业的各种因素,有针对性地提出了下步发展建议.研究结果表明:川渝地区天然气行业影响因素主要有天然气市场供需影响、经济发展态势影响、能源产业规划布局影响以及国家及地方能源政策影响.立足川渝地区的资源状况和天然气市场结构,提出以下四项建议:①积极推进天然气基础设施建设,包括完善川渝地区储气库等基础设施建设、完善天然气(页岩气)生产基地建设和打造天然气示范利用区;②加快行业数字化转型与智能化发展创新;③主动适应天然气行业体制改革措施;④加快从传统能源向"油气氢电"综合能源转型发展,包括加快推进新能源产业融合发展、加大氢能产业布局和推动天然气发电利用"降碳增效".
为了确保气井溢流钻井液喷空后成功处置,需认真分析井况和关键压力参数,制订压井方案.以压井液密度确定、压井方式选择、压井注意事项等方面为研究对象,分析了不同井况的压井方法.研究结果表明:①气井钻井液喷空后,可以根据关井或放喷压力,结合地层资料,确定压井液密度;②具备关井条件时,压回法、置换法和正循环压井法是行之有效的压井手段;③不具备关井条件时,可根据气产量和井口压力情况选择循环压井或打救援井压井.结论认为:①气井钻井液喷空后,应尽快确定压井液密度和压井方式;②压井作业前,应储备充足的物资和器具,保证压井连续施工;③压井过程中,应加强压力监测,防止管线冰冻、堵塞、断裂等,做好防人员中毒、环境污染等工作,避免次生事故发生;④救援井要严格控制井眼轨迹,同时必须确保上部套管固井质量,为压井施工创造优质条件.
为了有效推进天然气发电与新能源发电的融合发展,通过分析天然气发电与新能源发电融合发展的可行性与必要性,对融合发展思路和发展模式进行探索研究,建立了天然气发电与新能源发电融合的商务模式和盈利模式,最后形成了天然气发电与新能源发电融合发展策略建议.研究结果表明:①天然气发电与新能源发电融合发展商务模式必须要充分考虑融合各方在资金流、信息流、物流等各方面的优势能力和需求,突出各方专长,"三流"同享,共同促进天然气发电与新能源发电融合发展;②天然气发电与新能源发电融合发展盈利模式要在"三流"同享的商务模式下,融合各方在充分考虑自身人、财、物等投入,成本结构,收入构成及目标利润完成情况下,推动实现价值共创、利益共生、利润共享;③深入剖析融合发展的外部环境,准确定位融合发展项目,共商确定融合发展商务模式和盈利模式是促进天然气发电与新能源发电有效融合发展的途径.
为了适应致密气勘探开发一体化价值管控及规模效益开发与市场化经营方式选择的需要,满足实施致密气开发项目群一体化管理的内在要求,针对当前致密气勘探开发面临的诸多困难与挑战,以中国石油西南油气田公司(以下简称"西南油气田")为例,构建了油公司体制下不同投入主体的致密气勘探开发项目制管理模式(主要由项目规划计划体系、项目制组织管理体系、项目全生命周期业务体系、项目决策支撑体系、项目绩效考核体系等构成),并提出推进致密气勘探开发项目制管理的策略措施,内容包括:①建立基于提质增效的项目价值管理机制;②强化油气田企业战略成本投资成本管控;③创新基于项目要素一体化的协同化管理;④搭建基于资源共享的项目管理创新平台等.结论认为:探索油公司体制下致密气勘探开发的项目制管理模式,对促进致密气规模效益开发和提质增效有现实意义,可助力国家能源安全保障和致密气勘探开发战略目标实现.
