天然气进展
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ISSN: 3079-0182

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  • 川西坳陷中江斜坡大安寨段陆相页岩油气地质特征 下载:57 浏览:467
  • 李强 杨映涛 颜学梅 王玲辉 卓俊驰 《天然气进展》 2020年12期
  • 摘要:
    近年来,中国石化西南油气分公司在川西坳陷中江斜坡侏罗系自流井组大安寨段湖相层系加大勘探力度,多口井取得了工业油气流,展示了该区该层系良好的油气勘探潜力。为了进一步明确研究区侏罗系大安寨段页岩油气资源潜力,主要以陆相页岩油气形成地质特征为研究对象,分析了川西坳陷中江斜坡侏罗系自流井组大安寨段页岩沉积背景及平面展布特征,页岩有机碳含量及平面展布、有机质类型、有机质成熟度等页岩地球化学特征,页岩储层特征,页岩含气量特征,页岩油气保存条件和页岩工程物理特征,指出了川西坳陷中江斜坡侏罗系自流井组大安寨段具有良好的页岩油气形成地质条件。研究结果表明:①研究区大安寨段优质页岩具有厚度大、平面展布广、有机碳含量较高、有机质类型及有机质成熟度较好、物性较好、脆性矿物含量高的特征;②研究区大安寨段具有埋藏深度浅、地层压力系数高的特征,具备良好的工程改造条件。结论认为,研究区东部—东南部的福兴、回龙场、永太地区为页岩油气有利目标区,具备页岩油气勘探潜力。
  • 四川盆地二叠系火成岩元素录井岩性识别方法 下载:54 浏览:498
  • 杨琳1 张宇2 刘达贵1 余杭航2 张纪智2 陈丹1 曾立1 《天然气进展》 2020年12期
  • 摘要:
    为了解决录井现场火成岩的岩性识别难题,以四川盆地二叠系火成岩为研究对象,分析了火成岩的岩性特征和元素录井特征,结合测井、薄片、区域地质认识等资料,提出了可以应用元素录井技术开展火成岩岩性识别方法研究的观点。研究结果表明:①应用元素录井技术分析认为四川盆地二叠系主要为基性、超基性火成岩,整体偏碱性;②应用元素录井资料建立的火成岩岩性识别图版能有效识别碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩等不同类型岩石的地球化学特征;③单井实践印证了岩性解释图版的可靠性。结论认为:①根据TAS图版研究表明,元素录井技术与常规岩石化学分析技术关于火成岩的岩性认识一致,说明元素录井技术能够正确反映火成岩的化学成分;②四川盆地二叠系火成岩元素录井岩性识别图版能有效划分中二叠统茅口组石灰岩、上二叠统龙潭组碎屑岩和不同类型的火成岩,不同岩性在图版中的位置实质是不同矿物的元素特征反映:③图版法的本质是一种概率统计方法,目前建立的图版仅有两口井作为分析点,随着火成岩完钻井的增加图版也应该随之更新和完善。
  • 喷射引流工艺在涪陵页岩气井组的应用 下载:78 浏览:463
  • 柯文奇1 何焱2 张怀力3 《天然气进展》 2020年12期
  • 摘要:
    为了提高页岩气井开发生产中喷射引流工艺的工作效率,明确其合理工作范围,以四川盆地涪陵页岩气田某高低压井同台的井组为研究对象,基于页岩气井开发生产中喷射引流工艺的实际压力、流量范围开展喷射引流器结构优化设计及其工作参数影响因素分析研究,以期为现场喷射引流工具的优选和工艺实施的提供借鉴。研究结果表明:①采用索科洛夫引射器设计方法对喷射引流工具喷嘴、喷喉距、喉管等参数进行设计,在此基础上,利用Fluent流体模拟软件,建立了喷射引流工具气液两相流场模型,模拟分析引射流体压力、被引射流体压力和混合出口压力变化时引射器引射效率变化情况,并按照模拟情况进行优化,优化后喷射引流工艺在涪陵页岩气中开展应用;②优化的喷射引流工艺实施能有效降低井口压力,经试验井现场应用表明井口压力降低了25%,并且试验得到引射效率与理论模拟具有较好的一致性。
  • 川西气田须家河组致密坚硬地层钻井提速关键技术 下载:54 浏览:406
  • 刘伟 《天然气进展》 2020年12期
