本期视点
1 徐博
2020年前中国多气源供应格局展望
中国天然气市场已经进入快速发展阶段，多气源供应格局正在形成。据现有的研究成果预测，到2015年，规划的包括常规天然气、煤层气、煤制气和页岩气的国产气和进口管道气、LNG最高供应量可达3 586×108 m3，比目前预测的届时天然气需求量超出900×108 m3以上。最低情景下，到2015年中国天然气供应量也可达3 185×108 m3，比目前预测的届时天然气需求量超出近600×108 m3。综合分析后得出结论：2015年前，我国多气源供气格局将基本形成，彻底结束目前天然气供应紧张的局面，理论上推测天然气供给量将全面超过需求量；基于9×104 km的长输管道和130×108 m3的储气库工作气量，全国天然气供气灵活性、可靠性将大为提高；到2020年，我国多气源供气格局将进一步深化，基础设施将更加完备。因此，在未来气源多样、供应相对充足的前景下，如何优化供应格局显得更为重要。最后建议： ①协调处理好国内资源和引进资源的关系；②国家应该统筹协调各沿海地方、各大石油企业引进LNG的规划；③尽快解决国、内外两种天然气的价差问题。
2012 Vol. 32 (8): 1-5 [摘要] ( 293 ) [HTML 1KB] [PDF 230KB] CEB (117 KB)( 408 )
6 石林，杨雄文，周英操，李怀仲，王瑛
国产精细控压钻井装备在塔里木盆地的应用
塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩地层属于典型的窄密度窗口地层，常规钻井存在诸多技术难题，井下复杂情况频发，水平井常常因井漏溢流而被迫提前完钻。针对该区块地层特点、钻井难点及控压钻井的应用情况，对比分析了国产精细控压钻井与国外相关公司的装备特征，重点介绍了国产精细控压钻井装备在塔里木盆地碳酸盐岩复杂地层实施中的适应性、对策及应用效果，其中在TZ26-H7井创造了进尺1 476 m的新纪录（水平段进尺1 345 m，全井水平位移1 647 m）。该区3口井水平段钻井应用的结果证明：国产精细控压钻井装备及技术能够适应塔里木油田碳酸盐岩裂缝性储层的钻井需求，有利于储层油气的发现和保护，可有效控制溢流、漏失等井下复杂对钻井作业的影响，减少非生产时间损失；国产装备的各项性能和指标均达到或超过国际先进水平，为常压压裂缝性窄密度窗口油气层安全钻井提供了一种技术手段，具备投入规模化工业应用的条件。
2012 Vol. 32 (8): 6-10 [摘要] ( 212 ) [HTML 1KB] [PDF 1704KB] CEB (294 KB)( 195 )
大气田巡礼
11 童传新，王振峰，李绪深
莺歌海盆地东方1-1气田成藏条件及其启示
由于莺歌海盆地众多底辟构造具有相似的成因联系，为研究其底辟构造特殊的天然气成藏条件，通过储层成岩作用、地层水化学分析等，对东方1-1气田进行了剖析，揭示出该气田的成藏地质条件与底辟运动及深部热流体活动息息相关，即：底辟运动为产生背斜构造创造了条件，深部热流体促进了有机质热演化，与底辟运动相伴生的断层与垂向裂隙为深部气源向浅部运移提供了快速通道，多期且具继承性的底辟活动使得天然气成藏期晚，近断层处热流体活动较强烈，临滨亚相粉细砂岩是良好储层，同时具有明显的含气地震信息异常。该盆地内其他底辟构造与东方1-1气田具有类似的成藏地质条件，在东方1-1气田成功开发的启示下，促进了一批与底辟运动有关的天然气田的发现。
2012 Vol. 32 (8): 11-15 [摘要] ( 224 ) [HTML 1KB] [PDF 3054KB] CEB (389 KB)( 154 )
16 姜平，何巍，成涛
东方1-1气田经济高效开发实践及认识
