四川盆地南缘昭通示范区罗布向斜志留系龙马溪组页岩储层裂缝建模

基于岩心分析、成像测井分析和三维地震资料,对四川盆地南缘昭通示范区罗布向斜龙一1亚段和五峰组的多尺度离散裂缝网络建模方法进行了研究。研究结果表明:(1)将蚂蚁体属性中的强响应部分确定性提取成面,可得到大尺度离散裂缝网络模型;用蚂蚁体沿层切片显示的带走向趋势的裂缝参与小尺度离散裂缝网络建模,降低了小尺度裂缝走向模拟的不确定性。(2)罗布向斜龙一1亚段和五峰组裂缝以高角度剪切缝为主,多被方解石充填,裂缝走向为北东—南西向,成像测井解释的裂缝走向与附近地震解释的断层走向一致。(3)大尺度离散裂缝网络模型与钻井的断层位置相符,小尺度裂缝发育部位与钻井液漏失部位吻合,多尺度离散裂缝网络模型可较好地表征罗布向斜龙一1亚段和五峰组的裂缝发育特征。(4)罗布向斜Y12H井应用多尺度离散裂缝网络模型优化压裂方案,压裂缝网复杂度高,试气产量较邻井提高了近41%,优化小尺度裂缝走向后的多尺度离散裂缝网络模型实际应用效果较好。

昭通国家级页岩气示范区五峰组—龙马溪组页岩气富集地质主控因素

昭通国家级页岩气示范区(以下简称示范区)地处四川盆地边缘,由于其具有典型“强改造、过成熟、复杂应力”的盆外山地页岩气特征,进而导致示范区页岩气富集具有复杂性。为了明确示范区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集主控地质因素,从沉积古地貌、岩性岩相、水文环境、储集空间以及保存条件等方面对页岩气的富集控制因素进行分析。研究结果表明:①示范区龙马溪组沉积时期古地貌具有分区分带特征,直接控制了页岩气储层在不同地貌单元内具有不同的储层品质,其中斜坡带和水下隆起区页岩储层品质相对较好;②五峰组—龙马溪组页岩岩相具有“控储控气”的特征,含黏土/灰混合质页岩(M-3)和混合质页岩(M-2)为示范区优势岩相;③五峰组—龙马溪组页岩有机质富集的关键在于水体的氧化还原保存条件;④纳米孔隙的大量发育为页岩气的富集提供了充足的储集空间;⑤良好的顶底板封盖是示范区页岩气富集的关键地质因素。结论认为,“水下古地貌是基础、有机质保存是关键、优势岩相控储控气、纳米孔隙系统发育、顶底板封盖”是示范区五峰组—龙马溪组页岩气富集的关键地质构成要素,该认识可以为我国具有类似地质条件的页岩气新区勘探提供理论指导和依据参考。

昭通示范区黄金坝气田五峰—龙马溪组页岩气储层地质特征

昭通国家级页岩气示范区黄金坝气田是继礁石坝和长宁—威远之后中国又一个在页岩气勘探、开发领域实现重大突破的地区,为了系统地展示黄金坝气田页岩气资源富集的储层条件,为未来的勘探工作提供参考,以五峰—龙马溪组页岩气储层为研究对象,从区域地质条件、储层岩石学、物性和地球化学4个方面对该页岩气储层进行了综合研究。结果表明稳定的区域构造和良好的顶底板条件是黄金坝地区页岩气资源富集的关键,良好的保存条件使储层维持了较高的压力（压力系数〉1）;较高的孔隙度（平均4%）和TOC含量（目的层〉2%）提供了良好的储集空间,使储层具有较高的含气量（1.35-3.48 cm^3/g,平均〉2.50 cm^3/g）;天然气地球化学数据表明,区内天然气主要成分为CH4（〉97%）,其次还含有少量的C2H6、C3H8和CO2;天然气同位素数据表明烃类C同位素组成发生了倒转,表明储层具有良好的封闭性。但储层孔隙系统较为复杂,且非均质性极强,从而导致渗透率较低,在储层改造施工过程中应予以充分考虑。总体上,黄金坝气田具有较好的开发前景,生产测试表明,区内直井压裂产量为0.5×10^4-3.5×10^4m^3/d/井,水平井压裂产量可达12×10^4-40×10^4m^3/d/井。

