川南页岩气体积压裂技术发展与应用

我国四川盆地页岩气资源丰富,经过10余年探索,中国石油在川南地区实现页岩气的规模效益开发,掌握了页岩气勘探开发核心技术,页岩气压裂理论、技术和方法从无到有,从单一到配套,实现了从跟跑到部分领跑的全面进步。2010年至今,川南地区页岩气压裂经历了先导试验、自主研发、系统完善、技术升级4个发展阶段,形成了以体积压裂工艺技术、体积压裂配套技术、压裂裂缝监测与压裂后效果评价技术、工厂化压裂技术为核心的3500m以浅页岩气水平井体积压裂技术体系。研究总结了现阶段页岩气压裂技术进展和应用成效,分析了已有技术的局限性、川南地区压裂难点,提出需要针对不同埋深的页岩储层地质特征开展针对性的压裂理论深化研究与技术攻关,需攻关3500m以浅老区提高采收率、3500m以浅新井提高产量和储量动用程度、3500m以深页岩气提高单井产量及复杂防控等领域,以支撑未来页岩气高效开发。     

四川盆地川南页岩气立体开发经济可行性研究

近年来国内基本掌握了埋藏深度小于3500 m的奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩气勘探开发关键技术,且实现了规模有效开发。目前,埋藏深度3500～4500 m范围内的深层页岩气评价也在四川盆地威远、泸州和大足等地区取得了突破,进一步证实了深层页岩气的勘探开发潜力。与浅层页岩气相比,深层页岩气在工程技术和开采成本等方面都提出了更高的要求,下一步深层页岩气能否取得规模效益发展还面临诸多困难和挑战。为了论证国内深层页岩气规模效益开发的可行性,从经济评价角度探讨川南页岩气立体开发的经济效益。建立川南页岩气单井产量估算模型,并对纵向上两层水平井的产量取算数平均值,分别计算不同单井成本、不同页岩气补贴标准下的内部收益率,研究结果表明:①"十四五"期间的国家财政补贴对于能否进行商业开发页岩气依然具有重要影响;②上、下2套井网立体开发页岩气能实现优势互补,具有经济可行性;③降低成本是页岩气发展的首要任务。     

川南成为四川盆地页岩气开发主战场

<正>2014年1月1日至4月1日,在四川盆地南部的威远县、长宁县一带,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田公司)勘定59口页岩气井位,开建12座井场。这只是川南地区页岩气开发的"开场白",威远区块和长宁区块钻井120多口、建成日产气700×104 m3产能才是"重头戏"。页岩气商业开发步伐加快,对于我国加大绿色低碳能源供应、优化能源消费结构具有重要意义,对推进节能减排和加强大气污染治理也是利好消息。我国第一口页岩气井——威井位于四川威远县境内,年月开井产气,由此形成中国石油页岩气开发的威远区块。     

四川盆地南部深层海相页岩气勘探开发前景

四川盆地页岩气已实现勘探开发重大突破,但规模商业开发仅集中在3 500m以浅地区的五峰组—龙马溪组海相页岩气。近期四川盆地页岩气产量能否实现快速增长,关键在于五峰组—龙马溪组深部地区的页岩气能否实现规模商业开发。笔者对比浅层区分析了川南深层区五峰组—龙马溪组深层页岩气地质特征,研究认为:五峰组—龙马溪组虽然为广阔的深水陆棚相沉积,但川南深层区富有机质页岩厚度达120m以上,而涪陵浅层区富有机质页岩厚度在100m左右;2个地区TOC含量及其变化规律相似,优质页岩厚度均在40m左右,但演化程度向川南深层区增加;从涪陵浅层区往西至威远—荣县地区,富有机质页岩硅质含量降低、钙质含量增加;由于溶蚀孔的存在,川南深层孔隙度略大于涪陵浅层;深层页岩气保存条件整体好于浅层,含气性好于浅层,但在盆地边界断层附近和盆地内部变形较强烈局部构造上深层页岩气保存条件变差,含气性变差。四川盆地南部深层页岩气资源潜力大,勘探开发前景广阔。针对川南深层区页岩气有效开发面临的地质、工程技术挑战,提出了加强小层对比评价和构造精细解释、裂缝预测、加强深层页岩气钻完井和压裂技术攻关、加强深层页岩气井高效生产管柱和配套工艺攻关等建议。     

川南页岩气水平井井间干扰影响因素分析

平台井组式开发已成为页岩气开发的主要模式,依托科技攻关与现场试验,川南地区实现了埋深3500m以浅资源的规模开发.为提高整体开发效益,开展了缩短水平井巷道间距、提高压裂改造强度等开发技术政策调整,实施期间压裂井间干扰频繁发生.通过建立同平台压裂生产同步作业压力传导模型,厘清了井间干扰影响因素:①天然裂缝发育程度;②水平...     

