中国石化探区油气储量增长趋势

基于中石化探区常规石油天然气历年新增探明储量数据和发现历程,结合“十一五”石油天然气储量目标与勘探计划部署,选用了逻辑斯蒂、龚帕兹及哈伯特3 种预测模型,预测了中石化探区未来25 年常规油气储量增长趋势。在目前勘探矿权区块没有大增或大减,勘探投入增长力度基本保持稳定的条件下,预计2006—2010 年中石化探区累积新增石油探明储量11.28×10⁸ t,累积新增天然气探明储量7 100×108 m³;2011—2015 年石油为10.75×10⁸ t,天然气为7 359×10m³;2016—2020 年石油为10.70×10⁸ t,天然气为7 792×108 m³;2021—2025 年石油为9.08×10⁸ t,天然气为6 422×108m³;2026—2030 年石油为6.81×10⁸ t,天然气为4 495×108 m³. 表明了中石化探区油气勘探具有良好前景。     

中国海相页岩气资源潜力及未来勘探方向

以中国南方上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气为代表的海相页岩气是国内页岩气勘探开发的主战场。近年来,海相页岩气勘探开发不断面临着新的问题和挑战,开拓页岩气资源新领域和提高页岩气产量仍是重中之重。在梳理前人研究成果的基础上,分析总结国内海相层系页岩气分布特征与资源潜力,并进行有利区预测。四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(17.50～33.19)×10¹² m³和(3.50～6.14)×10¹² m³,其中深层页岩气资源占比超过50%,主要分布在川东高陡构造带和川南低陡构造带;二叠系吴家坪组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(8.7～24.6)×10¹² m³和(1.3～3.7)×10¹² m³,在川东开江—梁平、龙驹坝、建南及三星等地区具有勘探潜力;寒武系筇竹寺组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(5.69～12.71)×10¹² m³     

鄂尔多斯盆地新领域油气勘探发现与前景展望

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地,油气资源丰富,中国石油长庆油田公司经过50余年勘探实践,创新形成了内陆坳陷湖盆大型三角洲、陆相致密砂岩气、奥陶系岩溶古地貌等成藏地质理论,2022年油气产量跨越6 500×10⁴ t油气当量,其中天然气年产量首次突破500×10⁸ m³,建成了中国第一大油气生产基地和第一大天然气产区。近年来,长庆油田公司为进一步夯实油气持续稳产上产的资源基础,不断深化地质综合研究,强化技术攻关,加大新区新领域风险勘探力度,油气勘探取得丰硕成果。通过创新中生界延长组长7₃纹层型页岩油和新层系长8₂滩坝型致密油成藏理论认识,新增石油规模储量为4×10⁸ t;创新盆地奥陶系盐下、太原组致密灰岩和盆地西缘乌拉力克页岩油气成藏理论,新增天然气规模储量超4 000×10⁸ m³;同时攻关形成了地球物理、压裂等一系列非常规油气勘探新技术,油气勘探取得重大发现,预计盆地新增石油资源潜力(20～40)×10     

我国天然气发展“十二五”规划发布

<正>2012年12月3日从我国能源局网站获悉,《天然气发展"十二五"规划》(以下简称《规划》)正式发布。《规划》明确提出,到2015年,我国城市和县城天然气用气人口数量约达到2.5亿,约占总人口的18%。《规划》指出,"十二五"期间,新增常规天然气探明地质储量3.5×10⁽¹²⁾m(12)m³(技术可采储量约1.9×103(技术可采储量约1.9×10⁽¹²⁾m(12)m³),新增煤层气探明地质储量1×103),新增煤层气探明地质储量1×10⁽¹²⁾m(12)m³。     

强化生产管理确保冬季天然气保供

2021年12月28日,中国石化天然气分公司天津LNG接收站岗位员工在码头卸料区平台检查设备运行装置。当日是天津LNG接收站投运的第1421天,投运以来强化生产管理、优化工作流程,确保接卸工作安全平稳高效,累计接卸LNG 353船次、2336.4×10⁴ t,累计气化外输天然气255.5×10⁸ m³。     

