2020年, 第14卷, 第3期　刊出日期：2020-06-28

  

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宏观研究
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  天然气产业改革综述及国家油气管网公司成立后的影响

  李俊杰

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 1-6. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.001

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  为了提高资源配置效率、促进高质量发展、保障国家能源安全,通过回顾中国天然气产业发展和体制改革历程,分析了国家油气管网公司成立后对中国天然气产业发展的影响,指出了当前形势下天然气产业持续健康发展需关注和解决的几个问题。研究结果表明：① 中国天然气产业发展在经历行政管理体制改革和现代企业制度改革两个阶段后,逐步形成了现有的行政管理格局,目前的改革方式主要以市场化为导向,主要思路是“管住中间、放开两头”,监控输配价格,放开上下游价格,国家油气管网公司的成立正是这一思路的具体实施;② 国家油气管网公司成立后,天然气基础设施的规划、建设、运营会发生质的飞跃,对天然气价格市场化改革、天然气稳定供应也会有促进作用;③ 在一定时期内,为保证天然气产业的稳定健康发展,政府需要发挥行政管理作用加强综合协调,强化监管,防止新的垄断;④ 通过加快深化天然气体制改革,统筹好各相关方利益,有效推动天然气基础设施的建设,明确资源供应企业、管网公司、政府、城市燃气企业的调峰保供责任,落实好上游矿权的开放和下游市场的配套改革,解决现存的高价天然气消纳难题,有效推动天然气产供储销体系建设。
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  2019年川渝地区天然气勘探开发进展及2020年展望

  何晋越, 魏微, 党雪霈, 乔玲茜, 何涓涓

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 7-12. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.002

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  川渝地区天然气资源量大,但勘探开发程度较低。为了推进“成渝地区双域经济圈”的建设、推动川渝地区经济高质量发展,通过梳理和分析2019年川渝地区天然气勘探开发成果,结合四川盆地天然气资源潜力,研判了2020年川渝地区天然气勘探开发形势。研究结果表明：① 2019年川渝地区新增天然气探明储量近1 × 10¹² m³,占全国总量的70%,高效探明川南页岩气、安岳气田两大万亿立方米大气区;② 2019年川渝地区生产天然气近500 × 10⁸ m³,占全国天然气总产量的近三成,其中页岩气快速上产,产量较2018年增长近50%;③ 预计2020年川渝地区天然气勘探开发形势继续向好,天然气探明储量、产量将保持较快增长。结论认为：川渝地区天然气资源量丰富,勘探潜力巨大,新冠疫情和低油价对川渝地区天然气勘探开发的冲击较小,2020年天然气总产量将跨越500 × 10⁸ m³大关。
地质勘探
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  琼东南盆地中新统、渐新统储层特征及其主控因素

  朱沛苑, 范彩伟, 元庆涛, 尤丽, 谭建财

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 13-19. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.003

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  为了明确琼东南盆地新近系中新统与古近系渐新统优质储层的发育规律,推动该盆地的天然气勘探进程,进而打开深层勘探新局面,以该盆地崖城区与宝岛区为研究对象,利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、压汞等资料对比分析了两个研究区中新统与渐新统储层的岩石学特征、孔隙结构特征及物性特征,明确了储层发育的主要控制因素。研究结果表明：① 崖城区沉积物搬运距离相对较近,导致该区中新统与渐新统储层成分成熟度、结构成熟度均低于宝岛区;② 崖城区储集空间以残余原生粒间孔为主,其次为溶蚀孔、微孔隙等次生孔隙;③ 崖城区储层具备中孔隙度、高渗透率、较细喉、均匀型等特点,宝岛区储层具备中 — 高孔隙度、中 — 低渗透率、微细喉、不均匀型等特点;④ 随着埋深增加,崖城区储层孔隙度和渗透率均呈降低趋势;⑤ 沉积相带是琼东南盆地储层物性的先决控制因素,成岩作用是其关键控制因素,其中压实作用是造成储层储集性能变差的重要因素之一,地层超压对储层储集性能具有一定的改善作用,胶结作用、溶蚀作用对储层储集性能的影响有限。
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  川西北部上二叠统吴家坪组沉凝灰岩分布及地质意义

  曾琪, 田云英, 郑超, 王旭丽, 李荣容

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 20-26. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.004

