【摘 要】
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为了精准预测天然气需求量,挖掘有效影响因素,避免天然气需求量受繁多动态非线性因素的影响,在分析灰色相对关联度模型的基础上,从GDP、产业结构、人口发展、能源消费总量、能源消费结构、环境规制、单位能耗、收入水平等8个影响因素中,挖掘出6个有效因素,建立了多元线性回归模型和灰色GM(0,N)模型,并以此构建最优组合预测模型,对天然气需求量进行预测.研究结果表明:①中国天然气需求量的有效驱动因素包括GDP、人口发展、能源消费总量、单位能耗、能源消费结构、收入水平;②GDP发展对天然气需求量增长贡献最大,GDP的
【机 构】
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中国石油西南油气田公司天然气经济研究所,四川 成都 610051;中国石油西南油气田公司天然气经济研究所,四川 成都 610051;西南石油大学经济管理学院,四川 成都 610500;西南石油大学经济
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为了精准预测天然气需求量,挖掘有效影响因素,避免天然气需求量受繁多动态非线性因素的影响,在分析灰色相对关联度模型的基础上,从GDP、产业结构、人口发展、能源消费总量、能源消费结构、环境规制、单位能耗、收入水平等8个影响因素中,挖掘出6个有效因素,建立了多元线性回归模型和灰色GM(0,N)模型,并以此构建最优组合预测模型,对天然气需求量进行预测.研究结果表明:①中国天然气需求量的有效驱动因素包括GDP、人口发展、能源消费总量、单位能耗、能源消费结构、收入水平;②GDP发展对天然气需求量增长贡献最大,GDP的增长可促进天然气需求量增加;③基于多因素构建的最优组合模型能进一步降低预测误差平方和,具有良好的非线性逼近预测性能;④受能源革命、技术进步及经济环境的影响,预测2021—2025年中国天然气需求量增长率呈下降趋势,到2025年中国天然气需求量将达到4548×108 m3.
其他文献
为了支撑鄂尔多斯盆地大牛地气田老区挖潜,以海陆过渡相障壁砂坝沉积的二叠系太原组气藏为研究对象,分析了由于受高频次海进—海退影响,隔夹层普遍发育,经过10余年的水平井整体开发,剩余气分布复杂,调整难度大.根据动静态特征建立了6种剩余气的分类标准,通过综合评价指出了在现有条件下Ⅰ-A、Ⅱ-A、Ⅲ-B类剩余气可实现效益动用,针对上述3类可动用剩余气,对加密井型、加密井距、合理配产等影响开发效果的关键对策进行了优化.研究结果表明:①Ⅰ-A类为砂坝主体的大井距基础井网井间剩余气,平均地层压力大于20 MPa,连续分
常规的监测手段无法满足盐穴地下储气库盐穴、井筒等注采系统的微泄漏监测要求.为此,基于油气藏监测中常用的气体示踪检测技术,依托高分辨质谱仪建立了 SF6痕量气体示踪剂检测方法(检测设备主要由在线冷冻大气采样器、在线多气氛反应热解/热脱附炉等组成),在中石油金坛盐穴储气库开展了盐腔、腔体间连通、环空带压井筒和井口及地面管线微泄漏监测现场试验.研究结果表明:①目标盐腔不存在天然气泄漏情况,3 口相邻老腔井间也无连通现象;②4 口目标井均存在微泄漏现象,检测到的SF6含量介于1×10-13～5×10-13L/L,
对于四川盆地上二叠统长兴组到下三叠统飞仙关组界面的性质一直都存在着争议.为了进一步明确长兴组顶部是否发育不整合岩溶作用,以野外、钻井、岩心等资料为研究对象,分析了川南广大台内地区长兴组储层情况,指出了大量的溶沟、溶缝、溶洞等岩溶证据,进一步证实长兴组顶部发育不整合面.研究结果表明:①长兴组与飞仙关组之间存在沉积间断,表现为短期暴露不整合,古岩溶储层发育;②不整合岩溶作用形成的溶洞、溶缝叠加裂缝改造,形成的裂缝溶洞系统是长兴组的主要储集空间,为裂缝—孔洞型储层;③綦江地区长兴组天然气成藏模式属于“下生上储”
