本期视点
1 赵鹏大，李桂范，张金川
基于地质异常理论的页岩气有利区块圈定与定量评价——以渝东南地区下志留统龙马溪组为例
目前国内有关页岩气的研究主要集中在页岩气的成藏机理、页岩气成藏的地质条件和远景区预测，而对页岩气勘探理论和方法的研究则相对比较薄弱，这在一定程度上制约了我国页岩气工业化进程。为此，以地质异常找矿理论为指导，结合页岩气的地质特征，提出了页岩气有利区块圈定与定量评价方法。利用渝东南地区下志留统龙马溪组71个露头剖面和渝页1井的数据，根据页岩埋深、厚度、有机质含量、黏土矿物含量、石英含量等5个页岩气有利区地质异常关键指标及其阈值，预测了渝东南地区大有、武隆、彭水、连湖、黔江、太极和酉阳7个龙马溪组页岩气有利区段。通过对有利区段进行有利度定量评价，圈定出渝东南地区武隆、黔江西、黔江东、太极西、连湖东、连湖西、连湖中、彭水鹿角西、彭水长滩、彭水高谷、彭水鹿角东、酉阳西、酉阳东、大有等14个区块为页岩气有利区块。进而在对上述有利区块进行找气绝对优度和相对优度定量评价的基础上，指出黔江西、武隆、太极西、连湖东、连湖西、连湖中等6个有利区块是渝东南地区页岩气勘探开发的优先靶区。
2012 Vol. 32 (06): 1-8 [摘要] ( 389 ) [HTML 1KB] [PDF 2517KB] CEB (463 KB)( 452 )
地质勘探
9 李双建，周雁，高波，孙冬胜
大巴山山前带油气成藏条件与勘探方向
位于四川盆地边缘的大巴山山前带由于构造变形较为强烈，地表地震地质情况复杂，给地震资料采集和处理带来诸多困难，目前该区勘探程度还较低。为预测其油气勘探前景，从生储盖组合、烃源岩条件、储层条件、盖层条件等几个方面分析了该区油气成藏条件，发现其原始成藏条件优越，存在3套成藏组合和多种类型的勘探目的层。古油藏解剖结果表明，山前带二、三叠系油气主力烃源岩为上二叠统，油气成藏分为3个阶段：①晚三叠世—早侏罗世开始变形，形成宽缓背斜，形成古油藏；②中侏罗世—早白垩世进一步变形，圈闭构造定型，部分古油藏裂解，形成油气藏；③古近纪喜山运动对先期构造进行了强烈的改造，造成古油气藏的调整与破坏。综合评价该区构造变形样式、储层分布和油气显示特征后认为：南大巴山西北部镇巴断裂至铁溪—巫溪隐伏断裂是油气勘探有利区，应以二叠系长兴组和三叠系飞仙关组礁滩相储层勘探为主展开工作；东南部鸡鸣寺断裂至铁溪—巫溪断裂为二、三叠系出露区，应以落实寒武系膏盐岩下伏地层的保存条件为主进行勘探部署。
2012 Vol. 32 (06): 9-14 [摘要] ( 297 ) [HTML 1KB] [PDF 3893KB] CEB (406 KB)( 1052 )
15 范小军
川东北元坝地区长兴组与飞仙关组天然气成藏差异性成因
四川盆地川东北元坝气田的气藏类型为我国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气藏，勘探形势整体较好，然而其海相主要产气层上二叠统长兴组与下三叠统飞仙关组的气藏规模差异较大。为找出二者产能差异性的成因，对其储层、输导体系、压力系统及储源关系等特征进行了地质与成像测井相结合的综合分析。结论认为：该区下三叠统嘉陵江组上部—中三叠统雷口坡组膏盐岩盖层分布稳定，长兴组与飞仙关组气藏气源均主要来自上三叠统吴家坪组（P2w）和龙潭组（P2l）烃源岩；储层特征上的差异导致长兴组主要为中高产气藏，飞仙关组主要为低产气藏；而输导体系、压力系统、储源关系的不同，也对富集程度产生了一定影响。
2012 Vol. 32 (06): 15-20 [摘要] ( 295 ) [HTML 1KB] [PDF 6338KB] CEB (906 KB)( 1762 )
21 吕学菊，寿建峰，徐美茹，杨雨，周进高，李昌，刘江丽，潘立银
龙岗地区飞仙关组鲕粒滩微相的地震—地质综合预测
