风雨兼程写春秋励精图治谋发展——天然气研究院建院五十周年纪念

天然气研究院创建50年来,经过三代人的奋力拼搏和卓越追求,科技创新硕果累累,形成了2项国际一流技术和18项国内领先技术,创造了许多奇迹!在天然气净化等领域树立了一座座科技进步的丰碑!如今,拥有独特的天然气净化技术、领先的天然气分析测试技术、先进的天然气勘探开发腐蚀防护技术、自主开发的天然气勘探开发化学技术、高效优质的新工艺开发与工程设计.在我国天然气工业高速发展、川渝气区奋力奔向"年产300亿立方米天然气"奋斗目标的背景下.面对酸性气田安全、环保和高效开发亟待解决的一系列重大技术难题,天研院的发展目标是:在天然气分析测试、天然气勘探开发腐蚀防护、气体净化、天然气勘探开发化学、油气田新工艺开发与工程设计五个专业领域.力争建成"首屈一指的、独一无二的、无人替代"的国内领先、国际一流的研究院.到2010年末,建成三个重点实验室和三个现场试验基地,形成技术25项,其中国内领先技术16项;至2015年末,通过科技攻关和技术创新,新形成国内领先技术14项,建设两个中石油集团公司重点实验室,培养造就一批国内一流专家和学科带头人,确立国内技术领先地位.     

天然气研究院与美国杜邦公司技术交流会

2009年12月14日,美国杜邦公司两位专家与天然气研究院油气田开发化学实验室的科研人员进行了技术交流。交流围绕酸化压裂、气田稳产使用的化学剂进行。杜邦公司着重介绍了表面活性剂在油气田勘探开发中的运用情况,以及杜邦产品与技术在国外（马来西亚、法国）油气田的实际运用效果。     

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。     

中原油田勘探开发研究院

中原油田勘探开发研究院是具有国家乙级工程咨询资质的石油天然气勘探开发综合性研究单位,2010年以来一直保持河南省文明单位,2018年6月获中国石油化工集团有限公司先进基层党组织称号。研究院主要承担东濮凹陷、四川探区、内蒙探区的油气勘探开发研究工作,主要包括资源评价、中长期规划、年度部署、方案编制、储量计算、物探技术应用研究、可采储量标定、地质化验、开发试验、提高采收率技术研究、测井技术支持和油气田开发先导试验等;研究领域涵盖了石油地质、地球物理、油藏工程、油田化学、信息技术、软件开发及计算机应用等20多个专业类型.     

琼东南盆地深水天然气勘探开发一体化关键技术及实践

琼东南盆地中央峡谷深水区存在着天然气勘探、开发成本高，部分天然气探明、控制地质储量难以动用等问题。为了破解上述难题、推动该区深水气田的有效勘探开发，基于气藏地质、地球物理等资料，对该区深水天然气勘探开发一体化目标搜索、目标评价和目标钻探等关键技术开展了研究。研究结果表明：①目标搜索技术不仅包括区域规律指导的“区带潜力目标搜索技术”，而且还在目标评价、随钻跟踪过程中形成了“目标评价过程搜索技术”和“随钻跟踪过程搜索技术”，共搜索优选出潜力目标17个，落实潜在天然气资源量近1 600×108 m3；②目标评价技术借助于多种技术手段，对选出的潜力目标开展了圈闭、沉积储层、成藏条件、资源量预测、开发方案和井位部署等研究，优选出L17气田块4、L18气田L18-4构造、L25气田L25W构造等进行实施；③目标钻探技术能够通过开发评价井勘探模式、开发模式等灵活的钻探模式升级控制储量、实现增储上产，所实施的4口井均获得了成功，钻遇厚度为130 m的气层，加快了气田开发的进程。结论认为，勘探开发一体化技术既可以明确该区主要含气层系的天然气成藏规律，又可以缩短天然气勘探开发周期、提高储量动用程度和效率。     

破解海相油气勘探世界级难题

2007年3月，《人民日报》公布了由565位两院院士投票评出的2006年中国十大科技进展，《海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光气田的发现》列第二位。“十五”期间，中国石化南方勘探开发分公司联合中国石油大学、中国石化西南分公司等多家单位，完成了重大科研课题—《海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光气田的发现》。通过理论创新、技术创新和勘探实践，他们破解了中国海相油气勘探这一世界级难题，发现了中国最大的海相整装气田-普光气田。     

