一种判别页岩气流动状态的新方法

为探索页岩气开发规律,针对传统数据分析中未考虑气体分子沿孔隙表面发生具有滑脱效应的非达西渗流的情况,基于涪陵焦石坝页岩储层地质特征,运用双重介质渗流理论,分析焦石坝页岩气藏多级压裂水平井产量数据,推导出规整化产量与物质平衡时间双对数曲线,将涪陵页岩分段压裂气井流动阶段分为早期裂缝线性流动、裂缝-基质双线性流动、基质线性流动3个可以识别的阶段。采用该方法对焦石坝区块累计产量超过4 000×10⁴m³的10口井进行预测,生产动态表明,所建模型具有较好的适应性,为页岩气的规模开发提供了指导作用。     

深层页岩气双“甜点”参数地震预测技术

要实现页岩气有效建产,首先要存在页岩气的富集区,其次要能对页岩储层进行有效的压裂改造,前者表现为页岩的地质“甜点”,后者则表现为页岩的工程“甜点”,地质工程双“甜点”的预测与评价是页岩气效益开发的基础。为此以四川盆地南部某地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩储层为例,根据岩性、电性、生物化石分布规律、TOC变化以及含气性等,将该储层底部优质页岩层划分为9个小层,从下到上编号①～⑨,以三维地震为依托,对该段页岩储层开展地质工程双“甜点”参数地震预测,以评价其勘探开发潜力,以期为页岩气水平井的部署论证及压裂设计提供依据。预测结果表明：①在该区页岩气勘探的初始阶段,地震主要预测页岩气的地质“甜点”,即通过平面上预测的优质页岩厚度、TOC、孔隙度及含气量等参数,结合埋深、构造样式、断裂发育情况等,进行页岩气的分区选带,以明确页岩气富集有利区;②页岩气工程“甜点”参数的运用较为微观,其在地质甜点区的基础上,结合工程施工能力,利用脆性、水平应力差异、裂缝发育情况等因素优选出压裂能产生最好效果的区域和小层,并进一步指导页岩气水平井轨设计以及水力压裂的分段分簇设计。     

涪陵页岩气勘探开发重大突破与启示

中国海相页岩气分布领域广,资源丰富,但与北美相比,具有页岩时代老、热演化程度高的特点;同时由于经历多期次的构造改造,具有保存条件和埋深差异大的特殊性。针对这些特点和特殊性,提出了生烃条件、储集条件和保存条件为核心的页岩气“三元富集”理论。以此为指导,中国石化集团公司的页岩气勘探向四川盆地及其近缘聚焦,确定川东南地区下志留统是首选的页岩气勘探突破领域。建立了海相页岩气区带和目标评价方法,优选涪陵焦石坝构造为页岩气突破目标,2012年部署钻探焦页1井,一举发现了中国首个大型页岩气田--焦石坝龙马溪组海相页岩气田。同时,借鉴、集成和研发关键技术,形成了中、浅层海相页岩气钻井技术和大井段分段压裂的海相页岩储层改造技术。在勘探开发一体化的工作思路指导下,通过精细高效的组织管理实现焦石坝大型页岩气田的快速高效开发。     

涪陵页岩气田“井工厂”压裂工艺实践及认识

加快涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井大规模开发建设进程,完成一期产建目标,对于缓解我国能源资源短缺的现状具有重大的意义。通过借鉴国外已有的"井工厂"压裂模式理论,总结焦石坝一期试验井组单一机组加砂压裂施工过程中的经验和教训,初步形成了适合焦石坝地区的水平井组"井工厂"压裂模式分段压裂工艺。先后在焦页9#≠平台和焦页42#平台针对性开展了"井工厂"交叉压裂和同步压裂现场试验,均取得了较好的效果,极大的缩短了施工周期,为页岩气井进入快速投产创造了良好的先决条件。随着涪陵页岩气田一期产建的进行,逐步推广应用"井工厂"压裂模式,并根据现场实际情况,进行针对性的改进与优化,探索一整套适合于页岩气水平井高效试气压裂施工模式的技术和方法。     

