四川盆地太阳背斜浅层页岩气储层特征及试采评价

为深入认识埋深小于2000 m的浅层页岩气储层及开发特征,针对四川盆地昭通示范区太阳背斜五峰组-龙马溪组页岩开展了储层特征分析及试采评价。利用矿物组分、总有机碳含量、孔隙度及含气量实验测试和测井数据综合评价浅层页岩储层的可压性、生烃能力、储集性能及含气性,并对水平井试采特征和产能水平进行了分析预测。结果表明目的层五峰组-龙一11亚段脆性矿物含量65.1%～75.2%、TOC为2.10%～6.37%、孔隙度3.00%～8.01%、含气量1.63～7.23m3/t,纵向各小层品质由高至低依次为龙一11小层、五峰组、龙一12小层、龙一13小层和龙一14小层。浅层页岩气井试采动态表现为低压低产及低递减的开发特征,预测试采井EUR为2516×104m3,折算单位段长EUR为338×104m3/100m。随优质储层钻遇率及压裂规模增加,预期浅层页岩气具备更好的开发效果。     

南方海相页岩理化特征及裂缝扩展机理分析

页岩井壁失稳是造成页岩气钻完井工期长、成本高的一个主要原因,页岩理化性能分析能够为井壁失稳预测和钻井中工作液体系的合理设计提供依据,研究发现南方海相页岩的水化膨胀和分散能力较弱,在这种情况下,仅利用传统的分析方法不能全面解释井壁失稳的原因,页岩浸泡实验能够直观地观测到岩石与流体的相互做用和裂缝延展情况,综合研究发现弱结构面沿着层理面和微裂缝不断扩展延伸是引起硬脆性页岩失稳的普遍原因。     

中国海陆过渡相页岩气地质开发特征——以鄂尔多斯盆地东缘山西组和四川盆地龙潭组页岩气为例

中国海陆过渡相页岩气地质资源量19.8×10^(12)m^(3),勘探潜力巨大。本文以鄂尔多斯盆地山西组、四川盆地龙潭组海陆过渡相页岩为例,介绍中国典型海陆过渡相页岩气的地质与开发特征。海陆过渡相页岩气地质特征与海相页岩气存在显著差异,主要体现在:(1)海陆过渡相页岩纵横向稳定性及连续性差,优质页岩储层呈纵向多层分布;(2)海陆过渡相页岩脆性矿物含量低,黏土矿物以高岭石为主;(3)海陆过渡相页岩有机质主要为Ⅱ2-Ⅲ型,有机孔相对不发育;(4)中国海陆过渡相页岩埋深相对较浅,储层压力系数相对较低。海陆过渡相页岩直井及水平井试气结果证实海陆过渡相页岩气具有工业产能。目前,海陆过渡相页岩气勘探开发仍处于探索阶段,亟需建立完善的海陆过渡相页岩气地质理论与评价方法、攻关海陆过渡相页岩气高效钻井与储层改造技术、建立海陆过渡相页岩气高效开发技术政策。     

渝东南龙马溪组页岩储层特征及吸附影响因素分析

页岩的天然气吸附能力对储层含气性评价和资源储量预侧至关重要。文中通过低温氮气吸附实验,对渝东南地区下志留统龙马溪组页岩岩心样品的微观孔隙结构进行了研究,计算了纳米孔隙结构参数;综合运用等温吸附实验侧量岩心样品的甲烷吸附能力,分析饱和吸附量与孔隙结构、有机碳质量分数、矿物组成的相关性,探讨了页岩吸附能力的主控因素。结果表明,孔径小于50 nm的微孔和中孔是主要的孔隙类型,为吸附气提供了有效储存空间;有机碳质量分数控制了纳米孔隙体积和比表面积的发育,是影响页岩吸附能力的决定性因素,而拈土矿物成分对页岩的吸附性贡献不大.     

大数据在油气勘探开发中的应用——以川南页岩气田为例

随着油气勘探开发规模的不断发展,传统油气行业正在进入数字油气和智慧油气时代。大规模勘探开发产生的庞大数据体量,无论是在收集、存储还是提取分析等方面面临严峻挑战。本文从地质信息集成、甜点区识别、地震数据处理、钻完井以及产能优化等方面介绍了大数据分析和机器学习技术在油气勘探开发过程中的应用现状和存在的问题。以页岩气云数据智慧平台为基础,对川南页岩气长宁-威远和昭通示范区600余口气井生产数据进行分析,得出近五年川南页岩气在钻井时效、压裂参数、建井周期及产能预测方面的发展趋势及主控因素,为"十四·五"页岩气开发方案优化提供参考。     

Haynesville深层高温高压页岩气藏开发模式及启示

四川盆地埋深3500 m以浅五峰组—龙马溪组超压页岩气已实现规模效益开发,目前正在探索埋深3500～4000 m深层高温高压页岩气藏有效开发技术。Haynesville为北美典型高温高压深层页岩气藏,与国内中浅层开发区和深层探索区具备一定对比性,其开发技术政策可供参考借鉴。针对Haynesville页岩气藏2009—2019年4800口完钻气井的钻井、压裂、生产和成本参数进行系统统计分析,研究表明不同埋深范围气井水平段长、用液强度、加砂强度逐年上升,段间距逐年缩小,百米段长EUR保持稳定。2019年,埋深3000～3500 m气井平均测深6306 m、水平段长2804 m、钻井周期35 d、段间距42 m、用液强度57.2 m³/m、加砂强度6.12 t/m、百米段长首年平均日产气1.01×10⁴ m³/d、百米段长EUR为1038×10⁴ m³、单井总成本893×10⁴ USD、建井周期159 d,单位钻压成本产气量30.7 m³/USD。埋深3500～4000 m 气井平均测深6257 m,水平段长2385 m、钻井周期28 d、段间距42 m、用液强度51.1 m³/m、加砂强度5.77 t/m、百米段长首年平均日产气1.15×10⁴ m³/d、百米段长EUR为1324×10⁴ m³、单井总成本906×10⁴ USD、建井周期201 d,单位钻压成本产气量34.8 m³/USD。随水平段长增加,百米段长EUR稳定在1000×10⁴ m³～1300×10⁴ m³,单位钻压成本产气量呈上升趋势,水平段长具备继续增加空间,第二年产量递减率由70.6%下降至目前50.6%。借鉴Haynesville页岩气藏开发实践,四川盆地埋深2000～3500 m以浅规模开发区可继续探索长水平段气井高产模式。3500 m以浅规模开发区和3500～4000 m深层探索区均可借鉴“控压”减缓产量递减方式提高气井最终可采储量。