随着四川盆地龙岗地区油气勘探程度的不断提高，精细预测下三叠统飞仙关组鲕粒滩优质储层已成为当务之急。为此，应用地质—地震综合预测技术开展了该区沉积微相的研究：①通过岩心观察、薄片鉴定、地震相分析等手段，将飞仙关组鲕粒滩细分为白云化鲕粒滩、弱白云化鲕粒滩和石灰岩鲕粒滩3种类型；②利用合成记录进行地震—地质综合标定，发现鲕粒滩储层具有“低频、低速、低波阻抗、强振幅、低连续性”的反射异常特征；③采用叠后振幅属性提取、叠后波阻抗反演、地震相识别等多种地震属性分析技术，进行了沉积微相的平面展布预测。综合解释结果认为，鲕粒滩体主要分布于台缘带，平面上不规则；白云化鲕粒滩的规模较大，在多种地震属性信息上均有强烈响应，是优质储层发育带。
2012 Vol. 32 (06): 21-23 [摘要] ( 284 ) [HTML 1KB] [PDF 2104KB] CEB (335 KB)( 324 )
24 王宏，毛美丽，范萍，王继平，李建阳
苏里格气田苏77区块气藏评价技术及应用效果
鄂尔多斯盆地苏里格气田主力气层下二叠统山西组山2段、山1段以及下石盒子组盒8段属于砂岩岩性气藏，具有“低孔、低渗、低丰度且非均质性强”等特点，气田规模开发存在较大难度。为此，在勘探程度较低的新区块规模开发前期，开展有针对性的评价工作，寻找含气相对富集区就显得尤为重要。苏77区块在开发前期针对区块面临的地震测网稀、井控程度低、区块内尚未提交任何级别储量、局部存在富水区、单井产能不落实、区块地质认识有待进一步深化等主要问题，开展了地震、评价井及开发试验等方面的开发评价工作。采用“地震—地质相结合”的技术思路，通过二维地震测线控制，结合评价井钻探及沉积相、成岩作用、储层综合评价研究成果，评价河道发育带，预测有效储层分布，进而筛选出含气富集区。2010—2011年在筛选的含气富集区内集中进行产能建设，完钻开发井Ⅰ+Ⅱ类井比例大幅度提高，开发效果良好。该区块开发实践表明所运用的开发前期评价技术行之有效，值得同类型气藏开发评价借鉴。
2012 Vol. 32 (06): 24-27 [摘要] ( 288 ) [HTML 1KB] [PDF 3530KB] CEB (539 KB)( 262 )
28 李义军，李进步，杨仁超，王言龙，樊爱萍
苏里格气田东二区致密砂岩储层裂缝与含气性的关系
鄂尔多斯盆地苏里格气田东区砂岩储层岩性致密，已成为制约天然气规模开发的主要因素。为此，在岩心观察的基础上，采用薄片鉴定、扫描电镜、铸体、压汞等分析方法，对该气田东二区下二叠统山西组山1段和下石盒子组盒8段的储层进行了分析。结果发现：研究区北部砂岩储层中裂缝（裂缝类型主要为构造裂缝和成岩裂缝）较发育，对储层物性有明显的改善作用，而南部则未见到构造裂缝；构造裂缝与溶蚀裂缝均沿构造带边界分布，是致密储层渗透率提高的重要因素；裂缝发育层段，砂岩含气性明显变好。因此，把握裂缝的分布规律对于储层预测、寻找高产气藏、搞好天然气开发设计与施工等具有重要意义。
2012 Vol. 32 (06): 28-30 [摘要] ( 294 ) [HTML 1KB] [PDF 2644KB] CEB (403 KB)( 278 )
31 黎菁，赵峰，刘鹏
苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值的确定
鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下二叠统山西组山2段、山1段及下石盒子组盒8段致密砂岩储层具有典型的低孔、低渗特征，目前使用的储层物性下限值可能偏高。为此，采用经验统计法、孔隙度—渗透率交会法、最小流动孔喉半径法、测井参数法等多种方法对该区物性下限开展了进一步研究，并通过单层试气成果和产能模拟法验证了新确定的下限值。结果表明：盒8段砂岩孔隙度下限值为5.0%，渗透率下限值为0.10 mD，含气饱和度下限值为55%；山1段孔隙度下限值为4.0%， 渗透率下限值为0.075 mD，含气饱和度下限值为55%；山2段砂岩孔隙度下限值为3.5%，渗透率下限值为0.075 mD，含气饱和度下限值为45%。重新认识和确定储层物性下限值，对该区油气勘探后备储量的精确计算具有重要意义。
2012 Vol. 32 (06): 31-35 [摘要] ( 317 ) [HTML 1KB] [PDF 2504KB] CEB (267 KB)( 277 )
