2017年, 第40卷, 第1期　
出刊日期：2017-03-25

  

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  苏里格气田东区北部下二叠统山西组二段沉积相研究

  吴小宁 　李进步 　朱亚军 　杜康 　罗文琴 　黄丹 　刘利峰

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 1.

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  下二叠统山西组二段（以下简称山2段）是鄂尔多斯盆地苏里格气田东区北部的重点兼探层系，近年开发实践中该区块北部已取得较好的开发效果，南部也表现出良好的开发前景，然而前人对其沉积相认识存在的分歧使储层展布规律研究及富集区预测难以有效进行。为此以现代沉积学理论为指导，综合岩心观察、薄片鉴定、测井曲线等资料，结合测井相研究及古生物标志，明确了山2段沉积微相类型及特征；在单井相及沉积序列研究的基础上，结合沉积相连井剖面及砂地比特征，刻画了山23—山21亚段沉积微相展布特征及时空演化。研究表明：①山2段沉积期研究区北部为辫状河沉积，主要发育心滩、辫状河道、泛滥平原、洪漫沼泽等沉积微相；②南部为曲流河沉积，主要发育边滩、河道充填、漫滩、牛轭湖、决口扇等沉积微相；③山23—山21亚段沉积期北部辫状河与南部曲流河的分界位置由南往北整体迁移。该研究成果对该区储层展布规律及开发有利区预测具有指导意义，北部辫状河心滩与南部曲流河边滩是下一步气田开发的有利相带。
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  鄂尔多斯盆地乌审旗—横山地区下奥陶统马五 1+2 亚段 储层综合评价

  费世祥 于雷 霍俊洲 张光一

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 2.

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  鄂尔多斯盆地乌审旗—横山地区下奥陶统马五1+2 亚段为海相碳酸盐地层，是该区的主要产气层之一，其储层的形成 和发育特征受到古地貌和岩溶作用、沉积环境和成岩改造的综合作用，储层分布连片性差，具有较强的非均质性，详细评价储层难度大，早期在低孔隙度、低渗透率储层研究中，仅以静态参数为依据作为划分储层类别的依据和标准，研究程度不够细致、深入。为了弄清乌审旗—横山地区下奥陶统马家沟组马五 1+2 亚段储层展布特征和优质储层发育的主控因素，从储层的岩石学特征、孔渗条件、微观孔隙类型等方面进行描述表征，利用压汞、相渗和核磁共振等手段对储层孔隙结构特征进行研究，结合储层测试 产能，提出了该区储层划分标准，并开展了储层综合评价。在此基础上，结合沉积、成岩、古地貌和岩溶等作用，分析影响储层 发育的主要影响因素，明确了各类储层平面分布位置和展布规律，为该区气田开发有利建产区优选提供了依据。
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  塔里木盆地库车坳陷克深气田构造特征及其对气藏的控制作用

  代春萌　曾庆才　郭晓龙　李璇　边海军

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 3.

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  塔里木盆地库车坳陷克深盐下构造是该区的重点油气勘探领域。但由于目的层埋藏深，盐下高陡构造地震资料品质差，精确成像困难，构造落实程度不高等问题严重影响了气田勘探开发进度。针对克深高陡复杂构造特点，基于新方法处理的全三维地震解释成果，重新落实了构造细节，研究构造特征及其对气藏的控制作用。研究成果表明：①在北推左旋压扭应力作用下，克深盐下构造发育冲起构造、屋脊构造、变换构造等构造样式，圈闭平面上呈雁列式展布；冲起构造气藏密封性好，利于气藏的保存，屋脊构造中间断裂对气藏起破坏作用。②研究区由西向东可划分为三排圈闭带，圈闭带间以调节断层或褶皱实现构造转换；中带构造幅度大，上覆膏岩厚度大，封堵性好，圈闭最为有利；西带上覆膏岩厚度小，断裂发育，封堵条件差；东带构造位置低，构造幅度小，有效圈闭幅度小，气水关系复杂。③受构造条件控制三排圈闭带呈现由西向东圈闭埋深加大，幅度减小、形态变缓的特点。该认识对克深气田开发方案的调整实施及下一步重点勘探开发方向的确定具有参考价值。
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  深大断裂特征及其对天然气成藏的影响——以松辽盆地德惠断陷万金塔地区为例

  刘玉虎 　李瑞磊 　赵洪伟 　王伟 　王晓峰 　曹春辉

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 4.