构造特征对页岩气井产能的影响——以涪陵页岩气田焦石坝区块为例

为了厘清不同构造特征对页岩气井产能的影响机理,从分析四川盆地涪陵页岩气田焦石坝区块的构造特征入手,结合190多口水平井的试气情况,系统解剖了构造对页岩气井产能的影响情况,明确了焦石坝区块不同构造单元影响页岩气井产能的主要构造因素。研究结果表明:①焦石坝区块不同构造单元之间,构造特征差异明显,构造变形强度也不尽相同;②构造特征对页岩气产能的影响直接表现在对含气性和压裂改造效果上,构造变形越强烈、大规模断裂及天然裂缝越发育,越易于页岩气的逸散、含气性越差,反之含气性则越好;③构造变形越强烈、裂缝越发育、埋深越大、负向构造压应力越大,压裂改造效果越差,反之改造效果则越好;④构造因素是控制焦石坝区块不同构造单元之间页岩气产能差异的主要原因,但不同构造单元之间控制产能的构造因素存在着差异。     

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。      

非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键

北美页岩气藏在储层渗透率低至纳达西的情况下仍能实现有效开发,其核心是增大储层改造体积,用技术体系来表征即为“体积改造技术”。“体积改造技术”强调“打碎”储层,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大,在三维方向实现对储层的“立体”改造。针对页岩和致密油气储层的不同特点,界定了“狭义”和“广义”体积改造技术的异同：“狭义”体积改造技术源于对象、技术和验证3个要素（页岩、“水平井钻井+水平井分段压裂”、微地震裂缝诊断）;“广义”体积改造技术是针对致密油气储层提出的水平井多段和直井多层压裂技术方法。两种技术针对的储层对象有所不同,但最终目标是一致的。体积改造技术的核心理论为：1“打碎”储层,形成复杂缝网,“人造”渗透率;2基质中的流体沿裂缝“最短距离”渗流;3大幅度降低基质中油气流动所需驱动压差。进一步提出了满足体积改造技术理论的核心条件为：储层具有明显脆性,天然裂缝与层理发育,最大最小应力差较小。其中脆性指数是岩石发生破裂前的瞬态变化快慢（难易）程度的表征,而体积改造技术优化设计的关键是“逆向设计”方法,以及分簇射孔模式、最优孔数及裂缝间距优化。现场实际研究表明：分簇射孔确保各簇有效开启的最优孔数为40~50个,并可获得最优孔数与排量的关系,以及最优缝间距越小越易实现裂缝转向;同时还给出了孔眼优化、实现应力干扰的最佳裂缝间距、细分切割基质的理论模型与计算结果。体积改造技术对提高非常规油气藏的改造效果有着重要的指导作用。     

页岩气水平井增产改造体积评价模型及其应用

目前,已有的水力压裂储层增产改造体积(SRV)评价方法主要包括微地震监测法、倾斜仪测量法以及数学模型计算法,其中,直接测量方法都存在着成本高、可复制性差的不足,而理论模型计算SRV可以降低成本,提高计算的速度和结果的准确性、可靠性。为此,在分析目前SRV评价模型局限性的前提下,基于水平井分段分簇压裂裂缝扩展理论、岩石力学理论和渗流力学理论,考虑页岩气水平井分段分簇压裂裂缝扩展过程中流体扩散渗流场和裂缝诱导应力场同时改变对页岩体天然裂缝的触发破坏机制,针对页岩气储层水平井分段分簇缝网压裂建立了一套SRV数值评价模型(以下简称新模型),并据此对分簇裂缝延伸行为、水力裂缝诱导应力场变化、水力压裂储层压力场抬升以及天然裂缝破坏区域的扩展进行数值模拟与表征,计算储层改造总体积,并在涪陵国家级页岩气示范区X1-HF井对新模型进行了矿场应用验证。结果表明:(1)新模型的计算方法与页岩压裂过程储层SRV实际物理演化机制相一致,可实现对SRV更准确地计算和定量表征;(2)新模型模拟所得SRV与现场微地震监测结果较为吻合;(3)示范区内水平井分段压裂形成的SRV能够满足页岩气高效开发的要求,压裂增产效果明显。结论认为,新模型具有较高的准确性和可靠性,对于涪陵页岩气示范区后期页岩气缝网压裂优化设计、井间距调整和加密井部署设计等都具有重要的指导作用,值得大规模推广应用。     