莺歌海盆地东方1-1气田具有面积大、各气组含气面积叠合性差、储量丰度低、储层非均质性强和非烃组分含量高等特点。为达到经济高效开发气田的目的，针对该气田特点及开发过程中的主要矛盾，在对储层非均质性详细研究的基础上，以高分辨率三维地震技术落实构造、刻画砂体，寻找出海上浅层低渗透气藏的“甜点”——相对高的孔渗体（带），利用大位移长水平井段钻井技术来提高单井的控制产能，通过两期开发及后续调整井的分步实施，实现了对该气田的经济高效开发，其产量满足了下游产业的用气需求。此外，针对长水平段井产能测试困难的问题，提出了适应水平井的稳定产能测试新方法，成功解决了生产管理过程中的难题，达到了少井高产、高效开发海上气田的目标，为类似气田的开发提供了经验。
2012 Vol. 32 (8): 16-21 [摘要] ( 225 ) [HTML 1KB] [PDF 7622KB] CEB (1058 KB)( 164 )
22 刘薇薇，周家雄，马光克，李芳，张合斌
东方1-1气田开发地震技术的应用
位于莺歌海盆地中央的东方1-1气田受海上作业条件限制，部署的井位数量相对较少，井控范围大，对地震资料的依赖度高。为达到高效开发气田的目的，针对其储层复杂、非均质性强的特点，利用有色反演技术结合倾角切片等资料进行了多体构造分析及砂体精细描述，并利用时频三原色信息来指导隔、夹层的准确雕刻，最终实现了对该气田储层空间几何形态的精细描述；同时，利用叠后资料地震属性及地质综合资料，进行了相控储层预测，结合叠前弹性反演、吸收等信息对储层的物性变化及含气性进行了预测。研究成果对该气田开发井位部署、地质储量的确定等方面起到了重要作用，并由此建立起了一套适应莺歌海盆地储层评价、气田开发的地球物理技术系列。
2012 Vol. 32 (8): 22-26 [摘要] ( 213 ) [HTML 1KB] [PDF 5667KB] CEB (1043 KB)( 162 )
27 何胜林，张海荣，陈嵘，高楚桥
东方1-1气田低电阻率气层测井评价方法
莺歌海盆地东方1-1气田发现了众多低阻气层，其三孔隙度曲线“镜像”不明显，地层电阻率接近临近水层和泥岩的值，难以有效识别。为此，从储层岩性、孔隙结构以及地层水性质等方面对低阻气层的成因机理进行了研究，在明确了低阻气层成因的基础上，提出了利用四孔隙度差值法、四孔隙度比值法对低阻气层进行定性识别方法；依据导电效率模型对低阻气层含水饱和度进行了计算，结合孔隙度与气柱高度计算得到的束缚水饱和度，可以据此有效地对低阻气层的产液性质进行判断。实际应用结果表明，该方法在东方1-1气田低阻气层解释评价中取得了良好的效果，与测试结果相吻合。
2012 Vol. 32 (8): 27-30 [摘要] ( 216 ) [HTML 1KB] [PDF 2650KB] CEB (222 KB)( 144 )
31 张崇，黄凯文，王尔钧，方达科，许发宾，曾春珉
东方1-1气田完井技术及其研究展望
莺歌海盆地东方1-1气田产层——莺歌海组具有中低渗透率砂岩气层的特征，易受到水敏、水锁及微粒运移损害。通过开展钻完井液体系研制、生产管柱结构优化以及完井工艺措施研究等科研攻关和实践，形成了以进攻性隐形酸完井液储层保护技术、水平井防砂控水技术、动态监测技术、水平井筛管和尾管固井联作技术及安全控制与完井管柱优化等为核心的高产水平气井安全、高效开发的完井技术体系。开发井的产能都达到了开发方案中的配产要求，有效地保证了东方1-1气田顺利投产和向下游稳定供气。同时，针对下一阶段开发目标黄流组，也提出了高温高压完井、低孔低渗储层保护、提高单井产量等关键技术的攻关研究方向。
2012 Vol. 32 (8): 31-34 [摘要] ( 193 ) [HTML 1KB] [PDF 1731KB] CEB (171 KB)( 147 )
35 周声结，贺莹
国内大规模MDEA脱碳技术在中海油成功应用——以中海油东方天然气处理厂为例
中国海洋石油总公司（以下简称中海油）近年来为开发在南中国海发现的一批高含CO2的天然气田，通过与国内相关单位联合攻关并消化吸收国外MDEA溶液脱除CO2技术，依靠自身及国内力量，在海南省东方市建成了国内大规模的MDEA脱除CO2装置。具有MDEA贫液、半贫液二段吸收，减压、汽提二次解吸再生特点的CO2脱除工艺流程不仅降低了装置投资，而且具有高CO2净化度、低能耗和溶剂损失少等优势，该装置年平均稳定完好运行达350天，净化气质CO2含量小于1.5%，完全满足下游用户对气质的要求。经多年实际运行证明，该技术应用于大规模CO2脱除装置是合理和可行的，近年来在中海油已得到广泛应用。
