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。

页岩气长水平井重复压裂技术研究及应用

针对目前暂堵转向重复压裂工艺难以适用于水平段长度大于500 m的页岩气水平井重复压裂的问题,开展了页岩气长水平井重复压裂技术研究。明确了水平段上的剩余可采储量,优化低动用段施工规模为1100~1200 m^(3),主要剩余潜力段施工规模为1600 m^(3),趾端最大施工排量为10 m^(3)/min,跟端最大施工排量为12 m^(3)/min,创新形成了以“井筒重建+段簇间补孔+一体化变黏压裂液”为核心的页岩气长水平井重复压裂关键技术。在FL页岩气田累计完成了2口井现场试验,重压后测试产量分别为18.4万m^(3)/d和17.7万m^(3)/d,采收率分别提高了4.8%和4.2%。

洗象池群白云岩多级交替注入酸压工艺优化研究

针对洗象池群白云岩储层酸压工艺参数研究,采用酸液指进可视化物理模拟装置研究多级交替注入下的酸液指进行为,以分形维数等3个参数评价酸液指进形态进而优化多级交替注入参数。优化后的酸压施工参数经现场试验后,增产效果达到预期,为洗象池群白云岩储层的酸压工艺提供了理论和试验基础。

一种页岩储层脆性评价方法

页岩的脆性对于岩石起裂以及压裂复杂裂缝的形成具有重要影响,亦是综合评价储层可压性的关键指标。基于岩石全过程应力-应变曲线,综合室内岩心测试和测井解释数据建立了多元回归函数,建立了新型脆性指数计算方法,实现了储层多因素影响下脆性的定量表征和综合评价,并对涪陵焦石坝区块部分页岩气井储层脆性进行了分析研究。现场应用表明,与传统脆性评价方法相比,该方法计算结果在局部层段反映更为精细、更全面,同时与储层地质力学条件、现场施工情况具有较好的关联性。

重庆涪陵国家级页岩气示范区开发调整井压裂工艺关键技术

为提高页岩气田储量动用程度,重庆涪陵国家级页岩气示范区自2018年率先在国内部署页岩气开发调整井并实施压裂。由于一次井网开采后地层非均质性变强、地应力—压力场动态变化导致的压裂造缝预测和有效控制难度增加等问题,给气田采收率整体提升带来极大挑战。为此,以重庆涪陵国家级页岩气示范区焦石坝区块为例,基于井组整体有效动用,提出了以四维动态地质力学模拟分析为核心,以井间精准布缝优化设计、纵向分层促缝—控缝精细化设计和井间干扰识别与实时调控为关键措施的页岩气开发调整井立体缝网精准压裂工艺关键技术。研究结果表明:①老井裂缝低压亏空区产生诱导效应和水平两向应力差增加导致的人工裂缝复杂度降低,是调整井压裂效果受限的主要因素;②密切割增大储层接触面积、多场动态演化规律、多层储层特征差异化等是实现开发调整井压裂精细化设计和现场施工效果的核心方法;③基于地质工程一体化的压裂设计及可迭代式优化压裂施工解决了新老井协同受限、新井改造效率低等难题,下部气层加密井单井测试产量提高10.8%,上部气层单井测试产量提高1倍,新井压裂试气综合费用同比降低20%~30%,单井提产降本效果显著。结论认为,页岩气开发调整井压裂关键技术不仅对同类型页岩气藏开发调整井增产改造具有重要借鉴意义,而且还为示范区开发调整阶段持续稳产、上产提供了有力技术支撑,并有助于推进四川盆地千亿立方米天然气生产基地建设。