复杂山地页岩气勘探开发技术创新与成效——以昭通国家级页岩气示范区为例

中国海相页岩气主要分布于包括四川盆地、长江流域及其周缘地区在内的扬子地块,是目前国内页岩气勘探开发最为现实的区域之一。昭通国家级页岩气示范区(以下简称昭通示范区)位于滇黔北坳陷威信凹陷的中西部区域——川南低陡褶皱带南缘带,是典型的中国南方山地地块,受地形复杂、构造变动强烈、断裂发育、热演化程度高等特点的影响,该区页岩气勘探开发颇具难度。为了实现复杂山地页岩气的规模效益开发,近年来中国石油浙江油田公司持续在滇黔北构造复杂带开展页岩气勘探开发实践,以昭通示范区页岩气产能建设为依托,在复杂山地页岩气基础地质理论研究、低成本工程工艺技术攻关等方面创新突破,建立了复杂山地页岩气"三元控藏"富集赋存理论、页岩储层分类评价标准和目标评价体系,创新形成了地震各向异性处理及甜点预测技术、地震地质工程一体化综合评价技术,研发了环保型高性能水平井水基钻井液,优化了页岩气水平井钻井提速技术,建立了"长段转向+多簇密切割+石英砂"高杂应力页岩复杂缝网压裂技术,初步形成了复杂山地页岩气勘探开发技术策略,实现了复杂山地页岩气勘探多点突破和高效开发。结论认为,昭通示范区已提交了探明页岩气储量超过1 000×108 m3,建成了18×108m3/a页岩气产能规模,展现出良好的山地页岩气勘探开发前景。     

川南泸203井单井页岩气日产量达137.9×10~4 m~3

<正>2019年3月6日,中国石油西南油气田公司川南深层页岩气攻关传来捷报:部署在四川省泸县雷达村的泸203井完成放喷测试,关井最高井口压力57.1 MPa,测试页岩气日产量达137.9×10~4 m~3,成为国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。泸203井是一口深层页岩气评价井,目的是评价四川盆地南部泸州区块埋深4 000m左右下志留统龙马溪组页岩气资源的开发潜力,     

我国首口百万方级页岩气井诞生

<正>3月6日,中国石油川南深层页岩气攻关传来捷报。泸203井完成放喷测试,关井最高井口压力57.1MPa,测试日产量137.9×10~4m~3,成为国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。泸203井位于四川省泸州市泸县雷达村,是一口深层页岩气评价井。目的在于评价泸州区块埋深4 000 m左右龙马溪组页岩气资源的开发潜力,试验深层页岩气水平井优快钻井技术、体积压裂工艺。通过精心组织,在地层     

长宁——威远国家级页岩气示范区建设实践与成效

四川盆地南部长宁—威远地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富、页岩储层品质较优,2012年被确定为国家级页岩气示范区。为了给中国的页岩气勘探开发提供可资借鉴的经验,在对该示范区勘探开发历程进行划分的基础上,总结了各阶段所形成的主体技术和取得的成果认识,以期为四川盆地页岩气勘探开发迈上新台阶夯实基础。研究结果表明:(1)通过10余年的不断探索,川南地区页岩气勘探开发历经了评层选区、先导试验、示范区建设3个阶段,当前已迈入新的发展时期;(2)该示范区建设经历了3轮优化调整:第一轮建产井严格执行开发方案设计的主体技术、第二轮对设计和工程技术方案进行了全面优化、第三轮全面推广地质工程一体化技术,3轮持续调整优化了设计、完善了主体技术、提高了页岩气单井产量;(3)目前,该示范区已建成25×108 m3的页岩气年产能力,掌握了3 500 m以浅页岩气有效开发的方法和手段,得益于技术的不断进步,已初步实现了页岩气规模效益开发。结论认为,该页岩气示范区建设过程中,持续深化评价了页岩气资源、落实了可工作有利区资源及分布、完成了体系建设,川南地区页岩气快速上产的时机已经成熟。     

