2023年, 第17卷, 第2期　刊出日期：2023-04-28

  

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战略与政策
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  2022年中国油气勘探形势及2023年展望

  陈骥, 姚晓峰, 马腾

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 1-10. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.001

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  2022年,为应对世界百年未有之大变局、国际能源市场剧烈震荡等复杂形势,国内油气勘探企业和油气地质调查队伍均加大油气勘探投资力度,取得诸多油气新发现新突破。为了确保今后一个时期中国油气勘探的高质量、可持续发展,梳理了中国常规与非常规油气资源情况,分析了2022年中国油气勘探的主要特点和新亮点,结合中国油气资源潜力,展望了2023年油气勘探前景。研究结果表明：① 2022年中国油气勘探的主要特点表现为中国油气勘探资金投入和油气产量回暖明显、新发现集中在已证实成藏组合的周边和深部、成熟探区的非常规油气勘探成效显著、前沿石油地质理论和技术引领油气勘探新突破;② 塔里木盆地富满油田奥陶系断控高能滩、四川盆地东南部二叠系天然气和深层页岩气、东部老油田页岩油勘探等领域取得重大突破;③ 2023年中国油气勘探有望在深层及深海油气勘探、大型含油气盆地周缘、北方海相页岩油气和海陆过渡相页岩气等领域取得新突破。
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  中国近海规划建设地下储气库的思考

  孙景耀, 蒋时馨, 于姣姣, 李又武, 马勇新, 仲米虹, 王晓庆

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 11-16. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.002

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  随着国内天然气消费需求量的持续增长和对外依存度的不断攀升,为了保障我国天然气长期安全稳定供应和国民经济持续稳定发展的需要,落实天然气储备能力建设是应对季节调峰等的重要措施势在必行。在总结和分析我国近海建设储气库的必要性和可行性的基础上,结合我国储气能力建设现状,对近海储气库工程的方案及其建设和运营模式进行了思考。研究结果表明：① 近海优质油气藏可以弥补陆上库容量的不足,重点研究海况条件及工程方案、建库及运营模式等因素,依靠中国几十年的海上工程技术和管理经验,海上作业是安全可靠的;② 近海储气库与码头LNG接收站可协同设计“全海式”和“陆海式”两种建库方案,以及规划近海油气田开发建设与建库相协同的一体化建库思路;③ 通过“整体规划、分步实施”可降低建库成本;通过优化运营模式,可将大型气藏型储气库作为天然气经营的平台,与油气田生产、LNG进口、陆上管道气互联互通实现“多源协同、联调联供”;④ 全寿命周期动态管理气藏型储气库的“产注储销”,既可以带动周边边际油气田的开发,又可以提高油气田开发、储气库运营和天然气调峰保供的整体效益。
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  四川盆地天然气大发展中企地关系研究与思考——中国石油西南油气田为例

  徐海棠, 刘海峰, 敬兴胜, 李和, 李琦

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 17-22. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.003

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  在四川盆地天然气大发展过程中,正确处理好企业、地方政府、社会相关方之间的关系,依靠并调动地方政府及社会各界力量服务于油气增储上产,是推进建设千亿立方米产能基地、清洁能源示范基地、促进区域经济发展的关键要素之一。以中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）为例,分析了天然气大发展中企地关系的重要作用、主要做法和取得的成效,并结合目前存在的问题,提出了企地共建发展的措施建议。研究结果表明：① 油气勘探开发活动受“地面、地下”两种资源限制,随着勘探开发技术不断突破,技术条件不再是主要瓶颈,企业与资源地之间非技术因素的矛盾逐渐凸显,并正逐渐成为制约天然气大发展的主要因素之一;② 企地携手合作,通过规划引领、全产业链协同,搭建协调沟通平台,组建央企与省市地方的合资公司,企地共建共享机制初步成型;③ 为实现企地共荣共生,需着力充分发挥各级协调平台配置资源和平衡利益分配的能力,着力加强油气企业与资源地的有效合作,着力打造良好的发展环境。
地质勘探
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  井研 — 犍为地区筇竹寺组粉砂质页岩储层特征

  周桦, 董晓霞, 魏力民, 王同, 张南希, 罗思聪

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 23-31. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.004

