常规-非常规天然气理论、技术及前景

中国天然气进入跨越式发展的黄金时期,成为向清洁能源过渡不可逾越的桥梁。通过对国内外天然气发展现状、理论技术、潜力前景进行重点研究和阐述,结果表明:(1)全球天然气资源丰富,剩余探明可采储量186×10~(12) m~3,储采比为52.4,具备长期加快发展的资源基础;(2)提出了常规-非常规天然气地质学内涵,其形成分布具有10条规律,天然气勘探地质形成以不同气源为核心的常规圈闭"单体型"大气田成藏理论、以不同岩类储集层为核心的非常规"连续型"甜点区聚集理论,天然气开发地质形成以常规"控制水侵"为核心的构造气藏开发理论、以"人工气藏"为核心的非常规天然气开发理论;(3)中国天然气地质资源量(不含天然气水合物)达210×10~(12) m~3,整体探明率不足2%,天然气储产量将持续增长,预计2030年前年增探明地质储量约为(6 000～7 000)×10~8 m~3,预计2030年常规、非常规气产量均有望达到1 000×10~8 m~3左右,消费量需求可达5 500×10~8 m~3,天然气对外依存度可能达到64%,2050年可能达到70%;(4)提出中国未来天然气发展应加大资源规模区勘探力度、提高非常规气开发效益、增强储气库调峰与LNG(液化天然气)规模建设等10条措施。     

世界能源转型内涵、路径及其对碳中和的意义

“绿色地球”是人类赖以生存和发展的共同家园,气候变化是全球工业化以来地球生态系统面临的严峻挑战,能源问题是人类社会的根本问题。能源转型是指人类利用能源从木柴到煤炭、从煤炭到油气、从油气到新能源、从有碳到无碳的发展趋势,是能源形态、能源技术、能源结构、能源管理等能源体系主体要素发生根本性转变的过程。以清洁、无碳、智能、高效为核心的“新能源”+“智能源”能源体系是世界能源转型的发展趋势与方向。世界能源转型具有两个驱动力和一个推动力,世界能源格局的空间、地域不均衡是内部驱动力,新能源竞争力逐渐上升是外部驱动力,以科学创新和技术进步为核心的科技革命是推动力。世界能源转型具有政治、技术、管理和商业4方面内涵,其中,以共商共议、全球协作机制为核心的政治协同是世界能源转型的政治内涵;从能源资源型向能源技术型转变是世界能源转型的技术内涵;智能源水平不断提升是世界能源转型的管理内涵;国际油公司向国际能源公司的商业模式转型是世界能源转型的商业内涵。世界能源转型路径要求国际社会通过政治协同、科技推动、管理驱动和商业带动,逐步实现化石能源的低碳化革命、新能源的低成本革命和能源管理的智慧化革命,促进世界一次能源消费结构从化石能源为主体转变为以非化石、清洁新能源为主体,推动人类社会能源生产与供给体系绿色、清洁、高效、安全发展,达到人类能源利用与地球碳循环系统“碳中和”,有效应对全球气候变化。世界能源转型是实现国家和区域能源安全的必然选择,是推动世界经济发展和经济增长的新动力,是重塑世界政治格局的新力量,是切实履行《巴黎协定》要求、实现能源利用“碳中和”目标、应对全球气候变化的有效举措。中国是世界最大的能源生产国、消费国和碳排放国,“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”发展目标的提出,将推动中国化石能源向新能源加快转型,实现“能源革命”,保障能源供给安全,推动人类社会与自然环境和谐发展。     

轻质油藏高压注空气氧化特征与热混相驱技术

通过物理模拟实验、数值模拟和现场实例分析,综合研究轻质油藏高压注空气热混相驱的地下热氧化状态、热氧化前缘稳定性及生产动态特征。研究结果表明,原油组分越轻、黏度越低,热氧化燃料消耗量越低,氧化生热温度越低。稀油和挥发油热氧化前缘能够稳定推进,形成高压条件下的轻质油藏中温热氧化稳定驱替状态。稀油和挥发油的热气化和蒸馏作用强,容易在高压高温热氧化前缘与热烟道气一起形成气化和蒸馏单相区带,形成注空气热混相前缘。轻质油藏高压注空气热混相驱开发过程可分为增压见效、低气油比高效稳产、高气油比生产等3个阶段,增压见效阶段和低气油比高效稳产阶段产出70%以上的原油。     

苏里格气田有效储层解析与水平井长度优化

水平井凭借其独有的技术和经济优势,已成为高效开发致密气藏的关键技术,但是其在非层状气藏的开发中却效果较差。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系下石盒子组8段含气砂体孤立分散的分布特点,采用露头类比、地质统计、密井网先导试验3种方法研究了该气田含气砂体的展布方向及规模特征,结合密集井网区精细地质解剖成果,提出了4种适用于该气田盒8段部署水平井的含气砂体分布样式:①厚层块状孤立型;②具物性夹层的垂向叠置型;③具泥质夹层的垂向叠置型;④横向串糖葫芦型。统计当前已实施水平井钻遇含气砂体的情况,发现所钻遇的含气砂体长度多数分布在670~1300 m。以苏X区SuX-18-36典型井组的物性夹层垂向叠置型砂体为例,结合生产数据修正法、数值模拟法及经济评价法,优化了气田合理水平段长度,认为在当前经济技术条件下,1200 m以内的水平段长度适合于该气田的该类叠置样式的砂体。该成果为该气田的后续高效开发提供了技术支撑。     