  • 摘要:
    四川盆地川西气田上三叠统须家河组埋深为2 000~4 500 m、厚度为1 700~3 050 m、地层压力系数为1.85~2.0、岩石致密坚硬、岩石可钻性极值高达8.0,前期评价阶段的直井在相应井段的平均机械钻速为1.41~2.22m/h。为了实现对川西气田的有效开发,以机械钻速较慢的须家河组为研究对象,开展工程地质参数精细描述、井身结构优化、提速工具优选和强化钻井参数等系统研究,形成了一套适合于该区须家河组致密坚硬地层钻井提速的关键技术。研究成果指导完成6口开发井,平均机械钻速达3.19 m/h,同比提速32%,钻井周期缩短约40 d。结论认为,所形成的集"工程地质参数评价、井身结构优化、破岩工具优选、钻井参数强化"于一体的硬地层钻井关键技术有利于须家河组钻井提速提效,不仅能满足川西气田有效开发需要,还可以为国内外类似气井优快钻井提供技术借鉴。
  • 临兴区块致密气钻井提效技术 下载:53 浏览:467
  • 贾佳 夏忠跃 冯雷 《天然气进展》 2020年12期
  • 摘要:
    鄂尔多斯盆地的临兴区块已进入致密气大开发阶段,新钻井数量逐年增多,该区地层表现出岩石致密、可钻性差、钻速慢、摩阻扭矩大、钻头磨损严重等特点,面临钻井效率难以提高的难题。为了充分实现降本增效目的,以井身结构、钻井液、钻头、钻具组合为研究对象,分析了常规井身结构井和小井眼井身结构井在岩屑量、钻井液用量、套管数量、固井水泥、钻机负荷、作业成本等方面的差异;比较了长裸眼段二开水平井与三开水平井的优劣,研究了超双疏剂加量对表面张力的影响规律,优化了钻头结构设计,改进了钻具组合。研究结果表明:水平井砂岩钻遇率提高10%以上,机械钻速提高25%以上,钻井周期缩短3 d以上。现场应用结果表明,研究形成的致密气钻井提效技术可以在临兴区块推广应用。
  • 地下储气库建设项目经济评价方法与实例 下载:65 浏览:370
  • 刘斌 《天然气进展》 2020年11期
  • 摘要:
    为了满足地下储气库建设持续性发展对项目经济评价技术的要求,充分发挥地下储气库在天然气调峰、战略储备等方面发挥的重要作用,以储气库项目经济评价方法的折现现金流量法为基础,结合评价流程"预测开发指标→建立参数体系→估算投资→测算成本费用→估算营业收入及税金→计算经济评价指标→不确定性分析"等7个步骤,建立了储气库建设项目的经济评价方法,并通过HJD储气库项目的实例分析,验证了储气库建设项目经济评价方法的实用性。研究结果表明:①储气库建设项目经济评价是在地质与气藏工程方案、钻采工程方案、地面工程方案的基础上,对拟建项目的财务可行性和经济合理性的全面分析;②储气库项目经济评价方法是在考虑资金时间价值条件下,根据项目在评价期内各年现金流量,进行的经济效益分析、计算和评价;③储气库项目经济评价方法的特点是重视方案的技术经济比选,地上地下一体化分析,重视项目达容率、调峰气量的风险分析。
  • 基于财务恒等式的致密气开发提质增效思路与途径 下载:43 浏览:479
  • 任丽梅1 辜穗2 高卓月1 杨力3 杨军4 陈怡5 林啸1 《天然气进展》 2020年11期
  • 摘要:
    近年来,国家和国企大力部署提质增效专项行动,不同行业企业对提质增效的认识和任务重点差异较大。致密气勘探开发作为天然气产业中不可或缺的非常规天然气资源开发,理应积极开展提质增效行动。为此,以致密气开发战略成本管理为基础,结合财务恒等式收支核心要素管理创新,提炼出致密气开发提质增效的思路与途径。研究结果表明:①应以收支核心要素为主线抓好提质增效战略顶层设计;②坚持收支要素协调发展实现要素组合创新提质增效;③强化收支要素一体化评价与激励优化提质增效系统等;④持续树立技术经济一体化发展理念,促进管理与技术创新协调发展;⑤深化探索合资合作方式,有效管控投资风险;⑥处理好天然气市场供求关系,提高致密气市场竞争力;⑦强化政府与企业政策协调发展,提高致密气勘探开发激励政策水平。最后,针对如何加快"油公司"体制下致密气开发提质增效,提出了3项建议:①强化致密气勘探开发战略规划与布局;②积极探索市场化合作超额收益分享的激励政策;③强化致密气开发智库建设,提高决策水平。
