川南地区深层页岩气富集特征、勘探开发进展及展望

深层页岩气是中国未来天然气产业发展的重要领域,目前已初步实现了工业化开发,成功获得一批高产井,落实了第二个万亿方储量、百亿方产量上产区,实现了深层页岩气富集规律与勘探开发技术创新突破,推动中国页岩气规模有效上产。美国4大深层页岩气区块已实现工业化开采,深层页岩气产量不断攀升,2021年产量达3 132×10⁸ m³,占美国天然气总产量的41%。系统总结提出了川南海相深层页岩气6大富集特征：(1)强还原环境的深水陆棚沉积,有利于有机质富集和保存;(2)优质储层厚度稳定,大面积连续分布;(3)断裂封闭性较好,普遍超高压;(4)有机孔和裂缝发育,储层物性较好;(5)深层页岩含气性好,页岩气资源落实度高;(6)深层页岩游离气比例高,单井初期产量高。结合中国深层页岩气富集特征及勘探开发进展,指出实现深层页岩气效益开发面临的3项挑战和对应攻关方向。展望提出四川盆地海相深层页岩气可探明页岩气地质储量(3～5)×10¹² m³,具备上产(300～500)×10⁸ m³的开...     

中国页岩气勘探开发进展与发展前景

全球掀起了轰轰烈烈的"页岩气绿色革命",北美以外地区有20余个国家在进行页岩气前期评价和勘探开发先导试验,页岩气资源成为潜力较大、较重要的天然气开发目标。中国发育海相、海陆过渡相—陆相煤系和湖相3类富含有机质页岩,都具备页岩气形成与富集条件,页岩气资源丰富。中国在页岩气资源潜力评价和勘探开发先导性试验上取得了重要进展,正在寻求实现页岩气资源有效开发。本文系统总结了中国页岩气勘探开发实践,分析了中国页岩气资源前景,指出中国页岩气资源丰富。目前已在中国多处发现了页岩气资源,发展前景良好。与北美相比,中国页岩气形成与发展具明显的特殊性,许多地质与开发难题亟待解决。随着页岩气地质评价与开发理论创新及相关关键技术突破、经济条件改善和国家政策支持,未来中国页岩气资源发展前景广阔,有望改变中国天然气发展乃至整个能源发展格局。     

页岩气典型开发技术及勘探开发进展

页岩气是二十一世纪潜力巨大的非常规天然气资源,可以作为常规能源的重要补充,能够有效地缓解世界的能源压力。与常规天然气藏相比,页岩气在地质特征和开发方式上有着明显差异,开采难度更大,成本高。水平井和分段压裂技术是成功开发页岩气的关键技术。本文以此为契机,对我国页岩气资源的分布状况以及进展进行了分析,详细介绍了水平井分段压裂的现状、优化设计及效果等情况。以求尽快开展资源评价和有利目标区筛选,争取在页岩气领域获得重大发现。     

页岩气勘探和开发进展综述

页岩气是指以吸附或游离状态聚集在暗色泥页岩或高碳泥页岩中的一种非常规天然气,储集空间为有机质孔隙及矿物基质孔隙和裂缝,其来源有生物成因和热解成因 2 种,具有典型的自生自储特征。页岩气孔隙度（<10％）和渗透率（μD～nD）较低,需通过压裂（一般为水力压裂）来增强连通性,进而获得经济开发。页岩气在美国的成功开发展示了页岩气是基础地质和石油工程高度结合的典范。页岩气勘探程度低,技术不成熟,页岩气藏主控因素不清楚,成藏理论或模式有待深入研究,是当前我国页岩气发展面临的主要问题。     

