准噶尔盆地不同类型气藏商业气流标准研究

商业油气流是指在现今技术经济条件下,具有商业开采价值的最低单井初期稳定日产量。应用盈亏平衡原理和经济极限产量与商业气流的关系,建立了商业气流的基本计算模型。以准噶尔盆地不同类型气藏的特点和新疆油田的实际生产经营情况,对模型参数进行了界定,从而建立了准噶尔盆地不同类型气藏的商业气流标准和图版。通过对比分析和新疆油田的实际应用,认为准噶尔盆地商业气流和标准图版,符合新疆油田生产实际,具有较强的可操作性和实用性。     

准噶尔盆地商业油流标准

阐述了商业油流标准与工业油流标准的区别,提出了商业油流标准测算的静态法与动态法,并对两种方法从内涵、计算精度和适用范围等方面进行了比较研究,本着"动静结合、粗细结合"的原则,制定了不同技术经济政策条件下准噶尔盆地不同区带、不同井深条件下的商业油流标准。该标准运用于准噶尔盆地2010年新增探明储量计算中,具有较强的适应性。     

煤层气单井开采数模研究

建立了煤层气单井开采的数学模型和数值模型,包括双重介质中气水两相流动方程、煤层裂缝孔隙度和渗透率的压力敏感性模型,并提出了相应的数值模型及其解法．为进一步研究煤层气产出机理提供了理论依据。     

准噶尔盆地煤层气产业化对策

准噶尔盆地煤层气资源丰富,富集地区和有利勘探目标主要位于盆地南缘东部乌鲁木齐—白杨河一带;工程技术适应性研究表明,应优选适合准噶尔盆地煤层气排采制度和主体压裂改造工艺;煤层气单井极限产量研究确定,在目前气价下,钻探深度应小于1000m,单井固定资产投资小于800万元。对煤层气产业发展环境、风险及对策进行分析研究,认为目前中国煤层气开发利用政策框架初步形成,陆续出台了打破专营权、税收优惠、财政补贴等多项扶持政策,且已形成规模开发的态势。新疆出台了一系列煤层气产业发展的利好政策,并在白杨河地区成功建成"煤层气开发试验区"。中国石油也将非常规油气作为上游开放的重要领域,并出台了针对新疆的具体指导意见。这些有利的政策环境为准噶尔盆地煤层气产业发展提供了有力支持。针对煤层气地质选区和开发效益的风险,提出采取合资合作方式进行煤层气勘探开发是当前煤层气产业发展最现实的选择。     

海外油气开发项目单井经济评价方法研究

目前,国际形势存在地缘政治变幻莫测、国际油价大幅波动等不稳定现象,使海外油气开发项目效益面临严峻挑战。开发井单井经济评价作为衡量判断开发井经济效益的有效方法,能够合理区分有效、低效、无效作业,为海外油气开发项目投资决策提供科学依据,从而提升海外油气开发项目效益水平。根据海外油气开发项目实际特点,论述了开发井单井经济评价方法及不同合同模式下井口净回价的计算方法,最后,以中亚地区某矿费税收制合同项目为例,介绍了单井经济评价方法的应用。     

准噶尔盆地煤层气勘探前景

新疆煤炭资源十分丰富,埋深小于2000m的资源量达5412×10~8t,居全国之首.准噶尔盆地、塔里木盆地及吐哈盆地不但是主要的产煤区,也是煤层气的主要产区.中、下侏罗统煤系地层是形成烃类气体和石油的重要源岩.准噶尔盆地南缘的第一排构造和乌鲁木齐附近以及准东地区煤层发育,是寻找煤层气的有利地区;南缘山前坳陷带的外带,由于煤系地层埋藏太深,应以寻找裂解气和由煤成气向上运移形成的次生气藏为主.     

