2023年, 第17卷, 第1期　刊出日期：2023-02-28

  

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战略与政策
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  2022年中国天然气发展述评及2023年展望

  高芸, 王怡平, 胡迤丹, 王蓓, 高钰杰, 宋维东

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 1-10. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.001

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  2022年,在国内新冠肺炎疫情多点频发,经济发展面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力,地缘冲突引发的全球性油气价格飞涨的形势下,中国天然气发展有进有退、供需平稳、韧性十足,主要表现为：① 天然气勘探再获重大成果,探明储量保持高峰增长;② 天然气生产保持箭头向上,但增产量和增幅继续回落;③ 天然气进口价涨量跌,LNG进口量首次负增长：④ 天然气需求乏力,消费量下降;⑤ 天然气基础设施建设三箭齐发,快速推进;⑥ 天然气市场化发展持续深入。结论认为：2023年,在新冠肺炎疫情防控策略改变后,中国社会经济发展动能增强,中国天然气将迎来一个稳中有进的发展之年,预计页岩气将引领天然气探明地质储量再次突破万亿立方米;天然气生产稳步前行,增产量保持在约100 × 10⁸ m³;LNG进口量重拾升势,联手俄气带动天然气进口量反弹;天然气需求强势回升,市场供需平稳;天然气体制机制改革有新进展。
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  新形势下中国氢能市场现状与展望

  张建平, 王晓东, 李琦, 梅琦, 胡俊坤, 蒋龙, 肖佳

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 11-18. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.002

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  2019年氢能元年以来,中国氢能产业持续高速发展,随着新冠肺炎疫情的新变化,氢能产业发展进入新阶段,面临着新的挑战,在“双碳”战略持续推进的情况下,表现出新特点,包括：能源行业处于整体转型期,氢能政策处于频发期,氢能市场处于加速培育期,氢能企业处于转型窗口期,氢能技术处于爆发期,应用场景处于突破期。在总结氢能市场现状和特点基础上,预计氢能产业发展将呈现如下趋势：氢能政策将进一步优化调整,产业链发展协同度进一步提升,产业生态进一步拓展,国际合作进一步加强,交通领域将有新的突破,区域产业发展差距将进一步拉大。最后,提出如下建议：坚持以有为政策为发展导向,保障产业健康有序发展;坚持以市场驱动为核心动力,打造拥有市场竞争力的商业模式;坚持以创新驱动为高效引导,强化技术的产学研一体化研发与孵化;坚持以行为驱动为关键补充,发挥氢能的碳资源和碳交易潜力;坚持以内培外聘为重要抓手,提升企业氢能人才队伍水平。
地质勘探
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  赤水林滩场地区龙马溪组页岩气勘探潜力分析

  王浩宇

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 19-28. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.003

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  四川盆地是中国页岩气增储上产的主阵地,随着盆内深层页岩气开发建产规模的推进,上奥陶统五峰组 — 下志留统龙马溪组页岩气勘探转向盆缘复杂构造区,位于该盆地东南缘的贵州赤水探区林滩场构造为其典型代表。LY1HF、LY3HF井的成功实施证实了林滩场具备良好的页岩气形成条件,但也反映了该区构造特征及保存条件复杂。为了落实页岩气有利区,通过对已钻井的评估分析,基于页岩气形成条件分析,重点对该地区构造特征和保存条件进行了深化研究。研究结果表明：① 研究区龙马溪组深水陆棚相优质页岩厚度较大,有机碳丰度高、孔隙度高、含气量高,具有页岩气富集的良好地质条件;② 林滩场是受推覆断层控制的推覆断背斜,保存条件具分区差异性,其中盆缘正向复杂构造区沿地层上倾方向有逆冲断层阻隔是有利的保存条件;③ 综合考虑龙马溪组泥页岩发育程度、埋深、保存和开发等条件,优选出南1、北1区为该区龙马溪组页岩气勘探的Ⅰ类有利区,勘探开发潜力较大。
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  鄂尔多斯盆地大牛地气田马家沟组裂缝综合预测方法

  孙涵静

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 29-36. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.004

