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。     

复杂山地页岩气勘探开发技术创新与成效——以昭通国家级页岩气示范区为例

中国海相页岩气主要分布于包括四川盆地、长江流域及其周缘地区在内的扬子地块,是目前国内页岩气勘探开发最为现实的区域之一。昭通国家级页岩气示范区(以下简称昭通示范区)位于滇黔北坳陷威信凹陷的中西部区域——川南低陡褶皱带南缘带,是典型的中国南方山地地块,受地形复杂、构造变动强烈、断裂发育、热演化程度高等特点的影响,该区页岩气勘探开发颇具难度。为了实现复杂山地页岩气的规模效益开发,近年来中国石油浙江油田公司持续在滇黔北构造复杂带开展页岩气勘探开发实践,以昭通示范区页岩气产能建设为依托,在复杂山地页岩气基础地质理论研究、低成本工程工艺技术攻关等方面创新突破,建立了复杂山地页岩气"三元控藏"富集赋存理论、页岩储层分类评价标准和目标评价体系,创新形成了地震各向异性处理及甜点预测技术、地震地质工程一体化综合评价技术,研发了环保型高性能水平井水基钻井液,优化了页岩气水平井钻井提速技术,建立了"长段转向+多簇密切割+石英砂"高杂应力页岩复杂缝网压裂技术,初步形成了复杂山地页岩气勘探开发技术策略,实现了复杂山地页岩气勘探多点突破和高效开发。结论认为,昭通示范区已提交了探明页岩气储量超过1 000×108 m3,建成了18×108m3/a页岩气产能规模,展现出良好的山地页岩气勘探开发前景。     

中国页岩气发展前景及挑战

本文详细阐述了全球尤其是北美页岩气开发现状,论述了Marcellus与Haynesville页岩气区的主要特征,认为持续技术创新、高效经营管理模式、多元产业扶持政策是美国页岩气飞速发展的主要驱动力,对我国页岩气的开发具有良好的借鉴作用。作者系统梳理了中国页岩气近20年的探索攻关与实践历程,认为历经评层选区、开发试验、示范区建设、海相页岩气规模开发4个阶段,国内页岩气开发取得了重大成就,建成川南、涪陵等中深层页岩气大气田,实现了海相页岩气规模效益开发,2022年产量达238亿方,成为我国天然气重要的供应来源,同时深层页岩气产能建设稳步推进,新区新层系勘探也取得重大突破。在深入分析我国页岩气地质与资源特征的基础上,文章论证了我国具备年产500亿～800亿的开发潜力,但需要从完善页岩气立体开发配套技术、持续优化页岩气地球物理评价技术、加快钻井与压裂工程技术迭代升级、加大新层系新领域的勘探评价力度4个方面持续攻关。     

川南地区百亿立方米页岩气产能建设地质工程一体化关键技术

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富,但地质、工程条件复杂,页岩气规模效益开发面临着严峻的挑战。为了解决川南地区页岩气"部署设计难度大、优质储层钻遇率提高难度大、复杂缝网形成难度大、单井产量和单井估算最终采收量(EUR)提高难度大"等问题,通过系统梳理和总结10余年的页岩气勘探开发成果,形成了适用于该区的页岩气地质工程一体化高产井培育方法,并开展了现场试验和推广应用。研究结果表明:①所形成的三维地质建模、三维地质力学建模、复杂缝网模拟和产能数值模拟等4项关键技术,为该区页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施、实时调整提供了重要的决策依据和指导,有效提高了页岩气单井产量和EUR;②实施地质工程一体化高产井培育方法,可以大幅度提高长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气单井产量,其中长宁区块井均测试日产量由10.9×10~4 m~3提高到26.3×10~4 m~3、最高测试日产量达到62×10~4 m~3,威远区块井均测试日产量由11.6×10~4m~3提高到23.9×10~4 m~3、最高测试日产量达到71×10~4 m~3;③推广应用地质工程一体化高产井培育方法,可以实现高产井的"复制",培育了一批EUR超过1.5×10~8 m~3、部分超过2×10~8 m~3的高产井,其中泸州区块4口深层页岩气井,井均EUR达1.98×10~8 m~3。结论认为,所形成的地质工程一体化页岩气高产井培育方法,是破解页岩气规模效益开发难题的有效措施,可以为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。     

