中国重点地区二叠系海陆过渡相页岩气勘探前景

我国海陆过渡相页岩气勘探至今仍未取得较大的突破。通过对重点地区二叠系海陆过渡相页岩的分布特征、有机地球化学特征和储集特征等方面的研究,并与海相和陆相页岩进行对比,分析预测了我国海陆过渡相页岩气的勘探前景。中国海陆过渡相页岩分布面积大,但具有单层厚度薄、岩性变化快的特点;干酪根类型以Ⅲ型为主,除碳质泥岩外,页岩总有机碳含量整体偏低,生烃潜力最小;孔隙类型以无机质孔和微裂缝为主,有机孔不发育,孔体积和比表面积低于海相页岩,储集空间相对不足,气体吸附能力较差;泥页岩黏土矿物含量极高、脆性矿物较少,低孔低渗,储层物性差,不利于后期开发。研究表明,海相页岩仍是页岩气最有利的勘探区域,海陆过渡相页岩气勘探前景在某些方面不如演化程度高的陆相页岩气。      

基于嵌入式离散裂缝模型优化的海陆过渡相页岩气压裂水平井数值模拟

近年来，鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块海陆过渡相页岩气勘探开发取得了突破性进展，进一步展示了该领域良好的开发前景，但对该区页岩气水平井产能评价理论的认识还不够深入，从而制约了后续开发井生产方案的优化制订。为了模拟鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气压裂水平井生产动态，基于嵌入式离散裂缝模型理论，考虑了储层不同类型孔隙中流体流动差异，采用有限体积法建立了地质参数建模与压裂缝网表征相结合的数值模拟技术，并结合压裂改造后裂缝网络的展布特点，对现场实例井进行了生产动态分析。研究结果表明：(1)海陆过渡相页岩气藏压裂水平井整体产量偏低，压裂施工规模和单井产能之间相关性较弱，压裂裂缝的合理表征是生产动态预测的关键；(2)页岩储层渗透率极低，压力传播范围有限，未与井筒或水力裂缝沟通的天然裂缝在生产过程中贡献率较低；(3)天然裂缝为气体在低渗透致密储层提供了渗流通道，提升了水力裂缝网络的复杂度，应优选裂缝发育区对气井进行压裂改造。结论认为，优选压裂改造甜点位置和提高压裂井缝网改造程度是海陆过渡相页岩气藏压裂水平井产量提升的关键，该认识为我国海陆过渡相页岩气高效开发提供了理论支撑。     

页岩气“体积开发”理论认识、核心技术与实践

四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气勘探开发的突破和发展,对中国天然气理论创新和技术进步具有重大的战略意义,连续型油气聚集、水平井体积压裂开发等一批关键理论技术,支撑了四川盆地南部(蜀南)、涪陵等页岩气田的大发展。为了提高中国页岩气区储量动用率和采收率,基于中国页岩气的地质条件和工业实践,梳理了中国页岩气勘探开发进展及取得的主要地质认识,深化了对五峰组—龙马溪组页岩储层主要地质特征的认识和页岩气"甜点区(段)"分级评价标准,从人工干预提高页岩气有效流动性和开发整体性出发,提出了页岩气甜点区"体积开发"的理论内涵和核心技术,进而评价展望了中国页岩气资源"体积开发"的发展前景。研究结果表明:①页岩气"体积开发"指在不同级别含气页岩储层"甜点区""甜点段"范围内,通过多水平层段分段压裂构建人工缝网系统,利用水平方向流动叠加垂向导流缝流动形成复合流动方式,促使波及范围内的页岩气资源成为可开发的商业储量,实现更多页岩气资源的有效动用;②"体积开发"包括"甜点区"综合评价、体积开发井网优化设计、水平井钻井和靶窗优选及轨迹设计、水平井段体积压裂改造技术、生产制度设计与平台式工厂化管理等5项核心技术。结论认为,"体积开发"理论技术不仅为目前长宁、涪陵等页岩气储量区立体开发,而且也为陆相、海陆过渡相页岩气等非常规油气资源的整体利用,提供了重要的理论依据和技术支持,具有广阔的应用前景。     

四川盆地及其周缘典型地区龙潭组页岩岩相划分对比及特征

海陆过渡相页岩类型多、有机质类型复杂,既不完全同于陆相也不完全同于海相页岩特征,探讨海陆过渡相页岩岩相及其特征是进一步认识页岩气储集空间、赋存机理和富集规律的基础和前提.以四川盆地及其周缘典型地区二叠系龙潭组海相M1井和陆相DC1井页岩为研究对象,结合岩心观察、普通光学薄片观察、氩离子抛光扫描电镜观察等实验手段,对页岩...     