  • 油气企业营销客服APP的建设与应用 下载:46 浏览:479
  • 朱小华 任伟 杜奇平 袁灿 罗凌睿 叶畅 《天然气进展》 2020年11期
  • 摘要:
    受突如其来的新冠疫情和低油价持续影响,油气企业在提质增效、数字化转型和智能化发展等领域面临较多困难,油气企业市场竞争力、防风险能力和创新盈利能力也受到了较多挑战。为了应对后疫情时代和持续低油价的影响,基于油气企业主动"识辨市场、应变市场、驾驭市场"的低成本高质量大发展需求,对油气企业客户的生产经营情况采取信息化、数字化和智能化服务,快速跟踪、实时监控、便捷沟通和有效决策势在必行。为此,在分析研究油气企业现行传统人工油气营销客服方式与特点的基础上,充分结合信息化时代先进的IT技术与工具,集中人力科学研究、创新设计和建设推出线上油气营销客服APP平台,实现了油气企业与客户间24小时随时随地的移动信息化交流与客服互动,取得的信息化建设与创新油气客服APP应用成效越来越明显。研究结果表明:①应用APP提高了客服效率;②应用APP提高了客服质量;③应用APP实现了客服适时共享。
  • 模糊综合评价法在油气田项目后评价中的运用 下载:46 浏览:478
  • 陈泓洁 《天然气进展》 2020年11期
  • 摘要:
    要:随着油气田生产的不断发展,各类油气田项目后评价工作的开展也不断深入。为了使后评价工作的评分结果更具科学性与指导性,利用专家调查法和层次分析法(AHP),结合现有的项目后评价评分表,重新确定了项目后评价指标的权重,并采用模糊综合评价法,在中国石油大港油田公司进行实证应用,通过相关实用性分析,探究科学合理的后评价评分方法。研究结果表明:①模糊综合评价法在原有的专家主观打分的基础上对评分数据进行了处理,使油气田项目后评价的评分更加客观、更加科学;②通过模糊综合评价法的运用,能够更直观的反映项目评价各个指标的评分数据,有利于对项目运行各方面进行综合评估;③模糊综合评价法更具灵活性,能满足后评价的需要;④在未来,可将模糊综合评价与数字化结合,运用数据库,建立更加完善的评价指标体系,使得评价指标体系的选取更加自由、多样,同时利用软件对评价数据进行分析,在对项目进行评分的同时,评价的结论也可以随之完成,在数据层面使得评价结果更加客观。
  • 安岳气田高石梯区块上震旦统灯四段气藏动态监测及认识 下载:47 浏览:449
  • 严鸿 商绍芬 张铭 季晓靖 《天然气进展》 2020年11期
  • 摘要:
    四川盆地安岳气田高石梯区块上震旦统灯影组灯四段气藏受地层剥蚀尖灭、岩性及构造等控制,为构造背景下的高温常压大型岩性—地层复合圈闭气藏。为了深化认识复杂气藏特征及气藏开发动态规律,实现气藏高效合理开发,以高石梯区块灯四段气藏为研究对象,从气藏试井、生产测井和流体分析等多方位开展动态监测。分析了气藏动态监测典型事例,并结合气藏地质认识及开发动态指出了气藏流体性质及分布特征、气藏储渗模式及开发方式。研究结果表明:①灯四段气藏为中含硫化氢、中含二氧化碳气藏,气藏划分为高石3储渗区、高石2储渗区和高石9储渗区3个储渗单元;②气藏未见明显的边水底水,高石1井产出液体来自于灯二段,部分气井存在井底污染;③气藏存在孔隙型、孔洞型、裂缝孔洞型3种不同的储渗模式;④利用动态监测调整配产工作制度合理。结论认为,对于大型岩性—地层复合圈闭气藏,全方位及多角度、多阶段及多类型地进行动态监测是正确认识复杂类型气藏开发特征及开发规律的有效手段,所形成的分析方法可以为类似气藏开发提供借鉴和参考。
  • 东胜气田什股壕地区下二叠统山1段河道识别 下载:10 浏览:452
  • 李灿 归平军 《天然气进展》 2020年10期
  • 摘要:
    鄂尔多斯盆地东胜气田什股壕地区下二叠统山西组是一套由辫状河三角洲向辫状河过渡的沉积相,砂体横向变化快,纵向叠置复杂,薄层、薄互层砂体预测较难。已有钻井揭示山西组山1段气藏部分天然气高产井分布与砂体尖灭线关系密切,为了精确预测山1段的河道砂体展布特征,深化对该气藏的认识,以什股壕地区的三维地震资料、钻井资料、测井资料为研究对象,以地震沉积学理论为指导,利用三维地震资料的横向分辨率解释优势,应用90°相位转换、地层切片等技术对山西组进行河道识别。研究结果表明:①90°相位转化技术对薄砂体的识别更加精确,采用90°相位转换后的地震数据体进行地层切片的提取能够更准确地刻画河道空间展布及河道的边界;②已有钻井揭示什股壕地区山1段气藏有利区位于河道砂体上倾尖灭与构造高部位处,气藏类型为地层—构造复合气藏。结论认为,所形成的基于地震沉积学的河道精细识别技术,为指导研究区气藏精细描述及开发奠定了基础。
  • 安岳气田高石梯区块上震旦统灯四段气藏动态监测及认识 下载:47 浏览:449
  • 严鸿 商绍芬 张铭 季晓靖 《天然气进展》 2020年10期
  • 摘要:
    四川盆地安岳气田高石梯区块上震旦统灯影组灯四段气藏受地层剥蚀尖灭、岩性及构造等控制,为构造背景下的高温常压大型岩性—地层复合圈闭气藏。为了深化认识复杂气藏特征及气藏开发动态规律,实现气藏高效合理开发,以高石梯区块灯四段气藏为研究对象,从气藏试井、生产测井和流体分析等多方位开展动态监测。分析了气藏动态监测典型事例,并结合气藏地质认识及开发动态指出了气藏流体性质及分布特征、气藏储渗模式及开发方式。研究结果表明:①灯四段气藏为中含硫化氢、中含二氧化碳气藏,气藏划分为高石3储渗区、高石2储渗区和高石9储渗区3个储渗单元;②气藏未见明显的边水底水,高石1井产出液体来自于灯二段,部分气井存在井底污染;③气藏存在孔隙型、孔洞型、裂缝孔洞型3种不同的储渗模式;④利用动态监测调整配产工作制度合理。结论认为,对于大型岩性—地层复合圈闭气藏,全方位及多角度、多阶段及多类型地进行动态监测是正确认识复杂类型气藏开发特征及开发规律的有效手段,所形成的分析方法可以为类似气藏开发提供借鉴和参考。
  • 大牛地气田中二叠统盒1段气藏产液特征及控制因素 下载:45 浏览:449
  • 吴永峰 任广磊 《天然气进展》 2020年10期
  • 摘要:
    为了明确鄂尔多斯盆地大牛地气田北部中二叠统下石盒子组盒1段气藏的产液特征及控制因素,以该气藏地层水赋存状态、生产动态特征及分布规律为研究对象,分析了产液井储层地质特征、生烃强度、泥岩隔夹层发育状况、局部砂体构造等对气水分布的影响,指出了含水气藏的控制因素。研究结果表明:①大牛地气田盒1段气藏属于浅水低能辫状河沉积体系,储层物性差,气体以气水混生为主;②气藏产液类型主要为孔隙中的自由水和毛细管水,基于生产特征将气田北部划分为低产液、中产液、高产液3个区域;③生烃强度控制了产液井的分布范围,生烃强度大的区域有着充足的气源补给,易于天然气富集;④储层内部泥岩隔夹层及泥质含量发育情况决定了天然气的富集程度,对于储层泥岩隔夹层薄、泥质含量低、储层物性好、孔隙度大、渗透率高的连通心滩厚砂体,储层多以气层为主,表现为低产液区;⑤整个大区域构造对气水的分布控制作用不显著,但在同一期连通的砂体内部表现为上气下水的特征,局部构造高点仍是天然气的相对富集区。结论认为,通过气水分布特征及控制因素的探析,可以对气田开发调整与气井管理提供指导。
  • 页岩气井产量的工程影响因素 下载:75 浏览:386
  • 李赛男 黄小亮 李志强 王鹏鲲 王杰 《天然气进展》 2020年10期
  • 摘要:
    为了充分认识页岩气井在衰竭开采过程中,气井产量受工程因素的影响,解决目前压裂改造后页岩气井产量影响因素研究不够全面,特别是影响因素主次不明确的问题,以典型TY页岩气藏为研究对象,基于页岩多维多尺度的渗流数学模型,编制了求解软件,分析了页岩气井产量影响因素的主次关系,主要包括裂缝高度、水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距等。研究结果表明:在不同因素影响下,页岩气井累计产气量的增加幅度不同,裂缝高度对累计产气量的增加幅度为138%、水平井长度为109%、裂缝长度为103%,压裂簇数为17%、段间距为-8%。结论认为:①压裂造成的裂缝高度是影响页岩气井产量的主要因素,次要因素分别为水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距;②裂缝高度越高、水平井长度越长、裂缝长度越长、压裂簇数越多、段间距越小,页岩气井稳产时间越长,累计产气量越大;③典型TY页岩气藏TY1H井合理开发的最优化参数为压裂簇数3簇,段间距为80 m,裂缝高度为35 m,裂缝长度为120 m,水平井长度为1 750 m。
