中国大气田科学开发的内涵

大气田是指天然气探明地质储量超过300×10~8 m~3、天然气峰值年产量在10×10~8 m~3以上且具有一定稳产期的气田。其是中国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的重要基础,也是保障我国供气安全的关键。通过对国内外260余个大气田开发实践的系统分析和典型气田的解剖模拟,综合研究了大气田科学开发的内涵、核心技术以及全生命周期指标体系。大气田科学开发的内涵包括:①提出以"识别水、控制水、治理水"为技术体系的天然气开发理念,即常规气田"控水开发"、非常规气田人工压裂"注水开发",根据气藏类型和气藏特征,确定合理的采气速度;②综合评价气田开发经济效益和社会效益,保障气田长期稳产;③根据气井生产特征和储层发育特征,选取适用的气田稳产方式;④依据对常规与非常规气藏不同开发阶段的精细描述、气藏开发特征和生产动态的监测,确定气田可采储量、气田水与人工注水开发规律、气田提高采收率技术对策、气田效益稳产期与发展战略。大气田科学开发的核心技术包括:规模优化技术、科学布井技术、均衡开采技术和深度挖潜技术。进而综合优选出产量、压降、采出程度、单位压降产量等多个参数作为评价大气田科学开发的关键指标,建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型和页岩气等4类气藏的全生命周期指标体系。结论认为,该研究成果有助于指导不同类型大气田的科学开发,进一步促进我国天然气产业的快速发展。     

世界能源转型内涵、路径及其对碳中和的意义

“绿色地球”是人类赖以生存和发展的共同家园,气候变化是全球工业化以来地球生态系统面临的严峻挑战,能源问题是人类社会的根本问题。能源转型是指人类利用能源从木柴到煤炭、从煤炭到油气、从油气到新能源、从有碳到无碳的发展趋势,是能源形态、能源技术、能源结构、能源管理等能源体系主体要素发生根本性转变的过程。以清洁、无碳、智能、高效为核心的“新能源”+“智能源”能源体系是世界能源转型的发展趋势与方向。世界能源转型具有两个驱动力和一个推动力,世界能源格局的空间、地域不均衡是内部驱动力,新能源竞争力逐渐上升是外部驱动力,以科学创新和技术进步为核心的科技革命是推动力。世界能源转型具有政治、技术、管理和商业4方面内涵,其中,以共商共议、全球协作机制为核心的政治协同是世界能源转型的政治内涵;从能源资源型向能源技术型转变是世界能源转型的技术内涵;智能源水平不断提升是世界能源转型的管理内涵;国际油公司向国际能源公司的商业模式转型是世界能源转型的商业内涵。世界能源转型路径要求国际社会通过政治协同、科技推动、管理驱动和商业带动,逐步实现化石能源的低碳化革命、新能源的低成本革命和能源管理的智慧化革命,促进世界一次能源消费结构从化石能源为主体转变为以非化石、清洁新能源为主体,推动人类社会能源生产与供给体系绿色、清洁、高效、安全发展,达到人类能源利用与地球碳循环系统“碳中和”,有效应对全球气候变化。世界能源转型是实现国家和区域能源安全的必然选择,是推动世界经济发展和经济增长的新动力,是重塑世界政治格局的新力量,是切实履行《巴黎协定》要求、实现能源利用“碳中和”目标、应对全球气候变化的有效举措。中国是世界最大的能源生产国、消费国和碳排放国,“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”发展目标的提出,将推动中国化石能源向新能源加快转型,实现“能源革命”,保障能源供给安全,推动人类社会与自然环境和谐发展。     

基于氩气吸附的页岩纳米级孔隙结构特征

为了研究页岩储层微观孔隙结构特征,以川南地区龙马溪组页岩为研究对象,应用场发射扫描电镜（FE-SEM）定性描述页岩镜下孔隙形态及确定其类型,创新使用低温氩气（Ar）吸附实验测量页岩样品的比表面积、孔体积以及孔径分布,实现了页岩小于100 nm（纳米级）孔隙的连续测量,并根据FrenkelHalsey-Hill（FHH）模型研究了页岩孔隙结构的分形特征,探讨了有机质对页岩孔隙结构及分形特征的影响。结果表明：川南地区龙马溪组页岩储层主要发育有机质孔、粒间孔及粒内孔,并以有机质孔为主。Ar吸附等温线表明,纳米级孔隙以狭缝型为主,孔径主体分布在10 nm以下的微孔和介孔中,呈“三峰”特征,微孔主要集中在0.6～0.9 nm以及1.8～2.0 nm,介孔主要集中在4.0～5.0 nm。纳米级孔隙分形维数为2.55～2.64,表现出较强的非均质性。有机碳（TOC）含量控制了页岩纳米级孔隙的发育,TOC含量的增加使得页岩中微孔及其所占比例增高,分形维数增大,孔隙结构趋于复杂,有利于页岩储层吸附能力的增强。该研究成果对川南地区龙马溪组页岩储层纳米级孔隙结构特征研究具有重要意义。     