重庆涪陵国家级页岩气示范区勘探开发建设进展与展望

2013年9月国家能源局批准设立了“重庆涪陵国家级页岩气示范区”(以下简称示范区),示范区于2015年12月建成,经过近10年的开发已成为国内页岩气产量的主要阵地。为加快我国页岩气理论认识与勘探开发技术集成和突破,有效推动中国海相页岩气的大发展,在对示范区发展建设历程、地质理论认识、工程工艺技术、关键装备进展等内容进行系统地梳理、总结和回顾的基础上,展望了示范区未来的发展方向。研究结果表明:(1)示范区页岩气勘探开发经历了勘探评价、一、二期建设、立体开发调整三个阶段;(2)创新建立了海相页岩气“二元富集”理论和高效开发气藏工程理论认识;(3)创新形成了页岩气丛式水平井优快钻井技术、差异化缝网压裂技术、高效采气集输技术、岩溶山地绿色开发技术等配套技术体系,实现了关键装备和工具国产化;(4)实现了示范区埋深3 500 m以浅超压页岩气藏高效开发,埋深3500~4000m页岩气藏有效开发;(5)示范区未来建设主要包括加快推进深层、常压页岩气发展、持续攻关页岩气提高采收率技术、积极推广新技术新方法现场应用、着力强化绿色示范区建设等方面。结论认为,该示范区是4个国家级页岩气示范区中最早建成的,示范区取得的成果将继续指导中国页岩气勘探开发,对推动我国页岩气地质理论和勘探开发技术发展具有示范和指导作用。

页岩气水平井生产规律

随着我国页岩气开发工作的逐步深入和开发规模的不断加大,适时开展气井生产数据分析、评价已投产井生产规律是评价阶段开发效果和制订下一步开发部署的依据和保障。为此,通过分析北美地区6个页岩气开发区块和我国国家级页岩气示范区长宁—威远区块、昭通区块的页岩气水平井生产数据,采用双曲—指数混合递减模型建立不同区块的归一化产量递减曲线,探讨了页岩气井初始产量的变化趋势和产量递减规律,并建立了页岩气水平井估算最终开采量(EUR)的快速评价方法。研究结果表明:①在开发初期页岩气水平井平均初始产量均呈现逐年上升的趋势,而初始产量分布则存在着差异,而后,气井平均初始产量变化呈平台式,后期则呈逐年下降的趋势;②双曲—指数递减模型应用于中国和北美地区页岩气水平井的产量递减分析具有较好的适应性,同一区块不同批次的气井产量递减规律相似;③长宁区块前3年产量递减比例依次为55%、38%和33%,与北美地区Fayetteville区块接近,威远区块生产初期产量递减比例依次为63%、46%和37%,明显高于北美地区5个区块;④气井EUR与第1年累计产气量(Q1)正相关,一般为Q1的2~5倍,Woodford区块气井EUR/Q1最高,长宁区块与Barnett、Eagle Ford、Fayetteville和Haynesville区块相当,而威远区块则相对较低。

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一_1~1小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。

页岩气井网井距优化

基于页岩气一井一藏及工厂化作业的开发特点,一次性部署开发井是区块效益开发的关键,故合理的井网井距对于提高页岩气采收率具有重要的意义。为此,以国家级页岩气开发示范区长宁区块为例,以单井动态分析结果为依据,以"多井平台"数值模拟为分析手段,建立以基质接触面积、缝间干扰、井间干扰、裂缝—基质流入流出4种关系为核心的井网井距优化设计方法,并论证井网井距优化流程:(1)通过干扰测试分析和施工参数类比,定性判断井距范围;(2)建立以支撑剂总体积为约束的裂缝参数优化模型,形成页岩气开发井距理论分析方法,定量评价以簇为单元的主裂缝长度、间距、条数、导流能力以及裂缝穿透比,确定最优井距;(3)通过网格指数加密精细数值模拟,初步论证了下志留统龙马溪组一段采用"W"形的上下两层交错水平井部署的立体开发效果。结果表明:天然裂缝是影响井距优化的关键因素,长宁示范区天然裂缝不发育,现有压裂规模下采用300 m井距、采用"W"形的上下两套水平井部署立体开发,页岩气采收率可提高15%以上。

