长庆油田创新水平井高效开发模式

截至9 月30 日,长庆气区自营区块已累计完钻水平井388 口,平均水平段长度1228 m,储层钻遇率85％,完试125口井,创新形成了多个水平井高效开发模式. 今年年初以来,长庆油田勘探开发研究院紧密围绕提质增效这条主线,以"高水平、高质量、高效益"为目标,持续深化气藏基础地质研究,聚焦产建开发核心技术突破,以提高优...     

川渝山区高效开发页岩气无水清洁压裂技术探讨

川渝地区作为页岩气开发主战场,资源潜力大,针对川渝地区实际,对比分析两种无水清洁压裂技术:LPG压裂技术与超临界CO_2压裂技术,无水压裂(特别是超临界CO_2压裂技术)有望解决水基压裂所存在的水资源耗费大及环境污染等问题,有望在川渝地区页岩气高效环保开发中应用。     

涪陵页岩气水平井工程甜点评价与应用

针对涪陵页岩气水平井多段分簇射孔压裂时加砂量符合率低、产气量低的问题,提出了寻找水平段工程甜点、并结合地质甜点进行压裂优化设计的方法。首先利用声波时差和密度测井资料,拟合得到涪陵页岩气藏横波时差计算模型,再结合密度、自然伽马等测井资料,利用地应力剖面计算软件求取涪陵页岩气藏水平井水平段的岩石力学参数,然后通过分析已压裂井段产气剖面测试结果与岩石力学参数的相关性,得到涪陵页岩气藏工程甜点参数为:水平应力差小于8 MPa、脆性指数0.45~0.50。焦页30-1HF井采用了工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,其压裂施工压力平稳,总液量和总砂量符合率较好,压后无阻流量88.54×104 m3/d,取得了较好的增产效果。现场试验表明,工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,能够提高涪陵页岩气水平井压裂的加砂量符合率和产气量,有助于实现页岩气的高效开发。      

页岩气水平井大型压裂设备配套及应用

为满足页岩气水平井分段大型压裂施工的需要,根据施工井的具体情况对主要压裂设备（压裂机组）进行了优化配置,并配套了压裂液混配设备、低压供液系统、立式砂罐等辅助压裂设备,满足了勘探阶段页岩气水平井大型压裂大排量、大液量、大砂量、使用多种液体和多种粒径支撑剂、施工时间长的工艺要求。涪页HF-1井、彭页HF-1井、延页平1井等3口页岩气水平井的成功压裂作业,为页岩气水平井大型压裂施工设备配套及应用积累了经验,增强了页岩气水平井大型压裂施工服务的能力。对今后页岩气 “井工厂”模式的开发,目前的压裂设备配套与压裂工艺对设备的需求还有一定的距离,需要加以完善。     

鄂尔多斯盆地大牛地气田丛式水平井组开发效果评价

大牛地气田优质储量动用殆尽,剩余未动用储量品位低,直井有效开发难度大。针对致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题,水平井在非常规油气开发中具有显著的技术优势,丛式水平井组作为水平井整体开发模式之一,对水平井开发效果起着非常重要的作用。采用数值模拟方法和动态评价方法相结合,对比大牛地气田水平井组各开发阶段压降速率和单位压降产气量,开展气田同层（或异层）二井式、四井式、六井式丛式水平井组开发效果评价。研究表明：采用丛式水平井组开发,保证水平段延伸方向与最大主应力方向夹角大于60°,满足井组间最小距离大于500 m的条件时,同层井组部署以两井式反向为主,异层井组部署可采用两井式、三井式或四井式,可实现“三低”气田的规模效益开发,为鄂尔多斯盆地同类天然气资源量和国内外其它同类型致密低渗边际气田经济有效动用提供借鉴。     

丛式水平井组在复杂断块油藏开发中的应用研究

胜利油田永8复杂断块油藏的特点是断层多、油层层数多、含油面积小、储量丰度高，开发过程中油层易出砂，直井产量低。水平井的优点是泄油面积大、生产压差小、产量高。在优选水平井在断块平面和油层纵向的位置、水平段长度高等基础上，设计并实施了永8－X4块的一个丛式水平井组。该水平井组投产初期的平均日产量是直井的两倍。实现了高效开发复杂断块的目的。图2参18（李顺明摘）     

