长宁-威远页岩气示范区累计产量超过10亿m

正截至11月28日,四川长宁-威远国家级页岩气示范区日产页岩气536万m3,累计产气量达到10.063亿m3。"十二五"期间,西南油气田公司按照"落实资源、评价产能、攻克技术、效益开发"的工作方针,积极推进页岩气示范区建设,页岩气勘探开发取得重大进展,创造了我国多个第一纪录。在页岩气示范建设中,西南油气田探索形成"井位部署平台化、钻井压裂工厂化、采     

长宁—威远构造页岩气井返排流程优化设计和返排特征分析

页岩气井返排流程是页岩气藏工厂化压裂作业必不可少的组成部分。为了满足页岩气丛式井拉链式压裂—排采一体化作业,在现场实践基础上,设计了可满足各井除砂、连续排液、多井同步计量等功能的模块化、标准化地面返排流程;同时对页岩气井压后返排特征进行了剖析,形成了适合长宁—威远区块大规模加砂压裂后"闷井、控制、加速、平稳"的连续排采制度。长宁—威远区块标准化地面返排流程及排采制度的成型可为我国其他页岩气藏的勘探开发提供借鉴。     

四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。     

长宁—威远国家级页岩气示范区日产气量突破400万立方米

<正>2015年9月1日,四川盆地中国石油长宁—威远国家级页岩气示范区日产页岩气量达到413×10~4 m~3。继今年8月10日示范区日产量突破300×10~4 m~3大关后,再次迈上新台阶。中国石油西南油气田公司瞄准今年实现页岩气产量13×10~8 m~3和规模效益开发的目标,严格按照开发方案部署,强力推进页岩气示范区建设,不断创新体制机制,探索形成"平台化井位部署、工厂化钻井压裂、橇装化地面建设、数字化生产管理"的高效勘探     

关键技术进步促进页岩气产业快速发展——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源量巨大,但较之于北美地区的页岩气田,前者的地质条件复杂、地面条件较差,因而对川南地区页岩气勘探开发技术的要求就更高。为了实现页岩气工业化大规模开采,必须形成适应于川南地区的页岩气勘探开发关键技术。为此,在长宁—威远国家级页岩气示范区建设过程中,通过不懈探索和持续攻关,从无到有,创新建立了适合我国南方多期构造演化海相页岩气勘探开发的6项关键技术——综合地质评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、丛式井工厂化作业技术以及高效清洁开采技术。该系列技术在上述页岩气示范区产能建设过程中,历经三轮优化调整,产能建设效果一轮比一轮好,平均单井评估最终可采页岩气储量(EUR)逐步提高,第三轮井均EUR比第一轮提升了128%。生产实践表明,上述页岩气示范区建设过程中持续优化完善了6项关键技术,使其技术适应性和可复制性不断增强,为川南页岩气快速上产提供了有力的技术支撑。     

四川页岩气旋转导向钻井技术应用

四川长宁－威远区块页岩气资源储量丰富,开发利用价值大,但是水平井钻井过程中存在滑动钻进
托压、钻井速度慢、效率低、水平段长度不满足地质需求等问题,影响了四川页岩气的勘探开发进程和经济效益。
为此,基于四川长宁－威远页岩气示范区地质、工程特点,分析了四川页岩气地质特征和水平井斜井段主要钻井技
术难题,优选了旋转导向工具,优化了井身结构和井眼轨迹,完善了配套工艺,研究形成了适合四川页岩气旋转导
向钻井技术,现场应用２８口井,机械钻速大幅提高,水平段长度增加５００ｍ,钻井周期缩短５０％,取得了较好的提速
提效效果,为页岩气资源高效开发和长宁－威远国家级页岩气示范区建设提供了良好的技术支持。     

中石油国家级页岩气示范区提前完成年度生产任务

正近日,中石油国家级页岩气示范区之一——长宁—威远国家级页岩气示范区2016年生产页岩气15.42×10~8 m~3,较去年同期增产11.98×10~8 m~3,提前完成年度15×10~8 m~3的生产任务。长宁—威远国家级页岩气产业示范区位于四川内江、宜宾境内。2012年3月,国家发展和改革委员会及国家能源局批准中石油建设长宁—威远页岩气产业化示范区,探索页岩气规模效益开发方法,建立页岩气勘探开发技术标准体系,由中国石油西南油气田公司组织实施。2016年1月,西南油气田公司建成中石油首个国家级页岩气示范区,实现了规模效益开发。     