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  深大断裂控制着含油气盆地的构造格局、圈闭发育演化过程及油气成藏疏导体系，对深层天然气的成藏控制尤为重要。通过对松辽盆地德惠断陷万金塔地区区域地质、钻井及三维地震解释资料的系统研究，对深大断裂平面及剖面特征进行深入分析；采用位移—长度分析法对深大断裂带进行分段解剖；利用3Dmove平衡剖面构造恢复技术对典型剖面进行构造复原，重塑了圈闭构造演化历史；基于断裂控藏作用，提出了“三参数评价法”定量评价深大断裂的活动程度。结果表明：①万金塔地区NE向展布的边界断裂及深大断裂控制着成盆构造格局，并形成地堑式系列断裂，控制了气源岩的空间分布；②位移剖面显示深大断裂呈分段发育的演化特点，在不同地段对应不同发育特征的构造样式；③在挤压背斜带中部应力集中表现为正花走滑，断裂活动程度相对高，控制了平面上CO2气藏的富集，而在深大断裂活动程度相对低、靠近下白垩统沙河子组气源岩的地区，原生有机烃类气藏可能保存较为完整；④深大断裂、不整合面及浅层断裂系统一起组成有机烃类气输导体系。
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  水平井约束的叠前深度偏移技术及应

  王翠华 　何光明 　刘晓兵 　邱月 　邓吉刚 　李玉雯

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 5.

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  页岩气储层致密、分布连续，为了提高页岩气井的储层钻遇率和页岩气井的产量，页岩气开发中的井型设计普遍采用水平井。因此，井位部署和钻井设计都需要高精度预测页岩气气藏的埋藏深度和储层的地层倾角，对地震资料的成像精度提出了很高的要求。针对常规井约束叠前偏移速度模型优化方法只能利用水平井垂直段资料做约束的缺陷，基于地质模型约束和垂向速度分析的速度优化方法能高效率更新速度模型的特点，重点研发设计了能充分利用水平井垂直段和水平段资料共同约束的各向异性速度模型构建技术，并建立了一系列相应的处理流程。结果表明：水平井约束的叠前深度偏移技术在四川盆地页岩气区块的实际应用中，成像清晰、波组特征保持良好、成像归位合理，成像深度与钻井深度吻合度高，成像剖面的地层倾角与钻井所得的地层倾角一致，是解决页岩气储层精确成像的关键技术，也是解决页岩气勘探水平井轨迹高精度设计的重要支撑技术。
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  基于测井资料识别页岩气储层的方法优选——以四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组为例

  刘璐 　范翔宇 　桑琴 　赵鹏斐 　梁永昌 　崔荣龙

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 6.

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  基于测井资料划分识别页岩气储层的方法有多种，但不同方法的适用性及其识别精度均有差别。因此，优选出页岩气储层的区域性识别方法具有重要意义。通过对四川盆地下志留统龙马溪组页岩气储层特征的综合分析比对，建立了页岩气储层与非储层的识别标准，深入剖析了重叠图法、ΔlgR识别法、总有机碳含量计算识别法的原理及适用性，并结合岩心分析资料对各方法进行评价、对比和精度分析，最终优选出常规测井资料组合法结合体积密度TOC指示法作为四川盆地龙马溪组页岩气储层的识别方法。结果表明：建立识别标准可为精确划分识别页岩气储层提供重要依据；自然伽马、密度及声波时差重叠曲线对页岩气储层的识别效果较好，而补偿中子由于受黏土影响较大而不适于作为该区的叠合曲线；孔隙度测井曲线重叠法识别非富有机质页岩气层的效果不佳；体积密度TOC指示法的划分成果能满足精度要求，而自然伽马TOC指示法识别精度相对较差。
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  榆林气田山23亚段低渗砂岩气藏流动单元精细划分

  杨国平 郝玉鸿 文开丰 张 涛 张银德 陈江萌 徐智昆 习丽英

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 7.

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  鄂尔多斯盆地榆林气田下二叠统山西组二段（以下简称山2段）为一套辫状河三角洲沉积，储集岩主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩，储层渗透率低、非均质性强，是典型的低渗岩性气藏。自2001年建产以来，气田采取滚动开发方式，已投入开发16年，自然稳产期 13 年，目前已处于稳产末期。随着气田不断开发，由于气井或井区投产时间不一，各井区的地层压力下降不均衡、部分区域储量动用程度低，如何调整开发对策、保持气田持续稳产是亟待解决的问题。根据气田开发实际情况，通过描述储层宏观和微观特征，分析影响天然气开发效果的动、静态因素，首先从地质角度初步划分山23亚段气藏流动单元，再应用泄流半径、井间干扰分析等动态方法进一步验证气藏连通性，动静结合，精细划分流动单元。在精细划分流动单元内部，运用FZI、多参数综合分析法进一步划分不同类型储层，搞清了气藏储层物性差异，为气藏下 一步针对性开发管理、开发调整部署提供了技术支撑。
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  含节流器气井生产动态分析方法

  许珍萍 　范继武 　孙岩岩 　葛静涛 　李志超

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 8.

