2020年, 第43卷, 第1期　
出刊日期：2020-03-25

  

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  四川盆地天然气产量增长趋势预测

  余 果 　李海涛 　曾青松 　方一竹 　陈艳茹

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 1.

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  天然气产量预测研究，对于国家能源战略制定、区域天然气产业链协调发展、油公司投资决策等都具有重要的意义。为此，从四川盆地天然气资源地质与开发特点出发，选取适宜四川盆地特点的3 种预测模型，通过对翁氏模型、Weibull 模型、灰色预测模型算法的改进，开展四川盆地天然气产量预测研究。模型预测结果表明： ①三种预测模型对四川盆地天然气产量发展趋势都有着较乐观的预测结果。由于各自数学原理不同，预测结果中峰值时间、峰值产气量、峰值产气量发生时的累积产气量存在差异。②三种模型预测2030 年的年产气量在（786 ～ 856）×108 m3 之间，符合四川盆地天然气的发展形势，其预测结果可靠。③改进翁氏模型预测产量峰值时间出现在2047 年，峰值产量1 453.28×108 m3 ；改进Weibull 模型预测产量峰值时间出现在2051年，峰值产量1 750.38×108 m3 ；改进灰色预测模型预测产量峰值时间出现在2050 年，峰值产量1 828.64×108m3。
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  四川盆地磨溪北斜坡构造演化 对震旦系油气成藏控制作用

  马 奎　张玺华　彭瀚霖　孙奕婷　杨岱林　田兴旺　钟佳倚　王云龙

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 2.

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  四川盆地川中古隆起磨溪北斜坡区上震旦统灯影组具有良好的勘探前景，而关于北斜坡构造演化背景下的成藏条件研究极少论及，直接制约了天然气勘探的突破和发现。为此，从钻井、地震资料分析入手，恢复磨溪北斜坡灯影组构造演化过程，并探讨构造演化对烃源岩和圈闭成藏条件的控制作用，以期为川中震旦系天然气扩展勘探提供理论支撑。结果表明：①磨溪北斜坡经历了早期古隆起—晚期斜坡的构造演化过程。桐湾运动末期，磨溪北斜坡处于古隆起构造高部位，海西晚期沉积前受伸展裂陷作用下沉。印支晚期至现今，受前陆造山运动影响，形成现今构造斜坡区。②受加里东早期盆内伸展裂陷作用，川北地区形成裂陷槽，同时在磨溪以北形成斜坡相沉积，是下寒武统烃源岩在裂陷槽北部和斜坡腹部优质分布的重要控制因素。③灯影组沉积期，磨溪北斜坡处于古隆起构造高部位，北斜坡台缘区灯影组发育岩溶丘滩相沉积和岩性圈闭，后期稳定继承性斜坡构造演化有利于岩性圈闭保存。
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  四川盆地裂缝型油气藏确权含油气面积的确定

  黄 阳　张 彩　杨家静　杨 光　黄嘉鑫　曾云贤　杨 帆　程 钰　李 舫

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 3.

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  在自然资源统一确权登记的系统中，油气探明储量作为重要的矿产资源纳入自然资源统一确权登记，推进矿产资源确权登记规范化，形成归属清晰、权责明确、监管有效的矿产资源确权登记制度，加强国家对矿产资源的保护与监管是非常重要和必要的。在矿产资源确权中，“确定含油气面积”是关键的技术点之一，中国石油西南油气田公司作为首批试点单位对其进行研究，通过对西南油气田公司113 个常规气田、2 个页岩气田，5 个油田的探明储量情况梳理，根据不同矿种、探明储量分布特征、规模大小，储层特征，油气藏类型等因素，优选出具有代表性的典型油气田进行分析，找出登记中的难点，并研究出解决方法：①针对容积法申报探明储量的油气田，采用探明报告中的面积作为确权面积；②针对动态法申报探明储量的裂缝型油气藏，采用井点外推法确定含油气面积。中国石油股份有限公司对多样化气田的矿产资源确权登记，根据“含油气面积方法”的研究，形成一套针对四川盆地油气探明储量特点的确权登记方法奠定基础，起到引领性的示范作用；同时为全国油气探明储量的矿产资源统一确权登记办法的最终制定提供典型案例与强力技术支撑，成为《矿产资源登记统计管理办法》（国土资源部令第23 号）的重要科学依据。
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  储能系数在确定气藏边界中的应用 ——以AY 气田GS6 井区龙王庙组气藏为例

