深层脆性页岩井钻井液漏失机理及主控因素

四川长宁区块页岩气资源丰富,但在水平井钻井中钻井液漏失问题突出,制约了长宁区块页岩气资源勘探开发进程。基于单井测井数据与地震解释数据,建立了长宁区块页岩气地层裂缝、地应力及地层压力展布模型,研究了三者与钻井液漏失情况的响应关系。结果表明：长宁区块构造背斜高部位裂缝密度大,地层埋藏浅地应力小,闭合裂缝的开启临界压力与裂缝延伸临界压力都较小,地层孔隙压力低,钻井液漏失情况严重;构造向斜低部位裂缝密度相对于构造高部位小,地层埋藏较深地应力大,闭合裂缝的开启临界压力与裂缝延伸临界压力都较大,地层孔隙压力高,钻井液漏失情况不突出。长宁区块断层裂缝发育,钻井液漏失主要为压差性漏失和闭合裂缝扩展性漏失。研究结果揭示了长宁区块深层页岩钻井液漏失机理,明确了其主要影响因素,可为长宁区块页岩储层防漏及效益化开发提供科学依据。     

川东南DS地区龙马溪组页岩裂缝发育特征及主控因素

川东南DS地区下志留统龙马溪组页岩裂缝发育,通过野外地质调查和典型取心井岩心观察,结合包裹体均一温度和X衍射等实验测试结果,对裂缝发育特征及主控因素进行研究。结果表明:研究区主要发育2期裂缝,Ⅰ期发生在燕山运动中晚期,主要受江南雪峰隆起NW向挤压,形成近EW向和SSE向平面X型共轭剪切缝和NE向剖面剪切缝;Ⅱ期发生在燕山运动末期—喜马拉雅期,主要受NE向挤压,形成NNE向和NEE向平面X型共轭剪切缝和NW向剖面剪切缝,该期为受川中古隆起、江南雪峰隆起和黔中隆起叠合作用影响。裂缝发育特征主要受构造作用和构造部位、岩石力学性质、岩性和矿物成分等因素影响,其发育程度与距断层的距离、岩石脆性矿物和粘土矿物含量、杨氏模量、泊松比等关系密切。     

多因素影响下的页岩支撑裂缝导流能力计算

针对页岩储层进行了大量导流试验,通过分析得到了支撑剂种类、粒径、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝导流能力的影响规律。同时,还研究了时间对于页岩支撑裂缝导流能力的影响。在综合考虑多种影响因素基础上,结合大量试验数据进行拟合得到计算页岩导流能力的多元回归函数式,对压裂方案设计优化和现场施工具有一定理论指导意义。     

丁山-东溪地区页岩裂缝发育特征及主控因素

基于对川东南丁山-东溪地区龙马溪组页岩地表露头及岩心的裂缝特征的观察与统计,同时参考各样品实验测试数据,对裂缝发育特征与主控因素进行了研究与分析,并探讨了裂缝对含气性的影响。结果表明：研究区龙马溪组页岩裂缝以高角度裂缝为主,主要为剪切缝,为3期形成,第1期裂缝受到SE向的应力作用形成NE向的断裂,第2期及第3期受到NE向的应力作用形成NW向的裂缝。裂缝发育受构造作用、岩层厚度、矿物组分以及有机碳质量分数等多种因素影响,其中构造作用主要受到褶皱和断层位置的影响,在非构造因素中,矿物组分中脆性矿物含量越高,岩层越容易发生破碎,裂缝越发育,同时,有机碳质量分数高也对裂缝发育起着促进作用。研究区龙马溪组裂缝的发育对页岩气的储存以及运移都有着不可忽视的重要作用,对提高页岩气产量及含气性有着至关重要的作用。     

四川盆地不同埋深龙马溪页岩水力裂缝缝高延伸形态及差异分析

四川盆地不同埋深龙马溪页岩储层地质特征及应力状态不同,水力裂缝缝高形态及其延伸规律差异显著。本文基于石柱县中深层与武隆县深层龙马溪页岩露头的真三轴试验结果,总结不同埋深页岩水力裂缝的缝高延伸形态及差异,明确主控因素;在此基础上,建立水力裂缝与层理面交叉作用的三维有限元模型,定量表征层理强度与地应力两大主控因素对缝高扩展的影响,揭示不同埋深页岩水力裂缝纵向穿层扩展规律。研究结果表明,根据水力裂缝与层理面作用方式不同,得到5种近井筒水力裂缝起裂及扩展模式：(1)垂直于层理起裂和扩展;(2)沿层理起裂和扩展;(3)垂直于层理起裂和扩展,并在局部沟通层理面;(4)沿层理起裂并扩展一定距离后,转向沿垂直层理面方向扩展;(5)多条裂缝同时起裂和扩展。随着埋深增加,页岩缝高形态逐渐由瘦高型过渡为矮胖型,石柱县中深层页岩缝网类型呈以横切缝为主缝的鱼骨刺状裂缝网络;武隆县深层页岩缝网类型呈以层理缝为主缝的多侧向台阶状裂缝网络。层理强度与垂向应力差异系数大小决定水力裂缝与层理的交叉方式,是不同埋深页岩储层缝高形态差异的主控因素。研究结果可为认识川南页岩气压裂缝高形态与指导压裂施工提供依据。     

