氦气作为关系国家安全和高新技术产业发展的战略性稀有气体资源,在科学研究、医学、航空和其他高科技行业均有着不可替代的作用。近年来中国氦气供应持续紧张,为了进一步降低氦气对外依存度,缓解国内氦气供应的严峻形势,防止将来氦气供应受制于人,通过广泛文献调研和数据整理分析,对国际上主要产氦国氦气勘探开发成果、提氦产能建设与供需形势进行了总结和梳理,综述了国外氦气资源分布、产量、市场发展现状和存在的问题,深入剖析了中国氦气产业发展现状和面临的问题与挑战。研究结果表明：① 中国氦气对外依存度极高,供应长期依赖进口,绝大部分进口资源掌握在美国、卡塔尔、澳大利亚等外商企业手中,在市场供应上上述国家占据绝对优势地位;② 中国氦气资源安全形势严峻,建议油公司高度重视氦气资源潜力评价和开发可行性研究,把氦气作为现有油气资产的重要补充,加强国内外富氦天然气藏勘探和开发力度,氦气产业将具有广阔的发展前景;③ 构建多元化氦气供应体系,缓解国内氦气供应的紧张局面,有效应对氦气市场变化,防止被恶意限制供应。

近年来,四川盆地泸州地区上奥陶统五峰组 — 下志留统龙马溪组龙一₁亚段多口页岩气井测试获得高产气流,展示了该区良好的页岩气勘探开发前景。为了更好地推进该区页岩气高效勘探与精细开发,以泸州地区五峰组 — 龙一₁亚段富有机质页岩段为研究对象,分析了小层和沉积微相纵横向展布特征、不同沉积微相页岩储层品质差异性,明确了研究区优势页岩沉积微相和页岩气富集高产主控因素。研究结果表明：① 泸州地区五峰组 — 龙一₁亚段可细分为五峰组、龙一₁¹小层、龙一₁²小层、龙一₁³小层、龙一₁⁴小层5个层段,其岩性、电性、生物化石等特征具有分段性;② 研究区五峰组 — 龙一₁亚段共发育9种沉积微相,其中强还原泥质硅质陆棚、强还原含粉砂硅质陆棚、强还原粉砂质钙质 — 硅质陆棚为最优势沉积微相,页岩具有高有机碳含量、高孔隙度、高含气性、高脆性的“四高”特征,主要发育于龙一₁亚段1~3小层;③ 深水沉积强滞留环境是优质页岩发育和高产的基础,异常高压和高含气量是高产的保障,有效压裂效果是实现高产的关键。

排水采气工艺作为提高致密气水平井产量和稳定性的主要手段,已经在各致密气区块广泛应用。为了提升致密气资源开发的效率和经济效益,采用了一种综合排水采气工艺优选方法,在技术可行性基础上兼顾了经济适用性。通过对优选管柱、泡排、气举和柱塞四种排水采气工艺的适用性进行验证和详细分析,运用模糊数学理论和层次分析法建立了综合评价模型。研究结果表明：① 工艺的灵活性、地面流程的复杂性、管理难度和免修期期限作为管理指标具有可行性;② 系统化的评价方法考虑了工艺技术和经济性等因素;③ 选取的五宝浅X1井是一个典型的致密气井,面临带液生产困难的问题,通过综合评价模型,对X1井的泡排、优选管柱工艺、气举和柱塞工艺进行了经济效益分析,泡排工艺的经济效益和管理方面综合效用值0.92,适合X1井的生产需求。结论认为,该研究成果对提高致密气资源开发的效率和效益具有较大意义,为致密气田的开发管理提供了有力支持。

美国天然气市场历经100多年的发展和改革,其市场开放程度高。同时,美国也是目前全球最大的天然气消费国和生产国,是全球管道技术最先进的国家之一。为此在重点研究分析美国城市燃气管道更新改造在投资回收机制方面的创新方法,以及联邦政府层面对燃气管网更新改造的财政补贴计划的基础上,归纳总结了美国燃气管网更新改造的成功经验,以期为我国城市燃气管网更新改造提供借鉴。研究结果表明：① 考虑到燃气行业的特性,建议采取浮动费率制,根据季节性天然气消费量差异来灵活制定合理的费率;② 可以借鉴美国政府的做法,通过设立技术奖励或研发基金以此来鼓励技术的应用;③ 美国的管道信息公开实践,可为我国在天然气管道信息公开的政策制定、规范统一和审查监督等方面提供参考经验,进一步规范和落实信息公开。结论认为：美国在燃气管网更新改造成本回收机制方面的创新方法值得我们学习和借鉴,我国可以结合实际情况取其精华,将吸收的经验本土化,解决燃气管网更新改造的投资回报问题。

为了适应油气勘探开发市场竞争日益激烈态势和油公司体制机制改革创新实践的新形势,促进油气勘探开发提质增效行动计划目标达成和加快采购业务数字化转型,迫切要求加强建设项目采购管理创新。为此针对四川盆地致密气勘探开发建设项目工程和服务采购管理存在的采购管理效率和风险等问题,通过SWOT模型分析和借鉴先进的项目采购管理经验,提出了项目采购管理创新的路径。研究结果表明：① 采购管理创新的思路有2点：坚持问题导向和标本兼治,实施一体化项目管理模式,做实做强甲方项目管理,持续健全完善业务支持和监督协同管理体系;积极推进数字新技术与招标投标融合发展,开展采购价格趋势预测,加强承包商和采购合同管理,强化采购项目风险管控。② 采购管理创新策略有4项,即：建立采购风险防控机制,促进依法治企目标实现;提高采购业务数智化程度,促进高质量发展;多标段招标和集中集约招标,确保合规和效率;完善承包商管理体系,提高工程和服务质量等。③ 致密气开发项目采购管理创新实践中已取得好的成效。