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  为了加快推进四川盆地寒武系筇竹寺组页岩气勘探开发进程,以近期获得重大突破的JS103井为研究对象,分析了井研 — 犍为地区筇竹寺组粉砂质页岩的矿物岩石学、有机地球化学及储层特征,探讨了储层发育的影响因素,指出了其与志留系龙马溪组优质页岩的差异。研究结果表明：① 研究区粉砂质页岩具有低有机碳含量、低含气量、中等孔隙度、高硅质矿物含量的特征,明显区别于龙马溪组优质页岩高有机碳含量、高含气量、高孔隙度、高脆性矿物含量的特征;② 粉砂质页岩储层以发育无机孔为主,介孔和大孔是储集空间的主体,孔隙形态主要为墨水瓶形和狭缝形;③ 硅质矿物的抗压实及溶蚀作用、适量稳定黏土矿物的存在有利于孔隙发育,碳酸盐矿物的胶结作用是导致储层物性变差的重要因素。结论认为：① 粉砂质页岩紧邻优质烃源岩、自身具有一定的生烃能力,物性相对较好,为页岩气的形成和富集创造了有利条件;② 现场含气量作为海相页岩储层评价的重要参数对粉砂质页岩的适用性较差,钻井过程中活跃的气测显示与良好储集条件的耦合关系可以作为现阶段判别粉砂质页岩含气性的重要指标。
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  大牛地气田DK13井区山2段主力小层优选

  刘嘉

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 32-40. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.005

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  大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部,上古生界断裂基本不发育,DK13井区位于大牛地气田西南部,占地面积约为1／6气田,下二叠统山西组2段（以下简称山2段）为其主力开发层系之一,辫状河三角洲平原沉积特征明显。为了厘清DK13井区山2段沉积特征,优选主力小层,以山2段储层沉积微相为研究对象,分析了岩心、测井资料,指出了该储层主要发育心滩、分流河道、天然堤、废弃河道、分流间湾共5种微相。研究结果表明：① 山2段分为山2-1、山2-2两个亚段,并可细分为山2-1-1、山2-1-2、山2-2-1、山2-2-2四个小层,地层垂向上共发育7期河道;② 北东方向水体能量充足,心滩密集发育,纵轴长度介于2.5~4.0 km,横轴长度介于1.5~2.0 km,厚度介于10~14 m,南西方向心滩零星分布,规模较小,泥质含量逐渐增多;③ 山2-1-1、山2-2-1气层厚度普遍超过4 m,自然伽马值介于60~75 API,泥质含量低于13%,试气效果较好,稳定日产气量在0.9 × 10⁴ m³以上。结论认为：① 山2段不同期次砂体厚度差别明显,横向迁移频繁,多被厚层泥质沉积分隔;② 自北东至南西,水体能量逐渐减弱,开始水退,河道横向范围逐渐缩小;③ 山2-1-1、山2-2-1气层发育,试气产量高,可以作为后期措施选井选层的主力小层。
开发工程
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  页岩气开发中油基岩屑资源化利用路径

  杨索

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 41-46. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.006

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  页岩气钻井过程中,为了稳定井壁、冷却钻头、保持静液压力以及保护油气层,在进入油气层时一般使用油基钻井液进行钻进,钻进过程中产生大量的油基岩屑。为了解决页岩气及常规天然气开发产生的油基岩屑大量堆存的现象,分析广泛适用于页岩气及常规天然气开发产生的油基岩屑的合理处置工艺,通过采用现代分析测试方法,解析了油基岩屑高温煅烧预处理后产品的化学成分、矿物成分及其微观结构,提出页岩气及常规天然气开发过程中油基岩屑的资源化利用路径。研究结果表明：① 油基岩屑在煅烧过程中不会排放大量的 NO_x、SO₂和重金属;② 油基岩屑煅烧过程中有害物质含量和生产过程中排放的污染物可以得到有效控制;③ 油基岩屑煅烧后灰渣性能均满足人工火山灰质混合材料技术要求,符合国家、地方相关标准要求或行业通行的可被替代原料生产的产品质量标准;④ 油基岩屑煅烧所得产物符合固体废物鉴别标准,有稳定、合理的市场需求,可以创造非常好的经济效益、环保效益和社会效益。
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  库车山前超深高温高压气井修井配套工艺技术

