2019年, 第46卷, 第3期　刊出日期：2019-06-20

  

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油气勘探
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  煤成气在产气大国中的重大作用

  戴金星, 倪云燕, 廖凤蓉, 洪峰, 姚立邈

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 417-432. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.01

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  煤成气核心理论是煤系为气源岩,煤系成烃以气为主以油为辅,故与其相关盆地发现以气田为主。发现与开发大气田,特别是可采储量大于1×10¹² m³超大型气田,是决定一个国家成为年产500×10⁸ m³以上产气大国的主要途径和关键。世界煤资源和煤成气储量丰富而分布广泛,在世界天然气储量、产量上煤成气占有重要地位。截至2017年底世界发现煤成超大型气田13个,总原始可采储量49.995 28×10¹² m³,为该年世界总剩余可采储量193.5×10¹² m³的25.8%;2017年世界有产气大国15个,共产气28 567×10⁸ m³,其中6个以产煤成气为主的国家共产气11 369×10⁸ m³,占产气大国总产量的39.8%。煤成超大型气田乌连戈伊气田是目前世界上累产气最多的气田,2015年底累产气63 043.96×10⁸ m³,并是世界上年产气量最高的气田,1989年产气3 300×10⁸ m³,分别占当年俄罗斯和世界产量的41.4%和15.7%。此外,分别详细介绍俄罗斯、土库曼斯坦、荷兰、莫桑比克和中国等煤成超大型气田所在盆地气源岩特征等,以及对所在国成为世界产气大国的重大作用。图8表4参95
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  煤系天然气的资源类型、形成分布与发展前景

  邹才能, 杨智, 黄士鹏, 马锋, 孙钦平, 李富恒, 潘松圻, 田文广

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 433-442. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.02

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  煤系天然气是煤系中煤、炭质泥页岩和暗色泥页岩生成的天然气,是天然气工业中极其重要的组成部分,具有巨量的资源规模,包括连续型煤层气、页岩气、致密气和圈闭型煤系气藏等资源类型。通过梳理国内外煤系天然气勘探开发进展,重点论述了圣胡安、苏拉特、西西伯利亚、鄂尔多斯盆地煤系气的形成与分布特征,明确煤系天然气是天然气供应的重要战略领域,主要取得3项认识：①欧亚东西向聚煤带和北美南北向聚煤带是全球两个主要聚煤区,晚石炭世—二叠纪、侏罗纪和晚白垩世末期—新近纪是3个主要聚煤期;②“连续型”和“圈闭型”是煤系天然气的两种主要成藏模式,提出生气强度大于10×10⁸ m³/km²是形成煤系大气田的基本条件,揭示中高阶煤层气向斜富集、低阶煤层气源盖配置的成藏规律;③预测全球煤系天然气剩余资源潜力巨大,源外煤系气仍集中分布在中亚—俄罗斯、美国、加拿大等国家或地区,源内煤层气集中分布在12个主要国家,预测中国2030年煤系天然气产量有望超过1 000×10⁸ m³,其中常规煤系气产量为（500~550）×10⁸ m³,煤系致密气产量为（400~450）×10⁸ m³,煤层气产量有望达到（150~200）×10⁸ m³。图4表2参43
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  中国煤成大气田天然气汞的分布及成因

  李剑, 韩中喜, 严启团, 王淑英, 葛守国

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 443-449. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.03

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  对中国8大含气盆地中的500多口气井开展天然气汞含量检测,对产自不同地区的2个煤样开展煤生烃热释汞模拟实验,并对采自鄂尔多斯盆地的11块岩心煤样进行汞含量检测。研究表明,中国煤型气中汞的分布具有煤型气汞含量总体远高于油型气、不同煤型气汞含量的分布很不均匀、煤型气汞含量总体随产层深度的增加而变大这3个特征。中国煤型气中的汞主要来自于气源岩,其主要证据除了煤型气汞含量远高于油型气、高含二氧化碳天然气的汞含量随二氧化碳含量的增加而下降和煤系具备形成高含汞天然气的物质基础外,煤生烃热释汞模拟实验揭示煤在热演化过程中可以形成较高的天然气汞含量,煤型气汞含量受气源岩温度和储集层硫化环境的控制。结合岩石圈物质循环过程和油气形成过程,中国煤型气中汞的形成过程可以划分为搬运和沉积、浅部埋藏、深部埋藏、保存和破坏等4个阶段。图5表5参35
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  莺歌海凹陷东斜坡L气田天然气成因及运移模式

