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天然气勘探与开发

天然气勘探与开发

Natural Gas Exploration and Development
本刊主要介绍国内外有关天燃气勘探开发方面的科技新理论、新技术、新工艺，内容丰富，图文并茂，融科学性，创造性和实用性为一体。
  • 发文量：1541
  • 被引量：557
  • H指数：0
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  • CNKI综合因子：-
  • 维普期刊影响因子： 1.24
  • 万方期刊影响因子：-
  • 创刊时间：-
  • 国内刊号/CN：51-1159/TE
    国际刊号/ISSN：1673-3177
  • 发行周期：季刊
    邮发代号：-
  • 主管单位：中国石油西南油气田公司
    主办单位：中油西南油气田公司勘探开发研究院
天然气勘探与开发-联系信息
  • 主编：杨雨
  • 电话：028-86015441
  • 邮箱：gaskk@petrochina.com.cn
  • 地址：成都市高新区天府大道北段12号
  • 邮编：610041
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天然气勘探与开发 >2023年第3期

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  • 摘要：高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理是一个国际性难题.随着四川盆地安岳气田高石梯区块下寒武统龙王庙组、上震旦统灯影组等高温、高压、高含硫气藏的开发,气井生产运行期间陆续出现套管环空异常带压、井口装置泄漏、封隔器密封失效等异常情况,给气井的安全生产带来风险.如何有效削减或消除风险,保障气井本质安全,避免对人体健康、环境污染和企业形象等方面造成伤害,成为生产中急需解决的问题.在调研国内外油气井井筒完整性管理的发展现状和管理经验的基础上,分析高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理需求,指出气井生产运行期井筒完整性管理应基于风险评价、风险检测、完整性评价及整改等关键技术环节,通过对比分析目前生产现场气井管理与井筒完整性管理标准的差异,结合安岳气田高石梯区块高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理现状,分析了井筒完整性管理中存在的问题,提出了下一步完善措施,指导高石梯区块气井生产运行期的井筒完整性管理,为类似气井生产运行期的完整性管理提供了参考.
  • 摘要：四川盆地川中地区下二叠统茅口组和栖霞组发育裂缝—孔洞型白云岩储层,多口井测试获高产工业气流.但茅口组热次盆相白云岩岩性复杂、富含硅质、非均质性强,测井储层精细评价困难;栖霞组白云岩受岩溶及多期构造作用影响,缝洞发育,储层厚度薄,基质具有低孔隙、低渗透特征,储层评价及产能预测难度大.通过综合分析常规测井、成像测井、阵列声波测井资料,结合地质录井资料,建立白云石、方解石和硅质岩等复杂岩性及非均质构造识别标准,解决了茅口组硅质白云岩岩性识别问题;基于成像裂缝、孔洞参数、斯通利波能量衰减、核磁孔隙结构参数建立了储层定量判别标准及图版.该方法在川中地区下二叠统储层评价中取得了良好的应用效果,测井解释符合率超过80％,为川中地区下二叠统天然气储量申报提供了技术支持,为川中地区高石梯—磨溪—龙女寺地区立体勘探、寻找规模储量与资源接替领域提供了支撑作用.
  • 摘要：垂直地震剖面法勘探技术(以下简称VSP测井)是一项成熟的井中物探技术,该技术利用地面放炮、井中置放检波器接收地震波,有效避免了近地表低速层的影响,得到的地震信息更接近目的层,具有独特的勘探优势.我国页岩气勘探潜力巨大,页岩气储层具有高电阻率、高伽马、高声波时差、低密度的测井响应特征,具有较为明显的岩石物理弹性参数规律,非常适用于VSP测井技术进行页岩气勘探.利用常规VSP测井技术在贵州地区某井进行页岩气勘探,零井源距VSP测井获得地层的纵波、横波速度,计算得到岩石地球物理参数,并通过交会分析识别储层物性规律以用于储层预测;利用非零井源距VSP测井,进行VSP-CDP剖面叠加,获得了高分辨率的井旁地层结构,为储层精细地震响应特征分析奠定基础,对水平井轨迹设计具有参考作用.
