江东区块构造特征对页岩气井产能影响因素分析

为了明确涪陵页岩气田江东区块不同构造特征区页岩气水平井产能的差异的原因,厘清不同构造单元影响页岩气井产能的主控因素,结合江东区块内60余口完试井资料,对试气井的构造特征进行分析。研究结果表明涪陵页岩气田江东区块不同构造之间,存在较为明显的差异,构造特征对页岩气井产能影响,主要表现在对页岩保存条件、含气性和压裂改造效果上,与大型断裂的距离、天然裂缝的发育程度以及构造变形程度,会造成页岩气保存条件的破坏,导致含气性降低;埋深越大,压裂改造难度越大,改造形成复杂缝网的程度越差,产能越低,不同分区内构造因素的差异造成了产能高低差异。     

涪陵焦石坝页岩气初期产能主控因素研究

至2015年底,涪陵页岩气田焦石坝区块已累计完成压裂试气并投产191口页岩气井,建成50亿方/年生产能力。以室内实验为基础,结合生产实际,对影响涪陵页岩气水平井初期产能的主要因素开展研究,得到各影响因素与页岩气产能之间的关系。研究表明,有机碳含量(TOC)、脆性指数(BI)及单井压裂总液量是页岩气井初期产能的主控因素。其中:有机碳含量是页岩气单井高产的物质基础,和初期产能相关性最好;脆性指数其次,是页岩气单井高产的主要因素;单井压裂改造总液量是页岩气单井获得高产的必要因素,改造体积越大,增产效果越明显。     

涪陵一期页岩气水平井分段压裂效果分析

页岩气水平井压裂改造的好坏是影响压后产能的重要因素。通过对储层特征进行剖析,认识到涪陵一期页岩气储层有利于体积压裂改造;从地质储量、天然裂缝发育、改造方式、各项施工参数等方面进一步剖析一期施工井分段压裂效果,得到了相应的结论,为一期后期、二期井位的布井和试气等提供参考。     

基于产气指数的页岩气井无阻流量预测方法

通过对涪陵页岩气田页岩气水平井气层无阻流量影响因素研究,定义含气指数、压裂改造指数、产气指数经验公式,建立基于产气指数的页岩气井无阻流量计算新模型。在涪陵页岩气田页岩气井130多口井应用表明,无阻流量平均计算误差小于20%,产气性评价符合率达到91.6%,该方法可为国内其他页岩气探区产能预测提供借鉴。     

微注压降测试在涪陵页岩气井的应用

为正确认识页岩气储层的地质特征、储层参数,在压裂改造前需进行测试以对储层进行识别分析。相对于常规关井测压工艺存在恢复时间长等因素影响,微注压降测试工艺施工周期短、占用设备少,是一种经济、高效、安全的试井手段。通过对涪陵页岩气示范区A井的微注压降测试数据进行分析,基于G函数曲线的特征识别和裂缝闭合后分析,获得了超低渗透页岩储层参数,地层压力等资料,为压裂试气工艺优化、产能评价提供可靠的依据。     

江东区块开发调整井压裂工艺分析

根据江东区块立体开发井组地质特征,结合微地震监测从改造体积、缝网复杂度及井间干扰等方面分析不同转向工艺对储层改造的效果。通过采取差异化压裂设计,可实现纵向与横向上的充分改造,保障平面上裂缝形态与井距、动用程度相匹配,工艺适应性好。该分析为下步江东区块开发调整井压裂工艺提供了参考依据。     

涪陵页岩气压裂试验参数对产能的影响分析

页岩气作为一种重要的非常规能源,具有资源潜力大,开采寿命长等优点。目前,涪陵页岩气田已成功开发,涪陵页岩气藏自身的独特性决定了其产能的影响因素的复杂多样性。对气田内压裂完成的20余口水平井的试验参数及试气产量进行了统计,对比评价了不同水平段长度、不同簇间距、压裂段数、规模、方位角、不同压裂材料等试验参数对水平井压裂后产能的影响,为后期有效优化设计和指导页岩气水平井分段压裂施工提供依据,为实现涪陵页岩气田大规模高效开发提供技术支撑。     

涪陵页岩气开发选区地质综合评价参数研究

页岩储层纳米级孔喉发育,属于典型的特低孔特低渗储层,且纵向非均质性强,难以获得自然产能。通过产量影响因素分析,认为储层高含气丰度和有效的压裂改造是页岩气井获得高产的两个基本条件。基于涪陵页岩气开发实践,选取影响页岩含气丰度和可压性的地质因素作为页岩气开发选区地质评价的关键参数,建立2大类12项页岩气开发选区综合地质评价参数体系,并初步确定了开发选区标准,为国内页岩气开发选区地质综合评价提供借鉴。     