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  鄂尔多斯盆地苏里格气田单井普遍采用井下节流工艺生产，但井下节流技术给气田常规动态监测和气井动态分析带来较大困难，现有常规方法已难以解决节流气井的动态分析问题。通过分析含节流器气井流动的理论和实际生产曲线的特征后认为：含节流器气井早期具有明显的临界流特点，生产后期则具有明显的亚临界流特点，进而基于气井不同生产时期试井测试资料的系统研究，提出含节流器气井的试井解释具有气井早期临界流时以高表皮为主要特征、气井晚期亚临界流时以高井储为主要特征的新认识，并以此提出“等效表皮系数”方法，研究节流器对气井不同生产时期的影响，建立了含节流器气井动态分析方法。应用Topaze软件进行含节流器气井的生产动态拟合，经对比表明该方法具有较高的准确性、可靠性，为含节流器气井的动态分析提供了新的方法参考和技术支持。
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  安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏产水类型识别

  欧家强　王小蓉　袁权　阮基富　唐仕谷　李忻洪

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 9.

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  四川盆地川中地区安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏为中高渗、特大型海相碳酸盐岩整装气藏。气井生产过程中产水类型多样、产水量差异较大，部分气井受水影响大，导致气井产气量、压力快速下降，不能持续稳定生产。为此，采用地层水识别的凝析水含量法、水化学特征法以及生产动态识别法，建立地层水综合判别标准对气井产水类型进行判别。研究结果表明：①龙王庙组气藏地层水矿化度大于100 g/L，Cl-含量大于60 g/L，Br-、Ba2++Sr2+等为地层水典型的特征离子；②目前气藏生产井水气比普遍介于0.2～10 m3/104 m3，远高于饱和凝析水水气比0.1 m3/104 m3，生产动态Gp/Gw关系曲线呈上翘的趋势；③依据标准识别出气藏气井产水类型有入井液、凝析水和地层水，其中11口气井产地层水，10口气井具有较大的产地层水风险，23口气井以产凝析水为主。气藏气井产水类型的准确识别为及时调整产水井生产组织方案以及气藏治水对策提供技术支撑。
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  威202H2平台“工厂化”压裂作业实践

  刘旭礼

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 10.

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  为实现四川盆地威远区块首个页岩气整装平台“工厂化”拉链式压裂安全、环保、高效地实施，结合区块地理地质特征和页岩气压裂特点，以连续施工和降本增效为出发点，通过不断试验摸索，优化工艺流程，形成了一套适合于威远区块的“工厂化”连续作业流程模式：①设计压裂返排液重复利用方案，重复利用率达100%，缓解环保压力；②依托一体化压裂车组及配套设备保证“工厂化”压裂的连续、高效运行；③大胆开展现场试验，总结出具有较强适用性的主体泵注模式，压裂改造效果显著；④综合管理模式实现生产组织平稳有序。威202H2平台6口井分两轮进行压裂施工，每天平均施工时效2.32段，其中首轮每天施工时效为2.52段，达到国际先进水平；单段施工液量和加砂量分别为1 853 m3和65.5 m3，与设计参数基本吻合；整个平台储层改造体积达1.1×108 m3，其中D井最高日产31.87×104 m3、最高压力43.96 MPa，平台6个月累产达1.45×108 m3，显示了“工厂化”压裂作业模式的巨大优势。
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  致密砂岩气藏水平井体积压裂新技术

  黄禹忠　刁素　栗铁峰　尹琅　何红梅　侯志明

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 11.