  杨计海, 黄保家

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 450-460. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.04

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  基于天然气组成、轻烃和同位素数据以及相关地质资料,对莺歌海凹陷东斜坡L岩性圈闭气田天然气的成因类型、来源以及运移进行研究。结果显示,L气田天然气组成变化较大,烃类含量为33.6%~91.5%,CO₂含量为0.5%~62.2%,干燥系数达0.94~0.99;烷烃气的δ¹³C₁值为-40.71‰~-27.40‰、δ¹³C₂值为-27.27‰~-20.26‰,C₅—C₇轻烃内组成的异构烷烃含量为55%~73%,属于煤型气,主要来自中新统陆源富有机质烃源岩;当CO₂在天然气中的含量大于10%时,其δ¹³C_CO2值为-9.04‰~-0.95‰,与之伴生的氦气³He/⁴He值为7.78×10^-8,属壳源无机成因,深部地层钙质泥岩及碳酸盐岩等热分解生成的CO₂是其主要来源。天然气存在3种运移方式：储集层邻近的中新统烃源岩接触式供烃、中新统梅山组—三亚组烃源岩生成高成熟气通过隐伏断裂垂向充注、沿砂体侧向运移;较大的“源- 储”压差是重要的运移驱动力,短距离运移及有效的“源-储”配置控制天然气分布。图12表1参30
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  准噶尔盆地南缘天然气成因类型与气源

  陈建平, 王绪龙, 倪云燕, 向宝力, 廖凤蓉, 廖键德, 赵长毅

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 461-473. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.05

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  准噶尔盆地南缘地区很多背斜构造均发现了天然气,但对不同背斜构造天然气的地球化学特征缺乏系统对比研究,特别是最近获得高产的高泉背斜高探1井,天然气类型与来源不清楚。系统梳理和对比该区天然气组分与碳氢同位素组成特征,深入分析天然气成因类型,探讨天然气来源。结果表明,南缘地区天然气以湿气为主,少量干气;南缘中西段天然气碳同位素组成较重而氢同位素组成较轻,东段天然气碳氢同位素组成均较轻;南缘地区天然气属于淡水—微咸水沉积有机质热成因天然气,可以分为煤型气、混合气与油型气3类,且以煤型气和混合气为主。侏罗系煤系为南缘地区主要的天然气源岩,二叠系湖相和上三叠统湖相—湖沼相烃源岩也是重要的天然气源岩。南缘西部天然气来源于侏罗系煤系和二叠系湖相烃源岩,中部天然气主要来源于侏罗系煤系烃源岩,部分来源于二叠系/三叠系烃源岩,东部天然气主要来源于二叠系湖相烃源岩。南缘西部高泉背斜高探1井清水河组油气藏天然气是煤型气和油型气的混合气,侏罗系和二叠系烃源岩的贡献约各占一半。图6表1参54
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  四川盆地中部三叠系须家河组煤成气丁烷和戊烷的异正构比与成熟度关系

  秦胜飞, 黄纯虎, 张本健, 杨雨, 袁苗

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 474-481. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.06

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  以四川盆地中部三叠系须家河组不同地区和不同层位原生气藏为对象,采用常规天然气地球化学研究方法,探讨煤成气组分中iC₄/nC₄和iC₅/nC₅值与成熟度之间关系。通过对8个气田73个天然气样品研究发现,煤成气中iC₄/nC₄和iC₅/nC₅值具有一致的变化规律,即呈良好的正相关关系,复相关系数大于0.8。iC₄/nC₄和iC₅/nC₅值随天然气干燥系数（C₁/C₁₊）变高、甲烷碳同位素组成变重而呈有规律地增大,它们之间具有较高的相关性。该研究揭示了煤系生成重烃异构体变化特性,提出了煤成气成熟度的新指标：iC₄/nC₄及iC₅/nC₅值与计算的R_o值之间的回归方程,为煤成气成熟度的判定、天然气运移、后期改造以及成藏等研究都提供了重要参考依据。图7表1参29
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  塔里木盆地大北气田凝析油中分子化合物组成与成因

  朱光有, 池林贤, 张志遥, 李婷婷, 杨海军, 陈玮岩, 赵坤, 闫慧慧

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 482-495. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.07

