页岩气产能影响因素分析

页岩气作为一种重要的非常规能源,日益受到重视。通过大量的文献调研,分析了页岩的储层基本特征和影响页岩气产能的主要因素。国内外页岩气资源量巨大,能成为未来能源重要的补给。但其储层致密、物性较差,只有页岩厚度、有机质丰度和成熟度达到有效的配伍,才能成为有利的页岩气区。同时其产量受多方面因素的综合影响,主要包括吸附作用、滑脱效应及压裂液滞留等。为今后页岩气开采提供理论依据。     

美国页岩气发展的政治经济驱动因素

美国是全球开采页岩气最早最成功的国家、页岩气的大发展促使美国天然气价格长期走低,已低于页岩气的盈亏平衡价。探讨了美国页岩气大发展的4个政治经济驱动因素,即能源安全与独立国策、低碳经济发展、页岩气出口的经济效益以及天然气化工高额利润的驱动,提出了对我国页岩气勘探开发的启示     

页岩气井产能影响因素分析

以室内实验为基础,运用数值模拟方法,研究了页岩储层性质和压裂后裂缝性质对页岩气产能的影响规律,得到了各影响因素与页岩气产能之间的关系。研究表明,单翼裂缝并不能达到页岩气增产的目的,页岩气压裂后改造体积的大小是影响产能的关键,压裂过程中支裂缝条数越多,改造体积越大,增产效果越明显。     

页岩气吸附特征及影响因素

对页岩气吸附的基本特点及近年来页岩气吸附的研究进展进行了总结;介绍了影响页岩气吸附的影响因素以及页岩气吸附研究所取得的成果;提出了页岩气吸附研究中存在的问题;根据页岩气吸附的基本特点,基于页岩气吸附研究现状,对页岩气吸附研究进行了展望,并强调页岩气吸附的热力学、动力学模型以及微观角度研究等将是今后页岩气吸附研究的重点。     

页岩气水平井产量影响因素分析

中国是全球第3个商业化开发页岩气的国家,到2030年页岩气规划产量为800×10~8~1 000×10~8 m~3,展现出良好的发展前景。长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区页岩气开发效果显示,目前该区页岩气水平井平均测试产量达到19×10~4 m~3/d,但测试产量却高低参差不齐。为此,从地质和工程两个方面分析了上述示范区页岩气水平井产量影响因素,提出了不同区块水平井提高单井产量的技术方向;根据含气量差异将优质页岩段进一步细分为4类储层,评价水平井Ⅰ类储层钻遇率;依据天然裂缝发育程度、主应力非均质性、脆性指数等工程参数来评价储层改造条件;建立压裂加液量、加砂量、施工排量和返排率与测试产量之间的相关关系;评价压裂形成裂缝复杂程度。研究结果表明:①长宁区块Ⅰ类储层钻遇率高于威远和昭通区块,且当水平井Ⅰ类储层钻遇率大于50%,可保障气井测试页岩气产量高于15×10~4 m~3/d、预计单井最终可采储量(EUR)高于8 000×10~4 m~3;②昭通区块储层改造条件和压裂形成的裂缝复杂程度均优于长宁和威远区块,但加砂量和施工排量等压裂施工参数偏低,制约了前者水平井的测试产量。结论认为,昭通和威远区块进一步提高Ⅰ类储层钻遇率、昭通区块进一步优化压裂施工参数是提高上述示范区页岩气水平井单井产量的主要技术方向。     

推进我国页岩气产业健康有序发展

<正>3月18日,以"开放的中国页岩气市场"为主题,2013国际页岩气大会暨中美非常规油气合作交流峰会在北京落幕。国土资源部和国家能源局等相关部门将从政策层面进行引导和扶持,推进页岩气产业健康有序发展。国土资源部相关部门负责人介绍,我国页岩气勘查开采工作目前稳步推进,已累计投入70多亿元人民币,采集二维地震9000公里,三维地震800多平方公里,钻井80余口;2012年通过天然气管网销售页岩气1500万立方米,累计销售页岩气3000万立方米。     

中国页岩气产业发展的特点与经验

中国的页岩气年产量由2010年的0 m3增长到2020年的200×108 m3,逐渐成为中国天然气产量的主要增长点,10年左右时间就走出了中国特色的页岩气开发之路.通过对中国页岩气开发主要特点的分析,认为中国的页岩气资源禀赋较美国差,中国页岩气产业能够形成今天的规模,得力于政府的扶持政策、石油央企的独特优势和中国国内的...     