歧北地区下第三系深层碎屑岩储层裂缝分析

利用岩心描述，微裂缝电镜扫描，裂缝包裹体测试，地层倾角测井等多项资料对歧北地区下第三系深层碎屑岩储层裂缝进行分析，结果认为，歧北地区下第三系碎屑岩裂缝的形成和演化受多种因素控制；早期缝的形成与构造应力场密切相关，构造缝的产生是本区裂缝形成的基础；晚期缝的形成与孔隙流体压力演化密切相关，孔隙流体压力主导本区裂缝的进一步演化，岩石成分及岩性剖面组合特征影响裂缝的形成和演化，裂缝的分布规律，断层附近今裂缝分布密度最大，烃类的大量充注期与烃类聚集成藏期势差变化的最大区，裂缝的开启程度最高，在岩石成分相同的情况下，薄互层的砂泥岩性剖面组合中裂缝出现频率最高。     

页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究

目前超临界CO₂压裂技术尚不成熟，裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO₂压裂裂缝延伸规律及空间形态，基于位移间断边界元方法，通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO₂压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验，初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO₂压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明，由于超临界CO₂的扩散性及良好的渗透能力，通过增加围岩孔隙压力，从而减少了地应力对裂缝扩展的约束，使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO₂压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高，使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时，超临界CO₂压裂裂缝断面复杂、不平整，裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。     

页岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力影响因素

支撑裂缝的导流能力是评价页岩储层水力压裂施工效果的一项重要参数,其大小受到多种因素影响。文中开展了支撑剂类型、颗粒大小、铺砂浓度等对支撑裂缝导流能力影响的室内实验研究。结果表明:陶粒的导流能力明显高于石英砂和覆膜砂,在低闭合压力条件下,20~40目陶粒的导流能力最大,在高闭合压力条件下,组合支撑剂的导流能力明显高于单一支撑剂;铺砂浓度越大,裂缝导流能力越大;循环应力加载模式下,裂缝导流能力比稳载时下降了31.7%,经过滑溜水和胍胶压裂返排液污染后,裂缝导流能力分别下降了33.9%和76.5%。研究成果指导了X-4井的现场压裂施工,该井措施后产气量较高且稳定生产,压裂增产效果较好。     

水力压裂裂缝几何形态的数值模拟及影响因素分析

本文利用具有最优系数的线性四步法求解了水力压裂裂缝几何形态的数学模型,从而求得了裂缝各截面的高度、宽度和压力。通过大量的计算,对影响裂缝几何形态的因素进行了分析。与此同时,本文给出了比较合理的流量模型和粘度模型。     

水力压裂垂直裂缝形态的数值模拟

在对低渗透油田进行水力压裂时,准确地预测裂缝几何尺寸是压裂设计及压裂效果评价中的一个重要环节。由于目前各油田压裂规模都比较大,裂缝不可能只局限在储层内延伸,用国内普遍使用的二维模型进行压裂设计,往往会造成很多不应有的损失。另外,注入到压开裂缝中的压裂液温度也将影响裂缝的几何尺寸。本文从解决上述问题出发,建立了预测裂缝几何尺寸的拟三维模型,对其求解可计算出不同时间下裂缝的长、宽、高。用编制的程序对大庆油田4口井的模拟运算和施工情况表明,此模型能更好地指导压裂设计。     

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??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

鄂西下寒武统牛蹄塘组页岩特征及页岩气富集主控因素

综合大量野外露头、钻井、气测录井、地震、岩石矿物学分析、有机地球化学以及现场解吸等数据,对鄂西宜昌—秭归地区下寒武统牛蹄塘组黑色含气页岩特征、岩石物性、矿物成分、孔隙结构和含气性等地质特征进行了系统研究,并对页岩气富集主控因素进行了初步探讨。鄂西宜昌—秭归地区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩主要以深水陆棚沉积为主,TOC含量平均值约3.2%,有机质处于过成熟阶段,矿物成分富含碳酸盐矿物,石英次之。页岩有机质孔隙和微裂缝发育,现场解吸及气测录井均显示含气性较好,且页岩单层有效厚度和总厚度越大,页岩含气性越好。     

