国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地共建共享模式

国家天然(页岩气)千亿立方米级产能基地建设是保障国家能源安全、支撑区域社会经济加快发展的重大战略。在借鉴油气共建共享成功经验基础上,构建了国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地共建共享模式,提出了模式实施路径。研究结果表明:①国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地建设涉及庞大的产业体系与多元主体不同利益诉求,需要以共建共享理念和系统工程思维为指引,立足多元主体与多维度要素协同构建共建共享模式。②模式实施五大路径:强化共建共享顶层战略设计,丰富发展政企共建共享方式,完善企业之间共建共享机制,畅通多元主体沟通协商渠道,健全共建共享应急预警体系。结论认为,该模式以战略视域统筹产能基地建设,能够实现对多元主体利益的有效协同,促进天然气(页岩气)资源开发利用与产业链价值提升,为带动区域社会经济发展并推进共同富裕提供有力支持。

新质生产力视域下天然气科技创新问题与对策

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。

川渝地区氢能产业政策环境研究

具有零碳排放且可再生的氢能,是促进传统油气行业转型升级和推进“双碳”目标顺利实现的重要载体和抓手。作为新能源体系的重要支柱,氢能产业的健康可持续发展离不开政策的引导和支持。为了给各级政府提供决策参考、指导行业健康发展,从氢能产业制储运加用全产业链角度出发,调研了川渝地区氢能发展现状,重点对2019—2023年川渝地区氢能产业政策进行了梳理和深入研究。研究结果表明:(1)近几年川渝地区密集出台涉及氢能的扶持政策,基本涵盖了氢能全产业链的关键节点;(2)在发展路线方面,四川地区重点集中发展氢气的制备,重庆地区侧重发展氢能应用端;(3)在氢能消纳方面,两地政策都重点集中在氢燃料电池汽车领域;(4)在氢能补贴方面,两地氢能产业补贴包括氢能产业发展补贴、科技创新平台奖励等,不同城市的补贴领域、具体要求及补贴标准都各有不同;(5)在安全管理方面,川渝地区氢能管理办法相对保守,都将氢气纳入危险化工用品;(6)在加氢站建设与管理方面,川渝地区仅成都和攀枝花两市出台了关于加氢站建设与管理的具体办法,而在其他地区尚未制定相关政策。

油气企业人才“生聚理用”管理机制

在人才强国战略的指引下,油气企业人力资源管理面临着新形势与新环境,迫切需要破除束缚人才发展的思想观念和制度障碍,健全人才发展管理机制。为此,提出了油气企业人才“生聚理用”的管理机制。研究结果认为:①该机制是在油气企业人才强企战略管理视域下打造油气人才供应链的路径指引和有效保障,协同发挥人才发展边际效益递增效应;②“生才”需通过内生、外生、选拔培养多措并举“使其生”并“使其成长为才”,应持续优化育才规划、拓展人才培养方式、完善培养支撑体系;③“聚才”要在组织适配和岗位匹配前提下发挥人才聚集效应,应多渠道持续引进人才、配套政策吸引人才、服务引领关爱人才;④“理才”要以价值贡献为导向、考核与激励协同,优化全员绩效考核、完善薪酬分配管理、优化人才精准激励奖励;⑤“用才”要在人岗匹配和充分授权的基础上,树立鲜明用人导向、畅通人才职业发展通道、推动人才市场化流动配置。结论认为,通过四个机制协同发展管理,能够为油气企业人才发展管理和人才强企提供有效动能。

东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。

东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析

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。

新质生产力赋能油气行业高质量发展

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。

四川省气电容量成本回收机制研究

四川省发展气电是实现“双碳”目标,提升电力调峰调频、确保安全稳定供电的重大举措。2022年四川省出台气电上网两部制电价政策指导意见,明确气电容量电价按一定合理收益回收固定投资成本,电量电价与气价实施联动调整。通过梳理国家及部分省份的气电两部制电价政策,调查分析四川气电的成本构成,研究对气电投资成本回收机制并测算容量电价,提出了容量电价测算原则、方法以及疏导路径的相关建议。研究结果表明:①因地制宜出台气电价格政策有利于推动气电产业健康可持续发展;②实施气电两部制电价有利于通过容量电价回收固定成本且取得合理收益,有利于促进四川气电产业有序健康可持续发展,并通过相对较低的电量电价实现与电力市场逐步接轨,增强市场竞争力;③容量电价按照“谁受益、谁承担”和“合理分摊、动态调整”原则进行疏导;④气电容量电价标准按资本金内部收益率8%对应取值,F机组容量电价标准可为28元/(kW·月),并且容量电费由该省内大工业、一般工商业用户疏导分摊。