为了充分认识国内外气井带压作业技术现状和发展方向,以国内气井带压作业保障能力、工作量、技术发展方向为研究对象,分析了国内外气井带压作业技术对比和国内气井带压作业主要业绩、存在的主要风险和局限性及未来发展机遇,指出国内气井带压技术虽然取得了一定成绩,但在钻磨、高压完井、修井技术等方面仍然大有潜力可挖.研究结果表明:①气井带压作业在储层保护、节能环保和增产稳产等方面有着突出的技术优势,能大大延长气井生产周期,大幅度降低勘探开发成本,有效保护储层,助推气井高效开发;②已成为常规和非常规油气资源安全、清洁、高效开发的关键技术,也是积极践行"绿水青山就是金山银山"理念、全面适应国家生态文明战略和美丽中国建设具体行动的重要技术.结论认为:①气井带压技术在水平井钻磨、高压完井、老井挖潜增产、修井作业降本增效等方面有着广阔的前景;②需要进一步加快带压修井技术、远程和智能化装备、完井和修井工具等的攻关,打造具有中国特色的气井带压作业技术.
为了加强油气生产领域审计监督,规范和助推非常规天然气资源的规模效益开发,油气田企业内部审计开展了非常规气勘探开发领域投资管控风险审计.为了高质量开展非常规气钻完井审计工作,通过不断探索和实践,创新提出了一套可供借鉴的非常规气钻完井审计方法.研究结果表明:①非常规气钻完井除常规气井常见的钻前工程现场工程量、钻井井下复杂处理界定、阻停赔偿等管控不足问题外,还存在:钻井提速技术、钻井液技术管理、长水平段改造管控、清洁化生产及物料管控等因其自身技术特点所带来的独有问题,导致投资成本较高、投资资本回报率还不够高、创效盈利能力还不够强等风险和挑战,开展非常规气钻完井投资管控风险审计非常具有必要性;②运用横向比对、调研比对、对标比对、构成比率分析、预警分析和假设测算、资料佐证等分析方法,查证钻前平台规模效益、钻井"四新"技术投入、加砂压裂成本、现场甲供料、清洁生产过程、变更结算及索赔认定等投资效益管控重点,能够有效实施审计监督,完全实现审计目的;③2022年,首次开展的非常规气钻完井投资管控风险专项审计,对2020-2021年完成结算的非常规气钻完井项目进行全要素分析,查找影响成本控制和降本创效的关键因素,提出切实可行的管理建议,促进了非常规气井投资管理水平全面提升.
探井试采是气藏评价阶段的一项重要工作,投资项目财务评价的结果是投资决策的重要依据.为了解决试采意义重大但受已完成钻井投资影响大的项目经济性论证难题,以探井试采项目的经济评价方法为研究对象,分析了目前所使用评价方法,并基于决策应是对将来投资进行的决策,结合探井试采项目的首要决策目标应是技术目标,提出了新的经济评价模型.研究结果表明:①在进行探井试采项目经济评价时,按照油气开发投资项目的经济评价方法,将已发生的钻井投资列入现金流的处理方式违背经济评价的基本原则之未来性原则.②将已完成钻井投资作为第一年现金流出的处理方法会低估项目的价值,甚至可能会导致错误的投资决策.结论认为:①仅以新增投资参与现金流分析的经济评价模型符合经济评价的未来性原则,可以提升项目内部收益率;②推荐探井试采项目在经济评价时仅以新增投资参与现金流分析.
为充分了解泡沫排水采气技术在不同井况页岩气井中的实施效果,明确其适应性,以四川盆地长宁中深层页岩气区块的泡沫排水采气井为研究对象,分析不同油管与井型条件下的页岩气井泡排生产情况,并以重庆页岩气、四川页岩气等深层页岩气区块的泡排先导性试验为例,进一步明确泡沫排水采气技术对深层页岩气井的适应性.研究结果表明:①使用Ф50.8 mm连油、Ф60.3 mm连油、Ф60.3 mm油管、Ф73 mm油管均不能依靠自身能力实现长期带液稳产,而泡沫排水技术对不同油管尺寸有较强的适应性,典型井实施泡沫排水后,日均增产天然气约为1.18×104 m3,泡沫排水采气效果良好;②泡沫排水技术可起到清洁井筒、疏导气流通道的作用,可实现页岩气井的长期连续稳定生产;③泡沫排水技术对垂直井深超过4 000m的深层页岩气井有很好的适应性.结论认为:①不同油管、井型对泡排效果存在差异,但泡排对Ф50.8 mm连油、Ф60.3 mm连油、Ф60.3 mm油管、Ф73 mm油管条件下的长宁页岩气井有较强的适应性;②泡排工艺因其携液能力强、稳产周期长和可清洁井筒等特性,对中深层、深层页岩气均具备很好的适应性,可进一步推广应用.