企地共建“太阳”升

正浙江油田携手四川泸州叙永加快推动页岩气开发建设,助力当地脱贫攻坚。泸州,川南古城,有着两千多年的历史文化,是名副其实的诗酒文化之乡。其下辖的美丽边城叙永,拥有国家第一个规模开发的浅层页岩气田——太阳气田。它的开发企业为中国石油浙江油田。入川伊始,浙江油田就以页岩气上产践行保障国家能源战略安全的初心使命,以能源开发助力当地打赢脱贫攻坚战,取得了"让国家安全,让群众满意"     

我国最大的页岩气生产基地累计产气量超过340亿立方米

正从中国石油西南油气田公司获悉,截至2021年3月12日,中国石油天然气集团有限公司(以下简称中国石油)川南页岩气历年累计投产井数突破1 000口,达到1 006口,累计产气量超过340×108 m~3,川南页岩气已成为近年来国内天然气新的增长极。中国石油自2006年开始寻找并研究页岩气富集区,2010年钻成我国第一口页岩气井——威201井,2011年钻获我国第一口具有商业价值的页岩气井——宁201—H1井,2019年钻获我国第一口百万立方米级页岩气井——泸203井。     

国家级页岩气示范区建设获重大进展

页岩气开发受到广泛关注,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)在"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"探索技术路径。截至2013年1月10日,西南油气田完钻12口井,其中10口气井获得页岩气,采气1 290×104m3,在页岩气开发技术方面获得突破。页岩气比天然气的储层地质条件更复杂,规模效益开发难度更大。2012年3月,"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"获国     

中国页岩气单井日产量创新高

正3月6日,中国石油西南油气田川南深层页岩气攻关传来捷报,部署在四川省泸县雷达村的泸203井完成放喷测试,关井最高井口压力57.1MPa、测试日产量137.9×104 m3,成为国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。泸203井是一口深层页岩气评价井,目的是评价泸州区块埋深4 000m左右龙马溪组页岩气资源的开发潜力,试验深层页岩气水平井优快钻井技术、体积压裂工艺。通过精心组织,在地层温度大于140℃的页     

中国石油的4种页岩气开发模式

<正>据中国石油天然气集团公司披露,截至2014年11月2日,该公司在四川盆地拥有页岩气矿权56 500km2,其中75%国内合作开发、10%国际合作开发、3%风险作业开发、12%自营开发,目前获气井40多口,累计开采页岩气超过2×108 m3。这意味着中石油开发页岩气的4种模式已大体成型。"中国石油鼓励改革创新,把合作开发与市场竞争作为推进页岩气规模有效开发的战略,为此开展了多种方式的合作。其中,在国际合作方面,中国石油集团与壳牌、康菲、赫斯等国际知名石油公司联合评价与PSC(产品分成合同)合作。"中国石油西南油气田公司副总经理、四川长宁天然气开发有限责任公司总经理谢军在接受《上海证券报》记者采访时透露说。     

国内首口5000 m以深页岩气水平井完钻

正2021年5月1日,中国石油西南油气田公司泸211井顺利完钻,完钻井深为6880m,水平段长为1700m,箱体钻遇率为80.8%,目的层下志留统龙马溪组埋藏深度为5 104 m。这是目前国内首口5 000 m以深的页岩气水平井,刷新了国内页岩气井埋深纪录。泸211井是部署在川南古坳中隆低陡构造区付家庙构造的1口评价井,钻探目的是评价川南地区超深层龙马溪组页岩气储层品质、含气性、水平井产能及钻井、压裂主体工艺适应性。     

长宁—威远国家级页岩气示范区日产气量突破400万立方米

<正>2015年9月1日,四川盆地中国石油长宁—威远国家级页岩气示范区日产页岩气量达到413×10~4 m~3。继今年8月10日示范区日产量突破300×10~4 m~3大关后,再次迈上新台阶。中国石油西南油气田公司瞄准今年实现页岩气产量13×10~8 m~3和规模效益开发的目标,严格按照开发方案部署,强力推进页岩气示范区建设,不断创新体制机制,探索形成"平台化井位部署、工厂化钻井压裂、橇装化地面建设、数字化生产管理"的高效勘探     