开发工程
36 余淑明，卢涛，刘志军，兰义飞，樊友宏
低渗透岩性气藏局部建设储气库库容量的确定
库容量是地下储气库工作气量设计的前提和基础，根据国家能源战略需求，计划在鄂尔多斯盆地榆林气田南区下二叠统山西组山2段气藏建设地下储气库。该气藏的北部与榆林气田长北合作区储层连通，榆林气田南区山2段储层则为大面积分布砂体的一部分，在此建设储气库面临两个难点：①低渗透岩性气藏动态储量如何准确评价；②榆林气田南区局部建库，为防止气体外溢到长北区，如何在边界处设置缓冲区，从而确保南区储气库的可用库容量。为此，首先在获取准确的动态资料基础上，利用压降法、物质平衡法和产量不稳定分析法等综合评价了南区的动态储量，然后通过气藏工程方法、数值模拟方法以及现场动态监测试验研究了压力传播速度，明确了缓冲区距离及库区范围，最终确定了榆林南区储气库库容量：一年一周期建设储气库容量×1，两年一周期建设储气库容量×2，三年一周期建设储气库容量×3。
2012 Vol. 32 (06): 36-38 [摘要] ( 313 ) [HTML 1KB] [PDF 620KB] CEB (140 KB)( 199 )
39 陈启文，董瑜，王飞，叶超，王赞
苏里格气田水平井开发技术优化
随着水平井开发规模在鄂尔多斯盆地苏里格气田的不断扩大，一些新的特殊情况又逐渐显现出来，不同程度地影响着水平井开发综合效益。为此，在前期形成的水平井配套技术的基础上，系统分析了水平井施工过程中出现的各类特殊情况和影响因素，重新对水平井选井、入靶和水平段地质导向等部分关键技术进行了优化，即：①水平井井口应选在目标层所处构造低部位，设计水平段延伸方向为沿局部砂体构造上倾的方向；②对于目标层由多个单砂体组成的砂层组，应根据实际钻遇情况灵活调整入靶位置；③水平段钻遇岩性相变，应按“先上后下”原则追踪砂层；④水平段井斜控制合理，30 m水平段井斜变化不应超过±2°；⑤水平段地质导向应以“先追踪砂体，后参考构造”为原则。现场应用结果表明，所实施水平井（包括5组丛式水平井）全获成功，完钻水平井平均砂层钻遇率达到88.2%，水平井施工单队首次实现6开6完，创下1 000 m水平段最短钻井时间（3 ｄ）记录，平均钻井周期为 48.27 ｄ。
2012 Vol. 32 (06): 39-42 [摘要] ( 311 ) [HTML 1KB] [PDF 1806KB] CEB (281 KB)( 290 )
43 赵立强，杜娟，刘平礼，赵振峰，刘书杰
一种高性能有机酯前置酸加砂压裂隔离液体系
前置酸加砂压裂工艺技术在油气田现场增产改造作业中已进行了大量应用，并取得了较好的增产效果，但同时也暴露出了在压裂注入过程中前置酸与压裂液接触提前破胶等问题。为此，根据前置酸加砂压裂工艺技术的要求，从确保施工成功、提高增产效果出发，提出了采用前置酸加砂压裂隔离液隔离前置酸和压裂液技术，通过理论分析和实验研究，优选出了有机酯类物质作为前置酸加砂压裂隔离液体系主剂，提出了高性能有机酯前置酸加砂压裂隔离液配方和制备方法。对系列实验评价分析结果的研究表明，所提出的有机酯前置酸加砂压裂隔离液体系能较好满足前置酸加砂压裂要求，有效隔离前置酸液和压裂液，提高了施工效果。
2012 Vol. 32 (06): 43-45 [摘要] ( 269 ) [HTML 1KB] [PDF 786KB] CEB (300 KB)( 216 )
46 刘琦，罗平亚，孙雷，欧阳诚，潘毅
苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算