中国页岩气近期勘探开发进展

中国页岩气资源丰富,勘探开发前景广阔。通过采用资源类比法预测中国页岩气地质资源量达95.00×10~(12) m~3,技术可采资源量16.30×10~(12) m~3,经济可采资源量12.86×10~(12) m~3。页岩气作为中国国家政策鼓励开发的绿色独立矿种之一,备受社会广泛关注。在国家级页岩气示范区建设的基础上,逐步形成和发展了在页岩气综合地质评价、开发技术优化、水平井优质快速钻井、水平井体积压裂、水平井工厂化作业、高效清洁开采等页岩气勘探开发主体技术,现场应用成效显著。截至2016年底,涪陵页岩气田已生产页岩气50.37×108 m~3,长宁—威远页岩气田生产页岩气23.04×108 m~3,昭通页岩气田生产页岩气约2×108m~3。页岩气的勘探开发正改变中国能源结构,缓解国内天然气供需矛盾,促进中国绿色低碳经济发展。但目前中国页岩气勘探开发才刚刚起步,页岩气的规模效益开发仍面临一系列技术瓶颈需要攻克,针对深层页岩气在评层选区、钻完井工艺、体积压裂改造等勘探开发方面仍需开展技术攻关,从而进一步推动中国页岩气产业蓬勃发展。     

中国页岩气勘探开发进展及发展展望

中国页岩气进入了快速发展的黄金时期,随着天然气在能源消费结构中的比重不断攀升,以及在川南地区页岩气商业化开发的成功,页岩气成为中国未来最可靠的能源接替类型。文章系统梳理了近10年来中国页岩气在勘探开发实践中的理论认识和开发技术进展,总结了中国页岩气商业开发的成功经验,明确了页岩气在中国未来天然气发展中的前景与地位。中国页岩气资源潜力巨大,是未来天然气产量增长的现实领域;获得工业性页岩气资源的条件包括“两高”(含气量高、孔隙度高)、“两大”(高TOC集中段厚度大、分布面积大)、“两适中”(热演化程度适中、埋藏深度适中)和“两好”(保存条件好、可压裂性好);中国海相页岩气最具勘探开发潜力,是目前页岩气上产的主体,已形成适用于四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气开发的六大主体技术系列(地质综合评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、工厂化作业技术、高效清洁开采技术)。中国页岩气商业开发的成功经验可总结为四点:①选准最佳水平井靶体层位;②配套优快钻进和高效体积改造技术;③促进地质工程一体化数据融合;④探索先进组织管理模式。对中国页岩气未来发展的三点建议:①加强非海相及深层海相页岩气低成本开发关键技术与装备攻关;②重视提高区块页岩气采收率问题,实现整体规模效益开发;③重视非资源因素对页岩气上产节奏的影响。     

川南地区典型页岩气藏类型及勘探开发启示

川南地区是中国页岩气勘探开发的热点地区,页岩气藏类型种类多、资料丰富。为总结该区基本地质特征及富集高产规律,利用大量地震、钻井、测井及分析化验等资料,从沉积作用、构造变形、保存条件等方面分析了页岩气藏关键地质因素,并剖析典型页岩气藏类型特征、富集条件差异及其勘探开发启示。研究表明：(1)沉积作用整体控制了五峰组—龙一₁亚段页岩地层厚度、储层品质与厚度;(2)构造变形对页岩气藏的影响体现在构造样式、埋深、地应力场、天然裂缝发育特征等方面;(3)页岩气藏保存条件受构造改造强度、沉积作用、埋深等多因素影响;(4)川南地区页岩气藏可分为斜坡型、向斜型、低陡背斜夹宽缓向斜型及箱状断背斜型等4种类型,不同类型气藏的地质特征、富集条件存在差异;(5)针对不同类型页岩气藏的地质与工程特征开展分析,并提供相应技术对策,有助于提高单井产量与页岩气产能建设。该研究成果丰富了四川盆地页岩气富集高产理论,为其他区域页岩气藏的规模效益开发提供了技术参考。     