  • 摘要：随着有水气藏开发的不断进行,水区地层水向气区推进至生产气井井底时,由于储层含水饱和度升高导致气相相对渗透率降低,气相受伤害程度越大,气井产能下降幅度越大,严重影响气井正常生产.四川盆地普光气田主力层位下三叠统飞仙关组气藏生产动态显示气藏水体较活跃,随着地层压力不断下降,气藏边部先后5口气井见水,严重影响气藏产能.常规气井产能公式由于没有考虑产水造成的附加压降,导致产水气井产能的计算结果精度较低.以气井常规产能方程为基础,引入由生产井附近含水饱和度上升所产生的等效表皮系数Sb,修正气井产能公式中的原始表皮系数S,通过联立水气比、含水率,结合实测相渗曲线,利用气井水气比求解产水气井产能方程,实现有水气井产能实时确定,计算结果符合率超过90％;进一步通过统计产水气井水气比随时间上升规律,归纳出不同储层物性条件下,产水气井的产能变化规律,对类似气藏产水气井产能的预测具有参考作用.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地北部杭锦旗区块的部分连续油管带底封压裂井在施工过程中存在砂堵问题,影响压裂施工周期和成功率.常规的砂堵分析方法在该区块实际施工过程中存在时效性差、指导不及时的问题.根据杭锦旗区块部分砂堵井的压裂施工曲线、压裂施工设计及实际施工参数分析,研究施工过程中泵注压力在支撑剂进入井筒和裂缝期间的变化规律,可预测地层或井筒砂堵,及时指导现场压裂施工作业.结果表明:①泵注压力曲线可分为三个阶段,若前期压力下降,中期压力稳定,后期出现压力突升,偏离正常的变化斜率,表明可能产生砂堵,施工压力显示异常,应立即停止加砂采取措施预防;②斜率反转法的砂堵特征在杭锦旗区块压裂施工中指示明显,据此现场采取措施,预防了2井次压裂中可能出现砂堵,效果较好;③应用表明斜率反转法方法简单,对现场施工快速预判砂堵,指导施工有一定参考价值,在加砂阶段的裂缝净压力变化较小的工况中,方法准确性高.
  • 摘要：滇黔桂盆地桂中坳陷南丹地区泥盆系页岩特征研究较少.为了进一步评价该地区下—中泥盆统塘丁组页岩气勘探前景,以野外露头剖面观察和钻井资料为基础,结合薄片鉴定,对该地区泥盆系页岩特征进行了研究.结果表明:①桂中坳陷泥盆纪广泛海侵和陆内裂陷使该地区发展成为“台—盆相间”格局,台盆环境发育大量页岩和碳质泥岩,其中塘丁组为一套黑色、深灰色、灰黑色泥页岩沉积,具有页岩气开发潜力;②塘丁组泥页岩厚度大,有机质丰度高(有机碳含量介于0.38％～4.21％),成熟度介于1.5％～3.6％,储层微孔隙发育,脆性矿物含量适中(介于44％～76％),具备形成页岩气的资源基础和成藏条件;③南丹地区塘丁组发育有连续且具一定厚度的页岩地层,其地化特征、物性特征及沉积厚度可与北美及四川页岩气储层对比.结论认为该区塘丁组页岩具有较好的页岩气勘探潜力,塘丁组上段页岩气开发潜力好于下段.