  徐鹏海, 马群, 张莎, 张馨云, 迟臻

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 47-52. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.007

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  塔里木盆地库车山前高压气井具有典型的“三超（超深、超高压、超高温）”特点,气井生产工况极为苛刻、复杂。近年来,随着库车山前油气开发的不断深入,油管渗漏、断裂、变形等管柱失效事件逐年增加,管柱失效导致的井控风险进一步加大,尤其是一级井屏障失效后,A环空高压气体可能窜通至外环空或地面,井控、环保风险不可接受,而大修作业是恢复井屏障的唯一途径。为了安全、高效地实施库车山前高压气井大修作业,以井筒为研究对象,分析了不同井屏障状态下的压井配套工艺技术、复杂大修工艺技术。经过不断探索,攻关形成了压井工艺、原井管柱处理、带压作业配合修井等相关配套工艺技术。研究结果表明：① 正反循环挤压井等压井工艺、带压作业处理浅部断脱管柱等配套工艺技术适用于山前大修井;② 山前常用的油管柱处理方式可选择倒扣、切割、钻磨等;③ THT封隔器可以选用钻磨、套铣打捞的处理方式。结论认为：① 正反循环挤压井等压井工艺、带压作业处理浅部断脱管柱等配套工艺技术适用于山前大修井;② 油管柱先切割、再打捞是最高效的原井管柱处理方式;③ 套铣打捞工艺处理THT封隔器成功率、作业效率最高。
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  基于随机森林和粒子群算法（RF-PSO）的泸州区块页岩气压裂施工参数优化

  雷梦, 齐天俊, 殷晟, 周川云, 李丹, 舒笑悦, 罗扬, 史昊喆

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 53-61. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.008

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  为了充分认识四川盆地南部地区泸州区块深层页岩气主体压裂施工参数的适应性,为其深层页岩气压裂施工参数的进一步优化提供参考,以该区块80口页岩气生产井为研究对象,结合储层静态物性参数,分析了各因素与前三个月累计产量的相关性,并利用随机森林算法建立产能预测模型,再以区块地质参数均值作为基准指标,通过粒子群算法,寻找模型最优产量的压裂施工参数组合。研究结果表明：① 与前期产量相关性最高的三个参数分别是：含气量、脆性矿物含量、用液强度;② 有机碳含量、水平应力差、用液强度、液体携砂效率、平均簇间距是影响模型前三个月累计产量的主要影响因素;③ 模型给出的最优压裂施工参数组合中,平均段长、平均每段孔数和目前的设计情况较为一致,模型其余最优参数：施工排量15.6 m³／min、用液强度35 m³／m,加砂强度3.52 t／m,簇间距7.3 m,液体携砂效率11 t／100 m³,40／70支撑剂比例54%。结论认为：① 泸州区块压裂施工参数优化方向主要是“控排量、提液量、增砂量、缩短簇间距、提高液体携砂效率及40／70支撑剂比例”;② 给出了最优压裂施工参数组合,可以为泸州区块深层页岩气压裂方案设计提供借鉴和参考。
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  城市燃气管道风险智能评价技术探索

  王大庆, 梁平, 邱旭, 叶丰

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 62-67. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.009

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  随着我国天然气主干网的不断完善,城市燃气管网建设规模也在不断扩大,实施基于风险的完整性管理是保障燃气管道安全运行的重要举措。针对燃气管道风险评价存在的数据采集及录入工作量大、评价周期长、时效性差、结果误差大,以及对评价人员的专业性要求高等现实问题,在现有评价体系的基础上深度融合了高清卫星遥感、物联网、大数据、移动终端、云计算、人工智能等新一代信息化技术,提出了由感知层、传输层、应用支撑层及应用管理层组成的燃气管道风险智能评价系统及其核心支撑技术。该系统特色表现为：① 管道风险实时动态评估,即管道风险信息的泛在感知、管道业务系统的融合互通和复杂管网风险的高效评估;② 管道风险趋势预测预警,建立燃气管道风险预警模型,评价各种风险状态偏离预警线的强弱程度,判断是否应当发出警报和发出警报的级别;③ 管道风险状况智能展示,从建立管道风险专用数据库、构建燃气管网数字孪生体和组建分布式云屏显示系统三个方面进行着手。
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  玄武岩纤维增强复合材料气瓶结构优化及划痕缺陷探究