页岩气水平井增产改造体积评价模型及其应用

目前,已有的水力压裂储层增产改造体积(SRV)评价方法主要包括微地震监测法、倾斜仪测量法以及数学模型计算法,其中,直接测量方法都存在着成本高、可复制性差的不足,而理论模型计算SRV可以降低成本,提高计算的速度和结果的准确性、可靠性。为此,在分析目前SRV评价模型局限性的前提下,基于水平井分段分簇压裂裂缝扩展理论、岩石力学理论和渗流力学理论,考虑页岩气水平井分段分簇压裂裂缝扩展过程中流体扩散渗流场和裂缝诱导应力场同时改变对页岩体天然裂缝的触发破坏机制,针对页岩气储层水平井分段分簇缝网压裂建立了一套SRV数值评价模型(以下简称新模型),并据此对分簇裂缝延伸行为、水力裂缝诱导应力场变化、水力压裂储层压力场抬升以及天然裂缝破坏区域的扩展进行数值模拟与表征,计算储层改造总体积,并在涪陵国家级页岩气示范区X1-HF井对新模型进行了矿场应用验证。结果表明:(1)新模型的计算方法与页岩压裂过程储层SRV实际物理演化机制相一致,可实现对SRV更准确地计算和定量表征;(2)新模型模拟所得SRV与现场微地震监测结果较为吻合;(3)示范区内水平井分段压裂形成的SRV能够满足页岩气高效开发的要求,压裂增产效果明显。结论认为,新模型具有较高的准确性和可靠性,对于涪陵页岩气示范区后期页岩气缝网压裂优化设计、井间距调整和加密井部署设计等都具有重要的指导作用,值得大规模推广应用。

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10.9×10^4m^3提高到26.3×10^4m^3、最高测试日产量达到62×10^4m^3,威远区块井均测试日产量由11.6×10^4m^3提高到23.9×10^4m^3、最高测试日产量达到71×10^4m^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1.5×10^8m^3、部分超过2×10^8m^3的高产井,其中泸州区块4口深层页岩气井,井均EUR达1.98×10^8m^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。

燕山运动对页岩气保存条件的控制作用——以滇黔北地区太阳—海坝区块龙马溪组页岩气为例

滇黔北地区昭通国家级页岩气示范区太阳—海坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育优质页岩气储层,现已进行规模开采,但对页岩气保存条件尚未进行系统性分析。为了落实该区页岩气开发潜力、明确有利勘探区带,基于地震资料,结合区域地质认识,对区内构造演化、断裂期次、地层变形特征及其对龙马溪组页岩气保存条件的影响进行了研究。研究结果表明:(1)太阳—海坝地区受多期构造运动作用,其中燕山期两幕构造运动对构造形态及断裂发育影响最大,形成北东、近南北、北西三组走向断裂,对龙马溪组页岩气的保存条件有着不同程度的影响;(2)燕山早期为北西方向应力作用,形成北东走向逆断层及近南北走向走滑断层,其中北东走向逆断层上盘地层较破碎,页岩气保存条件变差,断层下盘地层完整,保存条件较好,近南北走向走滑断层多断至地表,早期对保存条件具有一定破坏作用;(3)燕山晚期为北东东方向应力作用,形成北西走向逆断层,与早期形成的逆断层相似,保存条件断层下盘比上盘更好,同时早期形成的走滑断层走向与本期应力方向垂直,断层闭合,对页岩气保存条件影响变小。结论认为,燕山运动控制了该区整体构造形态及主要断裂空间展布、不同性质的断裂及断层上下盘地层的完整性,对页岩气保存条件的影响存在着较大的差异。

