涪陵页岩气优质储层测井综合评价方法

为了准确评价涪陵页岩气田地质与工程“双优”储层,首先定性分析了气田试气资料与地质、工程评价参数的关系,并采用欧式距离方法聚类分析了各评价参数的重要程度,优选出评价优质储层的地质和工程参数;然后,选择岩心化验分析资料和测井资料,采用“岩心刻度测井技术”建立了地质与工程“双优”储层的测井评价模型;最后,利用产气剖面测试资料,运用灰度关联理论确定“双优”储层评价参数的权重,计算页岩气储层地质和工程指数,进而建立“双优”储层综合评价图版,形成了页岩气地质与工程“双优”储层测井综合评价方法。利用该方法计算了涪陵页岩气田平桥区块28口井储层的综合评价指数,结果表明,页岩气储层单段和单井产量与综合评价指数、双优储层穿行长度具有明显的正相关关系。这表明,可以用构建的页岩气地质与工程“双优”储层综合测井评价方法评价页岩气储层,为页岩气水平井设计和分段压裂提供依据。      

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。      

涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识

水平井缝网压裂技术的应用大幅提高了涪陵焦石坝地区试验井组产量,促进了我国页岩气商业开发。在分析区块页岩储层构造及地质特征基础上,通过岩石力学参数测试和岩石矿物组分分析,评价了储层岩石脆性及其可压性。根据焦石坝地区五峰组-龙马溪组含气泥页岩段页岩有机质类型好、含气量高、脆性指数高的特点,以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体思路,增大页岩储层的改造体积为目标,优选了压裂材料,优化了压裂设计及配套工艺,确定了试验井组压裂改造工艺技术方法,形成了适用于涪陵焦石坝地区的页岩气水平井分段压裂改造技术。经过26口井的现场实施,效果显著,压裂井均获得了较高产能,平均单井无阻流量10.1×10⁴~155.8×10⁴ m³/d,证实了以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体的页岩气水平井分段压裂技术的有效性,为我国页岩气压裂改造积累了经验。     

基于微注入压降测试的页岩气储层快速评价方法

页岩气储层渗透率非常低,采用常规压力恢复测试方法评价储层时需要很长时间才能探测到径向流动,导致效率非常低,而微注入压降测试方法可以使页岩气储层在较短时间内出现拟径向流,从而实现储层的快速评价。在分析微注入压降测试方法快速评价页岩气储层原理的基础上,针对涪陵页岩气储层特点,从设备选择、注入排量、总注入量和注入液体选择等方面对微注入压降测试施工参数进行了优化设计。研究结果发现,涪陵页岩气田可以采用150~500 L/min排量注入清水进行微注入压降测试,待地层破裂后再持续泵注10~30 min,注入总量控制在5~15 m3,就可以获得较好的测试结果。采用微注入压降测试方法对涪陵页岩气田6口页岩气井储层进行了评价,通过对压降测试曲线进行G函数分析获得了原始地层压力和储层有效渗透率,其与试验分析和压力测试结果相吻合。这表明,采用微注入压降测试方法可以实现对页岩储层的快速评价。      

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。     

四川盆地涪陵页岩气田气井合理配产方法探讨

四川盆地涪陵页岩气田开发初期,气井的产能评价存在诸多问题,采用陈元千"一点法"公式对页岩气井产能进行计算误差较大,不能有效指导气井配产。为了探索适合本地区页岩气井的产能评价方法和合理配产方式,通过开展多口页岩气井的产能试井,并校正中、高排液气井产能试井异常数据,建立了针对该地区页岩气井不同排液量下的一点法产能计算公式。该公式计算的无阻流量与产能试井求得的无阻流量误差范围在-12%~5%之间,二者计算结果较吻合。同时采用采气指示曲线法提出涪陵页岩气田气井6个无阻流量区间相应的合理配产系数。在气井投产初期,可采用合理配产系数进行气井配产;生产中频繁调产井,采用压降产量动态配产法优化气井配产,也可采用两者兼顾的方法指导气井配产。所提出的合理配产方法,可以为涪陵页岩气田气井的高效开发提供技术支撑。     