  • 摘要：重复压裂是针对初次压裂作用失效,或具备提高油气产量潜力的井进行再次压裂改造的工艺措施.研究重复压裂造缝机理及裂缝转向机理可以提高重复压裂的成功率和大幅度提高油气井产量.四川盆地川西地区作为重要的天然气生产基地,目前有相当多的压裂井失去了增产功能,需要重复压裂提高气井产能.为此,基于应力场分布理论,以川西地区某井为例,结合气井地质特征,采用有限元分析方法建立模型对井筒周围应力场、初次人工裂缝产生的诱导应力场以及生产过程中孔隙压力改变产生的诱导应力场进行仿真.结果表明:①诱导应力集中位于裂缝尖端,离裂缝越远诱导应力越低;②不考虑流固耦合情况下,孔隙压力增大,应力转向距离减小;③井眼周围应力场转向范围随着原地应力差的增大而减小;④生产压差越大越容易产生地应力转向;⑤缝宽越大、裂缝越长越容易发生地应力转向.本模型可快速模拟井筒及裂缝周围应力场转向范围,确定重复压裂是否产生新裂缝和重复压裂的最佳时机,对优化压裂施工设计、提高重复压裂成功率具有十分重要的作用.
  • 摘要：井身质量和套管居中是提高注水泥浆顶替效率、保证固井质量的主要条件,为了控制套管的偏心度,固井时常采用安装套管扶正器或活动套管等有效措施.合理安放套管扶正器,提高套管居中度,不但有利于减少下套管摩阻和套管卡钻的风险,保障套管顺利下入,还有利于提高固井时顶替效率.套管居中度是影响固井质量的关键因素,越来越受到钻井工程的重视,套管居中度计算也从简单计算逐渐采用软件模拟.但套管居中度分析多是理论计算,与实际的套管居中度是否一致,很少提及.采用现有的三种软件模拟壳牌公司四川盆地富顺区块坛202井技术套管的居中度,并与电测套管居中度对比分析.结果表明:①现有模拟软件分析套管居中度均大于实际电测套管居中度,不同软件模拟数值相差大;②需要进一步加强套管居中度系统研究,优化扶正器性能参数,进一步完善现有模拟软件模型,使软件模拟套管居中度更符合实际.该认识为下一步开展套管居中度分析方法研究、完善相关模拟软件提出了具体方向..
  • 摘要：岩溶古地貌是鄂尔多斯盆地苏里格气田奥陶系天然气聚集的控制因素之一,寻找古岩溶储层有利发育区带对气田天然气开发具有重要意义.苏里格气田奥陶系岩溶古地貌单元可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地,气田东区下奥陶统马家沟组位于古岩溶斜坡之上,依据古岩溶和碳酸盐岩成藏地质理论,对古岩溶成因和岩溶古地貌发育特征进行研究.认为:①研究区岩溶斜坡的古坡地溶蚀作用强烈,主力气层保存完整,有利于天然气富集,是天然气高产井的目标区;②残丘边缘地带的溶蚀孔、洞较发育,有利于形成储集空间,溶蚀沟槽为天然气运移提供了有利通道,古残丘、古残丘与古沟槽之间的过渡带有利于成藏,是井位部署的有利区;③古沟槽使岩溶斜坡经受切割导致主力层缺失,充填作用强烈,不利于储层发育,古洼地溶蚀淋滤作用较弱,储层较为致密或成为富水区,含气性差,不利于天然气富集,低产或不具产能的气井广泛分布在古沟槽和古洼地地貌单元内.
  • 摘要：簇间距是水平井分段多簇压裂设计过程中的一个重要参数.为了进一步提高致密储层水力压裂增产效果,沟通水力裂缝和天然裂缝形成复杂缝网,采用有限元数值模拟方法研究水平井缝网压裂的簇间距优化问题.通过建立均质各向同性储层内三维水力裂缝的诱导应力差模型,从降低应力影效应的不利影响和利用应力影效应的有利影响两个方面分别建立了最小簇间距优化模型和最大改造体积簇间距优化模型,结合裂缝转向机理确定最优簇间距优化原则.研究结果表明:①裂缝偏转角度越小,最小簇间距增大;②储层改造体积随着簇间距的增加先增大后减小,改造体积最大值所对应的簇间距即为最优簇间距;③同一裂缝流体压力条件下,主应力转向角度变化对最大改造体积簇间距的影响小.综合最小簇间距模型和最大改造体积簇间距模型,可以得出最优簇间距,该方法为低渗透储层缝网压裂时的裂缝优化设计提供了参考.