涪陵焦石坝区块水平井组拉链压裂实践与认识

涪陵页岩气田具有不同于北美页岩气区的地面和地下地质条件,山地环境下多井压裂工程设计及现场施工如何组织运行,成为实现该区域页岩气经济有效开发的关键环节。结合涪陵国家级页岩气示范区建设需求,在高效产建模式下形成了基于地质工程一体化理念的拉链压裂整体参数设计技术及运行模式。围绕全面提高页岩气单井产能,针对焦石坝区块山地"井工厂"作业需求及特点,通过压前关键地质因素识别分析、平面—横向—段间多层次工程参数设计、现场施工动态调整等方面开展工艺参数优化,创新了以交叉立体布缝为核心的拉链压裂整体参数设计技术。实现了焦石坝区块页岩气地质工程一体化开发、单井—井组批量化施工,现场推广应用200余口井累计4000余段,在增加水平井组产量、全面提高压裂时效、降低综合成本等方面效果显著,为涪陵页岩气田一期50×108m3产能高速高效建成提供了有力技术支撑。

地质条件变化对涪陵页岩气井压裂的影响及对策

由于埋深、构造等地质条件发生改变,页岩气井压裂面临新的问题和挑战。涪陵区块平面及纵向上地质力学条件、深度和构造位置等变化,给水平井分段压裂工艺实施及压后效果带来一系列影响。文中分析总结本区域储层地质条件的具体变化,评估了各因素变化对压裂改造的影响,特别是埋深增加、复杂构造环境等对压裂工艺实施的综合影响;明确了由于深度、构造等变化,导致地应力、闭合应力及内聚力增加。另外,岩石塑性破坏影响,使得净压力消耗增加、有效净压力降低、剪切区面积减小、人工裂缝带层理剪切区域扩展受限,进而可能影响储层有效改造体积及压后效果。最后从分段分簇、压裂配套材料及泵注程序等方面提出了页岩气井压裂工艺参数优化的总体策略和具体方向。

各向异性多层砂岩油藏矢量化井网研究

基于同一层系内部不同方向性的纵向多层组合,将数值模拟技术与矢量化井网概念相结合,研究不同渗透率方向性组合下同一层系的五点法和反七点法的部署模式。结果表明,适当的井网方向性能够改善此类开发层系的注水开发效果。

地质工程一体化在涪陵页岩气示范区立体勘探开发中的应用

四川盆地涪陵海相页岩气区具有不同于北美页岩气区的地质条件,很难直接采用北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式。针对四川盆地涪陵页岩气田下部气层一次井网开发后剩余资源精细刻画难度大、剩余资源动用率低和提高老井最终技术可采储量(EUR)技术不完善等难题,提出了适用于涪陵海相页岩气立体开发特点的地质工程一体化思路。在页岩气立体开发方案实施过程中,对剩余气分布、钻完井、压裂和生产等多学科知识进行系统总结,建立地模数模一体化储量动用评价技术、立体开发调整井位一体化优化技术和钻井、完井配套工艺一体化实施技术,形成了一套地质工程一体化技术系列,有效指导了涪陵海相页岩气高效立体勘探开发。

基于HMM与SVM的语音活动检测

工程机械强噪音环境下的噪声源较多,导致电话语音通话无法进行,且强噪声造成无效数据占用带宽。为此,提出基于隐马尔科夫模型(HMM)和支持向量机(SVM)的语音活动检测算法。该算法将提取的美尔频率倒谱系数特征向量输入到HMM识别器中,并通过Viterbi算法得到N维最佳识别结果,将其转换为SVM特征向量输入到SVM分类器中进行分类判别,得到判决结果。实验结果表明,该算法在机械工作噪音的情况下,语音检测率较静态统计类算法平均提高9%,比小波支持向量机方法提高11%,在驾驶室噪音的情况下比小波SVM方法有较小幅度的提高,但其增长速度较快,且比传统的统计类算法提高9%。

三维有限元数值模拟在DZ区块地应力连续剖面建立中的应用研究

DZ区块储层岩基质孔隙度、渗透率低,孔隙结构差,储层非均质性强,具有明显的非层状、地层地应力状态不明确等特点,针对该区域储层气藏特征与开发现状,在岩石力学参数以及地应力测试的基础上,应用三维有限元数值模拟方法,对该区域储层进行三维地应力场反演计算,从而建立该区块储层地应力连续剖面。