工程因素对页岩气可采储量的影响

页岩气可采储量的大小与工程因素密切相关.为探讨工程因素对页岩气可采储量的影响,发挥关键工程因素作用,以中国涪陵页岩气为例,在对页岩气井工程数据进行统计和分析的基础上,总结了页岩气井水平段长度、压裂液量、压裂段数、支撑剂量等工程因素对页岩气可采储量的影响,得出各因素与可采储量间的相关性以及表征工程因素的水平段长度、距断层...     

影响页岩气高产的地质因素分析

页岩气是目前天然气储量增长的最主要因素,我国蕴含丰富的页岩气资源,页岩气的成功开发将对能源结构、环境政策及能源安全产生重要影响。为了查明影响页岩气高产的地质因素,本文将页岩气藏与常规油藏对比总结得出页岩气藏的特征;分析了页岩气生烃机理、赋存机理与运聚机理;探讨了各地质因素对页岩气开发的影响能力与作用方式。研究认为,各种错综复杂的地质因素主要通过含气量、含气页岩厚度与面积、脆度及孔隙—裂隙网络4个方面影响页岩气的开发难度与商业价值。     

中国页岩气发展现状及前景展望

中国许多盆地分布着丰富的页岩气资源,具有较好的发展前景,但对页岩气研究起步晚。介绍了中国页岩气示范基地设立、研究进展、技术与装备现状及勘探开发现状,分析了中国发展页岩气的瓶颈,指出要实现中国页岩气经济有效开发,必须组织技术力量,建立适合我国地质条件的页岩气开发关键技术体系,实现到2015年全国产量达到65×108 m3的总体目标。     

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。     

页岩气的成藏条件与开发分析

重点对于国外页岩气产业发展进行研究,对中国页岩气勘探开发情况进行系统的分析,并综合进行研究和展望,提出合理建议对策,从而推动页岩气产业的持续稳定较快发展.     

地球物理勘探技术在页岩气开发中的应用

页岩气工业化生产成为我国一项战略工程,能够有效弥补我国石油天然气资源的相对不足的短板,在一定程度上补充资源供给,对于我国能源结构的改善也有重要的意义。     

英国页岩气矿业权管理制度的特点及启示

从中国前两轮页岩气区块招标的实施情况来看,仅局部地区取得了突破,总体情况并不乐观。中国经济新常态下,如何盘活页岩气等非常规油气资源成为新一轮油气管理体制改革的重点。英国在油气勘探开发领域具有上百年的发展历史,其成熟的管理模式值得借鉴。为此,梳理了英国油气矿业权管理制度的特点,及其为促进页岩气勘探开发所采用的改革措施。分析认为,英国页岩气矿业权管理主要具有以下特点:(1)建有完善的法律制度和配套法规;(2)成立了专门的石油天然气管理机构;(3)建有成熟的矿业权许可体制并注重提高行政审批效率;(4)在行业发展初期非常重视吸引小型、创业型或资金相对不足的企业;(5)建有规范的矿业权准入和退出机制;(6)非常重视勘探开发作业全流程的环境保护;(7)重视社区可持续发展。结合我国页岩气勘探开发所处阶段和存在的问题,提出了建议:中国页岩气管理体制改革需要从深化油气管理体制改革、完善矿业权准入机制、规范矿业权退出机制、加大财政优惠支持力度等多个方面入手。     