徐深气田火山岩储层岩性岩相模式

2002年随着徐深1井在火山岩中获得日产百万立方米的高产工业气流，揭开了大庆深层火山岩气藏勘探开发的序幕。目前徐深气田火山岩气藏天然气储量已占该区天然气总储量的89.8%，成为我国东部陆上发现的最大气田，而火山岩气藏储层描述困难则是制约该区深层天然气勘探开发的“瓶颈”。为此，介绍了通过多学科联合攻关研发所形成的火山岩岩性岩相描述、测井火山岩岩性识别、地震火山岩体识别等火山岩气藏储层描述配套技术。这套技术为徐深气田火山岩气藏的高效开发奠定了基础，填补了我国在这类气田储层综合描述技术方面的空白。     

琼东南盆地深水天然气勘探开发一体化关键技术及实践

琼东南盆地中央峡谷深水区存在着天然气勘探、开发成本高,部分天然气探明、控制地质储量难以动用等问题。为了破解上述难题、推动该区深水气田的有效勘探开发,基于气藏地质、地球物理等资料,对该区深水天然气勘探开发一体化目标搜索、目标评价和目标钻探等关键技术开展了研究。研究结果表明:①目标搜索技术不仅包括区域规律指导的"区带潜力目标搜索技术",而且还在目标评价、随钻跟踪过程中形成了"目标评价过程搜索技术"和"随钻跟踪过程搜索技术",共搜索优选出潜力目标17个,落实潜在天然气资源量近1 600×10⁸ m³;②目标评价技术借助于多种技术手段,对选出的潜力目标开展了圈闭、沉积储层、成藏条件、资源量预测、开发方案和井位部署等研究,优选出L17气田块4、L18气田L18-4构造、L25气田L25W构造等进行实施;③目标钻探技术能够通过开发评价井勘探模式、开发模式等灵活的钻探模式升级控制储量、实现增储上产,所实施的4口井均获得了成功,钻遇厚度为130 m的气层,加快了气田开发的进程。结论认为,勘探开发一体化技术既可以明确该区主要含气层系的天然气成藏规律,又可以缩短...     

浅析气田地面建设工程项目管理

气田地面建设工程主要是围绕天然气勘探开发提供技术服务支撑,是天然气开发建设的技术和服务保障。本文主要分析了气田地面建设工程项目管理中存在的一些显著问题,并提出了加强工程项目管理的一些意见和建议。     

天然气研究院气田开发化学实验室金属材料抗硫评定获CMA资质认定证书

<正>2013年12月3日,中国石油西南油气田公司天然气研究院收到国家认证认可监督管理委员会颁发的气田开发化学实验室金属材料抗硫评定计量认证证书。材料抗硫性能评价是含硫气田开发中的重要环节。为适应高含硫天然气腐蚀检测与评价的需求,天然气研究院在原有气田开发化学药剂检测的基础上,扩项金属材料性能检测与评价项目,增加了金属材料、焊接接头、压力容器钢3个类别,应力腐蚀、氢致开裂、腐蚀速率、点蚀等7个腐蚀参数。     

我国的天然气及天然气管道工业

分析了我国的能源现状及全球能源的消费结构,指出目前我国正处在能源需求增长最迅速的时期.我国的天然气资源丰富,为了更经济合理地利用天然气资源,应采用高压、高钢级管道输送.最后指出了高钢级管线钢管今后发展的方向是进一步提高钢级和输送压力.     

压缩天然气与天然气汽车

国外使用天然气作为汽车燃料、汽车改装、天然气储存以及加气站的全套技术均已成熟，并已投入大批量生产，据统计，国外已有天然气汽车１５０万辆，天然气加气站近２２００座。     

治理加油站油气污染的油气周转装置

加油站隔膜式油气周转装置结构简单、造价低廉、不耗水电,可以有效地治理加油站油气排放污染,实现了加油站汽油油气的"零排放".     

Shale Gas Well Completions and Maximizing Gas Recoveries

It is shown that stress fields within the earth are the principle control for hydraulic fracture direction in horizontal shale gas wells. Hydraulic fracturing is a process of increasing permeability within gas shales and involves a sophisticated organization of technology, good planning and proper management of equipment over a very short time period to be successful. The direction and extent of the induced fractures can be determined in near real-time at the well site via application of earthquake seismology theory in a now common process known as frac mapping. Next to the horizontal lateral azimuth, the total volume of slurry pumped into the well is a major factor in determining well EURs. Vertical fracture growth can be controlled and is important in concentration of the slurry within the main zone target zone that has the high TOC and porosity. Cemented casing with perforations is currently the most used method for zone isolation. New open-hole sleeve packers may eventually provide more flexibility in fracture design while also providing a means for refracturing multi-stage fractured horizontal wells, a technique not now commonly available. Multi-Stage fracture design requires incorporating rock properties with fracturing effect simulations and then verifying results using 3D reservoir simulations. Maximizing the gas recovery factors and EURs can be accomplished through use of closely spaced laterals with inter-fingered fracture stages and exploiting the stress shadow fracturing phenomenon. Even greater EURs may be possible if the wells can be refractured thereby opening up additional permeability channels. Shale gas development has progressed in an environmentally sensitive manner within the U.S. and will continue in this manner. During the past ten years, all of these technologies have been either newly developed or were the advancement of existing technology with modifications. The opportunity exists to take these proven technologies to other areas of the world for exploitation of shale gas reservoirs.     