为了提高四川盆地南部威荣气田下志留统龙马溪组页岩储层压裂形成的人工裂缝复杂程度和压后产能,通过对前期15口水平井人工裂缝复杂程度定量评价、G函数的压裂影响因素研究以及提升裂缝复杂程度措施研究,确定了下一步合理的压裂参数和暂堵工艺。研究结果表明：① 威荣气田压裂形成的人工裂缝多为二类复杂缝,G函数波动系数与天然气无阻流量具有较强的正相关性,复杂裂缝比例越大、复杂程度越高,压后效果越好;② 提高压裂规模和排量,开展暂堵有助于提高人工裂缝的复杂程度;③ 合理的用液强度为28 m³／m左右,合理的加砂强度为2.4~2.6 m³／m,施工排量应提升至16 m³／min以上;④ 暂堵工艺应以缝口为主、以缝内为辅;⑤ 基于研究结果形成的主体压裂工艺现场应用18口水平井,裂缝复杂性得到较大程度提高,压后天然气无阻流量提升超20%,取得较好的增产效果。结论认为,G函数分析在页岩气压裂裂缝复杂程度的评价和工艺参数优化方面具有较好的适应性,对类似气田的开发具有一定的借鉴意义。

国家推进党的自我革命对审计创新发展提出了新要求,如何在油气生产经营管理全过程中创新审计方式方法、更好发挥审计服务功能,是新时代油气企业审计管理亟待解决的问题。基于此,构建了油气企业“两段式”审计模式并提出了相关保障措施。研究结果表明：① 该模式立足审计项目“数据分析阶段”与“现场核查阶段”具体特征,依靠科技创新和组织创新协同,选取所需资源与合理方法,开展交叉作业、双向反馈、跟踪闭环。② 模式实施需要以建立“两段式”审计工作组织架构、审计审前分析工作标准、审计发现问题整改工作要求、审计数字化指挥中心等为保障措施。③ 以某油气田企业为例,模式实施取得了审计全覆盖聚焦、审计标准化保障、审计高效护航、审计提质增效、审计科技驱动等五大能力提升的实践成效。结论认为,油气企业“两段式”审计模式能够以更好的审计服务质效助力油气企业治理体系与治理能力现代化。

近年来,绿色供应链价值凸显,油气田企业以构建世界一流的物资供应链管理体系为战略目标,加快推进由采购管理向供应链管理转变,由采购成本最低向全生命周期总成本最低转变。为了探索物资采购质量助力供应链建设的有益举措,推进供应链企业间合作共享、多赢互惠,在研究供应链管理的基础上,分析了供应链物资采购质量管理存在的问题,就推动油气田降本增效,实现企业高质量发展提出建议措施。研究结果表明：① 优化机构设置,推动质量管理岗位价值评估;② 明确质量工作界面,梳理管理流程;③ 注重质量从业人员人才培养;④ 建立供应商质量提升机制;⑤ 持续健全完善物资供应质量管理体系。

针对制约文96地下储气库达容达产的主要因素（水侵影响、压力运行区间小）,运用气藏工程的方法,对文96储气库实际生产运行进行了动态分析,在此基础上提出了相应的达容达产技术对策。研究结果表明：① 该地下储气库达容达产提升技术包括边水控制技术、井网控制技术、不动管柱注采工程技术、增大压力运行技术等,通过新钻调整井和更新井进一步完善注采井网,以动用古近系沙河街组三段上亚段注采后期工作气量及边部未控储量,增加工作气量0.35 × 10⁸ m³;② 利用室内岩心实验评价边水侵入后对气库库容、工作气量影响,优化生产运行制度控制边水侵入;③ 实施注采气工艺措施手段,解决气井积液、结盐等问题,进一步提升单井注采能力;④ 增大注采压力运行区间,满足气库设计上限压力27 MPa,下限压力12.9 MPa期间运行,达到可采气量最大化要求。结论认为,应用相关研究成果不仅可以实现该储气库在达容基础上的扩容,而且还可以为最终提升储气库工作气量提供技术参考。

为了研究氢能汽车储氢装置在室内车库发生意外泄漏时氢气的聚集特性,使用虚喷嘴模型联合高压容器泄漏动力学模型建立了高压储氢气瓶的泄漏参数计算方法,并利用Matlab计算得到了容积为120 L、储存压力为70 MPa的储氢气瓶泄漏时瓶内压力、泄漏流率等参数的变化,并将其作为边界条件反映在Fluent数值模型中,建立了车载高压储氢气瓶氢气泄漏扩散的数值模型,模拟研究了储氢气瓶在不同泄漏孔大小、泄漏车辆停放位置和泄漏口气体流动状态三因素的影响下,室内空间氢气浓度分布情况。研究结果表明：① 在储氢气瓶泄漏过程中,空间内可燃氢气云团体积会出现峰值,随后逐渐减小,泄漏孔径越大,空间内氢气体积越大,聚集时间越长;② 在车库角落处发生泄漏时,氢气云团平均浓度最高,氢气体积最小;③ 泄漏口氢气为浮力主导时,氢气在天花板处呈圆弧形扩散,有利于氢气传感器的布置和泄漏源的定位,泄漏口氢气为动量主导时,空间内氢气体积最大,并且大量氢气聚集于车辆底盘下方。