  • 页岩气井增压时机的确定——以四川盆地长宁区块为例 下载:67 浏览:496
  • 张大双 周潮光 王学华 《天然气进展》 2020年10期
  • 摘要:
    针对页岩气田需要不断补充新井,井口压力和地面管网压力不断变化的特点,为了快速准确地确定页岩气井的增压时机,以长宁页岩气田N201井区为研究对象,利用气藏-地面一体化分析方法,通过气藏工程和地面工程联合计算分析来确定目标气井和增压时间节点。按照N201井区初始井口压力进行分类,根据气井压力递减的快慢抽提出四种类别气井的压力预测曲线,通过幂指数模型参数的横向平移,拟合页岩气井快速递减期的压力,校准压力预测模型;然后再根据地面集输管网建模分析,预测地面管网节点压力,最后通过预测井口压力和管网节点压力的比对来确定需要增压的页岩气井和增压时机。研究结果表明:①在页岩气持续补充新井的模式下,井口压力和地面管网压力在不断动态变化,增压时机的确定需要将气藏工程和地面集输工程联合起来进行分析;②通过建立页岩气井压力预测模型和页岩气地面集输管网模型,将两个模型计算结果进行对比,可确定增压目标和时间节点;③实例计算结果表明,长宁页岩气区块的气井井口压力递减至高于输压0.5~1.0 MPa大概需要10~14个月时间,即在页岩气井投产一年左右时就需考虑进行增压。
  • 大牛地气田压裂支撑剂优化组合研究与应用 下载:57 浏览:435
  • 蒋艳芳 《天然气进展》 2020年9期
  • 摘要:
    为了降低压裂成本,以鄂尔多斯盆地大牛地气田低渗透致密储层压裂为研究对象,分析了大牛地气田采用石英砂、陶粒支撑剂组合压裂的可行性,优化了支撑剂组合类型及组合比例,并进行了现场应用评价。研究结果表明:①30/50目石英砂和20/40目陶粒组合能满足该气田压裂改造导流能力的要求;②组合支撑剂混合的铺砂方式与先加石英砂再加陶粒的铺砂方式相比,导流能力更强;③在5 kg/m2铺砂浓度下,当石英砂与陶粒比例大于4∶6以后,导流能力无法满足储层需求,故优选石英砂与陶粒比例3∶7和4∶6在大牛地气田开展初期试验;④大牛地气田采用石英砂、陶粒组合支撑剂压裂施工14口井,累计节约支撑剂成本484.37万元;⑤根据现场应用情况,将石英砂比例由30%提高至40%不会影响单井产气量;⑥根据物性及压裂规模相似井的产量对比,采用组合支撑剂不会降低单井初期产气量及长期产气量。结论认为,采用石英砂、陶粒组合支撑剂压裂可大幅度降低压裂成本,在大牛地气田具有推广应用价值,同时也可以为国内类似低渗透致密储层压裂提供借鉴。
  • 非均匀外载下弯曲井眼中含缺陷套管抗挤强度计算新模型 下载:73 浏览:493
  • 胡旭光 胡光辉 何焱 《天然气进展》 2020年9期
  • 摘要:
    目前套管抗挤强度通常按照ISO 10400标准计算,但该标准在计算时将斜井视为直井,未考虑井眼弯曲的影响。虽然已有学者建立了考虑井眼弯曲后的套管抗挤强度计算公式,但其公式未考虑套管制造缺陷如不圆度、壁厚不均的影响,不符合实际情况。为了建立综合考虑各项影响因素的套管抗挤强度计算公式,将井眼弯曲、制造缺陷考虑在内,建立了套管抗挤强度计算新模型。研究结果表明:①新建模型考虑了套管所受非均匀外载、井眼弯曲、制造缺陷对抗挤强度的影响,更符合井下套管实际情况;②通过对比得出自建公式计算出的抗挤强度值变化趋势与黄根炉教授建立的弯曲井眼套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值的变化趋势一致;③通过有限元软件建立了弯曲井眼套管三维模型,将模拟值分别与自建公式计算值、黄根炉教授建立的套管抗挤强度公式计算值、ISO公式计算值进行对比,自建的公式计算值更接近有限元模拟值;④计算值变化趋势及其与模拟值的对比能反映出新模型的正确性及计算精度,可以为井下套管抗挤强度的精确计算提供参考。
