泌阳凹陷陆相页岩油资源与有利区评价

泌阳凹陷为中国东部新生代典型富油凹陷,古近系核桃园组沉积了富含有机质湖相泥页岩,前期研究表明,泌阳凹陷深凹区核桃园组具备形成陆相页岩油的有利条件。两年多来,通过开展泌阳凹陷陆相页岩油地质评价和综合研究,形成了包括地质多参数综合评价、岩石学分析、测井储层评价、录井储层评价、地球物理储层预测、资源评价、有利目标评价、水平井优化设计等8项关键技术的地质评价技术系列,其中资源评价及有利区评价技术为页岩油气地质评价最为关键的技术。通过含油气页岩层厚度、面积及含油气量等资源评价关键参数研究,利用体积法计算泌阳凹陷主力页岩层页岩油资源量4.2253×108 t,页岩气资源量729×108 m3。利用有机碳、热演化程度、孔隙度、渗透率等6项页岩油评价指标,结合泌阳凹陷勘探实践,初步建立了泌阳凹陷陆相页岩油有利区评价标准。     

鄂尔多斯盆地安塞地区页岩油地质-工程一体化技术实践

页岩油是目前国内外油气勘探开发的热点,其地质要素、富集机制与开发特征具有特殊性,实施地质-工程一体化是实现页岩油效益开发的有效举措。采用野外地质调查、岩心观测与采样、测井资料解释、地质与工程参数分析测试等技术方法,在页岩油地质评价方面重点关注岩性、厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、裂缝发育程度及甜点优选;在工程评价方面针对不同类型甜点,提出适合于鄂尔多斯盆地安塞地区页岩油的开发方式和开发参数。主要认识有：①鄂尔多斯盆地安塞地区三叠统延长组7段（长7段）发育典型陆相页岩油,为三角洲前缘和半深湖亚相沉积,源内致密砂岩主要为低孔-超低孔、超低渗储层或非储层,根据地质和力学参数,由好至差储层综合划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ和Ⅳ共4类,其中Ⅰ和Ⅱ类储层是甜点目标。②长7段页岩油藏依赖储层流体与岩石的弹性膨胀驱动及溶解气驱动,注气补充能量潜力相对有限。针对地质评价优选出的Ⅰ类储层,采用九点法、七点法或交错排状水平井网的准自然能量开发,而Ⅱ类储层采用七点法或五点法水平井网。③长7段典型井页岩油水平井初始产量不高,初期递减率较高,后期递减率逐渐降低,生产周期较长,产量相对比较稳定。     

页岩油地质评价实验方法现状、挑战与发展方向

中国陆相页岩油资源丰富,已成为国家战略性资源。作为源内油气资源的典型代表,页岩油具有“原生源储”的富集特征,在微米—纳米级孔-缝系统内油气赋存与产出机理复杂。基于实验室的装置创新与技术革命是推动陆相页岩油理论创新、规模勘探与有效动用的重要助力。通过系统梳理细粒沉积与有机质富集、岩石结构与矿物组成、微米—纳米级孔-缝系统、流体赋存与可动流体、可压性与裂缝扩展等涉及页岩油地质评价热点领域的研究进展和主要认识,提出页岩油地质评价的实验方法要实现从烃源岩向储层、从生烃能力向储烃能力、从排烃能力向产烃能力的转变。当前,页岩油地质评价实验技术的发展面临3方面挑战：(1)细粒沉积矿物成分复杂,不同尺度储层准确表征难度大;(2)页岩储层在有机-无机复合作用控制下的孔隙演化和烃类赋存机理复杂,油气可动性评价难度大;(3)实验室难以完全复制地下真实的地质条件,实验评价的准确性有待提高。页岩油地质评价实验方法的下一步研发重点包括加强原位、精细化、跨尺度实验装置与评价方法的研发,加强页岩关键属性动态演化评价方法以及现场实验室建设与地质工程一体化技术的研发,以提高实验室表征精度、预测精度与现场应用力度。相关研究...     