2012 Vol. 32 (8): 35-38 [摘要] ( 218 ) [HTML 1KB] [PDF 781KB] CEB (123 KB)( 198 )
39 胡辉，李大全，周声结
透平驱动湿气压缩机三级串联技术
气田工况原因和下游用户对天然气的旺盛需求导致东方1-1气田中心平台湿气压缩机工程比原计划提前4年实施。该气田的复杂工况要求压缩机组工作区间必须非常宽、备用系数高、切换迅速，而海上施工条件又决定了湿气压缩机工程施工时无法整体预制吊装，工程时间紧，工程预算费用仅为合作气田同类项目的1/3。为此，研发了透平驱动湿气压缩机三级串联工艺：利用机组喘振工艺，修改了湿气压缩机软件，使用入口旋流分离器和出口海水冷却器，通过喘振阀形成小循环把机组运转起来，实施精确控制，以实现多机组的切换和串联运行。并对其设备进行了国产化研究，通过实施内循环单机调试技术、组装式吊机海上吊装技术、电气系统不停产改造技术和总体配管优化技术，对设计施工调试技术进行了创新，实现了项目在预算内快速高质量投产。工程投用后每天增产天然气（40～120）×104 m3，满足了复杂工况下的气田开发和下游天然气用户的生产需求。
2012 Vol. 32 (8): 39-43 [摘要] ( 231 ) [HTML 1KB] [PDF 1631KB] CEB (346 KB)( 169 )
44 张万兵，刘小伟，陈柱，彭远志，肖鹏
关停湿气压缩机对外输天然气组成的影响及改造方案
莺歌海盆地东方1-1气田是我国海上最大的自营气田，日产天然气800×104 m3，共32口气井，每口气井CO2含量差异较大，当湿气压缩机关停后由于压差的变化会造成外输天然气组成的波动而影响下游用户的生产稳定性。为此，对设备及工艺流程进行了优化改造，增加了压缩机意外关停触发中心平台高碳井自动关井逻辑，增设了自动油嘴，并在生产分离器增设了PV阀遥控放空。优化改造后，气田经历过多次压缩机意外关停，都顺利将天然气组分CO2的含量波动幅度控制在8%以内，使得工艺系统更加稳定，对下游用户的冲击也降到了最低，每年创造近600万元的经济效益。
2012 Vol. 32 (8): 44-47 [摘要] ( 222 ) [HTML 1KB] [PDF 722KB] CEB (191 KB)( 160 )
地质勘探
48 李伟，朱智鹏，张海杰
中西部含油气盆地喜山期强烈隆升剥蚀与大气田的成藏效应
地层强烈隆升与天然气成藏效应的关系一直是地质学界关心的重要问题之一，但对于中国中西部含油气盆地喜山期的强烈隆升剥蚀与大气田的成藏效应之间关系的系统研究却很少。为此，通过对我国中西部地区不同盆地不同区带喜山期的强烈隆升剥蚀及其与大气田成藏效应关系的分析，认为这种强烈隆升与剥蚀对大规模天然气的聚集成藏，不仅具有重要作用，而且还会因所处地质条件的不同而产生较大的成藏效应差异，主要表现在3个方面：①膏盐发育区的挤压冲断与快速隆升剥蚀，产生流体高效抽吸效应；②大规模储集体发育区持续隆升剥蚀，产生大面积水溶气的减压脱溶效应；③高泥地比与高热演化区持续隆升剥蚀，产生大面积地层减压吸水效应。之所以会产生上述3种不同的成藏效应，是其成藏地质条件差异大所造成的。结论认为：流体高效抽吸效应，主要形成于有膏岩与盐岩封盖很好的冲断构造带；大面积水溶气脱溶效应主要发生在储集体巨大、天然气充注不足的地层；大面积泥岩吸水效应，主要发育于气源较充足且烃源岩热演化程度高、泥岩含量高的地层。
2012 Vol. 32 (8): 48-55 [摘要] ( 255 ) [HTML 1KB] [PDF 2972KB] CEB (456 KB)( 186 )
56 马如辉
YB地区须家河组须三段钙屑砂岩气藏成藏主控因素——以X7井为例
