浅层页岩气高效勘探开发关键技术——以昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区为例

昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区浅层页岩气赋存与产能潜力受控于富有机质页岩储层厚度、物性、顶/底板封闭性、含气性及可压性五大地质要素,气藏显现出吸附气含量偏高、地层弱超压、初期产量相对偏低、气井产量稳定、递减率低等特征。通过创新集成,形成了浅层页岩气甜点选区评价技术、产能目标导向高效布井技术、国产近钻头地质导向技术、安全高效优快钻井技术、浅层页岩气体积压裂与精细控压排采等高效勘探开发关键技术,建立了太阳背斜区浅层页岩气开发示范基地,推动了昭通国家级页岩气示范区浅层页岩气勘探开发进程,引领了四川盆地以外中国南方复杂构造区海相山地浅层页岩气勘探开发进程。     

昭通页岩气示范区井漏防治技术与实践

昭通页岩气示范区是我国页岩气勘探开发的重要有利区。受地面和地下条件的综合影响,作业区施工过程中存在着较为普遍的井漏情况,总体呈现了浅表层漏失、中深部直井段漏失和水平段漏失的“三段式”井漏特征。针对井漏风险预测难度大、高密度钻井液漏失严重等问题,浙江油田公司开展了孔隙压力和天然裂缝稳定性预测、水平段低密度钻井液防漏、可变形凝胶复合堵漏等技术措施的攻关。通过不同平台实钻情况的观察,验证了三维地质力学模型对于中深部裂缝性地层可能发生的井漏风险具有良好的预测能力。低密度防漏措施和可变形凝胶复合堵漏技术在YS112、YS131等多个井区进行了试验,通过合理降低钻井液密度、提升堵漏材料对微裂缝的可变形封堵能力,对水平段井漏起到了良好的预防和堵漏效果。结合昭通页岩气示范区地质条件特征,在井漏情况统计分析的基础上,对当前主要的井漏防治技术措施及相关工程实践进行了梳理和分析讨论,为示范区井漏防治技术的一体化发展提供了参考借鉴。      

昭通页岩气示范区井漏防治技术与实践

昭通页岩气示范区是我国页岩气勘探开发的重要有利区。受地面和地下条件的综合影响,作业区施工过程中存在着较为普遍的井漏情况,总体呈现了浅表层漏失、中深部直井段漏失和水平段漏失的“三段式”井漏特征。针对井漏风险预测难度大、高密度钻井液漏失严重等问题,浙江油田公司开展了孔隙压力和天然裂缝稳定性预测、水平段低密度钻井液防漏、可变形凝胶复合堵漏等技术措施的攻关。通过不同平台实钻情况的观察,验证了三维地质力学模型对于中深部裂缝性地层可能发生的井漏风险具有良好的预测能力。低密度防漏措施和可变形凝胶复合堵漏技术在YS112、YS131等多个井区进行了试验,通过合理降低钻井液密度、提升堵漏材料对微裂缝的可变形封堵能力,对水平段井漏起到了良好的预防和堵漏效果。结合昭通页岩气示范区地质条件特征,在井漏情况统计分析的基础上,对当前主要的井漏防治技术措施及相关工程实践进行了梳理和分析讨论,为示范区井漏防治技术的一体化发展提供了参考借鉴。     

基于嵌入式离散裂缝模型的页岩气水平井立体开发优化设计

为提高页岩气区块整体采收率,涪陵页岩气田2020年以来采用在上部、中部及下部气层井间部署调整井的立体开发模式,并在涪陵页岩气田部分井组试验中取得了良好效果.采用数值模拟方法评估不同页岩气立体式开发技术方案的开发效果,是进一步优化方案,提升区块整体动用率和采收率的基础.提出一种基于嵌入式离散裂缝模型的数值模拟方法,并以涪...     

昭通太阳区块浅层页岩气水平井试气返排规律

针对川南昭通国家级页岩气示范区太阳区块浅层页岩气藏埋藏浅、地层能量低和返排率高的特点,准确掌握浅层页岩气水平井试气返排规律,制定针对性的试气制度,对提高单井采收率具有重要意义。为此,借鉴邻区中深层页岩气水平井试气返排规律,结合研究区已试气井排采规律,根据气液两相渗流理论和应力敏感分析方法将研究区水平井试气过程划分为6个阶段,总结出每个阶段的试气返排规律,并制定相应的排采制度。结果表明：以日产气量、日产水量和井口压力作为评价标准,选择最优焖井时间、油嘴直径和调整油嘴时机,可大大降低应力敏感带来的储集层伤害,充分释放单井产能,达到准确求取试气产能、提高单井采收率的目的,同时也为投产初期配产提供依据。在此基础上,建立了2套针对研究区浅层页岩气水平井试气返排标准图版,用以指导现场生产,取得了较好的应用效果。     

