涪陵气田立体开发地质工程一体化实践

针对涪陵页岩气田一次井网开发后剩余气储量动用不充分的问题,立体开发地质工程一体化技术是提高气藏采收率,实现对剩余储量精准动用的核心手段。通过建立页岩气地质工程一体化高效开发新模式,创新形成页岩气建模数模一体化技术进行剩余气精细研究,明确页岩剩余气分布情况;通过地质工程双甜点耦合,明确穿行黄金靶窗,建立“资源+应力+天然裂缝”三位一体分层效益组合体划分标准体系;基于剩余气差异化分布形态,建立“地质—钻井—压裂—地面协同优化”钻井与压裂优化设计流程;通过实时监测进行钻井轨迹与压裂施工的动态调整,建立一体化数据共享平台及实时决策系统。立体开发地质工程一体化技术指导焦石坝区块预期采收率从12.6%提高到23.3%,立体开发区采收率达39.2%。该技术的应用使页岩气钻采投资、10×10^(8)m^(3)产能建设投资及开发成本逐年缩减,有效指导了涪陵页岩气田提高采收率与高效开发。

基于气水相渗的合采气井产量劈分方法

以气水两相渗流理论为基础,从岩心测试资料出发建立井口综合数据、小层数据以及小层流体饱和度之间的回归关系,求取气井生产任意阶段的合采层段各小层的相渗,并结合相渗进行产量劈分。该产量劈分方法避免了传统方法只靠静态参数无法考虑动态变化影响和不能识别开发过程中储层特性变化的弊端。实践证明:该方法与气藏开发资料结合更加紧密,可以较好地解决薄互层砂岩气藏的产量劈分问题,具有较高的准确性和较强的操作性。

川东龙马溪组页岩应力敏感实验研究

应用PDP-200脉冲衰减法渗透率仪对涪陵页岩气藏产气层系龙马溪组页岩露头进行渗透率应力敏感性评价,采用定围压-降内压和定内压-升围压的方法对同一块具有水平层理缝的岩样进行渗透率测试。结果表明:随着作用在页岩上的有效应力的增大,页岩测试渗透率呈指数规律递减,递减过程按递减指数大小分为2段,分别体现了页岩裂缝渗透率的应力敏感性和页岩基质渗透率的应力敏感性;同时,定围压测试较定内压测试页岩渗透率不能马上恢复,存在一定的滞后效应,并且定内压测试时得到的裂缝闭合压力要比定围压测试时有所降低。龙马溪组页岩露头表现出双重介质特征,并且在内压卸载时造成了无法恢复的渗透率塑性损伤。

泡沫排水与增压开采组合工艺在涪陵页岩气田的应用

随着涪陵页岩气田开采的不断深入,气井的压力和产量逐年下降。增压开采、泡沫排水作为成熟工艺,在气田各集气站陆续推广并取得了良好效果。但部分低压井进行增压开采(或泡沫排水)后,井筒积液问题并未得到较好解决,无法实现连续生产。为此,对单一工艺生产较差气井开展“泡沫排水+增压”组合工艺试验,结果显示,组合工艺实施后虽增气幅度不大,但排水效果明显,气井稳定生产时间得到了延长。

我国页岩气藏直井压裂开发可行性分析

国内已开发页岩气藏产能表现出与国外页岩气藏产能的巨大差异，涪陵页岩气藏个别水平井多级分段压裂试气无阻流量可达百万立方米／天，远远高于国外同类气藏产能，比大多数常规气藏产能高。通过对国内外页岩气藏地质特征进行了详细分析对比，发现国内页岩气藏十分发育的裂缝系统是页岩气井高产的决定因素。鉴于国内外页岩气藏地质特征的差异性，水平井多级分段压裂或许并不适用于我国页岩气藏的开发。本文利用压裂模拟和数值模拟方法，对相同压裂排量下的水平井多级分段压裂和直井压裂方式下的页岩气井压裂规模及产量进行了模拟，模拟结果表明，相同页岩参数和储量下，运用直井压裂开发我国页岩气藏能够取得更好的开发效益。

