随钻地质与地球化学分析在四川威远页岩气开发中的应用

四川威远是国家级长宁—威远页岩气开发示范工程的重点开发地区,页岩气目的层为下志留统龙马溪组优质页岩发育层段。页岩气水平井钻进过程中,传统的地质录井及随钻测井方法难以对优质页岩气储层进行实时有效的分析与评价,降低了优质储层的钻遇率,增加了钻井施工的风险。通过研究区水平井随钻过程中大量岩屑样品的地质与地球化学录井分析,结合相应取心井分析资料,建立了水平井储层地质评价方法,应用TOC辅助地层界面卡取,应用TOC、吸附气含量、气测全烃参数评价储层含气性,再结合储层脆性矿物含量进行有利页岩气开发层段评级和优选;同时建立了水平井地质导向辅助方法,通过TOC、Ca含量、气测全烃等关键参数的相对区间变化,指导工程人员进行水平井着陆入靶调整和水平井窗体控制。现场应用表明,该套技术方法提高了威远地区页岩气水平井开发效率,同时可为同类页岩气储层的有效开发提供技术参考。     

四川盆地涪陵地区页岩裂缝测井定量识别

页岩气资源作为自生自储的非常规能源,页岩储层天然裂缝的发育情况不仅影响自身含气性,更对后期压裂改造效果有着直接影响。以四川盆地涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩储层宏观裂缝为主要研究对象,首先在探井岩心资料和电成像测井资料基础上,总结归纳了研究区页岩裂缝常规测井曲线响应特征,优选出能较好评价页岩储层裂缝的多种常规测井参数;然后通过分析电成像测井提供的裂缝信息,构建页岩裂缝定量计算模型;运用概率神经网络法,将探井的页岩裂缝定量计算结果与优选出的常规测井信息进行拟合,将拟合结果程序化,实现页岩裂缝的测井定量识别。通过探井页岩裂缝识别结果与该井电成像测井计算结果对比分析,认为该方法能较准确识别研究区页岩裂缝发育情况。研究区水平井页岩裂缝定量识别结果与页岩储层含气性和压裂施工参数的相关性研究,说明该方法能较好地评价页岩储层的含气性以及预测后期压裂改造效果。该研究对中国南方海相页岩气资源的进一步高效勘探开发有一定的参考意义。     

页岩气测井地质工程技术新需求及解决方案

四川盆地南部(以下简称川南地区)海相页岩气勘探开发10余年,已取得重大进展,随着页岩气的规模上产和深层页岩气的勘探开发,对拓展测井技术和支撑地质、工程及气藏一体化提出了一系列技术新需求。为此,以川南地区海相页岩气为研究对象,通过调研国内外页岩气地质工程测井新方法,分析了低阻页岩气储层及天然微细裂缝段发育特征,对比不同压裂效果与产液剖面的监测方法,提出了该区页岩气测井地质工程技术的新需求及解决方案。研究结果表明：(1)核磁共振T₁、T₂谱交会图结合C、H、O等元素含量之间关系,可评价低阻页岩气储层含气性;(2)校正后的斯通利波能量衰减法结合录井全烃归一化方法可综合预测天然微细裂缝发育段;(3)井下电磁成像法是目前评价页岩储层有效压裂效果的新方法 ;(4)对比分析后,优选气体示踪剂方法作为产液剖面监测方法。结论认为,针对页岩气测井地质工程技术的新需求所提出的解决方案不仅能满足川南地区页岩气开发的现实需求,而且还可以促进测井技术的进一步提高和发展。     

页岩气层关键参数评价及射孔压裂优化选层

针对四川盆地海相页岩气藏,以岩心分析为基础,综合利用钻井、测井、录井、地质、试气、岩心等资料,构建有机碳含量(TOC)、孔隙度(POR)、含气量(GAS)、脆性指数(BI)、破裂压力(PF)等页岩气层关键参数评价模型,依次优先考虑TOC、POR、GAS和BI四参数,分区块建立了页岩气测井解释标准,提出了页岩水平井射孔-压裂优选层原则。在四川盆地两个国家页岩气示范区应用30口井,页岩气层关键参数相对误差最大为7.6%,页岩气层测井识别正确率达95.0%,有力驱动了我国南方页岩气的勘探开发。     