  • 顶部注水泥工艺在东胜气田多层开发中的首次应用 下载:69 浏览:457
  • 张辉 《天然气进展》 2020年9期
  • 摘要:
    为了充分认识顶部注水泥工艺在垂向不同类型气藏开发应用的可行性,以具有代表性的鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界含水气藏和元古界裂缝性气藏为研究对象,分析了固井难点、双封隔器管串结构及正注反挤固井工艺设计,首次在东胜气田定向井开展了Φ139.7 mm顶部固井试验评价。研究结果表明:①锦142井顶部注水泥工艺保障了元古界裂缝性气藏筛管完井无水泥污染及上古生界含水气藏的固井有效封固;②顶部注水泥工艺是在同一井径条件下建立分层多样完井方式的重要手段,可以实现垂向多层精细化动用;③采用双封隔器管串结构设计,优选井径规则且井壁稳定性地层作为安放位置,有效防止了水泥浆下落;④正注反挤固井工艺有利于提升垂向多层恶性漏失井的固井质量。结论认为,顶部注水泥工艺简化了井身结构,节约了成本,避免了水泥浆污染气层,为国内垂向不同类型致密气藏高效开发提供了借鉴。
  • 拆除回收试验用废弃油气管道关键环节分析 下载:53 浏览:378
  • 刘雪光 余东亮 王爱玲 王彬彬 蒋毅 吴东容 《天然气进展》 2020年9期
  • 摘要:
    为了充分认识和把握拆除回收试验用废弃油气管道的关键环节,为类似拆除废弃管道工程提供借鉴和参考,以西南山区某天然气管道废弃段为研究对象,分析了拆除废弃管道在管道全生命周期管理中的重要性。在综合分析国内外油气长输管道废弃处置技术及现有标准的基础上,开展拆除废弃油气管道技术研究。通过切割用管技术要求、运输过程注意要素、存放现场防腐措施等方面系统研究,明确了拆除试验用废弃管道的技术要求。研究结果表明:①拆除试验用管需明确管段类型、焊口编号、切割长度等参数;②推荐采用机械冷切割方式,防腐层剥离采用冷剥离方式或加热温度不超过200℃;③运输过程需将管段按照长度、防腐等级、管段类型分类;④存放现场管段需避免与水源和土壤接触,满足防腐蚀措施。结论认为,废弃管道是管道全生命周期中的重要阶段,而试验用管的回收处置情况可能会直接影响后续试验工作数据的准确性,因此需要在管道切割、运输、存放等环节严格进行质量控制。
  • 苏里格气田气井最低经济可采储量评价图版 下载:43 浏览:454
  • 尹涛 李志超 王俊 张波 但霞 《天然气进展》 2020年9期
  • 摘要:
    鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,储层非均质性极强,单井产量低,低产井比例已超过生产井数的60%,为了弄清气井开发效益现状和效益开发的界限,基于气井生产指标和实际财务数据,评价了不同井型的最低经济可采储量。通过静态法评价了单井经济极限产量,动态法评价单井内部收益率达到6.0%时预测对应气井年产气量,求取了不同井型的最低经济可采储量,回归建立了销售气价与最低经济可采储量关系图版。研究结果表明:①单井经济极限产量为静态瞬时值,随生产经营成本、销售气价以及开井时率的变化而变化;②若直井建井投资800万元/口、水平井2 400万元/口,反算达到内部基准收益率6.0%时,对应最低经济可采储量分别为1520×104m3、4 450×104m3;③所建立的销售气价与最低经济可采储量图版,可以指导气井效益预测和气田效益建产,若致密气补贴能达到0.2~0.3元/m3,预测气田中23.6%31.2%的Ⅲ类井将转为效益开发。
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