大牛地气田盒2段致密砂岩气层测井评价

大牛地气田DK30-D12井区盒2段致密砂岩气藏具有低孔、低渗及低产的特点。储层特征及产能分布具有极强的非均质性。受储层及含气性的影响,致密砂岩气层的测井响应特征复杂,导致气层测井识别和评价困难。该段气层测井响应特征分析表明,中子和电阻率测井参数在气层处反映灵敏。采用中子、电阻率与密度测井相结合,重构指示气层含气性的特征参数K1和K2,放大气层的响应特征,建立根据特征参数定性评价气层无阻流量级别的图版;并根据中子、密度对天然气的反映,建立了基于密度、中子孔隙度差值的含气当量与测试无阻流量的关系式,实现了定量计算致密砂岩气层无阻流量的目的。     

致密气藏气水两相压裂水平井产能计算方法

致密气是目前较具潜力的非常规天然气资源之一,但受其储层低孔、低渗特征,气井产水以及气井调产的影响,以常规不稳定渗流理论以及传统达西渗流规律预测气井产量不再适用。基于致密气藏压裂水平井渗流特点,引入气水同产、储层与裂缝应力敏感效应、储层气体滑脱效应以及裂缝气体紊流效应,分别定义储层与裂缝中气水两相拟压力,建立了致密气藏气水两相稳态产能计算新方法。实例计算与产能影响因素分析表明:利用本文方法计算的无阻流量与产能测试无阻流量误差较小,证明了该方法具有较高的准确性;随着裂缝条数、裂缝半长的增大以及裂缝导流能力的增强,气井无阻流量增大;随着生产水气体积比、储层与裂缝应力敏感指数的增大,气井无阻流量减小;滑脱效应对气井产能影响较小,可忽略不计。该方法为致密气藏压裂水平井流入动态研究以及裂缝参数优化设计提供了理论依据。     

不稳定试井评价气井产能的新方法

由于地质情况复杂,储层非均质性强,以及测试工艺不合理等方面原因,不稳定试井分析在解释气藏各项参数时常存在多解性,稳定试井求解产能方程时也经常出现回归系数不高,计算的无阻流量不可靠,使得评价气藏产能、储量存在较大误差。通过分析研究稳定试井和不稳定试井的内在联系,提出利用不稳定试井资料来设计稳定试井;利用稳定试井获得的产能方程来评价和校正不稳定试井解释参数。应用该方法对松南气田多口气井测试资料进行整理,得出不稳定试井解释的产能方程和稳定试井解释的产能方程,并分别计算出无阻流量,二者对比,相对误差很小,说明解释的地层参数科学合理,产能方程及无阻流量真实可靠。     

叠前地球物理技术预测页岩气保存条件——以四川盆地焦石坝构造页岩气藏为例

近年来,随着四川盆地涪陵页岩气田页岩气勘探开发取得重大突破,川东地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组巨大的页岩气勘探开发潜力被进一步证实。但是,如何利用地球物理技术更加准确有效地评价页岩气保存条件,目前仍然是该区页岩气勘探开发中亟待解决的问题。为此,基于叠前地震数据,从裂缝发育程度和地层压力的角度出发,首先利用基于叠前方位各向异性的裂缝预测技术进行高角度裂缝的预测,然后利用基于叠前纵波波阻抗反演的压力预测技术描述地层压力的空间分布特征,最终将两者相结合得到评价页岩气保存条件的新参数——保存系数,进而形成了一套可以有效预测页岩气保存条件的新方法 ;将新方法用于涪陵页岩气田焦石坝区块五峰组—龙马溪组页岩气保存条件的评价,并将气井生产资料与保存系数的预测结果进行对比验证。研究结果表明:页岩气保存系数与其无阻流量的对应性较好,并且弥补了低产井与无阻流量之间的不吻合关系。结论认为,保存系数预测结果与钻井生产资料具有较好的吻合度,证明了新的页岩气保存条件评价方法的有效性和可靠性。     

涪陵页岩气田钻井工程技术进展与发展建议

涪陵页岩气田是我国首个实现商业化开发的大型页岩气田,其钻井工程技术体系对其他页岩气田钻井具有示范作用。将涪陵页岩气田钻井工程技术发展分为勘探发现、开发试验、一期产能建设和二期产能建设4个阶段,并从地表地质特征、井壁稳定、井眼轨迹控制以及固井质量等方面论述了该气田发展历程中遇到的钻井技术难点。针对上述技术难点,从平台地面布局、布井方案、低成本优快钻井、井眼轨迹控制、井筒完整性评价等方面总结了9项钻井关键技术,以期为其他页岩气田的钻井提供借鉴。同时,在此基础上围绕"稳产增效、提速降本",指出了涪陵页岩气田下一步的钻井技术需求,提出了针对性的钻井技术发展建议,以持续提高涪陵页岩气田的钻井技术水平。      