地质工程一体化在长宁国家级页岩气示范区中的实践

四川盆地于2006年开始页岩气地质评价,2012年启动国家级页岩气示范区建设,2014年实施规模建产,并通过一系列系统性的工作,积极践行了一体化理念,创新了页岩气勘探开发的适用性模式,打造了地质工程一体化工作平台,建设了智慧页岩气田。在地质工程一体化理念的指导及推进下,建成了长宁15×108m3/a综合生产能力,全面完成了示范区建设任务,为中国石油页岩气绿色、高效开发之路引领了新方向、提供了新理念、探索了新途径、开创了新局面。在充分借鉴北美非常规油气成功经验的同时,结合四川盆地复杂地面、地下的特点,通过一系列部署及探索性尝试,实现了页岩气的规模开发,并且综合效益不断提升。在这一过程中,摸索并形成了一套较为完善的、具有针对性的中国海相页岩气开发模式,使得长宁页岩气示范区成为中国非常规油气开采中效果突出的区域,不仅单井产能逐步提升,同时综合效益也得以稳步优化。     

影响四川盆地页岩气开发的非技术因素：定义与机理

四川盆地及其周缘页岩气可采资源量居全国首位，规模效益开发四川盆地页岩气对保障国家能源安全具有重大战略意义。页岩气开发不仅面临资源评价、钻井工程、压裂工程等方面的技术难题，还受到产业规划、扶持政策、地企协调等非技术因素的影响。为了解决页岩气开发过程中非技术因素概念界定、内涵和影响机理辨识的问题，基于利益相关者理论，以四川盆地南部地区（以下简称川南）页岩气开发为例，明确了影响页岩气开发非技术因素的定义和内涵，在实地调查、专家咨询和实践研究的基础上，构建了非技术因素贝叶斯网络模型，并进行了逆向推理和因果推断，定量辨识了影响川南页岩气开发的主要非技术因素和影响机理。研究结果表明：(1)影响页岩气开发的非技术因素指涉及页岩气产业兴起和发展进程中所有利益相关者的不确定性因素；(2)影响川南页岩气开发的主要非技术因素有页岩气产业政策、基层相关部门与企业的沟通机制、企业内部投资管理和群众个人认知；(3)针对页岩气开发不同阶段，应根据非技术因素影响机理，构建各利益相关者的协调机制，持续优化非技术因素调控措施。结论认为，非技术因素的明确对页岩开发具有重要作用，对推动形成技术因素和非技术因素双轮协同驱动页岩...     

川南海相深层页岩气钻井关键技术

川南海相深层页岩气目的层埋藏深、地层温度和地层压力高、岩石可钻性差、优质储层薄,钻井提速与井身质量、页岩坍塌与钻井成本、控时钻进与优质储层钻遇率间的矛盾制约了其高效开发。为此,在借鉴常规页岩气开发经验的基础上,进行差异化的井身结构和井眼轨道设计,采用预弯曲动力钻具组合,优化钻井参数,试验应用垂直钻井技术和气体钻井技术,研制应用高性能水基钻井液,并优化井眼轨迹控制措施,形成了川南海相深层页岩气高效开发的钻井关键技术。该技术在川南地区27口海相深层页岩气井进行了应用,钻井周期缩短了46.0%,优质储层钻遇率达到93.17%。研究结果表明,川南海相深层页岩气钻井关键技术能解决深层页岩气井钻井过程中存在的技术难题,可为国内外类似页岩气的开发提供借鉴。      

中国石油的天然气开发技术进展及展望

天然气已经成为中国石油天然气股有限公司(简称"中国石油")最具成长性的主营核心业务,"十五"以来年新增天然气地质储量平均在3000×108m3以上,年产量平均增幅超过15%,形成了川渝、长庆、塔里木3大核心供气区。基本形成了具有代表性的6类气藏开发配套技术:①大面积小气藏叠合型低渗透砂岩气藏低成本开发配套技术;②连续型低渗透砂岩气藏水平井开发技术;③超深高压气藏开发技术;④复杂碳酸盐岩气藏开发技术;⑤疏松砂岩气藏开发技术;⑥火山岩气藏开发技术。未来10年,中国石油的天然气业务将持续快速发展,但低品位储量进一步增加,需要解决低渗透砂岩气藏提高采收率、超深高压气藏长期高产稳产、碳酸盐岩气藏流体预测、高含硫气藏安全高效开发、火山岩气藏整体规模开发、疏松砂岩气藏开发后期防砂治水等技术难题,同时要积极发展煤层气、页岩气等非常规天然气开发技术。