为了安全有效开发四川盆地二叠系龙潭组煤岩气藏,保障川渝地区天然气能源供应的有效接替,需对龙潭组煤岩气井的开发难点进行研究,解决易发生的故障复杂等问题。为此以中国石油西南油气田公司重点探井JT1H井为研究对象,分析了该井面临的煤岩段裂缝发育、岩性复杂可钻性差、井眼轨迹变化大、钻井液性能控制困难等工程地质难点,从井眼轨迹、钻井液体系、钻井参数、精细操作防卡等方面开展复杂处理技术研究。研究结果表明：① 采用五段式井眼轨迹设计,有效降低了狗腿度,满足了长度1 000 m以上水平段安全钻井需要;② 充分发挥地质工程一体化优势,做好煤层厚度、井下岩性、地层倾角等预测,为工程措施优化提供支撑,减少复杂;③ 建立煤岩气水平段钻压、转速、排量等关键钻井参数控制方法,减少煤层冲刷,降低地层垮塌程度;④ 应用地层岩性元素分析技术,及时发现高密度、高硬度的煤矸石,精细操作防卡。结论认为：① 优选高效 PDC钻头+旋转导向工具 + 螺杆复合钻井提速,保障了储层钻遇率,JT1H井水平段安全穿越二叠系龙潭组6套煤层,累计厚度为209 m,水平段长达1 160 m;② 优化钻井参数异常变化处理技术,充分使用好振动筛、一体机、离心机,探索形成煤灰机械消泡技术,减少了阻卡;③ 推广应用川渝地区煤岩水平段安全钻井技术,对于后续深入开展煤岩气开发技术研究具有指导意义。

孔隙度是评价储层物性的关键参数,四川盆地中部NC地区钻井取心资料有限,储层孔隙度直接获取难度大,而基于常规测井资料的传统孔隙度预测方法误差大、精度低。为了明确NC地区致密砂岩气藏储层物性特征,以上三叠统须家河组四段储层为研究对象,提出了一种改进的机器学习算法SAO-LightGBM;使用该算法分析了孔隙度与地球物理测井参数之间的深层次潜在关系,指出了研究区储层孔隙度与声波时差、密度、中子孔隙度、地层电阻率和自然伽马具有较强的相关性,并基于以上测井参数建立了孔隙度预测模型。研究结果表明：① 采用SAO优化算法独特的双重种群机制、高效的探索与利用策略,可以快速寻找到LightGBM的最优超参数组合,提升了模型的预测能力;② 在测试数据集上,SAO-LightGBM的平均绝对误差为3.37%,决定系数为0.92。结论认为,较之于其他常规模型,SAO-LightGBM具有更为可靠的预测能力,能够高效完成目标层位孔隙度的预测工作,对NC地区的储层研究和后期勘探开发具有指导作用。

为了顺应能源变革与转型大势,促进油气行业高质量发展,结合油气企业资源基础和生产经营现状,分析了油气与新能源融合发展的战略意义,讨论了中国油气与新能源融合发展的模式与场景应用,研判了发展方向和实现路径。研究结果表明：① 油气与新能源融合发展对国家能源安全供应、“双碳”战略目标实现、新型能源体系构建以及油气产业发展均具有重要意义;② 需妥善处理好发展和减排、短期和中长期的关系,以“稳中求进、以进促稳”支撑油气产业绿色转型;③ 立足油气主业,布局新能源业务,形成生产用能清洁替代,促进“油、气、风、光、热、储、氢”多能综合利用;④ 遵循“油气优先、协同互促”的原则,按照“示范探索—规模推进—深度融合”三步走的路径方式,深入推进油气与新能源融合发展。在此基础上提出了保障融合发展的对策措施：① 加速“政策融合”,强化政策支持和规划引领;② 加速“技术融合”,深化技术研发与融合创新;③ 加速“智慧融合”,构建智慧能源管理新模式;④ 加速“跨界融合”,跨产业协同创效互促共进,为推动油气产业降碳、扩绿、增智蓄力注能。

能源不仅是全球经济发展的物质基础,同时也成为全球CO₂减排过程中无法规避的重要领域。为了统筹推进“双碳”目标下油气资源安全和油气地质调查,采用供需平衡分析法,对中国油气资源的供应现状进行了调研,进而针对中国油气资源安全所面临的问题提出了策略及建议。研究结果表明：① 预测到2030年中国石油消费量达峰供需缺口约为5.75 × 10⁸ t,到2050年中国石油供需缺口大约为0.95 × 10⁸ t,到2060年供需缺口大约为0.25 × 10⁸ t;② 预测到2030年中国天然气供需缺口大约为3 000 × 10⁸ m³,到2040年天然气达峰供需缺口大约为3 500 × 10⁸ m³,到2060年供需缺口大约为1 000 × 10⁸ m³;③ 中国油气资源安全面临高对外依存度、消费总量高、消费结构不合理、石油天然气的杠杆和战略支点作用不容忽视等4大挑战;④ 坚持油气地质调查工作的定位、优化油气地质调查的部署思路、调整油气地质调查的重点目标任务、优化油气地质调查考核制度等4条措施,有助于提高中国油气地质调查工作的效率。

为了探究天然裂缝欠发育致密砂岩气藏的产能主控因素,以四川盆地北部元坝地区上三叠统须家河组二段和川中东峰场地区须家河组五段气藏为研究对象,分析了二者的地质特征、钻井工艺和储层改造技术,明确了孔隙型致密砂岩气藏天然气产能主控因素。研究结果表明：① 古、今构造高部位是油气运聚成藏的指向区,天然气富集程度较高,气井高产概率较大,而构造低部位气井生产效果较差;② 储层物性越好,成藏过程中天然气富集程度越高,且生产过程中天然气流动能力较强,故优质储层发育段越厚,气井产量越高;③ 裂缝欠发育致密砂岩气藏需通过储层改造才能获产,加大改造规模对优质储层发育的钻井增产效果明显;④ 由于致密砂岩储层局部发育,水平井能够钻遇更多的优质储层,故较直井而言,提产效果明显;⑤ 由于钻井液中的重晶石会对物性差 — 中等的储层造成污染,进而影响产量,故致密砂岩气藏钻井过程中需加强储层保护。结论认为：① 孔隙型致密砂岩气藏产能主要受古、今构造位置,优质储层发育程度,储层改造规模和井型等因素控制;② 优质烃源岩发育区、正向构造区和相对优质储层发育区的叠合部位可优先考虑部署井位。