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  塔里木盆地库车坳陷大北气田是中国目前发现的构造极为复杂、埋藏超深的微含凝析油大气田。运用全二维气相色谱-飞行时间质谱仪对5个凝析油样品分析发现,正构烷烃系列保存完整,含有丰富的金刚烷类化合物。根据甲基金刚烷类指数计算出凝析油相当于烃源岩镜质体反射率为1.3%~1.6%阶段的产物。依据天然气碳同位素组成与镜质体反射率拟合公式计算出天然气成熟度相当于镜质体反射率为1.3%~1.7%,反映出天然气和凝析油属于同期且在高成熟阶段生成。大北气田成藏条件优越,古近系发育巨厚膏盐岩,直接覆盖于白垩系优质砂岩储集层之上,煤系烃源岩生烃强度大、持续强充注,盐下冲断构造成排展布,断裂极为发育,提供了良好的运移通道,这些因素共同控制了大北大型气田的形成。图8表5参53
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  烷烃气稳定氢同位素组成影响因素及应用

  黄士鹏, 段书府, 汪泽成, 江青春, 姜华, 苏旺, 冯庆付, 黄彤飞, 袁苗, 任梦怡, 陈晓月

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 496-508. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.08

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  为了研究烷烃气氢同位素组成及其影响因素,探讨其在天然气成因和成熟度鉴别上的应用,对118井次鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系、四川盆地三叠系及68井次四川盆地震旦系、寒武系以及塔里木盆地奥陶系和志留系天然气的组分、碳氢同位素组成等地球化学特征进行了综合分析。认识如下：①鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系和四川盆地三叠系须家河组天然气均以烷烃气为主,前者的干燥系数和成熟度普遍高于后者,而后者的烷烃气稳定氢同位素组成要明显比前者更重;②建立了δ²H_CH4-C₁/C₂₊₃天然气成因鉴别图版,并提出重烃气与甲烷氢同位素组成之差和烷烃气氢同位素组成相关图可以用来鉴别天然气成因;③在两个盆地分区域建立了煤成气δ²H_CH4-R_o关系式,提出了煤成气（δ²H_C2H6—δ²H_CH4）-R_o关系式,为煤成气成熟度判别提供了新的指标;④烷烃气稳定氢同位素组成值受到烃源岩母质、成熟度、天然气混合和烃源岩沉积水体介质等多重因素的影响,其中古水体盐度是其中极为关键、重要的一种影响因素。综上,烷烃气氢同位素组成受到多重因素的影响,其在天然气成因、成熟度鉴别以及指示烃源岩沉积水体环境方面具有重要应用价值。图9表2参81
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  吐哈盆地台北凹陷天然气碳氢同位素组成特征

  倪云燕, 廖凤蓉, 龚德瑜, 焦立新, 高金亮, 姚立邈

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 509-520. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.09

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  吐哈盆地为中国重要的富油气盆地,目前该盆地的天然气勘探主要集中在台北凹陷,有关台北凹陷的天然气成因和来源一直存在诸多争议。通过分析台北凹陷巴喀、丘陵、鄯善和温米等4个油气田23个天然气样品的组分和碳氢同位素组成,结合前期红台和丘东气田天然气地球化学资料以及前人研究成果和区域地质背景,开展天然气成因和来源研究。结果表明：台北凹陷巴喀、丘陵、鄯善和温米等地区天然气以烃类气体为主。甲烷含量为65.84%~97.94%,重烃（C_2—5）含量高达34.98%,非烃气体（CO₂、N₂）含量非常低,为湿气。天然气δ¹³C₁值为-44.9‰~-40.4‰,δ¹³C₂值为-28.2‰~-24.9‰,δ¹³C₃值为-27.1‰~-18.0‰,δ¹³C₄值为-26.7‰~-22.1‰天然气δD₁值变化不大,为-272‰~-252‰,δD₂为-236‰~-200‰,δD₃为-222‰~-174‰。甲烷及其同系物（C_2—5）基本上为碳氢同位素组成正序排列（δ¹³C₁<δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄<δ¹³C₅、δD₁<δD₂<δD₃）,与典型的有机成因烷烃气碳氢同位素组成特征一致。研究区天然气为成熟度较低的煤成气（R_o均值为0.7%）,主要来自中下侏罗统煤系源岩。天然气氢同位素组成受到烃源岩热演化程度和形成环境水介质的影响,数据表明研究区天然气烃源岩为陆相淡水湖沼沉积。巴喀油田巴23井和柯19井天然气后期发生次生改造,为生物改造气。图9表2参58
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  渤海湾盆地黄骅坳陷乌马营潜山内幕原生油气藏形成特征

  金凤鸣, 王鑫, 李宏军, 吴雪松, 付立新, 楼达, 张津宁, 冯建园

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 521-529. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.10