  陈 文　赵春妮　贾 松　曾乙洋　何开来　徐诗雨　杨 京　林 怡　黎 洋

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 4.

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  确定含气面积是天然气储量计算的关键，目前大多采用有效储层厚度作为划分边界的依据。统计表明，在四川盆地碳酸盐岩气藏中，当有效储层较薄（<10 m）时，气井产能与单个的储层特征参数相关性较低[1]。通过对四川盆地AY 气田龙王庙气藏特征的研究，采用储能系数作为储量计算的含气面积的边界划分依据。岩心样品实验和实钻井资料研究表明，储能系数和单井测试产量成正相关。选用模拟实际地层条件下压力和温度的产能模拟实验得到产工业气流的最低储能系数，通过储层预测得到储能系数平面分布图，从而确定气藏的岩性边界，圈定含气面积，计算的天然气探明储量已于2019 年顺利提交国家储委审核通过。研究结果表明：①储能系数能兼顾反映储层厚度、物性等特征, 能定量表征储层的储集能力和产能大小；②通过产能模拟试验获得的产工业气的最低储能系数值与测试证实的储能系数值相关性高，可用于确定含气边界；③采用储能系数代替此前的储层厚度来确定气藏的含气边界划分，其结果更为准确可靠。
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  四川盆地九龙山地区超深井优快钻井配套技术

  王 军 　范翔宇

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 5.

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  九龙山地区地质条件复杂，陆相地层井段长，研磨性强，可钻性差；而海相地层高压高密度井段长，局部高含硫化氢或高压盐水层，工程地质复杂，导致井漏、井涌、卡钻、深部地层定向托压、安全钻探等问题突出。针对该区地质和工程难点,提出了安全快速钻井集成化提速方案:①优化井身结构，采用七开钻井满足对井下复杂压力系统的封隔；②采用砾石层专用牙轮钻头＋重型减震器钻进技术和复合钻头＋中低速螺杆钻具复合钻进技术解决陆相高研磨地层提速难的问题；③利用“刚性粒子+高失水”堵漏技术解决了深部海相地层裂缝性漏失问题；④利用配套井控技术解决钻遇裂缝性喷漏同存地层井控困难的问题；⑤利用有机盐强抑制防塌钻井液体系解决井底高温高压、润滑性及抗污染的问题；⑥使用扭摆系统，满足深井、小井眼、高密度条件下定向对降摩减阻，减小托压的要求。结果表明：自2013 年在九龙山地区推广应用该技术方案后，机械钻速逐年提高，钻井周期逐年缩短，事故复杂率逐年下降。
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  元坝气田超深层生物礁气藏产水类型识别与开发对策

  任世林　徐守成　杨 杰　张小青

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 6.

