法国拉克、麦隆气田对安岳气田龙王庙组气藏开发的启示

四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏是我国近年发现的一个特大型整装复杂碳酸盐岩气藏,该气藏具有储层孔隙度低、裂缝孔洞发育、气水关系复杂、中含硫化氢、气井单井产量高和储量规模大等特点,国内尚无类似气藏开发先例可资借鉴。为此,基于CC和IHS数据库,通过多指标的对比分析,筛选出法国的拉克和麦隆两个相似气田并进行了开发规律剖析,同时结合大量相关数据统计分析,形成了该类气藏在战略定位、前期评价、开发技术政策制定、动态分析和风险管理策略方面的6点经验启示:①大型主力气藏保护性开发,适当降低采气速度可以确保长期安全稳定生产;②试采周期越长,对气藏特征的认识越清楚,可为高效开发打下坚实的基础;③多种方法量化描述裂缝,综合评价裂缝对气田开发的影响;④依据气藏特点,确定合理的单井配产;⑤生产井集中部署在构造高部位,射孔层位尽量远离气水界面,部署观察井监测水体动态;⑥高度重视储量风险评估,采取滚动勘探开发和弹性指标策略降低开发风险。上述经验启示对于龙王庙组及类似气藏的高效开发具有指导作用。     

低油价下国内非常规气与进口气竞争力对比

近年来,非常规天然气已成为我国天然气供应的重要构成之一,在低油价的新常态下,中国油气行业面临究竟是继续低效益开发国内非常规气,还是加大进口海外天然气的现实抉择。为此,基于国内典型非常规气田的开发成本现状,采用净现金流量法,开展了典型非常规气田单井经济效益评价,构建了反映单井投资、累计产量、内部收益率3大关键指标的技术经济界限图版并与进口气价格进行对比,得出不同油价下我国非常规气效益开发的最优序列。研究结果表明:(1)在当前气价、投资、产量水平下,只有致密气藏"甜点区"可实现效益开发,煤层气藏、页岩气藏的内部收益率均低于基准收益率,有待于进一步降本增效;(2)当原油价格发生变化时,若油价为40美元/桶(1桶=0.159 m~3),国产致密气相比进口LNG效益更优,可优先开发,并加大LNG进口比例;(3)若油价为50美元/桶及以上时,国产非常规气相比进口LNG效益更优,应加大开发力度,平衡好国产气与进口气的供应比例关系,以实现效益最大化。     

天然气驱动可持续发展的未来——第28届世界天然气大会综述

天然气在以低耗能、低污染、低排放为特征的可持续低碳发展模式中将发挥越来越重要的作用，成为被关注的焦点。第28届世界天然气大会(WGC2022)于2022年5月23—27日在韩国大邱市召开。该次大会归纳总结了过去4年世界天然气产业研究进展，分析研判了天然气行业未来的发展趋势，并达成以下共识：(1)天然气当前是一种过渡燃料，更会成为未来发展的基础燃料；(2)天然气供需价值链具有高度灵活性和适应性，多元化供应成为发展优势；(3)近两年石油和天然气现货价格的大幅度上涨引发了天然气向煤炭的逆转，导致了全球碳排放量的增长；(4)全球LNG市场出现结构性紧张，长协合同数量将呈现增长趋势；(5)天然气与氢气协同发展，将加速未来低碳时代的到来；(6)天然气行业的甲烷监测和计量技术将成为下一个重大创新；(7)各国政府不断提升地下储气库库存量最低水平，相继出台天然气增储上产激励政策。基于所取得的认识和体会，对中国天然气发展提出如下建议：(1)继续突出天然气产业的重要地位，加大勘探开发力度，提升供给能力和话语权；(2)适应新冠肺炎疫情和俄乌冲突造成的国际天然气供应新格局，统筹制定天然气进出口贸易对策；(3)重...     

北美天然气储气库建设的经验与启示

北美地区是天然气储气库建设起步最早、规模最大的地区,通过对其天然气储气库建设历史的回顾和现状分析,得出如下结论：①北美地区目前是天然气储气库建设最成熟的区域;②天然气工业快速发展和管道建设促进了储气库的建设;③储气库注采周期与地质条件相关;④注采井一般遵循“大进大出”原则,从钻井和固井等方面综合考虑设计方案;⑤采用设置观察井、老井封堵和注采井安全措施等方法来保障储气库安全运行;⑥完备的法律法规和标准规范促进了储气库建设。我国天然气储气库建设相对滞后,借鉴北美地区成熟的储气库建设经验,针对国内储气库建设提出如下建议：①加强天然气储气库建设要与管道建设紧密联系在一起,这是安全平稳供气、天然气行业快速健康发展的有力保障;②重视储气库建设前期评价和研究工作;③要注重气井安全,保障储气库安全运行;④应制定和完善相应标准和规范、法律法规,以指导储气库建设。     

Haynesville深层高温高压页岩气藏开发模式及启示

四川盆地埋深3500 m以浅五峰组—龙马溪组超压页岩气已实现规模效益开发,目前正在探索埋深3500～4000 m深层高温高压页岩气藏有效开发技术。Haynesville为北美典型高温高压深层页岩气藏,与国内中浅层开发区和深层探索区具备一定对比性,其开发技术政策可供参考借鉴。针对Haynesville页岩气藏2009—2019年4800口完钻气井的钻井、压裂、生产和成本参数进行系统统计分析,研究表明不同埋深范围气井水平段长、用液强度、加砂强度逐年上升,段间距逐年缩小,百米段长EUR保持稳定。2019年,埋深3000～3500 m气井平均测深6306 m、水平段长2804 m、钻井周期35 d、段间距42 m、用液强度57.2 m³/m、加砂强度6.12 t/m、百米段长首年平均日产气1.01×10⁴ m³/d、百米段长EUR为1038×10⁴ m³、单井总成本893×10⁴ USD、建井周期159 d,单位钻压成本产气量30.7 m³/USD。埋深3500～4000 m 气井平均测深6257 m,水平段长2385 m、钻井周期28 d、段间距42 m、用液强度51.1 m³/m、加砂强度5.77 t/m、百米段长首年平均日产气1.15×10⁴ m³/d、百米段长EUR为1324×10⁴ m³、单井总成本906×10⁴ USD、建井周期201 d,单位钻压成本产气量34.8 m³/USD。随水平段长增加,百米段长EUR稳定在1000×10⁴ m³～1300×10⁴ m³,单位钻压成本产气量呈上升趋势,水平段长具备继续增加空间,第二年产量递减率由70.6%下降至目前50.6%。借鉴Haynesville页岩气藏开发实践,四川盆地埋深2000～3500 m以浅规模开发区可继续探索长水平段气井高产模式。3500 m以浅规模开发区和3500～4000 m深层探索区均可借鉴“控压”减缓产量递减方式提高气井最终可采储量。