涪陵页岩气水平井高效压裂技术及应用

针对涪陵页岩气田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，为实现有效改造体积最大化，改造体积内裂缝复杂程度最大化，通过缝网压裂工艺、低成本高效材料体系、返排液重复利用等技术研究，形成了一套适合于涪陵页岩气水平井高效压裂技术。其中缝网压裂工艺实现了形成复杂裂缝网络的压裂目标，高效低成本减阻水压裂液体系，满足连续混配施工要求，成本较国外减阻水体系降低20%以上，现场测试减阻率高达74.5%，返排液重复利用技术实现返排液零排放。截至2017年12月，集成技术累计现场应用330井次，压裂5 300段，工艺成功率97%，平均无阻流量38.5×104 m3/d，增产增气效果显著。     

页岩气压裂水平井产能模拟与布缝模式

由于目前对页岩气压后产能评价、布缝设计的认识还不够充分,因此基于页岩基质孔隙内Knudsen扩散、滑脱、基岩表面吸附解吸特征,考虑水力裂缝高速非达西渗流效应,建立了页岩气基质-人工裂缝渗流数学模型,采用有限差分法离散化求解耦合渗流模型。在此基础上,分析了裂缝条数、裂缝半长以及均匀型、纺锤型、哑铃型与交错型布缝对产能的影响。模拟计算表明:建立的页岩气压后产能预测模型可以模拟压后生产动态,分析裂缝参数与布缝方式对生产动态的影响,为页岩压裂参数设计、布缝方式选择与优化提供重要理论依据。     

地质—工程一体化高效开发中国南方海相页岩气

中国南方海相页岩气区具有不同于北美页岩气区的地面条件和地下地质条件,因此,四川盆地及周缘海相页岩气区很难采用北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式,为此引入了地质—工程一体化的理念。针对钻井技术及工程难度大、建井周期长、建井综合成本高问题,首次提出钻井品质概念,结合北美页岩气开发实践形成的储层品质和完井品质概念,提出了适用于中国页岩气开发特点的"品质三角形"。在此基础上,提出了主要针对中国南方海相页岩气开发的地质—工程一体化实施的技术路线。围绕提高页岩气单井产量这个关键问题,在丛式水平井平台工厂化开发方案实施过程中,对钻井、固井、压裂、试采和生产等多学科知识和工程作业经验进行系统性、针对性和快速的积累和总结,对工程技术方案进行不断调整和完善,在页岩气开发区块、工厂化平台和单井3种尺度,分层次、动态地优化工程效率与开发效益,实现页岩气的经济开发和效益开发。昭通国家级页岩气示范区黄金坝YS108区块开展地质—工程一体化实践所取得的经验和应用效果,证明其具有有效性和推广价值,并基于现有数据和研究成果,探讨了龙马溪组海相页岩气的高产富集规律。     

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。      

页岩气地面工程标准化设计

页岩气藏的特殊物性决定了其地面工程建设必须采用非常规、标准化的技术手段,加之我国页岩气藏地面工程设计面临集输规模不确定性强、管网和站场布局适应性差、工艺设备配套难度大及后期需考虑增压开采等诸多难点,因此要求页岩气地面工程建设必须向标准化设计、模块化建设、橇装化配备的方向发展。为此,在文献调研和技术探索的基础上,形成了以标准化井场布局、通用化工艺流程、模块化功能分区、橇装化设备选型、集约化场地设计、数字化生产管理为核心的页岩气地面工程标准化设计技术;并以国内川渝地区典型页岩气田为例,讨论其应用背景和地面工艺技术路线,对地面集输系统进行标准化设计,包括标准化工艺流程、模块化集输站场、系列化脱水装置、集约化平面布置,取得了显著的效果。建立了灵活、实用、可靠的地面生产体系,完成了丛式井平台、集气站、配套工程等一系列标准化工艺及模块的设计,形成了一套适应于国内页岩气田地面工程建设的技术体系。     

页岩气储层录井配套技术应用新进展

经过10余年的探索和实践,四川盆地南部地区3 500 m以浅的页岩气资源已进入了规模开发阶段,该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏目的层小层明确,但如何依靠录井配套技术实现水平井批量优快钻井是当前需要研究的重点问题之一。为此,从分析该盆地五峰组—龙马溪组页岩气储层特征入手,结合100余口页岩气井的录井成果,开展页岩气储层识别、小层划分与评价方法等方面的研究,优选适用于页岩气评价的录井采集参数,形成了页岩气储层识别与评价的录井配套技术系列。研究结果表明:①利用元素录井+自然伽马能谱录井,可有效划分页岩气目的层小层,结合随钻伽马可有效辅助地质导向,确保页岩气水平井入靶成功率及水平段井眼轨迹的适时调整;②综合利用元素录井+自然伽马能谱录井+核磁共振录井+气体录井,结合页岩气储层评价标准,可实现对页岩气储层的划分和定量评价,为水平井导向提供支撑;③现场应用效果证实,所形成的录井配套技术拓展了录井技术的应用领域,能够快速识别、评价页岩气储层,有效指导了该区的钻井作业、提高了页岩气优质储层的钻遇率。     