钙屑砂岩一般都致密，被认为是非储集岩类。2012年2月，中国石化勘探南方分公司在四川盆地YB地区所钻X7井在上三叠统须家河组须三段获得高产工业气流，薄片鉴定确认储层岩性为钙屑砂岩，由此点亮了钙屑砂岩储层油气勘探的希望。为此，通过对YB地区高产气井——X7井产层段岩石学特征、储集空间特征、储层物性特征、储层电性特征、储层地震响应特征分析，建立了YB地区上三叠统须家河组须三段钙屑砂岩气藏的成藏模式：钙屑砂岩分布+有利的成岩作用（包括早期短期暴露溶蚀作用以及晚期有机酸溶蚀作用）+构造裂缝发育带+合理断层匹配。并结合沉积相、地震属性分析和裂缝分布研究成果，对X7井附近须三段储层进行了综合预测。结果显示：油气富集区主要集中在钙屑砂岩发育带叠加构造裂缝发育带。在此基础上，提交了3口开发建议井井位。
2012 Vol. 32 (8): 56-62 [摘要] ( 186 ) [HTML 1KB] [PDF 16203KB] CEB (1676 KB)( 236 )
开发工程
63 杨涛，余淑明，杨桦，李隽，李楠，曹光强，王云
气井涡流排水采气新技术及其应用
涡流排水采气技术是一项由中国石油天然气集团公司于2011年率先引进的排水采气新技术，既可应用于气井井下，也可应用于地面集输系统。为此，在论述了气井井下涡流排水采气的工艺原理、技术优点，工具组成、下入操作程序的基础上，总结了该技术在松辽盆地、鄂尔多斯盆地所取得的主要成果、经验与认识，并进一步提出了深入进行科研、试验与攻关的可行性建议。结论认为：应在总结升1-1、苏36-4-3等井试验经验的基础上，针对我国有水气田开发的实际情况，加强涡流排水采气工艺的适应性、影响因素及关键技术的研究，並从选井原则的合理确定、优化设计与座封方式、优化组合等方面入手，学习国外成功经验，进一步加快该项工艺技术在我国的推广应用步伐。
2012 Vol. 32 (8): 63-66 [摘要] ( 233 ) [HTML 1KB] [PDF 2077KB] CEB (416 KB)( 260 )
67 陈文龙，廖发明，吕波，苗继军，常志强
牙哈凝析气藏注气开发过程反蒸发动态相态特征
针对牙哈凝析气藏出现的反凝析问题，利用油气相平衡理论，在对典型气井YH301井地层流体相态实验拟合的基础上，模拟研究了该凝析气藏的反凝析相态特征和组分变化特征，同时分析了注入气与地层剩余凝析油和剩余井流物的反蒸发相态变化特征。结果表明：①随着地层压力的降低，凝析气中C1含量逐渐增加，C10+的含量逐渐降低，反之也成立；②加载不同比例注入气后，随着注入气比例从20%增加到80%，地层反凝析油的ｐ—T相图临界点从右向左偏移，当注入气摩尔含量超过40%后，整个体系在地层温度134 ℃下已经变成露点状态；③地下剩余流体注气后混合物体系反凝析液量降低，注入气所占摩尔含量越高，反凝析液量降低越多；④注入气摩尔含量大于40%有利于降低体系露点压力和反凝析液量，使凝析气不会再显著发生反凝析损失，反凝析饱和度明显降低，有利于牙哈凝析气藏开发中后期进一步提高凝析油的采收率。
2012 Vol. 32 (8): 67-70 [摘要] ( 213 ) [HTML 1KB] [PDF 1233KB] CEB (198 KB)( 130 )
71 吴学安，张永斌，罗钟鸣，王海峰
涩北气田割缝筛管压裂充填防砂工艺
柴达木盆地涩北气田地层胶结疏松、成岩性差、欠压实、易出砂，严重影响到气井的正常生产，多次试验结果表明单一的防砂工艺技术已不适用于该气田。为此，重点研究了割缝筛管压裂充填防砂工艺在该区的适用性，通过对割缝筛管压裂充填防砂工艺参数、支撑剂、工作液的优选以及施工方法和工艺管柱的改进，使其防砂有效率得到极大提升，工艺有效率在涩北一号、涩北二号和台南气田分别达到70%、100%、100%。生产实践结果表明，涩北气田随着单井产水量的上升，气井出水、出砂日趋严重，建议开展防砂堵水一体化、防砂携液一体化工艺的研究。
