对中国页岩气压裂工程技术发展和工程管理的思考与建议

中国页岩气的资源禀赋与北美地区存在着较大的差异,由此决定了不能生搬硬套后者页岩气革命的经验和做法。为了实现中国页岩气资源的规模有效开发,在借鉴北美页岩气开发先进理念的基础上,结合自身页岩气资源的实际情况,对我国页岩气增产改造技术现状进行了梳理与总结,进而对页岩气压裂关键技术发展方向与加强工程管理提出了建议:①融合了地质、工程及生产信息的数据体是页岩气勘探开发与生产各环节设计与优化的基础,应打破"数据孤岛",深入数据挖潜,实现数据的高效应用,促进地质工程一体化数据融合;②应在考虑页岩岩石力学各向异性特征与地应力特征的基础上,发展并完善适用于页岩的地质力学测试评价方法和技术,提升地质工程一体化方案设计水平;③需要研发全可溶桥塞,提高分段压裂作业效率,降低施工风险,助力页岩气开发降本增效;④工程管理方面尚有很大的提升空间,值得探索和研究,油气行业和油气公司应抓住这一重要的战略机遇期,积极优化现有的工程管理模式,寻找提质增效的最佳途径。结论认为,我国页岩气资源的勘探开发目前还处于起步阶段,技术与装备、生产管理、勘探开发效果、政策法规等与国外存在着显著的差距,亟需结合自身资源条件,对美国页岩气革命水力压裂经验与管理理念进行借鉴、消化、吸收与再创新,进而探索出一条符合中国实际的页岩气开发可行之路。     

陆相页岩油可动用性微观综合评价

选取目前中国重点开发的准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长73亚段、渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组孔二段、松辽盆地长岭凹陷白垩系青山口组青一段等4大盆地中高成熟度页岩油作为研究对象,基于储集空间展布多尺度刻画、有效连通性计算、荷电效应可动油评价、改造过程裂缝扩展仿真模拟等技术开发与集成应用,在同一评价技术体系和相同实验测试条件下获取4大盆地页岩油储集层有效性、含油性、原油可动性及可改造性等关键参数,解决常规分析手段分辨率不足、难以定量评价等难题,形成不同类型页岩油资源可动用性评价方法与对比认识。综合实验与对比分析结果显示,国内4大盆地陆相页岩油资源禀赋差异显著,其中准噶尔盆地芦草沟组页岩储集层有效性较好、鄂尔多斯盆地长73亚段可动油占比较高、渤海湾盆地孔二段可改造性最佳,为针对性开发方案与工程技术遴选提供参考和建议。     

基于面投影微立体光刻技术的三维模拟储层岩心模型制造

首先搭建具有高精度面投影微立体光刻设备,通过理论分析和实验相结合的方法获得最优打印工艺参数,然后提出一种可用于模拟地层岩心的微球堆叠岩心模型,并通过分析岩心模型成型机理,选取具有更高成型精度的堆积方式对岩心模型进行设计。该模拟岩心制造方法具有对特殊岩心结构制造的高适应性,为实验室显微镜下研究多种EOR技术微观驱替机理提供了新思路。      

大庆古龙页岩油重大科学问题与研究路径探析

基于前期基础研究,剖析松辽盆地古龙页岩油生产实践难题,提出古龙页岩油在储集空间、相态分布、流动规律和矿物演化等方面的特殊性,解析目前面临的基础科学问题.梳理出以下6个方面的关键科学问题:①古龙页岩有机质来源、生排烃机理和影响页岩油丰度的关键因素;②古龙页岩有效储集空间类型和结构特征及其对孔隙度和渗透率的贡献;③古龙页岩...     

中国陆相页岩油完井方式优选的思考与建议

中国页岩油资源以陆相为主，在形成机理、成藏条件、赋存特征等方面与北美海相页岩油存在较大差异，具有油层平面分布范围小、纵向层系多、单层厚度薄、应力分布复杂等特点，利用水平井体积压裂技术开发呈现出油层钻遇率低、钻井周期长、压裂效果差、工程成本高等一系列不适应性，页岩油规模有效开发面临重大挑战，探索一条适合中国陆相页岩油特点的规模有效开发技术路线至关重要。为此，创新提出陆相页岩油直井高效的开发模式，通过直井和大斜度井大井丛平台式钻井，结合直井限流等压裂技术，纵向实现油层改造全覆盖，横向构建层内复杂体积缝网，实现页岩油分层立体开发，大幅提高页岩油开发效果。提出以下建议：①加强页岩油非均质性精细表征、直井多级精细限流压裂、多井协同压裂设计软件、细分层系开发等基础研究和技术攻关；②选取页岩纵向跨距较大、最大单层油层厚度较薄、甜点区存在多套夹隔层遮挡、砂地比适中的页岩油层开展直井全覆盖开发模式现场试验。     

