四川盆地东北部雷页1井上二叠统大隆组页岩气勘探突破及其启示

2023年3月,四川盆地东北部(以下简称川东北地区)普光地区首口二叠系页岩气专探井——雷页1井在上二叠统大隆组页岩分段压裂后测试获日产42.66×104 m3的高产气流,实现了四川盆地二叠系大隆组新层系页岩气勘探突破。为了进一步推进二叠系页岩气的勘探开发,应用雷页1井钻探资料,系统分析了普光地区大隆组海相页岩气成藏条件和富集高产主控因素。研究结果表明:①普光地区雷页1井大隆组发育深水陆棚相优质页岩,岩性主要为硅质页岩、混合硅质页岩及含灰硅质页岩,具有优质页岩厚度大(33 m)、总有机碳含量高(5.82%)、孔隙度高(3.46%)、含气量高(5.37 m^(3)/t)、脆性指数高(90.7%)的“一大四高”特征;②雷页1井大隆组具有“高脆、低黏”和低水平应力差(9 MPa)特征,页岩可压性好;③研究区“厚层膏岩披覆+断层分层滑脱型”高陡构造区保存条件好,页岩气勘探潜力大。结论认为:①该区深水陆棚相优质页岩是大隆组页岩气富集的物质基础,“厚被子”膏岩披覆、顶底板条件及断层封闭性好是二叠系页岩气“超压富气”的关键;②开江—梁平陆棚大隆组、吴家坪组二段和茅口组三段3套优质页岩叠置连片发育,具备良好的立体勘探开发潜力;③基于雷页1井探索形成的二叠系海相深层页岩“穿层扩体”压裂技术,能产生大体积高导流的复杂裂缝系统,该技术可为复杂岩相页岩储层改造提供技术借鉴。

基于缝网导流有效性评价的深层页岩气压裂支撑剂优化设计

深层页岩气储层埋藏深、温度高、地层应力大、岩石塑性强,导致压裂缝网复杂度低,缝网导流能力不足,极大影响了深层页岩气储层的压裂效果。评价深层页岩气压裂缝网的有效性,可以指导深层页岩气储层通过高效地压裂改造获得稳定高产的页岩气产能,具有重要的商业价值。基于川东南丁山地区深层页岩地质条件与裂缝导流能力实验,开展了深层页岩高闭合应力条件下裂缝导流有效性评价。结果表明:随着闭合应力的增大,自支撑裂缝与支撑裂缝导流能力呈快速递减的趋势,当闭合应力达到55 MPa时,自支撑裂缝的导流能力仅为0.1μm^(2)·cm,反映了深层条件下剪切裂缝难以满足流体流动的现状;在铺砂条件下,当闭合应力大于69 MPa时,粒径为40/70目的陶粒可有效满足主裂缝的导流要求,粒径为70/120目的陶粒与石英砂均可达到分支裂缝的导流要求;同时定量计算了满足主裂缝与分支裂缝导流要求的最低铺砂浓度,并绘制了不同类型、粒径的支撑剂用量设计图版。研究成果为深层页岩气储层压裂的支撑剂选择与优化提供了技术参考。

四川盆地北部地区巴中1HF井侏罗系河道砂岩油气勘探突破及意义

2023年1月,四川盆地北部地区(以下简称川北地区)巴中1HF井首次在侏罗系河道砂岩获得超百立方米的高产工业油流,实现了川北地区侏罗系河道砂岩油气勘探的重大突破。为了进一步支撑该地区油气的深化勘探,基于巴中1HF井的最新勘探成果,分析了川北地区侏罗系凉高山组的沉积特征、储层特征与控制因素,开展了油气藏特征与油气源对比分析,攻关形成了针对多期纵向叠置、横向迁移、储层薄、非均质性强的河道砂岩油气勘探关键技术,明确了川北地区凉高山组下一步的油气勘探方向。研究结果表明:(1)巴中地区凉二段发育多期三角洲前缘水下分流河道砂体,砂岩厚度约25 m,平均孔隙度为5.6%,孔隙类型以原生粒间孔、长石/岩屑粒内溶孔为主,孔喉结构好,优质储层发育受水下分流河道沉积微相控制;(2)凉二段油气藏为高含油凝析气藏/挥发性油藏,油气主要来自凉一段和凉二段的半深湖相泥页岩;(3)凉二段上部及凉三段河道砂体叠置连片发育,源储匹配好,具有近源成藏、超压富油气的聚集特征;(4)针对多期纵向叠置、横向迁移、储层薄、非均质性强的河道砂岩,形成的以“高频层序地层切片、分频、相带控制的波形指示反演”储层预测技术实现了对窄细河道砂岩“甜点”目标精细描述,形成的“密切割+复合暂堵+高强度加砂+渗吸增油”的压裂关键技术实现了河道砂岩储层的规模改造。结论认为,巴中1HF井凉高山组油气勘探的突破进一步揭示了四川盆地侏罗系油气勘探的巨大潜力,对于加快四川盆地侏罗系河道砂岩油气勘探开发起到了积极的推动作用。