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  鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩中裂缝普遍发育,裂缝是天然气高产富集的关键因素之一。为了精细预测不同尺度裂缝平面展布规律,为勘探选区和开发井位部署提供指导依据,以该盆地大牛地气田奥陶系马家沟组为研究对象,利用岩心、成像测井等资料分析其裂缝发育特征,基于地震资料品质及正演模拟分析裂缝带地震响应特征,优选出裂缝预测敏感地震属性,形成了一套基于地震叠后属性的多尺度裂缝预测方法。研究结果表明：① 研究区裂缝发育段测井特征表现为高声波时差、低电阻率、低补偿密度、低波阻抗,地震响应特征不明显,仅表现为波组连续性变差、差异扭动;② 利用倾角和相干属性可以实现大尺度裂缝带的边界刻画,利用高精度Likelihood融合属性可以预测小尺度裂缝的分布特征和发育带强度,相干属性、倾角属性、最大似然属性3种方法预测的裂缝成果相互印证,并且刻画精度逐渐提高;③ 裂缝预测结果符合实际地质情况,与钻井漏失点吻合较好,研究成果可用于研究区下一步勘探选区和开发井位部署。结论认为,大牛地气田的裂缝综合预测方法对于同类地质情况和地震资料基础的区块具有指导意义。
开发工程
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  剑阁气田生物礁气藏特征及早期开发技术对策

  冉丽君, 罗静, 袁港, 陈代富, 万亭宇, 舒润, 朱亮

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 37-42. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.005

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  为了推动四川盆地上二叠统长兴组开江-梁平海槽西北部生物礁气藏的勘探开发,以目前处于开发早期评价阶段、开发潜力尚不明确的川西北部剑阁区块为研究对象,分析了气藏的地质特征及主要开发特征,初步形成了气藏开发早期认识及开发技术对策。研究结果表明：① 剑阁区块台缘带生物礁储层发育,受相带控制具有一礁一藏的特征,共发育6个独立的气藏;② 各个气藏具有储层发育差异大、非均质性强、流体分布复杂等特点,综合分析认为东侧的龙岗A井区储层发育范围大、天然气开发潜力大;③ 目前生产井仅1口,采速较低,建议调整气井配产,并加快龙岗A井区2口新井的投产进度;④ 加快外围区剑门D井区以及龙岗B井区高部位滚动部署新井,评价台缘储层发育特征及气水分布规律,获取天然气产能,支撑区块储量申报。结论认为：剑阁区块生物礁气藏储层发育,含气性较好,具有较大的天然气开发潜力,应加大井控程度较低的区域储层预测研究力度,加快新井部署,尽早实现气藏整体开发。
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  沁水盆地柿庄地区15号煤煤层气避水压裂思路与现场实践

  刘广景, 陈彦丽, 魏康强, 韩媛, 张杰, 胡皓, 常风琛

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 43-48. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.006

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  为了解决顶板高含水型煤层气藏开发过程中“高产水、低产气”的问题,探索适用于该类煤储层的煤层气开发模式,以沁水盆地柿庄地区15号煤为研究对象,分析了前期开发该煤层过程中“高产水、低产气”的原因。研究表明15号煤层直接顶板K₂灰岩多发育含水性较强的溶蚀性孔缝,前期开发过程中主要采取“直井+水力压裂”的传统模式,压裂过程中缝高失控支撑剂容易进入灰岩顶板孔缝中,不能对煤储层进行充分改造,还容易沟通K₂灰岩含水层和煤储层之间的联系,引起K₂灰岩中的地层水通过压裂缝进入煤层,造成了15号煤井普遍“高产水、低产气”。根据15号煤的煤层结构及其与上下围岩的岩性组合关系,提出了“直井/定向井集中射孔压裂”和“水平井精准地质导向及优化压裂选点”两种开发模式,控制了压裂缝高,现场应用取得了较好的产气效果。
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  川东地区梁山组钻井施工录井风险预警机制

  文健安, 曾令奇, 王鑫珺, 杨廷红

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 49-54. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.007

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  为了应对三扶正器钻具组合在四川盆地东部地区（以下简称川东）梁山组钻井施工过程中易发生卡钻的问题,以川东梁山组钻井施工录井风险预警为研究对象,分析了川东地质特征和三扶正器钻具组合的运行特点,指出了在川东建立钻井施工录井风险预警机制的必要性。研究结果表明：① 根据岩性组合建立地层对比剖面,初步预测栖霞组一段底部区域标志层燧石结核灰岩对卡准梁山组层位具有参考意义;② 通过引入钻时、扭矩等录井参数变量比值法,能够在岩屑未返出时判断井下情况,及时预警梁山组;③ 通过及时分析岩屑中碳酸钙、碳酸镁钙、酸不溶物三大类成分的百分含量,及时找出特征岩性,确保卡层准确。结论认为：① 在川东梁山组建立录井预警机制后,录井应用专业能主动、积极地参与钻井风险控制,避免了以往异常预报的滞后性,对于降低川东梁山组钻井施工风险、保证目的层施工安全是必要的,符合当前安全、高效的要求;② 将录井监测提高到安全预警的高度,为保证井控安全、钻井风险服务,将录井“眼睛”的作用又向前延伸了一大步。
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  钻井监督在井控管理过程中的作用发挥