延安地区二叠系山西组1段页岩气储层特征及勘探开发关键技术

延安地区二叠系山西组 1 段(山 1 段)陆相页岩气资源丰富,但泥页岩储层非均质性强,成藏条件复杂。为明确该区页岩气勘探潜力,应用钻井、测井、压裂、岩心及分析测试等资料,围绕山 1 段页岩气地质和工程特点,开展系统研究和技术攻关,创建陆相页岩气勘探开发关键技术。研究表明：山 1 段砂泥岩互层发育,横向相变频繁,泥页岩普遍含气,相邻的砂岩也含气,具有砂岩、泥岩混合,复合成藏的特征;山 1 段泥页岩累计厚度平均为 25m,地层压力系数为 0.82;泥页岩中有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,R_o在 2.33%～2.85% 之间,泥页岩中主要发育 4 种孔隙、两种裂缝,泥页岩解析气含量平均为 1.2m³/t;相邻的砂岩含气饱和度平均为 45%,孔隙度平均值为 7.2%。通过集成创新,初步形成了陆相页岩气“三品质”测井评价技术、页岩气储层识别及随钻地质导向技术、低成本水平井优快钻井技术、水平井 CO₂混合体积压裂工艺技术等勘探开发关键技术,有力支撑了延安地区页岩气勘探开发工作。现场实施的 3 口水平井钻井周期降低 11.3%,薄层砂岩钻...     

特低渗透砂质砾岩储层裂缝识别及预测研究——以准噶尔盆地西北缘红153井区为例

储层裂缝识别及预测的常用方法有常规测井及成像测井技术,主要应用于碳酸盐岩和砂岩储层,对特低渗透砂质砾岩储层裂缝研究较少,目前缺乏有效的预测手段。以准噶尔盆地红153井区特低渗透砂质砾岩储层为例,建立了一套集地质、地震、测井等技术手段于一体的砂质砾岩油藏裂缝定量表征方法。首先通过岩心、薄片等资料分析裂缝成因、发育特征及主控因素,开展裂缝特征宏观描述,在此基础上,综合利用岩心资料、成像测井及常规测井资料,建立特低渗透砂质砾岩油藏测井裂缝识别模式和解释模型,进行单井裂缝识别和预测;然后通过提取地震叠前各向异性,并结合地震资料、井资料及该区的沉积特征,开展裂缝密度、裂缝方位等规律预测;最后通过岩心、成像测井以及试油试采等资料对裂缝的识别和预测结果进行验证。应用结果表明,红153井区裂缝识别准确率达71.3%,地震叠前裂缝预测结果和实际生产情况吻合良好。     

应用常规测井资料识别单井裂缝发育层段的方法

天然裂缝发育与否,对特低孔特低渗油气藏而言意义重大。钻探取芯资料观察、成像测井资料观察是了解储层天然裂缝发育与否最直接、最可靠的方法。由于油气藏不同部位、不同层段因地应力差异大,天然裂缝发育程度差异很大,上述研究了解天然裂缝发育程度的方法成本太高,研究应用常规测井资料识别单井裂缝发育井段就显得十分必要了。安棚油田深层系应用双侧向测井和补偿声波测井等资料计算、识别单井裂缝发育井段的实践表明,应用常规测井资料计算、识别单井裂缝发育井段的方法是经济可行的。     