四川盆地页岩气勘探开发进展、挑战及对策

2020年中国页岩气年产量已经超过200×10~8 m~3,创造了我国天然气发展史上的一个奇迹。四川盆地已经并将继续成为我国页岩气勘探开发的主战场。为了进一步推动我国页岩气大规模高效益开发,在全球新冠肺炎疫情蔓延和国内提出"碳达峰碳中和"目标的新形势下,从资源勘探、气藏工程、钻采工程和产业规制4个方面梳理了四川盆地页岩气勘探开发的进展和挑战,提出了实现页岩气大规模高效开发的对策建议。研究结果表明:(1)四川盆地页岩气大规模高效开发必须以中浅层页岩气持续稳产和深层页岩气规模建产为基础;(2)较之于北美地区,四川盆地页岩气勘探开发在地理环境、地质条件、钻采技术、产业规制等方面具有自身的特点,很难复制北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式,因此需要立足于"少井高产"的策略,一方面在页岩气井全生命周期,继续坚持采用地质工程一体化技术,开展"一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代",另一方面以问题为导向,从地质评价、开发政策、工程技术、产业规制等方面开展持续攻关,完善地质评价理论与技术、创新气藏工程理论与方法、研发降本增效工程技术、健全页岩气产业规制,形成技术要素与非技术要素协同促进的新格局。结论认为,该研究成果对于四川盆地乃至全国页岩气大规模高效益开发具有重要的借鉴指导意义。     

渝东南地区常压页岩气勘探开发进展及下步攻关方向

四川盆地及其周缘发育高压和常压2种页岩气藏类型。近年来,中国石化华东油气分公司立足于渝东南盆缘复杂构造区及盆外褶皱带开展常压页岩气技术攻关,经过十余年的探索攻关,常压页岩气勘探开发取得了重大进展,形成了相对完善的常压页岩气地质理论认识及工程工艺技术系列。与高压页岩气相比,常压页岩气具有构造复杂、保存条件差异大、地应力变化快等特点,为加快对该类页岩气的勘探开发,从地质特征、富集规律、勘探开发效果等方面,系统总结了渝东南地区常压页岩气勘探开发进展及认识：①深水陆棚相控制常压页岩气优质页岩展布,多期构造作用控制了构造样式、裂缝及地应力差异性分布,保存条件具有自东向西、由南往北逐渐变好的变化规律;②构建了4种常压页岩气聚散模式,有效指导了勘探部署,盆缘地区落实了平桥、东胜、阳春沟3个千亿立方米增储区带,发现了南川常压页岩气田,盆外地区明确了武隆、道真、老厂坪等一批有利目标;③制定了常压页岩气开发技术政策,明确产能主控因素,实现了效益开发。通过系统总结渝东南地区前期成果认识和勘探开发经验,分析面临的挑战,明确了下步攻关方向,可为中国南方同类地区常压页岩气效益开发提供借鉴。     

中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考

近5年来,中国页岩气勘探开发实现了跨越式发展,成为继美国、加拿大之后,第三个实现页岩气工业化生产的国家,截至2015年底,页岩气累计产量突破了60×10~8 m~3。基于近期中国页岩气勘探开发快速发展的主要成果,通过全面回顾勘探开发新突破和深入分析未来发展前景,进而指出中国的页岩气勘探开发整体尚处在发展初期,四川盆地海相页岩气是近期勘探开发的主要对象,海陆过渡相与陆相页岩气的突破和工业化生产是实现中国页岩气规模化发展的重要环节;低产—中等产量井是中国页岩气的生产常态,发展勘探开发关键技术非常重要;严格控制单井投资和大幅降低成本成为提升页岩气勘探开发效益的重要手段。为此,建议:①持续加强理论技术攻关,积极开展页岩气"甜点区"评价勘探,逐渐夯实发展基础;②高度重视勘探开发前期评价,突出有效页岩气资源的落实,把控好评价钻探与产能建设的节奏;③突出页岩气储层精细描述和评价,提升整体开发水平;④加大勘探开发技术攻关力度,突出技术的简化和实用性,有效降低成本;⑤全面总结页岩气勘探开发快速发展经验,突出关键指标论证及评价,加强新区、新领域及新层系突破和接替。     