油田站场能耗控制及数字化建设在提质增效方面的应用研究

某油田发展面临地面系统能耗高、站场用工形势紧张等问题,针对这些问题,采取以下措施：应用注水泵涂膜、有源滤波、高压变频、斩波内馈等节能技术,注水用电单耗从6.03 kWh/m³下降至5.77 kWh/m³;应用站场区域优化、技术参数优化等措施,吨液耗气平均降为1.47 m³/t;采取多岗合一、集中监控、岗位无人值守的建设模式,有效缓解了一线人员用工紧张的问题。结果表明,通过应用节能技术、天然气能耗控制、区块优化技术、数字化建设等措施,每年节气1 835×10⁴m³,节电451×10⁴kWh,节约能耗成本1 187万元,优化岗位用工259人,节省用工成本3 108万元。     

实施《页岩气发展规划（2016—2020年）》对环境影响研究

大力推动页岩气开发利用,对于缓解中国天然气供需矛盾、优化能源消费结构具有重要的意义。但是在页岩气勘探开发的过程中,也会造成一定的污染。为此,应用定性与定量相结合的方法,分析研究了实施《页岩气发展规划（2016—2020年）》对环境的主要有利与不利影响。结果表明：实施《页岩气发展规划（2016—2020年）》的不利环境影响主要是水资源消耗、水环境污染、能源生产过程中温室气体排放和生态破坏等;有利环境影响主要是优化能源消费结构、能源利用过程中减少大气污染物和温室气体排放量等。根据测算,中国到2020年、2030年页岩气开采与储运全过程需要的水资源量分别为1 294.8×10⁴～2425.5×10⁴ m³、4 316.0×10⁴～8 084.9×10⁸ m³,CH₄排放量分别为9.78×10⁸ m³、32.6×10⁸ m³。按照替代终端消费散烧煤炭估算,到2020年,页岩气的大规模使用会实现年减排SO₂、NO_x、颗粒物（PM）和CO₂ 分别达35.11×10⁴ t、6.59×10⁴ t、67.14×10⁴t和6952.63×10⁴t,到2030年实现年减排SO2、NOx、PM和CO2 分别达118.02×10⁴ t、22.18×10⁴ t、225.6×10⁴ t和3.866 277×108 t,能源利用过程中产生的大气污染物和温室气体减排效果显著。     

克拉美丽气田火山岩气藏配产方法优选

准噶尔盆地克拉美丽气田火山岩气藏产能受单井控制储量、岩性岩相、储集空间类型等多种因素的影响,产能变化大,评价比较困难,无阻流量配产法表现出明显的局限性。为此,利用动、静态模型将该区储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类３种类型,找到了各类储层的产能特征,以利于指导布井和后期新井的配产;综合利用无阻流量法、采气指数法、类比法、图版法等方法对新井进行产能标定研究;综合利用物质平衡法、试采压降法、单井动态模型法等方法对老井进行产能标定研究。进而得到了每类井的合理配产范围：Ⅰ类储层,直井合理产量为（8.00～10.00）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（22.00～24.00）×10⁴ m³/d;Ⅱ类储层,直井合理产量为（5.00～6.00）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（14.00～16.00）×10⁴ m³/d;Ⅲ类储层,直井合理产量为（2.20～3.50）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（9.00～11.00）×10⁴ m³/d。研究结果还表明适合克拉美丽火山岩气藏的配产方法是：新井应该利用系统试井特别是修正等时试井或类比的方法进行配产;老井最好利用单井动态模型法进行配产。     