  彭琳, 李霜, 袁可, 曾凤

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 55-59. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.008

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  四川盆地油气勘探开发受地质、环境等因素影响,多口井在钻井过程中发生溢流、井喷等复杂情况,尤其是彭州、川东北海相超深井以及川南页岩气高压气井,其井控风险极高,处理难度极大。为了充分认识钻井施工过程中井控安全的重要性,体现钻井监督在井控管理过程中的重大责任,以钻井监督在井控管理过程中的作用发挥为研究对象,通过阐述PZ115井在三叠系上统小塘子组钻遇裂缝气层处理气侵复杂中分析钻井监督如何排查气测异常原因,避免井喷等井控事件的发生,体现钻井监督在井控管理过程中的作用发挥,明确钻井监督在井控管理工作中的重要性。研究结果表明：井控安全是钻井工程的重中之重,钻井监督作为甲方现场井控管理工作第一责任人意义重大,现场钻井监督管理人员必须高度重视现场监督工作。结论认为：① 现场施工期间钻井监督的存在很有必要;② 传统监督管理模式结合远程监督,全面优化监督管理模式,更能有效地发现和预防井控事故的发生;③ 在今后井控管理过程中更要提高现场监督管理能力,提升井控管理水平和管理理念,压实监督责任,降低井控风险,杜绝井喷事故,保障安全生产。
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  高含硫气田集输管道完整性管理实践

  葛枫, 贾长青, 高贵友, 谭浩, 李宏, 兰云霞, 吴文炎

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 60-66. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.009

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  为了充分认识高含硫气田集输管道关注的重点和难点,以在高含硫气田开发中具有代表性的、占有重要地位的川东北高含硫项目为研究对象,分析了其在高含硫集输管道完整性管理的典型做法。研究结果表明：其在设计、建设、运行阶段的实践经验,可为国内高含硫气田安全开发提供借鉴。结论认为：① 设计阶段应开展定量风险评估,确定管道拆迁影响区、阀室安全隔离区,对标设置足量管道阀室,提高强度设计系数,提升材质要求和标准;② 设备材料采购、工程施工应遵循严格的验收程序,保留全过程资料,实现可追溯性管理;③ 做好连续加注缓蚀剂动态管理、批处理缓蚀剂预膜,定期开展完整性检测、腐蚀监测、阴极保护系统测试,及时开展绝缘层修复,可有效控制管道内、外腐蚀;④ 开展多层级多方式的管道巡护,运用无人机开展常态化巡检,做好地灾敏感点实时监控,是防止第三方施工破坏和自然灾害防治的有效做法;⑤ 专门的抢险队伍、统一的调度中心、全覆盖的社区报警系统、充足的应急避险集合地、常态化的应急演练、有效的企地联合应急响应机制是提升应急响应水平的有效途径。
经营管理
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  油气田工程的研发成本管理创新策略探讨

  任丽梅, 鲍思峰, 涂罗乐, 沈积, 王斌, 骆翼

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 67-73. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.010

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  油气田企业研发成本管理创新不仅是为了适应国家和油气行业制度性考核要求,也是适应央企提质增效行动计划和实施知识产权战略管理的现实需要。以某油气田企业为例,针对油气田工程的研发成本管理存在的诸多问题,分析油公司体制下油气田工程业务对科学研究（应用性基础研究和应用研究）、试验发展活动的需求和研发高投入客观情况,应用系统分析原理,从油气勘探开发工程业务-工程类型-研发项目类型-研发项目预算-研发项目实施-研发项目核算-研发项目绩效评估（研发投入强度计算和研发费用加计扣除）等分析路径,研究提出油气田工程的研发成本管理创新思路和策略。研究认为,油气田工程的研发投入主要包括科学研究和试验发展经费,科学研究项目成本管理较为完善,而试验发展项目投入较大,其项目管理和成本管理均较弱。针对油气田工程的试验发展项目成本管理创新,建议通过加强研发项目合同管理,提升研发项目全生命周期合理合规化管理水平,强化研发成本预算和核算管理优化,增强研发项目数字化管理能力,重视研发费用加计扣除精益化等措施,切实提高油气田企业研发成本管理创新水平,以增大研发投入比重和加计扣除税额,彰显油气田企业科技创新驱动发展态势。
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  基于峰值预测的天然气产量风险量化评价 —— 以川中古隆起震旦系气藏为例

