中石油在川页岩气年产量超25×10~8 m~3

正2016年,长宁—威远国家级页岩气示范区生产页岩气超23×10~8 m~3,日产气量达700×10~4 m~3。至此,中石油在川页岩气年产量超25×10~8 m~3,为保障冬供开足马力。根据《四川省页岩气产业发展2016年度实施计划》,四川省在2016年要建成页岩气年产能35×10~8 m~3,页岩气产量达25×10~8 m~3。长宁—威远国家级页岩气示范区2016年产气量已超23×10~8 m~3,加上中国石油浙江油田公司在昭通区域的页岩气产量,中石油在川页岩     

中石油国家级页岩气示范区提前完成年度生产任务

正近日,中石油国家级页岩气示范区之一——长宁—威远国家级页岩气示范区2016年生产页岩气15.42×10~8 m~3,较去年同期增产11.98×10~8 m~3,提前完成年度15×10~8 m~3的生产任务。长宁—威远国家级页岩气产业示范区位于四川内江、宜宾境内。2012年3月,国家发展和改革委员会及国家能源局批准中石油建设长宁—威远页岩气产业化示范区,探索页岩气规模效益开发方法,建立页岩气勘探开发技术标准体系,由中国石油西南油气田公司组织实施。2016年1月,西南油气田公司建成中石油首个国家级页岩气示范区,实现了规模效益开发。     

四川长宁—威远国家级页岩气示范区建成

正2016年1月13日四川长宁—威远国家级页岩气产业示范区页岩气日产量达到700×10~4m~3,产能已超既定目标,这标志着中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)已建成中石油首个国家级页岩气示范区。长宁—威远国家级页岩气产业示范区位于四川省内江市、宜宾市境内。2010年4月,西南油气田在威远钻成国内第1口页岩气井威201井;同年9月,在长宁钻成宁201井,两口井均获气,证实长宁、威远区块页岩气的存在,由此圈定长宁、威远为     

长宁—威远国家级页岩气示范区产气量突破40×10~8m~3

<正>截至2017年5月6日,长宁—威远国家级页岩气示范区累计产气量已突破40×10~8m~3。自2014年规模建产以来,该示范区已累计投产平台28个、水平井136口,目前日产气750×104 m~3。中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)2006年率先在国内开展页岩气地质评价,2009年率先开展先导试验,2012年启动长宁—威远国家级示范区建设,2014年实施规模建产,2016年启动深化评价与规模上产,创造了国内页岩气勘探开发多项第一,在长宁—     

长宁区块页岩气日产量跃居全国页岩气田之首

正2020年10月10日,长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块日产气量达到2 026×10~4 m~3,跃居中国页岩气田日产气量之首。至此,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁公司成为中国石油首个页岩气日产量突破2 000×10~4 m~3的生产单位。     

中石油力降成本初步实现页岩气效益开发

<正>根据最新公布的财务数据,2016年,中石油国内天然气产量占其国内油气产量总当量的比例达到39.6%,占全国天然气总产量的比例达到73.2%。这其中,页岩气的突破性进展可圈可点。截至2016年底,中石油长宁—威远、昭通两个国家级页岩气示范区已建成页岩气配套产能30×10~8 m~3,2016年产量超过28×10~8 m~3。     

长宁—威远国家级页岩气示范区日产气量突破400万立方米

<正>2015年9月1日,四川盆地中国石油长宁—威远国家级页岩气示范区日产页岩气量达到413×10~4 m~3。继今年8月10日示范区日产量突破300×10~4 m~3大关后,再次迈上新台阶。中国石油西南油气田公司瞄准今年实现页岩气产量13×10~8 m~3和规模效益开发的目标,严格按照开发方案部署,强力推进页岩气示范区建设,不断创新体制机制,探索形成"平台化井位部署、工厂化钻井压裂、橇装化地面建设、数字化生产管理"的高效勘探     