四川盆地中部东峰场地区上三叠统须家河组气藏孔隙度、渗透率特低,含水饱和度高,常压,前期采用常规压裂后天然气增产及稳产效果差。为了动用该区须家河组低品位天然气储量,在新井DF109H开展了压裂技术系统化攻关,通过对减小地层伤害、加快返排、增大改造体积、支撑剂高效铺置等开展研究,形成了地质工程一体化紧密结合的高效压裂技术。研究结果表明：① 前置液氮气体增能及水性降阻剂工作液体系,在常压致密气藏能增加返排能量,加快排液,降低储层伤害,实现天然气产能快速突破;② 优选测录井甜点射孔,差异化高密度布缝,通过大排量、复合暂堵等提升人造裂缝体积,降低渗流距离,提升远端供给能力;③ 提升裂缝长期有效性是稳产的关键,加砂阶段伴注纤维+分散剂,采用脉冲段塞注入模式,使支撑剂铺置更为均匀。结论认为,该技术体系应用后天然气产量大幅度提升,在致密气藏显示了较好适应性,成为该区致密砂岩气藏有效开发的重要技术措施。

新质生产力发展形成的新要素,能够为油气行业高质量发展提供核心技术支撑,是油气行业发展的关键力量。为了促进油气行业高质量发展,保障中国油气行业改革质量,基于新质生产力衍生出的新要素、新理念、新模式,通过生产技术创新、行业管理创新、产业链模式创新的三个维度,对油气行业生产高质量、管理高水平、产业高发展提供新的赋能路径进行了研究。研究结果表明,新质生产力在赋能油气行业高质量发展过程中存在以下问题：① 创新水平有待提高,科技成果转化不足;② “数”“实”发展不均衡,发展机制仍需完善;③ 上下游一体化进程慢,产业融合体系不健全。针对上述问题,提出以下政策：① 完善科技创新机制,推动新质生产力涌现;② 加速“数”“实”融合,实现产业转型升级;③ 加速纵向一体化进程,完善产业融合体系的优化策略,以实现新质生产力对油气行业高质量发展的强力赋能。

为了满足带压完井作业对于内封堵工具不断升级的可靠性与效能需求,以全通径可溶堵塞器为研发对象,分析了工具承压关键结构与耐温性能的关键因素,提出了一种解决高压应力集中与材料安全强度矛盾的设计思路。研究结果表明：① 通过CAD/CAE一体化设计方法,确立了更为安全可靠的承压封堵结构;② 基于高温力学实验数据,通过对可溶镁合金材料化学配方的优选,筛选出最佳材料组合,解决了材料高温力学强度和可溶解性之间的矛盾;③ 利用等离子增强气相化学沉积法（PECVD法）制备多层纳米防护膜,提升了工具耐腐蚀性能,确保可溶堵塞器承压稳定可靠的基础上又能后期快速溶解。结论认为,所研制的全通径可溶堵塞器具备较好的耐温与承压能力,以及耐腐蚀性能,作业完成后可以快速溶解,不留任何残留物,有利于下一步作业实施,为带压完井作业和非常规油气藏高效开发提供了一种更为可靠的、绿色经济的工具解决方案。

针对水平段长度超过2 000 m的深层长裸眼水平段超深井,因投产周期长、管柱结构复杂而对井壁稳定要求很高的特点,进行了完井液密度对井壁稳定性方面重要性的研究。为了保证井壁稳定性,通过数值建模、Drucker-Prager强度破坏及有效塑性应变井壁失稳判断准则,来模拟分析不同生产差压对有、无裂缝情况下井眼稳定性的影响,形成了一套保证井壁稳定的完井液密度确定方法。研究结果表明：① 在无考虑裂缝的情况下,沿水平井最大主应力方向的水平井稳定最好及随井斜角的增大,井眼的稳定性逐渐增强;② 在考虑裂缝的情况下,沿水平最大主应力方向、倾角为90°的裂缝发育时,水平井最稳定,随裂缝走向由水平最小主应力方向变化为水平最大主应力方位时,水平井的井眼稳定性依次变好,随裂缝倾角增大,水平井稳定逐渐增强。

天然气作为能源转型的一种过渡性资源,目前正处于快速发展阶段,但储运环节仍面临储气设施基础薄弱、管网连通性不足以及安全与环境风险等多重挑战。为此,立足于确保国家能源安全、稳定供应、提升天然气利用效率以及降低碳排放对环境的负面影响等多元化角度,提出了天然气储运高质量发展的实现路径。研究结果表明：① 能源革命驱动天然气储运高质量发展,应立足于四个革命与一个合作的视角,以推动能源转型升级为目标,以储运资源优化配置与整合为核心,以价值创造为前提、以创新为根本动力、以持续为根本路径,坚持质量第一、效率优先,推动天然气储运与的数字化、信息化、国际化和可持续化发展;② 具体路径而言,应重点关注绿色技术和智能化技术在天然气储运领域的应用与创新;强化天然气管道、储气库及调峰设施的建设与升级;完善储运和管网等基础设施的网络布局;构建高效的天然气市场监测体系和信息交流平台;建立基于“一带一路”倡议的国际能源通道合作创新机制;并积极培养具备全球视野的天然气储运专业人才。结论认为,通过这些举措可以推动天然气储运向安全化、绿色化、信息化、智能化和高效化的方向发展,进而顺利、平稳地实现能源转型,促进能源产业的繁荣与可持续发展。

