本期导读

正"四川盆地天然气勘探重大进展专题"特约栏目主编杨跃明正高级工程师(中国石油西南油气田公司地质勘探首席专家、本刊第八届编委会执行副主任):四川盆地常规、非常规油气资源富集,是我国天然气资源最为丰富的盆地。"十二五"以来,该盆地天然气勘探开发取得重大进展,天然气储量、产量持续快速增长,新增天然气探明储量超1×10~(12)m~3,新建产能150×10~8m~3/a,成为我国天然气勘探的热点和新的增长极。     

中国石油西南油气田公司年产气量突破200亿立方米

正中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)2017年产天然气达210.2×10~8 m~3,年产量首次迈上200×10~8 m~3台阶,比上年增长了20.17×10~8 m~3。西南油气田开发四川盆地天然气资源近60年,截至2017年底,累计产气量超过4304×10~8 m~3,相当于3.37×10~8 t原油。近年来,西南油气田面对市场需求波动大、地质条件复杂、开发难度大等挑战,统筹资源、市场,调结构、稳增长,创新驱动新区增储上产、老气田稳产工程,实现了稳健发展的良好局面。     

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏天然气产量突破150亿立方米

正截至2016年9月5日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏(以下简称龙王庙组气藏)累计安全生产天然气150.71×10~8 m~3。龙王庙组气藏是我国单体规模最大的海相碳酸盐岩整装气藏,通过4年的建设,目前该气藏累计投产单井40口,地面配套日生产能力达3 145×10~4 m~3,创造了中国石油大型整装气藏勘探开发的新纪录,为我国特大型气田勘探开发提供了样板。     

四川盆地未来十年天然气工业发展展望

四川盆地是世界上最早发现与利用天然气的地区,新中国现代天然气工业也在此起步。经过近70年的发展,已建成上中下游产业链完整的天然气工业体系,天然气产量领跑全国半个世纪,在改善一次能源消费结构、建设"美丽中国"的发展进程中发挥了重要作用。"十三五"全国油气资源评价结果表明,四川盆地天然气资源量达39.94×10~(12)m~3,居我国各含油气盆地之首,并且探明率仅15%,仍处于勘探早中期,天然气勘探开发潜力大;2020年该盆地天然气产量为565×10~8 m~3(包括在该盆地作业的中石油、中石化两家生产企业),居全国主产气区之首。未来10年,从发展环境看,国家提出了新的发展理念,在成渝地区推动双城经济圈建设,四川盆地将建成年产气1 000×10~8 m~3的国家天然气战略生产基地,标志着该盆地天然气工业发展进入了新的黄金时期。从发展潜力看,深层、超深层海相碳酸盐岩气藏,深层页岩气,陆相致密砂岩气是未来该盆地寻找大气田的重点勘探开发领域,按照"海陆并举、常非并举、构造与岩性并举"的思路,依托理论技术进步,加强核心技术攻关,未来将进入天然气资源品质不断提升、产量持续快速增长的大发展期。同时,利用大发展的契机,突破工作对象日趋复杂、管网输配系统不够完善、高端高附加值产业欠缺的发展瓶颈,在低油价常态化的形势下,构建天然气"产运储销"业务协同发展、全产业链创新创效的新型工业体系。总之,四川盆地天然气工业将迎来新的高峰增长期、高质量发展期,天然气年产量规模将超过1 000×10~8 m~3,2030年中国石油西南油气田公司天然气年产量将达到800×10~8m~3,成为世界一流的天然气生产供应基地。     

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏累计产气量突破200×10~8m~3

<正>中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)生产数据显示,截至2017年3月28日,安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏累计生产天然气200.05×10~8 m~3,累计产气量突破200×10~8 m~3大关。西南油气田创新气藏开发设计,编制完成具有国际水准的开发方案,设计动用储量3 133×10~8 m~3,年产能110×10~8 m~3;创新高产气     