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  元坝气田是一个以孔隙为主、局部发育裂缝（溶孔）的碳酸盐岩礁滩相气藏，礁、滩内部非均质性很强，形成“一礁一藏”“一滩一藏”的气藏分布模式，气藏气水关系复杂，不同礁滩体具有独立的气水系统，水体主要分布在东区。制定产水井出水类型判别方法对于不同类型产水区合理高效治水具有现实意义。通过采出程度和水气比双对数曲线法、出水累计天数和水气比半对数曲线法，在100 余组压汞实验数据的基础上，划分产水井类型并提出了相应的开发对策。结果表明：①产水气井的类型划分为“溶孔+ 裂缝”“裂缝+ 孔隙（溶孔）”“ 裂缝+ 溶孔”“网状裂缝”型4 类；②“ 溶孔+ 裂缝”型的水侵特征为无水采气期可持续至采出程13% 左右，平均水气比较小，“ 裂缝+ 孔隙（溶孔）” 型的无水采气期可持续至采出程度9% 左右，产水量相对较小，平均水气比较小，“裂缝+ 溶孔”型的无水采气期较短、平均水气比较大，网状裂缝型基本没有无水采气期，产水量急剧增大、平均水气比大；③针对不同类型的产水井，提出了“低位排水、高位控制”“分类控水”“低排低采、低排高采”“封堵水层、排水采气”“水资源回用”5 项控水治水开发对策。实践证明通过不同礁带产水井分类控水使产水气井保持了稳定的日均产气量。
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  川东地区长兴组生物礁气藏开发特征及技术对策

  周 敏　向 阳　张 伟　张 娜　王昱珩　陈智雍　王 涵

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 7.

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  四川盆地东部地区上二叠统长兴组生物礁气藏已成为继石炭系气藏后重要的产能接替气藏。与石炭系气藏相比，长组生物礁气藏储层非均质性更强、气水关系更复杂，气藏连通关系难以在短期内搞清，并且在生产中发现硫沉积。通过对长兴组生物礁气藏开发特征及不同类型气藏开发实践效果的分析，针对性地提出了一系列开发对策：①针对生物礁气藏非均质性强，气水关系、压力系统复杂，气藏规模小等特征，采取发现1 口井投产1 口井、动静态结合深化地质认识的滚动开发模式；②在气藏采速上，对部分有一定规模的成片区块，编制具有一定稳产期的整体开发方案或分布实施方案，在气井合理配产上充分考虑硫沉积和气井可能出水的影响，在此基础上，可适当提高产量；③井型以直井和大斜度井为主，随着地质认识水平提高和技术进步逐步进行水平井先导性实验；④气藏治水要根据不断深入的地质认识，在不同开发阶段分别采用分层完井射孔、封堵水层、控水采气及积极排水采气等技术手段。
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  缝洞型碳酸盐岩储层开展地质条件下 应力实验的必要性 ——以四川盆地川中地区LY气藏为例

  鄢友军　刘义成　徐 伟　邓 惠　罗文军

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 8.

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  四川盆地碳酸盐岩储层大多埋藏较深，溶洞和裂缝发育。裂缝开度低且溶蚀孔洞之间多为细小喉道沟通。在衰竭式开采过程中，伴随着储层流体压力减小，净应力增大，岩石孔洞缝连通空间受上覆压力影响逐渐被压缩，流体流动能力降低。裂缝作为主要的渗流通道，其闭合将更大地影响流体的渗流能力。该类气藏储层地层压力和温度较高，进行储层流体渗流机理室内实验较为困难。为此，国内有些学者尝试用非地层温度和压力条件下的渗流实验结果进行相似性推导得到地层条件下的实验结果，并以此来提出指导实际生产的建议。然而除了受净应力影响以外，地层中流体所处的压力、温度、密度、黏度等都会对渗流产生不同程度的影响，因此必须开展地层条件下的实验才能真实反映气相的渗流情况。通过开展川中LY 碳酸盐岩缝洞型气藏地层条件下应力敏感实验，并对比分析不同应力敏感系数下产能变化的情况发现，采用真实地层条件下得到的应力敏感系数与常规实验的结果差异明显，如果按常规应力敏感实验的结果指导生产，可能会误导生产措施的制定，带来不可挽回的后果，因此有必要开展缝洞性碳酸盐岩储层应力敏感实验研究，才能为渗流特征和生产动态研究提供更为准确的参考依据。
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  水侵气藏型储气库气水微观渗流规律

  石 磊 　王皆明 　朱华银 　段 宇

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 9.