川东南盆缘复杂构造区綦江页岩气田的发现与启示

涪陵页岩气田发现以后页岩气勘探开始向川东南盆缘复杂构造区拓展,在复杂构造区发现了綦江页岩气。研究表明:①綦江页岩气田的地质特征总体上与涪陵页岩气田相似,表现为高总有机碳含量(平均2.62%)、高孔隙度(平均4.53%)和高含气量(平均5.43 m3/t),为典型的自生自储式连续型干气藏,其地表和地下条件均很复杂,埋藏深度跨度大,属于中深层-深层,气藏中深3354 m;地温梯度偏低,平均为2.99℃/100 m;地层压力系数0.98~1.98,平均1.50,从常压到超高压都有分布;②建立了盆缘复杂构造区“大断裂带主体控制、深埋区富集”的盆缘鼻状断背斜页岩气富集模式,提出了“优质页岩发育、流体压力高、微裂缝发育、地应力低”是“甜点”目标评价的关键要素;③建立了适用的深层页岩气“甜点”预测和和复杂缝网体积压裂技术,为綦江页岩气田高产稳产提供了坚强的保障。2022年11月首期已提交丁山区块五峰组-龙马溪组页岩气探明地质储量1459.68×10^(8)m^(3)。

页岩自封闭性与页岩气保存的微观机理研究

为加快页岩气的勘探开发,围绕页岩自封闭性阐述了页岩气保存的微观机理。页岩层系的自封闭能力主要与其纳米喉道为主的低连通性、束缚水赋存引起的低速扩散和毛细管力封闭、埋藏条件下沿层方向的突破压力有关。基于页岩孔隙形态以及连通性分析表明,页岩有机孔以纳米喉道为主,连通性差且具有明显的滞留效应,同时顶、底板及页岩层系内部多套相对致密的封隔层叠置,有利于形成纵向自封闭。结合束缚水对基质孔隙流动能力及突破压力的实验和分子动力学模拟分析,揭示束缚水赋存使得页岩基质孔隙有效扩散能力显著下降,并可形成高的毛细管力,从而对储集于有机孔隙中的气体形成有效封闭。研究中构建了渗透率—突破压力演化关系,揭示深埋条件下页岩沿层方向层理缝有效闭合可形成高的突破压力封闭,抬升阶段相对弱的挤压环境沿层方向仍可以保持较高的封闭能力,有利于页岩气保存;而强挤压改造导致层理缝开启并沟通开启性断裂面,导致保存能力失效并使得页岩气发生较大规模的散失。该研究利用实验和分子动力学模拟等手段获取的认识,进一步阐述了页岩气保存的微观机理,可为复杂构造区海相页岩气勘探提供指导。

Discovery and theoretical and technical innovations of Yuanba gas field in Sichuan Basin, SW China