中国石油西南油气田公司天然气产量突破150×10~8 m~3

<正>2017年9月5日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)当天产量达到5 630×10~4 m~3,今年累计生产天然气量达150.05×10~8 m~3,完成年度计划的72.3%,有效地保障了川渝地区工业生产和居民生活用天然气,促进区域经济社会发展和民生改善。安岳气田高石梯—磨溪区块是西南油气田的主力生产区块。西南油气田在磨溪区块龙王庙组气藏大力推行勘探开发一体化,实现气     

2014年四川盆地天然气产量超过270亿立方米

<正>随着元坝气田、磨溪区块龙王庙组特大气藏等的逐渐建成投产,加上页岩气产量上升,2014年四川盆地天然气产量超270×10~8m~3,创历史新高。通过高水平建设磨溪区块龙王庙组特大气藏,强力推进页岩气示范区建设及积极实施老气田挖潜工程三管齐下,2014年生产天然气137×10~8m~3,同比增产10×10~8m~3;通过加速推进元坝气田产能建设和川西地区天然气增储上产,2014年生产天然气超33.5×10~8m~3;2014年普光气田天然气产量超103×10~8m~3。     

西南油气田多措并举 日产创新高

正2019年11月19日,西南油气田当日生产天然气7 434×10~4m~3,创历史新高。至此,西南油气田今年累计生产天然气200.67×10~8m~3,突破200×10~8m~3大关。高磨区块是西南油气田天然气生产的主力区块。西南油气田大力推广应用创新成果,实施勘探开发一体化,积极培育高产井。进一步加大生产组织力度,提高井控防范意识,实现产能建设全面提速。目前高磨区块日产气超3 500×10~4m~3。     

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏累产天然气突破140×10~8m~3

正截至2016年7月11日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏已安全生产1 315 d,累计生产天然气达到140.1×10~8 m~3。目前,该气藏累计投产单井38口,开井34口,日产天然气2 060×10~4 m~3,生产运行平稳、安全受控。2016年以来,为进一步加大推进气藏开发建设力度,努力实现气藏"高质量、高效率、高效益"目标,西南油气田持续强化"提前预验收、     

2000年以来中国大气田勘探开发特征

截至2013年底,中国共探明51个大气田,天然气储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛。总结2000年以来中国大气田勘探、开发的特征,可以为发现更多的大气田提供借鉴和思路。中国大气田勘探特征:仅发现于沉积面积大于10×10~4km~2的盆地,已在9个盆地中探明了大气田;2005年前大气田探明天然气总储量较少,为2.708588×10~(12)m~3,之后则较大,2013年底探明天然气总储量为8.168377×10~(12)m~3;大气田储量丰度最大的和最小的相差超过86倍,储量丰度最大的克拉2气田为59.05×10~8m~3/km~2,最小的靖边气田为0.684×10~8m~3/km~2;深度介于3000~4500m的大气田探明储量比例大,占总储量的46.11%。中国大气田开发特征:大气田的产量是中国天然气工业的支柱,2013年大气田总产量达922.72×10~8m~3,占全国天然气总产量的76.3%;大气田的产量中以煤成气为主,2013年大气田中煤成气总产量为710.13×10~8m~3,煤成气占全国大气田总产量的77.0%;关键大气田(苏里格、靖边、大牛地、普光、克拉2等气田)的产量是支撑产气大国的基石。     

三个创新助推川渝地区天然气开发业务快速发展

中国石油西南油气田公司重组改制成立10年来,天然气开发呈现跨越式发展,产量增长近一倍,2004年产量过100×10⁸ m³,2006年油气当量突破一千万吨,四川油气田成为国内首个以天然气生产为主的千万吨级大油气田。所取得的发展成果与始终坚持“三个创新”是分不开的。①思想创新,不断拓展开发新领域：创新开发思路,上三叠统须家河组低渗透气藏实现规模效益开发;创新开发建设模式,高含硫气田安全清洁开发有序推进;立体开发与滚动勘探开发相结合,老气田开发新领域见到实效。②科技创新,集成发展了五大技术系列：提高气田采收率配套技术、低渗透气藏规模效益开发配套技术、高含硫气田安全清洁开发配套技术、钻井提速工程配套技术、地面建设工程配套技术。③管理创新,优化资源配置：勘探开发一体化,加快了开发建设步伐;精细管理挖潜,老气田实现持续稳产;统筹规划,加快建设,生产系统保障能力大幅提升;深化作业机制改革,提高气田开发效益;产运销一体化管理保障供气,切实履行了政治、经济、社会“三大责任”。     