  余果, 敬兴胜, 李海涛, 方一竹, 罗莉

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 74-81. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.011

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  大气田建设之初,峰值产量预测及风险量化研究是规划决策的重要内容。四川盆地震旦系地层古老,气藏埋藏深,多年的持续探索,展现出巨大的勘探开发潜力。以川中古隆起震旦系气藏为例,通过将最终可采储量（URR）作为边界条件,采用峰值模型预测气藏产量增长趋势。基于产量预测结果,采用蒙特卡洛模拟法计算产量实现概率,将概率曲线与风险等级矩阵叠置,评判目标气藏风险等级,实现了气藏从规模预测到风险量化的全过程研究,构建了完整的天然气战略规划风险决策量化体系。研究结果表明：① 震旦系气藏将于2036年达到130 × 10⁸~251 × 10⁸ m³/a的产量峰值,相对稳产期8年。② 以峰值模型预测结果为基础,将最终可采储量URR为自变量的产量增长曲线进行蒙特卡洛模拟,求取了各年份产量实现概率P,模拟结果表明震旦系气藏2030年累计概率P50对应的产量为131 × 10⁸ m³。③ 以实现概率P和离散程度C为评价指标建立风险等级评价矩阵,产量上升阶段和产量缓慢递减阶段的离散程度C∈（5%,10%）,风险等级范围Ⅱ~Ⅳ级;产量稳定阶段与产量快速递减阶段的离散程度C∈（10%,25%）,风险等级范围Ⅲ~Ⅳ级,产量目标实现风险综合评价。
市场与价格
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  单井气藏改建储气库的经济评价方法 —— 以川西北地区WC1井为例

  何润民, 罗旻海, 李森圣, 王俊, 杜诚

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 82-86. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.012

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  储气调峰能力不足是当前我国天然气产运储销体系建设的短板之一。由于地下储气库建设存在选址难度大、建设周期长等特点,为满足更多区域调峰需求,单井气藏改建储气库作为一种新模式应运而生,成为地下储气库的重要补充。为了解决单井气藏改造成储气设施的经济性论证问题,结合单井改建储气库的技术经济特征,在评价末期回收垫底气,建立与之相适应的经济评价方法。研究结果表明：① 以川西北地区WC1井为例论证了考虑垫底气回收经济评价方法的可行性,项目整体内部收益率为6.78%,高于6%的基准收益率,从财务评价角度证实方案经济可行;② 对比了评价方法对方案效益的影响,不考虑垫底气回收情况下,方案整体内部收益率为6.17%,低于考虑垫底气回收时6.78%的收益率。最后,提出两点建议：① 推广单井气藏改建储气库的建库新模式,尤其是在选址难度大,但是又有调峰需求的资源地,可充分利用区域内现有的产能和枯竭气藏资源,开展单井气藏改造储气库的探索;② 推荐经济评价时考虑回收垫底气,以解决改造项目的经济性论证难题。
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  基于LEAP模型的中国天然气消费情景分析

  郑小强, 钱璐璐

  天然气技术与经济. 2023, 17(1): 87-92. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.01.013

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  加快天然气产业发展,提高天然气在一次能源消费中的比重,是我国加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重要途径。我国正处于能源转型的重要时期,天然气产业未来发展面临的不确定因素也愈发增多。为了科学预测我国天然气的消费需求,以LEAP模型为基础,分析了基准情景、深度减排情景和低度减排情景等三种不同替代情境下我国天然气消费需求。研究结果表明：① 2020—2030年,在三种情景下我国天然气消费量均高速增长,2030年后增速有所放缓;② 从长期来看,我国天然气消费需求呈稳步上升趋势,在低度减排情景、基准情景和深度减排情景下,我国天然气消费需求将分别稳定在4 500 × 10⁸ m³、4 700 × 10⁸ m³和5 200 × 10⁸ m³的水平,并分别在2041年、2045年和2048年达到峰值;③ 三种情景下我国天然气消费需求结构基本稳定,从各行业消费量来看,制造业的天然气消费需求占比最高,约占总需求量的50%,其中,资源加工业、机械电子制造业、轻纺工业是制造业中对天然气需求最高的细分行业。