页岩油储层改造和高效开发技术

随着勘探开发技术的不断发展，页岩油勘探不断取得重大突破，可采资源量不断创新高，页岩油有望成为我国未来重要的战略性接替资源。通过调研国内外大量相关文献，分析和整理出国内外页岩油定义、发展历程、储层改造和开发技术，取得认识:页岩油储层发育纳米级孔、裂缝系统，利于页岩油聚集；储层脆性指数较高，宜于压裂改造；但储层敏感、渗透率低、含水饱和度高，在开发和改造中要结合储层上述特点提出适宜的技术。介绍了变排量压裂技术、重复压裂技术、小井距立体开发技术、同步压裂技术、体积改造技术、人工油气藏等储层改造工艺及压裂材料、微地震裂缝测试等配套技术；阐述了水平井钻井技术、“工厂化”作业、地质工程一体化等页岩油开发前沿技术。最后对中国页岩油储层改造和开发存在的技术难点进行了分析，提出了相应的勘探开发建议。以期对我国页岩油开发提供借鉴和参考。     

鄂尔多斯盆地长7段多类型页岩油特征及勘探潜力

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）沉积期为湖盆发育鼎盛阶段,发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系。多年来,针对这套烃源岩层系的地质特征与勘探开发潜力,开展了一系列理论研究与技术攻关,结果表明：长7段主要发育夹层型和页岩型2类页岩油,其中夹层型页岩油可进一步细分为重力流夹层型和三角洲前缘夹层型,页岩型页岩油可进一步细分为纹层页岩型和页理页岩型。重力流夹层型页岩油受到湖盆中部优质烃源岩的高强度充注影响,砂质储层长英质含量高,可压裂性好,微米级孔隙众多,连通性好,目前在庆城油田已实现规模效益开发。三角洲前缘夹层型页岩油厚层砂岩储层横向连续性好,油气侧向运移成藏,砂质储层孔隙度较大,目前水平井试验攻关已获得突破,是现实的后备领域。纹层页岩型页岩油单砂体厚度薄、泥质含量高,致使优质储层钻遇率低,但油气充注程度高,“甜点”评价标准的确定与开发技术的突破是下一步的攻关方向,远景资源量巨大。页理页岩型页岩油储层长英质矿物含量高,纹层发育,孔隙度小于2%,储集空间小,结构复杂,烃类恢复预测资源量巨大,目前泥页岩储层的风险勘探与原位转化技术攻关都在稳步推进。     

地震信息约束的三维建模技术及其在松辽盆地古龙页岩油地质工程一体化中的应用

以三维地质建模为基础的地质工程一体化已经成为非常规油气勘探开发的关键技术.由于松辽盆地古龙页岩油的钻井资料少、数据冗杂,亟需开展基于地震信息约束的三维地质建模技术研究,来满足页岩油藏丛式水平井平台勘探开发需求.根据古龙页岩油为代表的陆相页岩油建模的独特性,以工厂化、集约化的布井思路为指导,充分利用钻井、测井和地震预测数...     

泌阳凹陷陆相页岩油地质综合评价技术及应用

介绍了对泌阳凹陷陆相页岩地质综合研究过程中,形成的岩石学分析、测井储层评价、录井储层评价、地震储层预测、资源评价、目标区优选评价、水平井优化设计及开发方案优化设计八项技术。明确了泌阳凹陷页岩储层的岩相类型、储集空间类型及发育特征、测录井响应特征、储层地震响应特征、裂缝分布特征及页岩油资源规模等。利用目标区优选评价技术结合测录井及地震储层预测评价结果,优选评价了泌阳凹陷页岩油勘探有利目标区,通过钻井证实了泌阳凹陷陆相页岩油的良好勘探潜力。利用开发方案优化设计技术初步设计了已取得勘探突破的5号页岩层的开发井网,为页岩油的后期开发提供了保障。     