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  与常规油气田多相流体渗流特征实验研究不同，水侵气藏型储气库主要是解决多次注采循环条件下的气水渗流机理，在实验目的和实验设计等方面都有其特殊性、复杂性。通过水侵气藏型储气库物理模拟实验的自主设计和研发，主要形成2 个方面的物理模拟评价技术，包括分区带气水吸吮—排驱稳态相渗特征评价技术、多次注采循环岩心微观核磁共振可动流体评价技术，从微观角度解决了流体渗流与空间动用评价的实验技术难题。将该技术方法应用于典型水侵气藏储气库HT，研究结果表明：①水侵气藏型储气库高速注采气运行过程中，储气空间出现气水过渡带、气驱水纯气带、建库前纯气带3 个区带。②在储层发育、反复水侵、高速大压差注采等多因素影响下，各区带出现微观孔隙空间渗流及动用差异。此套技术为了我国水侵气藏型储气库的建设和运行机理评价提供了有效技术手段。
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  针对大厚段砂砾岩储层的水力压裂新方法

  卢 聪　马 莅　郭建春

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 10.

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  针对砂砾岩大厚储层的开发，传统的笼统压裂经常导致支撑剂铺置效率低，产量递减快等问题。综合考虑支撑剂沉降平衡高度以及停泵后支撑剂运动对支撑剂输送的影响，建立支撑剂沉降运移模型，分析影响支撑剂铺置的主要因素，提出了一种新型的水力压裂技术。结果表明：①射孔位置和支撑剂密度是影响支撑裂缝形态以及支撑剂铺置形态的主要因素；②通过对大厚储层中的某一层段集中射孔可以调整支撑裂缝形态；③采用不同密度支撑剂，按照不同的加入顺序，可以调整支撑剂在大厚储层中的铺置剖面。结论认为：该技术可用于提高常规整体压裂方法中支撑剂的铺置效率。
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  针对深层页岩气藏的油基钻井液降黏剂研制及应用

  梁文利 　代一钦

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 11.

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  油基钻井液重复利用后固相含量高，造成流动性变差，致使循环压耗高，最终严重影响钻速。常规掺稀降黏方法加入了大量的柴油、白油，很容易造成钻井液密度降低，且需要补充大量的降滤失剂材料和乳化剂调整泥浆性能，但目前市场上的原油降凝降黏剂与油基钻井液的配伍性不好，部分产品加入之后不降黏反而增黏；部分产品会导致油基钻井液破乳，电稳定性急剧降低，增加页岩的井壁失稳风险。因此，在室内采用强润湿反转剂、沥青分散剂、多点吸附表面活性剂复配而研制了1 种油基降黏剂。应用结果表明：①油基降黏剂可以降低黏切，提高流动性，简化现场性能调整配方，且有利于提高排量 ；②该油基降黏剂能够降低油基钻井液黏度25% 以上，提高了油基钻井液的流动性和老浆重复利用率。
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  致密气储层随钻孔隙度模型及预测 ——以四川蓬莱地区须家河组为例

  唐 谢　唐家琼　杨 琳　赵 磊　阮 聪

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 12.

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  一直以来，四川盆地上三叠统须家河组致密气储层的随钻解释多是采用曲线法或交会法，依据特征曲线的纵向变化或交会特征对储层进行判识。这些方法直观、明确、可操作性强，并能够在钻探过程中及时发现储层、划分储层，为致密气勘探提供快捷、有效的储层识别手段。然而，由于该方法中人为因素较大，无法建立定量化的解释标准，随钻解释仍处于定性—半定量阶段。随着四川盆地须家河组致密气勘探、开发的快速推进，单一的储层识别已无法满足随钻地质评价的需求，需要更具指向意义的随钻解释参数为钻井和导向决策提供更有价值的地质信息，以达到提速增效目的。以微钻时与测井声波的相关性为基础，结合钻速方程推导出工程参数对钻时的校正函数，再通过区域数据反演得到函数关系和关键系数，形成了一种随钻孔隙度定量计算方法。该方法为致密气储层孔隙度定量评价的实现提供一种成本低、效率高、效果好的途径，有力支持致密气随钻评价。
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  盒8、山1 段致密气藏地层水赋存机理及主控因素 ——以苏里格某区块为例

  刘会会 　崔越华 　夏守春 　刘雪玲 　费世祥 　王准备

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 13.