涪陵页岩气田连续油管生产效果评价

连续油管作为采气管柱在涪陵页岩气田的应用越来越广泛,其规格主要有?50.8 mm×4.45 mm和?38.1 mm×3.68 mm两种,不同页岩气井连续油管的生产效果存在差异。为分析存在差异的原因、提高连续油管在页岩气井的应用效果,基于现场应用情况,从页岩气井携液效果、井筒压耗、气井稳产能力等3方面,开展了连续油管生产效果评价,分析了连续油管直径、下入深度和下入时机对连续油管生产效果的影响。结果表明:相比于?60.3 mm×4.83 mm普通油管,采用?50.8 mm×4.45 mm连续油管生产,临界携液气量能够降低38%;水气比对连续油管生产效果影响较大,水气比越大,连续油管直径、下入深度对井筒压耗和气井稳产时间的影响越显著;对于水气比0～1.5 m3/104m3的页岩气井,越早下入?50.8 mm×4.45 mm连续油管,自喷稳产期越长,自喷生产阶段的累计产气量越高。研究结果表明,低水气比页岩气井下入连续油管可实现连续稳定生产。研究结果对于提高连续油管在涪陵页岩气田的应用效果具有指导作用。      

涪陵页岩气田绿色开发关键技术

涪陵页岩气田地处山区,地下暗河溶洞发达,人口密集,开发过程中面临着环境保护问题。结合涪陵页岩气田地表自然环境特征和页岩气开发工程特点,分析了涪陵页岩气田开发过程中面临的主要环境问题,开展了土地集约化利用、水资源节约与保护、油基钻屑无害化与资源化利用、钻井和压裂污水循环利用及页岩气田开发绿色环境管理模式等技术研究,形成了适用于涪陵页岩气田的绿色开发技术体系。现场应用表明,应用绿色开发技术体系后节约土地62.1%,钻井和压裂污水循环利用率达到100%,处理后的油基钻屑含油率低于0.3%,二氧化碳减排64.47×104 t,实现了页岩气田开发零污染。研究认为,涪陵页岩气田绿色开发技术对我国页岩气田规模化开发中的环境保护具有示范作用和借鉴价值。      

涪陵页岩气田柱塞气举工艺研究与应用

气井通常采用柱塞气举工艺进行排水采气,但常规短柱塞无法适应涪陵页岩气田页岩气井井口存在?177.8 mm大阀、井下管柱存在变径等问题,为此研制了弹块式变径组合柱塞。该柱塞采用弹块设计与加长设计,既保证了柱塞的通过性,又降低了柱塞漏失率;柱塞中搭载温压仪,可以监测井下压力与柱塞运行状态,为柱塞工作制度调整提供依据;针对页岩气井不同阶段的生产特征,优化了柱塞气举工艺介入时机与柱塞工作制度。涪陵页岩气田34口井应用了柱塞气举工艺,单井平均产气量提高0.95×104 m3/d,实现了页岩气井的连续稳定生产。柱塞气举工艺为涪陵页岩气田高效开发提供了新的技术途径,对其他页岩气田开发具有借鉴作用。      

中国石化页岩气工程技术新进展与发展展望

中国石化在持续完善中深层页岩气工程技术链的基础上,为满足深层页岩气及常压页岩气高效开发的需求,重点开展了基于甜点评价的地质工程一体化设计、随钻地层精细评价、优快钻井、新型油基钻井液、新型弹韧性水泥浆与泡沫水泥浆固井、体积压裂新工艺、新型分段压裂工具、高效压裂液、页岩气测试及产能评价和大型压裂机组研制等技术攻关,初步形成了深层和常压页岩气工程技术链,有力支撑了涪陵页岩气田产能建设和深层与常压页岩气的勘探开发。综述了中国石化页岩气工程技术最新进展,并结合我国页岩气勘探开发需求,提出了进一步完善中深层页岩气工程技术链、继续攻关完善形成深层页岩气工程技术链、发展形成常压页岩气工程技术链的页岩气工程技术发展思路。      