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  针对致密砂岩气藏常规缝间距80～100 m分段压裂导致单井剩余可采储量多的问题。基于体积压裂理念，改变传统致密砂岩水平井等分段理念，将均匀布段改为针对“甜点”的加密分段，采用Y341封隔器和不限级数滑套分段新工艺，对每个射孔段针对性压裂，实现了不动管柱多段分段压裂改造；同时，通过加砂压裂工艺和施工参数优化，实施“长、宽、高”三维立体压裂，提高储层的改造程度，以达到体积压裂和提高压后天然气产量的目的。该技术在川西低孔—特低孔、超致密砂岩储层水平井GX井成功进行了不动管柱19级分段压裂试验，一次性下入压裂管柱，连续施工，创下了国内不动管柱滑套分段数最多的记录，段间距22～76 m，平均45 m，压后在油压23 MPa下测试气产量12.64×104 m3/d，是地质预期的2～3倍，比采用常规分段、测井与录井显示更好的同井场邻井的压后测试产气量更高。该井生产296 d，累计产气量是邻井的2.17倍，动态储量是邻井的1.3倍。加密分段及分段压裂新工艺为低孔—特低孔、超致密气藏提高开发效果提供了重要的技术支撑。
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  页岩气压裂返排液再利用技术

  范明福　肖兵　陈波　张洪新　王黎

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 12.

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  “千方砂万方液”的压裂施工模式已成为页岩气增产的主要手段，尤其随着 “井工厂”开发模式的进行，其水资源消耗量大，导致水资源短缺地区无法满足现场施工需要，因此对低成本、高效率、环保开发提出了更高的要求。针对页岩气压裂后产生的返排液存在液量大、成分复杂等性质特点，开发了一项返排液再利用技术。该技术在研究各种离子对压裂液影响的基础上，以“保留有用成分，清除有害成分，减少中间环节和成本”为原则，形成经复合混凝—过滤进行减阻水配制，经复合混凝—过滤—吸附进行胶液配制的两套工艺技术，不仅使处理后返排液性能满足技术要求，而且真正实现水资源的循环利用，达到环保开发的目的，具有处理速度快、成本低的优势。该技术在重庆涪陵页岩气示范区进行了现场应用，返排液处理后配制减阻水各项性能指标均满足要求，并取得了良好的应用效果，对于大液量作业尤其“井工厂”模式作业具有良好的推广前景。
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  川东地区晏家站天然气输气压力驱动发电试验

  李媛　龙俨丽　刘世常　刘勤　苟文安　陈钱

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 13.

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  为了有效利用天然气采输过程中被浪费的压力能，采用压力驱动发电装置将压力能转换为电能供给站场生产生活使用。选择在川东地区中国石油西南油气田公司重庆气矿晏家配气站开展现场试验，通过配气站输气管道上安装一套(K)QDF型压力驱动发电装置，并配套改造站场供配电系统，试验装置成功运行27 d，验证了压力驱动发电技术应用的可行性。试验效果分析结果表明：①压力驱动阀前后压差是决定发电能力的主要因素，装置在压差0.2～0.35 MPa区间可稳定运行，且与发电量呈正比；②压力驱动发电装置适用于压力高、产气量大的井站，且井站具有一定量的用电设备与发电量相匹配，才能使所发电量得到有效利用；③压力驱动发电技术可实现将天然气管输过程中的动能转换为电能，可用于天然气站场的生产、生活，以摆脱外供电的局面。结论认为，压力驱动发电技术发电过程操作、维护简单，不产生废水、废气等污染物，具有较高的经济与节能效益，应用前景大。
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  蜀南地区煤层气智能精细化排采技术及管控模式

  王维旭　王希友　蒋佩　贺满江　李君军　彭丽莎

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 14.

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  煤层气井的产出机理决定了其生产方式必须通过排水降压，排采是煤层气开发中十分重要的环节。四川盆地蜀南地区煤岩具有高煤阶、高临界解吸压力、低渗透的特征，规模效益开发面临着巨大的挑战，先进的排采技术与智能精细化管控模式是实现该区域煤层气规模、经济开发的保障。中国石油浙江油田公司在蜀南地区从事煤层气开发近五年，通过引入排采规律指导下的智能排采专用设备，落实煤层气“连续、稳定、缓慢、长期”的排采原则和精细化排采技术路线，针对煤储层特点及煤层气井生产规律，精细划分为排水降压期—憋压期—控压提产期—稳产期—产量递减期等5个排采阶段，系统分析各阶段生产特征及排采风险，总结出了“五分技术攻关、三分管理创新、两份多专业融合”的煤层气管控模式，制定出合理的排采制度和管控办法，并依托智能化设备，实现了精细排采管控，从而降低了储层伤害、提高了单井产量、提升了管理效率、促进了该区煤层气的高效开发。
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  高密度油基钻井液在长宁—威远区块页岩气水平井中的应用

  李茂森　刘政　胡嘉

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 15.

