中海油拟开发伊朗第二大气田

椐权威人士证实，中海油公司正与伊朗政府就开发伊朗北帕尔斯（Northern Pars）天然气田进行谈判。伊朗已与中海油签署了一份价值160亿美元的协议，内容包括开发伊朗北帕尔斯天然气田和建设液化天然气输送设施，用以将液化天然气出口至中国。伊朗是全球天然气储量最多的国家之一，而中国是伊朗第二大能源买家，仅次于日本。据估计，北帕尔斯天然气田的天然气储量在48万亿立方英尺左右，是伊朗第二大天然气项目。该国最大的天然气项目为南帕尔斯天然气田海上气田，规模比北帕尔斯天然气田大得多。目前，中石化集团正与伊朗就一份25年的液化天然气合同，以及伊朗Yadavaran油田开发事宜进行洽谈。双方在2004年下半年曾签署了一项价值1000亿美元、为期25年的液化天然气开采和出口协议。     

长庆气区低渗透气藏开发技术创新与管理创新

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,天然气资源十分丰富,但开发对象是典型的“低渗、低压、低丰度”气藏。由于受储层物性差、隐蔽性强和非均质性强,以及复杂的黄土、沙漠地表条件等客观因素的限制,长庆气区的开发难度很大。近年来,中国石油长庆油田公司面对低渗透实际,依靠技术创新和管理创新,先后实现了靖边、榆林和苏里格等气田的成功开发。形成了气藏精细描述、高精度二维地震预测、薄层水平井轨迹控制、水力喷射压裂、井下节流工艺等低渗透气田勘探开发配套技术系列;创新了勘探开发一体化模式,大大缩短了气田从预探发现到规模开发的周期,提高了气田开发投资效益。这些管理创新和技术创新为长庆油田天然气业务持续、健康发展提供了保障,同时也为类似气藏的开发提供了经验借鉴。     

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天然气开发规划是气田开发工作的重要组成部分，包括确定规划期间天然气开发生产的原则和目标，基本发展方向和重点提出气田开发，生产建设的基本格局。编好天然气开发规划须按三个环节进行：规划前的调查工作是必不可少的资料准备阶段，通过对气田开发系统及地面建设状况的调查为规划提供资料数据；规划中的研究工作则要研究储量状况、已开发气田生产动态、新区潜力编制规划的新技术等，使规划具有科学依据；在调查研究工作的基础上     

涩北一号气田动态储量影响因素分析

涩北一号气田经过多年的开发,获得了可观的天然气产量,增加了国内天然气供应,积累了丰富的开发经验,但也遇到了出砂、出水、储量动用差异大等问题。目前,涩北一号气田采出程度已经超过10%,达到了动态储量评价条件。采用物质平衡压降法计算动态储量,通过对影响气田气井动态储量的试井解释渗透率、出水、压力等因素进行综合分析,认为影响气井动态储量的主要因素是渗透率。该认识为提高涩北气田储量动用以及其他类似气田的开发提供了参考依据。     

关于气田动态储量

气田动态储量指开发过程中能够参与渗流或流动的那部分天然气地质储量。动态储量是计算气田采收率或可采储量,以及开发设计和生产管理等的可靠物质基础,也是衡量探明地质储量准确程度的最有效,可靠的依据和标准。     

我国页岩气开发前景广阔

目前,我国天然气的生产开发仍处于早期阶段。与国内相比,国际上尤其是北美地区由于天然气利用普及较早,天然气生产开发的时间早、规模大,大多数常规天然气田已经处于开发中后期,很难再找到高储量的常规气田,加上常规气田的天然气产量持续性递减,使得北美地区的油气供需矛盾日益     

中国海上气田开发与提高采收率技术

中国海上目前在生产气田共计有30个、气井总数为288口，主要分布在莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地、东海陆架盆地和渤海湾盆地。海上气田的勘探成本、工程建造成本、钻完井和生产操作费用均较高，加之开发调整及生产措施实施难度大，因而陆上气田开发采用的相关方法和技术在海上推广应用便受到诸多限制。为了提高中国海上气田开发的效益，有必要归纳和总结我国海上气田在开发技术与提高天然气采收率技术方面的研究成果与实施经验。按照气藏特点，将中国目前的海上气田分为凝析气藏、低渗透气藏、边底水气藏、高温高压含酸气气藏、深水气藏等5种类型；在此基础上，对其地质特征、开发特点及存在的问题分别进行了探讨；进而结合典型案例对各类气藏的配套开发技术与提高天然气采收率技术及实施经验进行了总结；最后对中国海上天然气开发技术的发展方向及潜力给予了展望。     