页岩气井返排液对产能评价影响的研究

涪陵页岩气水平井产能试井测试数据主要采用孔板流量计计量,节流上游温度和压裂液流量的数据质量相对较低或部分缺失,给精确计算气井节流临界流量带来了一定的难度。为解决页岩气分段压裂水平井试采期间不同节流嘴尺寸、不同压裂液返排量条件下的临界流量计算问题,建立适合于页岩气分段压裂水平井气-液两相节流临界流计算方法,对于研究返排液对产能评价的影响具有重要的现实意义。     

页岩气水平井产量递减趋势影响因素分析

为了更好地了解不同气藏特征下页岩气井的生产特征和递减规律,应用数值模拟技术,建立单井数值模拟模型,预测不同地质特征下页岩气井的产量;通过参数敏感性分析,探讨影响其产量递减规律的因素。研究结果表明:基质渗透率对产量递减规律的影响最大;累产气量影响因素按影响的大小依次为基质渗透率、压裂改造效果、吸附气、非SRV区;压裂改造效果对初期产气量的影响最大。     

涪陵页岩气X井裂缝网络参数对产能的影响

通过水平井缝网压裂技术实现涪陵地区页岩气藏的页岩气商业规模化开采.结合岩石力学分析和油藏数值模拟,对水平井缝网形态学、裂缝密度、裂缝方位和裂缝非均匀铺砂等进行研究.结果表明,裂缝方位与井筒夹角为90°时产气量最大;网络裂缝等长时气井采出程度最高,两边长中间短的裂缝形态次之,储层改造体积小的裂缝形态压裂效果最差;同样的改造区域,裂缝密度越大,压裂效果越好,压裂时需沟通微裂缝,形成网络裂缝;非均匀铺砂对页岩气井产能影响大,高浓度均匀铺砂比低浓度均匀铺砂产能高,非均匀铺砂产能居于两者之间,模拟显示每条裂缝产气量差异较大.     

体积压裂页岩油储层渗流规律及产能模型

利用岩心实验,研究页岩油储层纳微米孔喉渗流规律.基于分形理论,采用双重分维(缝宽分维和迂曲分维),对体积压裂裂缝面密度、等效渗透率等参数进行表征.页岩油储层体积压裂开发过程中,流体的流动分为椭圆缝网内渗流区和主干缝内线性渗流区2个区域,建立二区耦合稳态渗流数学模型,推导页岩油体积压裂改造储层直井产能方程,模拟计算压裂井产能及分析压裂裂缝参数对产能的影响.结果表明:缝宽分形维数越大,裂缝面密度越大,基质—裂缝等效渗透率越大;当裂缝面密度较大时,增加储层改造宽度对产能提升有较大影响;次生缝导流能力越高,提高主干缝导流能力对产能影响越大,次生缝导流能力越小,影响越小.     

压裂水平井非稳态产能分析与影响因素研究——以鄂尔多斯长庆致密油为例

为研究致密油储层改造参数对压裂水平井非稳态流动特征的影响,有效预测压裂水平井产能,基于复杂缝网特征,建立了缝网双重介质压裂水平井渗流数学模型,采用有限元法对模型进行数值求解.结合长庆油田Z183井区致密油资料,通过对比不同改造方式及不同储层改造体积模式的模型计算结果,分析压裂水平井非稳态产量特征,并采用信息量分析法对压裂水平井产能影响因素进行研究.研究发现,储层改造带宽与初期线性流动阶段持续时间和压裂水平井产能正相关,与产量下降时间负相关;各主要因素按影响的显著程度从小到大依次为:主裂缝半长、水平井段长度、主裂缝导流能力和裂缝条数;次要影响因素包括基质渗透率、孔隙度和裂缝簇数等.     

川南深层五峰—龙马溪组页岩工程“甜点”地震预测技术

页岩气是人工改造气藏,好的压裂改造效果是页岩气井获得高产的关键,通过地球物理方法对页岩储层参数进行预测,判断页岩是否为工程“甜点”,是页岩气地球物理研究的重要内容。以地震弹性参数反演为基础,引入E/λ脆性系数表征页岩脆性,利用改进的CPS模型计算页岩正常压实趋势提高地层压力预测精度,基于线性滑动理论地应力预测技术确定地应力方向及水平应力差率,实现页岩储层的脆性、地层压力、地应力预测,形成页岩气工程“甜点”地球物理预测技术系列。在川南深层龙马溪组进行优质岩页工程“甜点”地球物理预测应用,表明脆性较高、地层压力系数高、水平应力变化率小的区域为页岩气工程“甜点”,是压裂改造易于压开、易于形成复杂缝网的优势储层。页岩的工程“甜点”地球物理预测为页岩气的地质—工程一体化研究提供了重要参数,支撑页岩气的综合评价、水平井部署、压裂设计,是页岩气高质量勘探及高效开发的保障。     