地质工程一体化在涪陵页岩气示范区立体勘探开发中的应用

四川盆地涪陵海相页岩气区具有不同于北美页岩气区的地质条件,很难直接采用北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式。针对四川盆地涪陵页岩气田下部气层一次井网开发后剩余资源精细刻画难度大、剩余资源动用率低和提高老井最终技术可采储量（EUR）技术不完善等难题,提出了适用于涪陵海相页岩气立体开发特点的地质工程一体化思路。在页岩气立体开发方案实施过程中,对剩余气分布、钻完井、压裂和生产等多学科知识进行系统总结,建立地模数模一体化储量动用评价技术、立体开发调整井位一体化优化技术和钻井、完井配套工艺一体化实施技术,形成了一套地质工程一体化技术系列,有效指导了涪陵海相页岩气高效立体勘探开发。     

基于连续拟稳定法的页岩气体积压裂水平井产量计算

水平井体积压裂是开发页岩气藏的关键技术。体积压裂后,未改造区域的流动为受微纳米孔隙介质控制的非线性渗流,而改造区域的流动则是由微米级裂缝网络控制的达西渗流。综合考虑页岩气藏体积压裂后的多尺度流动、页岩气解吸附、扩散等特点,建立了耦合未改造区域和改造区域流动的稳态产量计算模型;在此基础上,首次运用连续拟稳定法,考虑压力波不稳定扩散,结合物质平衡方程建立了页岩储层体积压裂水平井非稳态产量计算方法,并对页岩气体积压裂水平井非稳态产量的影响因素进行了分析。结果表明：基于连续拟稳定法建立的产量预测模型具有求解过程简单、计算速度快,与数值模拟结果吻合程度高的特点;页岩气的解吸效应主要影响生产中后期的产量;随着体积压裂区半径、压裂区渗透率、扩散系数、朗格缪尔体积的增大,页岩气井产能增大,且增加幅度逐渐减小;朗格缪尔压力对产量的影响较小。该方法为页岩气体积压裂水平井非稳态产量的计算提供了理论依据。     

概率法在页岩气未开发最终可采量评估中的应用——以北美某成熟页岩气区块为例

中国实现页岩气规模开发的时间不长,页岩气最终可采量(EUR)评估方法研究尚处于不断积累和完善的阶段,尤其是评估准确度较高的概率法应用还不普遍。为此,在分析评价页岩气EUR评估方法的基础上,应用改进双曲递减模型预测了北美某成熟页岩气区块内在产井的EUR并建立其概率分布,基于上述结果应用概率法模拟新井的未开发EUR,并分4种情形(目标概率、项目风险、项目对比、更合理的EUR评估)对概率法的合理使用及其应用效果进行了详细阐述。研究结果表明:(1)随着页岩气开发项目的推进,生产井数的增加、开采技术的成熟,概率法所需的具有合理置信度水平的类比井组可以建立起来,为应用概率法评估未开发EUR奠定了基础;(2)页岩气项目未开发EUR在部分程度上受总井数的影响,未来钻井数量减少会增加未开发EUR的不确定性,相反钻井数量增加则可以减少未开发EUR的不确定性;(3)概率法具备定量描述不同级别未开发EUR的可能性,定量反映项目存在的不确定性和风险,通过对不同项目的不确定性及风险进行对比,可以为项目的鉴别和决策提供依据。结论认为,随着页岩气生产井数的增加和开采技术的成熟,采用概率法对页岩气项目未开发EUR进行评估是更为合理可靠的选择。     

四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发技术进展与发展方向

近年来,深层海相碳酸盐岩气藏成为四川盆地常规天然气增储上产的重要领域,但由于该类气藏成藏条件复杂、埋藏深且气水关系复杂,其高效开发面临着巨大的挑战。为此,通过剖析该盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发历程,结合深层碳酸盐岩气藏的开发特点与实践,总结梳理了专项技术,并指出了下一步的攻关方向。研究结果表明:①四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏的储量规模差异大、类型多,储层品质差、非均质性强,边、底水活跃,且原料气普遍含酸性气体,同时开发井多位于山地,钻遇地层纵向上展布复杂;②四川盆地已形成了一系列专项技术——深层低缓构造强非均质气藏精细描述技术、小尺度缝洞发育的有水气藏治水优化技术、深层复杂气井钻完井及增产工程技术、含硫气藏清洁安全开发配套技术,支撑了该盆地特大型海相碳酸盐岩气藏的高效建产及优化开发;③随着盆地内碳酸盐岩气藏开发开始向超深层的复杂构造带气藏转移,针对该类气藏的构造精细描述和薄储层预测技术、跨尺度数值模拟技术、钻完井及采气工程技术是下一步的技术攻关方向。结论认为,所形成的深层海相碳酸盐岩气藏高效开发专项技术为中国石油西南油气田建成百亿立方米特大型气田、实现天然气产量跨越式增长提供了有力的支撑,相关研究成果可以为国内外深层海相碳酸盐岩气藏的开发提供借鉴。     