中国天然气勘探开发前景

根据新一轮全国油气资源评价成果，我国天然气资源丰富，资源量达35.03×10¹² m³，其中可采资源量为22.03×10¹² m³，主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾等9个盆地。通过对中国天然气资源勘探开发现状和资源潜力的深入剖析，预测了中国天然气储量和产量未来的增长趋势：2030年前，中国天然气探明地质储量将保持高速增长，年均探明天然气4 500×10⁸ m³；天然气产量将快速上升，预计2010年将达到1 000×10⁸ m³，2020年接近2 000×10⁸ m³，2030年达到2 500×10⁸ m³。进而指出了我国天然气的主要勘探领域是中西部叠合盆地的前陆和克拉通古隆起、渤海湾和松辽盆地的深层以及海域盆地，沁水盆地和鄂尔多斯盆地的东缘是煤层气勘探开发的有利区。最后，提出了促进中国天然气产业发展的建议：加强基础地质工作、实施重大科技攻关、适当提高天然气价格、加快天然气管网建设、加快煤层气产业发展，持续开展资源动态评价工作。     

贵州省天然气市场分析

贵州省基于解决能源需求缺口、环保和可持续发展的要求，迫切需要引进优质、清洁、高效的能源。为此， 根据对贵州省现有能源市场的实地调查和结构分析，筛选出较为可靠的主要城市燃气项目和工业燃料项目作为目标市场，并预测其未来天然气需求量（如2010年6.15×10⁸m³、2015年10.37×10⁸m³、2020年14.14×10⁸m³），具有一定的市场规模。同时在天然气价格与贵州省目标市场现有能源价格对比分析的基础上，分别测算出煤制气、工业燃油、电、LPG终端用户天然气等热值可承受价格在1.87~4.6元/m³之间，在城市天然气行业中，终端用户可承受天然气价格在2.1~3.78元/m³之间。其中当城市工业和居民天然气价格分别低于2.3元/m³和2.1元/m³时，天然气与煤制气相比具有竞争力。因此，利用天然气部分替代贵州省现有能源是可行的。     

制氢装置制约负荷的瓶颈因素及解决措施

介绍了某炼油厂5×10⁴m³/h制氢装置制约负荷的瓶颈因素及解决措施。该装置在4×10⁴m³/h生产时,转化炉对流段压降高达4.50 kPa,其中两台空气预热器压降为3.84 kPa。2019年5月,装置检修时将空气预热器进行更换,开工后在4.6×10⁴m³/h生产时对流段总压降下降至3.47 kPa,空气预热器压降下降至2.39 kPa,且引风机入口挡板开度为80%,满足5×10⁴m³/h生产能力。     

大型炼化一体化项目炼油加工方案的优化研究

目的 在国内某1 500×10⁴ t/a炼化一体化项目中新建100×10⁴ t/a乙烯裂解装置及80×10⁴ t/a对二甲苯装置,设计与原1 200×10⁴ t/a炼油项目及新建300×10⁴ t/a炼油改扩建项目相匹配。项目实施后,全厂柴汽比偏高,成品油总量偏多;乙烯裂解原料不足,且组分偏重;对二甲苯装置技术路线竞争力较弱,故需解决装置存在的上述问题。方法 确定300×10⁴ t/a炼油改扩建项目采用新增“220×10⁴ t/a柴油加氢裂化+260×10⁴ t/a连续重整”路线对炼油加工方案进行优化,以增产乙烯裂解及对二甲苯原料。结果 与优化前相比,全厂柴汽比由1.74降至1.00,成品油总量减少187.68×10⁴ t/a;乙烯裂解原料总量约降低1.74×10⁴ t/a,但乙烯产品量增加5.61×10⁴ t/a,乙烯裂解原料进一步轻质化;对二甲...     