To solve the difficulties in exploration and development in Yuanba ultra-deep gas field in Sichuan Basin,SW China,the article studies the mechanism of quality reef reservoirs development and gas accumulation and innovates techniques in ultra-deep seismic exploration,drilling,completion and testing.Through the reconstruction of dynamic depositional evolution process and regional depositional framework of homoclinal ramp-rimmed platform in Upper Permian,three theories are put forward:first,"early beach-late reef,multiple stacking,arrangement in rows and belts"is the sedimentary mode for the reservoirs in the Changxing Formation of Yuanba area;second,"dissolution in early exposure stage and dolomitization during shallow burial giving rise to the pores in matrix,overpressure caused by cracking of liquid hydrocarbon during deep burial inducing fractures"is the reservoirs development mechanisms;third,"coupling of pores and fractures"controls the development of high quality reservoirs in deep formations.From correlation of oil and source rock,it is concluded that the Wujiaping Formation and Dalong Formation of deep-water continental shelf are the major source rocks in the Permian of northern Sichuan Basin.The hydrocarbon accumulation mode in ultra-deep formations of low-deformation zones is characterized by"three-micro(micro-fault,micro-fracture interbed crack)migration,near-source enrichment,and persistent preservation".Through seismic inversion using the pore structure parameters of pore-fracture diadactic structure model,the high production gas enrichment area in Yuanba gas field is 98.5 km^2.Moreover,special well structure and unconventional well structure were used to deal with multiple pressure systems and sealing of complex formations.A kind of integral,high pressure resistant FF-level gas wellhead and ground safety linkage device was developed to accomplish safe and environmentally friendly gas production.

井下电驱切割油管工具研究与试验

国内井下管串动力切割工具现处于研究初始阶段,为此,研发出了一种新型井下油管电动切割工具。对该型工具的结构组成及其切割作业原理进行了重点介绍,并通过地面试验验证工具的结构合理性与控制系统可靠性。研究结果表明:研发的井下电驱切割油管工具外径为54 mm,总长为4 m,适用于外径73.0和88.9 mm油管,可根据目标油管管径切割需求更换切割刀具,可按流程准确实施对各个节点动作和工具状态的实时监控和调整,并完成信息的传输与存储;地面切割试验验证了该工具切割模块结构的合理性,验证了推进机构和旋转换向机构能精确完成动力的传递和动作的执行。所得结论可为油气井带压修井作业的高效、安全实施提供技术支撑。

四川盆地深层-超深层天然气勘探进展与展望

四川盆地深层-超深层天然气勘探近年来虽然取得了重大突破,但天然气整体探明率仍然较低。为了进一步明确四川盆地深层-超深层天然气的勘探前景,对先期在常规天然气领域发现的普光、元坝、安岳、龙岗等大型礁滩气田(藏)与该盆地南部丁山、东溪深层非常规天然气--页岩气勘探突破进行了系统深入地研究与分析。研究结果表明:①对于常规天然气领域的深层-超深层礁滩气藏来讲,大型高能相带是控制规模性礁滩储层发育的基础,储层原始孔隙度高,早成岩期大气淡水溶蚀、白云岩化、不整合岩溶、"孔缝耦合"则主要控制次生孔隙的发育,热液流体对储层的贡献具有双面性,烃类早期充注等保持性成岩作用则使得早期孔隙得以保存至今,大型天然气成藏多具有"近源富集、相态转化、动态调整"的特点,持续保存是关键;②对于非常规天然气领域的深层-超深层页岩气藏来讲,页岩气普遍具有"高地层压力、高孔隙度、高含气量"的"超压富气"特征,"石英抗压保孔"和"储层流体超压"是深层优质页岩高孔隙度发育的关键,晚期构造作用较弱是深层页岩气持续保持"高地层压力、高含气量"的主要原因。结论认为,四川盆地深层-超深层常规与非常规天然气勘探潜力巨大;深层-超深层天然气地质目标识别与"甜点"预测以及高温高压工程工艺等核心技术的进步,是深层-超深层天然气高效勘探的前提和保障。

