2020年, 第14卷, 第6期　刊出日期：2020-12-28

  

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宏观研究
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  中国天然气分布式能源发展策略与建议

  孙齐, 李孜孜, 邹银, 左丽丽

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 1-6. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.001

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  受制于天然气价格和燃机技术等原因,中国天然气分布式能源的发展并不理想,已完成的项目也面临着生存危机。在当前天然气供需新形势下,推进天然气分布式能源发展对于提高天然气在中国能源消费结构中的占比和能源利用效率有重要现实和历史意义。为此,在归纳总结国外分布式能源发展及其支持政策的基础上,基于中国天然气产业发展的现状,提出了天然气产业与天然气分布式能源系统融合发展的思路,再结合中国天然气分布式能源发展实际和前景,就天然气产业与天然气分布式能源系统融合发展提出了10个方面的策略与建议：① 发挥自身气价优势;② 在冷热电用能比例协调的大型数据中心发展分布式能源;③ 利用分布式能源推动南方地区办公和居民采暖;④ 发展氢燃料电池储能技术;⑤ 参与电力调峰;⑥ 推进天然气和冷热电直供体系建设;⑦ 参与制订天然气分布式能源行业设计标准和技术规范;⑧ 推动清洁能源市场化交易;⑨ 促进与电力等能源企业在多能互补方面的合作;⑩ 推动建设“互联网+”的智慧分布式能源。
地质勘探
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  四川盆地元坝地区茅口组高精度地震相分析

  秦绪乾, 张雷, 李雷涛

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 7-13. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.002

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  为了精细描述四川盆地北部元坝地区中二叠统茅口组晚期沉积演化过程,明确茅口组晚期台地边缘高能浅滩展布和岩溶储层发育规律,以地震相为研究对象,通过实钻标定建立精细的地震等时格架,分析了研究区完钻井地震相与沉积相的对应关系,指出元坝地区茅口组高能浅滩叠合岩溶储层是油气勘探的有利方向,以高精度地震等时格架为约束的地震相分析方法是隐蔽性油气藏勘探发现的重要手段。研究结果表明：① 元坝地区茅口组三段发育台地边缘高能滩沉积,呈北西向展布,前亚带为台地边缘丘滩带,地震剖面上呈丘状反射外形,厚度稳定,分布连续;后亚带为台地边缘浅滩带,地震剖面呈低频、断续、中强变振幅反射,为浅滩叠合岩溶缝洞带,两者均为油气勘探有利区。② 等时格架内的波形分类是研究地层整体变化的有效手段,针对整个茅口组的波形分类结果准确地识别出了茅三段台缘展布和岩溶储层发育范围。③ 在明确相带的基础上,统计类属性能对元坝地区茅三段台缘浅滩叠合岩溶储层的横向变化进行精细刻画,较好地反映了储层物性的非均质性变化。
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  珠江口盆地韩江15洼构造—沉积演化及生烃潜力

  贺勇

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 14-20. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.003

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  对生烃潜力的研究是新区油气勘探的关键,为了推进珠江口盆地韩江新区的油气勘探进程,以高品质地震资料、测录井资料、地化资料为研究对象,分析了韩江15洼的洼陷结构及构造特征、沉积充填及沉积相特征,探讨了韩江15洼烃源岩的形成条件,并对其生烃潜力进行了初步分析。研究结果表明,韩江15洼新生代构造 — 沉积演化可以划分为3个阶段：① 古新世 — 始新世的裂陷阶段沉积了神狐组、文昌组和恩平组;② 渐新世 — 中新世中期的断坳转换及热沉降坳陷阶段沉积了大套厚层的珠海组、珠江组和韩江组;③ 中新世晚期及以后的构造活化和差异沉降阶段沉积了上中新统粤海组、上新统和更新统,其中古新世 — 始新世的裂陷阶段拉张作用最为强烈,是烃源岩发育的主要时期。综合构造 — 沉积特征及地化资料分析认为：① 在始新世裂陷高峰阶段沉积的文昌组发育有较深水 — 深水沉积,是韩江15洼主要的烃源岩发育层段;② 韩江15洼文昌组沉积厚度大,分布面积广,发育有烃源岩且已经成熟。生烃量有一定的规模,能运聚成藏,具有油气勘探潜力。
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  页岩气储层含水饱和度影响因素及计算方法——以焦石坝区块五峰组—龙马溪组为例

  王建波, 冯明刚, 严伟, 刘帅

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 21-28. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.004