  • 摘要：塔里木盆地塔中地区奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层非均质性强、连续性差,为同时钻遇多个缝洞单元,钻井方式以超深水平井为主,水平段长度通常介于800～1 400 m.水平段长度主要由钻井过程中的井下摩阻决定,随着水平段的延伸,越来越大的井下摩阻会带来机械钻速减慢,起下钻困难等问题.当水平段超过800 m后,滑动钻进时托压现象非常严重,导致滑动机械钻速很低,同时也增加了卡钻的风险.针对这一问题,采用水力振荡器,并运用三维管柱力学分析确定水力振荡器最佳安放位置.现场应用结果表明:①通过水力振荡器自身产生的轴向震动减小井下摩阻,有效解决了钻进过程中托压、黏卡等问题;②使用水力振荡器的井平均机械钻速比未使用水力振荡器邻井的机械钻速提高了67％,缩短了钻井周期,降低了钻井风险,节约了钻井成本.在塔中地区实际应用的效果表明:水力振荡器在长水平井段钻井中具有较高的推广价值.
  • 摘要：近年来,四川盆地西北部地区下三叠统飞仙关组鲕滩储层多口井都获得了高产工业气流,展示出该区具有较大的勘探开发潜力.为进一步反映剑阁-九龙山地区飞仙关组层序地层充填过程、精细刻画滩体分布范围,针对该区开展层序演化研究,明确鲕滩发育有利区带,为下一步油气勘探提供技术支撑.利用剑阁-九龙山地区钻井资料、三维地震资料,对飞仙关组地层层序重新划分,建立骨架剖面层序划分方案,开展层序地层充填模式、层序演化及鲕滩分布模式研究.结果认为:①飞仙关组地层可识别5个大的地震层序界面,划分4个三级层序8个体系域;②飞仙关组发育Ⅰ、Ⅱ两种层序地层充填模式,且以Ⅰ类模式为主,海平面以震荡海退为主,具有“升降幅度大、变化频率高”的特点;③飞仙关组鲕滩发育部位、规模及储集性受水动力条件及暴露时间等因素控制,台缘带及台内浅滩等古地貌高部位是鲕滩发育的最有利区,斜坡区鲕滩的形成更多受次一级海平面旋回控制,水体能量低、暴露时间有限,其发育规模及储集性能也相对次之.
  • 摘要：传统有线地震采集仪器受带道能力(仪器主机外设最大激活道数及完成正常数据回收的能力)和施工便利性的限制,已不能满足当前健康、安全、环境保障及高效快速施工要求.故存储式无线节点地震采集仪应运而生,其独立自主的采集站工作模式大大缩减了有线仪器花费在建排列和查排列上的时间,且不涉及采集站与仪器之间的数据通讯,可以实现在线道数的任意扩展.该仪器适用于任何陆上施工环境,可配合“两宽一高”地震采集方法的推广应用.在海外某个复杂城区边的地震勘探项目中,应用了OYO GeoSpace公司研发的存储式无线节点地震采集仪器(简称GSR)与Sercel公司的428XL有线地震采集仪器(简称428XL)进行野外联合施工.通过系统介绍GSR的工作原理,分析了GSR与428XL联合应用中的数据一致性问题的产生原因,提出了解决方案,并介绍了现场数据处理的关键技术.结果表明:GSR与428XL的联合应用在复杂地表地震采集施工中达到采集成本和采集质量和谐统一的目的,资料品质获得了重大突破.