蜀南地区富有机质页岩孔隙结构及超临界甲烷吸附能力

以蜀南地区龙马溪组下部富有机质页岩为研究对象,通过场发射扫描电镜（FE-SEM）、低压氩气吸附实验和重力法高压甲烷吸附实验,研究页岩孔隙结构特征及超临界状态下页岩储层的甲烷吸附能力,并讨论了页岩孔隙结构对甲烷吸附能力的影响。研究表明,蜀南地区龙马溪组富有机质页岩主要发育有机质孔隙,页岩孔隙结构非均质性强,比表面积为16.846~63.738 m²/g,孔体积为0.050~0.092 cm³/g,微孔和介孔贡献页岩90%以上的比表面积,介孔和宏孔贡献页岩90%以上的孔体积。甲烷在地层条件下处于超临界状态,过剩吸附曲线在约12 MPa时出现极大值,随后开始下降。使用修正过的四元Langmuir-Freundlich （L-F）方程拟合高温甲烷过剩吸附曲线,拟合效果较好,相关系数大于0.997。页岩饱和吸附量为0.067 0~0.220 2 mmol/g,不同页岩样品吸附能力差异明显。海相富有机质页岩中,随着有机质含量的增大,有机质孔隙数量增多,且页岩中微孔比例增大,微孔的吸附能力远大于介孔和宏孔,故页岩吸附能力增强。有机质含量是影响蜀南地区海相富有机质页岩孔隙结构和甲烷吸附能力的主要因素。     

昭通示范区龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及吸附能力

为明确四川盆地南缘昭通示范区下志留统龙马溪组富有机质页岩储层微观孔隙结构特征及吸附能力,设计低温氮气吸附实验和高温甲烷吸附实验,获得富有机质页岩的孔隙结构参数,使用修正过的Langmuir-Freundlich模型对等温吸附线进行拟合,以评价页岩样品的甲烷吸附能力,并探讨微观孔隙结构对页岩吸附性能的影响。实验结果表明:研究区富有机质页岩纳米级孔隙主体为墨水瓶状和狭缝型,比表面积为9.429~27.742 m~2/g,孔体积为0.011~0.02 cm~3/g,平均孔径为8.546~10.982 nm,分形维数为2.552 2~2.725 5。使用Langmuir-Freundlich模型拟合高温甲烷吸附曲线,30℃甲烷吸附的Langmuir体积为1.397 32~4.076 61 m~3/t,不同页岩样品吸附能力差异明显。富有机质页岩中,随着有机质含量的增大,一方面有机质孔数量增多,页岩比表面积增大,甲烷吸附位点增多,页岩吸附能力增强;另一方面分形维数增大,孔隙表面非均质性增强,孔径减小,孔隙壁之间的吸附势能增强,页岩吸附能力增强。富有机质页岩中粘土矿物对吸附性能的贡献较小。     

滇黔北地区龙马溪组富有机质页岩储层纳米级孔隙结构特征

针对页岩储层复杂的孔隙结构,运用低温氮气吸附实验,优选非定域密度泛函(NLDFT)计算方法,对吸附数据进行处理,实现对富有机质页岩样品纳米级孔隙微孔和介孔的连续测量。实验结果表明:滇黔北地区龙马溪组下部富有机质页岩既发育微孔,也发育介孔,页岩纳米级孔隙呈狭缝型和墨水瓶状,平均比表面积为14.24 m~2/g,平均孔体积为12.99 mm~3/g,微孔提供了绝大多数的比表面积;有机碳含量是影响滇黔北地区龙马溪组富有机质页岩纳米级孔隙发育的主控因素,黏土矿物含量的增大降低了页岩的比表面积。     