为了推进四川盆地致密气上产,以川西北部梓潼区块中侏罗统沙溪庙组一段气藏为研究对象,分析了该气藏的地质特征及主要开发特征,指出了梓潼区块沙一段气藏地质条件复杂,与邻区简阳区块沙一段、金秋区块沙二段气藏存在较大的差异,需要通过开发先导试验建立适宜的开发技术对策。研究结果表明：① 梓潼区块沙一段气藏多期河道砂体纵向叠置发育,储层具有物性差、厚度小、非均质性强等特点;② 气藏存在多套压力系统,并且含水饱和度高,产水可能性大。结论认为：① 梓潼区块天然气勘探开发潜力较大,是下一步增储上产的重要新领域,但由于目前缺乏静动态资料,对气藏地质认识不足,因此有必要开展先导试验;② 梓潼区块沙一段1、4号砂组储层大面积叠置发育,测试获工业气流,优选1、4号砂组为先导试验区目的砂组以探索两套砂组的含气性;③ 根据邻区开发经验,采用大夹角、水平井模式部署8口水平井,优选高效改造工艺技术,建立地质工程一体化模型,设计单井配产介于（6~9）×10⁴ m³/d,预测单井累计产气量介于（1.06~1.30） × 10⁸ m³。

为了助力国家石油天然气管网集团有限公司“五化一创”（标准化设计、集约化采购、机械化施工、数字化交付、智能化运营、创新引领）工作的顺利开展,采用文献调查法对近十年来天然气资源消费需求预测技术的原理架构、应用实例进行了横向对比与研究综述。研究结果表明：① 在当前阶段应用到天然气需求预测领域的常见方法中,以经验预测类、市场调查类、时间序列预测类、相关关系预测类、组合模型预测法为主;② 各类方法由于运行机制与数据来源的差异,适用于不同的项目背景;③ 经验预测法、市场调查法更适用于发展趋势的大致判断,时间序列预测法与相关关系预测法能够更好地揭示模型内各元素间的耦合规律,组合模型预测法能满足多场景预测需求。结论认为：各类预测模型存在自身的优势与不足,组合模型预测方法的实现有利于涵盖更多的输入信息,减小单一算法建模带来的预测误差,并在数字化技术的引领下进一步提升拟合优度,为管理者的合理决策与优化规划提供更多参考。

为了有效支撑高含水致密砂岩气藏高效开发,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区为研究对象,在研究高含水致密砂岩气井不同水气比条件下产出特征的基础上,分析了应力敏感及生产压差对气井产出的影响,评价了不同配产工作制度下气井的产出效果,提出了气井差异化配产方案及压降速率控制标准。研究结果表明：① 研究区气藏储层孔喉组合以微孔细喉为主,具有低孔隙度 — 特低孔隙度、致密低渗透及强非均质性的特征;② 高含水致密砂岩气藏气井开发效果受产水量影响较大,气井水气比越高,产气量递减越大、压降速率越快、弹性产率越低;③ 随着生产压差不断扩大,造成部分毛细管水和束缚水膜变成可动水,气井产水量增加,弹性产率变低,累计产气量减小,稳产难度增大,开发效果变差。结论认为：① 对于衰竭式开发的高含水致密砂岩气藏,控制气井的配产和压降速率是延长气井稳产期、提高天然气采收率的重要手段;② 所建立的高含水致密砂岩气藏气井差异化配产方案和气井压降速率控制图版在生产实践中证明符合率达到87.5%,可推广应用于同类型气藏的开发开采,更好地指导气井效益开发。

针对四川盆地资阳东峰场地区上三叠统须家河组须五段气藏试采中表现出的单井天然气产能差异大、稳产效果差等问题,综合地质、动态监测、实验分析等资料,开展了产能主控因素及递减原因分析,提出了稳产对策。研究结果表明：① 气井产能主要受井型和优质储层发育程度影响,水平井产能明显高于直井,优质储层越发育,气井产能越高;② 气井稳产效果较差,稳产期平均为10个月,日产气量递减指数平均为0.001 7,储层有效渗透率低、供气范围有限;③ 气井初期高配产带来大生产压差引发储层应力敏感伤害,地露压差小易析出凝析油造成储层反凝析伤害,使储层渗透率损失,导致气井产能迅速递减;④ 压裂砂回流使人工裂缝导流能力下降并在近井地带堆积造成砂堵,压裂液返排困难使气井积液甚至水淹,均会导致气井停产;⑤ 控压开采可有效降低储层渗透率的损伤,液氮助排、优化生产管柱有利于气井排液,延缓气井产能递减。该研究成果可以为类似地区致密砂岩气藏开发技术对策制订提供参考。

为了解决沉积相平面图编图过程存在的混相跳相现象、岩性图式过于简单、相的级次划分混乱以及相的颜色充注不规范等问题,以沉积相平面图编图规范为研究对象,分析了SY/T5615-2004《石油天然气地质编图规范及图式》（以下简称《编图规范及图式》）存在的主要问题,指出了通过实践如何应用相对复杂的海相碳酸盐岩相模式、通过对岩石的系统分类建立岩性图案库、通过统计从深海盆地到古陆不同相带的颜色充注特征形成赋色原则。研究结果表明：① 新修正的威尔逊（Wilson）相模式、碳酸盐岩台地相模式和碳酸盐岩缓坡相模式共3种概念性相模式是相对复杂的海相沉积相划分最重要的参考基础;② 参考《编图规范及图式》岩石图式及岩石形成作用的分类方案,通过五步法建立的岩性图案可超过2 200个,基本能满足目前高精度沉积相平面图编图需求,达到“岩性”即“岩相”的目的;③ 通过精准的岩性充填表征其薄片微相,这样便同时兼顾了微相的级次划分及代表薄片微观尺度的本意;④ 从深海盆地到古陆不同相带的赋色原则为往深海方向为蓝色调、向陆方向为褐色调、海陆交互相为橙色调。结论认为：① 正确的相模式应用能提高沉积相平面图编图的科学性;② 建立满足生产和科研需求的岩性图案库能够提高沉积相平面图编图的时效性;③ 精准的岩性充填有利于解决相的级次划分,尤其是微相的定义尚不统一的问题;④ 赋色原则能够提高沉积相平面图编图的通用性和美观性。