  • 摘要：四川盆地川中地区上震旦统灯影组地质背景复杂,储层具有较强的非均质性,其反射特征多变;并且存在低速硅质白云岩,其纵波阻抗与储层接近,利用单一纵波无法准确区分硅质白云岩与储层.因此储层预测难度较大.而多波技术在储层预测、流体识别、裂缝检测方面都具有独特优势.为此在纵波处理的基础上,针对该区转换波资料处理的难点,采用了改进的转换波静校正技术、转换波高分辨处理技术和转换波各项异性叠前时间偏移等关键技术,解决了该区转换波深层成像问题,获得了高质量的转换波地震资料;同时通过多波层位标定和层位匹配,消除了纵波和转换波的旅行时差,将转换波压缩至纵波时间域,二者波组对应关系较好,结合测井数据的统计和实际纵波和转换渡剖面的对比分析,利用横波阻抗能够有效区分低速的硅质云岩和储层,提高了该区储层预测的精度.
  • 摘要：合理产量是气田开发的重要参数,也是产水气井配产的重要依据.裂缝发育的岩溶型有水气藏是已开发气藏中最复杂的类型之一,在气藏开发过程中,随着地层压力降低,边、底水快速侵入,准确计算气井合理产量尤为困难.针对这一问题,基于渗流力学基本理论,结合Fevang气水两相拟压力表达式,推导产气、产水方程;并结合气水两相相对渗透率经验公式、水驱气藏物质平衡方程,建立产水气井地层压力预测模型,通过拟合产气量和产水量数据,求取气井地层压力.进而基于产水气井一点法产能预测、气液两相管流压降及气井临界携液理论,应用节点系统分析,建立产水气井合理产量计算新方法.现场应用结果表明:①产水气井地层压力预测模型计算的地层压力与实测地层压力一致;②产水气井合理产量计算新方法指导气井生产,可有效控制气井水侵速度,减少井筒积液,保持气井平稳生产.
  • 摘要：非均质高压气藏动态储量评价存在两大问题:①对于高压气藏而言,岩石弹性能量不可忽略,不考虑岩石弹性能量计算的动态储量相对于考虑岩石弹性能量所计算的动态储量,误差高达30％;②储层非均质性强,连通程度存在差异导致传统物质平衡法不适应,动态储量难以准确计算.针对以上问题,结合四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏的地质与动态特征,应用最小二乘法确定并评价岩石有效压缩系数;划分连通单元,根据连通单元的特点有针对性地选取相应的动态储量计算方法,形成了以连通单元的划分为基础,实测压力梯度约束下的流压折算与全生命周期压力历史拟合相结合,全生命周期不稳定试井分析法、现代产量递减分析法与异常高压物质平衡法综合应用的非均质气藏动态储量评价方法,并对不同方法的适用性及影响结果准确性的因素进行评价,为非均质高压气藏动态储量评价提供了技术参考.
  • 摘要：针对碳酸盐岩气藏储层由于缝洞发育导致孔隙度、渗透率相关性差的问题,基于四川盆地安岳气田高石梯-磨溪区块裂缝-孔洞型储层岩心的CT扫描图像和储层段的成像测井资料,通过重构岩心内部的三维结构,提取岩心中缝洞结构参数,划分缝洞模式,开展数字岩心流动模拟和渗透率计算,认识不同孔隙度区间渗透率的分布规律,描述裂缝-孔洞型储层的孔渗特征.研究结果表明:①碳酸盐岩岩心中毫米-厘米级小型溶洞是主要的储集空间,占孔隙体积的68％,开度介于0.1～0.6mm的扁平状小裂缝在局部构成缝网,缝洞搭配形成优势渗流通道是提高岩心渗透率的关键;②结合成像测井资料,可将储层中缝洞发育模式划分为4种,在孔隙度大于3％的储层中,当面洞率大于10％或面缝率大于0.02％时,储层的渗透性能有显著提高.