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  钻于渤海湾盆地黄骅坳陷乌马营潜山构造带之上的营古1井在二叠系下石盒子组砂岩获非含H₂S高产油气流,油气来源于上古生界煤系烃源岩,属于潜山内幕原生油气藏,展现出古生界潜山内幕原生油气良好的勘探前景。通过原生油气藏的烃源条件、潜山内幕储盖组合与油气成藏时间研究,论述了乌马营潜山内幕原生油气藏的形成与聚集特征。乌马营潜山内幕原生油气藏具有煤系烃源岩二次规模生气、潜山内幕多储盖组合叠置发育、晚期油气充注为主3大优势成藏条件,形成了古生界潜山内幕源上砂岩和源下碳酸盐岩复式油气聚集。伴随中、新生代多期构造活动,乌马营潜山内幕原生油气藏的形成具有“早期油气混注局部成藏,中期高点迁移调整成藏,晚期天然气规模充注复式成藏”的特征。图7参30
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  渤海东部先存构造斜向拉伸作用及其石油地质意义

  任健, 吕丁友, 陈兴鹏, 刘朋波, 官大勇, 苏凯, 张宏国

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 530-541. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.11

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  为揭示渤海东部地区的构造发育成因及其对油气成藏差异性的控制作用,基于三维地震资料,综合运用构造样式分析、断裂活动性分析、构造物理模拟以及实钻井对比等多种手段,剖析研究区断裂特征及发育机理。分析表明：研究区在古近纪的走滑派生及裂陷作用下产生了走向多变、数量众多的复杂断裂体系,该断裂体系在新近纪近南北向拉伸应力场的作用下部分活化、继承性发育并发生斜向拉伸作用,受先存断裂影响小的位置主要发育与拉伸方向近于垂直的新近纪新生断层。研究区的构造发育并非是受到压扭为主的走滑作用的结果。在先存断裂斜向拉伸作用下,先存断裂走向与晚期拉张方向夹角不同,其走滑-拉伸应力配比也不同,两者夹角越大,则断裂拉张分量越强,断裂的油气封闭能力越差,但油气的运移能力越强;反之,则走滑分量越强,断裂的油气封闭能力越好,运移能力越弱。考虑断裂走向方位的成藏条件分析结果与研究区实钻井油气显示情况有着良好对应关系,可以为该区下步油气勘探提供借鉴。图11参58
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  碳酸盐岩储集层岩石物性变化与结构变形实验

  SALIMIDELSHAD Yaser, MORADZADEH Ali, KAZEMZADEH Ezatallah, POURAFSHARY Peyman, MAJDI Abbas

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 542-551. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.12

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  为研究压力对碳酸盐岩孔隙结构、岩石物理性质等方面的影响,在压力循环加载条件下对伊朗西南部South-Pars气田下三叠统Kangan组2个碳酸盐岩柱状岩心样品进行孔隙度、渗透率、CT扫描、扫描电子显微镜（SEM）、弹性波速度等分析。在2个岩心样品中,一个样品为方解石,另一个为含硬石膏结核的白云石,分别以6个阶段循环施加13.79 MPa和27.58 MPa的负载压力,统计分析2个样品在不同压力加载/卸载阶段下的物性变化特点。结果表明,方解石样品的孔隙度和渗透率随压力载荷的增加而减小,这与纵波和横波速度测试的结果一致。在白云石样品中则没有观察到这种趋势。在纵波和横波速度分析中可观察到压力加载阶段速度发生起伏,这可能是由于孔隙具有不同几何形状和样品中的孔隙发生变化所致。研究碳酸盐岩物性随压力的变化有助于优化调整油气藏开发方案。图13表2参48
油气田开发
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  塔里木盆地深层碳酸盐岩缝洞型油藏体积开发实践与认识

  焦方正

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 552-558. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.13

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  塔里木盆地碳酸盐岩缝洞型油藏由大小不同、形态各异的缝洞体构成,与传统的层状陆相砂岩油藏、裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏有本质不同。通过多年的研究和开发实践,基于碳酸盐岩缝洞型油藏开发的地质特点、流动机理、缝洞体刻画技术和开发动用方式,创造性地提出了缝洞型油藏“体积开发”理念。构建了以缝洞单元体为研究对象,以缝洞体空间配置、储量大小为基础,按缝洞进行体积开发,逐“体”动用的思想,采用多种开发井型、多种工艺技术手段、多类型的注入介质,进行缝洞体全方位、全过程的体积开发与挖潜,改善了资源结构与产量结构,实现了塔河缝洞型油藏的高效开发。图4表1参19
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  煤层气多层合采开发单元划分及有利区评价