运用气藏开发动态资料，选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量，故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此，针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征，在动态资料不断补充和丰富的基础上，综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算，分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为，苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量，Ⅰ类井平均单井动态储量为2 936×104 m3，Ⅱ类井平均平均单井动态储量为1 355×104 m3，Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×104 m3。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。
2012 Vol. 32 (06): 46-49 [摘要] ( 286 ) [HTML 1KB] [PDF 641KB] CEB (146 KB)( 229 )
50 薛小佳，宁治军，李志忠，吕宝强，范华波
“酸敏”砂岩储层的酸化适用性探讨
酸化压裂技术在鄂尔多斯盆地长庆气区部分特低渗透砂岩储层改造中取得了一定的效果，但对于该工艺在酸敏储层的适用性存在争议。酸敏评价实验标准中所用酸液类型及浓度并不是针对具体储层特征的最佳优化结果，因此该类实验得出的敏感性结论并不能作为储层是否可采用酸化处理的依据。为此，开展了酸液岩心流动评价实验，通过研究储层的损害类型和分析储层中矿物含量，进而优化出了酸化工作液体系，形成了以有机酸为主的酸液体系。岩心实验结果表明，该酸化工作液对酸敏砂岩储层进行酸化是适用的，可有效地提高酸化效果。
2012 Vol. 32 (06): 50-52 [摘要] ( 255 ) [HTML 1KB] [PDF 429KB] CEB (106 KB)( 171 )
钻井工程
53 谢新刚，彭元超，李欣，苏娣娣，崔贵涛
长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术
鄂尔多斯盆地长庆气区Y37-2H井（完钻井深5 044 m，水平段长1 819 m）是国家储气库项目榆林储气库的第一口注采试验水平井，储气库的建设需要注采井不仅要达到强注强采（50×104～100×104 m3/d）的功能、还要满足长寿命（50年）要求。为此，在分析该区气井生产情况的基础上，采用Φ215.9 mm井眼钻长水平段并下Φ139.7 mm筛管完井方案来保障注采井强注强采功能；优选长半径水平井剖面，应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°/30 m，满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求；应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动，将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦，有效地降低了摩阻和扭矩，改善了钻压传递，提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺；采用的无土相复合盐低伤害暂堵钻井（完井）液体系既能满足保护山23储层，又能满足长水平段润滑防卡和泥岩防塌的需要。该井的顺利实施，为长庆气区超大库容的储气库建设奠定了基础。
2012 Vol. 32 (06): 53-56 [摘要] ( 269 ) [HTML 1KB] [PDF 1445KB] CEB (273 KB)( 215 )
57 陈在君，陈恩让，崔贵涛，黎金明，李宝军，谢新刚
长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术
鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山23储层实施，由于该气层经过长期开采和储层压裂改造，导致水平段目的层压力极低（压力系数0.4～0.6），成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素；且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题，以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑，研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井，其中Y37-2H完钻井深5 044 m，水平段长1 819 m，创长庆气田水平段Φ215.9 mm井眼的施工记录，Φ139.7 mm筛管一次性下到预定位置，并获得无阻流量100×104 m3/d 的高产气流。应用效果表明：该体系较好地保护了山23储层，钻完井施工作业安全顺利。
2012 Vol. 32 (06): 57-59 [摘要] ( 253 ) [HTML 1KB] [PDF 307KB] CEB (96 KB)( 221 )
60 范翔宇，龚明，夏宏泉，王俊瑞，李枝林
裂缝性致密砂岩储层钻井液侵入深度的定量计算方法
在裂缝性致密砂岩储层中，钻井液侵入裂缝是导致储层损害的主要因素之一。然而，目前国内外对该类储层钻井液侵入深度的分析还缺乏深入探讨。为此，在分析致密砂岩裂缝发育特征及钻井液侵入对其电性特征影响的基础上，给出了钻井液侵入深度的定性分析表；进而采用体积模型法和数理统计法，建立起了不同裂缝系统的钻井液侵入深度定量计算模型。最后，精细计算了塔里木盆地中部某区9口井17个层位的裂缝性致密砂岩储层的钻井液侵入深度。结果表明，所建立的模型因很好地结合了地质、钻井、测井等客观实际（综合考虑了地层裂缝特性、岩性、电性、物性、含流体性质），计算精度较高，有效地解决了裂缝性致密砂岩储层钻井液侵入深度的定量计算问题。该成果对类似储层的污染评价、射孔设计以及开发过程中增产措施的决策都具有指导和借鉴作用。
2012 Vol. 32 (06): 60-64 [摘要] ( 275 ) [HTML 1KB] [PDF 248KB] CEB (146 KB)( 227 )
65 赵忠文，李黔，黄桢，米光勇
孔隙压力精确预测方法及其在九龙山地区的应用
四川盆地川西北地区九龙山构造具有多套产层，纵向上存在多套压力系统且含有异常高压。因地层孔隙压力预测不准确导致的井下复杂与事故（井漏、井涌、溢流、卡钻），给该区的安全、快速钻井施工带来了很大的困难。为此，基于九龙山地区已完钻井的测井资料，在常规孔隙压力预测模型的基础上，运用切比雪夫逼近原理建立最佳一致逼近的多项式模型对实际地层孔隙压力进行多次逼近，通过确定最佳值一致逼近多项式的关键系数，进而建立起了具备地质构造特点的地层孔隙压力精确预测模型。应用结果表明，这种全新的预测方法建立的地层孔隙压力剖面具有相当高的吻合率，成功实现了对九龙山构造异常地层压力的精确预测。
2012 Vol. 32 (06): 65-68 [摘要] ( 279 ) [HTML 1KB] [PDF 1191KB] CEB (146 KB)( 215 )
集输工程
69 刘银春，王莉华，李卫，陈虹，刘祎，郑欣
苏里格气田南区块天然气集输工艺技术
鄂尔多斯盆地苏里格气田南区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强，属于典型的低渗透致密岩性气藏。针对该区块的地质特征和特殊的开发方式（采用井间与区块相结合的接替方式开发），采用了以下天然气集输工艺：①井下节流、井丛集中注醇的天然气水合物抑制工艺；②管道不保温；③中压集气；④井口带液连续计量；⑤常温分离；⑥两次增压；⑦气液分输；⑧集中处理。形成了“中压集气、井口双截断保护、气井移动计量测试、气液分输、湿气交接计量” 等一系列工艺技术，有效降低了地面工程的投资成本，提高了气田开发项目的经济效益，对类似气田的开发建设具有借鉴意义。
2012 Vol. 32 (06): 69-72 [摘要] ( 283 ) [HTML 1KB] [PDF 860KB] CEB (132 KB)( 277 )
加工利用
73 王鹏飞，冯涛，李石林，马平原
煤矿乏风瓦斯热逆流氧化床的阻力特性研究