文昌气藏反凝析加水侵双重伤害解除技术研究与应用

文昌凝析气藏开发过程中，面临反凝析和水侵双重伤害的问题，严重影响生产效果。在分析现有处理措施的基础上，分别采用注气、注溶剂、注复合药剂三类方法开展室内实验，优选了该区块地层伤害解除的方法，并结合数值模拟进行了注入量、注入速度、焖井时间等单井工艺参数的优化设计，提出了单井应用技术方案。结果表明，文昌气藏宜采用注甲醇+干气段塞吞吐的伤害解除方法，地层渗透率恢复率达81.23%;单井应用时，注入19 m³甲醇+120×10⁴ m³干气，注入速度保持在4×10⁴ m³/d,且焖井11 d时，解除效果最好。在文昌A井开展的试验结果表明，采用该技术方案，气井产能得以恢复，地层伤害解除方法有效。同时，该技术的应用对同类气藏的开发也有一定的借鉴意义。     

从市场供需看我国煤制天然气发展前景

煤制天然气已成为国内投资和研究的热点,但该行业发展不能一哄而上,而需要统筹规划、合理布局,做好总量控制。为此,从分析我国天然气市场中远期需求量入手,综合考虑国产、进口等各类资源因素,预测了我国煤制天然气的市场空间;在剖析煤制天然气项目的特点、能耗、水耗和综合能源利用效率的基础上,结合煤炭资源保有量及其分布对我国煤制天然气产业的发展前景作出分析。结论认为：我国可实现的天然气消费需求量2020年约为3 800×10⁸ m³,2030年有望达到5 200×10⁸ m³;根据各类资源规划和合同签订情况,并考虑勘探开发的不确定性,初步判断我国煤制天然气合理规模2020年约为300×10⁸ m³、2030年约为500×10⁸ m³,峰值达到800×10⁸ m³。最后建议：①国家支持研发和示范,环境上严格准入;②结合我国的国情因地制宜,适度发展;③煤制天然气利用方向上应定位于城市燃气和工业燃料;④煤制天然气项目发展应统筹规划布局。     

川中地区三叠系雷口坡组泥灰岩油气地质特征及充探1井发现意义

2022年，风险探井充探1井在中三叠统雷口坡组雷三²亚段海相泥灰岩段测试获工业油气流，发现新的产油气层段和新类型油气资源，勘探取得重大发现，但对泥灰岩油气成藏认识尚不清楚，制约了勘探选区与部署。以充探1井为重点，研究剖析了雷三²亚段泥灰岩油气成藏特征。研究表明：(1)油气及烃源岩地球化学分析数据显示充探1井雷三²亚段泥灰岩油气来源于自身泥灰岩烃源，泥灰岩既是烃源岩、又是储集层，源-储一体；(2)雷三²亚段泥灰岩在川中地区为潟湖相沉积，厚40～130 m，面积约40 000 km²，生烃强度为(4～12)×10⁸ m³/km²，估算生烃量为25×10¹² m³;(3)川中潟湖相区泥灰岩储集层大面积分布，西充—仪陇、资阳—简阳和磨溪南等3个地区储集层厚20～60 m，分布面积为7 500 km²;(4)潟湖相泥灰岩油气具有“源-储一体、膏盐岩封盖、超压...     

砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题,综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素,建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法,分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层,开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验,记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征,在此基础上,采用充注实验与核磁共振实验结合的方法,对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气,源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征,进气门限压力与储层渗透率关系密切,建立了门限压力与渗透率关系图版;②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律,拟合了含气饱和度经验计算公式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例,通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比,建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版,为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导;③以取心井为基础,根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数,建立不同渗透率储层储量辟分方法,为储量分类评价提供了依据。     