单井试采技术经济评价的新方法

该方法是在技术分析的基础上，从工艺优化入手，以技术经济分析为手段，通过对工艺所要求的极限产量与没井所能实现折当量产量 对比分析来确定方案价值的大小，并以油井预测产量为依据，对试采的生产的经济状况进行预测。它克服了以往在选择试采方案时中重视油井当前产量，而忽视产量递减的客观实际，以及在采油工艺设计方面缺乏技术经济分析的弊端。     

准噶尔盆地煤层气资源潜力及勘探选区

对准噶尔盆地侏罗系煤层宏观和微观特征的研究指出,盆地煤层气资源量十分丰富,但有效勘探深度范围内的资源量相对有限。优选出沙南-沙帐、梧桐窝子地区作为煤层气重点勘探区块,主要目的层系均为侏罗系西山窑组,沙南-沙帐区块目的层可加深到八道湾组。其煤层气成藏条件好,含气性较高,且埋深适中,地下构造和地表条件较简单,适宜进行勘探和开发。     

煤层气地面开发项目经济评价

地面钻井是煤层气开发的主要方式之一,其开发周期、投资和成本费用等与常规天然气开发不同,并影响其经济效益。为了给煤层气开发利用及投资决策提供科学依据,以沁水盆地某煤层气开发区块为例,依据其目前的各项参数,利用现金流量法进行了经济评价和影响因素敏感性分析。结果表明,影响项目盈利能力的主要因素有产量、投资、成本、产品销售价格和补贴。从敏感性分析可以看出,财务内部收益率对投资、气价和产量较为敏感,其次是成本、补贴。因此,为了提高煤层气开发项目的经济效益,需要进一步提高煤层气价格,更需要通过开发理论的创新和开发技术的进步来增加单井产量、降低投资和成本。此外,建议国家根据不同地区、不同企业的生产实际情况,给予生产企业诸如加大补贴力度等更多优惠政策。     

中国煤层气开发存在的问题及破解思路

单井产量低是长期制约中国煤层气产业发展的难题,为了寻求破解良策,以中国石油华北油田公司沁水盆地煤层气开发实践为例,系统分析了该盆地煤层气开发所面临的问题和挑战,在此基础上提出了该盆地煤层气开发的技术策略。研究结果表明:(1)应针对该盆地煤层气解吸—扩散—渗流的产出特征,优选有效的工程技术手段以确保增产效果;(2)在煤层气开发低效区进行的先导性开发技术试验,已经取得了一定的产量提升,但要实现低效区块煤层气产能的整体提升还有很长的路要走;(3)目前正在实施的煤层气高效开发示范区目的层深度介于900~1200 m,一旦成功将对中国中深层近80%的煤层气资源的高效开发产生巨大的推动作用,因而极具挑战性;(4)提出了勘探评价向控制高效优质储量精准选区转变、产能建设由整体推进向寻找高效区开发转变、工程技术由改造向疏导转变的技术策略。结论认为:(1)煤层气开发的必由之路应遵循强化问题意识,持续创新思维,科学制定战略思路,做好开发建设顶层设计,实现高效建产开发;(2)具体工作中,需要重点解决好高效产能区块的选择、工程技术手段的优选、运行成本的降低等3个关键问题。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气成藏地质模型

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有20余年历史,近年来在保德、柳林等区块规模化开发迅速发展,但总体上全区产业化发展并不均衡。除工程因素外,对煤层气地质条件的认识仍然存在分歧,煤层气成藏地质模型可以为勘探选区提供借鉴。通过对鄂尔多斯盆地东缘构造格架、地层层序、水动力条件及气体成因的研究,构建了研究区北段单斜式低煤级煤层气成藏地质模型、中段基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型、南段边缘推覆式高煤级煤层气成藏地质模型,典型代表区域分别在府谷、吴堡—柳林和韩城。其中,单斜式低煤级煤层气成藏地质模型中,煤层气相对富集于地下水滞留区上部;在基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型中,煤层气高渗富集区位于拉张型鼻状隆起带;在边缘推覆式高煤级煤层气成藏地质模型中,气体富集于挤压型构造转折端。研究结果表明:吴堡—柳林基底上拱式中煤级煤层气成藏地质模型各成藏要素匹配良好,气体储集和渗流条件最好,建议作为优先开发区域;府谷单斜式低煤级的含气性相对差,渗透率高;韩城地区尽管气体保存条件好,但边浅部受边缘逆冲推覆构造的影响,煤体结构破坏严重,煤层气可采性差。     