三维有限元数值模拟在DZ区块地应力连续剖面建立中的应用研究

DZ区块储层岩基质孔隙度、渗透率低,孔隙结构差,储层非均质性强,具有明显的非层状、地层地应力状态不明确等特点,针对该区域储层气藏特征与开发现状,在岩石力学参数以及地应力测试的基础上,应用三维有限元数值模拟方法,对该区域储层进行三维地应力场反演计算,从而建立该区块储层地应力连续剖面。

页岩气开发技术现状及研究方向

页岩气是一种非常规气藏,在全世界都有广泛的分布,近年来在天然气产量中的比例正在不断增加。页岩气是以多种相态存在并富集于页岩地层中的天然气。页岩既是烃源岩又是储集层,属于典型的自生自储型气藏,页岩气主要以基质吸附气和裂缝、孔隙中的游离气存在。页岩气储层具有低孔、低渗特征,在开发上主要表现为常规试气产能低或无产能,正是由于页岩气具有特殊的地质特征,常规气藏的开发技术显然无法适应其高效的开发。目前有关页岩气的研究主要集中在成藏、储层特征等地质勘探方面,对开发方面的研究只涉及到了水平井钻井技术和压裂技术。介绍了页岩气资源的分布状况、页岩气成藏及储层的基本特征,从页岩气测井、水平井钻完井和页岩气储层改造几个方面介绍了页岩气开发技术的现状,指出了开发中存在的诸如储量的准确计算存在困难、渗流机理复杂多样、渗透率的准确测量困难这几个问题,初步探讨了页岩气开发技术的研究方向。

涪陵页岩气田加密井压裂技术的实践与认识

针对涪陵页岩气田焦石坝区块部分加密井生产效果不佳,且并未对相邻老井产生正向井间干扰的问题,结合产气剖面、微地震裂缝监测等资料,对已实施井分析评价,明确了地应力、地层压力等储层条件变化情况,以及原有的压裂工艺参数设计不合理是影响压裂效果的关键。鉴于此,文中创新提出了“多簇密切割+暂堵剂转向”的压裂改造思路,并应用数值模拟技术,对单段射孔簇数、射孔簇间距、压裂施工规模等关键压裂参数进行优化。现场应用结果表明,采用新工艺,加密井压裂改造体积和压裂后测试产量分别提高了7.30%,10.13%,相邻老井生产压力提升了236.28%。研究成果对后续加密井压裂设计具有指导意义。

随机森林算法在页岩气田多段压裂改造中的应用

针对页岩气藏多段压裂压后效果分析及待压井压裂参数优选难度大的问题,将储层物性参数和压裂完井参数相结合,引入随机森林算法进行已压裂页岩气井段压后效果分析,同时建立基于随机森林的产能回归模型优选待压井压裂重要参数。以涪陵页岩气田一期建产区具有产气剖面的压裂井测井解释资料、压裂资料、钻井资料为数据集,使用偏相关分析和特征递归消除法的二级策略进行参数降维,搭建主控因子为主体的决策树模型采用偏依赖图分析压后高产的主控因素区间,最后以待压裂井为研究对象基于随机森林算法的产能回归模型优选压裂重要参数。实例气藏研究结果显示压裂不同层位时,簇间距、40/70目低密度陶粒(中砂)、总砂量等影响因素对页岩气产量的影响波动比较大,簇数和中砂最高砂比对页岩气井段产量的响应不是非常明显。偏依赖图分析认为建议压裂簇数为2个,簇间距控制在30 m以内,40/70目低密度陶粒用量大于35 m3,总砂量控制在56 m3以内、中砂最高砂比大于12时为最佳压裂参数。此后采用正交设计实验设计了六因素三水平的54组实验,基于随机森林算法的产能回归模型预测不同压裂参数下的产量作为实验结果,开展趋势面响应分析,即可得到该待压井的6项关键压裂参数取值。该方法能够为后续工程和地质参数的选取提供有效依据。