中石油首口累计产量超1亿立方米的页岩气井诞生

正2017年7月20日,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)长宁H10-3井累计生产页岩气1.000 5×10~8 m~3,刷新了长宁—威远国家级页岩气示范区单井页岩气累计产量的最高纪录,成为中石油页岩气田第一口累计产量超过1亿立方米的页岩气井。长宁H10-3井隶属于西南油气田长宁公司宁201井区。长宁H10-3井位于四川省宜宾市珙县上罗镇。该井于2014年8月13日开钻,同年11月14日完钻,完钻井深4 330 m,水平段长     

页岩气水平井产量影响因素分析

中国是全球第3个商业化开发页岩气的国家,到2030年页岩气规划产量为800×10~8~1 000×10~8 m~3,展现出良好的发展前景。长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区页岩气开发效果显示,目前该区页岩气水平井平均测试产量达到19×10~4 m~3/d,但测试产量却高低参差不齐。为此,从地质和工程两个方面分析了上述示范区页岩气水平井产量影响因素,提出了不同区块水平井提高单井产量的技术方向;根据含气量差异将优质页岩段进一步细分为4类储层,评价水平井Ⅰ类储层钻遇率;依据天然裂缝发育程度、主应力非均质性、脆性指数等工程参数来评价储层改造条件;建立压裂加液量、加砂量、施工排量和返排率与测试产量之间的相关关系;评价压裂形成裂缝复杂程度。研究结果表明:①长宁区块Ⅰ类储层钻遇率高于威远和昭通区块,且当水平井Ⅰ类储层钻遇率大于50%,可保障气井测试页岩气产量高于15×10~4 m~3/d、预计单井最终可采储量(EUR)高于8 000×10~4 m~3;②昭通区块储层改造条件和压裂形成的裂缝复杂程度均优于长宁和威远区块,但加砂量和施工排量等压裂施工参数偏低,制约了前者水平井的测试产量。结论认为,昭通和威远区块进一步提高Ⅰ类储层钻遇率、昭通区块进一步优化压裂施工参数是提高上述示范区页岩气水平井单井产量的主要技术方向。     

国家级页岩气示范区建设获重大进展

页岩气开发受到广泛关注,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)在"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"探索技术路径。截至2013年1月10日,西南油气田完钻12口井,其中10口气井获得页岩气,采气1 290×104m3,在页岩气开发技术方面获得突破。页岩气比天然气的储层地质条件更复杂,规模效益开发难度更大。2012年3月,"四川长宁—威远国家级页岩气示范区"获国     

西南油气田长宁区块日产气量突破800×10~4 m~3

<正>2019年3月12日,西南油气田在长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块日产气量达814×10~4m~3。长宁区块生产管理中以"三强化"为抓手,优化生产组织,升级安全管控,加快规模建产。强化老井科学配产和措施挖潜。该区块严格执行"日跟踪、周分析、月调整"的动态跟踪管理制度,及时掌握气井生产动态变     

威远页岩气示范区日产气突破百万方

<正>2015年8月3日,随着威204 H 2-4井和威204 H 2-5井投产,威远页岩气示范区日产页岩气达到100×104m3,至此,长宁-威远国家级页岩气示范区两个区块日产气量均达到100×104m3。西南油气田公司瞄准今年实现页岩气规模效益开发的目标,严格按照开发方案部署,强力推进页岩气示范区建设,不断创新     

川南地区页岩气勘探开发进展及发展前景

基于钻井资料,对川南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组大面积连续稳定分布的富有机质页岩进行了研究。通过单井地质评价,认为宜宾、泸州、大足等地区的页岩储集层品质好,TOC、孔隙度、含气量等关键参数与威远、自贡、长宁等建产区有相似性;研究区构造整体稳定,保存条件好,资源落实程度高;埋深4 500 m以浅可工作面积超过2×10~4 km~2,地质资源量超过10×10~(12) m~3,是中国页岩气资源最丰富、开发最现实的区块。经过长宁—威远国家级示范区建设,单井产量和单井最终可采储量大幅提高,单井成本大幅降低,经济效益好于预期,形成的本土化勘探开发主体技术和方法有效、可复制,快速上产的条件成熟。根据目前水平井的生产递减规律和未来投入的工作量,预计"十三五"末川南地区页岩气年产量将达到100×10~8 m~3以上,具备建成300×10~8 m~3年产规模并长期稳产的潜力,有望使川南地区成为中国最大的页岩气生产基地。     