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  为了探索四川盆地西北部地区上二叠统吴家坪组沉凝灰岩的分布特征及地质意义,利用区内多口钻录井、测井、岩屑薄片及岩心全岩X射线衍射资料,分析了吴家坪组沉凝灰岩的岩石学特征、矿物成分、电性特征;进而利用岩心物性、扫描电镜及测井等资料分析了沉凝灰岩储层的基本特征;运用残余厚度法恢复了沉凝灰岩沉积前古地貌,明确了其展布特征。研究结果表明：① 川西北部地区吴家坪组沉凝灰岩在电性上具有“两高一低”的特征;② 沉凝灰岩主要分布在SY1-1井 — 龙岗西地区的吴家坪组中部,推测在吴家坪组沉积中期可能有大规模火山喷发为区内提供了丰富的火山灰来源,其分布范围受古地貌影响较大,而厚层沉凝灰岩沉积为SY1-1井 — 龙岗西地区吴家坪组沉积晚期台缘滩的形成创造了地貌条件;③ 吴家坪组沉凝灰岩具有较好的油气自生自储能力,优质储层主要分布在SY1-1井 — 龙岗西地区一带。结论认为,针对该岩类的研究尚处于起步阶段,加强基础地质研究及开展储集性系统评价是当务之急;同时,SY1-1井 — 龙岗西地区发育中二叠统茅口组台缘滩、上二叠统长兴组生物礁,具有多层系立体勘探的有利条件,值得重视。
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  黔北煤田上二叠统龙潭组页岩气储层可压性评价

  张曼婷, 付炜

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 27-32. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.005

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  为了对黔北煤田上二叠统龙潭组页岩气储层可压性进行评价,以该煤田JC-1井富有机质泥页岩为研究对象,分析了该井泥页岩含气性及有机地球化学特征。根据含气性分级将龙潭组由下至上分为4个层段,对重点含气层段的富有机质泥页岩样品的全岩矿物组成特征与岩石力学特征进行了分析,并对其可压性进行了评价。研究结果表明：① JC-1井泥页岩含气显示与有机碳含量较高,其中层段1的总有机碳含量与含气性最好。② 储层矿物成分以石英和黏土矿物为主,其次为碳酸盐矿物及一定量的菱铁矿和黄铁矿等矿物。③ 岩石抗压强度介于12.40~60.20 MPa,抗拉强度介于1.21~6.07 MPa,杨氏模量介于（18.90~31.30）×10³ MPa,泊松比介于0.19~0.28。④ 层段1的矿物脆性指数最高,平均为56.84%;层段2的矿物脆性指数低,平均为32.89%;层段3的矿物脆性指数偏低,平均为41.09%;全井段泥页岩样品弹性参数法脆性指数介于44.73%~66.30%,平均为53.16%,各层段无明显变化;层段1在横向上的厚度变化小,展布稳定。结论认为,黔北煤田龙潭组具有较好的页岩气开发潜力,其中层段1含气显示好、有机碳含量高、岩石脆性较高、抗拉强度低,可压性强,有利于压裂改造,并且富有机质岩层厚度大、横向展布稳定,是最佳的页岩气储层。
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  基于地震相及生产动态的沉积相研究—— 以莺歌海盆地M气田新近系上新统莺歌海组二段I气组为例

  彭旋, 岳绍飞, 周伟, 李佳, 彭小东

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 33-40. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.006

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  M气田是位于莺歌海盆地的大型海上气田,海上气田具有钻井资料少而地震资料品质优的特点。为了明晰该区沉积特征及演化模式,调整传统沉积相的研究思路,以该气田新近系上新统莺歌海组二段I气组为研究对象,依托优质地震资料开展了岩心、单井、地震、沉积的精细剖析,并结合已钻井、生产资料建立了“地震相 — 沉积相 — 生产动态”三位一体的研究思路,精细地表征了沉积相特征,系统阐述了沉积演化过程,指导了气田后续调整的成功实施,为气田后期的开发调整提供了借鉴和指导。研究结果表明：① 莺歌海组二段I气组共识别出4种地震相类型,其中平行强振幅地震相储层物性好,发育原生临滨滩坝相沉积,为优势甜点储层。迁移型和充填型地震相厚度大,物性差,为受重力流水道改造后的残留滩坝砂体,并结合已钻井生产动态证实该类储层产能差。② 莺歌海组 二段I气组沉积微相为水道改造后的滨浅海沉积,水道改造区域位于7井区西边。5井区、9井区基本保留原生滩坝沉积,水道呈北西 — 南东向展布,厚度在空间上呈串珠状展布。
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  东胜气田锦58井区下石盒子组致密砂岩气藏气水关系

  李阳

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 41-48. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.007