页岩油气革命及影响

页岩油气革命延长了世界石油工业生命周期、助推了全球油气储量和产量增长、影响着各国能源战略格局。地质历史时期生命大爆发及生物大灭绝事件控制了全球富有机质页岩的形成和演化。结合世界页岩油气勘探开发实践分析,页岩油气革命包涵科技革命、管理革命和战略革命。科技革命将资源视野从源外单一资源类型扩展到"源岩油气"系统;管理革命实现页岩油气低成本开发;战略革命重塑世界能源新版图。通过系统介绍中国陆相页岩油、海相/陆相页岩气两大领域的工业实践,明确了地下原位加热转化技术是中—低成熟度页岩油资源规模开发利用的现实探索,水平井体积压裂技术是实现中—高成熟度页岩油经济开发的有效途径,指出鄂尔多斯盆地延长组7段中—低成熟度页岩油和四川盆地侏罗系自流井组大安寨段中—高成熟度页岩油具有很大的资源潜力。当前,中国3 500 m以浅海相页岩气开发已有成功经验,海陆过渡相和3 500 m以深海相页岩气勘探取得了重要突破。地下煤气化试验探索煤炭清洁化和可持续利用新模式。页岩油气革命对中国能源发展具有深远影响：页岩油气革命突破传统找油理念,助推"源岩油气"成为新的油气系统;页岩油气革命推动"技术爆发",加快能源类型迭代;页岩油气革命开启"坚持常规、突破非常规、开启新能源"的发展道路,有望实现中国"能源独立"。     

国内外页岩油储层改造技术现状及发展建议

北美海相页岩油采用长水平段水平井密切割体积压裂技术和"工厂化"施工技术等手段,已获得规模化商业开发,而国内陆相页岩油勘探开发起步晚,总体处于试验与示范阶段.为促进我国页岩油的勘探开发进程和页岩油开发技术的发展,总结分析了北美海相页岩油和国内陆相页岩油储层的基本特征、储层改造技术现状和特点,从中得到了诸多启示,从而针对国...     

水平井分段压裂工艺在延长油田陆相页岩气开发中的应用

鄂尔多斯盆地陆相页岩具有埋藏深度浅、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高、孔隙度和基质渗透率极低等特点,水平井体积压裂技术是延长油田陆相页岩气高效开发的必要手段。结合延长油田陆相页岩气储层的特点,通过室内研究和现场试验,逐步优化形成了适合延长陆相页岩气水平井的分簇射孔、桥塞隔离分段压裂工艺技术以及液态CO2压裂液、滑溜水线性胶压裂液体系等技术,并在4口页岩气水平井进行了现场应用,均取得了试验成功,为延长油田陆相页岩气高效开发奠定了技术基础。     

四川盆地陆相页岩气形成条件及勘探开发前景

与北美页岩气主要形成于海相富有机质泥页岩层系相比,我国主要含油气盆地页岩气具有赋存于陆相及海陆过渡相富有机质泥页岩层系的特点,是未来非常规油气资源勘探开发新的重要领域。为此,综合应用野外地质剖面勘测、岩心及其测试分析资料,对四川盆地陆相页岩气形成条件、含气特征及可采性等进行了分析。结果表明：四川盆地上三叠统须家河组和下侏罗统自流井组的河、湖相泥页岩具分布广、厚度大、有机质丰度较高、保存条件好、脆性矿物含量高的特点,有利于页岩气的成藏和压裂改造。通过老井复查和常规兼探,已在川东建南、涪陵地区和川东北元坝地区自流井组,川西新场地区须家河组泥页岩中获得良好的天然气显示和工业气流。结论认为：四川盆地陆相页岩气与北美海相页岩气形成条件相当,优于圣胡安盆地海陆过渡相Lewis页岩,具有良好的勘探开发前景。初步优选川中阆中-平昌、三台-广安,川东南涪陵-长寿为自流井组页岩气勘探的有利地区,川西孝泉-新场、川中三台-广安为须家河组（须五段）页岩气勘探的有利地区。     

