龙马溪组页岩可压性实验评价

针对目标区块龙马溪组露头制作岩样,分别进行矿物组分测量、岩石力学测定及水力压裂实验,以验证目标区块页岩的可压性。测得储层岩样平均脆性指数为56.65,水平应力差异系数为0.11,可知该层在进行水力压裂时能形成复杂的裂缝网络。通过岩样水力压裂破坏实验,发现岩样水力压裂后裂缝条数较多,平均为38条,裂缝网络较复杂。最后验证了该层页岩良好的可压性,在水力压裂施工时可以形成复杂缝网。     

基于双甜点的页岩储层可压性评价方法

页岩储层的甜点和可压性评价是页岩油气勘探开发的重要评价指标,现场往往对储层甜点和可压性分别进行评价,而页岩储层甜点和可压性的评价参数和数学方法存在相似性,易造成二者概念混淆、相互关系不清和重复评价等问题．为明确二者的联系性,建立一致性评价方法,系统调研了国内外常用的甜点和可压性评价方法,从概念和评价方法出发,厘清了地质甜点、工程甜点及可压性的关联性,并基于甜点综合分析提出可压性评价方法．该方法利用现场地质、工程参数计算地质和工程甜度指数,构建储层的可压性指数和区域可压性评价图版,可快捷、定量地评价单井及区块的可压性优劣．通过选用四川盆地威远区块10口页岩气井的地质和工程参数,应用所建方法计算了甜度及可压性,发现可压性指数等比例地正向反映了实际测试产气量．该方法能为优化井眼轨迹、提高优质储层钻遇率和优化储层压裂施工方案提供有效的科学指导．     

体积压裂页岩油储层渗流规律及产能模型

利用岩心实验,研究页岩油储层纳微米孔喉渗流规律.基于分形理论,采用双重分维(缝宽分维和迂曲分维),对体积压裂裂缝面密度、等效渗透率等参数进行表征.页岩油储层体积压裂开发过程中,流体的流动分为椭圆缝网内渗流区和主干缝内线性渗流区2个区域,建立二区耦合稳态渗流数学模型,推导页岩油体积压裂改造储层直井产能方程,模拟计算压裂井产能及分析压裂裂缝参数对产能的影响.结果表明:缝宽分形维数越大,裂缝面密度越大,基质—裂缝等效渗透率越大;当裂缝面密度较大时,增加储层改造宽度对产能提升有较大影响;次生缝导流能力越高,提高主干缝导流能力对产能影响越大,次生缝导流能力越小,影响越小.     

南华北盆地海陆过渡相煤系页岩地质特征及可压性分析——以中牟区块太原组为例

为探究页岩可压裂性特征,以南华北盆地海陆过渡相煤系页岩为研究对象,利用钻井、测井、录井和实验测试数据开展太原组页岩储层地质特征和可压性综合研究。结果表明：（1）太原组页岩具有低孔、低渗、有机质丰度高、脆性好、杨氏模量高、泊松比中等、应力差异适中、天然裂缝较发育等特点,具备压裂形成复杂裂缝基础;（2）页岩、砂岩、灰岩的新脆性指数均不同程度降低,灰岩降幅最大,新方法可更合理地计算出页岩最真实的脆性特征;（3）Y2井太原组6号层下部到3号层上部（2862.32～2887.64m）页岩段可压性最好,CFI指数为45.26%～64.65%,平均56.44%,高于页岩可压性评价标准（>50%）。Y2井上述井段实施直井分段压裂改造,试气后获得3 614 m3/d的稳定产气量,较邻井Y1井提高2倍,表明建立的可压性评价模型可有效指导压裂施工,具有较好的工程应用价值。     

一种描述页岩储层可压性的简易评价方法

受川东南地区页岩气产能及产气性评价研究与涪陵等页岩气先导示范区开发建设需求影响,结合近年来在涪陵页岩气田焦石坝、平桥、江东等区块开展的相关调查与科技项目研究成果,提出了一种通过页岩储层的地层孔隙流体压力梯度、页岩储层上覆地层岩石密度等参数计算页岩储层水平地应力差异系数,进而评价页岩储层可压性的方法。实践证明,这种方法适用于涪陵页岩气田志留系龙马溪组--奥陶系五峰组页岩储层,水平井水平段页岩储层分段压裂效果验证符合率高为97.1%。     