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  与砂岩、泥岩和碳酸盐岩等常规地层相比,页岩地层黏土含量高,有机孔和无机孔并存,纳米孔非常发育,黄铁矿广泛发育,地层导电性较为复杂,以上因素增大了页岩地层含水饱和度的评价难度。为了提高页岩气储层含水饱和度计算的准确度,以四川盆地焦石坝地区上奥陶统五峰组 — 下志留统龙马溪组海相页岩地层为研究对象,对含水饱和度的影响因素进行了探讨。研究结果表明：① 黏土矿物中存在吸附水、层间水和结构水等多种形式的束缚水,是页岩气储层束缚水的主要储集空间,容易形成较高的含水饱和度;② 有机孔表面具有亲油气性,连通性好,是烃类的主要赋存空间,容易形成较低的含水饱和度;③ 黄铁矿使地层电阻率降低,导致计算的含水饱和度增大;④ 对比分析孔隙度 — 饱和度交会法、Archie公式、Simandoux公式以及Total Shale公式的应用效果和存在的问题,总结出适用于研究区页岩气储层含水饱和度的评价方法。该项研究对四川盆地五峰组 — 龙马溪组地层水的主要组成形式、含水饱和度影响因素以及不同计算方法之间的异同进行了分析,可以为其他地区页岩地层含水饱和度的评价和计算提供参考。
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  贵州省煤炭地下气化选址的地质影响因素

  张曼婷, 付炜, 王凯

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 29-32. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.005

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  为了研究地质条件对贵州省煤炭地下气化选址的影响,以该省煤系地层为研究对象,结合其特殊的地质条件,充分参考国内外气化炉的选址经验,分析了贵州省煤炭地下气化选址的主要地质影响因素。研究结果表明：① 构造条件上气化炉选址应远离向斜翼部断层发育区,气化煤层与断层的距离不宜小于250 m,以防止地下水沿断层或导水裂隙带涌入气化区造成反应终止或者煤气沿断层散逸;② 煤层赋存条件上气化煤层总厚介于1.5~15.0 m为宜、倾角应小于70°、埋深应介于200~1 000 m;③ 煤质条件上气化煤层煤级以褐煤最佳,灰分含量应介于20%~40%、硫分含量应小于1%、全水分含量应介于8%~20%;④ 水文地质条件上应避开水源地及大型水体,地下气化煤层与含水层的最近距离不应小于100 m,以防止气化过程中产生的有害气体或者残留灰分通过围岩裂缝渗透至地下水造成环境污染。结论认为,地质构造条件、煤层赋存条件、煤质和水文地质条件是影响贵州省煤炭地下气化的主要地质因素。
天然气开发
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  天然气水合物钻采船隔水管力学特性分析

  高杭, 李小易, 刘放, 马海峰, 陈勇

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 33-40. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.006

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  为了减少海洋钻井隔水管系统的疲劳损伤、降低海洋钻采风险、提高天然气水合物钻采效率,以天然气水合物钻采船隔水管系统为研究对象,分析了隔水管的固有频率以及力学特性;通过计算隔水管系统在海洋钻井作业中的固有频率,进而分析了影响隔水管固有频率的敏感因素,研究结果表明：① 隔水管截面尺寸和顶张力对固有频率的影响较大,而隔水管内部液体密度对固有频率的影响相对较小;② 通过隔水管的力学模型来研究隔水管的力学特性,推导出隔水管的振动微分方程以及边界条件,求解计算后得出200 m长隔水管的动力响应,隔水管的最大横向位移发生位置为水下132 m;③ 影响隔水管动力响应的敏感因素包括顶张力、隔水管壁厚、波浪振动周期波高等因素的动力响应变化以及同一水深处的隔水管横向振动变化。结论认为,在进行天然气水合物钻采船隔水管系统配置的研究与分析时,需要采用相对较大截面尺寸和顶张力,同时还应根据实际的海洋工况（包括波浪振动周期以及波高等因素）来进行分析。
地面工程
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  基于肯特法与层次分析法的天然气长输管道风险研究

  王坤, 杨文, 赵志超, 李重剑, 李红平, 贺泓铭

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 41-46. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.007