中国煤层气产业发展战略思考

中国的煤层气产业发展环境近年来有所变化,需要重新思考其发展战略。通过调查研究、地质评价和战略决策等方法,从产业现状、机遇与挑战,探明储量与动用储量预测,战略思路,战略对策,战略的时空布局,战略风险评估与规避战略风险等方面研究了我国煤层气产业的发展战略。结果认为：①我国的煤层气产业正处在产业快速发展的初期阶段,已经取得了6个方面的成绩,也存在着6个方面的问题;②我国煤层气产业发展的总体思路是坚持“稳步发展中高煤阶、加快发展低煤阶、深化发展井下综合利用”原则,建设沁水、鄂东、西南、长庆、东北、西北等6个区域性煤层气“产业基地”,发展目标是累计动用储量达到3×10¹²~4×10¹² m³、高峰产气量达到350×10⁸~450×10⁸ m³/a;③我国煤层气的战略风险是单井产量低、地质认识弱、投资下滑和技术储备不足,应当从开展煤系地层的综合勘探开发、营造民营油公司的发展环境、加大技术服务公司的发展空间、扩大科技攻关的研究领域和加大执法的力度等5个方面来规避战略风险。     

油气勘探经济评价方法探讨

石油天然气勘探的经营目标应是在市场经济条件下勘探价值最大，既要考虑短期的经济效益，又要考虑长远的发展意义。油气勘探是长周期、高风险、高投入、高回报的系统工程，在整个勘探开发过程中，需要以客观的经济评价为依据，跟踪勘探进展进行序列决策。石油勘探经济评价可以分为三个层次：①对经济评价的基本单元进行勘探风险分析和经济分析，其中，勘探风险分析包括石油地质风险评价以及勘探工程技术风险和政策、市场风险分析；经济分析包括投资需求分析和勘探价值分析。②在多个项目中，以吸引力（重点考虑油气资源潜力和勘探价值）和风险为优选指标，选择最优项目，预备可行项目，剔除无效益项目。③对优选出的项目提出若干种勘探方案，分析勘探经济技术实力和最佳投资分配方式，进行勘探决策（分为勘探战略决策、勘探战术决策和勘探操作决策）。为保证对项目勘探经济评价的唯一性和权威性，应建立勘探经济评价规范和统一的评价标准；应进行勘探开发一体化评价，建立勘探。开发共用的数据库、图形库。图4表6参2。（王孝陵摘）     

准噶尔盆地石炭系烃源岩特征及气源分析

对准噶尔盆地石炭系下石炭统滴水泉组烃源岩质量分析表明,该套烃源岩有机质丰度较高,有机质类型为Ⅱ₂—Ⅲ型,以Ⅲ型为主,烃源岩现处于成熟—高成熟阶段,是良好的气源岩,生气潜力较大。天然气地球化学特征对比表明,彩南及陆东—五彩湾石炭系天然气与盆地其它地区不同,其甲、乙烷具有较重的碳同位素值特征(δ¹³C₁>-33‰,δ¹³C₂>-28‰),表现出明显的偏腐殖—腐殖型母质来源,与石炭系烃源岩具有良好的对比关系。资源计算证实,石炭系油气资源丰富,勘探潜力很大,陆东—五彩湾、莫索湾及其北部是今后石炭系勘探的主要地区。     

沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识

近年来,中国的煤层气产业出现了徘徊不前的颓势,单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其发展的主要原因。为此以沁水盆地煤层气开发现状为依据,从资源的可动用性、勘探评价程序的合理性、煤层采出水与注入水的利弊、煤层气开发井型等4个方面对高阶煤煤层气开发进行了深入分析,并得到4点新认识：①我国煤层气资源评价的核心是可动用性;②煤层气资源动用的决定因素是“三性”（解吸性、扩散性和渗透性）;不同区块“三性”指标的优劣有所不同,这也表明不同区域制约煤层气高产的主控因素各不相同,既有单因素的,也有多因素耦合的结果;③要辩证看待“水力压裂”对煤层的改造与伤害,针对煤层“三性”短板特性的改造方式是提高煤层气单井产量的关键;④水平井是煤层气田高效开发最重要的手段之一,需要针对不同煤岩特点开展井型与无污染完井方式联合攻关。     