四川盆地威远地区五峰组—龙马溪组页岩TOC含量地震定量预测方法及应用

四川盆地威远地区内部钻井少,仅靠岩心实测和测井计算的TOC含量评价该区页岩气资源潜力难度较大,利用地震资料预测页岩TOC含量不但能弥补该区钻井取心少的不足,而且能够评价无井地区页岩的TOC含量。以四川盆地威远地区W201井区三维五峰组—龙马溪组一段1亚段为例,利用钻测井及三维地震资料定量预测了页岩TOC含量的平面及空间分布。首先通过测井计算得到的TOC与地球物理参数交会分析,优选出敏感参数密度,在此基础上,分析该区钻井岩心实测和测井计算的TOC含量与密度的关系,得到计算TOC含量的地震预测模型,然后利用叠前同时反演技术获得该区的密度体,通过预测模型最终实现页岩TOC含量的定量预测。结果表明:①地震预测的TOC与岩心实测和测井计算TOC结果较为吻合,误差较小;②研究区东南部及北部W201井区TOC含量较高,平均值可达2%～4%,为勘探开发有利区。结论认为,该TOC定量预测方法对于研究区适用有效,且对川南地区页岩气勘探开发评价具有一定的指导意义。     

页岩气藏水平测井裂缝识别及声学成像研究

随着中国西南地区页岩气水平井钻探与开发取得重要进展,页岩气藏水平井测井资料的处理与解释变得尤为重要。对四川焦石坝页岩气水平井的声波测井数据进行处理,分析页岩地层水平井井孔声场及远探测声场的传播特征,旨在对页岩气藏中的裂缝进行识别和评价,为地震波方位各向异性的成因提供佐证。利用四分量偶极声波测井数据进行横波各向异性处理,分别获得水平偏振(SH)和垂直偏振(SV)的横波数据及波速。在此基础上采用横波远探测技术进行井外反射体的成像处理。处理结果表明该井外地层存在与井斜交的垂直裂缝体系,与该地区的构造形态有关,该裂缝体系的存在与该井区页岩气的高产密切相关。处理结果为页岩气水平井声学测井数据提供了有效的处理方法和较好的应用前景。     

渝东北寒武系鲁家坪组泥页岩裂缝特征及其页岩气意义

在泥页岩气勘探开发过程中,泥页岩裂缝发育情况是一个很重要的评价指标。在前人研究基础上,结合渝东北地区区域地质概况,收集并统计野外露头裂缝和岩心裂缝数据,探求该地区泥页岩裂缝发育特征,总结裂缝发育规律,分析泥页岩裂缝对页岩气藏含气量的影响。研究表明:研究区寒武系鲁家坪组页岩脆性矿物体积分数均值高达75.9%,其脆性程度较高,有利于储层压裂改造;该区域中、小型裂缝较为发育,约占全部裂缝90%;泥页岩中小型裂缝越发育,压裂过程中形成的天然裂缝网格面积越大,页岩含气量越大,而大型裂缝结论相反。运用该结论最终优选出城页1井页岩含气量高井段1 362～1 456 m。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩油储层裂缝特征及常规测井识别方法

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组底部广泛发育张家滩页岩,厚度15～60m,中间夹薄层细砂岩或泥质粉砂岩,是很好的页岩油储层。野外露头观察、岩心分析及成像测井资料解释均表明该页岩段近东西向高角度构造裂缝和近水平页理缝发育,为致密页岩油储层提供了良好的渗流通道。依据岩心分析和成像测井资料解释确定单井内裂缝类型和分布;选取对裂缝敏感的常规测井曲线自然电位、声波时差、密度、中子及深浅电阻率差比,根据岩心分析和成像测井解释结果,利用模糊神经网络推理系统确定不同测井曲线的权系数,采用综合概率指数法和分形维数法识别页岩油储层及裂缝。     

叠前地质统计学反演在页岩甜点和薄夹层预测中的应用——以西加拿大盆地W区块为例

页岩气是一种非常规天然气。在少井地区,在井之间预测高TOC （总有机碳含量）、高脆性及裂缝发育的甜点一直是页岩气勘探与开发的重要环节。西加拿大盆地W区块页岩目的层段厚度较薄（地震反射时间最大为20ms）,层内发育多套灰岩薄夹层（厚度为0.5～3m）,脆性页岩和塑性泥岩纵波阻抗值存在重叠区间,利用地震资料预测页岩甜点和灰岩薄夹层困难。为此,从岩石物理弹性参数分析出发,建立页岩甜点的岩石物理评价模板,明确了页岩甜点和灰岩夹层的弹性参数特征;应用三维岩性约束叠前地质统计学反演方法预测高TOC、高脆性页岩及灰岩夹层。主要步骤有：①分析页岩储层岩石物理参数,页岩有利目标具低泊松比、中值杨氏模量、高TOC、高脆性,灰岩夹层具高泊松比、高杨氏模量、低TOC、高密度特征;②一维约束地质统计学反演预测页岩有利区和夹层的参数测试;③三维约束叠前地质统计学反演预测页岩有利区及夹层。预测结果表明,高TOC、高脆性页岩与裂缝发育的叠合区为甜点目标区,优选页岩甜点发育且灰岩夹层厚度小的区带为有利的井位部署区,确保了水平井段优质储层的钻遇率高,产气量大。     