  • 摘要：呼和湖断陷是海拉尔盆地中的聚煤凹陷之一,具有良好的煤成气勘探开发潜力.主要煤系地层下白垩统大磨拐河组和南屯组的煤层与砂岩、泥岩交互发育,煤层厚度大部分小于1/4地震波长,致使地震资料层间多次波发育,其能量强、分布范围广且速度与一次反射波相近.常规处理方法对多次波压制效果不佳,满足不了精细构造和岩性解释需求.因此,根据多次波在形态和尺度上与有效波的差异,利用其在视速度方向上的大尺度特征,在经过多次波动校正的共中心点(CMP)道集上去除多次波,获得了高质量的CMP道集数据和叠前时间偏移成果,突出了有效波细节信息,地层反射特征清楚,接触关系清晰,断点干脆.在呼和湖断陷的应用实例表明,通过数学形态学多次波压制,地震剖面的分辨率得到明显提高,主要目的层南屯组地震数据主频由20～25 Hz提高到25～30 Hz,频带也拓宽至6～52 Hz.
  • 摘要：四川盆地涪陵页岩气田开发初期,气井的产能评价存在诸多问题,采用陈元千“一点法”公式对页岩气井产能进行计算误差较大,不能有效指导气井配产.为了探索适合本地区页岩气井的产能评价方法和合理配产方式,通过开展多口页岩气井的产能试井,并校正中、高排液气井产能试井异常数据,建立了针对该地区页岩气井不同排液量下的一点法产能计算公式.该公式计算的无阻流量与产能试井求得的无阻流量误差范围在-12％～5％之间,二者计算结果较吻合.同时采用采气指示曲线法提出涪陵页岩气田气井6个无阻流量区间相应的合理配产系数.在气井投产初期,可采用合理配产系数进行气井配产;生产中频繁调产井,采用压降产量动态配产法优化气井配产,也可采用两者兼顾的方法指导气井配产.所提出的合理配产方法,可以为涪陵页岩气田气井的高效开发提供技术支撑.
  • 摘要：采用数学预测模型对气区产量变化趋势进行预测,从数学模型的角度论证天然气业务发展规划主要指标的科学性,对指导天然气业务中长期发展规划方案的编制具有现实意义.通过对气田常用产量预测模型的特点及适用性进行总结和评价,从中选出不受模型分类因子正整数取值限制的广义Ⅰ型预测模型和广义Ⅱ型预测模型,以及目前常用的广义翁氏模型等3种预测模型对四川盆地常规天然气(中国石油西南油气田公司)产量进行全生命周期预测.结果表明:①3种预测模型对四川盆地常规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等存在着差异;②广义Ⅰ型预测模型和广义翁氏模型在2021-2030年预测年产气量均在(200～210)×108 m3左右,更符合四川盆地常规天然气的发展形势,其预测结果更为可靠;③广义Ⅰ型预测模型预测峰值时间出现在2065年,峰值产量285×108 m3,相对稳产期17年,而广义翁氏模型预测产量峰值时间则在2050年,峰值产量270×108 m3,相对稳产期11年.
  • 摘要：准噶尔盆地东道海子凹陷油气资源十分丰富,构造背景有利,开展优质储层的预测能够有效地指导井位优选,实现油气新发现.复杂成岩作用的改造决定了岩石物性和孔隙结构的演化,利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等微观实验分析技术对东道海子凹陷北斜坡上二叠统梧桐沟组进行成岩作用研究,划分成岩阶段,并定量计算各阶段孔隙的改变量,明确孔隙度降低的主要影响因素.研究结果认为:①梧桐沟组成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、交代作用及后期的溶蚀作用,目前主要处于中成岩A期;②压实减孔是梧桐沟组孔隙度损失的主要原因,平均减少23.59％,胶结作用所损失的孔隙度平均为3.30％,溶蚀作用较弱,平均增加孔隙度为2.36％;③叠后相干能量梯度属性方法裂缝预测认为梧桐沟组裂缝发育区与构造断裂特征有相关性;④有利储层受岩性、构造作用、成岩作用共同控制,滴南8井扇三角洲前缘断块群为有利储层发育区.该研究成果对该区下一步的勘探开发工作具有指向作用.