深部低阶煤三相态含气量建模及勘探启示——以准噶尔盆地侏罗纪煤层为例

准噶尔盆地低阶煤煤层气资源量巨大,其勘探开发突破是提高我国煤层气产量的重要途径之一。针对该区低阶煤浅部含气性差、深部含气量测试数据匮乏且现有技术手段难以准确测试的状况,从煤层气三相态含气量基本构成出发,开展了低阶煤较高温度和压力条件下甲烷的等温吸附、溶解度、密度和孔隙率等一系列实验,分析了影响甲烷吸附气量、溶解气量和游离气量的相关因素,构建了深部低阶煤吸附气、溶解气和游离气三相态含气量的计算模型。以准噶尔盆地低阶煤储层为例,利用该模型计算的结果显示:三相态含气量构成以吸附气量和游离气量为主,溶解气量所占比例较少;随埋深增加和含水饱和度降低,含气量构成序列由吸附气量高于游离气量转换为游离气量高于吸附气量;含水饱和度越低,其相对含气量转换深度越浅。综合分析后认为,该区深部低阶煤气体构成以游离气为主,煤层气勘探的思路则要以寻找圈闭和局部构造高点为主。     

煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例

煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中"出灰"(产出煤粉)是一种必然现象,在煤层气低能量开采及关井后再次开井条件下,煤粉的产出对产能的负面影响是不可逆转的。为此,通过分析山西沁水盆地煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征,找出了多分支水平井产气量达不到预期目标,以及关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的2个原因:煤粉沉积堵塞了储层的运移通道,水平井段的波谷处形成的地层水和煤粉沉积加大了气体流向井底的阻力。进而提出了应对"灰堵"问题的关键技术:①煤层气水平井的井眼轨迹应在保证一定煤层钻遇率的前提下,以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼;②排采井洞穴具有"沉沙"功能,便于气、液、固三相分离,是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分;③主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为疏灰提供了稳定的洗井通道。该研究成果为解决煤层气排水采气过程中的排灰问题提供了有益的尝试。     

致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法

现有的致密气和煤层气联合开发选区评价方法存在着方法通用性不强、储量与储层物性等参数不能反映两气联采产量差异等问题。为此,以建立致密气和煤层气两气联采通用量化评价指标体系为目的,定义了两气联采有利区综合评价系数,以两气联采产量为评价目标,采用正交设计结合数值模拟手段,确定影响联采产量的关键参数及其对产量的影响程度,建立了两气联采开发选区量化评价新方法,并将新方法应用于鄂尔多斯盆地东缘KNW矿区的两气联采开发选区评价实践中。结果表明:(1)新方法建立和确定了两气地质赋存模式、关键评价参数及正交试验方案设计、评价参数对产量的影响程度、两气联采有利区综合评价系数等;(2)采用优选出的12个关键参数对KNW矿区两气联采开发选区的量化评价结果显示,该矿区南部、北部KNW-37井区为单采煤层气有利区,矿区内的KNW-10、KNW-33、KNW-9井区为单采致密气有利区,矿区中部和西南部为两气联采有利区。结论认为,所提出的致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法具有通用性,对两气联采开发选区具有参考意义。     

准噶尔盆地气层录井解释评价方法

准噶尔盆地天然气藏油气成因复杂,储层类型多样,天然气录井解释存在诸多难点。根据该区碎屑岩、火成岩的油气成藏控制因素、储层特征,以岩屑、岩心、气测、地球化学、罐顶气、定量荧光等录井资料为基础,建立了相应的天然气层录井采集、评价系列,并采用了与之相适应的录井解释评价技术;利用地层的含油气性、物性、孔隙压力参数,优选和开发了组分正规化图版、含油气性-物性双因素关系图版、气测形态法等解释图版。应用上述录井解释评价方法,于2007-2010年对准噶尔盆地32口井57层气层、气水同层、水层进行了综合解释评价,其符合率达到88%,取得了较好的应用效果。