川东龙马溪组页岩对不同气体的吸附特性实验研究

应用室内实验方法,利用高压等温吸附分析仪,以采自四川盆地边缘鄂西及川东志留系龙马溪组露头页岩样本为基础,在60摄氏度条件下,分别用CH_4、CO_2和N_2气体对同一块页岩岩样进行等温吸附实验,并绘制了页岩对CH_4、CO_2、N_2三种气体的等温吸附曲线,实验结果表明,同一页岩样本相同平衡条件下对CH_4、CO_2、N_2三种不同气体的吸附量大小顺序为CH_4>CO_2>N_2,表明页岩CO_2的吸附能力最强,为注CO_2提高页岩气吸附气采收率提供了理论依据。

柱塞排水采气技术在涪陵页岩气田的试验应用

针对涪陵页岩气田部分老井积液日渐明显这一现象,为探索合适的排水采气工艺,在页岩气田W区块若干气井中开展了柱塞气举先导试验。由于页岩气井具有生产井口扩径、生产管柱缩径的特征,常规柱塞技术应用受到制约,为此进行了页岩气井柱塞排采井口改造及组合柱塞的设计,有效解决了柱塞技术在页岩气井应用存在的井口瓶颈及漏失问题。文章还介绍柱塞排采工艺在涪陵页岩气田应用可行性判断的两种方法,该方法对W区块柱塞选井具有较强的指导性。同时,柱塞排采工艺在现场生产实际中表现出了显著的工艺效果、制度优化效果及较好的经济效益。W区块现场应用13口井,成功率100%。柱塞排水采气技术的试验成功不仅进一步完善了涪陵页岩气田排水采气工艺体系,而且所表现出来的推广潜力更为气田上产增效提供了保障。

页岩气吸附实验方法综述

目前的页岩气吸附量实验主要采用煤层气实验标准，大多使用粉碎、烘干页岩样品进行吸附实验，无法正确反映页岩气藏实际吸附气含量，给页岩气藏吸附气储量评价带来较大误差。为解决该问题，通过制作平衡水仪器，对页岩样品进行平衡水预处理。采用预处理样品后，进行吸附／解吸附实验所计算出的吸附量更符合实际情况。

泡排辅助增压开采工艺应用效果分析

针对M区块部分气井增压效果变差的问题,开展泡沫排水采气工艺辅助增压开采试验研究。通过改进泡排流程及起泡剂用量优化调整,经现场应用,试验气井稳产、增产、助排效果显著,优化后的单井雾化消泡流程现场效果较好。试验表明,起泡剂加注量应实行一井一制,根据实际情况不断调整优化。

页岩气分段压裂水平井产量递减快速预测新模型——以涪陵页岩气田为例

随着涪陵页岩气田的全面开发,对页岩气井的生产动态、生产特征、开发评价的深入分析成为目前亟待解决的问题。针对常规和非常规页岩气藏的生产动态,学者们提出了不同的经典递减曲线分析方法对其进行评价。这些方法从经验到半经验和理论,均有特定的假设条件并具有局限性,不具备普遍性。通过利用实际生产数据发现的递减规律,建立了一套新的产量递减计算模型,将分析结果与经典递减模型进行对比,结果表明:(1)通过实际生产数据计算出的60 d、120 d、180 d对应的月递减率—生产时间的关系与幂律指数模型拟合程度较好,表明气井生产递减阶段时的递减率呈现出幂律递减;(2)在使用幂律指数模型对递减率建立模型的基础上,通过优化微分计算方法,将常数递减率改为变量递减率,提出了一种新的简化递减曲线模型;(3)新计算模型与现有的ARPS调和递减模型、HSIEH递减模型、PLE递减模型、DUONG递减模型对比,表现出了更好的拟合效果,相对误差在2%~4%范围内。