热逆流氧化是实现煤矿乏风低浓度瓦斯减排和有效利用的主要技术之一。为了掌握热逆流氧化床的阻力特性，更好地为其设计提供理论参考依据，借助Fluent计算流体力学软件，对热逆流氧化床阻力特性开展了相关的数值研究，得出以下主要结论：①伴随气体温度和流速在氧化床内变化，氧化床的压强梯度也发生剧烈变化。在预热段，压强梯度的绝对值沿气体流动方向增加；而在反应段内，压强梯度基本保持不变；反应产生的气体进入蓄热段后，温度不断下降，压强梯度的绝对值也随之下降。②氧化床阻力在前半周期内随时间增加而不断降低；进入后半周期，氧化床阻力开始回升，到后半周期结束时恢复到该周期开始时的阻力值；随着气流方向的周期改变，氧化床阻力以V型波的形式呈现周期性变化。③氧化床的压强损失随着乏风量的增加几乎呈线性增加、随着乏风瓦斯中甲烷浓度的升高而增加、随着蜂窝陶瓷孔隙率的增大而降低，而换向半周期对氧化床的压强损失几乎没影响。
2012 Vol. 32 (06): 73-77 [摘要] ( 271 ) [HTML 1KB] [PDF 1629KB] CEB (224 KB)( 608 )
78 任晓晶
澳大利亚煤层气产出水脱盐处理方法
煤层气产出水通常伴有大量的固体杂质和盐类，必须经过净化及脱盐处理，处理费用在煤层气的开采作业成本中占有相当大的比例，其处理方式在澳大利亚煤层气开发规划及审批中已成为至关重要的因素。为此，介绍了目前煤层气工业技术处于国际领先水平的澳大利亚煤层气产出水脱盐处理方法——蒸馏、膜分离或两者结合的脱盐方法：蒸馏脱盐是利用设备提供能量使产出水蒸发，从而降低水蒸气中化学盐分含量的方法，以多效蒸发、多级闪蒸为主要的2种选择；膜分离脱盐是利用原料水通过介质进行除盐的方法，主要采用反渗透膜装置。根据澳大利亚煤层气工业现阶段的水处理情况，对比分析了几种常用脱盐方法的能耗、投资成本及适用范围，并总结了澳大利亚煤层气产出水处理设备的设计理念和技术创新，对国内煤层气的开发具有借鉴意义。
2012 Vol. 32 (06): 78-81 [摘要] ( 269 ) [HTML 1KB] [PDF 919KB] CEB (135 KB)( 254 )
安全环保
82 王以朗，朱进，罗旭
油气田工程技术服务承包商安全管理难点与对策——中国石油西南油气田公司承包商管理实践
承包商安全管理是油气田安全生产管理的薄弱环节和难点。为实现中国石油西南油气田公司与承包商互利双赢、安全清洁发展，分析了承包商安全管理的难点：队伍数量不均衡、HSE措施费用投入不足、未实现全过程监督管理与动态考核、未执行统一的健康安全与环境管理规定、员工素质较低等。并针对性地提出了控制承包商数量与质量、建立承包商分类管理制度、建立承包商HSE管理信息系统、严格承包商量化考评、严格承包商培训考核、严格执行统一的健康安全与环境管理规定等对策措施。实践证明，通过实施上述对策措施，承包商作业现场安全管理趋于规范，违章行为大幅降低，事故事件得到明显遏制。这些对策措施对推进承包商“转变观念、养成习惯、提高能力”具有一定的理论和实践意义。
2012 Vol. 32 (06): 82-84 [摘要] ( 273 ) [HTML 1KB] [PDF 213KB] CEB (79 KB)( 221 )
经济管理
85 何春蕾，肖学兰
中国天然气行业政策研究进展及框架构建
国外天然气工业发展成熟国家的历史及经验表明，合理的行业政策是推动天然气工业发展的重要因素。作为新中国最早的天然气工业基地，川渝气田历来十分重视对天然气行业政策的研究，很多天然气行业政策都先在川渝气田进行研究、推动试行并逐步推广到全国。为此，在总结中国石油西南油气田公司近几年在天然气价格改革、非常规天然气开发利用政策、天然气行业监管与立法、天然气利用政策以及天然气发电政策等天然气行业政策方面主要研究进展的基础上，从天然气产业链产运储销各环节协调发展的角度，构建了包括天然气价格及配套政策、天然气行业财税政策、天然气行业监管政策、天然气行业利用政策等4个方面的中国天然气行业政策框架体系，列出了框架体系的结构内容及特征，最后还提出了需要重点关注和推动国家出台的相关政策及下一步研究方向和重点。