川南地区深层页岩气地球物理勘探技术新进展与攻关方向

四川盆地川南地区龙马溪组深层页岩气资源丰富,但地质、工程条件复杂,如何发挥地球物理技术在页岩气高效勘探开发中的作用显得尤为重要。为了解决复杂山地地震资料采集效率及其品质、分辨率不高,“甜点”和微断裂难以准确预测,以及压裂改造精准监测难等问题,系统总结了适用于该区的深层页岩气地球物理勘探技术最新进展,同时提出了下一步的攻关方向。研究结果表明：(1)节点仪与智能化地震队可以有效提升地震资料采集效率,动态井深泥岩追踪和井炮可控震源联合激发可以提高原始单炮和地震资料品质;(2)井驱高分辨处理和真地表TTI各向异性叠前深度偏移提高了地震资料成像精度;(3)地质统计学反演、GeoEast智能裂缝预测、地震地应力预测等技术分别提高了薄储层、裂缝和地应力等的预测精度;(4)爬行器带动检波器实现了全水平段的微地震监测,激发电磁法压裂监测技术为压裂监测及效果评估提供了新的技术手段,而基于DAS光纤传感技术可以实现对储层改造更为精准的监测;(5)深层页岩气地球物理勘探技术已经取得了阶段性进展,但是针对四川盆地川南地区深层页岩气储层,还需要在DAS联合立体勘探、高保真偏移成像、基于DAS的全生命周期一体化服务...     

中国石化深层、常压页岩气勘探开发进展与展望

近十几年以来,随着页岩气勘探开发理论技术水平的提高,我国实现了南方上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气商业化开发,并向深层、复杂构造区和新层系拓展。为进一步推动页岩气高效勘探开发,系统梳理了中国石化页岩气勘探开发新进展,并对国内页岩气发展趋势进行分析。研究结果表明：①高质量建成涪陵页岩气国家级示范区,创新形成了海相页岩气立体开发关键技术体系;②实现南川东胜、白马区块常压页岩气规模效益开发,构建了背斜型、单斜型、反向逆断层遮挡型、残留向斜型四种页岩气聚散模式,形成精细分区,差异化开发新模式,初步建成常压页岩气开发低成本技术体系;③初步落实川东南盆缘深层万亿方规模阵地,创新形成海相深层页岩气“超压富气”模式,初步形成4 000~4 500 m深层页岩气压裂技术体系;④相继在元坝、普光侏罗系,红星、普光二叠系、井研—犍为寒武系取得重大突破;⑤未来实现页岩气大突破和大发展离不开勘探开发理论技术的创新攻关,必须坚持勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化,需要充分认识深层、常压、新层系页岩气地质特征的复杂性,还需要政策扶持等。     

四川盆地外围常压页岩气勘探开发进展与攻关方向

首先简要介绍了美国常压页岩气的基本地质情况和生产特征,以及造成页岩气常压或低压的原因,再以四川盆地外围武隆、彭水、道真等残留向斜上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏的勘探开发为例,通过对比,指出美国常压、低压页岩气藏与四川盆地外围常压页岩气的最大差别有3点：一是美国页岩气藏的厚层富有机质页岩连续分布面积大;二是绝大多数有机质热演化程度不高、吸附气含量高,多采用直井生产;三是页岩沉积后期经历的构造运动期次少、强度低。采用超轻支撑剂的氮气泡沫水平井压裂在美国Big Sandy地区Ohio低压页岩气开发中取得了成功。通过对3个残留向斜勘探开发进展的分析,提出改造期次、强度、埋深、分布面积等是盆外残留向斜保存条件差异的主要因素,也是导致地层压力系数和产量差异的主要原因;基于此,提出了下步盆地外围常压页岩气勘探开发与技术攻关建议。     

澳大利亚页岩气开发进展

澳大利亚著名油气勘探公司澳大利亚全球勘探公司（AWE）于2010年11月9日称,该公司在珀斯盆地（PerthBasin）发现了储量巨大的潜在页岩气资源,这个新发现资源可能拥有13万亿至20万亿立方英尺的天然气.该公司表示将需要做更多的工作来确定这些在珀斯盆地发现的新页岩气资源的商业可行性.     