国家管网成立后,我国天然气市场化改革不断加快,管网等基础设施的公平开放以及管网的互联互通,加速了天然气上下游市场的竞争.为了解决以往分环节的价格形成机制无法反映市场化条件下的天然气价格和不同气源的竞争关系,通过探究管网独立后我国天然气产业链与价值链的变化,从全产业链和价值链视角对天然气价格传导机制进行研究,提出了产业链与价值链"双链"融合的模型思路,构建了气液态天然气价值链价格公式及气源竞争力分析模型(NGCAM),并利用此模型对全国和区域天然气市场竞争展开分析.研究结果表明:①该模型能够一定程度上反映管网开放后的天然气市场运行机制,蕴含着天然气产业链的价格传导,突出产业链中气气、气液、液液竞争关系;②在全国市场竞争力分析中,模型应用呈现了国产气、进口管道气、LNG等气源之间的竞争和优势市场分布,沿海地区LNG资源可逐步向内陆渗透,煤制气等非常规气也可借助管网向中东部地区延伸,气源协同发展更加趋显;③在区域市场竞争力分析中,模型应用呈现了市场中多种气源的竞争结果以及未来市场供应结构变化,LNG作为灵活性调节资源可与管道气互为保障,LNG气源之间的竞争也日益激烈.
数值模拟技术是目前剩余气定量表征、气藏调整方案优化和产量预测的主要手段之一.然而,致密砂岩气藏复杂的储层地质条件和渗流特征,使得在采用常规数值模拟技术时难以准确描述剩余气的分布规律.为了实现对致密砂岩储层剩余气的精细定量表征,以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2 段气藏为研究对象,分析了不同渗流特征因素对产量的影响,同时基于致密砂岩气藏渗流理论,结合气藏工程和室内实验分析研究,建立了启动压力梯度、水锁伤害、应力敏感等在数值模拟中的等效表征方法.研究结果表明:①随着该区气藏开发的进行,地层压力降低和外来液气的侵入,岩石储层产生的应力敏感效应和水锁伤害会降低储层的有效渗透率,严重影响气井产能;②随着地层水和外来液体的侵入,气井在生产中会出现储层水锁伤害,利用相渗水平端点标定实现束缚水变可动水模拟,垂直端点标定实现生产初期水锁气相渗流伤害模拟,进一步在模型Schedule模块中通过对不同阶段相渗曲线调用,解决了气井中后期压力拟合偏差大的问题;③在数值模拟中考虑了启动压力梯度等因素的等效表征后,模型历史拟合符合率由之前的45%提高至85%,计算结果更加符合矿场的实际情况.结论认为,该研究成果完善了致密砂岩气藏渗流理论和数值模拟方法,对同类型油气藏的高效开发具有理论指导和实践意义.
随着"双碳"目标的推进,新能源逐渐代替传统化石能源已成必然趋势.为了推动传统能源与新能源融合发展,在分析总结2022年全国新能源和传统化石能源发展存在问题的基础上,提出了两者相辅相成、优势互补的措施建议.研究结果表明:①可再生能源生产占比和消费占比快速提升,开发利用步伐加快,已成为我国能源增长的新动力,煤炭消费占比下降,但生产总量仍是能源主力军;②新能源距离遥远、分布不均,且风电、光伏等新能源仍存在随机性和波动性,无法稳定供能,传统能源对外依存度过高,进口价格和进口量存在不确定性,无法自给自足,因此目前只有两者优势互补,才能真正确保国家能源供应安全;③为实现新能源与传统能源共荣共生,下步需着力深化以市场化为导向的能源体制机制改革,充分发挥市场在资源配置中的基础性作用,推动新能源与传统能之间协调发展.