常压页岩储层改造认识与实践

国内某常压区块地质构造复杂,存在部分高角度缝,水平应力差异大,人工裂缝易沿高角度缝和最大应力方向延伸,复杂缝网形成困难。地层压力系数小于1.2,压裂液返排困难,测试产量低,商业开发价值小。通过对该区块储层研究,借鉴国内外常压页岩开发经验,采用"密切割非均匀射孔+连续加砂"改造工艺,增加裂缝复杂度,提高改造体积,并针对常压储层孔隙压力低,排采困难,优化电潜泵排采工艺,缩短排采周期,提高常压地层测试产量,实现该常压区块页岩储层商业开发。     

基于测井和压裂资料的储层三向地应力求取方法

利用相关测井资料计算储层岩石的动态力学参数,并通过室内岩石力学三轴实验将动态的岩石力学参数转化为水力压裂工程可用的岩石力学静态参数,提出储层三向地应力剖面的计算方法.以义H井为例,计算连续的岩石静态力学参数和地应力剖面.     

泥页岩水化对岩石力学强度的影响

泥页岩经过水溶液浸泡,会因水化作用而膨胀,造成抗压强度、黏聚力、岩石强度及井壁稳定性下降,进而引起井壁失稳问题。进行单轴抗压试验和单轴抗拉试验,在不同离子类型及浓度的水溶液条件下,研究泥页岩的弹性模量、泊松比、破裂时的最大载荷值以及部分岩心的抗拉强度的变化趋势。实验结果表明在相同的试验条件下,泥页岩水化程度与钻井液类型有关,氯化钾钻井液对泥页岩的抑制作用最好。     

龙口页岩油的综合评价

为了合理利用龙口页岩油,对其进行综合评价。结果表明,按照天然石油分类,龙口页岩油属于中质、低硫、高氮的中间基原油。实沸点蒸馏结果表明,龙口岩油汽油馏分(小于200℃)的质量收率为1.71%,柴油馏分(200~350℃)的质量收率为44.16%,蜡油馏分(350~425℃)的质量收率为20.32%,渣油馏分(大于425℃)的质量收率为33.81%。     

潜江凹陷页岩油非均质性研究及储层改造建议

潜江凹陷潜江组页岩油具有烃源好、储集优、含油性高、地层压力高等特点,同时兼具岩性复杂、非均质性强、地层整体偏塑性等特征。调研泥页岩非均质性研究资料,结合本区古沉积环境及构造特征分析,针对不同区块纵横向岩性岩相、有机地化、储集条件、岩石可压性、油藏特征等作为非均质性研究基础,总结非均质性特点及规律,为储层改造工艺提供可靠依据。     

页岩气资源潜力评价的几个关键问题讨论

综合国内外的页岩气研究现状,认为页岩气是未来重要的补充能源,但其发展尚需要大量的工作;中国学者对页岩气的概念和资源评价方法的认识逐渐趋向于统一,关注的泥页岩评价指标主要是总有机碳、成熟度、连续厚度和泥页岩中脆性矿物含量。在对页岩气的定义进行限定的基础上,提出了含气泥页岩层段和泥页岩含气系统的概念,应用这种概念更有利于页岩气的资源评价和开发。除了常规的泥页岩评价指标外,应对泥页岩层段和系统中顶、底板的研究给予高度重视;提出了顶、底板主要特征,特别是不渗透岩层能封堵泥页岩中形成的天然气。在页岩气资源量计算中,应考虑到烃源岩纵横向上的非均质性,应用权重系数考虑不同厚度烃源岩的有机质丰度参数;同时,提出了一种新的泥页岩含气系统纵向单元精细划分方法。由于国内对页岩气中吸附气和游离气的测试方法尚不统一,对同一样品测试结果相差较大,缺乏相应的分析测试标准,因此提出了按照泥页岩总有机碳含量及氢指数确定含气量的方法;该方法尽管结果不一定很精确,但对于目前测试数据误差较大或缺乏的情况,能提供重要参考。页岩气资源评价总体上应兼顾评价方法的科学性、合理性、可靠性和可操作性;依据勘探程度选择评价方法,分类评价与分级评价相统一。最后,建议采用镜质体反射率与总有机碳的乘积和开采系数的关系图,来预测开采系数。     

页岩气水平井压裂影响因素分析

从水平井多级压裂技术入手,在考虑原始井筒周围地应力分布状态的基础上,结合弹性力学理论和岩石拉伸破裂理论,分析压裂过程中裂缝的形态、裂缝参数优化等问题。     

四川盆地及周缘五峰—龙马溪组页岩气地质条件研究

在对川西南雷波等区块地表出露的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组观察和取样分析测试的基础上,研究四川盆地及周缘五峰—龙马溪组页岩沉积相、空间展布、有机地化、泥页岩物性及岩石物性、成熟度等页岩气地质条件特征.样品分析数据和研究表明,该套泥页岩具有厚度大、有机碳高、成熟度高和含气量高等特点,具备页岩气藏发育的良好地质条件.     