实现页岩气“绿色”开发的配套工艺技术体系

在川渝地区页岩气产能建设过程中,不可避免地会产生大量的废水、废气、废渣(特别是含油岩屑)和噪声,并且还有可能造成水土流失。如何防治上述环境风险源、确保页岩气的"绿色"开发,是一个重大难题。为此,总结了中国石油天然气集团有限公司在长宁—威远国家级页岩气产业示范区开发实践中形成的系列环保技术体系:(1)采用井场清污分流系统、钻井液不落地技术、随钻实时处理工艺和岩屑资源化利用技术保障钻井清洁生产;(2)优选环保型压裂液、对压裂返排液进行循环利用,从而实现压裂环保管理;(3)配套平台化作业实现"井工厂化"、实施油改电降噪音、推行环保钻井工艺、制订全面的环境评价方案等措施,进一步降低环境污染的风险。实践证明,页岩气清洁生产工艺从废弃物产生源头入手,加强作业过程控制、末端污染治理,则可实现废弃物减量、无害化、资源化的目标。结论认为,采用上述污染防治和"绿色"开发配套技术,可以有效促进该区页岩气的可持续开发。     

中国页岩气近期勘探开发进展

中国页岩气资源丰富,勘探开发前景广阔。通过采用资源类比法预测中国页岩气地质资源量达95.00×10~(12) m~3,技术可采资源量16.30×10~(12) m~3,经济可采资源量12.86×10~(12) m~3。页岩气作为中国国家政策鼓励开发的绿色独立矿种之一,备受社会广泛关注。在国家级页岩气示范区建设的基础上,逐步形成和发展了在页岩气综合地质评价、开发技术优化、水平井优质快速钻井、水平井体积压裂、水平井工厂化作业、高效清洁开采等页岩气勘探开发主体技术,现场应用成效显著。截至2016年底,涪陵页岩气田已生产页岩气50.37×108 m~3,长宁—威远页岩气田生产页岩气23.04×108 m~3,昭通页岩气田生产页岩气约2×108m~3。页岩气的勘探开发正改变中国能源结构,缓解国内天然气供需矛盾,促进中国绿色低碳经济发展。但目前中国页岩气勘探开发才刚刚起步,页岩气的规模效益开发仍面临一系列技术瓶颈需要攻克,针对深层页岩气在评层选区、钻完井工艺、体积压裂改造等勘探开发方面仍需开展技术攻关,从而进一步推动中国页岩气产业蓬勃发展。     

国家级页岩气示范区建设获重大进展

页岩气开发受到广泛关注,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)在"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"探索技术路径。截至2013年1月10日,西南油气田完钻12口井,其中10口气井获得页岩气,采气1 290×104m3,在页岩气开发技术方面获得突破。页岩气比天然气的储层地质条件更复杂,规模效益开发难度更大。2012年3月,"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"获国     

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一_1~1小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。     

长宁——威远国家级页岩气示范区建设实践与成效

四川盆地南部长宁—威远地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富、页岩储层品质较优,2012年被确定为国家级页岩气示范区。为了给中国的页岩气勘探开发提供可资借鉴的经验,在对该示范区勘探开发历程进行划分的基础上,总结了各阶段所形成的主体技术和取得的成果认识,以期为四川盆地页岩气勘探开发迈上新台阶夯实基础。研究结果表明:(1)通过10余年的不断探索,川南地区页岩气勘探开发历经了评层选区、先导试验、示范区建设3个阶段,当前已迈入新的发展时期;(2)该示范区建设经历了3轮优化调整:第一轮建产井严格执行开发方案设计的主体技术、第二轮对设计和工程技术方案进行了全面优化、第三轮全面推广地质工程一体化技术,3轮持续调整优化了设计、完善了主体技术、提高了页岩气单井产量;(3)目前,该示范区已建成25×108 m3的页岩气年产能力,掌握了3 500 m以浅页岩气有效开发的方法和手段,得益于技术的不断进步,已初步实现了页岩气规模效益开发。结论认为,该页岩气示范区建设过程中,持续深化评价了页岩气资源、落实了可工作有利区资源及分布、完成了体系建设,川南地区页岩气快速上产的时机已经成熟。     