天然气具有清洁低碳、灵活调峰、综合利用效率高等技术经济优势,既是新能源发展的有益互补,也是川渝地区清洁能源发展的重要突破口。为了进一步利用川渝地区的丰富天然气资源,推动能源转型和绿色发展,立足成渝双城经济圈战略的宏观背景,以川渝地区打造千亿级天然气产能基地为依托,综合运用多尺度分析法对遂宁市打造东方气都的必要性及可行性进行分析,运用文献检索法对天然气勘探、储运、利用及发展规划等资料进行梳理,通过走访调研相关企业院校,进一步厘清遂宁天然气产业发展路径。研究结果表明：① 成渝双城经济圈建设、“双碳”目标以及信息技术发展都为遂宁市打造东方气都提供了机遇;② 遂宁市具有打造东方气都的政策优势、区位优势、资源优势和市场优势;③ 遂宁市可通过“天然气+”,推进遂潼天然气综合利用产业园区布局建设,深化科研创新等路径推动遂宁“东方气都”建设。

随着天然气勘探开发进程深入推进,常规天然气增储上产的难度逐渐增大,天然气勘探开发领域从以常规气为主逐步转向常规气与非常规气并举,但常规天然气和非常规天然气在技术经济特征方面存在明显差异。为此,立足成因与地质特征、勘探开发风险、勘探开发成本以及开发技术体系等方面,对中国常规气与非常规气开展了对比分析。研究结果表明：① 我国非常规天然气的成因与地质特征更为复杂,应通过对标等方式进一步摸清我国非常规气地质条件情况及发展规律,降低勘探工作的不确定性;② 非常规天然气勘探开发风险普遍更高,需通过风险识别、风险评价、风险管理成熟度研究等方式摸清风险底数,将风险“被动遇见”转变成“主动预见”;③ 非常规天然气开发成本总体高于常规天然气,可采取常规-非常规天然气、非常规天然气间联探并采、加大技术研发提高开发效率、统筹优化作业环节减少无效成本、加强安全风险控制降低事故发生率、推行成本目标管理制度等降低开发成本;④ 常规与非常规天然气技术体系各有侧重,可通过设立创新研究专项资金、搭建非常规气知识共享平台、理论研究与实践应用协同推进等措施促进技术进步。

针对四川盆地盆缘丁山常压气藏压裂裂缝复杂度低且缝控储量不足、压后排液难产能释放慢、可采储量低效益开发难三项技术挑战,以改造区储量充分控制、减轻排液负担及降低改造成本为目标,研究形成了以极限限流射孔促均衡技术、压-排一体化综合降负技术为主的技术措施和“减阻剂+助排剂”简易配方为降本措施的丁山盆缘常压页岩气高效低成本改造工艺。研究结果表明：① 采用“极限限流射孔”保证多簇均匀起裂,单段覆盖率由75%提高至90%,改造体积较前期提高15%;② 通过“压-排一体化综合降负技术”降排液负担,优化用液强度15~20 m³/m,加砂强度1.5~2.0 m³/m,配套压后不闷井快速开井排液、初期即下油管、气举助排等手段能够保障改造体积同时实现储层产能释放;③ 采用“低伤害低成本压裂液体系”,能够在储层改造需要的前提下有效控制成本。实践证明,2022-2023年新一代常压气藏低成本高效压裂技术已推广实施6井次,较前期实施井改造效果提高60.2%,压裂成本降低15.3%,为后续低品位常压储层规模效益开发提供了经验。

科技创新是发展新质生产力的核心要素,大力发展新质生产力对天然气科技创新提出了一系列新要求。为了更加充分地发挥和激发科研活力、提高科技创新能力、促进科技创新效率变革,为天然气产业高质量发展提供强大动力,深入分析了天然气科技创新现状与面临的问题,提出了发展新质生产力视域下天然气科技创新的对策措施。研究结果表明：① 面向新质生产力发展内涵与战略重点,天然气科技创新面临着战略布局与统筹力度待强化、领军人才培养模式有待完善、科技管理保障能力有待持续提升等方面的问题。② 以科技创新战略为先导、以领军人才打造为源泉、以深化体制机制改革为保障,提出了三方面对策措施：一是坚持科技是第一生产力,构建“361”（按照30%的基础研究项目、60%的应用研究项目、10%的技术引进与推广应用项目）科技项目规划布局、推进高级别研发平台建设、建立重大创新成果培育机制;二是坚持人才是第一资源,明确领军人才培养对象、明晰天然气科技创新领军人才培养方式与路径、优化后备领军人才梯队建设;三是坚持创新是第一动力,尊重天然气科技创新规律、优化天然气科技创新协同保障机制、完善考核激励机制、建立以非薪酬激励为核心的创新氛围。

氢能产业与碳交易市场同为企业实现低碳排放目标和社会低碳转型的重要手段。为了有效激发氢能产业的碳减排潜力、实现氢能产业高质量发展,在梳理中国氢能产业和碳交易市场发展概况的基础上,分析了氢能产业参与碳交易市场存在的现实问题,进而提出了相应的对策和建议。研究结果表明：① 氢能作为清洁无碳的能源,具有显著碳减排潜力,是实现深度脱碳的重要途径;② 氢能产业参与碳交易市场面临碳交易市场覆盖有限、氢能产业链不完善、碳排放核算方法待提升等局限;③ 将氢能产业纳入碳交易市场范围、完善氢能产业链体系和提升氢能产业碳减排核算方法等能够激发氢能减排潜力,实现两者的深度融合。结论认为,通过氢能产业参与碳交易市场,有助于推动氢能产业与碳交易市场的协同发展,实现能源结构优化。