2012 Vol. 32 (06): 85-88 [摘要] ( 284 ) [HTML 1KB] [PDF 1266KB] CEB (209 KB)( 378 )
89 谢军，杨再勇，王廷勇，张友彩，刘泽元
复杂难采油气藏开发管理探索与实践——以中国石油西南油气田公司川中油气矿为例
四川盆地川中地区油气分布范围广、资源丰富，历经半个多世纪滚动勘探开发，因油气藏地质特征复杂、开发难度大，始终未能形成规模效益开发。“十一五”期间，中国石油西南油气田公司川中油气矿依靠技术进步，创新开发管理，针对低孔、低渗、高温、高压、高含硫、非均质性强、气水关系复杂的油气藏开发技术瓶颈和管理难点，在深化不同类型油气藏地质认识的基础上，通过技术攻关、技术引进和集成创新，形成了低孔低渗层状孔隙型碳酸盐岩气藏水平井开发配套技术，致密砂岩气藏“区块优选+丛式井+分层压裂+井下节流+地面标准化”的主体开发技术，以及超深、高温、高压、高含硫气井安全快速钻完井和高含硫环境下地面系统腐蚀监测与防治配套技术。通过管理创新形成了与复杂难采油气藏相适应的开发管理模式，提高了复杂油气藏开发水平，油气储量、产量快速增长，近５年新增天然气探明储量4 887×108 m3，油气年产量由不到100×104 t油当量上升到300×104 t油当量。所形成的一系列针对不同类型油气藏的开发配套技术和管理经验对其他非常规复杂油气藏的开发具有借鉴作用。
2012 Vol. 32 (06): 89-92 [摘要] ( 249 ) [HTML 1KB] [PDF 447KB] CEB (105 KB)( 206 )
93 罗伟中，郑洪弢，孟勐
美国出口LNG及对世界LNG市场的影响分析
2010年9月以来，美国一批拟建LNG出口项目的出现改变了世界长期LNG供应预期。目前美国已批准及规划的LNG出口项目总规模约每年1×108 t，相当于2011年全球LNG贸易总量的40%，成为未来世界重要的LNG潜在资源，受到主要LNG进口国（包括中国）的广泛关注。为此，通过对美国天然气储量和供需的分析，认为美国具备规模出口LNG的基本条件，并且与澳大利亚出口LNG项目相比，美国出口LNG至东北亚地区具有综合成本优势。此外以德勤咨询公司和英国天然气集团提供的美国天然气供应曲线为基础，分析了不出口LNG和出口LNG 两种情景下，美国长期天然气需求量变化对美国天然气价格的影响，指出美国出口LNG导致其天然气价格大幅上涨的可能性不大。而对LNG进口国而言，美国出口LNG将增加世界LNG供应量，使世界各地LNG和天然气市场相互影响进一步加深，有助于缩小世界各区域天然气价格差距，但同时需要认真研究应对美国天然气出口政策变动和天然气价格波动的方法和策略。
2012 Vol. 32 (06): 93-98 [摘要] ( 247 ) [HTML 1KB] [PDF 1167KB] CEB (216 KB)( 447 )
新能源
99 辜敏，鲜学福，杜云贵，卢义玉
威远地区页岩岩心的无机组成、结构及其吸附性能
页岩含气量是页岩含气性评价、资源储量预测的关键参数，其值与页岩的组成、结构和吸附性能密切相关，但过去对页岩的无机组成及其对页岩吸附能力影响的研究相对较少。为此，利用四川盆地威远地区的页岩岩心，采用扫描电镜（SEM）、X射线荧光光谱（XRF）、X射线衍射（XRD）、傅立叶红外光谱（FT-IR）、低温N2吸脱附方法分别对岩心的无机组成、表面性质、孔结构进行了表征；采用重量吸附法测试了岩心对CH4和CO2的吸附性能。结果表明：①该页岩岩心中含有大量的石英和方解石、少量的黏土矿物（蒙脱石、伊利石、绿泥石）和多种金属元素，因此岩心脆性大；②岩心内部含大量的孔隙和大孔，微孔很少，比表面积和孔容均很低，因此吸附能力较低；③CH4主要以游离形式存在于岩心孔隙中，岩心对CH4的吸附量为0.88~1.89 m3/t（25 ℃）和0.47~0.86 m3/t（40 ℃），岩心对CO2的吸附性能高于CH4。
2012 Vol. 32 (06): 99-102 [摘要] ( 326 ) [HTML 1KB] [PDF 1626KB] CEB (423 KB)( 367 )