基于灰色关联的页岩储层含气性综合评价因子及应用——以四川盆地焦石坝区块为例

准确评价页岩储层含气性特征是实现页岩气井科学化管理、提高页岩气勘探开发效果的重要前提。基于灰色关联理论和焦石坝区块实际地质情况,筛选出实测含气量、含气饱和度、气测显示(气测全烃和气测含烃式甲烷)、孔隙度、总有机碳(TOC)和脆性矿物含量(石英+长石)等7个评价指标,对研究区7口关键井含气性特征进行综合分析。结果显示：①根据灰色关联理论可以定量计算各评价指标相关性和权重系数,获取含气性综合评价因子,实现地质和工程多因素联合表征页岩含气性;②基于综合评价因子差异,可以将页岩储层划分为3种类型,其中Ⅰ类储层评价因子大于0.8,页岩含气性较好,压裂投产为高产井(无阻流量为20×10⁴m³/d以上);Ⅱ类储层评价因子介于0.6~0.8之间,页岩含气性中等,压裂投产为中产井[无阻流量介于(5~20)×10⁴m³/d之间];Ⅲ类储层评价因子小于0.6,页岩含气性较差,压裂投产为低产井(无阻流量在5×10⁴m³/d以下)。结论认为,利用综合评价因子预测页岩含气性结果与压裂投产试井产能对应关系较好,对分析和预测页岩气井产能效益具有一定指示作用。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

���ҳ����ˮƽ�����ѹ�Ѽ���

??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

涪陵大型海相页岩气田成藏条件及高效勘探开发关键技术

中国页岩气资源量丰富，但前期借鉴美国理论技术在中国寻找页岩气，并未取得大型商业发现。为此，中国石油化工股份有限公司立足自主创新，围绕中国海相页岩气地质特点，开展了理论研究和技术攻关。通过揭示页岩气"早期滞留，晚期改造"的动态保存机理，形成了"深水陆棚相优质页岩发育是页岩气'成烃控储'的基础，良好的保存条件是页岩气'成藏控产'的关键"的新认识；形成了以页岩气地球物理、开发设计与优化、水平井钻完井及压裂为主的页岩气勘探开发核心技术及关键装备，发现并成功开发了中国首个也是目前最大的页岩气田--涪陵页岩气田，使中国成为北美之外第一个实现规模化开发页岩气的国家。截至2017年8月，涪陵气田探明页岩气地质储量6 008.14×10⁸m³，已建成76.8×10⁸m³产能，累积产气量为133.9×10⁸m³，并实现了清洁生产。气田高水平、高速度、高质量建设，是中国页岩气勘探开发理论创新、技术创新的典范，为中国页岩气勘探开发提供了可复制、可推广的经验，对优化能源结构、改善环境质量具有重要意义，走出了中国页岩气自主创新发展之路。     

一种页岩储层脆性评价方法

页岩的脆性对于岩石起裂以及压裂复杂裂缝的形成具有重要影响,亦是综合评价储层可压性的关键指标。基于岩石全过程应力-应变曲线,综合室内岩心测试和测井解释数据建立了多元回归函数,建立了新型脆性指数计算方法,实现了储层多因素影响下脆性的定量表征和综合评价,并对涪陵焦石坝区块部分页岩气井储层脆性进行了分析研究。现场应用表明,与传统脆性评价方法相比,该方法计算结果在局部层段反映更为精细、更全面,同时与储层地质力学条件、现场施工情况具有较好的关联性。     