  • 摘要：国内外采气树井口安全阀控制目前主要采用液动控制技术和气动控制技术,气动安全阀控制技术停留在低压、常温、低产、非腐蚀气质条件范围及压力等级34.5 MPa、69.0 MPa以下阶段,压力等级103.5 MPa、138.0 MPa及以上的超高压气井采用气动井口安全阀的控制至今尚无经验可循.为了解决目前国内超高压气井井口安全阀在高压、高温、高产、高腐蚀气质等恶劣工况下的使用难题,保证井口安全阀功能的有效性,确保采气树井口装置安全可靠,通过对井口安全系统一体化优化设计,从气动安全阎应用叠式气动执行器成套组装技术、气动安全阀在工艺管道上串联冗余安装方式、高低压压力传感器采用103.5 MPa等级保护技术、节流阀后加装防低温冻结的加温技术和控制系统采用逻辑关联控制技术等多方面、多角度对超高压气井的井口安全系统的应用技术进行分析,并在我国超高压气井双探1井井口安全控制系统进行了首次应用,取得了圆满成功,解决了超高压气井井口安全系统在国内使用的难题,为超高压气井气动安全阀控制技术推广应用奠定了基础.
  • 摘要：项目投标工作是一项系统而复杂的工作,随着国内石油勘探开发市场的逐步开放,工程技术服务市场的竞争日趋激烈,项目投标已经成为工程技术服务企业获取工作量的主要方式,关乎企业的生存与发展.因此,对参与投标时投标策略的相关分析和探讨具有重要的现实意义.做好项目投标工作需要从市场信息捕捉、投标前期调研准备、投标中技术标的综合制作要点、商务标中针对发包商不同的中标要求等几方面入手,按照施工企业在本区域的市场战略,依据科学的投标理论知识结合实例进行报价策略分祈,以技术和商务两大板块为核心,强化项目投标过程管理,提高工程项目中标率,确保企业站稳传统市场的同时,开拓新兴市场,在复杂多变的市场环境下实现可持续发展.同时,参照投标实例具体研究在投标过程中的细节管理和如何进行风险决策,对于提高施工企业中标率具有非常积极的作用.
  • 摘要：在多期构造运动的影响下,四川盆地东部地区形成了成排成带高陡构造,区带构造幅度高,气水分异彻底,气藏气水赋存模式多为构造控制的边水赋存模式.川东地区石炭系气藏开发实践中,发现沿剥蚀线周缘及断层活动区,受后期成藏的影响,在高陡构造气藏中存在着不对称气水分布区,同一气藏内部具有多个不同的气水界面,且各区水体表现出的产水特征也不同.综合利用动静态资料分析确定该气水分布区的分布特征,提出了川东高陡构造带岩性封隔不对称气水分布模式的概念.研究结果表明:①该模式的形成要同时具有(构造)岩性封堵条件和充足的供烃、排水能力,且后期烃类充注能力较强;②在不对称的气水分布区,水体的分布范围、水侵能量大小均有差异,不同气水分布区水体活跃程度不同——相对局限区水体能量受限,对气井影响程度低;而相对开阔区域则水体能量较大,对气井影响程度高.该研究成果为该区气藏开发技术对策调整和提高采收率提供了理论依据,对有水气藏描述及评价具有重要的借鉴意义.