陆相页岩水平井体积压裂裂缝展布规律研究

鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩储层岩相变化快、脆性矿物含量低、泥质含量高、物性差。水平井体积压裂技术是该区陆相页岩气勘探的必要手段。根据该区水平井的压裂施工情况,通过井间微地震裂缝实时监测手段,采用体积压裂施工参数与裂缝监测参数对应分析的研究方法,对储层物性、射孔参数、压裂分段、施工参数等因素与裂缝实时展布情况进行分析研究。通过上述研究,对陆相页岩气水平井体积压裂裂缝展布状况进行了初步探讨,对该区后期水平井压裂方案优化提供了初步的依据,并为下步陆相页岩气水平井体积压裂裂缝网络扩展规律的深入研究奠定了基础。     

2021 年 4 期目录

北美海相页岩油采用长水平段水平井密切割体积压裂技术和“工厂化”施工技术等手段,已获得规模化商业开发,而国内陆相页岩油勘探开发起步晚,总体处于试验与示范阶段。为促进我国页岩油的勘探开发进程和页岩油开发技术的发展,总结分析了北美海相页岩油和国内陆相页岩油储层的基本特征、储层改造技术现状和特点,从中得到了诸多启示,从而针对国内陆相中高成熟度页岩油储层的特性,提出了强化基础与机理研究、进行多岩性偏塑性储层穿层压裂技术及复杂缝压裂技术攻关、研发多功能压裂液和压力敏感智能支撑剂、研究排采和CO₂注采技术及进行压–驱–采一体化攻关的建议,以期提高我国陆相中高成熟度页岩油的开发效果。      

页岩油气革命及影响

页岩油气革命延长了世界石油工业生命周期、助推了全球油气储量和产量增长、影响着各国能源战略格局。地质历史时期生命大爆发及生物大灭绝事件控制了全球富有机质页岩的形成和演化。结合世界页岩油气勘探开发实践分析，页岩油气革命包涵科技革命、管理革命和战略革命。科技革命将资源视野从源外单一资源类型扩展到"源岩油气"系统；管理革命实现页岩油气低成本开发；战略革命重塑世界能源新版图。通过系统介绍中国陆相页岩油、海相/陆相页岩气两大领域的工业实践，明确了地下原位加热转化技术是中-低成熟度页岩油资源规模开发利用的现实探索，水平井体积压裂技术是实现中-高成熟度页岩油经济开发的有效途径，指出鄂尔多斯盆地延长组7段中-低成熟度页岩油和四川盆地侏罗系自流井组大安寨段中-高成熟度页岩油具有很大的资源潜力。当前，中国3 500 m以浅海相页岩气开发已有成功经验，海陆过渡相和3 500 m以深海相页岩气勘探取得了重要突破。地下煤气化试验探索煤炭清洁化和可持续利用新模式。页岩油气革命对中国能源发展具有深远影响：页岩油气革命突破传统找油理念，助推"源岩油气"成为新的油气系统；页岩油气革命推动"技术爆发"，加快能源类型迭代；页岩油气革命开启"坚持常规、突破非常规、开启新能源"的发展道路，有望实现中国"能源独立"。     

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发领域与技术攻关方向

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发成果显著,自新场气田发现以来,勘探开发领域逐步扩大,储量和产量快速增长。地质理论认识深化与关键技术进步是推动天然气勘探开发大发展的主要动力。中国石化探区天然气资源丰富,有利目标类型多,常规天然气整体探明程度为16%,页岩气勘探尚处于初期阶段,根据HCZ模式预测,中国石化探区天然气（含页岩气）勘探开发仍将快速发展,具备年均新增探明天然气地质储量(1 600~2 000)×10⁸ m³的潜力。围绕页岩气、海相碳酸盐岩天然气、陆相致密砂岩气等领域的高效勘探开发,需要加强深层海相页岩气增产降本的钻完井、压裂技术攻关,以及陆相、海陆过渡相页岩气资源潜力评价和勘探开发适应性技术准备,加强深层超深层礁滩相碳酸盐岩储层、风化壳储层预测和超深井高效钻井、压裂测试技术攻关,加强陆相致密砂岩气地质—测井—地震一体化甜点预测和低成本直井多层压裂技术攻关。     

JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术

JY1HF井是涪陵地区第一口海相页岩气水平井,为了获得商业性页岩气产量,对JY1HF水平井进行了分段压裂设计和工艺优化。在借鉴北美海相页岩气压裂经验的基础上,通过该井岩心资料、测井、岩石力学等数据,对龙马溪组页岩储层进行了压前评价。采用岩石力学试验、X衍射试验、诱导应力场计算和体积压裂动态模拟等方法,开展了压裂段数、压裂液、支撑剂、射孔方案和压裂工艺优化等综合研究,提出采用组合加砂、混合压裂工艺,泵送易钻桥塞射孔联作工艺进行大型水力压裂改造的方案。JY1HF井共压裂15段,累计注入液量19 972.3 m3,支撑剂968.82 m3,放喷测试获得无阻流量16.7×104 m3/d的高产页岩气流。结果表明,龙马溪组海相页岩采用水平井大型分段压裂技术,可获得较大的有效改造体积。JY1HF井的成功压裂为中国海相页岩气压裂改造积累了经验。      

考虑到吸附气所占空间的页岩气资源/储量计算方法

页岩气资源落实是中国未来天然气产量增长的最现实领域,页岩气资源/储量作为页岩气开发的基础,是页岩气开发方案编制、规划战略制定等的重要依据之一。现行页岩气资源/储量计算方法中普遍采用体积法计算吸附气储量和容积法计算游离气储量,但2种方法都没有考虑到吸附气和游离气共同储集在页岩微观孔隙中的情景,因此在游离气计算过程中应该扣除吸附气所占的孔隙体积。在页岩储层孔隙结构与页岩气赋存状态分析的基础上,建立了新的页岩孔隙与页岩气赋存状态模型和页岩气储层岩石物理模型,并进一步据此建立了符合页岩气储集特征的资源/储量计算的新方法。以四川盆地南部泸州海相和鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气评价井为例,对比了新方法与现行常规方法计算结果的差异性,现行方法高估了页岩气地质储量20%以上。与海相页岩相比,海陆过渡相页岩总孔隙度偏低,扣除吸附气所占孔隙空间,游离气含量占比仅为12%,游离气含量偏低成为单井产量偏低的原因之一。     

页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议

页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。为此,在总结分析美国页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。实践表明:页岩气储层获得体积压裂后不仅初期产量高,而且更有利于长期稳产;在我国压裂增产改造将是开发页岩气最重要的技术手段。建议分海相、陆相两大类型开展体积压裂适应性、体积压裂优化设计技术与实施工艺技术、压后监测与评估技术等攻关研究。     

四川盆地不同类型页岩气压裂难点和对策

四川盆地内部和盆缘页岩气资源丰富，但由于沉积类型多样、构造复杂，页岩气井压裂测试产量差异大，部分高产井压裂工艺技术推广存在局限性，迫切需要探索和形成针对不同类型页岩气特点的压裂对策和模式。从页岩气高效开发角度出发，通过对比四川盆地已探明页岩气区块地质工程参数特征，依据沉积类型及岩相组合特征、埋藏深度和压力系统，划分出6种类型页岩气：海相中-浅层（深度<3 500 m）超压页岩气、海相深层（深度>3 500 m）超压页岩气、海相深层常压页岩气、海相新类型页岩气、海-陆过渡相深层超压页岩气及陆相中-浅层超压页岩气。开展数值模拟和实验研究发现：(1)天然裂缝发育及复杂的地应力分布会导致压裂裂缝非均匀扩展和裂缝合并，优化射孔参数和采用暂堵工艺可有效调控裂缝形态，增大改造体积；(2)夹层和纹层影响缝高纵向扩展和支撑剂的运移铺置，提高前置高黏压裂液和小粒径支撑剂用量，有利于裂缝纵向穿层与支撑剂均衡支撑；(3)高黏土页岩强水化作用会导致页岩力学性质劣化和加剧支撑剂嵌入，优化压裂液体系添加剂类型和用量可抑制页岩水化作用。探索并提出了不同类型页岩气水平井体积压裂优化设计原则及工艺技术对策，并...     

