TOC在页岩气录井水平井地质导向中的应用

目前页岩气的勘探开发主要采用"水平井+水力压裂"技术的方式进行。为了提高快速钻进下水平段在地质"甜点"中的穿行率,丰富地质导向手段,本文以地化TOC作为突破点,对区块内页岩层段TOC规律进行了分析。通过对比分析总结了一套适用于页岩气层卡层导向的方法,并应用于实际取得了良好的效果。     

连续油管带底封分段压裂技术在鄂北气田的应用

针对鄂北气田储层物性差,"3低2高"的特点,水平井已成为提高油气勘探开发综合效益的重要途径。目前鄂北气田水平井主要采用裸眼封隔器分段压裂与完井一体化工艺和水力喷射定点分段压裂工艺,通过分析这两种工艺的应用情况可知,裸眼封隔器分段压裂施工中不能有效地控制裂缝的起裂点以及验证裸眼封隔器坐封,而水力喷射受喷嘴质量的影响,压裂规模受限制。解决这些问题,可采用连续油管带底封分段压裂技术。该技术可确保在较短时间内各层段的有效改造,避免裸眼封隔器、水力喷射工艺的工具管串问题、砂堵难解决等作业风险。     

基于正交试验分析理论的页岩气初期产能预测新方法——以涪陵焦石坝为例

页岩气主要采用长水平井分段压裂模式进行开发,初期测试产能同时受地质参数及压裂施工参数的影响。分类统计并用厚度加权平均法计算处理单井地质、工程相关参数,采用正交试验分析理论进行多因素敏感性分析,确定影响页岩气水平井初期产能的主控因素,利用多元线性回归建立页岩气水平井初期产能预测模型,并以此模型预测新钻页岩气水平井初期产能,具有较高的页岩气井产能预测精度。在我国首个页岩气勘探开发示范基地四川盆地涪陵焦石坝区块地质条件分布稳定的主体区80多口页岩气水平井进行了应用,预测结果与实测结果对比,相对误差15%,现场实用性强。     

国内外页岩气开采利用发展情况概览

页岩气作为1种潜力巨大的非常规天然气资源,其开发在保障国家能源安全、改善能源结构、促进节能减排及提高工业产品竞争力等方面具有重要的战略意义。通过持续的攻关研究,我国已形成了具有自主知识产权的页岩气工程配套技术,具备了页岩气水平井钻完井与压裂设计及施工能力,并实现了涪陵等地区页岩气资源的勘探和开发。分析国内外页岩气开采利用发展情况及趋势,可为我国航天企业进行页岩气产业研究提供支撑。     

涪陵页岩气井井下安全控制技术探讨

目前国内常规气藏,主要采用酸压、完井一趟管柱完井,管柱配套有井下安全阀,地面配套控制系统,更换管柱时多采用压井作业实施。涪陵页岩气田完井方式与常规气田不同,主要采用水平井桥塞分段压裂完井,不能实现压裂、完井一趟管柱工艺。涪陵页岩气田所选用的套管规格限制了井下安全阀可选用的规格,将会影响测试、井下节流等技术的应用,需要研制适合涪陵页岩气井的较大通径井下安全控制管柱。     

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。     

水力压裂的几个新进展

综述了水力压裂机理的最新研究成果和缝端脱砂压裂的原理及其应用。压裂机理是水力压裂的重要组成部分,包括裂缝起裂和裂缝延伸机制,不同注入排量和不同完井方式下直井、斜井和水平井的裂缝起裂机制不尽相同,取决于时间效应,规模效应和应力状态,而流体滞后,端部膨胀,过程区和连续伤害机理则从不同方面考虑了裂缝延伸的一些重要影响因素。八十年代提出的缝端脱砂压裂则拓宽了常规水力压裂的应用范围,在介绍缝端脱砂压裂原理和     

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。     

页岩气水平井关井转向压裂技术

页岩气水平井关井转向压裂技术是指页岩气水平井在某段首次压裂施工过程中,在未达到设计液量和砂量的情况下,施工压力较高(接近设备安全限压),砂堵风险大,采取主动停泵关井一定时间,再进行二次压裂的施工工艺方法。该技术对首次施工压力高,压裂改造困难的井段适应性强,能显著提高加砂量,提高压裂效果,增加水平井的产能,但不适应垂深超过3 500m的页岩气水平井。在实际应用中,建议将关井时间设为14~26h,再展开第2次压裂,以提高工艺的成功率。     