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  为了明确鄂尔多斯盆地东胜气田锦58井区下二叠统下石盒子组致密砂岩气藏气水分布关系及影响因素,以气藏地质特征为研究基础,分析了下石盒子组气藏地层水的化学特征和赋存状态。研究结果表明：① 地层水型为高矿化度氯化钙型,地层水地球化学特征参数反映出储层封闭条件好,有利于天然气的聚集和保存;② 地层水分为边底水、透镜状水体及滞留水3种类型;③ 平面上以气水同层、含气水层分布为主,纵向上多个气水系统共存,无统一的气水界面。结论认为：① 气水关系主要受生烃强度、储层连通性、储层非均质性及局部构造的共同影响,其中储层连通性越好越有利于天然气聚集成藏,反之易形成透镜状水体;② 储层非均质性导致纵向剖面呈现“气层 — 干层 — 水层”的叠置分布;③ 局部构造微断裂、微裂缝既是有利的天然气运移通道,又是储层改造沟通它层水体的主要途径,而局部构造高点或构造隆起是天然气的相对富集区。
天然气开发
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  基于Cempro Plus的长封固段固井顶替效率影响因素分析 —— 以塔里木盆地顺北区块S7井为例

  易浩

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 49-54. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.008

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  为了优化塔里木盆地顺北区块长封固回接固井工艺,解决固井顶替效率低、密封完整性差等难题,以该区块S7风险探井为研究对象,分析了长套管居中度、顶替排量以及冲洗液体积等因素对油气井顶替效率的影响。研究结果表明：① 在顶替排量一定的条件下,套管居中度与水泥浆顶替效率成正相关,与井筒混浆程度成负相关,高居中度井段顶替效率提升速率更快,而低居中度井段顶替效率提升相对缓慢,套管居中度至少应保持在60%以上才能显著提升顶替效率;② 套管居中度一定的条件下,顶替排量与水泥浆顶替效率成显著的正相关,而与井筒混浆程度成负相关,顶替排量应达到2.0 m³／min以上才可显著提升顶替效果;③ 在套管居中度与顶替排量一定的条件下,冲洗液体积与水泥浆顶替效率成显著的正相关,而与井筒混浆程度成负相关,冲洗液体积至少应保持在30 m³以上才能显著提高井筒上部区域的顶替效果。
地面工程
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  三嗪溶液脱硫新工艺在长庆气区的研究与实践

  薛岗, 葛涛, 杨恒远, 蒋成银, 郑欣, 何蕾, 冯波

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 55-61. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.009

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  为了充分认识三嗪溶液脱硫应用机理,准确掌握三嗪溶液的硫容、最佳反应温度及适用的H₂S浓度范围,为国内低潜流量天然气脱硫技术提供有益参考,以在长庆气区苏里格气田低潜流量天然气井场和站场进行的三嗪溶液脱硫试验为研究对象,通过在小试、井场和站场3种新型液体脱硫装置中的应用,分析了三嗪溶液的现场脱硫效果。研究结果表明：① 三嗪溶液脱硫具有硫容高、脱硫迅速、无需再生、脱硫产物无毒、可直接回注地层等优点,在国内低潜流量天然气脱硫领域具有较好的应用前景;② 研发了小试装置测试了8种不同配方三嗪溶液的硫容,研发了井场和站场三嗪液体脱硫装置,现场应用效果较好;③ 三嗪溶液脱硫工艺作为一种新型的脱硫技术已经成功应用于苏里格气田边远下古生界气井及集气站的低潜流量天然气脱硫,随着应用逐渐规模化以及配方技术进步,其成本逐步降低、硫容逐步提高,未来应用范围将进一步拓宽。
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  运用检修统计数据进行地面计量设备维修周期优化

  潘登, 庞东晓, 叶霁霏

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 62-67. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.010

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  为了充分掌握气井试油测试地面计量设备的维修周期,并提出维修周期的优化方法,以中国石油川庆钻探试修公司自有地面计量设备2017年的维修统计数据为研究样本,分析了地面计量设备预防维修、视情维修、事后维修3种不同的维修管理工作量,并依据统计数据进行了数理分析研究,从成本控制角度提出了合理的气井试油测试地面计量设备维修周期的计算方法以及维修工作的关注重点,以期在保障设备安全运行的同时做到成果和效率的最优化平衡。研究结果表明：① 对于主要以执行国家强制标准的预防性维修工作,有必要采用综合计算仪器仪表等更换成本、关联工程损失、检修成本、仪器仪表闲置损失的综合成本计算法,进一步压缩传感器等电子精密仪器的校验周期;② 对于视情维修工作,采用一种基于统计分析技术的成本控制方法获取不同维修区间的成本曲线,从而扩大主要设备的维修周期,达到安全投入与成本控制的最优平衡。
市场与价格
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  国家油气管网公司成立后的天然气价格机制改革建议

  何春蕾, 段言志, 李森圣

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 68-73. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.011