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。     

页岩气水平井缝内砂塞分段工艺的增产机理

川渝地区页岩气储层在压裂过程中频繁出现套管变形、机械分段工具无法下入等井下复杂情况,以及因尾追砂量受限导致近井地带导流能力低,制约了页岩气水平井的返排效果及投产产量。为此,针对以桥塞为主的机械分段工艺在川渝页岩气现场应用中的制约状况,提出了应用水平井缝内砂塞分段工艺来解决以上难题的方法。该工艺核心技术在于缝内砂塞的成功封堵转层并在返排生产过程中保持裂缝长期的高导流能力,而裂缝长期的高导流能力是决定该工艺增产效果的关键。将Hertz接触及分形理论引入到砂塞强度的分析中,结合室内工程模拟实验结果,建立了支撑剂缝内砂塞接触力学模型,从强度准则及摩擦等方面提出了缝内砂塞稳定性判据,完善了缝内砂塞渗透率分形模型。实验结果表明:(1)在返排初期砂塞的稳定性主要受到流体冲刷作用的影响,应严格控制排液速率;(2)在生产后期砂塞的稳定性主要受到裂缝闭合应力及流压的影响,适当提高支撑剂颗粒的屈服强度对保持裂缝高导流能力具有重要意义。结论认为,缝内砂塞分段工艺可以为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供一种新的储层改造手段。     

鄂尔多斯盆地东南部山西组页岩气形成条件及富集主控因素

基于钻、录、测、试资料和泥页岩样品分析化验资料,在解剖页岩气典型井地质特征基础上,深入分析各成藏要素与页岩气富集之间的关系,总结页岩气富集控制因素。结果表明：鄂尔多斯盆地东南部山西组主要发育海陆过渡相泥页岩,具有较强的非均质性,主要体现出泥页岩有机质、物性等参数空间变化快的特点;山西组广覆式分布的泥页岩有机碳（TOC）含量较高,平均值为2.24%,干酪根类型主要为Ⅲ型,R_O平均值为2.48%,处于高成熟—过成熟阶段,为优质烃源岩;岩石组成具有富黏土特征（40.5%~88.5%）,主要由伊/蒙混层和高岭石组成,具有相对较高的比表面积有利于提高页岩对气体的吸附能力;小于3 m薄砂岩夹层在山西组分布广泛,物性条件较好（平均孔隙度为3.37%,平均渗透率为0.1×10^-3 μm²）,泥页岩生成的天然气可以短距离运移至这些砂岩夹层（纹层）中,有利于提高页岩含气性;研究区山西组含气性受不同岩性组合的影响具有较大的区别,其中山₂段厚层泥岩—煤组合含气性最好,其80%以上的样品含气量超过1 m³/t。综合分析认为,泥页岩的高热演化程度、特殊的海陆过渡相储集条件以及良好的保存条件是影响研究区页岩气富集的主要因素,其使得鄂尔多斯盆地东南部山西组页岩气具备一定的勘探开发潜力,并在子长—延安—富县、宜川等地区圈定页岩气富集目标。     

叠前地球物理技术预测页岩气保存条件——以四川盆地焦石坝构造页岩气藏为例

近年来,随着四川盆地涪陵页岩气田页岩气勘探开发取得重大突破,川东地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组巨大的页岩气勘探开发潜力被进一步证实。但是,如何利用地球物理技术更加准确有效地评价页岩气保存条件,目前仍然是该区页岩气勘探开发中亟待解决的问题。为此,基于叠前地震数据,从裂缝发育程度和地层压力的角度出发,首先利用基于叠前方位各向异性的裂缝预测技术进行高角度裂缝的预测,然后利用基于叠前纵波波阻抗反演的压力预测技术描述地层压力的空间分布特征,最终将两者相结合得到评价页岩气保存条件的新参数——保存系数,进而形成了一套可以有效预测页岩气保存条件的新方法 ;将新方法用于涪陵页岩气田焦石坝区块五峰组—龙马溪组页岩气保存条件的评价,并将气井生产资料与保存系数的预测结果进行对比验证。研究结果表明:页岩气保存系数与其无阻流量的对应性较好,并且弥补了低产井与无阻流量之间的不吻合关系。结论认为,保存系数预测结果与钻井生产资料具有较好的吻合度,证明了新的页岩气保存条件评价方法的有效性和可靠性。     

非常规压裂技术在川东页岩气开发中的应用研究

页岩气存在的页岩层一般孔隙度较小、渗透率较低、石英矿物质含量高、页岩层内页岩气流动性较低,天然形成的裂缝发育程度较高,所以需要对页岩层进行压裂改造才能获得较高且稳定的页岩气产量,非常规压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,本文对非常规压裂技术地面配套施工技术进行了具体分析,升级优化页岩气压裂装置,完善压裂工艺地面施工布置,保证了非常规压裂技术施工质量。