四川盆地页岩油水平井“测定导”一体化技术应用

四川盆地侏罗系页岩油气埋藏浅、保存条件好、地层压力系数高、发育层系多,具备立体勘探优势。大安寨段和凉高山组主要为特低孔隙度、特低渗透率致密储层,常规手段难以实现经济有效开发。为了提高页岩油优质储层钻遇率,有效降低施工风险,开展了“测定导”一体化技术创新与实践。以LA1导眼井岩心、岩屑资料为基础,综合分析四川盆地中部大安寨段页岩储层中矿物组分含量及孔隙度、TOC、渗透率等物性参数,确定页岩油水平井地质与工程甜点。通过井震结合、精细地质建模,探索优质页岩储层展布规律,优选水平井目标箱体,优化随钻地质导向工具及钻具组合方案。利用水平井轨迹优化设计与控制技术,结合地质模型与随钻自然伽马数据,动态实时跟踪与钻井轨迹调整,页岩油水平井优质井身质量和箱体钻遇率获得有效提高,并为压裂分段分簇奠定良好基础。技术应用后,四川盆地大安寨段页岩突破了出油关。     

松辽盆地北部页岩储层地质评价及关键技术研究

近年来,松辽盆地北部页岩油的勘探开发不断取得突破,目前缺乏对松辽盆地北部页岩储层的成藏地质条件及油气藏特征的分析和总结。为此,通过对国内外页岩油气藏勘探开发技术进行调研,综合页岩储层地质和工程资料开展了埋深、厚度、储层条件等6个参数的对比分析。研究结果表明：具有商业开发价值的页岩油气藏有利区应为富含有机质的高压页岩油气藏,此类页岩油气藏具有构造稳定、地层压力系数大、优质页岩厚度大等特征。同时调研了地质条件对于页岩油气藏开发的影响,认为热演化程度、脆性、埋深等对于页岩油气的保存有利,钻井和选区时应尽量在裂缝发育区,以便于进行储层改造;同时页岩油气藏在层序地层、地球化学特征以及生产特征具有一定的共同点。在开发方面系统研究页岩油气藏在钻完井、压裂改造、产量生产优化等油气藏开发新技术和未来发展方向。研究结果对松辽盆地的页岩油气藏勘探开发和规模建产提供一定的借鉴,也为后期的松辽盆地页岩油气选区及井位部署提供参考依据。     

松辽盆地古龙页岩油储层特征及分类评价

松辽盆地北部古龙页岩油资源丰富,具有独特的地质特征,常规的储层特征研究不能满足储层精细评价的需求.为深化古龙页岩油储层特征认识,通过岩心观察、实验分析、测井解释等手段,开展了古龙页岩油储层岩性、岩相、电性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性及地应力各向异性等特征研究.结果表明:古龙页岩以层状、纹层状为主,具有储集性好、含油...     

提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

为了实现深层页岩气的规模高效开发,以四川盆地川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象,系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素,进而提出了有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向。研究结果表明:①应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素,不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件,发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质,优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据;②液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障,精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心,一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大限度改造的创新流程,合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施;③提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵包括确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造、有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生、优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化、通过制订合理的生产制度以保证气井最大估算最终开采量(EUR)的获取;④开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术下一步的发展方向。     

中国石化页岩气工程技术进步及展望

中国石化通过持续的攻关研究,形成了具有自主知识产权的页岩气工程配套技术,具备了页岩气水平井水平段长2 000 m、分段压裂20段以上的钻完井与压裂设计、施工能力,并实现了涪陵等地区页岩气资源勘探突破,促进了中国石化页岩气勘探开发进程。全面介绍了中国石化页岩气工程地质环境描述技术、优快钻井及井工厂技术、LVHS油基钻井液体系、SPF弹塑性水泥浆固井技术、分段压裂关键配套工具、滑溜水压裂液体系、页岩气水平井分段压裂技术和页岩气技术装备研发等技术及应用现状,并指出了未来页岩气工程技术的五大发展趋势。      

济阳坳陷页岩油多层立体开发关键工程技术

济阳坳陷页岩油复杂的工程地质条件导致钻井周期长、复杂时效高、固井质量难控制和压裂施工难度大等问题突出。为解决以上工程技术问题,通过技术攻关和技术集成,形成了包括多层立体开发钻井工程设计、钻井提速提效技术、钻井液抗页岩油污染技术、水平段固井技术和高效增产压裂技术的页岩油多层立体开发关键工程技术。FY先导示范井组应用了页岩油多层立体开发关键工程技术,该井组8口井的平均钻井周期59.58 d、平均钻完井周期69.95 d,复杂时效较未应用该技术前降低51%,且顺利完成252段的压裂施工。研究与现场应用结果表明,页岩油多层立体开发关键工程技术能解决济阳坳陷页岩油立体开发存在的技术难点,使济阳坳陷页岩油立体开发工程技术水平得到提高,为济阳坳陷页岩油资源的有效开发提供了工程技术支撑。      