2012 Vol. 32 (8): 71-73 [摘要] ( 190 ) [HTML 1KB] [PDF 1028KB] CEB (108 KB)( 166 )
钻井工程
74 李令东，程远方，梅伟，李清平，高立超
温度影响天然气水合物地层井壁稳定的有限元模拟
由于天然气水合物特殊的理化性质，水合物地层要比常规地层的井壁稳定问题更加复杂，钻井液温度对天然气水合物地层的稳定性影响将是一个不容忽视的因素。为此，考虑热传导、对流、水合物分解、地层力学性质变化等诸多因素及其相互耦合作用，建立了温度影响天然气水合物地层井壁稳定的数学模型，并进行有限元求解。最后以国外某深水天然气水合物地层实际取得的地质资料为例，计算分析了钻井液温度对地层水合物分解、地层力学性质变化及井壁稳定的影响规律。结果表明：地层水合物因受热分解会导致地层力学性质急剧变差，进而极易导致地层屈服失稳，选择低温体系钻井液并控制其温度低于水合物相平衡温度，有助于维持井壁稳定，实现安全钻进。
2012 Vol. 32 (8): 74-78 [摘要] ( 203 ) [HTML 1KB] [PDF 1318KB] CEB (289 KB)( 178 )
79 王京光，张小平，杨斌，曹辉，王勇强
一种抗高温高密度饱和盐水钻井液的研制
中亚地区天然气藏埋藏深、产层压力大、井底温度高且存在巨厚盐膏层（深度超过4 000 m），要求钻井液的密度介于2.20～2.60 g/cm3，井底温度超过200 ℃。为此，针对目前钻井液抗高温能力不足、抗污染性能差的问题，以抗高温降滤失剂KJL为核心处理剂，采用优选的复合盐配方来提高液相密度，研制出了一种抗高温的高密度饱和盐水钻井液：抗高温220 ℃，抗钙镁污染、密度2.60 g/cm3，流变性良好，满足了土库曼斯坦、乌兹别克斯坦的3个合同区块天然气钻井作业要求。
2012 Vol. 32 (8): 79-81 [摘要] ( 163 ) [HTML 1KB] [PDF 567KB] CEB (103 KB)( 175 )
82 李树刚，魏振吉，孙中磊
钻井液除硫剂除硫效果的静态评价实验及认识
目前室内评价出的钻井液硫化氢吸收液除硫效果与现场使用时的效果差异较大。为此，通过在水基钻井液中加入除硫剂制作成吸收液进行室内静态实验，考察了吸收液在改变温度、膨润土含量、无水碳酸钠含量、基浆水化时间、吸收液pH值后的除硫（使用）效果，得到了温度、硫化氢气体发生装置的稳定性、膨润土加量、无水碳酸钠加量、基浆水化时间、吸收液的pH值、碘量法中标准溶液的配制，操作误差以及滴定终点的判断等因素对测定钻井液除硫剂除硫效果影响的认识。研究结果认为，室内评价钻井液除硫剂的除硫效果的最佳实验条件如下：温度40 ℃、膨润土加量为4%、无水碳酸钠加量为0.5%、基浆水化时间为2 d、钻井液pH值大于11、碘量法滴定前调节吸收液的pH值大于11。
2012 Vol. 32 (8): 82-87 [摘要] ( 172 ) [HTML 1KB] [PDF 1427KB] CEB (200 KB)( 174 )
88 韩斅，彭芳芳，徐同台，潘小镛
削减PDC钻头泥包提高机械钻速的技术途径
采用PDC钻头与水基钻井液配合方式钻进泥页岩地层时，如何防止钻头泥包成为提高钻速的一大技术难点。为此，首先介绍了国外水基钻井液和水基钻井液添加ROP增速剂的钻头提速室内模拟实验取得的成果；然后用典型实例分别评述了PDC钻头优化（结构、氮化处理）以及在泥岩段地层中应用水基钻井液添加ROP增速剂的提速效果。考虑到钻井液的费用和环保问题，认为加入ROP增速剂的水基钻井液配合抛光PDC钻头将是软泥岩地层提速的有效技术途径，其应用一定会有更广阔的前景。
2012 Vol. 32 (8): 88-91 [摘要] ( 204 ) [HTML 1KB] [PDF 639KB] CEB (140 KB)( 155 )
集输工程
92 梁光川，李琳，游赟
基于序贯模块法的川渝管网输气站压损过程模拟技术