中国页岩气压裂十年:回顾与展望

我国于2010年实施第一口页岩气井压裂,历经10年的发展,已经成为全球第二个掌握页岩气开发核心技术的国家,实现了页岩气压裂技术从无到有、从跟跑到部分领跑的发展跨越,创建形成了适合于我国中浅层海相页岩气开发的压裂理论与技术体系。为了助推我国页岩气产量实现新的跃升,在梳理中美两国页岩气压裂技术发展进程的基础上,全面回顾了我国在页岩气压裂基础理论与优化设计方法、液体体系、压裂工具及工艺技术方面的发展历程与进展现状,总结了压裂甜点识别、缝网扩展模拟与调控、岩体水化与返排控制、缝网体积评价表征等基础理论与优化方法的研究成果;论述了滑溜水压裂液体系、少水或无水新型压裂液的研制与应用;评价了可钻复合桥塞、可溶性桥塞、大通径桥塞和套管固井滑套等分段压裂工具的发展与自主研发水平;阐述了现场工艺技术的实施状况,包括早期实施的常规分段分簇压裂到目前的“密簇”压裂、暂堵压裂等。在此基础上,系统分析了目前我国页岩气压裂技术面临的挑战,展望了相关技术的发展方向。结论认为,我国需要持续开展适合于国内深层—超深层海相页岩气、陆相—海陆过渡相页岩气的压裂理论与技术方法攻关研究,以支撑和助推未来我国页岩气高效开发。

四川盆地二叠系海陆过渡相页岩气地质条件及勘探潜力

上二叠统龙潭组海陆过渡相泥页岩是四川盆地重要的烃源岩层系,前期的研究工作主要集中于烃源岩评价,而针对页岩气成藏方面的研究则较少。为此,通过对龙潭组取心井——东页深1井分析测试结果的解剖,结合邻区的钻探成果,对龙潭组富有机质泥页岩的分布特征、地化特征、储层特征、含气特征及顶底板条件等进行了研究,并与具有相似沉积背景且已获得良好页岩气显示的页岩层系展开了对比分析,明确了龙潭组页岩气形成的地质条件及勘探潜力。研究结果表明:(1)川东南地区龙潭组海陆过度相富有机质泥页岩发育,厚度大于40 m、脆性矿物含量较高、孔隙度较高、有机碳含量高、热演化程度适中、含气性较好,具备页岩气形成的有利地质条件;(2)较之于国内外其他已获得良好页岩气显示的海陆过渡相泥页岩,川东南地区龙潭组孔隙度、有机碳含量、有机质成熟度、含气量等关键参数更优;(3)有机质类型是影响龙潭组泥页岩中有机质孔隙发育程度的主要因素,页岩气勘探选层应避开煤层富集段。结论认为:在综合考虑富有机质泥页岩发育程度及夹层厚度、埋深、保存等条件下,綦江—赤水一带是四川盆地龙潭组海陆过渡相页岩气勘探的最有利地区。

碳酸盐岩烃源岩气藏的发现及其油气地质意义——以四川盆地涪陵地区中二叠统茅口组一段气藏为例

四川盆地中二叠统茅口组一段(以下简称茅一段)以往一直都被视为一套碳酸盐岩烃源岩,未有针对性地对其开展储层评价与测试工作。近年来,借鉴非常规天然气的勘探思路,借助于兼探井对川东南涪陵地区茅一段进行测试并获得了工业气流。为了进一步弄清该区茅一段的天然气勘探潜力,基于野外剖面实测、钻井系统取心以及实验室分析化验等资料,对其沉积特征、天然气成藏条件及主控因素等进行了研究。研究结果表明:①涪陵地区茅一段气藏源储一体,天然气主要富集在黑灰色灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩中;②储集空间主要为粒缘孔(缝)、成岩收缩孔(缝)、有机质孔和裂缝;③孔隙以纳米级孔为主,主体孔径为5~50 nm,介于页岩储层与常规储层之间,并且非均质性强;④气藏具有源储共生、岩性控藏、大面积层状分布的特点,表现为两段式油气差异富集——"早期层内近源富集"与"晚期层间泄压调整";⑤外缓坡相带中伴随阵发性上升流沉积的黑灰色富有机质细粒灰泥灰岩的发育是天然气成藏的基础,黏土矿物转化控制了相对优质储层的发育,良好的保存条件是天然气成藏的关键,裂缝发育有利于天然气的富集高产。结论认为,该区茅一段是一种特殊类型的气藏——碳酸盐岩烃源岩气藏,并且具有较大的天然气勘探潜力,已有多口井获气;该类气藏的发现,不仅拓展了四川盆地天然气勘探的领域,而且还可以为中国南方其他地区的天然气勘探提供借鉴。