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。     

四川盆地威远页岩气藏高效开发关键技术

威远页岩气藏地质条件复杂,工程技术面临很大挑战,因此,通过地质和工程技术的相互融合,以“选好区、打准层、压好井、采好气”为核心,从地质评价及井位部署优化、水平井优快钻井及精准地质导向、水平井体积压裂、排采及动态分析等4个关键环节入手进行技术攻关,形成了适合威远页岩气藏勘探开发的6项关键技术,即页岩气高产区带评价与优选技术、复杂地表条件下一体化井位部署与优化、长水平段丛式水平井高效钻井完井技术、页岩甜点录井辅助地质导向技术、页岩气体积压裂技术、排采测试及气藏开发动态分析技术。6项关键技术在威远页岩气藏开发中得到推广应用并不断完善,开发效果不断提高,主力产层龙一₁1小层的钻遇率达到98%,钻井周期缩短至69.2 d,测试产量达到19.7×104 m3/d,单井最终可采储量增至10 482×104 m3。6项关键开发技术为威远页岩气藏的高效开发提供了技术支持,且技术的适应性不断增强。      

影响页岩气开发因素及勘探开发技术展望

页岩气的勘探开发在缓解能源供给压力、发展低碳经济和调整优化能源结构等方面具有不可忽视的作用。以此为契机,在系统研究页岩气藏地质特征、开发特征和成藏机理的基础上,主要从有机质含量、成熟度、矿物成分、裂缝发育程度等几个方面着手,综述分析了影响页岩气产能的客观控制因素;针对页岩气储层物性差、开采难度大的特点,重点介绍了北美开采页岩气过程中采用的特殊完井工艺、水平井钻井技术、水力压裂等储层改造技术及裂缝监测等先进技术。同时对我国页岩气资源的勘探开发前景进行了简述,为实现页岩气大规模商业化开采,提供理论依据和技术思路。     

中国页岩气勘探开发进展及发展展望

中国页岩气进入了快速发展的黄金时期,随着天然气在能源消费结构中的比重不断攀升,以及在川南地区页岩气商业化开发的成功,页岩气成为中国未来最可靠的能源接替类型。文章系统梳理了近10年来中国页岩气在勘探开发实践中的理论认识和开发技术进展,总结了中国页岩气商业开发的成功经验,明确了页岩气在中国未来天然气发展中的前景与地位。中国页岩气资源潜力巨大,是未来天然气产量增长的现实领域;获得工业性页岩气资源的条件包括“两高”(含气量高、孔隙度高)、“两大”(高TOC集中段厚度大、分布面积大)、“两适中”(热演化程度适中、埋藏深度适中)和“两好”(保存条件好、可压裂性好);中国海相页岩气最具勘探开发潜力,是目前页岩气上产的主体,已形成适用于四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气开发的六大主体技术系列(地质综合评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、工厂化作业技术、高效清洁开采技术)。中国页岩气商业开发的成功经验可总结为四点:①选准最佳水平井靶体层位;②配套优快钻进和高效体积改造技术;③促进地质工程一体化数据融合;④探索先进组织管理模式。对中国页岩气未来发展的三点建议:①加强非海相及深层海相页岩气低成本开发关键技术与装备攻关;②重视提高区块页岩气采收率问题,实现整体规模效益开发;③重视非资源因素对页岩气上产节奏的影响。     