页岩气勘查开发进展

<正>1页岩气资源全球页岩气资源极其丰富,2013年6月据美国能源信息署评估,页岩气地质资源量约为1013万亿立方米,技术可开采资源量为220.69万亿立方米,主要分布在北美、东亚、南美、北非、澳大利亚等地区。     

我国页岩气勘探开发现状及发展前景分析

本文从页岩气勘探开发的价值入手,着重分析了我国页岩气勘探开发现状及其影响因素,提出了我国页岩气勘探开发的策略,并探索了我国页岩气勘探开发的发展前景。     

川南地区海相深层页岩气吸附特征及控制因素

深层页岩气（埋深在3 500~4 500 m之间）是未来我国页岩气产量增长的主体和重要接替领域。对于深层页岩气储层关键参数的研究,是明确其基本地质特征和建立与之相适应开发方式的关键。为明确龙马溪组深层页岩气的吸附特征和控制因素,开展了高压甲烷吸附、低温氮气和二氧化碳吸附等综合性分析测试,并进行了吸附气模型拟合和对比分析。结果表明：在压力较大时深层页岩的等温吸附曲线也存在下降趋势,吸附特征无明显变化,这主要是由于深层页岩与中深层/中浅层页岩的微观孔隙结构特征无明显差异引起的。对比分析3种常用吸附模型,表明不同吸附模型均能对深层页岩的吸附曲线进行拟合,但转换后的绝对吸附量呈现出相同的规律：DA?LF模型>DR模型>Langmuir模型。结合孔隙结构与吸附气量的相关性分析,认为基于微孔充填的DR模型更适用于表征深层页岩的吸附规律。通过相关性分析认为,TOC是控制深层页岩气吸附量的关键物质因素,微孔比表面积是关键空间因素。与中深层/中浅层页岩相比,深层页岩硅质含量增高,方解石含量降低,TOC含量降低,吸附气量降低,吸附气量占总含气量比例仅为30%左右。     

西加盆地Duvernay页岩气开发对川南页岩气勘探开发的几点启示

Duvernay地区是西加盆地页岩气开发的主要区块之一.同为海相页岩气,Duvernay与川南页岩气具有许多相似之处.通过对比分析,两者也具有一定的差异,主要体现在:川南页岩气沉积环境复杂,储层非均质性更强,对工程技术施工要求较高;川南多为山地和丘陵地貌,地面施工难度和成本较高,加上气候因素,春秋季节为产建施工最佳时期...     

安徽地区古生界页岩气勘探潜力

页岩气是一种新生接替型非常规能源,其识别与评价方法有别于常规天然气。研究区泥页岩厚度、埋深、矿物组成及有机地球化学特征等方面的综合研究表明：下寒武统泥页岩厚度大,埋藏深,脆性矿物和有机碳质量分数较高,部分地区热成熟度适中;上奥陶统和下志留统泥页岩厚度小,埋藏深,黏土矿物质量分数较高,有机碳质量分数低,部分地区热成熟度高;二叠系泥页岩厚度大,埋藏相对较浅,脆性矿物和有机碳质量分数较高,热成熟度适中。因此,认为安徽地区二叠系页岩气勘探潜力最大,下寒武统次之。     

元坝地区页岩气勘探获重大突破

2012年3月4日,勘探南方分公司元坝探区重点探井元坝21井在陆相页岩层自流井组大安寨段常规射孔测试,获得日产50.7×104m3的高产页岩气流。此前,元坝102-侧1井、元坝11井、元坝101井、元坝5-侧1井等探井在大安寨段均试获中产页岩气流,目前元坝地区大安寨段已有5口井获得工业页岩气。