四川盆地东部地区中二叠统茅口组白云岩储层特征及其主控因素

四川盆地东部(以下简称川东地区)中二叠统茅口组“似层状”白云岩储层天然气勘探获得了重大发现,但对该层位白云石化的成因和分布一直未能达成共识,制约了该区的天然气勘探部署。为了明确该区茅口组下一步的天然气勘探方向,基于岩心和露头样品的岩相学及地球化学特征分析,研究了茅口组白云岩储层的特征、成因及主控因素,建立了白云岩发育模式。研究结果表明:①川东地区茅口组白云岩纵向上主要发育于茅三段中下部,多呈层状、似层状产出,岩性主要为细中晶云岩、硅质云岩、生屑云岩等,储层物性较好,主要发育孔隙、热液溶蚀缝洞系统两类储集空间;②该区茅口组基质云岩与鞍状云岩的微量元素及其含量、锶同位素比值及包裹体均一温度均存在着差异,表明两类白云岩的形成流体或期次相差较大,早期热水沉积形成基质云岩,晚期受热液溶蚀改造形成缝洞充填的鞍状云岩;③该区茅口组白云岩发育分布受生屑滩、热水沉积和基底断裂的联合控制,其中生屑滩是白云岩储层发育的基础,热水沉积形成了早期层状基质云岩,基底断裂为后期富镁热液流体提供了运移通道、改善了储集性能。该研究成果有助于深化对川东地区茅口组白云岩储层的认识。

湖相页岩油气富集主控因素与勘探潜力--以四川盆地涪陵地区侏罗系为例

四川盆地东部涪陵地区泰页1井在中侏罗统凉高山组湖相页岩段测试获得日产气7.5×10^(4) m^(3)、日产油9.8 m^(3),油气试采效果好,实现了四川盆地侏罗系湖相页岩油气勘探的重大突破。为了进一步明确该区侏罗系湖相页岩油气的勘探潜力、实现湖相页岩油气高效规模开发利用,利用泰页1井、涪页10井等重点井的钻探资料,分析了该地区湖相页岩油气成藏地质条件,探究了控制湖相页岩油气富集的主要因素,明确了该区侏罗系湖相页岩油气的勘探潜力和有利目标区带。研究结果表明:①该区侏罗系半深湖相优质页岩有机质丰度较高、孔隙度高、含气量高,是页岩油气富集的地质基础;②发育大型宽缓向斜、保存条件好、压力系数普遍大于1.2,是页岩油气富集高产的关键;③湖相页岩微裂缝发育,有利于页岩油气富集及后期的压裂改造。结论认为,涪陵地区凉高山组湖相页岩分布广、埋深适中,微裂缝发育,有机质热演化程度适中,页岩气资源量为1922×10^(8) m^(3)、页岩油资源量为2800×10^(4) t,页岩油气勘探的潜力较大,是该区下一步油气增储上产的重要领域。

四川盆地拔山寺向斜泰页1井页岩油气重大突破及意义

2021年1月,在四川盆地涪陵北部拔山寺向斜针对侏罗系凉高山组实施的第一口页岩油气探井--泰页1井,通过水平井钻井及分段压裂测试,试获日产气7.5×10^(4)m^(3)、日产油9.8m^(3),实现了侏罗系凉高山组湖相页岩油气新层系勘探重大突破。基于泰页1井的钻探成果,系统分析了涪陵北部地区凉高山组湖相页岩油气成藏条件和富集规律。研究表明:泰页1井突破层系为凉高山组二段(凉二段)半深湖相富有机质泥页岩,其中(4)小层厚度约为25.20m,TOC均值大于1.5%,有机质类型以Ⅱ型为主,Ro为1.01%~1.41%,孔隙度平均为3.52%,以无机孔(黏土矿物层间孔、粒间孔、粒内孔等)为主,仅局部发育有机质孔,孔隙类型以介孔(孔径为2~50nm)和大孔(孔径大于50nm)为主,含气量约为1.81m^(3)/t。相对于其他小层而言,(4)小层泥页岩连续厚度最大、TOC和孔隙度最高、含气性最好,为自生自储的"纯页岩型"页岩油气藏。涪陵北部地区半深湖相优质页岩分布广泛,有利于页岩油气富集,其中保存条件好、地层高压、微裂缝发育有利于页岩油气高产。探索形成了以"少段多簇+暂堵转向+大排量+中粗砂强加砂"为主要特点的体积压裂关键技术,可实现陆相页岩的有效改造。泰页1井的突破对于中国湖相页岩油气的商业开发具有重要意义。