川渝地区已形成较为完善的天然气输配管网系统。为了降低压力损失和提高管网的输送能力，针对输气站在管网中的重要性和站场设备多样性的实际情况，建立了输气站工艺单元和系统结构的数学模型，运用序贯模块法开展了输气站压损过程模拟技术研究，开发了天然气输气站过程模拟软件。运用模拟软件对川渝地区典型输气站运行工况进行了模拟分析，结果表明：单元设备模拟压损计算的相对误差大部分低于5%，全压损计算的相对误差也在10%左右，验证了该软件的可靠性。该技术可为输气站的安全稳定运行提供有效的技术支持。
2012 Vol. 32 (8): 92-95 [摘要] ( 202 ) [HTML 1KB] [PDF 752KB] CEB (129 KB)( 170 )
96 张琳，苏欣，刘有超，刘祎飞
土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议
土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况，对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析，考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响，同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选，推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响，避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为：该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素，使优选出的增压工艺具有较强的适应性，确保气田平稳开发和运行。
2012 Vol. 32 (8): 96-99 [摘要] ( 184 ) [HTML 1KB] [PDF 622KB] CEB (133 KB)( 193 )
加工利用
100 付子航，宋坤，单彤文
空气热源式气化技术在大型LNG接收终端的应用
近年来，空气热源式气化设备和技术（Ambient airbased heating vaporization，AHV）因其具有环境友好、节约能源、可持续利用等优势而在其他国家的新建LNG项目中不断得到实践验证和推行。为此，介绍了AHV的技术特点、分类及其在世界各地的最新应用情况，并与常规气化技术进行了对比，进而提出了该类技术的应用条件，分析了该技术方案的优缺点。结果认为：①LNG接收终端所处位置具体环境的气象条件（年最低环境温度、湿度、风向和风速、持续时间等）是选择合适的AHV技术的关键因素；②设计空气热源气化系统需要确定它的最低环境温度以及备用热源系统需要热机备用的工况条件；③相对于浸没燃烧式气化器，AHV系统的优势明显，且燃气（电）价格比率越高，其优势越显著；④在不适合采用海水开架式气化技术的条件下，AHV可作为优选方案；⑤在免费海水使用受限、天然气燃烧制热成本高昂的情况下，以空气热源作为气化系统基荷热源是最为便利和直接的选择。为中国规划和设计新建LNG接收终端提供了更为经济和环保的气化技术选项
2012 Vol. 32 (8): 100-104 [摘要] ( 168 ) [HTML 1KB] [PDF 2688KB] CEB (631 KB)( 211 )
安全环保
105 周晓庆，薛强，罗杰
四川盆地天然气钻前工程选址风险识别与防控措施
四川盆地油气探区人口稠密、河流密布、植被茂盛、环境敏感、地质构造复杂，属地质灾害易发区，钻前工程选址风险因素较多，风险较大。为了防灾减灾，有效降低钻前工程风险，从管理和技术的角度出发，对四川盆地油气探区滑坡、泥石流、岩石崩塌地质灾害、环境危害、洪水灾害、矿井（坑道）、溶洞危害及工程实施本身等各类风险进行了分类识别，并从钻前工程选址应遵循的原则、开展环境和地质灾害评估、调查走访、地质勘查、控制安全距离、主动避让等方面提出了预防和控制的措施。结论认为，通过充分识别、诊断并采取以规避为主、处治为辅的防控措施，可以规避和降低钻前工程选址风险，保障四川油气田勘探开发的顺利实施，也对其他类似山地油气勘探的钻前工程选址具有一定的借鉴意义。