涪陵页岩气藏开采动态地应力演化规律研究

涪陵页岩气田储层孔隙压力和地应力随着页岩气开采不断演化,使得新井的钻井及压裂地层应力环境与在产老井存在明显差异,准确评价老井压后生产过程中的动态地应力演化规律对后期新井部署和压裂改造设计具有重要意义。针对该问题,文章综合考虑页岩气储层地质力学参数、天然裂缝等的非均质性和各向异性,并基于页岩气藏老井压后开采储层四维地应力演化方法,以四川盆地涪陵页岩气L-Z立体井组为例,建立了渗流—应力交叉耦合的动态地质力学模型,模拟了该井组老井压裂复杂裂缝扩展及压后长期开采四维地应力动态演化,研究发现：在67个月的开采时间段内,孔压和地应力不断降低;孔压和地应力的变化集中分布在各生产井轨迹周围,同时受到压裂改造范围的影响;在老井当前改造范围下,压后开采横向波及范围约为压后生产段改造范围的1.6倍,纵向波及范围基本与压后生产段纵向改造范围相等。研究成果为涪陵页岩气立体化新井压裂开发提供了有效的理论与技术支撑。     

北美页岩油气低成本钻完井技术及建议

为了适应低油价环境,提高页岩油气开发效益,北美页岩油气生产商采取了一系列措施来降低作业成本,增加单井产量,取得了较好的经济效益。介绍了北美页岩油气开发现状,分析了提高页岩油气开发经济效益所采用的低成本钻完井关键技术,包括高效率可移动钻机、井工厂优化设计、钻井优化设计、完井优化设计、压裂液回收利用和一体化化设计与管理优化等,结合国内页岩油气开发现状和工程技术难题,提出了低成本钻完井技术攻关建议。围绕这些关键技术进行研究,尽快形成适应于我国的页岩油气低成本钻完井技术,对于经济高效开发页岩油气具有重要意义。     

致密/页岩油气储层损害机理与保护技术研究进展及发展建议

致密/页岩油气藏赋存地质条件独特,通常采用水平井加分段压裂技术进行开发,但油气井初期产量差异大且递减快,而钻井完井及增产改造中的储层损害是重要原因。如何降低致密/页岩油气藏勘探开发各环节的储层损害,提高单井产量与稳产周期,实现经济高效开发,是目前亟待解决的重大科学问题。为此,在分析致密/页岩油气储层损害特点的基础上,总结了钻井完井、增产改造与开发生产过程中致密/页岩油气储层损害的主要机理,介绍了物理颗粒暂堵、化学成膜暂堵、欠平衡钻井完井和界面修饰等储层保护技术的基本原理及研究进展,以典型案例阐述了储层保护技术对及时发现、准确评价和高效开发致密/页岩油气资源的重要作用,并指出储层损害预测与诊断系统、储层多尺度损害评价方法、智能型储层保护材料、液相圈闭损害防治措施和储层保护–漏失控制–增渗改造一体化技术是致密/页岩油气储层保护的重要发展方向。      

四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。     

国内外页岩气勘探开发技术研究现状及进展

页岩气是二十一世纪潜力巨大的非常规天然气资源,可以作为常规能源的重要补充,能够有效地缓解世界能源压力。页岩气开采对于中国来讲既是机遇又是挑战。页岩气存储于泥页岩中,具有自生、自储、自保的特性,且每个页岩气藏都其自身勘探开发的特性。国外页岩气开发正处于发展阶段,先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、PAD水平井钻井的发展历程,水平井及欠平衡钻井技术的应用加速了页岩气的开发进程,页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在增产方面,采用了大型水力压裂技术,包括清水压裂、直井压裂、水平井分段压裂、重复压裂和同步压裂等,并对裂缝进行实时监测以提高采收率。