天然气生产企业碳排放核算与预测方法研究--以四川盆地天然气开发为例

碳中和已成全球共识,世界能源体系正加速向低碳化演变。中国能源发展进入新时代,“双碳”目标成为经济社会发展根本遵循,作为碳排放主要来源的能源行业正大力实施绿色低碳发展战略,但要实现“双碳”目标,需建立统一规范的碳排放统计核算体系,并对碳排放量进行科学预测。选取天然气生产企业的碳排放核算及预测方法作为研究对象,基于天然气生产企业作业链,系统性梳理出天然气勘探、开发、处理、输送各环节的碳排放特征,并归类为化石燃料燃烧排放、火炬系统燃烧排放、工艺放空排放、电力消耗隐含排放等四大碳排放源,建立起碳排放核算与预测方法。通过选取四川盆地典型的常规气、页岩气、高含硫气藏进行实例测算与分析,研究结果表明:①鉴于不同类型气藏生产的碳排放结构和强度存在较大差异,为保证核算和预测结果的可靠性,对于涉及到多种类型气藏开发的企业,在碳排放核算和预测时要分类进行,并加强基础数据的统计与监测;②在能耗双控向碳排放双控转变的大趋势下,为促进油气行业的高质量发展,在建立碳排放双控指标时,应以碳排放强度指标为核心,以碳排放总量指标为辅,针对不同类型的气藏、建立不同的碳排放强度动态标准;③天然气生产企业既是甲烷的主要生产供应者、也是甲烷排放者,应加强对甲烷减排控排措施的研究。结论认为,该研究成果可以为天然气行业建立更为科学合理的碳排放核算与预测方法体系提供参考和借鉴。

新时代油气企业“两段式”审计模式创新

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。

非常规天然气勘探开发技术经济特征

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。

基于TOPSIS方法的油气井射孔参数优化决策模型研究

为了提升油气井的产能和经济效益,对射孔参数进行了深入研究,通过分析射孔过程的物理机理及其影响因素,提出了一套综合考虑套管安全、射孔孔眼参数和射孔通道表皮系数的多属性评价指标体系,全面评估了射孔参数对油气井安全和效益的影响;在此基础上,研究构建了一种基于TOPSIS的多属性决策模型,用于优化射孔参数选择。该模型通过计算各指标的权重和排序,可以有效筛选出最佳射孔参数组合。研究结果表明:①所提出的TOPSIS模型能够有效地优化射孔参数,提高射孔效率;②该模型确保了油气井的安全运行,降低了操作风险;③应用该模型显著提升了油气井的经济效益。这些成果验证了模型的有效性和优越性,与传统的经验法和试井法相比,提供了更为科学的决策支持。结论认为,该研究成果为油气井射孔参数的优化提供了一种新的科学决策方法,有助于指导实际的射孔操作,优化完井工艺,提高生产性能,为油气井经济效益的提升提供了理论支持和实践指导。

低品位砂岩气藏压裂技术研究及应用——以DF109H井为例

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。

G函数分析在威荣页岩气田压裂中的应用

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 m^(3)/m左右,合理的加砂强度为2.4~2.6 m^(3)/m,施工排量应提升至16 m^(3)/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。

关于进一步完善LNG储气调峰成本疏导机制的探讨——以四川省雅安市为例

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。

孔隙型致密砂岩气藏产能控制因素

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。

能源企业共建共享实践经验及启示

能源开发生产属于技术和资金密集性的行业。矿权的交叉重叠、信息的不对称,资源方与生产开采方的不一致,导致能源的开发和生产因单方主体利益最大化存在多方竞争与博弈。随着全球能源行业面临转型,共建共享模式应运而生,成为推动企业可持续发展的有效途径。为了给其他地区和企业提供借鉴和启示,探讨了中石油、中石化等典型地区能源公司与资源开发地方政府及相关企业的实践经验,展示了共建共享其增强能效、优化资源配置和促进经济发展的成就。研究结果表明:①建立健全高效沟通协调机制是实现各方利益主体“共赢”的重中之重;②强化地方政府与资源开发企业的合资合作是地方与企业实现“双赢”的关键所在;③加大政策支持力度是油气资源开发的基础性保障;④科技创新和制度创新是实现油气资源开发高质量建设和发展的“双轮驱动”。结论认为:①共建共享模式因其能够促进能源企业间合作、提升资源利用效率、分散风险并创造互惠互利的局面,成为当今能源行业的一大趋势;②共建共享不仅提升了参与企业的竞争力,也为国家能源安全和可持续发展贡献力量。

织金工区煤层气定向井产能影响因素分析

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。

东胜气田独贵气区高含水致密砂岩气藏气井合理工作制度

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。

川渝地区天然气管网特征及新建管道项目技术经济评价需求

四川盆地是中国陆上第三大含油气盆地,常规气、页岩气资源量均居全国之首。川渝地区拥有天然气资源禀赋优势,具有巨大的行业发展潜力和空间。为了加快四川盆地天然气产业的发展,对川渝地区天然气管网现状进行调研,以新建管道项目技术经济评价需求为研究对象,提出了川渝管网新建管道经济评价主要影响因素和技术经济特性。研究结果表明:(1)川渝地区天然气管网系统的历史成因有以下3点,即天然气资源分布及开发建设顺序、油气田一体化管理模式的推动及市场的辅助作用;(2)川渝管网的优势有以下4点,即开拓和培育市场、促进利用多元化和产业集群、提高供应安全保障和形成完整发达的产业链;(3)川渝管网新建管道经济评价主要影响因素有以下2点,即蛛网式管网结构是塑造新建管道多元功能的关键因素,投资主体多元化是经济评价反映管道多元功能的主要推手;(4)川渝管网新建管道布局时,应综合考虑企业效益和社会效益,可通过由运输成本决定的用气企业区位论和由投资成本决定的供气点区位论两种方法进行测算。