涪陵页岩气井焖井时间与产能关系分析

涪陵页岩气井压裂后,多数井经历了3天以上的焖井,再进行钻塞后放喷排液、测试求产。随着焖井时间的变化,气井初始产能相差较大。根据调研资料表明,焖井期间人工裂缝内压裂液滤失、微裂缝沟通、页岩浸泡等因素共同影响近井地带的储层物性,进而影响气井产能。进一步统计、分析涪陵页岩气井焖井时间与压裂液返排率、气井初始产能的对应关系,认为焖井20天以上能大幅度改善气井近井地带储层物性,提高单井产能。     

湘鄂西地区河页1井页岩气录井显示解释评价

在中石化湘鄂西探区河页1井志留系龙马溪组-奥陶系五峰组2 139.0m～2 165.0m井段发现1层段厚26.0m的页岩气显示。该层段部分岩心冒气泡,气测全烃、C1绝对含量由0%上升到0.02%,C1相对百分含量100%;测录井总孔隙度1.5%～6.5%,平均3.0%;渗透率0.2md;有机碳含量1.28%～5.28%,平均2.5%;镜质体反射率2.6%～2.8%,平均值2.7%;总含气量0.2m3/t～1.6m3/t、平均0.8m3/t;地层呈正常压力变化,压力系数约为1.0,试气无产量。综合解释研究发现:2 139.0m～2 165.0m井段富含黄铁矿,是该层段电阻率偏低的主要原因;气测烃显示微弱,地层中游离气基本为0,是导致完井压裂改造后试气仍无产能的主要原因;页岩气储层游离气的多少决定试气产能的大小,吸附气的多少决定页岩气井持续生产寿命。     

致密油层体积压裂非线性渗流模型及产能分析

针对致密油非线性渗流特征和储层压敏特性,建立了致密油储层体积压裂非线性渗流模型,基于树状分叉分形理论表征体积压裂复杂裂缝形态,根据致密油在体积压裂改造区内不同流动形态,划分为3个区域,推导出了致密油层体积压裂直井三区耦合产能公式,分析了变形系数、分形维数、压敏效应、改造区大小、裂缝导流能力等参数对直井产能的影响.研究结果表明:体积压裂直井产能与变形系数呈非线性递减关系,且生产压差越大,产能下降越多,下降幅度达到70%;体积压裂形成的裂缝条数越多,体积改造区等效渗透率越大;储层压裂改造体积越大,主裂缝越长,直井产能越高;主、次裂缝导流能力越大,直井产能也越高,主裂缝导流能力15~20D·cm,次生缝导流能力在6~10D·cm效果较好.     

湖南保靖龙马溪组页岩气富集主控因素分析

为了查明湖南保靖区块龙马溪组页岩气富集的主控因素,基于研究区龙马溪组页岩样品测试成果,采用数理统计以及对比分析方法,分析了龙马溪组页岩气富集的地质条件以及富集影响因素。结果表明:龙马溪组底部岩层主要为黑色碳质泥岩,且含有大量笔石,优质页岩段厚8~16 m,总有机碳(TOC)含量普遍接近2%,干酪根类型以I型为主,Ro平均值大于2%,达到高热演化程度;龙马溪组岩层主要发育粒间孔和有机质孔,微裂隙相对发育,孔隙以微孔和中孔为主,为页岩气富集提供了足够的空间;孔隙度及渗透率较差,但脆性矿物质量分数较高(≥43%),为后期的压裂改造提供了有利条件;龙马溪组TOC、构造保存条件、底部泥质深水陆棚微相和硅质深水陆棚微相,以及发育的孔裂隙系统为页岩气富集的主控因素。     

致密油藏分段多簇压裂水平井开发效果评价

针对国内目前致密油藏分段多簇压裂水平井近井渗流特征和开发效果评价研究较少,利用数值模拟方法研究了致密油藏分段多簇压裂水平井近井渗流特征,并从新的角度对分段多簇压裂水平井的产能影响因素进行了分析。结果证明,分段多簇压裂可以大幅度降低近井地带渗流阻力;分段多簇压裂水平井初期日产油量高,采油速度快,采出程度高;近井地带体积压裂改造区越大,破碎程度越高,分段多簇压裂水平井初期产能越高。     

页岩气水平井分段压裂对固井水泥石力学性能的需求分析

页岩气水平井依靠大型水力分段压裂改造才能实现措施增产的目的,而固井水泥环的连续性、完整性和密封性是进行水力分段压裂的基础条件。通过建立页岩地层-水泥环-套管力学模型,开展内压作用下水泥环受力分析,对水泥环力学进行了参数敏感性分析,发现了水泥环受力敏感性因素,为页岩气水平井固井水泥浆体系的选择提供了新的方向。