凝析气藏中替代相渗和真实相渗曲线差别对油气采收率的影响

时至今日 ,获得凝析油气相对渗透率曲线的方法仍旧是常规的实验手段 ,即采用模拟油 (如煤油 )和模拟气 (如氮气 )。模拟流体典型的界面张力值约为 3 0mN/m ,这与凝析油气的界面张力范围相比高出数十倍 ,在应用该实验曲线时通常采用经验的界面张力校正方法。文章采用实际凝析气体系在真实长岩心上采用稳态法测量了真实凝析油气相对渗透率曲线。而后 ,用常规的煤油和氮气体系测量了目前用于数模和试井输入曲线的代凝析油气相渗曲线。比较两者的区别 ,并采用CMG单井径向一维数模比较了采用不同相渗曲线作为输入曲线时的地下径向凝析油饱和度分布 ,油气采收率。结果表明 ,凝析油气相对渗透率与常规的煤油 -氮气体系相渗差别很大且凝析油气相渗具有明显速敏性 ,两个不同的相对渗透率曲线对凝析油气的最终采收率影响差别很大。凝析气田开发时应用真实的现场凝析气流体和储层岩心作真实凝析油气相渗曲线来作为指导开发方案设计的基础数据。     

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系统采集了柴达木盆地不同构造分区16个油气田的30个天然气样品，测试了其组分和碳同位素值。运用前人建立的判识模式并结合天然气地球化学判识指标，区分出了柴达木盆地干酪根初次裂解气和烃类的二次裂解气。柴达木盆地西部各油气田天然气、北部冷湖油气田天然气为干酪根初次裂解的产物，而分布于南八仙气田的部分气井和伊深1井1500m以下产层的天然气则属于烃类的二次裂解气。文章的研究结果对柴达木盆地天然气成因研究与天然气勘探具有重要的参考价值。     

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本文概述了国内外液化天然气(LNG)、压缩天然气(CNG)的生产和运用情况,着重介绍了国内用作汽车燃料,并作了比较,提出今后我国发展LNG、CNG一些看法和建议。     

含水层型地下储气库惰性气体作垫层气的数学建模与求解

在含水层型地下储气库的建设中，为节省投资可以用惰性气体替换天然气作为垫层气。针对惰性气体与天然气的混合问题，建立了气水两相渗流模型及气体扩散模型，并以此为基础建立了二维平面有限元模型。采用半离散方法对数学模型进行了有限元方程的推导，并应用所建立的模型进行了含水层型地下储气库以惰性气体作为部分垫层气的建库过程和工业运行的模拟。     

轮南气举气及原稳不凝气轻烃回收

针对轮南 90× 1 0 4m3/d气举装置增设脱烃装置工程 ,新建的脱烃装置不能破坏原 90× 1 0 4m3/d气举装置的压力系统 (即不能影响气举 ) ,也不能较大幅度地破坏原 90× 1 0 4m3/d气举装置的质量平衡系统 (因 90× 1 0 4m3/气举装置为同轴压缩机 ) ,在此前提下 ,将轮南原稳不凝气在轮南气举压缩机二级入口处注入 ,经二、三级压缩及分子筛脱水 ,然后从原90× 1 0 4m3/d气举装置脱水后四级压缩机入口前抽出油田气及不凝气 ,利用丙烷制冷工艺进行脱烃。     

页岩气与煤层气吸附特征对比实验研究

煤层气的吸附特征决定了煤层气的开采特征,对比分析煤层气和页岩气的吸附特征对页岩气的开采具有重要的指导作用。通过页岩和煤层的等温吸附实验分别分析了不同温度下煤层和页岩的吸附特征,页岩有机质含量和有机质成熟度对页岩吸附的影响,以及不同煤阶等温吸附特征。研究表明随着温度的升高,页岩和煤层对甲烷的吸附量呈下降趋势,但是温度对页岩的吸附影响比煤层对甲烷吸附的影响更加明显;随着R_O值的逐渐增大,煤层的P_L值逐渐减小,V_L值逐渐增加,页岩的P_L值和V_L值都逐渐减小;随着煤有机质含量的增加,煤层的P_L值逐渐增加,V_L值逐渐减小。随着页岩有机质含量的增高,页岩的P_L值和V_L值都逐渐增大;煤层对甲烷的最大吸附量比页岩多,采用降压解吸的方式对煤层吸附特征影响较大,但是对页岩气的吸附特征影响较小。