2012 Vol. 32 (8): 105-107 [摘要] ( 159 ) [HTML 1KB] [PDF 223KB] CEB (81 KB)( 166 )
108 张太亮，李农，赵德银，苏丽
声化学集成臭氧技术处理钻井废液实验研究
目前国内外油气井钻井废液的处理方法主要有直接排放、填埋、坑内密封、土地耕作、固化法、焚烧法、微生物法等，这些方法都存在处理费用高、处理不彻底、适用范围窄等问题，其中钻井废液的脱稳混凝处理是关键。针对钻井废液组成、特点、危害及目前国内外处理现状，根据声化学、臭氧氧化作用机理，提出了采用声化学复合臭氧氧化集成技术达标处理钻井废液的研究思路。实验分析了影响声化学脱稳及声化学复合臭氧深度处理因素，并得出如下钻井废液达标处理优化工艺：①声化学脱稳混凝处理，声强30 W/cm2、声频35 kHz、作用时间20 min、无机混凝剂PAC加量0.6%；②声化学复合臭氧氧化深度达标处理，声强35 W/cm2、声频35 kHz、O3浓度1 000 mg/L、反应时间20 min。同时，采用电镜扫描分析了声化学脱稳混凝处理后絮体表面特征，分析了其混凝作用机理。实验研究的结果表明：该处理技术具有化学试剂加量少、二次污染较低、药剂成本低、处理效果明显等优点，同时，钻井废液处理后能够实现达标排放。
2012 Vol. 32 (8): 108-112 [摘要] ( 164 ) [HTML 1KB] [PDF 1684KB] CEB (483 KB)( 136 )
经济管理
113 高千惠，叶作亮，代丽，谭春燕
天然气价格弹性实证研究——以成都地区为例
天然气价格弹性对天然气市场战略的制定具有重要影响，但是目前国内尚缺少系统的相关研究。基于实际数据，通过分析成都地区近8年来天然气价格与需求变化，发现天然气价格调整对市场需求存在短期和长期两种影响。首先应用计量经济学方法，采用弧弹性计算公式得到天然气短期价格弹性介于0.07～0.59之间，长期弹性介于2.29～2.58之间。然后与国内外学者对天然气价格弹性的研究成果进行对比分析，结果发现成都地区与国内外大多数地区天然气市场类似：天然气市场短期缺乏价格弹性而长期富有价格弹性。最后指出：利用天然气价格弹性可以调节市场供需矛盾，同时也应注意其潜在的风险。
2012 Vol. 32 (8): 113-116 [摘要] ( 196 ) [HTML 1KB] [PDF 502KB] CEB (133 KB)( 241 )
新能源
117 张闻林，周肖，严玉霞，何绪全
川中地区侏罗系适合页岩油气藏开采的地质依据
四川盆地川中地区中、下侏罗统油气藏包括大安寨段、马鞍山段、珍珠冲组（段）、凉高山组、下沙溪庙组底部油气藏。对于大安寨段油气藏的储层类型，传统观点公认为是裂缝型，并且得到了井筒的相关资料证实，但是随着该区页岩气的开采成功，又开拓了新的认识起点：随着远离井筒，不少证据显示出大安寨段油气藏储集层具有裂缝—孔隙型特征，而这些孔隙似乎更可能是存在于页岩当中的，后续产出的油气很可能还有页岩当中游离油气的供给。通过对油气显示、储层特征以及生产动态等资料的分析，认为该区大安寨段油气藏由页岩中的油气补给而形成目前的生产状况更为合理；裂缝更多起的是一种疏导通道作用——当然并不排除介壳灰岩中可能存在孔隙的可能性，只是认为石灰岩中的孔隙不应该是唯一的储集空间，甚至可能不是其最为重要的储集空间；中国石油化工股份有限公司在元坝区块已经做出了有关尝试，并取得成效。结论认为：如果页岩中的油气是该区侏罗系油气藏重要的补给源，那么，应用页岩油气（致密油）的开采思路和技术将有可能是更为有效的手段和方式。
2012 Vol. 32 (8): 117-124 [摘要] ( 187 ) [HTML 1KB] [PDF 4990KB] CEB (832 KB)( 291 )