北美常压页岩压裂开发的启示

中国常压页岩气藏储量丰富,但开发难度大,压后产能不足,成为制约中国页岩气规模开发的一大难点。北美油田对其常压、低压储藏,如伍德福德、马塞勒斯、霍恩河等,在常规水平井和多级压裂的基础上,尝试了超长水平井技术、小井距立体开发技术、同步压裂技术、大砂量压裂优化技术等,取得了较好的增产、降本效果。北美油田针对常压、低压储藏的这些最新开发技术,对中国常压页岩储层的开发具有一定的指导意义。     

页岩气开发的水资源与绿色发展面临的机遇与挑战

水与能源是全球关注的热点问题。水平井与分段压裂技术结合等新技术的发展,为实现页岩能源生产创造了可能性,同时增加能源对水资源的依赖性。水力压裂所需水量以及页岩气开采作业产生废水的水量和水质是页岩气开发的核心之一。本文以中国页岩气井开采先驱地区的川南页岩气开采区为例,分析页岩气开发对区域水资源系统及生态系统的可能影响,提出传统能源开发需与水资源保护协调发展,并对未来传统能源开发管理进行展望。国家能源安全需求及企业能源规划、企业的施工技术、返排水的回收利用和再循环技术等对区域生态环境影响不可忽略; 企业应做好安全防护,政府需建立页岩气-生态环境管理规范,保障页岩气井开采区的生态环境安全。     

页岩气资源潜力评价的几个关键问题讨论

综合国内外的页岩气研究现状,认为页岩气是未来重要的补充能源,但其发展尚需要大量的工作;中国学者对页岩气的概念和资源评价方法的认识逐渐趋向于统一,关注的泥页岩评价指标主要是总有机碳、成熟度、连续厚度和泥页岩中脆性矿物含量。在对页岩气的定义进行限定的基础上,提出了含气泥页岩层段和泥页岩含气系统的概念,应用这种概念更有利于页岩气的资源评价和开发。除了常规的泥页岩评价指标外,应对泥页岩层段和系统中顶、底板的研究给予高度重视;提出了顶、底板主要特征,特别是不渗透岩层能封堵泥页岩中形成的天然气。在页岩气资源量计算中,应考虑到烃源岩纵横向上的非均质性,应用权重系数考虑不同厚度烃源岩的有机质丰度参数;同时,提出了一种新的泥页岩含气系统纵向单元精细划分方法。由于国内对页岩气中吸附气和游离气的测试方法尚不统一,对同一样品测试结果相差较大,缺乏相应的分析测试标准,因此提出了按照泥页岩总有机碳含量及氢指数确定含气量的方法;该方法尽管结果不一定很精确,但对于目前测试数据误差较大或缺乏的情况,能提供重要参考。页岩气资源评价总体上应兼顾评价方法的科学性、合理性、可靠性和可操作性;依据勘探程度选择评价方法,分类评价与分级评价相统一。最后,建议采用镜质体反射率与总有机碳的乘积和开采系数的关系图,来预测开采系数。     

基于灰色关联法的页岩气水平井产量主控因素分析

四川威远页岩气水平井单井的产量差异规律与单一地质、压裂参数的差异规律并不统一,其产量受多种因素的影响。为了提高水平井产量,运用灰色关联分析方法,研究产量与地质、工程相关的12个影响因素的关联性,确定影响页岩气水平井产量的主要地质因素。     

页岩气储层矿物组分测井分析方法

页岩气藏一般发育在暗色泥页岩、高碳泥页岩及其间所夹砂质、粉砂质岩类地层中,页岩气储层识别与划分以及矿物组分计算,是页岩气储层测井评价中的关键内容.目前国内外页岩气储层测井评价中,一般采用常规测井、元素俘获能谱测井(ECS)、自然伽马能谱测井(NGS)和岩性密度测井等资料来计算页岩的矿物组分.它们不仅为页岩气储层矿物组分问题的解决提供了有效手段,而且对我国页岩气的勘探开发具有一定的借鉴作用.     