  • 摘要：渤海湾盆地黄骅坳陷南部已发现多个古生界煤成油气藏,但受勘探阶段及老地震资料品质较低的限制,研究区构造尤其是潜山构造研究相对薄弱.以乌马营地区高精度三维地震资料解释成果为基础,分析了乌马营地区结构构造特征、构造样式、发育演化过程,以及其对煤成气藏的形成、改造及保存过程的控制作用.研究结果表明:①乌马营地区发育3大构造层,反映了区域构造挤压-断陷-坳陷的形成过程——中生界是以挤压为主要特征的潜山构造层,受后期构造运动叠加改造,具有东西分带、南北分区的特征,古近系为断陷构造层,受沧东、徐西两大边界断层控制,内部控沉断层不发育,形成典型的双断地堑,新近系+第四系为坳陷构造层,地层表现为中间厚边缘薄的碟形;②乌马营地区共存挤压、伸展、扭动、反转4种应力形成的断层、10种典型构造样式,以潜山构造层内的挤压相关样式最为发育;③乌马营地区潜山构造内幕层是寻找古生界油气藏的有利地区,其中北逆冲背斜区最为有利,南反转断鼻区次之,南背斜区是煤系源岩一次成烃油气藏的有利地区,北断鼻区是古生新储油气藏的有利地区.
  • 摘要：相国寺储气库为西南地区首座地下储气库,在其运营成本中,动力费占比达55％,主要耗能设备为电驱式压缩机.为降低该储气库运营过程中的用电成本,通过分析相国寺储气库运营成本及其主要影响因素,确定用电成本影响因素为压缩机功率和电价,其中影响压缩机功率的主要因素为机组压比和单机排气量.基于上述分析结果,建立注气期压缩机经济运行的优化模型,形成利用电价峰谷差错峰运行压缩机组的优化建议方案,可节约用电成本.经动态模拟计算验证,按优化方案运行机组,上游管网的压力波动范围介于0.2～0.4 MPa,上游管段的压力变化均在设计压力之内,优化方案可行.通过现场试验,管网压力波动与计算结果一致,在注气量800×104 m3/d时,日节约电费3万元,可以为储气库实现“低成本发展”目标提供参考.
  • 摘要：针对鄂尔多斯盆地苏里格气田特低渗透气藏气井压后单井产量不高、经济效益不理想的问题,研发了可降解纤维暂堵转向压裂技术.该技术通过向储层裂缝中注入暂堵剂纤维,形成暂堵压力,迫使裂缝发生转向,进而增大有效渗流面积以提高单井产量.通过室内优化评价试验,优选出暂堵用可降解纤维直径为10 um、长度为8 mm、混砂加入量为12‰时暂堵效果最佳,降解性能良好,对储层渗透率伤害较小.通过现场试验结合裂缝监测技术,验证了暂堵转向纤维进入储层后,压力上升明显,裂缝发生了转向,可以实现人工裂缝强制转向,达到沟通有利储层的目的,可降解纤维暂堵转向压裂技术在现场应用有效、可行,且取得了较好的改造效果.该技术现场操作简单、应用效果良好,为苏里格气田特低渗透气藏开发提供了新的思路.
  • 摘要：中国页岩气资源丰富,勘探开发前景广阔.通过采用资源类比法预测中国页岩气地质资源量达95.00×1012 m3,技术可采资源量16.30×1012m3,经济可采资源量12.86×1012m3.页岩气作为中国国家政策鼓励开发的绿色独立矿种之一,备受社会广泛关注.在国家级页岩气示范区建设的基础上,逐步形成和发展了在页岩气综合地质评价、开发技术优化、水平井优质快速钻井、水平井体积压裂、水平井工厂化作业、高效清洁开采等页岩气勘探开发主体技术,现场应用成效显著.截至2016年底,涪陵页岩气田已生产页岩气50.37×108 m3,长宁-威远页岩气田生产页岩气23.04×108 m3,昭通页岩气田生产页岩气约2×108m3.页岩气的勘探开发正改变中国能源结构,缓解国内天然气供需矛盾,促进中国绿色低碳经济发展.但目前中国页岩气勘探开发才刚刚起步,页岩气的规模效益开发仍面临一系列技术瓶颈需要攻克,针对深层页岩气在评层选区、钻完井工艺、体积压裂改造等勘探开发方面仍需开展技术攻关,从而进一步推动中国页岩气产业蓬勃发展.

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