昭通示范区页岩气富集高产的地质主控因素

昭通页岩气示范区具有"强改造、过成熟、杂应力"特征,页岩气富集高产控制因素复杂。为实现页岩气规模高效勘探开发,应用昭通页岩气示范区实际勘探开发资料,系统总结了昭通页岩气田富集高产的地质主控因素,认为：①海侵体系域富碳高硅页岩为页岩气的富集提供物质基础。海侵体系域的贫氧-厌氧的深水环境,沉积速率慢,硅质生物繁盛,有利于富有机质页岩的形成与保存。海侵体系域（五峰组-龙马溪组一段1亚段3小层）富碳高硅页岩,有机质孔和微裂缝发育,吸附能力和含气性强,且可压性好。②适当的后期构造改造与高压封存箱的有效保存是富集高产的关键。昭通示范区北部中生界复向斜位列构造转换带,改造强度适中,3组方向最大主应力汇聚的复向斜槽部,网状缝发育,具有多元汇聚成藏优势。前期良好的顶底板封盖所形成的高压封存箱,在晚期适度抬升中得以有效保存。以昭通示范区页岩气富集主控因素为指导,优选龙马溪组一段1亚段1小层-2小层为甜点层段,其北部的黄金坝、紫金坝、云山坝及大寨区块为页岩气富集区,后期构造改造强度不同则导致了不同构造部位甜点区页岩气富集高产的差异性。     

页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用

页岩压裂后水力裂缝与天然裂缝交织形成的复杂裂缝网络无法应用传统基于对称双翼裂缝的压裂模型进行几何参数模拟。借鉴双重介质油藏理论,将页岩改造体积划分为裂缝网格和基质2种介质,假设改造体积为椭球体,提出以主干缝和小尺度次生缝网络构建整个复杂裂缝网络的几何模型。主干缝几何参数以拟三维压裂模型为基础计算,次生缝参数通过椭圆函数进行计算,并对建立的数学模型进行计算分析。通过对美国Piceance页岩盆地储层改造设计的应用,证明了该模型同现场数据吻合较好。模拟结果发现:弹性模量越大,水平应力差越小;压裂液黏度越低,延伸比越大,则整个储层的改造体积越大;水平应力差对储层改造体积结果的影响最为敏感。天然裂缝分布越低,虽然改造体积较为理想,但由于牺牲了裂缝网络的复杂程度,因此有时并不意味着更好的改造效果。该理论成果可为页岩储层水力压裂设计及产能分析提供有效的技术支持。     

川南威荣气田深层页岩气水平井钻头优选及应用

威荣气田地质条件复杂、地层老、可钻性差。分析前期钻头应用效果及存在的问题,结合建立的地层岩石可钻性剖面,应用钻头设计理论,优选适合的钻头型号,确定适合本区块的钻头关键技术:一开沙溪庙组～新田沟组地层适合攻击性强的5刀翼钢体PDC(聚晶金刚石复合片)钻头;二开陆相地层推荐使用耐磨性强的6刀翼胎体PDC钻头,海相地层以6刀翼钢体PDC为主,在部分高研磨性地层采用混合钻头;三开造斜段使用6刀翼、短保径定向PDC钻头,提高工具面稳定性;水平段使用5刀翼、长保径PDC钻头。现场应用表明,与前期平均指标相比,钻速提高1倍以上。     

页岩气成藏控制因素及中国南方页岩气发育有利区预测

在系统研究美国页岩气成藏理论和成藏条件的基础上,分析了页岩气成藏的主要控制因素,分为内部因素和外部因素:前者指页岩本身的因素,包括有机质类型和含量、成熟度、裂缝、孔隙度和渗透率、矿物组成、厚度、湿度等;后者主要包括深度、温度和压力等。其中,有机质类型和含量、成熟度、裂缝及孔隙度和渗透率是控制页岩气成藏的主要因素。结合主要影响参数,建立了预测页岩含气的种类、比例和页岩气藏发育有利区的参数模型。运用此模型类比研究发现,中国南方古生界海相页岩层中,寒武系和志留系是页岩气发育的最有利层系。寒武系页岩气藏发育最有利区位于四川盆地和米仓山—大巴山前陆以及渝东、黔北、湘西—江南隆起北缘一线;志留系页岩气藏发育最有利区位于上扬子的四川盆地和米仓山—大巴山前陆和渝东—鄂西一带、中扬子鄂北以及下扬子苏南等地。并对各有利区的泥页岩指标进行分析,以期为中国页岩气早期评价提供参考。     

页岩储层复杂裂缝扩展研究

页岩储层孔隙度和渗透率低,岩石脆性大,天然裂缝发育。大规模水力压裂过程中,页岩储层易发生张性破坏和剪切破坏相结合的复合破坏,形成复杂网状裂缝,而网状裂缝的展布形态关系到页岩压裂方案的设计和压后产能的评估。针对页岩储层网状裂缝扩展问题,基于流-固耦合方程和损伤力学原理,建立了二维网状裂缝扩展有限元模型。综合研究认为:水平主应力差增大,压裂裂缝分布长度增加,分布宽度降低,长宽比增大;压裂施工排量降低,压裂裂缝复杂程度降低,压裂裂缝分支数减少,分布长度增加,分布宽度降低,长宽比增大;水平井"多段分簇"压裂可能出现多裂缝干扰问题,部分压裂裂缝在延伸过程中止裂或者沟通两端射孔簇的压裂裂缝;水平井"多段分簇"压裂过程中,各个射孔簇形成的压裂裂缝分支长度差别较大,部分裂缝分支长度明显大于其他裂缝分支。