山地页岩气多尺度断裂系统表征及应用——以昭通国家级页岩气示范区紫金坝YS区块为例

虽然近年来以昭通国家级页岩气示范区为代表的山地页岩气勘探开发取得了重要的进展,但区内紫金坝YS区块因受多期次复杂构造运动影响,断裂系统异常复杂,工程实施难度和产能评价效果与相邻已开发区却存在着较大的差异,亟待开展多尺度断裂系统表征研究。为此,通过对三维地震体和蚂蚁追踪体地震属性开展构造精细解释,应用变速时深转换、三维构造建模、自动断层片提取、有限元层拉平、DSA断层古活动性半定量分析和地应力场模拟技术,并结合已有区域构造地质资料和认识以及单井裂缝信息,查明了多尺度断裂系统的几何学、运动学和动力学特征,并对其进行分期、配套与相互有机匹配,同时重新厘定了区域构造演化序列。研究结果表明:(1)该区块裂缝系统发育,存在着大、中、小尺度的断裂系统,0°~90°方位占绝对优势;(2)断层在不同古应力场下的活动性模拟结果表明,断裂系统存在着多期活动的特征;(3)研究区受到至少4期不同方向挤压构造应力场的作用,现今构造应力受岩石力学软弱带走向控制,与远场构造应力存在着较大角度的偏转;(4)各级断层和原始蚂蚁体、方位蚂蚁体异常可以较好指示钻探高风险区。结论认为,该成果及方法对于山地页岩气地震构造解释、三维地质建模(裂缝、属性、地质力学建模等)、钻完井工程预警、异常解释及开发方案优化等都具有借鉴意义。

滇黔北昭通示范区龙马溪组页岩气资源潜力评价

研究区位于滇黔北坳陷威信凹陷的中西部区域--川南低陡褶皱带南缘带,本文利用钻井、野外露头、区域地质等资料,对研究区龙马溪组页岩气基本地质特征进行了分析,并采用体积法对页岩气资源量进行了评价。研究成果表明,区内龙马溪组下段暗色页岩有机质含量及成熟度较高,有机质类型偏腐泥型;岩石脆性矿物含量高,物性一般,总含气量中等,总体与长宁、威远等邻区同层位产气页岩较为相似,并与北美主要产气页岩具有一定可比性。初步估算研究区龙马溪组页岩气资源量24871.8×10^8m^3,展现出良好的勘探前景,但受储层发育、保存条件等影响,页岩气资源分布严重不均,纵向上质量较好的页岩气资源主要集中在龙马溪组底部第1小层,平面上主要分布于研究区北部的川南低陡褶皱带内,该区内保存条件好的宽缓复向斜带和箱状背斜构造带是下步勘探的有利区。

地面散点式微地震监测技术在昭通国家级页岩气示范区XX平台的应用

微地震监测是评估油气藏压裂效果的一种有效手段,主要包括井中微地震监测和地面散点式微地震监测两种方式。为了了解昭通国家级页岩气示范区XX平台页岩气储层水力压裂过程中的裂缝扩展情况并对压裂效果进行总体评价,指导后续浅层页岩气水力压裂项目的实施,采用了具有可灵活布设、可全平台覆盖、长期监测成本较低等优点的地面散点式微地震监测技术;通过在该示范区太阳构造XX平台的数据采集及处理试验,采用扫描叠加定位算法对微地震事件进行定位,并与该平台同时进行的井中微地震监测成果进行了对比;进而研究分析了散点式微地震监测不同观测孔径、不同检波器道距对定位结果的影响。研究结果表明:(1)较之于井中监测,地面散点式监测在监测时间和监测空间上更加具有优势;(2)观测孔径主要影响定位精度,而道距影响的则是弱信号的定位能力。结论认为,该研究成果验证了地面散点式微地震监测技术在昭通页岩气示范区浅层页岩气压裂效果评估的可行性,为今后微地震动态监测方法在该区的长期应用提供了技术支撑。