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。     

川东南平桥区块页岩气水平井地质导向关键技术

地质导向技术是页岩气水平井钻井的核心技术之一,在川东南平桥区块页岩气勘探开发过程中发挥了重要作用,但随着区块构造复杂程度和设计水平段长度的增加,地质导向工作面临着较大挑战。为了精准着陆及控制轨迹,结合钻前三维地震精细解释技术,分别开展了入靶前精准着陆技术和水平段轨迹精细控制技术研究,解决了靶点垂深和地层倾角实时预测的难题,形成了平桥区块页岩气水平井地质导向关键技术。2018年以来,该技术在平桥、东胜区块应用70余口井,中靶率100%,优质储层平均钻遇率保持在95%以上。应用结果表明,上述页岩气水平井地质导向关键技术适用于川东南地区页岩气水平井钻井,对国内类似页岩气区块具有较好的借鉴作用。     

基于概率法的页岩气单井最终可采量评估 ——以焦石坝页岩气田加密井为例

页岩储层大面积连续分布的地质特征和"工厂化"作业的工程特性,使得同一区域内页岩气单井最终可采量(Estimated Ulti?mate Reserve,EUR)的统计分布具有可重复性,是概率法计算EUR的基础.常规确定性方法只能给出一个储量值,概率法能够计算储量的概率分布.四川盆地焦石坝页岩气田一期工程采用600 m井...     

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。     

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。     

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。     

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

中国南方海相页岩气资源丰富,但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此,以该区下志留统龙马溪海相页岩为例,基于其开发潜力,分析了现有页岩气资源的开发特征,认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×10~(12) m~3,可采资源量为2.9×10~(12) m~3,其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体,具备建成约300×10~8 m~3的产量规模。在此基础上,研究了国内外页岩气井的开发特征,建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法:(1)单井初产值可表征页岩气井产能,测试产量可近似为初产,由于页岩气井递减率相似,由单井初产值可大致推测单井EUR(最终可采储量)值,再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模;(2)目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×10~4 m~3/d,单井EUR预测值约为1.5×10~8m~3。结论认为:中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长,钻井工作量与气田产量密切相关,因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×10~8 m~3。     

四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气高产地质原因及启示——以涪陵页岩气田JY6-2HF为例

涪陵页岩气田开发的巨大成功（JY6-2HF井累产超过3×10⁸ m³）为五峰组-龙马溪组页岩气勘探开发提供了新的启示,这一成功的关键在于①焦石坝地区位于鄂西-渝东五峰组-龙马溪组深水沉积区,WF2—LM4笔石带页岩厚度较大,具有较好的页岩气富集的物质基础;②JY6-2HF井主要穿行在WF2—LM4笔石带页岩层位中,该套优质页岩与中东-北非的“Lower Hot Shale”具有全球可对比性。涪陵、威远和长宁等页岩气田开发井的主要水平段也都在这段笔石带之中,该笔石带页岩具有有机碳含量高（TOC>3%）、有机质孔最发育（有机质孔隙度>4%）和含气量高（6.87~9.02 m³/t）等特点。综合分析认为,在类似的地质和工程条件下,页岩气井水平轨迹在WF2—LM4笔石带页岩中穿行比例决定了页岩气单井产量和最终可采储量（EUR）。研究成果将为四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气和世界其他地区志留系页岩气勘探开发提供参考。     

页岩气水平井穿行层位优选

通过多年的勘探开发实践,我国在四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组实现了页岩气商业开发,认识到页岩气藏具有自生自储、低孔特低渗特征,属于“人工气藏”,其高产是由地质和工程两类因素共同控制。地质因素决定页岩气是否富集,工程因素则是决定页岩气是否高产的重要条件。准确识别“甜点层”,优选确定水平井穿行层位,是页岩气能否获得高产的关键。对涪陵页岩气田焦石坝区块水平井穿行层位优选实例的剖析表明,精细研究是准确优选水平井穿行层位的基础,地质、工程一体化紧密结合是准确优选水平井穿行层位的关键。根据各个地区具体地质条件,将地质、工程结合,优选水平井穿行层位,是页岩气勘探开发最终获得成功的重要保障。