为了充分认识并助力高效开发四川盆地南部高温深层页岩气,以钻井管理模式为研究对象,分析了该区块储层特征和钻井作业情况,创新性地提出了工程技术支撑管理模式,整合钻井定向、钻井液、提速优化、井控等专业类别,组建支撑团队,采用“团队技术支撑、参与甲方技术决策、辅助现场管理”三级工作模式,前线支撑组常驻甲方基地和现场,全面参与甲方技术攻关和组织管理,后方专家组通过气井工程信息化技术提供远程支持.研究结果表明:①2020年至今应用该管理模式在A和B公司实施了120井次,A公司L203井区钻井周期由平均110 d降到1
自2016年以来,鄂尔多斯盆地大牛地气田陆续实施了井筒除硫工艺、雾化除硫工艺、小型撬装除硫和集中除硫工艺,通过各种除硫工艺试验释放了下古生界含硫气井产能,为气田上产做出了贡献.但在试验过程中也暴露出除硫成本较高、经济效益不佳,部分工艺导致气井采气管线结垢严重、影响产量安全释放等问题.为了充分认识和准确把握大牛地气田下古生界气藏H2S浓度高低对脱硫工艺适应性的影响,同时也为科学制定大牛地气田下古生界气藏含硫气井除硫工艺发展提供决策参考,以现有大牛地气田除硫工艺中所处理天然气中H2S的含量为基准,分析了不同除
中国非常规油气资源丰富,为了在低渗透的页岩气资源开发过程中有效降低施工成本、提高作业效率、缩短开发周期,以四川盆地南部威远地区页岩气工厂化钻完井作业技术为研究对象,开展北美地区页岩气大规模应用作业模式研究,由于国内页岩气开发存在着人口居住密集,山地丘陵环境复杂,作业期间资源共享率低、水资源占用多、施工工序多、效率低等难题,指出不能照搬国外开发模式,需要形成一种适应于国内情况的页岩气区域工厂化作业模式.研究结果表明:①井位平台、设备材料等应进行工厂化部署;②水/电资源区域应统一调配;③同一区块、同一页岩气施
鄂尔多斯盆地东胜气田什股壕气区二叠系下石盒子组盒2+3段气藏为低孔隙度—特低孔隙度、低渗透率—特低渗透率砂岩岩性—构造含水气藏.针对气藏构造低部位气井产水量大,部分气井压裂沟通下部水层,井位部署难度大,开发效果差的问题,分析了岩心压汞试验数据和不同储层自然建产井生产效果的差异,应用毛细管压力曲线和相对渗透率曲线理论分析,定量刻画了不同物性条件下气水分异所需高度,明确了井位部署时小型构造圈闭构造幅度的筛选条件,指出了不同砂体叠置模式的开发井网井型,确定了自然建产的地质开发条件.研究结果表明:①气水分异所需高
为了确保页岩气集输管道的外腐蚀得到有效控制,使管道达到安全运行的状态,需要对管道进行有效的阴极保护.以页岩气集输管道阴极保护的未保护和欠保护现状、阴极保护的阳极地床产生不同程度的干扰、阴极保护电绝缘失效、阳极地床的设置方式不合理和其他相关存在的问题作为研究对象,分析了管道整体的电绝缘性能如何提高,并对局部区域呈放射状的集输管网,采取逐条保护;针对高山地貌的阳极地床采取浅埋水平敷设方式布置,并尽力改善敷设环境.通过这些措施,形成页岩气集输管道独特的保护系统,以确保管道平稳输气.研究结果表明:①加强防腐管道的
在我国天然气市场逐步建立形成的“X+1+X”市场化运营机制下,为了适应供需市场持续深化改革和高质量发展的新形势与新要求,中国石油西南油气田公司全面实践“以客户为中心,以价值创造为核心”的天然气市场营销新模式,对天然气客户实施全生命周期管理势在必行,为此进行相关研究.研究结果表明:①天然气全生命周期分为4个阶段,即识别培育期、成长发展期、成熟巩固期、衰退终止期4个管理阶段;②天然气客户全生命周期不同阶段存在不同的管理特点和管理目标,通过标准化的客户生命周管理流程,明确每个阶段需要达成的目标,并应用一些配套的
为了准确测试埋地管道的断电电位,为评价其阴极保护性能的有效性提供依据,以中国某天然气管道为研究对象,开展同步通断的管道断电电位测量试验,分析了影响断电电位测量准确性的因素,进而对同步通断的管道断电电位测量应用提出了建议.研究结果表明:①典型的通断周期的设置对断电电位测量准确性影响不大;②恒电位仪在同步通电瞬间,管道电位有较大脉冲波动,可采用恒电流运行模式进行消减,但效果欠佳;③恒电位仪同步断电瞬间,管道电位有脉冲波动,断电电位的读取时间会影响断电电位的准确性,但影响相对较小.结论认为:①同步通断的管道断电