建南东岳庙段页岩气常规测井解释模型研究——以JYHF-1井为例

为深化对建南构造侏罗系东岳庙段陆相页岩气储层的认识,对中国石化首口以水平井方式开发的页岩气评价井——JYHF-1井东岳庙段岩心与测井资料进行了精细解释,建立了东岳庙段泥页岩岩性、储层识别、储层矿物含量、孔隙度、渗透率、饱和度和含气量解释计算模型,形成了一套较完善的页岩气储层综合解释评价方法,其解释模型并可拓展用于中扬子及其它地区页岩气储层测井评价。     

应用测井资料聚焦海相页岩气甜点小层

页岩气储层甜点识别对于水平井巷道的选取和开发效果具有重要影响。应用测井资料提取储层地质评价关键参数TOC、孔隙度、含气量、脆性矿物含量和微细裂缝发育层段等,综合评价地质甜点小层;提取储层三轴应力大小、脆性指数、地层破裂压力等工程品质参数,综合评价有利于压裂改造的工程甜点小层。应用生产测井解释的产能差异和RST检测的压裂效果验证地质甜点和工程甜点,建立地质甜点和工程甜点叠合的甜点小层评价标准。该方法成功地解释了新区块深层页岩气井甜点小层,优选水平井箱体,多口井试油获高产,解释方法得到进一步验证。     

四川盆地涪陵地区海相页岩天然裂缝特征及对页岩气的影响

不同类型裂缝对页岩气富集和保存的影响不同,因而在页岩气储层天然裂缝研究时,需要进行分类评价和预测。利用野外露头、岩心、薄片和FMI成像测井资料,对四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩天然裂缝的成因类型、发育特征、主控因素及不同类型天然裂缝对页岩气富集与保存的影响进行了探讨。涪陵地区五峰组-龙马溪组页岩天然裂缝在地质成因上分为构造裂缝、成岩裂缝及异常高压裂缝3种类型,其中构造裂缝包括层内张开裂缝、穿层剪切裂缝及顺层剪切裂缝;成岩裂缝包括页理缝和收缩裂缝。研究区以构造裂缝和页理缝为主,构造裂缝的发育程度受构造、岩石力学层厚度及脆性矿物含量等因素的控制;页理缝主要受页理发育程度、脆性矿物含量、异常流体压力、有机质含量及其热演化程度的控制。不同成因类型的天然裂缝对页岩气影响明显不同,其中层内张开裂缝和页理缝在页岩层内发育,裂缝规模小,为页岩气富集提供良好的储集空间;穿层剪切裂缝和顺层剪切裂缝发育规模大,主要影响页岩气的保存条件;收缩裂缝和异常高压裂缝的发育程度低,有效性差,对页岩气的影响较小。     

页岩气水平井储集层追踪和评价关键技术

湖南保靖页岩气区块地质构造复杂、岩石致密、断层和褶皱发育、地层倾角变化大、下志留统龙马溪组地层分布广泛、有机质含量高但优质页岩层薄,水平井钻井存在水平段长、纵向靶窗范围小、埋深不确定、标志层不明显、可钻性差等困难,给井眼轨迹控制和地质导向钻井带来挑战,实钻中井眼轨迹存在脱靶和出层风险。针对上述难点,基于地震解释、邻井地层评价等资料,水平井段采用先进的旋转导向钻井系统,推广应用"钻前地质建模、随钻测量/测井、钻后综合评价"三大关键技术,即:钻前根据储集层特征,制定高自然伽马结合高气测全烃值引导钻头向前钻进的地质导向方案;钻井过程中利用随钻成像测井拾取地层倾角,结合录井岩屑和气测显示,对比地层,分析钻头和地层的切割关系,实现井眼轨迹精细化控制和储集层精准追踪、识别;钻后综合解释、全面评价划分有效页岩气储集层。完钻后统计储集层钻遇率100%,机械钻速7.36～8.88 m/h,达到了优快钻井目的,实现了页岩气勘探高效、低成本开发。     