昭通示范区页岩气富集高产的地质主控因素

昭通页岩气示范区具有"强改造、过成熟、杂应力"特征,页岩气富集高产控制因素复杂。为实现页岩气规模高效勘探开发,应用昭通页岩气示范区实际勘探开发资料,系统总结了昭通页岩气田富集高产的地质主控因素,认为：①海侵体系域富碳高硅页岩为页岩气的富集提供物质基础。海侵体系域的贫氧-厌氧的深水环境,沉积速率慢,硅质生物繁盛,有利于富有机质页岩的形成与保存。海侵体系域（五峰组-龙马溪组一段1亚段3小层）富碳高硅页岩,有机质孔和微裂缝发育,吸附能力和含气性强,且可压性好。②适当的后期构造改造与高压封存箱的有效保存是富集高产的关键。昭通示范区北部中生界复向斜位列构造转换带,改造强度适中,3组方向最大主应力汇聚的复向斜槽部,网状缝发育,具有多元汇聚成藏优势。前期良好的顶底板封盖所形成的高压封存箱,在晚期适度抬升中得以有效保存。以昭通示范区页岩气富集主控因素为指导,优选龙马溪组一段1亚段1小层-2小层为甜点层段,其北部的黄金坝、紫金坝、云山坝及大寨区块为页岩气富集区,后期构造改造强度不同则导致了不同构造部位甜点区页岩气富集高产的差异性。     

常压页岩气立体开发特征及缝网干扰规律研究

为明确页岩气藏立体开发井的压裂施工特征和生产规律,以南川常压页岩气藏为研究对象,分析了压裂干扰现象、缝网沟通机理以及对老井生产的影响。分析结果表明,立体开发井施工压力纵向上与地质静态参数具有一致性,平面上与井距正相关,与井间采出程度负相关;受储层物性和保存条件的影响,下部气层井产能优于中部气层井,优于上部气层井;同开发层系加密井压裂时,根据老井套压变化特征,可将新老井缝网干扰划分为高导流缝间沟通、高导流缝与低导流缝的沟通和低导流缝间沟通等多种方式。结合试井解释结果,明确压裂干扰对同开发层系试采井EUR、典型曲线的影响分为4类,对不同开发层系井日产水平影响较小。其中,当空间距离小于200 m的不同层系页岩气井进行拉链压裂时,新井施工压力会大幅升高。研究结果为常压页岩气田方案部署、压裂设计和压裂过程中动态优化调整提供了理论依据。     

中国南方海相浅层页岩气富集条件及勘探开发前景

中国南方浅层—超浅层页岩气分布广泛,资源量丰富。昭通页岩气示范区太阳页岩气田是率先突破且成功进行商业开发的整装规模浅层页岩气田。基于太阳气田的沉积地层条件、源-储条件、构造保存条件对其页岩气的富集成藏条件进行分析,总结了太阳地区浅层山地页岩气田的"四元"富集成藏规律,即沉积烃源条件好、优质页岩气储层条件好、储层体积压裂工程条件好、封存赋存条件好,其中,优质页岩气产层的主体岩相为深水滞留陆棚相沉积的富有机质生物硅质页岩。通过对太阳页岩气田的构造地质与成藏地质条件进行深入分析,结合气藏工程的认识,针对太阳背斜和海坝背斜建立了二者整体受"岩性岩相、储集孔隙、天然裂缝、构造应力、晚期泄聚"耦合机制控制的浅层—超浅层页岩气"自生自储+外源补给"复合型成藏模式,该模式是对太阳背斜工区"三维封存体系"浅层页岩气成藏模式的继承和发展。进一步地,通过优选有利区并明确资源情况,展望了中国南方浅层页岩气的资源前景。在昭通页岩气示范区,五峰组—龙马溪组一段1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层整体较厚(平均厚度达30.1 m),在落实优质页岩储层分布的基础上,优选有利区面积超过550 km²,探明页岩气地质储量超过2 500×10⁸m³。此外,在四川盆地外围的东缘、南缘其他残留构造坳陷区,有20余口钻井展示出较好的浅层页岩气潜力,总资源量预计可达10×10¹²m³,这预示着在中国南方四川盆地外缘复杂构造残留坳陷区,浅层页岩气具有非常好的勘探开发前景。     