国际动态

雪佛龙寻求参与南约洛坦气田开发 当前，雪佛龙公司正在与土库曼斯坦举行会谈，希望参与南约洛坦气田的开发。目前，土库曼斯坦只允许中国石油天然气集团公司在该国实施陆上项目。南约洛坦气田目前拥有4万亿～14万亿立方米的天然气储量。     

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天然气开发生产是一个系统工程，各个环节必须服从天然气生产这个总的目标和总体效益增长。四川天然气生产有相当长的历史，积累了许多经验，但开采工艺却是整个系统工程中的薄弱环节。近年来，开采工艺面临的形势相当严峻：原有的开采系统不适应“东气西调”的格局；有水气田大部分进入开发中后期，工艺难度加大；储量增长中有相当一部分是低渗储量；含硫气田比例增加，腐蚀日趋严重。因而必须进一步解放思想，转变观念，坚持改革开     

天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用

气田进入开发后期挖潜生产阶段,气井普遍低压,采出的天然气不能靠自身自然能量输送。通过采用压缩机增压输送,可降低气井（气水井）井口流动压力,进一步提高气藏采收率。蜀南气田通过二十多年来天然气增压输送实践,极大地丰富和发展了该技术,取得了显著的经济效益。     

俄罗斯天然气工业近况及发展趋势

俄罗斯是世界最大的天然气生产国和出口国之一，在世界天然气工业占有举足轻重的地位。针对俄罗斯所处的地缘政治和资源争夺日益趋紧的背景，简要介绍了俄罗斯天然气工业的生产、需求和消费、进出口、价格等近况，以及发展趋势和面临的问题。     

俄罗斯油气资源勘探开发发展战略

近年来,俄罗斯油气储量增速缓慢,石油产量增长迅速,天然气产量基本保持稳定,2010年,俄罗斯石油产量达到了近20年来的最高水平。文章在对俄罗斯区域性油气产量现状、俄罗斯油气田发现情况,以及俄罗斯大型油气公司在国家油气工业发展历程中所起的重要作用剖析的基础上,介绍了未来20年中,俄罗斯油气勘探开发长期发展战略的主要任务,以及2030年俄罗斯油气储量、产量长期规划,油气勘探开发投资长期规划及俄罗斯向亚太地区和中国油气出口长期规划。     

俄罗斯天然气产品测量、计量保障体系简介

为满足国内日益增长的天然气消费需求,我国政府已与土库曼斯坦等国家就引进天然气签订协议,未来还将从俄罗斯进口天然气。了解俄罗斯天然气产品测量及相关的计量保障体系,将有助于商务合同中有关技术协议的签订,保证引进工作的顺利开展,保护国家利益。为此,对俄罗斯天然气产品流量测量和质量测定的计量保障体系的基本情况做了比较全面的介绍,包括国家一级标准装置和标准物质、溯源链、方法标准、工作标准物质、测量仪器等,在此基础上提出了对俄罗斯天然气产品测量计量保障体系、标准、修订方面的几点认识,可为加快我国天然气产品测量标准体系的完善及与俄罗斯天然气产品测量体系的对比研究提供参考。     

俄罗斯录井技术现状与应用前景分析

俄罗斯录井技术起步较早,但近几年发展速度放缓。我国与俄罗斯的录井技术各有特色,具有很强的互补性。为了借鉴俄罗斯录井技术的长处,提高我国的录井技术水平,从录井仪研发、钻井参数、气体参数、地质参数和录井信息化等方面分析了俄罗斯录井技术的现状和特点,并与我国的录井技术进行了对比。分析认为,俄罗斯在仪器房布局、传感器类型等方面具有技术优势,我国在仪器房安全防护、气体定量分析、录井信息化和特色录井技术等方面具有技术优势。因此,我国应引进俄罗斯的优势录井技术,提高我国的录井技术水平,缩短我国与先进录井技术之间的差距。      

俄罗斯出口天然气管道建设规划及对中国引进天然气资源的影响

为避免俄罗斯与乌克兰之间的冲突对俄罗斯出口天然气的影响,俄罗斯开始规划新的天然气出口管道,包括向欧洲供气的北流管道和南流管道,以及面向亚太地区的东部天然气管道。俄罗斯国内陆续出台的天然气发展规划对中国引进俄罗斯天然气资源有重要影响,萨哈林项目和恰扬金气田成为向中国供气的主要资源基地,东线供气方案实施的可能性越来越大。中国石油公司应时刻关注俄罗斯在东部地区的能源政策与发展动向,以推动引进俄罗斯天然气项目的进展。     