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  为了充分认识天然气长输管道潜在风险的重要性排序,优先处理更为重要的风险项,保障长输管道的安全运行,以涪王线（涪陵至王场）天然气外输管道中某一高后果区管段为研究对象,参照肯特法中的风险因素建立长输管道风险因素评价指标模型,基于层次分析法对各项风险因素的重要性进行分析。研究结果表明：① 在应用实例中,天然气管道风险因素中最重要的三项风险依次为外腐蚀、活动水平和教育状况,应将其作为重点管控对象;② 该方法有利于管理者更深入地了解各项风险因素,优先处理重要风险,如重点关注管道阴极保护状况、保护层质量等以降低外腐蚀风险,非工作人员尽量少靠近管道以降低人员活动风险,定期对居民进行石油天然气管道保护宣传以降低居民教育风险等;③ 该方法可以修正传统肯特法的误差,从而得到更贴近实际情况的风险评价结果,同时,可为管道风险智能管理系统研发提供理论基础,从而提高风险管控效率。结论认为,该方法具有较强的可操作性,但使用前应邀请评估小组成员进行现场调研,根据管道实际情况进行逐一打分,而不能简单直接套用。
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  页岩气水平井套管变形防治技术

  赵祚培, 钟森, 郑平, 乔智国, 舒笑悦

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 47-52. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.008

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  为了充分认识页岩气水平井套管变形的规律,形成有效的预防和控制措施,减小套变带来的经济损失,以四川盆地威荣页岩气田为研究对象,在前期评价井套变情况分析基础上,通过对裂缝发育、水平段轨迹、固井质量、套管载荷、压裂参数等对套变的影响研究,形成了地质工程综合性套变防治技术。研究结果表明：① 套管变形主要由压裂引起地层剪切滑移挤压套管造成,属地质和工程综合因素所引起;② 通过采取精细裂缝识别,提升井轨迹及固井质量,加厚套管壁厚,“一段一策”压裂参数针对性设计,施工压力控制等,实现了单井开发阶段全过程防控;③ 套变后采用长井段多级暂堵压裂进行补救,裂缝监测表明分段补救措施效果显著;④ 采取防治措施后,套变率及丢段率大幅度降低,满足了生产需求,成为深层页岩气有效开发的重要技术措施之一。
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  玄武岩纤维增强复合材料气瓶结构强度分析

  何太碧, 郭永智, 毛丹, 王艳

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 53-58. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.009

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  氢能是来源广、能储存、使用性能稳定的清洁能源,其制备、储存和运输是人们关注的重心,其中氢能高效可靠的储运技术是推广应用的关键。为此,研究了利用玄武岩纤维缠绕工作压力为35 MPa的储氢复合材料气瓶的可靠性,运用网格理论计算出纤维缠绕层结构参数,基于Abaqus有限元分析软件,建立玄武岩纤维增强储氢复合材料气瓶有限元模型,对储氢气瓶进行结构强度分析,计算气瓶在不同压力下的结构强度并对气瓶进行水压爆破试验验证仿真分析的可靠性。研究结果表明：① 纤维应力比为2.34,爆破比为3.17,满足GB／T 35544 — 2017《车用压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕气瓶》标准对承压和安全的要求;② 通过水压爆破试验得到气瓶的实际爆破压力为112 MPa,与有限元分析结果偏差0.67%,说明所建立的有限元模型和使用的方法具有较高的准确性。
钻井工程
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  高压气井储层改造期间施工压力控制技术研究

  罗敬兵, 张奎, 刘君林, 穆凌雨, 王夫军, 雷现梅

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 59-62. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.010

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  高压气井大规模改造期间油管柱、井下工具、生产套管等受载恶劣,是造成高压气井完整性问题的主要原因。为了充分认识高压气井储层改造期间施工压力的控制技术,以保证高压气井在整个储层改造期间井的完整性为目的,以高压气井井筒及井筒屏障部件为研究对象,根据井筒流体受力平衡条件,结合井筒压降计算,建立了井筒压力场预测模型;综合考虑井筒系统上的轴向传热、径向传热、对流换热和摩擦生热等影响利用能量平衡方程建立了井筒温度场预测模型;基于井筒所有屏障部件的安全性,分析了改造期间井筒屏障部件强度校核,得到了高压气井储层改造过程中不同施工泵压下A环空压力控制范围计算方法,研究结果表明：高压气井的完整性问题大部分同储层大规模改造有关,通过开展高压气井储层改造期间施工压力的精细控制可以保证整个高压气井井筒内各井屏障部件的安全,保障井的完整性。结论认为,开展高压气井储层改造期间施工压力的精细控制、保证作业期间各井屏障部件均在安全范围内,对于现场改造施工中保障高压气井完整性具有现实意义。
市场与价格
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  LNG贸易合同的发展趋势及其启示

  高振, 黄辉, 赵思思, 李媛, 张佳宁, 郭艺

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 63-66. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.011