  顾涵, 何太碧, 赵冠熹, 郭永智, 李明, 韩锐, 蒋元超

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 68-74. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.010

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  复合材料气瓶具有质量轻、强度高、安全性能好等优点,可以广泛应用到航天航空以及民用生产中,为了在生产和使用过程中提高复合材料气瓶整体安全性能,以内胆产生划痕的玄武岩纤维增强复合材料气瓶为研究对象,通过有限元软件模拟仿真,分析了在内胆产生划痕时的承载能力和疲劳寿命,探究了玄武岩纤维增强气瓶内胆过渡段和划痕结构。研究结果表明：① 非等壁厚结构比等壁厚结构下的复合材料气瓶疲劳性能更佳;② 当气瓶内胆存在环向划痕时,其开口角度与内胆能承受的划痕深度呈反比,且划痕处会出现应力集中,但应力值小于内胆材料的极限强度,不能只通过爆破试验来检测其结构安全性能;③ 复合材料气瓶划痕缺陷的预测和管理,应同时考虑到爆破压力和疲劳循环寿命次数。结论认为：对于内胆有环向划痕的气瓶并不能只通过爆破试验来检测其结构安全性能,为保证内胆封头疲劳安全,复合材料气瓶内胆宜采用非等壁厚过渡段。
经营管理
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  我国页岩气田井工程学习曲线及指标体系研究

  王瑞莲, 姜军, 李锐, 罗旻海, 姚莉, 杨天翔

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 75-80. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.011

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  为了准确预测页岩气田井工程投资,有效控制建井成本,指导油气行业实现页岩气效益开发,以某页岩气田井工程成本为研究对象,分析了学习曲线在国内外的应用情况及影响因素,形成了页岩气田井工程学习曲线,并建立了井工程成本指标体系。研究结果表明：① 国内已有的页岩气学习曲线,仅反映了钻井和压裂试气投资随着时间及经验的变化,未反映钻前及配套工程投资随着时间及经验的变化,不适用于含钻井工程、压裂试气工程和钻前及配套工程在内的页岩气田井工程投资预测;② 页岩气田井工程成本中压裂及钻井工程分别占总成本的50%和40%左右,其中,压裂工程费用主要受压裂段数影响;③ 方案设计工程量与实际实施工程量的偏差对钻前及配套工程费用影响较大。结论认为：① 新建立的页岩气田井工程学习曲线能有效预测含钻井工程、压裂试气工程和钻前及配套工程在内的页岩气田井工程投资;② 在钻井工程费用中,钻井液费用是成本控制的重点和难点;③ 在设计阶段,应综合考虑各种因素,尽量提高方案设计的准确性。
市场与价格
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  川渝天然气化工产业发展现状及前景

  陈渝静, 冯林海, 袁灿, 高芸, 任雨涵, 赵彩虹

  天然气技术与经济. 2023, 17(2): 81-88. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.012

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  川渝天然气化工以生产甲醇、合成氨、尿素等基础化学品为主,为了推进川渝天然气化工高质量可持续发展,对区域内企业进行了走访调研,并结合政策导向、国际国内形势分析了行业面临的机遇与挑战。研究结果表明：① 国家加大天然气勘探开发投资力度,加快天然气产能建设步伐,整体资源供应量有所提升;与此同时,随着经济增长,国家、地方政策支持,区域内天然气消费趋势显著提升,为川渝天然气化工可持续发展提供了原料保障;② 天然气原料路线和煤炭原料路线的化工企业之间的成本差距逐步缩小,天然气化工产业优化管理、提升技术,国际形势复杂多变等因素,为川渝天然气化工高质量发展提供了机遇;③ 我国气头化工占比小、话语权弱,新建、扩建化工项目受限,“采暖季”原料天然气供应紧张等因素使川渝天然气化工发展受限。结论认为：“十四五”期间,川渝天然气化工仍将保持高速发展态势。