四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发技术进展与发展方向

近年来,深层海相碳酸盐岩气藏成为四川盆地常规天然气增储上产的重要领域,但由于该类气藏成藏条件复杂、埋藏深且气水关系复杂,其高效开发面临着巨大的挑战。为此,通过剖析该盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发历程,结合深层碳酸盐岩气藏的开发特点与实践,总结梳理了专项技术,并指出了下一步的攻关方向。研究结果表明:①四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏的储量规模差异大、类型多,储层品质差、非均质性强,边、底水活跃,且原料气普遍含酸性气体,同时开发井多位于山地,钻遇地层纵向上展布复杂;②四川盆地已形成了一系列专项技术——深层低缓构造强非均质气藏精细描述技术、小尺度缝洞发育的有水气藏治水优化技术、深层复杂气井钻完井及增产工程技术、含硫气藏清洁安全开发配套技术,支撑了该盆地特大型海相碳酸盐岩气藏的高效建产及优化开发;③随着盆地内碳酸盐岩气藏开发开始向超深层的复杂构造带气藏转移,针对该类气藏的构造精细描述和薄储层预测技术、跨尺度数值模拟技术、钻完井及采气工程技术是下一步的技术攻关方向。结论认为,所形成的深层海相碳酸盐岩气藏高效开发专项技术为中国石油西南油气田建成百亿立方米特大型气田、实现天然气产量跨越式增长提供了有力的支撑,相关研究成果可以为国内外深层海相碳酸盐岩气藏的开发提供借鉴。     

中国石化天然气未动用储量潜力分析

未动用储量泛指探明后由于各种原因暂时未投入开发的储量。分析未动用储量状况,摸清其特点,可以厘清这部分储量的开发潜力,对于了解已有的物质基础、把握今后一段时期内天然气发展趋势有着重要意义。中国石化未动用储量主要分布在四川、鄂尔多斯、东海等盆地,气藏类型以低渗气藏、碳酸盐岩气藏和凝析气藏为主。未动用储量中,落实储量、待落实储量和待核销储量分别占37.0%、46.2%和16.8%,具体分析了待落实储量和待核销储量的主要原因,指出中国石化近中期天然气开发的主要对象是"落实储量",预计建产潜力约70×108m3,预计新增经济可采储量潜力约440×108m3,为编制年度开发部署和开发规划提供了依据。     

理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设

"十二五"以来,中国石化西南油气分公司面对日益复杂的勘探开发对象和扭亏创效的巨大挑战,坚持科技创新,发展完善了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论,形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术,创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。上述理论创新和技术进步有力支撑了四川盆地川西陆相碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气、川东北元坝海相碳酸盐岩等领域的重大突破,发现了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区,探明了2个、建成了3个大中型气田,天然气储产量创历史新高。"十三五"期间,将重点攻关深层海相碳酸盐岩气藏勘探开发、深层页岩气商业开发、高含硫气田安全开发和开发老区气藏提高采收率技术,到"十三五"末天然气年产量力争达到(100~120)×10~8 m~3。     

川南页岩气体积压裂技术发展与应用

我国四川盆地页岩气资源丰富,经过10余年探索,中国石油在川南地区实现页岩气的规模效益开发,掌握了页岩气勘探开发核心技术,页岩气压裂理论、技术和方法从无到有,从单一到配套,实现了从跟跑到部分领跑的全面进步。2010年至今,川南地区页岩气压裂经历了先导试验、自主研发、系统完善、技术升级4个发展阶段,形成了以体积压裂工艺技术、体积压裂配套技术、压裂裂缝监测与压裂后效果评价技术、工厂化压裂技术为核心的3500m以浅页岩气水平井体积压裂技术体系。研究总结了现阶段页岩气压裂技术进展和应用成效,分析了已有技术的局限性、川南地区压裂难点,提出需要针对不同埋深的页岩储层地质特征开展针对性的压裂理论深化研究与技术攻关,需攻关3500m以浅老区提高采收率、3500m以浅新井提高产量和储量动用程度、3500m以深页岩气提高单井产量及复杂防控等领域,以支撑未来页岩气高效开发。     