陆相页岩气成藏地质条件及富集高产主控因素分析-以元坝地区为例

元坝地区在下侏罗统泥页岩层段获得高产页岩油气流。其中,千佛崖组页岩气水平井产量稳定,油气并产;自流井组大安寨段直井常规侧试单井气产量最高达21 × 104 m3/d。文中通过分析总结元坝陆相页岩气特点和勘探开发成果认为：元坝地区泥页岩主要发育在浅湖、半深湖沉积相带,具有厚度大、有机质丰度高、有机质类型好、热演化程度适中、储集物性及含气性好,以及可压性等特点,具备陆相页岩气形成的有利地质条件;沉积相带控制了富有机质泥页岩的空间展布,岩相控制了物性特征及可压裂性,裂缝和超压控制了页岩气的高产。同时,初步建立了陆相页岩气有利区选区标准：半深湖一浅湖相带,暗色泥页岩累计厚度不小于30 m,TOC不小于1%,Ro不小于1.1%,孔隙度不小于2%,含气量不小于0.5 m3/t,理深在500-4200 m,裂缝发育,地层压力系数不小于1.30     

页岩气井可压裂性综合评价方法研究及应用

页岩气井可压裂性评价是保证压裂改造效果的重要基础。目前对可压裂性研究主要是在常规物性基础上将岩石脆性矿物含量或岩石力学参数作为水平井压裂施工段优选的重要依据。但压裂过程中沟通并延伸天然裂缝是形成缝网的关键,因此须将分支裂缝的形成条件作为页岩气井可压裂性评价的重要组成,以提高有利层段选评的准确性。通过分析人工裂缝与天然裂缝相交后起裂力学条件,提出相交后形成的分支裂缝起裂压力计算方法,再根据人工裂缝内的压力变化情况和储层地应力状态,建立人工裂缝与天然裂缝相交后的起裂模式并将其无因次化后作为评价的组成要素,形成页岩气井可压裂性综合评价方法。基于四川盆地南部页岩气Wx2直井的地质、测井数据对龙马溪组有利层段的分析,按照综合评价结果进行射孔和压裂,其测试产量明显高于该区块其他常规可压裂性评价的直井。表明该方法具有较高的准确性和适用性,既能保证压裂改造效果,又能降低施工风险和成本。     

页岩气评价指标与方法

目前全球范围的页岩气开发已经展开。页岩储层有其独特的属性,因此页岩气开发的第一步是了解页岩的特性,这需借助测井、岩心分析等手段对其进行评价,以便寻找有利的页岩气远景区。首先介绍页岩气远景区评价的一些主要指标,如页岩厚度、有机质丰度（TOC）、含氢指数、干酪根类型、热成熟度（RO）、页岩矿物组分和渗透率等。其次对页岩气储层评价的方法进行介绍,主要是测井法,归纳采用测井方式对岩性、裂缝等的识别和对岩石矿物成分、TOC、渗透率等的确定,并阐述实时LWD技术在页岩气储层特征识别方面的应用。最后,对Fort Worth盆地Barnett页岩的各项指标进行了分析,认为其成功的开发对我国页岩气资源的开发具有重要借鉴意义。     

水平井成像测井解释中裂缝产状的井斜校正

与直井不同,从水平井成像测井图中直接提取的裂缝产状,并不是裂缝的真产状。采用坐标系旋转原理,推导了水平井成像测井解释中裂缝产状的校正方法——坐标系旋转法。应用该算法对塔里木油田Ma-A水平井裂缝产状进行校正,所得结果有效地指导了该井储层段分段压裂改造。