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  在全球液化天然气（LNG）市场供需形势变化的背景下,LNG贸易双方地位发生互换。为了给我国LNG贸易企业业务开展及合同签订等提供参考、防控LNG贸易合同可能存在的风险,采用全球LNG产业特点变化到贸易合同演变及其应对的递推分析方法,系统分析了传统LNG贸易合同的特点、全球LNG产业近期呈现的新特点,以及LNG贸易合同的发展趋势,进而提出了有针对性的建议。研究结果表明：① 国际石油公司建立资源池供应模式,卖方供应稳定性增强;② 因允许更加灵活的贸易方式,FOB贸易模式受到买方欢迎;③ 新签合同在合同期限和合同量上呈现缓慢恢复的趋势;④ 亚太地区加快形成基于本地市场供求的合同定价机制。为有效防控LNG贸易合同风险,建议买方在新形势下应关注并做好新签合同条款设计、既有合同复议、中短期合同采购及合同数字化转型等。
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  我国天然气项目PPP模式研究

  余晓钟, 黄琴, 王富平, 白龙, 蒋雪梅

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 67-71. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.012

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  为了拓宽天然气项目建设主体范围、提高天然气项目建设效率、促进天然气市场体制机制改革,从我国天然气项目建设现状和天然气行业改革机遇出发,分析了PPP模式应用于天然气行业的适应性并构建了相应的运行机制。研究结果表明：① 我国天然气项目投资额大且建设主体较为单一,与我国天然气基础设施发展目标、国外先进地区的发展现状相比存在项目建设数量不足的问题;② 目前国家发展和改革委员会等部门发布的一系列政策文件给社会资本参与建设天然气项目提供了机遇,勘探开发市场的放开以及国家油气管网公司的成立将有效吸引民营、外资等资本投入;③ 公私合作模式（PPP）有利于降低天然气项目成本、促进管理和技术创新、并加速天然气行业市场改革。结论认为：PPP模式应用于我国天然气项目已具备现实条件,随着市场化改革不断推进,应不断完善天然气PPP项目的运行流程和相关机制,提高参与主体的风险研判、控制能力,并出台天然气PPP项目的配套政策法规,切实推动天然气项目PPP模式的推广应用及健康发展。
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  注气提采与战略储气库协同建设经济评价——以塔里木油田A油藏为例

  杨俊丰, 罗敏, 彭海军, 孙春芬, 杨露, 王好

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 72-78. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.013

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  为了实现投资效益最大化,解决注气提采与战略储气库协同建设经济评价的诸多难题。针对进入到开发中后期的油气藏,如何提高储量的动用程度,转变老油气田的开发方式已迫在眉睫。通过对注气提采方案和储气库方案的反复对比研究,发现注气提采方案买气成本很高,方案很难有效益,而油气藏型储气库作为天然气供应链中调峰储备的重要组成部分,具有造价低、运行可靠、垫底气可部分回收等特点。面对二者异同点,采用了一系列的技术攻关和相关方法研究,提出了注气提采与战略储气库协同开发的新模式,探讨了技术领域的经济问题。本文以塔里木油田A油藏为例,对“注气提采加储气库”协同建设这一全新建设模式的经济评价难点进行分析,研究结果表明,注采气井与地面集注系统共建时投资劈分、油气开发项目与储气库项目共建时成本分摊及效益核算等方法都是有章可循的,从而解决了注气提采项目和储气库项目成本费用核算问题,既让共建项目的成本靠实合理,又能实现共建项目更好的效益。
经营管理
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  数字化气田背景下企业信息服务商考核评价体系建设

  龚诚, 兰珂, 雷蕾, 付斌, 于智博, 杨琪敏

  天然气技术与经济. 2020, 14(6): 79-84. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2020.06.014

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  为了建立健全综合全面的信息服务商考核评价体系,满足数字化气田建设新要求,采用全生命周期和KPI相关理论方法,以信息化项目建设及运行维护为主线,建立了信息化服务商考核评价体系,设置了相应的评价指标。通过不同时期、不同维度的对比,对服务商能力薄弱环节进行分析,为服务商优选提供了有力支撑,为服务商能力提升提供了改进思路。研究结论表明：① 信息服务商考核评价体系应包括管理能力评价、运行绩效评价、客户服务能力评价;② 评价指标包括管理规范化、进度控制能力、成本管理能力、质量控制能力等指标;③ 通过对体系的建立和评价指标的梳理,能科学指导公司进行信息服务商选择、管理、监督工作,提升公司信息服务商管理水平。