海陆过渡相页岩储层特征及含气赋存机理——基于与海相页岩储层对比的认识

中国海陆过渡相页岩储层分布广泛,但至今未取得较大的勘探突破。详细调查和分析了海陆过渡相页岩储层特征和含气赋存机理,并展望了海陆过渡相页岩气的研究方向,旨在明确海陆过渡相页岩气成藏机理,以期为有利层段优选提供理论支持。海陆过渡相泥页岩储层具有单层厚度薄、岩性变化快、干酪根类型差等特点。由于有机质纳米级孔数量少,储集空间以黏土矿物孔缝为主。富有机质海相页岩实际解吸气量与理论含气量基本一致,但海陆过渡相页岩实际含气量远低于理论含气量,主要机制为砂泥煤“三明治”空间结构致使大部分天然气高效排出以及高含水饱和度致使游离气储集空间不足。与海相页岩气赋存状态不同,海陆过渡相页岩气以吸附气为主,游离气普遍较低,优势岩相类型为高TOC、高硅质/钙质页岩。海陆过渡相特别是潮坪—潟湖相地层中纵向上发育多层含菱铁矿层、横向上连续分布,在含菱铁矿泥岩内部易形成页岩气“微圈闭”储存气体,且菱铁质泥页岩低孔低渗和高突破压力的特性致使其具有强封闭性,可在页岩内部实现局部超压富集,这为海陆过渡相页岩气垂向有利层段优选和勘探突破提供新的研究视角。今后的研究应加强海陆过渡相系统性沉积学研究,进一步揭示页岩气的赋存状态及动态...     

中国南方典型页岩孔隙特征差异及其控制因素

深入分析不同沉积背景页岩储层物质基础、探究不同层系页岩储层发育主控因素是预测页岩气藏地质甜点的核心工作.中国南方海相页岩气已实现大规模商业开发,而海-陆过渡相和陆相页岩气勘探鲜有突破.选取川西南海相页岩、湘中海-陆过渡相页岩和川东北陆相页岩为研究对象,在沉积背景、地化特征、岩石学特征以及孔隙结构特征研究的基础上,通过对...     

陆相页岩气层的CO_2压裂技术应用探讨

中国陆相页岩气资源潜力较大。与海相页岩相比,陆相页岩气层具有厚度薄、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高、压力低等特点,海相页岩气的开发技术(特别是压裂技术)并不完全适用。为此,针对陆相页岩气层的储层特征和压裂改造难点,分析了CO2泡沫压裂技术、CO2增能压裂技术和液态CO2压裂技术的特点,并在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩气层开展了液态CO2压裂、CO2增能压裂应用试验。结果表明:纯液态CO2在2.0m3/min排量下可压开长7段页岩气层,压后排液迅速,24h后即点火可燃;同时,CO2增能压裂能显著提高压裂液返排速度和返排率,缩短排液周期,有利于陆相页岩气的勘探开发。此外,根据目前国内压裂设备和技术现状以及环保问题,提出了陆相页岩气层CO2压裂技术今后的应用和发展思路。     

页岩气井井筒完整性失效力学机理与设计控制技术若干研究进展

水平井钻井与体积压裂完井技术,是页岩气田高效开发的关键核心技术内容之一。中国页岩气田开发同样采用了这套技术,但由于页岩储层、压裂作业等主、客观原因,导致页岩气水平井压裂井筒完整性失效问题比较严重,需要深入揭示其失效机理,创新研发页岩气水平井井筒完整性设计控制等新技术。通过阐述页岩气水平井压裂井筒完整性失效机理与设计控制技术的研究进展,重点介绍了井筒完整性领域的相关创新研究工作,主要内容包括:页岩气水平井体积压裂井筒完整性的失效机理、主控因素及控制技术体系,以及页岩气水平井专用高性能套管与复合管柱设计技术等。研究结果表明,通过多年的创新研究与实践,中国已建立了一套比较行之有效的页岩气水平井专用套管与井筒完整性设计控制技术体系,可为页岩气田大规模开发工程提供相适应的井筒完整性安全保障。