资阳须五段高密度体积压裂技术优化

四川盆地资阳须五段致密砂岩气藏具有储层非均质性强,改造体积不高、压裂适应性较差的特点,主要表现在加砂规模较小(20～60 m³),施工压力较高(50～82 MPa),压裂后产量不理想。基于裂缝扩展模型进行地质工程一体化分段分簇实现高密度完井,以大排量造缝携砂理念优化支撑剂铺置,配套双重暂堵转向工艺实现多簇裂缝的均匀扩展,提高裂缝对砂体的控制程度。结果表明,11.8条/100 m高密度布缝能有效提高储层平面动用程度,以2.73 m³/m高强度粒径组合铺置能构建高导流人工裂缝,运用“缝口+缝内”双重暂堵转向工艺可有效提高分簇有效性。该工艺现场应用后加砂规模提高到2 000～3 000 m³,综合砂液比提高到17.6%,横向覆盖率提高至91%,已实施井体积改造测试产量为邻井常规压裂的6～10倍,DF501HF井计算无阻流量46.5×10⁴ m³/d, EUR 0.78×10⁸ m³,增产效果明显,为深层须家河组气藏开发提供技术储备。     

四川盆地沙溪庙组河道致密砂岩开发工程关键技术进展及发展方向

四川盆地致密气总地质资源量为5.8 × 10¹² m³,居全国第二,其中金秋气田沙溪庙组致密气是勘探开发最重要的层系之一,但该气田储层埋深浅,上部地层钻井造浆能力强,储层由23期河道叠置发育具有物性、岩石力学及地应力差异大的特征,部分井区储层能量较弱。针对这些开发难点 在钻井方面通过开展浅层三维水平井轨迹设计与控制技术和以强化参数为主的钻井提速技术研究,形成了多河道浅埋深三维水平井钻井技术;在压裂方面通过研发低温全金属可溶桥塞和高强度、低伤害压裂液体系、优化水平井多缝压裂工艺,形成了高强度低伤害多缝压裂技术;在采气方面通过开展返排与出砂规律特征研究,形成了射流泵助排工艺和井下节流技术。通过这些技术的现场应用,沙溪庙组致密气藏钻井周期缩短至最低8. 08 d,井均测试产量由5. 01 × 10⁴ m³ /d 提高至46. 75 ×10⁴ m³ /d,同时表明在井身结构优化及小井眼钻完井配套技术、全生命周期智能采气技术方面还需进一步探索。     

束鹿页岩油密切割压裂技术——以SY302X井为例

为评价束鹿凹陷中洼槽沙三下段砾岩体致密油气藏，最大程度释放储层产能。钻探水平井SY302X井，水平段长1 160 m,储层钻遇率95.60%,为充分改造储层，在总结以往大型体积酸压改造经验的基础上优选无限级滑套的改造工艺，段间距缩短到10 m左右，可实现对水平段密切割压裂。该井使用140 MPa高压管汇撬、140型井口、5 500 m³储液池、连续输砂装置等设备，并完成26段压裂，单段最大液量达1 850.2 m³,单段最大加砂51 m³,全井累计泵注液体2.41×10⁴ m³,累计加砂956.6 m³。该井的顺利完成为束鹿凹陷非常规储层改造积累了宝贵经验，为后续改造指明了方向。     

川南地区深层页岩气富集特征、勘探开发进展及展望

深层页岩气是中国未来天然气产业发展的重要领域，目前已初步实现了工业化开发，成功获得一批高产井，落实了第二个万亿方储量、百亿方产量上产区，实现了深层页岩气富集规律与勘探开发技术创新突破，推动中国页岩气规模有效上产。美国4大深层页岩气区块已实现工业化开采，深层页岩气产量不断攀升，2021年产量达3 132×10⁸ m³，占美国天然气总产量的41%。系统总结提出了川南海相深层页岩气6大富集特征：(1)强还原环境的深水陆棚沉积，有利于有机质富集和保存；(2)优质储层厚度稳定，大面积连续分布；(3)断裂封闭性较好，普遍超高压；(4)有机孔和裂缝发育，储层物性较好；(5)深层页岩含气性好，页岩气资源落实度高；(6)深层页岩游离气比例高，单井初期产量高。结合中国深层页岩气富集特征及勘探开发进展，指出实现深层页岩气效益开发面临的3项挑战和对应攻关方向。展望提出四川盆地海相深层页岩气可探明页岩气地质储量(3～5)×10¹² m³，具备上产(300～500)×10⁸ m³的开...