基于多井模型的压裂参数-开发井距系统优化

以变缝宽导流裂缝为基本流动单元,建立考虑井间干扰和缝间干扰的多水平井渗流数学模型,采用半解析方法求解模型,模拟多井开发平台全生命周期生产动态,分析裂缝长度、裂缝导流能力、井距、缝距等因素对生产效果的影响。在此基础上提出了以压裂规模为内部约束条件,以经济效益为外部约束条件的"嵌套式"全局优化方法来优化水平井-裂缝等钻完井参数。研究表明,不考虑约束条件时,增加裂缝与地层接触面积、降低缝/井间干扰强度、平衡裂缝与地层流入流出关系均能有效提高平台开发效果,但不存在最优钻完井参数。仅考虑内部约束条件时,存在最优裂缝导流能力和长度,但不存在最优井距、缝距。同时考虑内外部约束条件时,裂缝导流能力、裂缝长度、井距、缝距等因素间产生关联,出现参数优化空间,在压裂规模较小时宜采用小井距、宽缝距、短裂缝的水平井部署模式;在压裂规模较大时则宜采用大井距、窄缝距、长裂缝的部署模式。图14参28     

苏里格致密砂岩气田开发井距优化

为了提高致密气田储量动用程度和采收率,针对苏里格致密砂岩气田单井控制储量低的特点,对合理的开发井距进行了评价研究。通过地质模型、泄气半径、干扰试井、数值模拟和经济效益等5个方面的评价研究,形成了致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法,并应用该方法对苏里格气田进行了井距优化论证,得出了苏里格气田开发最优井距。地质模型评价结果表明,井距小于600 m、排距小于1 000 m较为适宜;泄气半径评价结果表明,井距在400～600 m较为合适;干扰试井评价结果表明,井距大于400 m、排距为600 m较为适宜;数值模拟和经济效益评价结果表明,井距500 m、排距700 m较为适宜。综合分析5个方面的研究结果,认为在目前经济技术条件下,井距500 m、排距700 m为苏里格气田开发的合理井网,该井网可使苏里格气田采收率提高到45%。     

CO2压裂后近缝带烃类的相态特征

CO₂压裂与常规水力压裂相比，除具有滤失小、易返排、低伤害等常规优点外，还能降低烃类的露点压力，对易凝析的中间组分产生很强的抽提作用，有效解除了由于温度压力的变化所造成的近缝带凝析油污染。这为提高凝析气藏采收率、制定合理有效的开发手段提供了新的途径。以中原油田白庙凝析气田为例，建立了数值计算模型，研究了CO₂压裂停泵时刻其CO₂量不同时的凝析气藏近缝带烃类的相态变化及各点凝析油饱和度的变化情况。研究结果表明：CO₂气体对凝析气藏烃类的相态影响是CO₂压裂优于常规水力压裂的重要原因，且CO₂量不同时对烃类相态的影响程度存在显著差异。这为现场实际结果的解释及优化凝析气藏CO₂压裂的气体用量和压裂规模提供了理论依据。     

页岩气水平井产量影响因素分析

中国是全球第3个商业化开发页岩气的国家,到2030年页岩气规划产量为800×10~8~1 000×10~8 m~3,展现出良好的发展前景。长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区页岩气开发效果显示,目前该区页岩气水平井平均测试产量达到19×10~4 m~3/d,但测试产量却高低参差不齐。为此,从地质和工程两个方面分析了上述示范区页岩气水平井产量影响因素,提出了不同区块水平井提高单井产量的技术方向;根据含气量差异将优质页岩段进一步细分为4类储层,评价水平井Ⅰ类储层钻遇率;依据天然裂缝发育程度、主应力非均质性、脆性指数等工程参数来评价储层改造条件;建立压裂加液量、加砂量、施工排量和返排率与测试产量之间的相关关系;评价压裂形成裂缝复杂程度。研究结果表明:①长宁区块Ⅰ类储层钻遇率高于威远和昭通区块,且当水平井Ⅰ类储层钻遇率大于50%,可保障气井测试页岩气产量高于15×10~4 m~3/d、预计单井最终可采储量(EUR)高于8 000×10~4 m~3;②昭通区块储层改造条件和压裂形成的裂缝复杂程度均优于长宁和威远区块,但加砂量和施工排量等压裂施工参数偏低,制约了前者水平井的测试产量。结论认为,昭通和威远区块进一步提高Ⅰ类储层钻遇率、昭通区块进一步优化压裂施工参数是提高上述示范区页岩气水平井单井产量的主要技术方向。