中国天然气工业的现状与发展展望

中国天然气工业现状据预测，我国天然气的高峰年产量是１１００×１０８～１３００×１０８ｍ３，目前仅为２２３×１０８ｍ３，具有很大的发展潜力。我国的天然气消费市场前景十分广阔，这为加速天然气工业发展创造了条件。１．天然气资源现状（１）天然气资源全国第二次...

塔里木盆地海相天然气乙烷碳同位素分类与变化的成因探讨

分析塔里木盆地海相天然气碳同位素组成 ,发现天然气的乙烷碳同位素值域分布范围较大 ( - 43‰～- 2 9‰ ) ,并且具有很强的母质继承性。据此并结合天然气甲烷碳同位素组成变化特征 ,将该盆地海相天然气分成 4类。第一类 :δ13 C1值小于 - 40‰ ,δ13 C2 值小于 - 3 7‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,分布于塔中主垒带、英买力和东河塘地区 ;第二类 :δ13C1值小于 - 40‰ ,δ13 C2 值大于 - 3 4‰ ,主要来源于中、上奥陶统偏腐殖型母质 ,分布于塔中北斜坡、巴楚、东河塘及雅克拉等地区 ;第三类 :δ13 C1值大于 - 40‰ ,δ13 C2 值为 - 3 9‰～ - 3 5‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,并受热成熟作用影响 ,主要分布在轮南—吉拉克地区 ;第四类 :δ13 C1值大于 - 40‰ ,δ13 C2值大于 - 3 5‰ ,主要来源于寒武系—下奥陶统腐泥型母质 ,同时混入有中、上奥陶统或石炭系偏腐殖型母质生成的气 ,主要分布于桑塔木断垒带及解放渠东—吉拉克地区。图 1表 3参 4(梁大新摘 )

塔里木盆地塔中地区天然气气源对比

塔里木盆地塔中地区的天然气碳同位素值与其他地区相比普遍偏低 ,用常规的气源对比方法难以确定其母质来源。选择苯、甲苯、甲基环己烷碳同位素作为有效的气源对比新指标 ,同时应用天然气生物标志物、天然气的δ13 C1—δ13 C4和实际地质资料进行气源综合对比 ,认为 :塔中主垒带上的天然气主要来源于寒武系—下奥陶统烃源岩 ,部分为中、上奥陶统与下奥陶统的混合气 ;塔中北斜坡的天然气主要来源于中、上奥陶统 ,部分来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。对塔里木盆地相关气源岩进行热模拟实验 ,建立了Ro 与δ13 C1回归方程 ,应用该方程确定的塔中地区天然气成熟度为 :塔中主垒带上天然气的Ro 值约为 1 .4% ,塔中北斜坡的天然气Ro 值约为 1 .1 % ,烃源区均为塔中地区。图 3表 2参 4(李剑摘 )

中国东部深部层系反向断层遮挡聚油原理与勘探实践

我国东部主要含油气盆地深部储盖组合具有一个共同特点 ,即储集层下方再无分布稳定的大套封堵性地层存在。这就决定了对于正断层发育区的深部储盖层系来说 ,只有当断层倾向与地层倾向相反时才能形成断层遮挡圈闭。通过对松辽盆地梨树地区、渤海湾盆地苏桥及板桥地区等深层富油气区带已发现油气藏及钻探成效的详细分析 ,这一地质规律得到了证实。鉴于此 ,在深部层系寻找断块油气藏的勘探部署中 ,必须打破在中、浅层勘探中建立起来的常规评价原则 ,应把握住反向断层有利于油气富集这一关键要素。图 5(谯汉生摘 )

小井眼钻井技术在煤层气勘探中的试验研究

煤层气作为一种新兴的非常规天然气资源 ,正越来越受人们的重视。中国石油天然气集团公司也先后进行了 1 0多口井的尝试。但由于煤层气单井产量较低 ,工艺性试验投入大 ,勘探效益低。为降低煤层气钻井成本 ,借鉴了国内外常规油气井小井眼钻井技术的成功经验 ,结合煤层气的特点 ,研究了小井眼钻头、煤层保护、小井眼取煤心等工艺技术 ,评选了小井眼钻机 ,并在现场进行了 1口煤层气小井眼钻井试验。通过与常规煤层气试验井对比 ,分析了煤层气小井眼钻井的经济效益。文章介绍了上述石油系统 (CNPC)煤层气钻井现状及煤层气小井眼钻井技术研究和勘探性工艺试验情况。