四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。     

中国页岩气开发管理创新研究

涪陵、长宁—威远和昭通等国家级页岩气示范区的成功建设,主要得益于地质理论、工程技术和组织管理等三个方面的创新。其中,地质理论创新是基础,工程技术创新是支柱,组织管理创新则是效益开发的关键。页岩气勘探开发项目的管理创新包括政府和企业两个层面:(1)政府层面主要是制度创新,制定适应页岩气资源特点和行业发展需要的新规则,建立上中下游全方位开放的页岩气行业管理体制;(2)生产企业层面主要是管理制度创新、组织创新和管理方法创新,通过采用4种新型管理模式、"地质工程一体化"和"地面地下一体化"的项目组织方式、发挥好高效集成的"团队工作"优势,推动技术进步和产业发展。结论认为:国内页岩气产量要实现"十三五"发展规划目标,政府层面的制度创新需要在资源管理、环保监管和产业扶持政策等方面进一步解放思想;而企业层面则需要提高管理效率、强化降本增效措施,加大力度推广钻完井和压裂核心工程的"工厂化"作业模式,提高非核心工程和生产运行服务的市场化程度。     

四川盆地南部页岩气富集规律与规模有效开发探索

四川盆地南部地区海相页岩气资源潜力巨大,为了推进该区页岩气规模有效上产,基于地质评价新认识和工程技术新进展,分析了页岩气的富集规律和实现高产的关键因素,探讨了页岩气规模有效开发的模式,明确了下一步的发展方向。研究结果表明:(1)下志留统龙马溪组底部优质页岩是该区的最优甜点层,具有低密度、高铀钍比、高石英含量、高有机碳含量和高游离气含量的特征,其平面展布规律主要受深水陆棚沉积相的控制;(2)远离古(今)剥蚀区和大型断裂的稳定超压区受多期构造演化的控制,有机质孔发育,产出气体以滞留油二次裂解为主,是最有利的甜点区;(3)定好井、钻好井、压好井和管好井是页岩气井实现高产的4个基本条件;(4)该区内的长宁—威远、滇黔北昭通国家级页岩气示范区现有主体技术已实现3 500 m以浅优质页岩气资源的有效开发,浅层以及埋深介于3 500～4 500 m的页岩储层也展示出良好的页岩气开发潜力。结论认为,借助于技术进步,该区页岩气有望实现年产规模达400×10~8m~3的目标。     

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??According to China's shale gas development plan (2016–2020), national shale gas production will exceed 300×108 m3 in 2020. However, China's shale gas resources are mainly distributed in the central and western mountain areas which are characterized by complex surface landforms, intensive population and extremely sensitive development environments. Therefore, the uppermost priority of scale shale gas development is to build a more harmonious development environment and pave an environmentally friendly shale gas development road. In this paper, a technology system of cleaner production with "energy conservation, consumption reduction, pollution abatement and efficiency improvement" as the goal and "minimization, harmlessness and resources" as the focus was summarized based on the practical cleaner production in Changning–Weiyuan national shale gas demonstration area in the Sichuan Basin. When well site is designed and drilling and completion technologies and materials are selected, the production demands and environmental requirements should be considered comprehensively to give the priority to the environmentally friendly technologies and materials and control the total drainage of waste liquid and solid in the process of well drilling and completion from the source. The process control of waste gas, water and solid during well drilling and completion is strengthened to cut down further the total volume of waste. Based on the drilling operation and environmental protection practices for years, the waste central treatment and reuse technology system is developed to improve end treatment level. Field application shows that by performing source prevention, process control and end treatment, the bad effect of shale gas drilling operation on the ecology of surrounding environment is reduced significantly and good environmental and social benefits are realized.     

长宁—威远页岩气示范区套管变形机理及对策

针对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区开发过程中出现的套管变形问题,分析了套管变形与地质特征和水力压裂施工的相关性,结果表明断层裂缝和层理(以下用裂缝代替断层裂缝和层理)发育是套管变形的内因,水力压裂是套管变形的外因。在此基础上,厘清了套管变形的机理:压裂液沿着某条通道进入天然裂缝,使裂缝内孔隙压力提高,当达到临界值时,激发天然裂缝滑动,进而造成套管变形。流体的通道可能有3条:①水力裂缝通道;②水力压裂过程中沿着井眼轴向形成的轴向裂缝;③反复压裂致使水泥环形成的微环隙。最后,提出了有针对性的预防措施:①在裂缝层理井段安装封隔器;②优化水泥浆性能,避免水泥环产生微环隙;③选择避免套管承受反复高压的压裂工艺。该研究成果可为解决页岩气套管变形问题提供指导。     

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。