为了解决沁水盆地煤层气开发过程中优质储层钻遇率低、固井质量差、储层保护难度大等问题,以提高煤层气的后期压裂和产气效果为研究对象,开展了井眼轨迹优化设计、井身结构和配套工艺、钻井液、二开半程固井等一系列技术研究.研究结果表明:①轨迹设计采用"双增双稳"剖面,设置控制点可精确控制轨迹走向;②三开水平井优化为二开大井眼水平井(Ф311.2 mm×Ф244.5 mm+Ф215.9 mm×Ф139.7 mm);③采用可降解聚膜钻井液可有效保护储层;④使用打捞式免钻塞完井工具,完成二开半程固井,可避免煤层固井漏失;⑤形成了适合沁水盆地的煤层气二开水平井钻井关键技术体系.现场应用结果表明可以缩短钻井周期30%,提速20%以上,有效提高煤层气整体开发效益.结论认为,煤层气二开水平井钻井关键技术可以为后续煤层气开发提供借鉴和参考.
天然气作为一种低碳、清洁的优质化石能源,是实施低碳转型的最佳选择之一,其供应安全关乎国家能源安全.四川拥有多个大型天然气气田和丰富的非常规天然气资源,未来天然气需求量必将呈稳步增长态势.为了促进四川经济社会持续健康发展、科学制定天然气规划方案、保障四川能源安全,基于可获得、可支付、效率、研发四个维度,构建四川天然气供应安全评价指标体系,运用集对分析方法构建四川天然气供应安全评价模型,并对四川天然气供应安全的等级进行确定.研究结果表明:①四川天然气供应安全评价等级2017年为Ⅲ级,2018年升至Ⅱ级,2019-2021年上升为Ⅰ级;②四川天然气供应安全指数的联系度由2017年的-0.2上升至2021年的0.219,呈稳步上升趋势.研究结论认为:四川天然气供应安全水平将逐步提高,建设多元化供应体系、完善天然气价格机制、建立多层次储气调峰体系等措施是提高四川天然气供应安全水平的有效措施.
致密气储层极易被污染,储层伤害后气井产能难以恢复,采用基于小油管的排采接替工艺可以实现致密气井全生命周期低成本、高效开采.为了给科学制定致密气井小油管柱塞气举工作制度提供参考,建立了柱塞气举上行阶段的柱塞-液段力学模型,分析了小油管柱塞气举上行的摩擦阻力,以及小油管柱塞气举运行的工作压力.研究结果表明:①柱塞-液段的摩擦阻力受柱塞运动的速度影响较大,摩擦阻力比值是速度比值的1.85倍;②不同管径油管在相同的柱塞运动速度下,摩擦阻力的倍数关系相同;③相同的周期举升液量,油管直径越小,满足柱塞气举工作制度的运行套压越大.结论认为:①油管直径越小,柱塞-液段的摩擦阻力越大,以常规油管的柱塞速度推荐值修正1.9英寸小油管柱塞速度推荐值为150 m/min～215 m/min;②油管直径越小,相同周期排液量下满足柱塞气举工作制度的运行套压越大,小油管柱塞气举的周期排液量要适当减小.