胶凝酸体系的性能研究及应用

通过对胶凝酸体系的添加剂浓度进行优化,优选出适合于大安寨大一亚段灰岩储层改造的高黏、缓速、防腐胶凝酸体系。考察了胶凝酸体系的耐温抗剪切性、缓蚀性、流变性及缓速性。结果表明,研制的胶凝酸体系具有良好的耐温抗剪切性能,70℃,170 s-1条件下剪切2 h,黏度大于20 mPa·s;具有良好的防腐性,70℃,8 MPa条件下,对BG80钢片的腐蚀速率仅为1.78g/(m2·h);具有明显的缓速效果,70℃下反应60 min,缓速率高达70.10%。在涪陵区块大安寨涪页HF-1井应用结果表明,该胶凝酸体系适用于此区块及类似储层的酸压改造。

水力压裂摩阻类型及降阻措施

水力压裂摩阻引起施工压力增加,施工风险增大。水力压裂摩阻包括沿程摩阻和近井摩阻。近井摩阻产生机理最为复杂,其中射孔数不足、孔眼清洁度差以及孔眼堵塞产生孔眼摩阻;射孔相位不当、固井质量差以及多裂缝竞争延伸产生裂缝弯曲摩阻。降低压裂摩阻的工艺措施主要包括定向射孔、支撑剂段塞磨蚀、增大压裂液黏度、压裂液延迟交联等。

基于随机森林算法的页岩气多段压裂井产量预测

针对页岩气藏多段压裂水平井产量预测精度不高等问题,通过对储层物性和压裂施工参数分析,引入随机森林算法对页岩气多段压裂井产量进行预测。以涪陵页岩气田具有产气剖面的一期产区多段压裂井为研究对象,全面收集测井解释资料、压裂施工资料、钻井资料,采用二级策略降维法明确了影响产量的主要因素及响应关系,评价了几种产量回归预测模型的预测精度。研究结果表明,测深、垂深、延伸压力、脆性指数、密度测井值和总液量是多段压裂井产量的主要影响因素,且影响程度各异;与支持向量机算法和内核岭回归算法这2种机器学习算法比较,基于随机森林算法构建的产量回归模型具有最优的预测能力,模型决定系数为0.723,测试集均方根误差为0.319,表现了更好的预测效果和泛化能力。

页岩气水平井投球暂堵压裂裂缝数模研究

在非均质性强、地应力差大的页岩气储层,常规段内多簇压裂工艺难以沟通储层中的天然裂缝形成复杂的水力裂缝网络。在四川盆地长宁、威远区块套管井试验了暂堵球分段压裂工艺,通过缩短簇间距、增大单段内的裂缝数目成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用。为进一歩明确页岩气水平井段内投球暂堵压裂后水力裂缝的扩展规律,建立了投球暂堵压裂二维裂缝延伸模型,分析、总结了投球暂堵压裂过程中的裂缝延伸特征及不同工程参数对裂缝扩展的影响规律。数值模拟结果表明:①簇间距对裂缝扩展有一定的影响,隔簇扩展得到的裂缝缝宽分布较均匀;②簇间距对投球暂堵后裂缝的扩展模式的影响大于施工排量,在较大的簇间距与施工排量下能实现裂缝均衡扩展。结论认为:通过投球暂堵可实现受应力抑制裂缝的有效延伸,增加水力裂缝密度,实现裂缝均衡扩展。

耐高温酸液稠化剂的制备及性能研究

利用丙烯酰胺(AM)和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为原料进行二元共聚,采用复合引发体系合成一种耐高温酸液稠化剂,通过单因素分析法确定最佳反应条件,对合成样品进行红外表征,并对其增黏性能、流变性能等进行评价。结果表明,最佳合成条件为DMC的质量分数15%、引发剂加量为0.4%、聚合温度50℃、聚合时间4 h。合成的稠化剂易溶于酸,增黏效果好,在160℃、170 s^(-1)条件下,质量分数0.8%的稠化剂溶于质量分数20%的盐酸中剪切60 min,黏度保持在30 mPa·s左右,具有较好的耐温性和耐剪切性;与缓蚀剂、铁离子稳定剂、黏土稳定剂等添加剂配伍性较好,形成的稠化酸体系可以有效提高酸液黏度,降低酸岩反应速率,提高酸刻蚀裂缝的穿透深度,为超深井酸压用工作液提供技术支撑。