川东北地区胡家坝震旦系灯影组古油藏特征及其油气勘探意义

四川盆地东北缘米仓山前带胡家坝灯影组古油藏主要分布于灯影组四段,越靠近顶部丰度越高,储层沥青主要为油层沥青和运移沥青。油源对比分析表明,胡家坝灯影组古油藏油气主要来自于侧向的优质筇竹寺组烃源岩,不排除灯影组三段泥质烃源岩供烃的可能。川东北地区筇竹寺组烃源岩在晚志留世进入初期生油阶段;在二叠纪末进入生油高峰,此时油气侧向运移至胡家坝灯影组储层中形成古油藏;在中三叠世有机质演化进入高成熟阶段,古油藏中原油裂解;晚白垩世至今,构造抬升剥蚀使得古油藏遭到破坏,形成现今残留古油藏。胡家坝灯影组古油藏的发现对四川盆地震旦系灯影组油气勘探有重大意义。灯影组四段主要为一套台缘丘滩相沉积,优质储层发育,以一、二类储层为主,灯影组四段上覆筇竹寺组作为区域和直接盖层,封盖条件好,表明川东北地区震旦系灯影组具有较好的勘探潜力。

四川盆地北部宁强胡家坝灯影组四段岩石特征及沉积环境分析

川中地区围绕灯影组天然气勘探取得重要进展,但川北地区勘探程度相对较低,钻井资料匮乏,针对性开展野外地质剖面岩石学特征和沉积环境解剖分析,对于该区油气勘探具有重要意义。通过对川北宁强胡家坝灯影组剖面实测与系统取样分析,运用沉积学、岩石学等方法,进行层序地层划分、岩石分类和沉积环境分析。研究表明:(1)根据岩石类型、藻类含量、泥质含量等将胡家坝灯四段划分为上下2个亚段,其中上亚段为丘滩体及储层发育的主要部位;(2)剖面灯影组四段碳酸盐岩岩石类型可划分为晶粒云岩、藻云岩和颗粒云岩3个亚类和8个微类;(3)剖面灯四段总体属于台地边缘相沉积,可划分出藻丘、颗粒滩、台坪和滩间海4个亚相;(4)灯四段沉积时期海平面表现为海进、海退2个旋回过程,沉积岩石的类型受沉积旋回海平面升降控制,整体表现为台坪、滩间海、台缘丘滩、滩间海、台缘丘滩的一个沉积演化过程。

四川盆地中国石化探区油气勘探历程与启示

在系统梳理四川盆地中国石化探区石油地质理论、勘探成果的基础上,通过对四川盆地勘探历程回顾,将其勘探历程划分为构造油气藏勘探(1953—2000年)、岩性气藏勘探(2000—2010年)、常规与非常规油气藏勘探(2010年至今)3个勘探阶段。优选近20年来中国石化在四川盆地最具有代表性的普光气田、元坝气田和涪陵气田3个大气田,通过梳理其早期勘探面临的主要问题、理论认识创新、勘探思路转变、勘探发现与后续部署的系统论述,以期为其他盆地或地区勘探工作提供借鉴。