随着数据资源向数据资产方向转化,促进数据的融合应用、开放共享与流通交易成为提升天然气企业竞争力的重要途径。为了加快推进数字化转型的步伐,结合天然气行业实际与系统论原理,构建了天然气企业数据资产管理体系,并从体系构建的紧迫性、体系框架设计、体系模块建设及体系建设的保障措施四个方面阐述数据资产管理体系建设方向。研究结果表明：① 数据资产管理体系是强化国家能源治理能力,驱动商业模式创新,提升企业竞争力的重要途径;② 数据资产化管理体系需要把握系统的整体性、动态性、普遍联系性,分别从目标、结构、制度、机制、平台五大要素搭建基本框架;③ 数据资产化管理体系由战略目标管理、组织结构、运营职能、管理平台、管理制度五个子模块构成;④ 天然气企业数据资产管理体系建设需要不断健全和完善长效机制,加强数据资产管理人才队伍建设,强化数据资产管理平台建设。

储气库通过天然气价格波动进行买入卖出天然气获取收益的价值属性被称为其金融价值。通过储气库业务获取收益,储气能力具有的金融价值是重要的研究对象。为了提升储气库的金融价值,基于欧美与国内天然气价格模式的差异分析,对储气库的金融价值评估模型方法进行了探讨,提出了国内天然气市场不同发展阶段适用的储气能力价值评估思路,并建立了历史价格模型并用于低市场化程度下的储气库金融价值评估。研究结果表明：① 欧美高市场化程度的价格模式具有高波动性与高流动性特征,而国内现存两种价格模式则呈低波动性与低流动性特征;② 考虑国内价格模式现有特征及未来变化,建立历史价格模型用于低市场化价格模式下的储气库价值评估,使用最小二乘蒙特卡洛模型作为价格模式市场化程度提高后的评估方法;③ 历史价格模型的主要特点为：针对单一历史价格曲线进行计算,同时适用于变化的交易周期。价格模式市场化程度越低,历史价格模型评估结果越可靠;④ 历史价格模型能够适用于国内现有价格模式的储气库价值评估,可捕捉价格高点与低点最优工作气量路径,并计算相应现金流。

随着天然气用气高峰时期气源短缺问题的日益凸显,储气调峰技术已成为缓解用气高峰的通用措施,合理地选择储气调峰方式是保障供气安全平稳进行的首要前提。为了更好地对LNG储气调峰项目进行成本疏导,在分析国内外研究现状的基础上,以四川省雅安市某项目为案例,对项目进行了效益测算,并针对其经济指标不达标的问题对项目进行了优化与改进。通过燃气企业储气调峰服务定价问卷调查,分析燃气企业储气调峰服务价格的可承受能力,将问卷调查与实例计算结合,得出燃气企业LNG储气调峰成本的推荐分摊比例,最后根据计算结果对政府有关部门、燃气企业、终端用户针对性地提出三种成本疏导方案。研究结果表明：① 对政府而言,需要合理区分基本与非基本需求,统筹兼顾上下游行业、企业发展和民生保障、经济效益和社会公平公正,做好民生兜底工作,完善困难群体补贴政策,确保其基本生活用气不因价格联动等政策的实施而受影响;② 对燃气企业而言,通过与终端用户合理分配LNG储气调峰成本,能够保证其合理利润,也体现了其作为保供主体的责任与优先“保民生”的社会属性;③ 对终端用户而言,充分考虑困难家庭经济承受能力,在尽可能降低居民支出的同时能够满足其用气高峰时段、季节的正常生产,最终实现多方互赢。结论认为：本研究所得的燃气企业LNG储气调峰成本的推荐分摊比例可为类似项目提供参考。

四川盆地是中国天然气资源最为丰富的区域之一,2019年—2023年,累计提交天然气探明地质储量超过2 × 10¹² m³,进入高质量发展的关键时期,其中常规气勘探对象转向深层—超深层,要求高水平的钻完井技术和高的投资保障;致密气储层非均质性强,气藏类型多样,低成本勘探开发配套技术还需攻关完善;页岩气属于新兴非常规能源,是未来天然气规模增储上产的主要接替领域,面临投资控制难度日趋增加。为了解决四川盆地天然气开发和管理过程中还存在的投资与效益、技术与经济以及跟踪调整等发展不对应的问题,开展了技术经济一体化管理模式的探索。研究结果表明：① 构建贯通技术经济一体化工作全流程的三层次管理体系,可实现全生命周期技术经济一体化工作闭环;② 技术经济一体化的核心是管理,可通过构建一体化办公环境,应用“三阶段”管理流程和“五步走”的闭环管理方法,从而实现效益的最大化;③ 强化组织保障、完善配套制度、强化人才培养以及搭建数智平台,将保障技术经济一体化的实现。结论认为,在四川盆地天然气大发展的背景下,对四川盆地天然气开发技术经济一体化管理模式的探索,不仅可以为天然气开发投资成本控制和经济效益最优化提供指导,也可以为其他油气田开发和管理提供借鉴。