  杨兆彪, 李洋阳, 秦勇, 孙晗森, 张平, 张争光, 吴丛丛, 李存磊, 陈长骁

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 559-568. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.14

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  以煤层气井产能方程为基础,考虑煤储集层可改造性对气井生产能力的影响,对产层优化组合“三步法”中的主力产层优选指数进行修正,进而提出煤层气产层潜能指数用于评价多层合采条件下的开发有利区。通过对影响产层潜能指数的煤储集层关键参数的分析,建立了多煤层煤层气开发单元划分方法,提出了定量分级评级指标体系。在此基础上,制定出完整的多煤层煤层气开发有利区的评价流程：采用成熟的三维地质建模技术对多煤层全层位进行储集层物性参数的精细刻画;计算各网格的产层潜能指数,并绘制单层或多层合采条件下的产层潜能指数等值线;根据产层潜能指数等值线的分布情况,采用开发单元划分定量指标划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类煤储集层分布区,进而优选出开发有利区。经多煤层普遍发育的云南老厂雨旺区块的实际应用证实,采用煤层气多层合采开发单元划分方法、定量指标结合有利区评价流程进行开发有利区评价,可以有效克服仅依靠某一主力单煤层的产气潜能评价结果作为开发有利区优选标准的缺陷,提高了评价结果的准确性和精度,可以满足多煤层煤层气合采开发的选区要求。图13表1参32
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  孔隙尺度各向异性与孔隙分布非均质性对多孔介质渗透率的影响机理

  李滔, 李闽, 荆雪琪, 肖文联, 崔庆武

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 569-579. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.15

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  借助微CT扫描实验,建立致密砂岩的三维数字岩心,定量评价孔隙尺度各向异性和孔隙分布非均质性;采用四参数随机生成算法,构建三维各向异性、非均质性多孔介质模型,同时运用多弛豫时间格子-玻尔兹曼模型分析多孔介质渗透率与孔隙尺度各向异性、孔隙分布非均质性的关系,研究对岩心渗透率的微观影响机理。研究表明,致密砂岩孔隙形态复杂,孔隙尺度各向异性、孔隙分布非均质性显著,各向异性因子具有明显的方向性;孔隙尺度各向异性影响多孔介质中孔隙长轴的取向性及流体流动路径,沿各向异性因子大的方向迂曲度小、流体流动消耗能量小,迂曲度与各向异性的强相关是各向异性影响渗透率的根本原因;孔隙分布非均质性对渗透率的影响表现为迂曲度与比表面积的共同作用,比表面积与迂曲度的乘积与非均质性呈明显负相关,孔隙分布非均质性越强,乘积值越小,渗透率越大;复杂多孔介质的渗透率与迂曲度满足乘幂关系式,拟合精度较高,可用于岩心渗透率的近似估算。图19表5参39
石油工程
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  储集层改造技术进展及发展方向

  雷群, 管保山, 才博, 王欣, 胥云, 童征, 王海燕, 付海峰, 刘哲, 王臻

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 580-587. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.16

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  通过对储集层改造技术发展历史的总结,明确了国内外储集层改造技术的新进展,总结出国内外储集层改造技术的差距,指出未来面临的技术难点及发展方向。中国与国外储集层改造技术的差距主要表现在储集层改造裂缝扩展机理、软件研发、压裂车装备、工具的耐温耐压性、支撑剂替代、大数据信息化数据库等6个方面;未来面临技术难点主要有地质与工程一体化的深度融合不够、水平井体积改造多裂缝的扩展形态及影响因素不清楚、降本空间小环保压力大、新技术缺乏室内实验及现场试验装备、压裂液体系关键技术欠成熟、工厂化压裂设备功效低等。在此基础上,结合中国储集层改造技术发展现状,提出了6个方面的建议：①做好非常规储集层改造机理研究;②加快地质-工程一体化软件研发;③促进提高采收率改造工艺升级;④开展低成本多功能压裂液配方实验;⑤尽快完成高效压裂装备配备;⑥全面建设储集层改造大数据、信息化平台及远程决策系统。图4表1参43
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  丛式井平台设计及井丛分组优化

  ABRAMOV Aleksandr

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 588-593. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.17