四川盆地东南部地区复杂构造带深层页岩气勘探进展与突破

近年来,随着重庆涪陵、四川长宁—威远、云南昭通等国家级页岩气示范区的建成,中国页岩气产业得到快速发展,深层页岩气逐渐成为下一步天然气勘探开发的重要领域。但随着页岩储层埋深增加,勘探理论与评价技术、工程工艺技术等方面仍然存在着瓶颈问题和不适应性,需要不断攻关探索。中国石化在四川盆地东南部地区(以下简称川东南地区)复杂构造带五峰组—龙马溪组进行了近10年的勘探开发试验探索,为深层页岩气的勘探开发积累了丰富的经验。为此,系统梳理了该区域深层页岩气的勘探历程;总结了勘探过程中取得的理论认识进展、深层页岩气“甜点”地震预测及压裂监测技术的应用效果。研究结果表明:(1)在近10年的勘探历程中,在储层埋深和关键技术方面获得了重大突破,为深层页岩气规模效益开发提供了技术保障;(2)揭示了深层页岩气“超压富气”机理,建立了斜坡渐变型、断洼遮挡型、逆断层遮挡型3种页岩气富集模式;(3)形成了基于扰动体积模量的压力系数、区域应力背景约束的水平应力差、各向异性增强的裂缝五维地震预测3大技术系列;(4)形成了基于广域电磁法和“蜂窝”阵列微地震深层页岩气压裂监测关键技术。结论认为,四川盆地深层页岩气资源潜力大,川东南地区复杂构造带深层页岩气勘探开发技术的重大突破,坚定了向深层页岩气进军的信心,所形成的认识和关键技术将有力保障深层页岩气的高质量发展。

深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂的裂缝调控模拟

深层超深层页岩气井压裂时,受深部地层应力非均质性和“密簇”布缝的联合影响,多簇压裂中的水力裂缝难以同步起裂扩展,同时缝间强干扰作用加剧了裂缝非均衡延伸程度,矿场实践证实缝口暂堵压裂工艺可以有效调控多簇裂缝非均衡延伸,而构建深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂裂缝调控模拟方法,可提高暂堵工艺实施效果。为此,基于岩石力学、弹性力学、流体力学和裂缝扩展理论、水平井分簇压裂中流量分配方程和暂堵球封堵方程,建立了深层超深层页岩气缝口暂堵压裂的裂缝扩展模型及调控模拟方法,并以中石化川东南丁山—东溪构造深层页岩气井为例,模拟了暂堵压裂中暂堵球数量、暂堵次数和时机对暂堵调控的影响,分析了暂堵球对裂缝扩展形态和SRV展布影响。研究结果表明:①缝口暂堵可以显著促进多簇裂缝均衡延伸,模拟证实暂堵球数量、暂堵次数和暂堵时机对裂缝调控具有重要作用;②随暂堵球数量增多,缝网体积先增大后减小,存在最优暂堵球数量;③当暂堵次数较多,可提高暂堵转向工艺容错率,但需要适量增多暂堵球数量;④当暂堵时机适当时,各簇裂缝均衡扩展,缝网体积达到最大值。结论认为,该暂堵裂缝调控模拟方法对完善暂堵压裂优化设计、提高矿场工艺实施水平,有效开发深层超深层页岩气具有重要意义。

页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线的诊断识别方法

受储层非均质性、天然裂缝发育和层理等的影响,页岩气水平井压裂时施工压力曲线形态复杂,所蕴含的大量信息难以被充分挖掘。为了准确表征水力压裂裂缝参数进而评价压裂效果,基于页岩气缝网压裂理论,采用套压、泵注排量、支撑剂浓度等实时数据,建立井底净压力折算模型,构建净压力斜率和净压力指数两个关键表征参数,动态划分净压力曲线阶段,用以描述压裂过程中不同裂缝延伸行为所对应的力学条件,识别出缝网延伸、裂缝延伸受阻、裂缝延伸正常、裂缝沿层理延伸、裂缝沿缝高延伸、液体快速滤失等6种裂缝延伸模式,综合形成了页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线诊断识别方法。研究结果表明:①所形成的方法摒弃了常规储层压裂施工曲线诊断识别方法的不足,提出了缝网复杂指数这一新概念;②缝网复杂指数越大,代表缝网延伸和层理延伸的时间越长,储层改造效果越好;③以四川盆地东南缘地区页岩气井为研究对象开展应用,单井平均缝网复杂指数为0.3,与该区微地震监测结果吻合度较高,证实所形成的方法具有较高的可靠性。结论认为,该模型方法有助于提升页岩气储层压裂改造潜力和水平,对于完善页岩气储层缝网压裂压后评价技术、指导现场压裂施工实时动态调整具有重要的意义。