四川盆地涪陵页岩气田3种典型页岩气保存类型

四川盆地涪陵页岩气田页岩原生品质平面差异性小,但开发井的产气量却差异较大,有分析认为这是页岩气保存条件平面差异变化所致。为了定量评价该区页岩气的保存条件,以构造精细解释成果为基础,综合地质、测井、气井测试等资料,对该页岩气田构造受力强弱、构造形态、断裂发育程度等构造特征进行了综合分析和构造类型划分;结合页岩气单井测试产量,从宏观—微观两个方面对影响该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气保存条件的主要指标进行了研究,并据所确定的评价指标划分了页岩气保存类型。结果表明:(1)该页岩气田构造类型可划分为稳定型、弱变形型和复杂型3种;(2)优选构造形态、裂缝特征、顶底板条件、地层压力、孔隙度、孔径大小等6项参数作为该区页岩气保存条件的评价指标;(3)构造形态平缓、远离边界主控断裂是页岩气得以保存的基础,顶底板有效的隔挡封闭条件可显著降低构造改造对气藏的破坏作用,超压环境、孔隙度和孔径大小是保存条件的综合表象;(4)3种构造类型分别对应于3种典型的页岩气保存类型,其中构造稳定型为最有利的保存类型。     

页岩气水平井低油水比油基钻井液研制及应用

针对页岩气水平井钻探过程中井壁失稳风险大、钻井液性能要求高和商业开发降本提效的迫切需求,基于页岩储层特征、水平井工程施工要求,构建、研制了一套性能稳定的低油水比油基钻井液体系。室内试验表明,该油基钻井液具有良好的热稳定性、抗污染性、封堵性和乳化稳定性,而且塑性黏度较低、切力适中、流变性能较好,可以满足页岩气水平井钻井的要求。低油水比油基钻井液在涪陵页岩气田5口井进行了现场应用,通过采取低油水比胶液维护、固相控制和随钻封堵等配套措施,实现了将油水比控制在70/30以下,较该气田以往油基钻井液基础油用量降低15%,获得良好的降本效果。页岩气水平井低油水比油基钻井液能有效降低涪陵页岩气田钻井成本,有力支撑了页岩气低成本商业开发,对国内其他地区页岩气开发也具有借鉴意义。      

涪陵焦石坝区块页岩气井动态合理配产技术

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井的渗流特征、产量递减特征和生产特征呈现分阶段变化和分区差异性,目前没有适用该类页岩气井的配产方法。借鉴国外页岩气生产经验,根据页岩储层应力敏感试验结果和实际生产情况,确定采用定产控压的生产方式。在此基础上,借鉴常规气藏配产方法,根据该区块页岩气井实际生产特征,选用采气指示曲线法和不稳定产量分析法确定不同产能页岩气井的合理配产系数。引进页岩气井分区、分阶段动态合理配产的理念,结合分区不同产能区间页岩气井产能的递减规律,按照页岩气井当前累计产气量对应产能的合理配产系数调整配产。按照此方法对涪陵焦石坝区块页岩气井的配产进行了调整,调整后既满足了该区块页岩气井稳产3年左右的需要,又使页岩气藏获得了较高的采收率和较好的经济效益。      

涪陵页岩气田“井工厂”技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,经过3年的技术攻关和现场试验及应用,形成了一套适合复杂山地页岩气特点的"井工厂"技术,极大地缩短了开发周期,降低了工程成本。涪陵页岩气田"井工厂"关键技术主要包括山地"井工厂"布局优化设计、页岩气"井工厂"钻井作业模式、"井工厂"压裂作业模式以及撬装化建站等4个方面。现场试验与推广应用情况表明,采用单钻机2~4井和双钻机5~8井"井工厂"钻井模式,单机组拉链式"井工厂"压裂与双机组同步"井工厂"压裂模式,可以达到当年完成建平台、钻井、压裂、试气、投产的开发要求。"井工厂"技术为涪陵页岩气田50×108 m3/a一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,并成为页岩气田经济开发的核心技术,对我国页岩气规模化开发具有重要的借鉴和引领作用。