鄂尔多斯盆地大牛地气田DK13井区孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强,采用水力加砂压裂后,产气量差异大。为了明确影响产气量的主控因素,通过构建单层产气贡献率计算模型、建立地质工程参数与产气量热图矩阵图版,对影响产气量的地质工程主控因素进行研究分析,形成双甜点评价及产能预测计算公式。研究结果表明：① 马五₅层产气贡献率与自然伽马呈负相关,与声波时差、体积密度和含气饱和度呈正相关,马五₆₊₇层产气贡献率与储层厚度、体积密度和中子孔隙度呈正相关;② 根据热图矩阵分析,马五_5-7层产气量与储层厚度、最高全烃值、孔隙度、含气饱和度、入地液量、酸量、砂量相关性较高;③ 根据多因素分析,构建了马五_5-7层双甜点指数计算模型,采用模型计算的双甜点指数与产气量相关性为0.937 5;④ 根据双甜点指数,建立了产量预测模型,预测产气量与实际产气量误差小于2%。结论认为：所建立的地层工程甜点及产能预测模型与实际符合率高,可有效指导该气田压裂选段及压裂设计优化,具有推广应用价值。

国家强化业绩考核“指挥棒”引导央企全面提升价值创造能力,如何用活用好用业绩考核撬动出更多的价值产出,是油气企业深化改革发展的题中之义。立足考核指标体系、考核方式与工具选择、考核结果应用开展了综述性分析。研究认为：① 在“两利三率”到“两利四率”再到“一利五率”的央企负责人业绩考核指标政策导向下,围绕效益类、营运类、控制类等核心指标类型,油气企业结合生产经营实践,开展了多类型指标体系设计;② 油气企业业绩考核方式朝着差异化、目标化、精准化方向不断发展,考核工具倾向多元化工具综合应用;③ 油气企业业绩考核结果主要应用于薪酬分配,且更加注重绩效执行、辅导、监测预警与反馈等结果应用。

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明：① 东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;② 通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③ 合采井稳定生产临界携液（携泡）流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为：① 东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度（高水气比）区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;② 合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③ 合采气井水气比越高,稳定生产临界携液（携泡）流量越大。

当前,全球能源结构持续优化,低碳转型稳步推进,新质生产力是经济社会发展的新动能,发展新质生产力对实现传统油气行业可持续发展具有重要意义。为了推动油气行业高质量发展,以传统油气行业作为研究对象,结合相关文献和理论研究成果,讨论了传统油气企业在新时代新质生产力的内涵与特征,分析了传统油气行业在当前发展过程中面临的机遇与挑战,探索了在新质生产力的号召下传统油气企业高质量发展的路径。研究结果表明：① 我国油气进口通道脆弱,可以通过扩大油气进口来源渠道和多样化运输通道来降低能源供应风险;② 我国油气资源市场主导权低,可以通过创新市场机制来激发市场主体活力;③ 油气企业是信息密集型企业,生产环节链条较长,部门之间独立,信息不流通,可以利用信息共享平台,实现信息共享;④ 资本是新质生产力的重要保障,可以通过发展绿色金融,投融资相结合,减轻企业压力;⑤ 油气资源将长期作为能源消耗主体,一方面应加大勘探力度,另一方面不断培育新兴产业与未来产业;⑥ 人才是新质生产力的重要支撑,可以通过改善创新环境,加大创新力度,培育高素质型人才。

为了研究四川盆地东部地区火山岩的岩相展布规律、储层发育主控因素、油气成藏富集模式等问题,以野外露头、钻井、测井、分析化验等资料为基础,分析了该区二叠系火山岩成储成藏模式,指出了天然气勘探有利区。研究结果表明：① 受峨眉地裂运动影响,川东地区中二叠统茅口组 — 上二叠统吴家坪组发育两类火山岩相关的有利储层,一类是近火山口的火山碎屑熔岩储层,发育于茅三段中部及上部,主要分布在涪陵北部大竹 — 梁平 — 兴隆场喷溢相区,储层厚10~35 m,测井解释孔隙度介于3.4%~8.0%;另一类是远离火山口的火山 — 沉积碎屑岩储层,为火山灰与正常沉积物的混合沉积,发育于茅三段底部及吴家坪组,平面上分布于普光 — 涪陵北 — 建南地区,储层厚16~35 m。② 茅三段底部和吴家坪组火山 — 沉积碎屑岩作为储层的同时,也是优质的烃源岩,自身具有高孔隙度、高有机碳含量、自生自储、大面积连片分布的特点,能够源内成藏。茅三段火山碎屑熔岩储层被下伏茅三段底部和上覆吴家坪组烃源岩所包裹,形成“夹心”式的源储配置关系,具有“近源成藏”的有利条件。结论认为：① 涪陵北部为火山碎屑熔岩气藏勘探有利区,可进行老井复查、复试或优选有利构造位置部署探井;② 围绕开江 — 梁平陆棚及其边缘的涪陵北、建南、普光地区是火山 — 沉积碎屑岩气藏勘探有利区,对于此类储层可采用非常规油气勘探思路,避开高陡构造区,优选保存条件好、埋深小于6 000 m的甜点区进行天然气勘探开发。

为了解决织金工区煤层气定向井产能差异大、稳产时间短、产能影响因素认识不清等问题,以工区大、小井组共23口定向井为研究对象,从地质和工程角度出发,分析了地质条件及施工参数对气井产能的影响规律,指出了不同地质情况及工艺措施对气井产能的影响程度。研究结果表明：① 影响织金工区煤层气定向井产能的主要因素有解吸压力、煤层厚度、施工液量、前置液量和施工排量;② 地质上大井组平均开发层位约为小井组的4倍,16、17、21号煤层在沉积环境、保存条件和储层构造上好于其他煤层;③ 工程上施工液量、前置液量和施工排量对压裂改造有较大的影响,结合工区施工数据,当排量一定,施工液量约为前置液量的5倍时,储层改造效果较好。结论认为：① 织金工区煤层具有多、薄等特点,且层间距、纵向非均质差异小,采用定向井开发多层合采效果较好,中、下煤组整体开发效果优于上、中煤组;② 不同储层改造规模及方法对气井产能影响大,织金工区煤层煤化程度强,脆性低于其他煤层及页岩等储层,提高前置液量比重有助于更好地打开裂缝,增大储层改造体积。