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  国家油气管网公司的成立,标志着国家油气体制改革取得实质性突破,推动改革迈入了新阶段。在改革过渡期,积极稳妥地推进天然气行业从“一体化”向“放开两头、管住中间”的体制过渡至关重要,需协同推进天然气价格机制改革。鉴于此,综合分析了天然气产业链各环节价格机制发展历程、现状及存在的问题,提出了适应改革过渡期需要的价格机制改革建议。研究结果表明：① 新版《中央定价目录》的实施意味着门站价格取消已为期不远,过渡期建议沿用现行门站价格管理模式,并增加按气源方销售模式,之后视改革进程适时放开气源和销售价格;② 现行管输价格面临定价范围和价格体系设计等问题,建议将管输成本按功能区分为“基本运输成本”“节点调配成本”,成本总和为油气管网公司的准许成本;③ 现行储气服务价格面临储气调峰成本回收困难问题,过渡期建议按照服务成本法即“成本加准许收益”定价;④ 我国推行天然气能量计量计价已基本具备技术、基础设施和制度等方面的基础条件,建议加快制定天然气能量计价实施方案。
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  油气藏型地下储气库储转费计算方法探讨

  祝青宇, 冯垄

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 74-78. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.012

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  2020年,国家新版《中央定价目录》将地下储气库购销气价格放开由市场定价,在推动天然气产供储销分离的背景下地下储气库也开始推行独立运营,加快构建地下储气库储转费价格机制势在必行。基于此,在研究建立我国储气库储转费计算方法必要性的基础上,对当前可用于计算储转费的几种方法进行对比分析和选择。研究结果表明：①地下储气库是调节天然气供需和优化管网运行的重要手段,储转费未单独定价,会造成储气库的经济价值不能直观反映,不利于分析盈利能力,影响储气库项目投资建设的积极性,国家出台相关办法要求储气设施费由市场或双方协商定价,但因天然气体制改革滞后,至今未能全面落地实施;② 经比对分析,选定净现值法、附加垫底气核算方式,确定储气库投资及成本构成,在此基础上提出净现值法储转费计算模型,用于融资前和融资后的储转费计算;③ 可优先通过提高工作气量,实现储气库盈利能力最大化,在实际工作气量未达到盈亏平衡工作气量时,可通过改进技术和管理水平逐步改善注采气量,以实现储气库项目经济效益提升。
经营管理
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  油气田企业深化三项制度改革的思路与策略

  赵小森, 耿小凯, 李啸, 杜春

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 79-83. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.013

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  为了深化油气田企业三项制度改革,有效破解改革难题,在深入分析改革历史沿革、存在问题和挑战的基础上,提出了油气田企业深化三项制度改革的思路和策略。研究结果表明：① 新时代国家对国有企业三项制度改革高度重视,提供了良好的政策环境,油气田企业深化三项制度改革迎来机遇期;② 油气田企业存在业务结构过于宽泛、队伍结构不够合理、“三能”问题有待解决等问题,严重制约着市场化机制的建立和改革的深入推进;③ 油气田企业在改革中,应突出抓好优化业务结构和组织架构、优化人力资源配置、强化薪酬分配激励约束、建设高素质干部队伍、畅通人才成长通道等重点任务,加快建立市场化运行机制和解决“三能问题”,才能在改革中取得突破,促进企业高质量发展。
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  油气田矿区员工培训工作现状及提升策略

  谭攀峰, 杨蓓, 李建伟, 徐扬, 熊兰琼, 梅琦

  天然气技术与经济. 2020, 14(3): 84-88. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.03.014

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  鉴于新时期我国油气田面临的外部环境和内在形势发生了深刻变化,如何构建有效的人力资源培训体系,为人才培养和成长搭建更为有效的平台,成为推进油气田人才队伍建设、保持战略定力和实现高质量发展的关键环节。鉴于此,通过总结中国石油西南油气田公司下属矿区培训工作现状及成果,分析了培训工作中存在的问题,提出了培训工作进一步提升的策略建议。研究结果表明：① 油气田矿区在人才培训和培养上进行了积极而有效地探索,通过制定并落实培训管理制度促进了培训规范化,通过加强培训体系建设促进了培训方式升级和培训环境优化,通过整体部署培训工作促进了全员培训分层推进;② 油气田矿区培训工作存在的主要问题是对培训工作认识不足、培训需求缺乏分析调研、培训课程体系缺乏系统性以及培训评估机制不健全等;③ 针对员工培训中存在的问题提出了分类进行培训需求特点分析、完善培训管理体系、优化培训课题,构建全面有效的评估体系等提升矿区培训工作的建议。