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。     

涪陵工区测井系列优化选择探讨

选择一口井测井系列,主要依据井的区域地质情况,井所钻探的地层是否存在邻井、井所钻探的油藏是否处于生产开发期等因素。测井系列的选择应满足油气勘探、开发的需要,满足地质和工程评价需要等要求。裸眼直井段测井系列选择,除必测项目外,建议增测地层倾角、微电阻率成像、ECS元素俘获测井项目。主要解决地层剥蚀面识别问题。裸眼水平井段测井系列选择,建议增测微电阻率成像、核磁共振、ECS元素俘获测井项目。套管井测井系列选择,建议增测存储式测井项目。创新优选的测井系列和资料采集项目符合中石化南方公司的勘探要求,为涪陵工区页岩气低成本和高效开发提供了必要的技术支持。     

页岩气水平井桥塞分段压裂超压砂堵处理技术

桥塞分段压裂是页岩气水平井开发的主导技术之一,但受储层特性以及施工决策等因素的影响,超压砂堵很难避免。分析解堵机理,依据井筒中有无高粘度液体以及顶替是否完成将砂堵分为8种类型;结合页岩气储层地质、工艺特点,提出了采用疏通老缝和压开新缝的解堵方法。     

油页岩资源开发利用现状与趋势

随着世界能源特别是石油需求量不断上升,油页岩这种非常规油气资源作为石油替代资源越来越受到重视。介绍了国内油页岩资源和利用概况,预测不久的将来油页岩的开发利用将会迎来发展机会。     

大面积连续分布是页岩层系油气的标志特征——以鄂尔多斯盆地为例

非常规页岩层系油气资源大面积连续分布,是未来全球油气供应的重要接替领域。提出了页岩层系油气的地质内涵,即烃源层系生成、滞留或就近聚集在生烃层系内部或紧邻生烃层系的致密储集层中,利用新技术可实现工业开采的连续分布油气资源,包括源储一体型和源储紧邻型两种资源类型。鄂尔多斯盆地是致密油气、页岩油气等非常规页岩层系油气资源的有利发育区,中生界三叠系延长组、上古生界石炭系—二叠系源储接触面积大,页岩油气、致密油气主要在源内或近源大面积连续分布,具有“普遍含油气、储层致密、低压、低丰度”的典型地质特征,具有稳定平缓的构造面貌、较高成熟源岩广布式生排烃和大面积致密储层叠置分布的有利成藏地质背景,致密油气“甜点区(段)”主要受生烃中心和厚层砂岩分布共同控制,页岩油气“甜点区(段)”主要受富有机质页岩规模、热演化程度、天然裂缝等共同控制。随着页岩层系油气的深入勘探开发,以大面积连续分布为标志特征的页岩层系油气地质理论将深入发展,成为石油天然气地质学的下一次大飞跃。     

鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区二叠系山西组页岩气形成条件

鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区页岩气资源量较大,二叠系山西组作为主要的目的层系之一.基于钻井资料和暗色泥页岩样品化验资料,从暗色泥页岩生烃条件、储层特征、含气性等方面研究研究区山西组暗色泥页岩中页岩气的形成条件.结果表明:山西组暗色泥页岩分布广泛,且厚度大,平均厚度为80m,有机碳质量分数较高(平均为2.37%),有机质类型以Ⅰ、Ⅱ型为主,成熟度处于成熟—过成熟阶段,具有很强生烃潜力.矿物组成以石英和黏土矿物为主,黏土矿物中主要为伊蒙混层,吸附能力强.硅质、碳酸盐岩等矿物较多,岩石脆性大,造缝能力强.研究区山西组泥页岩中裂缝极为发育,储集条件优越,泥页岩段气测显示活跃,结合页岩含气层显著的测井响应,显示暗色泥页岩段含气性好,页岩气资源潜力较大.鄂尔多斯盆地东南部下寺湾—云岩区二叠系山西组具有良好的页岩气形成地质条件,厚层泥页岩分布区如下寺湾区、云岩区北部黑家堡、关庄及研究区中部延安等,是页岩气成藏的有利发育区.