中国天然气勘探发展战略问题探讨

近年来,全球巨型气田持续发现,勘探技术不断进步,勘探领域向寻找岩性地层气藏、深水油气藏等方向发展,非常规天然气已成为重要的补充资源类型。中国天然气资源相对丰富,常规天然气资源探明程度低,正处于快速发展阶段;非常规天然气勘探开发刚刚起步,正处于探索阶段。在充分调研国外天然气勘探经验与发展趋势的基础上,对比国内天然气勘探现状及特点,对中国天然气勘探发展的一些战略问题进行了探讨并得出以下认识：①2000年以来年均探明储量5 000×108 m3以上,大气田是储量增长的主要推动力（大气田探明储量占总数的70％左右）;②地质条件相对复杂,勘探难度逐渐加大,低品位储量占90％以上,勘探工作更具长期性,需持之以恒;③必须认识到勘探思维创新和技术进步的必要性,加大针对性技术攻关是推进天然气科学发展的有力措施;④发展非常规天然气是确保我国天然气可持续发展的必由之路。     

总结国内外经验，开发好大气田

在我国开发可采储量千亿立方米以上的大气田已提到议事日程,形成万亿立方米气区也已指日可待。为此,简要介绍了俄罗斯乌连戈伊、亚姆布尔、梅德维日和荷兰格罗宁根等４个巨型气田的开发经验,归纳提出了８条建议：①针对气田规模大、钻井和地面建设速度滞后等情况,宜采取“整体部署、分步实施、立体开发”的技术思路;②井型、完井方式和井网井距优化是开发巨型、大型气田的关键;③优化气藏开发规模（采气速度）和气井产量;④气藏驱动方式的确定至关重要;⑤动态监测要贯彻于开发全过程;⑥均衡开采非常必要;⑦要发展“进攻性”的工艺技术措施;⑧制定有关气田开发健康、安全和环保（HSE）的技术措施。     

借鉴欧美经验制定中国天然气法律

中国天然气行业发展迅速，但相应的立法进展缓慢。应借鉴欧美发达国家的立法经验，结合中国天然气法律体系现状与行业特点，加快天然气立法。为此，围绕促进中国天然气立法这一主题，从3个方面进行了论述分析：首先，分析中国天然气行业法律体系现状，指出现有法律体系层次较低、多个领域存在空白和管理体制不完善等问题；其次，有针对性地对欧美国家在天然气自然垄断领域、非自然垄断领域以及现代监管体系建立等3个方面的一般性经验进行总结,并得出一些启示;最后，基于中国天然气法律体系和行业实际情况，提出制定天然气法律应包括以下内容:加强天然气中、下游的监管,建立竞争性天然气批发市场,规范天然气行业管理体系等。     

俄罗斯天然气在东北地区的利用发展分析

中俄东线天然气即将引入中国,将对东北地区的天然气利用项目产生有力的推动作用,同时也将面临各种问题。为建立长期可持续发展资源供应体系,结合能源供需实际,讨论了俄气到来后,东北地区天然气未来的发展方向,并分析了存在的主要问题:①天然气自产不足,域外依存度高;②地域特点决定替代能源可有多种选择;③调峰困难且富余天然气难以处理;④天然气替代经济性差,价高难以承受。并针对矛盾点进行了总结,指出来源多元化和资源多样化才能可持续发展。明确东北地区宜以天然气作为过渡能源,并提出了适宜地区经济发展的天然气利用建议。     

中国天然气管道改革实施路径——基于美国、英国天然气产业发展改革历程分析

当前,中国天然气管道等基础设施建设处于快速发展的阶段,在改革的进程中存在诸多问题和矛盾。得益于包括成功管网改革在内的天然气产业体制改革,美国和英国已成为天然气行业市场化最成熟的两个国家,其发展和改革历程中的经验值得中国等天然气产业发展中国家借鉴和参考。为此,梳理了美国和英国天然气产业发展和改革的历程,总结了其经验启示:(1)天然气产业快速增长期的标志性包括主干管网建设和消费量快速增长;(2)两个国家天然气改革的时机都是天然气产业发展的成熟阶段;(3)管网剥离、资产拆分的目标可通过多种路径实现。进而结合我国天然气产业的发展现状,提出了天然气管道改革的实施路径:(1)用1~2年的时间实现财务独立,实现运输业务与销售业务的分离;(2)在2019年前实现管道业务的法律独立;(3)到2020年左右,待我国天然气管网发展到成熟期、上游市场主体和下游市场主体充分实现多元化、天然气价格市场化改革趋于完善后再实现管道业务的产权独立。