古地貌恢复及对流体分布的控制作用——以鄂尔多斯盆地高桥区气藏评价阶段为例

目前常用的古地貌恢复方法对于油气田的勘探开发起到了重要的指导作用,但是这些方法也存在着不足之处。在综合分析常用古地貌恢复方法的基础之上,结合各自的优点,形成了"双界面"古地貌恢复新方法。该方法以确定上覆地层标志面和下伏地层基准面作为古地貌恢复方法的基础,以完钻井和地震资料分别求取地貌值为核心,绘制古地貌值的平面分布图,实现了古地貌恢复的半定量化。最后依据区域古地貌分析结果,进行古地貌单元的划分。该方法操作方便、准确快捷。同时依据古地貌划分结果及分布特征,分析了古地貌对流体分布的控制作用,有效指导了油气田富集区优选和产能建设。     

苏里格低渗强非均质性气田开发技术对策探讨

鄂尔多斯盆地苏里格气田储集层具有低渗、强非均质性、中强压敏的特点，气井产能低，稳产期短。根据单井模拟及生产动态分析，气井低产量生产可以降低压敏效应的影响，加强气井低产量生产阶段的管理，有利于合理利用地层能量，提高井控外围低渗区储量动用程度；分层压裂、多层合采可以在纵向上充分动用气井控制储量，增加气井最终累计产气量和稳产时间；地质研究与地震相结合，是提高储集层预测精度和钻井成功率的技术关键；降低成本，争取优惠政策也是提高经济效益的有效途径。     

致密砂岩有效储层形成的控制因素

在大面积分布的致密砂岩气藏中,通常局部发育相对优质的有效储层。在对比分析四川盆地广安须家河组气藏及鄂尔多斯盆地苏里格石盒子组八段和山西组一段气藏基础上,主要从沉积分异和成岩作用2方面研究了有效储层形成的控制因素,得出以下认识：物源体系和水动力环境差异造成的沉积非均质性强烈影响成岩作用,是有效储层形成的基础,高能复合水道中的“粗岩相”利于有效储层的形成;压实作用和胶结作用是砂岩致密化的主要机制,以粗粒级的石英颗粒为主的砂（砾）岩,利于原生孔隙的保存,并作为后期成岩流体运移的通道,但在煤系地层酸性成岩环境中,较纯的石英砂岩容易发生石英次生加大,从而显著降低了砂（砾）岩的孔隙度;自生黏土矿物可能会降低储层渗透率,但自生黏土矿物环边能阻止石英次生加大而保存原生孔隙;溶蚀作用是改善储层质量的主要机制,受长石等易溶矿物的分布、成岩流体性质和流体通道的共同控制。     

苏里格致密砂岩气田储层岩石孔隙结构及储集性能特征

基于覆压条件下储层渗透率的变化特征,分析认为苏里格气田整体为致密砂岩气田。在50~60 MPa的覆压下,渗透率相对变化量的1/3次方与常压渗透率的1/2次方表现为线性关系。储层孔隙度表现出一定的覆压敏感性,覆压孔隙度与常压孔隙度比值的1/3次方与常压孔隙度表现出较好的线性关系。扫描电镜及常规压汞实验分析表明,储层孔隙半径表现为百微米级至纳米级尺度的连续分布,渗透率越小的储层微米级孔隙所占比例越少,纳米级孔隙越多;储层喉道半径总体小于1 μm,表现为纳米级尺度的连续分布。束缚饱和度与渗透率具有一定的负相关性,与特定渗透率值对应的束缚饱和度并非定值,而是一个数值范围。拟合分析表明常压孔隙度与单位厚度储能系数呈较好的幂函数关系。由于物性越差的储层覆压敏感性越强,含气饱和度越低,其储气能力也越差,因此蕴含的天然气资源也越小,物性较好的储层则反之。     

苏里格大型致密砂岩气田开发井型井网技术

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,井型井网技术是其提高单井控制储量和采收率、实现气田规模有效开发的关键技术。针对苏里格气田大面积、低丰度、强非均质性的特征,形成了大型复合砂体分级构型描述与优化布井技术、井型井网优化技术、水平井优化设计技术和不同类型井产能评价技术,为苏里格气田产能建设Ⅰ+Ⅰ类井比例达到75%～80%、预期采收率提高到35%以上以及水平井的规模化应用发挥了重要的技术支撑作用。为进一步提高苏里格气田单井产量和采收率,应继续开展低效井侧钻、多分支水平井、多井底定向井等不同井型,以及水平井井网、多井型组合井网的探索和开发试验。     

苏里格致密砂岩气田开发井距优化

为了提高致密气田储量动用程度和采收率,针对苏里格致密砂岩气田单井控制储量低的特点,对合理的开发井距进行了评价研究。通过地质模型、泄气半径、干扰试井、数值模拟和经济效益等5个方面的评价研究,形成了致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法,并应用该方法对苏里格气田进行了井距优化论证,得出了苏里格气田开发最优井距。地质模型评价结果表明,井距小于600 m、排距小于1 000 m较为适宜;泄气半径评价结果表明,井距在400～600 m较为合适;干扰试井评价结果表明,井距大于400 m、排距为600 m较为适宜;数值模拟和经济效益评价结果表明,井距500 m、排距700 m较为适宜。综合分析5个方面的研究结果,认为在目前经济技术条件下,井距500 m、排距700 m为苏里格气田开发的合理井网,该井网可使苏里格气田采收率提高到45%。