页岩气立体开发理论技术与实践——以四川盆地涪陵页岩气田为例

针对涪陵页岩气田焦石坝区块一次井网储量动用率和采收率偏低、开发层系无明显隔层、分层开发难度大的问题,基于页岩气富集高产主控因素认识,研究了页岩气储集层精细描述与建模、立体开发技术政策优化、密织井网高效钻井和精准压裂与实时调控等页岩气立体开发理论技术。立体开发的内涵是基于页岩气的沉积特征、储集特点和甜点分布,应用优快钻井、体积压裂技术,在多维空间改造形成“人工气藏”,实现页岩气开发的储量动用率、采收率、收益率最大化。在页岩气立体开发研究过程中,地质工程耦合甜点描述是基础、天然裂缝与人工缝网的协同优化是关键,钻井及压裂工程提速提效是保障。通过实施立体开发,涪陵页岩气田焦石坝区块整体采收率从12.6%提高到23.3%,为气田持续稳产上产提供了重要支撑。     

昭通国家级页岩气示范区五峰组——龙马溪组页岩气富集地质主控因素

昭通国家级页岩气示范区（以下简称示范区）地处四川盆地边缘,由于其具有典型“强改造、过成熟、复杂应力”的盆外山地页岩气特征,进而导致示范区页岩气富集具有复杂性。为了明确示范区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集主控地质因素,从沉积古地貌、岩性岩相、水文环境、储集空间以及保存条件等方面对页岩气的富集控制因素进行分析。研究结果表明：(1)示范区龙马溪组沉积时期古地貌具有分区分带特征,直接控制了页岩气储层在不同地貌单元内具有不同的储层品质,其中斜坡带和水下隆起区页岩储层品质相对较好;(2)五峰组—龙马溪组页岩岩相具有“控储控气”的特征,含黏土/灰混合质页岩（M-3）和混合质页岩（M-2）为示范区优势岩相;(3)五峰组—龙马溪组页岩有机质富集的关键在于水体的氧化还原保存条件;(4)纳米孔隙的大量发育为页岩气的富集提供了充足的储集空间;(5)良好的顶底板封盖是示范区页岩气富集的关键地质因素。结论认为,“水下古地貌是基础、有机质保存是关键、优势岩相控储控气、纳米孔隙系统发育、顶底板封盖”是示范区五峰组—龙马溪组页岩气富集的关键地质构成要素,该认识可以为我国具有类似地质条件的页岩气新区勘探提供理...     

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。     

有限元构造应力场研究在苏里格气田水平井开发中的应用

建立了苏里格气田的地质构造模型,利用有限元分析方法,对苏里格气田进行了地应力场有限元反演和三维构造应力场的数值模拟,模拟出区域最大主应力、最小主应力、最大剪应力和岩石应变能的分布规律,进而预测区域天然裂缝的分布规律,同时分析了构造应力场在水平井压裂中对水力裂缝启裂方位、裂缝规模的控制作用等,为气田水平井整体开发井网部署及压裂设计提供借鉴。     

页岩气开发综述

中国页岩气资源具有广阔的开发前景。目前中国尚未实现页岩气的工业开发,对页岩气综合评价、采出机理、开采技术的研究还不成熟。基于前期研究及文献调研,对国内外页岩气的研究进展以及美国页岩气开发经验进行了归纳总结,探讨以下几个方面:1综合评估页岩气资源是开发的第一步,分析了决定页岩气开发潜力的各个参数;2深入研究页岩气的采出机理对开展数值模拟和指导压裂设计有重要意义,总结了页岩气的复杂开采机理及流动模型;3页岩气开发中的关键技术主要是水平井与水力压裂,重点揭示了储层特点与技术之间的内在联系,为优化开采提供参考;4回顾中国页岩气的开发进程和资源特点,展望未来开发前景。     

苏里格气田大井组立体开发关键技术

苏里格气田地质条件复杂,需要开展大井组部署有利区筛选及部署方式关键技术研究,确保大井组开发效果,以实现苏里格气田降本增效、长期稳产的目标。针对苏里格气田古生界不同类型气藏有效储层分布特征,通过地震地质综合研究,形成了致密砂岩储层基于地质知识库的目标+多点地质统计学的三维地质建模技术及基于低渗透碳酸盐岩气藏二元运聚成藏模式的有利区筛选技术,并确定了大井组部署区域;同时,通过井网优化、井型优选及大井组部署思路,确定了大井组部署模式,提高了多层系储层储量动用及气田采收率。大井组开发关键技术在苏里格气田的成功应用,有效地解决了地质、地震及地面有机结合的技术难题,提高了气田开发效益,实现了低成本高效开发。     

世界页岩气资源勘探开发现状与展望

当前国际能源供需矛盾突出,能源安全日益成为各国关注的焦点,页岩气资源勘探开发备受世界瞩目.页岩气主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中.是以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集,页岩气储层孔隙度一般为4%～5%,渗透率小于1×10-3μm2,世界页岩气储量为456.24×1012m3,主要分布在北美、中亚、中国、拉美、中东、北非和前苏联.页岩气勘探方法有地质法、地球物理法、地球化学勘探法、钻井法,页岩气开发技术主要是水平井、压裂技术.世界页岩气勘探开发方兴未艾.     