低渗透油田重复压裂技术研究

低渗透油田的重复压裂被广泛重视，但国内外普遍存在复压成功率低、增产效果差、有效期短的问题。在实施整体压裂投产的某特低渗透油田复压油藏工程、优化设计和现场试验研究中，初步建立了一套重复压裂研究与实施方法。初次压裂裂缝导流能力随开发时间增长而下降，将这一规律用于复压油藏数值模拟；根据数模结果，应优先选择剖面上动用程度差、未见水或低含水且地层能量充足的小层进行复压；产量优化缝长（其界限约７０ｍ）与含水、地层渗透率无关，应根据油藏开发动态特征和地层非均质性确定具体复压井的缝长。根据油藏特性和复压工艺特点优化设计，选用有机硼交联改性瓜尔胶压裂液和低密度的支撑剂，施工排量约５ｍ３／ｍｉｎ，以斜坡方式连续提高砂液比（１０％～６０％），前置液百分数约６０％。这些优化设计结果提高了复压的工艺可行性。对４口井进行重复水力压裂先导性试验，施工成功率达１００％，压后５ｍｏｈｔｈ持续有效，阶段累计净增产原油８４４０ｔ，含水稳定或下降，取得了显著的增产效果和经济效益。

由瞬时停泵压力估算裂缝闭合压力的现场方法研究

应用新疆鄯善油田４６口井的压裂施工及裂缝监测资料，研究了从瞬时停泵压力中估算裂缝闭合压力的现场方法。该方法采用模糊设计原理，并综合考虑了泵注排量、总施工时间、裂缝高度、压裂液效率、储层压力以及平面应变模量等６项影响参数。经二连油田、辽河油田及胜利油田的实例验证，估算结果基本与实际情况吻合。该方法为压裂的优化设计提供了重要的手段。

低渗透气藏水力压裂研究

大量的天然气储存于低渗透、特低渗透地层中，水力压裂是实现其经济开发的必要手段。气藏的水力压裂面临着较油藏更多的不利因素，因此大量的水力压裂实践未能取得良好的效果。针对这种现状，分析了影响低渗透气藏压裂效果的因素及其作用机理，主要包括：地层伤害的来源及机理；支撑剂导流能力的影响因素、作用机理及影响程度；压裂设计中容易出现的技术缺陷；气井压裂后的管理对支撑裂缝的影响。由上述分析出发，提出低渗透气藏水力压裂要解决的中心问题是降低压裂液的伤害，提高裂缝的导流能力。为此，提出了低渗透气藏水力压裂设计实施的思想和方法，主要措施包括：优选压裂液配方，优化破胶剂加入程序，选用高性能的支撑剂；掌握关键的基础参数，选用拟三维软件，提高压裂设计结果的可靠性；根据气藏的特性，及裂缝导流能力的保持水平，进行施工参数设计，提高压裂设计的针对性；建立一套比较完整的实施程序，使低渗透气藏的水力压裂技术得以完善提高。

超深低渗透底水油藏压裂增注油藏模拟研究

对于底部注水、纵向上非均质性较严重的低渗透油藏，采用分层、局部网格加密方法，利用三维三相黑油模型，考虑水力裂缝对注水状况的影响，使水力裂缝与油藏模拟紧密结合起来，对该类油藏不规则井网进行不同情况下的注水量的模拟。主要进行了５个方面的模拟：①夹层对注水量影响；②不同渗透率条件下的日注水量变化；③不同有效厚度条件下的日注水量变化；④不同压差下的日注水量变化⑤水力压裂裂缝长度的优化。模拟的结果真实反映了油藏地下采注状况，与压裂后实际增注的情况相符。

全三维压裂设计软件在超深井压裂设计中的应用

超深井压裂的施工泵压、温度很高，压裂工程师如果不能准确地预测施工泵压和裂缝中温度剖面状况，就很难做出适合超深地层的压裂设计，最终导致施工失败。文章针对塔里木ＤＨ 油田超深井特点，应用全三维压裂设计软件（Ｔｅｒｒａ Ｆｒａｃ） ，准确预测施工泵压，了解裂缝中温度剖面状况，掌握裂缝延伸规律，结合油藏模拟结果，进行了三口注水井的压裂优化设计，利用增压泵压裂车组，采用适合超深地层的优质、低伤害有机压裂液新体系，现场施工取得圆满成功，增注效果显著。