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。     

川东南深层页岩气分段压裂技术的突破与认识

四川盆地东南部深层(垂深超过2 800 m)页岩气藏受地质背景和成岩作用的影响,储层矿物成分及孔隙结构特征复杂多变,岩石塑性与非线性破裂特征明显增强,最大与最小主应力差异绝对值加大,导致分段压裂施工破裂压力与延伸压力高、裂缝宽度小、砂液比与裂缝导流能力低、体积裂缝难以形成,严重影响了压后页岩气的产能。基于对深层岩石力学性质、地应力特征、破裂特征及裂缝形态特征的分析研究,提出了"预处理酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂施工新模式及配套技术。现场应用效果表明:丁页2HF井下志留统龙马溪组压后获得页岩气无阻流量10.5×10~4 m~3/d,取得了地质突破;金页1HF井下寒武统笻竹寺组压后获得页岩气无阻流量10.5×10~4 m~3/d,有望获得商业突破。结论认为:①深层页岩复杂缝难以形成,其压裂技术应有别于中深层;②所建立的破裂压力模型可为深层破裂压力的预测提供有效手段;③降低施工压力是确保深层压裂施工安全的关键之一;④深层页岩压裂除了储层应具有良好的物质基础外,增加压裂裂缝复杂性与形成高导流裂缝也非常关键。     

页岩气水平井分段压裂排采规律研究

目前页岩气水平井压裂后排采主要依靠现场经验,规律性不强。为此,通过挖掘气藏数值模型的功能,并结合井筒流动模型,初步研究了页岩气水平井分段压裂排采规律。基于正交设计原理,考虑了页岩基质参数、裂缝参数及生产参数等13个影响因素。结果表明,影响压后返排率的因素按影响程度排序依次为破胶液黏度、压力系数、井底流压、段数、单段注入量、裂缝半长、日排液量、返排时机、导流能力、束缚水饱和度、裂缝形态、裂缝支撑剖面和吸附气含量。为了取得最好的压裂后排采效果,上述不可控参数可作为选井、选段的重要依据,而可控参数可用来对压裂施工参数进行优化调整。该成果已在涪陵焦石坝区块的页岩气水平井压裂中成功应用,压裂后排采效果显著,多口应用井压裂后获得10×104 m3/d以上的产量,且稳产前景良好。      

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩脆性指数地震定量预测

为了确定四川盆地涪陵页岩气田焦石坝地区页岩储层相对高脆性层段及压裂有利区,研发了适应于复杂构造应力环境的多参量页岩脆性指数的地震定量预测技术。首先通过对构造、岩石矿物组分、岩心裂缝发育程度、测井、地震等资料的综合分析,明确了构造挤压应力对岩石脆性特征的影响作用;然后在Rickman公式的基础上,引入反映横向剪切应力—应变作用的剪切模量,构建了基于杨氏模量、泊松比、剪切模量×密度的新脆性指数预测模型;最后结合基于矿物组分的弹性岩矿脆性指数法可精确计算全井段脆性指数的优势,形成了适应复杂构造应力环境的多参量页岩脆性指数定量预测技术。应用效果表明:(1)利用该技术预测的结果与未参与建模探井的脆性指数计算结果吻合较好,相对误差在4%以内,证明该技术是可靠的;(2)焦石坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩的脆性指数具有自上而下逐渐增高的趋势且横向上分布稳定,其中五峰组—龙马溪组一段一亚段的脆性指数为最高,是水平井穿行与压裂的最有利层段。     

延长石油集团非常规天然气勘探开发进展

延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO₂泡沫压裂技术、液态CO₂/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×10⁸m³,古生界致密砂岩气地质储量3000×10⁸m³,目前的天然气生产能力已达到6×10⁸ m³/a,基本打破南油北气的开发局面。     

深层页岩裂缝形态影响因素

我国深层页岩气资源量丰富,但深井压裂施工压力高、加砂难度大、压后效果不理想,如何利用水力压裂措施形成有效的裂缝系统仍是亟待解决的难题。鉴于此,基于室内实验及微地震监测数据,应用Meyer软件离散裂缝网络模型模拟川东南某深层页岩气区块裂缝扩展规律（模拟精度可达85%以上）。通过正交设计及方差分析明确了压裂液黏度是影响深层页岩压裂裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素,并将裂缝扩展分为前1/5~1/4时间段内的快速生成期和之后的缓慢增长期2个阶段。提出了目标区块深层页岩气井"大排量适度规模现场精细调控、变黏度混合压裂液充分造缝、小粒径低砂比连续加砂有效支撑"的技术思路,确定了单井液量、砂量、排量等最优参数范围。指导了一口3 900 m深水平井的压裂施工,综合砂液比为3.51%,单段最高砂量为80.6 m₃,压后获得了11.4万m₃的测试产量。该研究为类似深层页岩气井压裂设计提供了依据。     

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。