长宁—威远页岩气清洁生产实践与认识

按照中国页岩气发展规划(2016—2020年),到2020年全国页岩气产量将超过300×10~8 m^3。但中国页岩气资源多集中在中西部山区,其地表地形复杂、人口密集、开发环境极其敏感,如何构建更加和谐的开发环境,走出一条页岩气绿色开发之路,成为了页岩气规模开发工作的重中之重。为此,依据四川盆地长宁—威远国家级页岩气产业示范区的清洁生产实践,归纳总结了该区以"节能、降耗、减污、增效"为目标,以"减量化、无害化、资源化"为重点的清洁生产技术体系:①在井场设计、钻完井技术和作业物料选择时,综合考虑生产需求和环保要求,优先选用环境友好型技术和物料,从源头上控制了钻完井过程中固体废物和废液的总量;②加强钻完井作业过程中废气、废水、废渣的过程管控,进一步强化了废弃物总量削减效果;③结合多年钻井生产和环保工作实践,形成废弃物集中处理与再利用技术体系,提高了末端治理水平。现场实践应用效果表明,页岩气钻井作业通过源头预防、过程管控和末端治理,对周边环境生态的影响明显减小,取得了良好的环境和社会效益。

用于页岩气水平井的防塌水基钻井液体系的优选与评价——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

页岩气水平井钻进中常采用油基钻井液体系来解决页岩井壁失稳问题,但却面临废弃油基钻井液和油基后期岩屑处置的环保问题,因而迫切需要研制一种能防止页岩垮塌的水基钻井液来替代油基钻井液。为此,在分析四川盆地长宁—威远地区页岩矿物组分和微观结构的基础上,对构成防塌水基钻井液体系的关键处理剂,如封堵剂、抑制剂、润滑剂等进行了评价和优选,并确定了加量范围;然后通过室内配伍实验和复核,研制出防塌水基钻井液体系并对其性能进行了评价。结果表明,该钻井液的封堵性、抑制性、润滑性等性能均优于该区使用的聚磺钻井液、聚合物钻井液,接近或达到油基钻井液的水平。在长宁—威远国家级页岩气示范区进行的水平井钻进现场试验结果表明,该钻井液体系密度可达到2.31 g/cm^3,抗温能力达到130℃,在造斜段和水平段表现出良好的封堵能力和抑制能力,具有很好地防塌效果。该钻井液体系对实现该区页岩气的清洁生产与效益开发将发挥重要作用。

页岩气水平井固井趾端压裂滑套的研制

为了减少页岩气水平井完井压裂过程中使用连续油管进行第一级射孔的工作量,避免该项作业所带来的各种风险,解决长水平段、上倾井、深井、套变井等水平井首段射孔连续油管及后续作业工具无法下至井底的问题,采用流体隔离屏蔽爆破技术,成功研制出DRCFT型固井趾端压裂滑套,并在昭通国家级页岩气示范区进行了现场推广应用。室内实验结果表明,该固井趾端压裂滑套具有良好的密封性能,并且在井下环境被水泥浆凝固条件下仍可正常开启,开启压力精准,能够满足固井及压裂施工要求。该固井趾端压裂滑套现场应用于30余口井,成功率达100%,表明所研制的固井趾端压裂滑套性能可靠。结论认为,DRCFT型固井趾端压裂滑套解决了长水平井射孔枪、连续油管等后期作业工具无法下至井底的问题,可以有效替代水平井首段连续油管传输射孔作业;该工具降低了页岩气等非常规油气水平井压裂作业成本,为低渗透气、致密气、页岩气等非常规气藏的有效开发、降本增效提供了技术保障。