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  针对苏里格某区致密含水气藏储量基数大、动用程度低、气井普遍产水等开发难点，综合利用地质、动态资料等一体化分析，深入研究了地层水赋存机理及其主控因素。结果表明：①中二叠统盒8、下二叠统山1 段气藏地层水具有中等偏高矿化度特征，属于封闭环境下的局部滞留水；②地层水微观产状主要为束缚水、毛细管水、自由水，宏观赋存样式主要为构造低部位滞留水、透镜状滞留水、孤立透镜体水，明确了苏里格某区不同类型储层内部地层水赋存及其开发特征；③毛细管力和天然气向上浮力控制了地层水的产状，导致气水垂向分异不明显、气水两相混储，生烃强度、成岩作用、储层非均质性、构造特征控制了地层水的赋存样式及空间分布。结论认为：①构造低部位滞留水主要分布在局部构造低点的高渗河道砂体发育区；②透镜状滞留水主要分布在构造低洼平缓的河道充填相致密厚层砂体内部；③孤立透镜体水主要分布在河道间孤立砂体发育区。
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  四川盆地八角场构造沙溪庙组致密油气防气窜固井技术

  王纯全　黄 伟　严海兵　瞿云华

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 14.

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  四川盆地八角场构造常采用大斜度定向井、水平井开发沙溪庙组致密油气藏。通过对油层套管固井存在下套管困难、上部地层易漏失、水泥浆与油基钻井液相容性差、套管居中度低等难点研究，制定了井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的针对性技术措施，应用12 口井油层套管固井。实践结果表明：①四川盆地八角场构造致密油气防气窜的井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的技术措施，大幅度提高油层套管固井质量，为八角场构造沙溪庙组致密气开发提供了技术支撑。②套管居中度差的条件下，固井前循环时活动套管、降低钻井液静切力能提高固井时隔离液和水泥浆的顶替效率。③漂浮接箍可靠性高，能减少下套管摩阻，有利于套管顺利下入到位，建议在长水平段的水平井中推广使用。
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  阜新刘家区煤层气储层特征及产能分析

  谢石

  天然气勘探与开发. 2020, 43(1): 15.

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  目前国内低阶煤地区进行产能分析及采收率预测的较少，而刘家区煤层煤类为长焰煤，属低阶煤，已开采近20 年。因此在该区进行煤层气储层特征研究及产能分析对该区煤层气开发的可采储量估算、井位部署、单井产能及生产年限预测具有重要的作用。通过对地层特征、构造特征、岩浆岩分布情况、煤层特征、煤储层封盖特征及煤层含气性、煤储层等温吸附特征、煤储层孔隙度及渗透率、煤储层原始地层压力等综合分析和评价，总结其对煤层气开发的影响。结果表明：①刘家区煤层气开发的主要目的煤层为阜新组的孙本、中间、太平上和太平下层，煤层顶板均为泥岩夹泥质砂岩及粉砂岩段，泥岩厚度大，裂隙不发育，是良好的盖层；②煤层含气量为5.65 ～ 12.50 m3/t，煤层含气饱和度较高，有利于气体的产出；③通过对3 口典型煤层气井的生产数据产量递减分析及预测，刘家区煤层气井平均累计产气量1 693×104 m3，平均单井采收率63%，平均生产年限在20 年以上。结论认为刘家区煤层气具有较大的开发利用价值。