中国石化天然气勘探前景展望

中国石化矿权块内拥有的天然气资源十分丰富,主要集中在四川盆地及其周缘、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地北部、渤海湾盆地南部、松辽盆地南部和东海陆架盆地等。1998年以来,中国石化逐年大幅度加大天然气勘探力度,发现了普光、大牛地两个大气田,形成了川西立体勘探新局面,同时在东部发现新层系、新类型,探明储量快速增长。结合新一轮全国油气资源评价结果,研究认为：中国石化探区勘探程度低,天然气资源探明率仅6%,进一步勘探的潜力巨大;预计在今后较长时期内,中国石化每年新增天然气（气层气）探明地质储量将保持在1000×10⁸m³以上,其主力探区是我国南方和西部,其次是东部和海域;随着中国石化天然气勘探工作的全面推进与不断深化,也需要大力推进天然气地质理论创新和勘探技术进步     

准噶尔盆地天然气勘探实践与克拉美丽气田的发现

2006年初,中国石油新疆油田公司确定了准噶尔盆地天然气勘探的4大领域,根据"突破东西两翼、坚持南缘、探索深层大构造"的部署原则,将陆东—五彩湾地区作为主攻领域,由此发现了天然气探明储量超过1000×108m3的克拉美丽气田。总结陆东—五彩湾地区石炭系火山岩气藏的勘探实践工作,具有重大意义。为此详细阐述了该区火山岩气藏勘探的7个步骤,即:①综合分析选择突破口———滴南凸起;②开展火山岩岩性岩相研究,建立火山岩序列结构;③解剖已知气藏,确定控藏因素与气藏类型;④开展地震采集处理攻关,改善石炭系内幕成像质量;⑤井震结合识别火山岩体,综合评价优选钻探井位;⑥加强组织管理,探索适宜钻试工艺,加快勘探节奏;⑦勘探开发一体化,加快产能建设步伐。归纳了在滴南凸起石炭系火山岩油气勘探实践过程中逐步形成的6项配套技术。结论指出:市场需求是驱动中国石油新疆油田公司天然气勘探快速发展的重要动力,勘探领域及其突破口的正确选择是发现该气田的关键;合理的勘探程序和适宜的配套技术是该气田能够快速探明并投产的保证。     

四川盆地中台山地区须家河组致密砂岩气藏富集高产主控因素

四川盆地须家河组具有典型的致密砂岩气特征。2006年以来四川盆地大川中地区须家河组致密砂岩先后发现安岳须二段气藏、合川须二段气藏等多个大型岩性气藏,累计提交三级地质储量万亿立方米,勘探成果显著,但气藏投入开发后普遍产水,且水产量较高,累计产气量超过5 000×10⁴m³的高产井较少。2012年,在川中—川西过渡带中台山地区钻探了风险探井ZT1井,在须家河组须二段获高产工业气流。投产后该井日产气量高、产微量水,目前已累计产天然气超1×10⁸m³。在区域地质研究基础上,通过大量生产井地质条件分析,开展了中台山地区与川中其他地区须二段气藏高产因素差异性分析,明确了优质烃源岩、优质河道砂岩储层、天然裂缝是中台山地区油气富集高产的主控因素,优质烃源岩发育为致密砂岩提供充足气源;优质河道砂岩储层形成高丰度气藏;天然裂缝是油气高产的关键。     

PetroChina, Sinopec Invest for Development Northeastern Sichuan Gas Field

PetroChina and Sinopec Corp, China‘s two oil giants, have planned to invest 10 billion yuan for development of the large gas field in the northeastern part of Sichuan Basin where the natural gas reserves are estimated to exceeded 1.6 trillion cubic meters. With the unique geographic     

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300×10⁸ m³、天然气峰值年产量在10×10⁸ m³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...