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  四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组黑色页岩层具有较强的层理结构，微裂缝和裂缝发育。钻进过程中钻井液沿微裂缝和裂缝侵入地层，使井壁易发生层间剥落，造成井壁失稳。针对该区龙马溪组页岩层的地质特点，分析使用油基钻井液钻井的技术难点，提出了相应的技术对策。在自主研发出三合一乳化剂CQMO的基础上，通过实验优选出高密度油基钻井液配方，并对其性能进行实验分析评价。实验结果表明，该高密度油基钻井液体系具有好的高温沉降稳定性、抑制性、封堵性和抗污染性。该高密度油基钻井液体系已成功应用于长宁—威远国家级页岩气示范区36口水平井钻井，解决了钻进页岩气水平井摩阻大、井眼净化难和井壁失稳等难题，能满足页岩气水平井技术需要；钻进过程中，钻井液性能稳定，井壁稳定，携砂良好，井下安全。该高密度油基钻井液可在其他页岩气区块推广应用。
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  强抑制性水基钻井液在长宁区块页岩气水平井中的应用

  王 先 兵

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 16.

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  近年来，随着新环保法的颁布和环保观念的增强以及降低钻井成本的压力，页岩气储层井段常采用油基或合成基钻井液钻进使用范围越来越小，研发并应用页岩气水基钻井液成为当前开发页岩气的热点和重点攻关技术。通过分析页岩气储层地质特征，针对其页理发育、孔隙度低、渗透率低、微裂缝发育、强分散性、易剥落掉块和垮塌的特点，以及长水平段深井钻井防黏卡、强封堵防塌、低摩阻、良好润滑性等工程需求，以抑制性、封堵能力、润滑性和流变性为核心和重点研究对象，自主研发出一套页岩气水基钻井液配方，并在四川盆地长宁页岩气区块试用。应用结果表明，该钻井液配方精练，维护处理简单，性能稳定，具有优良的抑制性、封堵性、润滑性和流变性，以及滤失量低等特点，完全满足长宁区块页岩气水平井地质和工程需求，为优质安全快速钻井提供了有力的技术支持。该页岩气水基钻井液可取代目前页岩气钻进中常用的油基和合成基钻井液，既可节约钻探成本，又能大幅降低环保压力，具有广阔的推广应用前景。
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  及时封堵钻井液体系在低承压地层中的优化与运用

  孙月明 　贺立勤 　瑶佳依 　汪正伍 　胡殊睿 　张诗培 　张琴 　李金洋

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 17.

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  随着超深井钻井技术的成熟，钻探目的层越来越深，钻进中穿越裸眼井段长度不断增加，超过1 000 m的裸眼钻进中因地层跨度大，地层压力系数差异大，若钻井液选择不当，易造成低承压地层井漏、较高承压地层垮塌、井壁失稳等复杂情况。针对同一裸眼段中不同层位所对应的不同地质情况，优选钻井液性能对顺利完钻至关重要。以四川盆地西北部双鱼石—河湾场构造ST2井为研究对象，针对该井钻进中穿越中侏罗统须家河组—中三叠统雷口坡组大段裸眼地层，地层承压能力差异大，井下情况复杂，力求寻找一种性能稳定，适用于同一裸眼段中不同层位的钻井液体系。在综合钾聚磺钻井液体系和及时封堵钻井液（JSF）体系的基础上，通过优化钻井液配方、调整钻井液性能，合理使用固控设备等方面入手，优化改进了传统的JFS体系，在ST2井三开钻进中取得显著效果。现场应用表明：优化的JSF体系在长裸眼井段中有着良好的稳定井壁、携砂、润滑等特性，降低了井下复杂的发生率，缩短了施工周期，具有明显的经济效益。
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  城市燃气行业大数据治理体系与方法

  杨 桓

  天然气勘探与开发. 2017, 40(1): 18.

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  随着互联网技术的发展和科技进步，城市燃气产业链从传统的上游资源勘探开发向下游增值服务和能源服务转型，城市燃气运营企业在互联网+时代拓展增值业务，挖掘用户价值潜力，提升竞争力实现传统行业的创新发展。信息技术给城市燃气行业带来的变革也对信息化工作提出了更高的要求。基于对数据治理和大数据治理概念的理解，探讨城市燃气行业大数据治理的可能性，并根据城市燃气行业目前的数据资产和信息系统现状梳理数据治理和大数据治理所面临的问题，借助于行业大数据治理方法论和模型，提出针对城市燃气行业可能进行大数据治理的体系内容，进一步提出领导重视并牵头，成立数据治理组织、纵横分级管理，建立有效工作机制、建立健全数据标准体系和数据质量管理体系、制定业务策略和实施流程管理、建立大数据基础架构、大数据治理评估的大数据环境下城市燃气大数据的治理的实施方法。