涪陵页岩气录井解释评价关键技术

以涪陵页岩气田焦石坝区块首口参数井JY1井页岩岩心实验数据为基础,借鉴传统致密砂岩、碳酸盐岩油气层录井评价方法,形成适用于页岩气储集层的录井解释评价关键技术:钻时比值识别储层、钻时比值与烃对比系数交会图现场快速解释方法;页岩气储层孔隙度、渗透率、地层压力、地层破裂压力、游离气、吸附气及总含气量、脆性矿物含量等关键参数的计算模型;多参数定量类比的完钻综合解释方法。研究成果在涪陵页岩气田推广应用40多口井,效果良好。     

重庆地区页岩分布特点及页岩气前景

非常规油气资源已在全球能源结构中扮演着重要角色,页岩气作为保障我国能源可持续供给的重要选择,将对缓解我国目前及将来的能源供需矛盾起重要作用。页岩气是一种典型的"自生自储"成藏模式,重庆地区的下寒武统、下志留统龙马溪组、上二叠统等3套主力烃源岩不仅分布广泛,厚度大,有机碳含量高,成熟度适中,而且埋藏浅,是页岩气发育有利层位。此外目前直接的油气显示说明该地区的页岩气前景值得期待。     

裂缝性凝析气藏循环注气开采效果分析

对于裂缝性凝析气藏来说，由于压力下降至露点时析出凝析油，相态发生变化，加之驱动力、毛管压力、重力综合作用易发生渗吸、扩散现象，使得其渗流特征十分复杂，循环注气保压开采也会发生反常现象。通过裂缝性凝析气藏实例分析，研究了回注比、注气时机和注气年限对裂缝性凝析气藏循环注气开采效果的影响；并分析了注气阶段存在反常现象的原因。结果表明：在注气阶段，回注比越大，注气越早，注气年限越长，凝析油采出程度越低；但当注气结束一段时间后，呈现随回注比增加凝析油采出程度变大的趋势，相当长一段时间后回注比越大，注气越早，注气年限越长，疑析油采收率越高，明显优于衰竭式开发效果。     

地震敏感属性在GY凹陷泥页岩裂缝预测中的应用

国内外大量泥页岩裂缝油气藏的不断发现表明,泥页岩裂缝的研究尤为重要,地震数据中提取的地震属性可用来描述储层特征和探测地下异常体。为了确定苏北盆地高邮凹陷LWS次凹页岩储层的有利分布区,总结了高邮凹陷泥页岩裂缝地震响应特征,并利用地震敏感属性对泥页岩裂缝进行识别。首先通过分析过井地震剖面地震响应特征,建立泥页岩正演模拟,对正演结果进行分析并结合时频分析手段开展对比验证,井震结合,优选古近系阜宁组E1f2页1+页2裂缝敏感的地震属性。利用该方法,对古近系阜宁组E1f2页1+页2选择了低频能量属性进行裂缝预测,应用效果与实钻井吻合程度较好,该方法能在平面上较好地预测泥页岩的发育范围。     

页岩气藏双重介质渗流模型研究

通过调研国内外相关文献,列举出三种典型的双重介质渗流数学模型。针对每种模型的特点及适用性作出相应评价,同时比较各双重介质模型的优缺点。根据实例,比较各模型下压力及压力曲线示意图。对比分析可知,De Swaan渗流模型能更好地适用于页岩气藏。     

涪陵页岩气求产试气工艺优化与应用

常规的高压气井试气流程一般采用多级降压装置,设备占地面积大,不适合焦石坝工区施工现场条件;按常规天然气井试气工作制求产时,产量波动幅度较大、求产时间长;冬季施工时,井口附近会产生天然气水合物,导致连续油管发生冰卡现象。工艺优化后,放喷压力20MPa~30MPa、不含H2S的气井,采用一级降压;求产试气采用套管放喷,尽快带液求产。试气油嘴系列为:17mm、15mm、12mm、10mm、8mm、6mm、4mm,现场根据出砂情况调整油嘴大小;当井口压力高于20MPa、环境温度低于22℃时,启动防冰卡预案,有效防止因生产天然气水合物而发生的冰卡。