裂缝宽度对页岩气开发的影响研究

长水平井体积压裂作为页岩气藏开发的主要技术手段,裂缝网络的有效性影响着开发效果。文中基于离散裂缝模型(DFM),综合考虑页岩气藏多尺度渗流机理,利用有限元分析方法进行数值求解,通过典型模型研究裂缝宽度对近井地带压力分布和生产井动态响应特征的影响。结果表明:对于特定页岩气藏,压裂裂缝宽度和天然裂缝宽度只有满足一定条件才能高效开发,当压裂裂缝超过一定限度时,由于裂缝的高导流能力使得压力波迅速传播到边界,不利于赋存在微纳尺度孔隙中页岩气的渗流,从而降低了页岩气的开发效果;在控制压力波传播到边界时间的同时,适当改善天然裂缝宽度,可以有效增加基质-裂缝接触面积,提高页岩气产量。针对不同页岩气藏天然裂缝实际发育状况和地质特征,利用数值模拟结果可以指导压裂施工,实现页岩气藏的高效开发。     

Fayetteville页岩气开发实践与启示

美国“页岩气革命”取得的巨大成功对世界能源结构产生重大影响,并引起了全球广泛关注。然而,虽然已有大量学者从技术、经济、政策和管理等方面分析了美国页岩气的成功经验,但少有对单个页岩气田的开发实践进行详细解剖。通过对北美第二个商业开发页岩气产区——Fayetteville气田开发实践深入分析,总结得出六点启示：①转变开发方式、持续改进工艺技术,不断完善学习曲线,努力实现降本增效;②以富含有机质页岩品质为主线,深化页岩气甜点区认识,有效降低开发风险;③页岩储层非均质特征明显,通过开辟试验区、滚动开发的方式提高高产井比例;④受租地边界调整水平井部署方位后,长期生产特征表明开发效果未受影响;⑤水平段长度逐年增加,平均单井产量同比提高,长水平井总体开发效益较好;⑥气井单井产量低、初期递减快,需持续、大量钻井才能保持气田上产与稳产。研究成果对我国页岩气的勘探与开发具有重要的指导和借鉴意义,有利于推动我国页岩气工业快速发展。     

页岩气水平井分段压裂裂缝参数对产能影响数值模拟研究

页岩气是赋存于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的非常规天然气。储气方式以游离气和吸附气为主,气体在页岩储层中的流动主要经历三个过程:(1)在压降作用下,裂缝系统中的页岩气流向生产井底同时吸附在基质表面的页岩气开始解析。(2)在浓度差的作用下,基质中的页岩气向裂缝系统扩散。(3)在势的作用下,裂缝系统(天然裂缝和压裂诱导裂缝)中的自由气以渗流的方式流向井底。     

页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究

页岩气储层中的裂缝系统对页岩气产量有着重要的影响。以四川盆地志留系含气页岩气层为基础,利用数值模拟手段分析了页岩气储层的基质渗透率、裂缝连通性、裂缝密度（改造体积）、页岩气储层主裂缝与次裂缝对产量的影响,并对页岩气井的压后产量递减规律进行了分析。结果表明:基质渗透率越低,对完井方式和改造规模要求越高;在超低渗透页岩气储层中,只有相互连通的有效裂缝对产量有贡献;改造体积越大,压后产量和最终的采收率越高;相同改造体积下,主裂缝的发育程度对于初期产量的影响较大,但对最终采收率影响较小;页岩气井生产过程中的递减主要发生在投产初期的1.0～1.5 a,其递减率60%～70%。      

美国页岩气勘探开发最新进展

页岩气储层的基质渗透率非常低,并且存在次生矿物填充的簇状“天然”裂缝。页岩气藏储量包括基质吸附的天然气量和裂缝、孔隙中储存的自由气量。美国的页岩气作为一个全球规模的能源安全源和长期供气源,其水平井钻井技术和低黏度水力压裂技术开启了原来被认为是没有商业价值的页岩气这个巨大的储备资源宝库。为此,从ALL咨询公司整理的报告以及SPE网站公布的论文入手,对比并评估了煤层气、常规天然气和页岩气储层的关键参数,阐述了美国页岩气的最新勘探开发状况,对主要页岩气藏的重要参数进行了归纳分析,重点对推动页岩气开发的水平井钻井技术和水力压裂技术进行了剖析,以期达到对我国的页岩气勘探开发提供借鉴的目的。