基于大数据PLS法的页岩气产能影响因素分析——以四川盆地涪陵气田焦石坝区块为例

至2018年底,四川盆地涪陵页岩气田已经建成超百亿方产能,累计生产页岩气超200×10~8m^3,成为了国内首个实现商业效益开发的页岩气田。以室内实验为基础,与现场生产相结合,对影响涪陵气田页岩气水平井产能的主要因素开展研究,得到各影响因素与页岩气产能之间的关系。研究表明,焦石坝区块不同开发分区页岩气井的影响因素不同,采用偏最小二乘法(PLS)模块大数据分析方法,计算特征变量的投影重要性(VIP值),确定产能影响因素与分区产能影响因素综合评价结果一致,证实了焦石坝一期产建区不同分区页岩气井产能的主要影响因素存在差异。研究成果对中国南方海相页岩气初期产能影响因素的研究具有一定的指导和借鉴意义。     

浅析页岩气地面工程技术现状及发展趋势

综述了我国页岩气地面工程技术现状与发展趋势。分析了我国页岩气地面工程技术具有地面集输系统规模难确定、集输管网压力变化范围大和集输流程需标准化、模块化及撬装化设计以及供、转水需求量大,压裂返排液需处理等特点。探讨了页岩气地面集输技术、页岩气处理技术、压裂返排液处理技术的现状,分析了建设智慧页岩气田、效益页岩气田和标准化、一体化页岩气田的意义,展望了页岩气井出砂、页岩气计量和脱水、压裂返排液处理、页岩气增压等关键地面工程技术的发展趋势。     

工程因素对页岩气产量的影响——以北美Haynesville页岩气藏为例

我国页岩气开发尚处于前期探索阶段,分析国外成功的开发案例具有重要的借鉴作用和参考价值。在对北美Haynesville 页岩气藏生产数据进行统计和分析的基础上,总结了工程因素对该页岩气藏开发的影响规律。结论认为：页岩气井水平段长度、压裂级数、加砂量、油嘴尺寸、井底压力和是否采取重复压裂施工对累积产量有显著影响;水平段长度在1 500~1 650 m之间、压裂级数12~17级、加砂量1 500~3 000 t、油嘴尺寸8~9 mm为该地区常用且效果较好的设计方案;井底压力高的区域页岩气产量相应较高,这与井底超压改善页岩脆性、优化压裂效果有关;重复压裂能够显著提高页岩气总产量,作业时机的选择与增产效果关系密切。     

对中国页岩气压裂工程技术发展和工程管理的思考与建议

中国页岩气的资源禀赋与北美地区存在着较大的差异,由此决定了不能生搬硬套后者页岩气革命的经验和做法。为了实现中国页岩气资源的规模有效开发,在借鉴北美页岩气开发先进理念的基础上,结合自身页岩气资源的实际情况,对我国页岩气增产改造技术现状进行了梳理与总结,进而对页岩气压裂关键技术发展方向与加强工程管理提出了建议:①融合了地质、工程及生产信息的数据体是页岩气勘探开发与生产各环节设计与优化的基础,应打破"数据孤岛",深入数据挖潜,实现数据的高效应用,促进地质工程一体化数据融合;②应在考虑页岩岩石力学各向异性特征与地应力特征的基础上,发展并完善适用于页岩的地质力学测试评价方法和技术,提升地质工程一体化方案设计水平;③需要研发全可溶桥塞,提高分段压裂作业效率,降低施工风险,助力页岩气开发降本增效;④工程管理方面尚有很大的提升空间,值得探索和研究,油气行业和油气公司应抓住这一重要的战略机遇期,积极优化现有的工程管理模式,寻找提质增效的最佳途径。结论认为,我国页岩气资源的勘探开发目前还处于起步阶段,技术与装备、生产管理、勘探开发效果、政策法规等与国外存在着显著的差距,亟需结合自身资源条件,对美国页岩气革命水力压裂经验与管理理念进行借鉴、消化、吸收与再创新,进而探索出一条符合中国实际的页岩气开发可行之路。