在当前国家提出节能减排、创建资源节约型环境友好型社会的前提下,研究无热源感应多功能加热设备在深层页岩气开发中高效防冻堵技术,对解决天然气开采过程中的安全和双碳减排问题具有重要意义.明确天然气冻堵形成机理,根据每口井的现场工况,制定出符合其条件的方案,制造出其适配的产品,为其量身订做,达到节能、高效、安全的防冻堵,做到资源利用最小化,安全系数最大化.研究结果表明:①无热源感应多功能加热设备是利用电磁感应的方法使被加热的材料的内部产生涡流,依靠这些涡流的能量达到加热目的;②在每1立方米掺水0.01 KG的情况下,纯净天然气压力每降低1 MPa气体温度下降4-5℃;③无热源感应多功能加热设备在深层页岩气防冻堵的过程中,是一种能量利用率和转化率极高的一项技术;④无热源感应多功能加热设备的频率控制、磁场方向确认、反向电压控制,是当前研究热点.⑤无热源感应多功能加热设备符合场站安全要求.结论认为:国家和企业应进一步加快该项技术在井口的防冻堵应用;
中亚地区油气资源丰富,是中国重要的天然气进口来源.近年来中亚各国天然气市场呈现新形势,缩减天然气出口量以支撑当地天然气需求和促进碳中和远景目标,预判未来中国—中亚天然气管道气源不足的问题将会凸显.而随着中国能源转型和"双碳"目标的稳步推进,天然气需求增长强劲,需要更多的海外气源支撑.为了维持中国能源进口多元化战略格局,满足中国强劲增长的天然气需求,通过广泛调研和深入分析,提出了中亚地区"一带一路"能源合作建议.研究结果表明:①中亚地区风、光、水力等可再生能源基础优越,且具有相关产业有利的国家政策,推动与中亚国家可再生能源合作,可实现抢占中亚国家可再生能源市场的先机,促进中亚国家可再生能源产业发展,同时在一定程度上抑制本国对天然气的需求;②哈萨克斯坦煤层气资源基础雄厚,潜力巨大,通过两国合作抢占相关产业发展先机,既能夯实哈萨克斯坦天然气基础,又符合哈萨克斯坦能源转型需求,对于稳固中国天然气进口海外气源,维持能源进口多元化格局意义重大.
随着我国天然气管输机制改革,管输企业实现了从生产型企业向生产经营型企业转型.为帮助管输企业科学高效开展商品天然气运输路径规划,以管输效益为目标函数,管输路径和管输距离为研究对象,研究分析管输业务相关成本之间关系,建立管输效益计算模型,最后利用现场生产数据对建立的模型进行求解验证.研究表明:①建立的管输效益计算模型科学有效,模型计算结果符合实际,可以为管输企业市场开发决策提供参考依据;②管输企业的利润增长并非随着管输距离增加而持续增加,计算表明在输气量恒定时,管输距离小于5000 km时,利润随着管输距离增加而快速增长,管输距离超过8000 km时,管输利润增加放缓,运输距离超过15000 km时管输利润将开始下滑;③管输企业在选择运输路径时,应基于管网生产工况和利润增长情况综合判断,以获得最佳管输效益;④未来我国中东部地区将是管输利润的核心增长区域,建议加大市场开发力度,优化新开口位置和数量,以提升管输效益.
异常高压的成因机制是石油地质学的重要研究内容,水热增压作用能否成为异常高压的有效成因机制是一个尚未解决的学术难题.为了定量评价水热增压作用对地层压力及压力系数的影响,根据岩石及流体的热物理学原理,分析了水热增压作用产生的前提条件,建立了水热增压作用下地层压力及压力系数的定量评价模型,探讨了水热增压作用与地层异常高压的关系.研究结果表明:①水热增压作用产生的条件是地层封闭且埋深增大;②评价水热增压作用对地层压力的影响时需要排除欠压实作用的影响;③地层深度增量一定时,地温梯度和地层流体热膨胀系数越大,岩石的热膨胀系数和地层流体的压缩系数越小,地层压力增量以及压力系数就越大;④在可钻深度范围内,温度升高引起的流体体积应变一般不会超过2%;⑤一方面,水热增压作用能使地层压力快速增大,另一方面,由于地层深度相应增大,地层压力系数的变化很小,压力系数增量一般不会超过0.1,单一的水热增压作用不能形成异常高压.