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  改进并测试了包含30多个钻井工程参数的技术-经济模型,通过新开发的计算机程序列出平台上的井丛分组方式并计算其技术经济效益。针对含24口初始产油量不同的井的平台,研究分析了7种钻井方案,得出了3种折现率和5种产油量递减率条件下净现值（NPV）最优的分组方式。研究表明,针对井丛井数不等的井平台,可能只需对现有设计进行轻微调整（改变几个井丛的布局）就能得到最大净现值;相对净现值增幅与净现值的绝对值成反比;相比常规项目中具有相等井数的井丛,采用井丛井数不等的分组方式可以使NPV增幅达到1%,页岩地层开发项目NPV增幅可达2%或更多,边际油田项目增幅高达45%。图9表4参18
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  井下直驱螺杆泵无杆举升技术

  郝忠献, 朱世佳, 裴晓含, 黄鹏, 童征, 王本元, 李德印

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 594-601. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.18

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  针对传统有杆举升系统杆管偏磨严重、系统效率低、检泵周期短等问题,研发了井下直驱螺杆泵无杆举升技术,介绍了井下电机等关键工具的理论研究和室内实验情况以及举升系统施工工艺,分析了现场应用情况和经济效益,并与传统抽油机进行了对比。采用井下永磁同步低速大转矩电机直接驱动螺杆泵,提高了系统可靠性和适用性,室内测试表明该电机能够实现50~500 r/min无级调速,运行效率高,输出转矩大。开发了井下电机高承载保护器以及柔性传动系统等关键配套工具,形成了井下直驱螺杆泵无杆举升工艺,能够满足139.7 mm（5.5 in）套管的应用需求,适用于日产液量5~50 m³的油井。现场试验应用100余井次,应用情况表明该技术能够消除杆管偏磨,相比同型抽油机节电30%以上,能够实现安全环保举升,具有良好的应用前景。图12表2参32
新能源新领域
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  大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

  冀光, 贾爱林, 孟德伟, 郭智, 王国亭, 程立华, 赵昕

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 602-612. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.19

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  以致密气采收率影响因素及储集层地质特征分析为基础,从剩余气成因角度对苏里格气田已开发区致密气剩余储量进行分类,估算不同类型剩余气储量,并提出相应提高采收率技术对策。苏里格气田致密气剩余储量可划分为4类：井网未控制型、水平井漏失型、射孔不完善型和复合砂体内阻流带型,其中,井网未控制型和复合砂体内阻流带型井间未动用剩余气是气田挖潜提高采收率的主体,井网加密调整是主要手段。综合考虑储集层地质特征、生产动态响应和经济效益要求,建立定量地质模型法、动态泄气范围法、产量干扰率法、经济技术指标评价法4种直井井网加密技术,以及直井与水平井联合井网优化设计方法,论证气田富集区在现有经济技术条件下,合理井网密度为4口/km²,可将采收率由当前的32%提高到50%左右。同时针对层间未动用型剩余储量形成老井挖潜、新井工艺技术优化、合理生产制度优化、排水采气、降低废弃产量5种提高采收率配套技术,可在井网加密的基础上再提高采收率5%左右。研究成果为苏里格气田230×10⁸ m³/a规模长期稳产及长庆气区上产提供了有效的支撑。图6表4参31
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  降压速率对沁水盆地南部高阶煤产气能力的影响

  苏雪峰, 刘岩, 崔周旗, 张建国, 余丽, 王楷

  石油勘探与开发, 2019, 46(3): 613-620. https://doi.org/10.11698/PED.2019.03.20

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  参照山西晋城地区大宁煤矿3号煤层,设计模拟地层条件下解吸仿真实验,进行相同流体饱和状态、不同降压速率下的解吸模拟实验,对产气量及样品两端压力变化进行分析,并对部分实验现象进行机理探讨。实验结果表明,无论快速降压还是慢速降压,高阶煤吸附的甲烷均能有效解吸,解吸效率均能达到90%以上;解吸过程中产气量曲线存在明显拐点,均出现在煤块整体降至解吸压力之后;高阶煤甲烷解吸主要受压差驱动,高压差有利于快速解吸;快速降压出现解吸拐点时间更早,且快速解吸段产气速率更高。实验结论对原公认的煤层气井排采需要坚持“缓慢、长期”的原则提出了质疑,认为对于高阶煤层,快速排水降压可有效提高煤层气开采的经济效益。沁水盆地南部樊庄区块和郑庄区块快速降压排采现场试验结果显示,提高排水降压速率可以显著提高气井的峰值产量并缩短气井达到经济产量的时间;相比慢速排采策略,快速降压排采的气井平均达产时间缩短一半,高峰产气量更高。图8表5参22