炭黑/高分散白炭黑对丁腈橡胶耐热及耐油性能的影响

用正交试验法对N220、N550和ST1120三种炭黑和高分散白炭黑共同补强的丁腈橡胶在耐空气热老化和耐油方面的性能进行了研究.结果表明炭黑N220和ST1120对丁腈橡胶老化行为具有显著影响,N220最优添加量为10 phr,ST1120最优添加量为20 phr; N550对橡胶老化的影响较小,可以大量添加起到补强作用;高分散白炭黑可显著降低正硫化时间和焦烧时间.     

页岩油藏CO2提高采收率技术现状及展望

我国陆相页岩油面临单井产量低、递减快、最终采收率低的开发瓶颈,需超前布局CO₂提高采收率技术。在系统解析北美页岩油CO₂提高采收率技术发展历程的基础上,结合我国陆相页岩油资源现实,详细讨论了该技术在国内页岩油开发的适用性与发展前景。分析表明,我国各页岩油区块原油黏度、地层压力、矿物组成等储层特征迥异,效益开发面临的瓶颈各不相同,CO₂提高采收率的主要作用机理差异显著。因此,需针对性建立各区块CO₂提高采收率技术应用指标,制定合理的技术适应性评价标准,加大力度攻关现场应用各环节的关键技术,并积极争取明确的国家财政支持。综合考虑技术发展前景与资源现实,建议在新疆准噶尔盆地吉木萨尔页岩油区块建立CO₂提高采收率技术先导示范区,建立完整的产业技术与政策支撑体系,推动CO₂提高采收率技术发展,保障我国能源安全,助力国家碳中和战略目标实现。     

海陆相页岩型页岩油地质特征的差异与甜点评价——以北美二叠盆地Wolfcamp D页岩油与松辽盆地古龙页岩油为例

全球页岩油技术可采资源量为2512×10⁸t,2021年页岩层系原油累计产量达3.9×10⁸t,已成为全球油气勘探开发的重要领域之一。根据地质条件和沉积特征,中国陆相页岩层系储层“甜点”分为夹层型、混积型与页岩型3类,其中夹层型、混积型已是国内外页岩油勘探开发主体。近期,页岩型页岩油也实现了勘探突破,但急需深化甜点评价,为实现效益开发提供依据。因此,文章尝试以北美二叠盆地海相石炭系Wolfcamp D段和松辽盆地古龙陆相白垩系青山口组两套页岩型页岩油地质特征对比为基础,探讨页岩型页岩油甜点评价关键指标,为中国陆相页岩型页岩油勘探开发提供借鉴。对比认为两套页岩岩性均以高黏土矿物、高石英的长英质页岩和黏土质页岩为主,具有地层超压、油质偏轻且脆性矿物含量较高的相近地质特征;但古龙页岩储集空间为与大量黏土矿物相关的有机质孔—页理缝复合的双重空间,连通性较Wolfcamp D段页岩好,有机碳丰度则略低于Wolfcamp D段页岩。Wolfcamp D页岩油地质甜点为有机碳丰度较高的黏土质泥页岩和硅质泥页岩,结合页岩压裂效果,工程甜点确定为富含生物硅的富...     

松辽盆地古龙页岩油储集层压裂改造工艺实践与发展建议

阐述了古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程，结合古龙页岩油井开发生产动态，提出关于压裂改造工艺的发展建议。高密度页理缝控制下，古龙页岩压裂裂缝形态复杂，但缝高、缝长受到明显抑制，人工裂缝扩不高、延不远，成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约，压裂设计应遵循“控近扩远”设计理念。提升胍胶压裂液的比例、降低段内簇数、提高施工排量、正向利用应力干扰有利于裂缝扩展延伸，改造体积显著增大。主体压裂工艺迭代升级后的油藏适应性明显提升，实现了低返排率下的快速见油，井组生产初期含油率升高，有利于提高页岩油井产量。建议下一步围绕抑制近井微缝扩展、完善CO₂泵注程序、合理控制射孔密度、优化支撑剂组合模式、合理优化井网井距、谨慎使用纤维拌注工艺6个方面，进一步迭代优化压裂工艺技术，提升压裂改造体积、远井裂缝复杂程度以及长效导流能力。