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。     

CQ-IGS水平井一体化地质导向技术——以在长宁—威远国家级页岩气示范区的应用为例

地质导向技术是页岩气水平井钻进的核心技术之一,但是仅根据单一随钻测量参数的常规地质导向方法已无法满足页岩气快速商业化开发的需要。为了精准控制水平井轨迹,采用三维地震数据体高分辨率处理技术,结合自主研发的水平井一体化地质导向软件平台,建立精细三维地质导向模型,通过该软件平台对三维地震、随钻测井、综合录井一体化处理解释,应用岩屑识别和成分分析技术,实现了对水平井轨迹的精确控制,形成了水平井一体化地质导向技术。2011—2018年在四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区187口井的应用结果表明,采用该技术后每口水平井水平段钻进时间从原来的35 d缩短为2018年的25 d;平均单井靶体钻遇率达到96.7%,最优地质甜点的平均单井钻遇率由2014年的35.3%提高到2018年的91.0%;威远页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井11.5×10~4m~3提高到15.5×10~4m~3;长宁页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井14.0×10~4m~3提高到18.5×10~4 m~3。结论认为,该技术合理优化了钻井轨迹、缩短了钻井周期、节约了钻井成本,显著地提高了储层的钻遇率和单井产量。     

中国石油川庆钻探工程有限公司页岩气增产10×10~8 m~3

<正>截至2019年12月1日,中国石油川庆钻探工程有限公司(以下简称川庆钻探)威远页岩气年产气18.5×10~8 m~3,比2018年全年多产气10×10~8 m~3;平均单井初期日产气量25×10~4 m~3以上。在中国石油天然气集团有限公司页岩气风险作业创新实践下,川庆钻探经过5年探索和攻坚,找到了"勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化"紧密融合的中国页岩气井高产解决方案。三轮井的水平段长、储层钻遇率、测试产气量、首年日产气量和最     

重庆页岩气年产能突破7亿立方米

近日从重庆市国土房管局获悉,重庆市的页岩气年产能已突破7×108m3,成为全国页岩气开发的主战场。数据显示,在长宁-威远、昭通、涪陵、川东南海相等地区,日产超过1×104m3的页岩气井有27口,日产超过10×104m3的页岩气井有8口。去年,重庆市页岩气勘探开发取得重大进展,中国石化重庆涪陵国家级页岩气示范区页岩气气井平均单井产量为15×104m3／d,累计实现商品气产量近7300×104m3。重庆市国土房管局表示,今年将完成对页岩气资源的调查和评价,推进部市合作共建页岩气国家级示范区,同时也会支持中国石化、中国石油的页岩气商业开发。     

国家级页岩气示范区长宁区块日产气量再创新高

<正>2019年9月29日,长宁-威远国家级页岩气示范区长宁区块日产气量再创新高,达到1 190×104 m~3,为中国石油页岩气日产量最高的区块,历年累计投产179口井,生产页岩气72. 75×108 m~3。中国石油西南油气田公司升级安全管控模式,优化生产组织,通过"四力"组织,全力保障产量的快速稳步提升。     

行业要闻

四川长宁-威远国家级页岩气示范区设立 为落实《页岩气发展规划（2011—2015年）》，加快页岩气勘探开发技术集成和突破，推动我国页岩气产业化发展，近日，国家发展改革委、国家能源局同意“十二五”期间设立四川长宁-威远国家级页岩气示范区。     

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。