不同类型液体水化作用下海相页岩巴西劈裂破坏特征

为了研究不同类型液体水化作用对页岩内部裂缝形态、岩石抗拉强度和巴西劈裂张性破坏模式的影响,选取昭通国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组页岩气储层岩心,采用清水及滑溜水分别进行了水化预处理,通过CT扫描对比了页岩中裂缝结构的变化;然后开展巴西劈裂试验,研究了水化预处理后页岩试件抗拉强度及张性破坏模式;在此基础上,选取研究区内的两口水平井,在其压裂施工现场开展了水化预处理先导性试验。研究结果表明:①相同时间内,自发渗吸过程清水水化作用对海相页岩裂缝复杂程度的提升效果优于滑溜水;②清水表面张力更大且黏度更低,清水水化作用不仅能够促使原始裂缝延伸,还能诱发新的微细裂缝或分支缝,而滑溜水水化则以促使原始裂缝扩展为主;③水化作用使海相页岩发生损伤,其抗拉强度降低,经过清水、滑溜水水化预处理后的页岩试件抗拉强度相对未水化试件分别降低了35.6%和18.1%;④根据主裂缝延伸形态将页岩水化后巴西劈裂张性破坏模式分为阶梯形、折线形、分支形和弧形4种或是其相互组合,而未水化页岩张性破坏模式仅为直线形;⑤水化作用能有效提升海相页岩压裂裂缝复杂程度,建议在施工条件允许的情况下,射孔后在限压范围内高排量注入一定量清水并关井直至主压裂施工开始,为了降低主压裂施工难度,可以通过"低砂浓度、长段塞"泵注的策略来满足设计加砂量。

页岩气井长水平段压裂一体化动态评估--以长宁国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部地区(以下简称川南地区)的长宁国家级页岩气示范区是四川盆地页岩气开发的主战场,为厘清页岩气井水平段及压裂长度增加带来的气井产能动态影响,以川南地区的长宁区块奥陶系五峰组—志留系龙马溪组的336口气井为研究对象,采用大数据分析方法,深入剖析影响气井效益开发的靶体、压裂、排采生产一体化动态因素。研究结果表明:①高产气井具有靶体钻遇率大于70%、钻遇长度大于1200 m的特征,改进钻井工艺技术可保障高靶体钻遇率进而保障产量;②流体压力降和孔眼摩阻会削弱施工作业强度,严重影响压裂效果,采用低黏压裂液和差异化射孔工艺可有效克服该难题;③前序段“相对低排量+相对密簇距”、后序段“相对高排量+相对大簇距”可实现有效改造,并能解决邻井长期生产带来的影响;④跟端和趾端垂深差异较大易造成井底积液,严重影响前序压裂段簇效率和产量,跟趾端垂深差异在±300 m、斜率在±0.15内有利于气井高产。结论认为,长水平段压裂是气井一体化动态影响因素的综合反映,长宁区块最优水平段压裂长度为2200 m左右,研究成果为后续川南地区页岩气规模效益开发提供了理论支撑。

黄金坝地区断层特征及其对页岩气富集的影响

昭通国家级页岩气示范区黄金坝地区不同区块或平台的页岩气井产能差异显著,断层发育与否是引起产能差异的重要原因之一。为了实现对该区页岩气更有效地商业开采,通过构造分析和断层刻画,剖析黄金坝地区断层发育的特征;依据断层发育规模进行分类和特征描述,开展断层与页岩气赋存关系的研究,明确不同类型断层对于页岩气富集的影响规律,近而选定页岩气勘探开发的有利区块。研究结果表明:(1)黄金坝地区断层具有分层性,以中上寒武统膏岩层为界,发育上、下两套断裂系统;(2)黄金坝地区背斜核部和构造转换部位是Ⅰ、Ⅱ类断层的主要发育区,向斜内断层较不发育,仅发育少量的Ⅲ类断层或裂缝;(3)Ⅰ、Ⅱ类断层不利于页岩气的保存,在距Ⅰ、Ⅱ类断层1 km以内、距大型断层破碎带发育区3 km以内,页岩气的富集程度通常较低。结论认为,该项研究成果可以为黄金坝及其他探区页岩气区带优选提供依据;区内沐爱向斜和建武向斜区五峰组—龙马溪组页岩气保存条件较好,是该区页岩气的有利富集区,可以作为现实的开发区。

页岩气水平井井筒完整性问题及对策

在四川盆地西南部长宁—威远国家级页岩气示范区,部分页岩气井井筒完整性出现了一些问题,直接影响了页岩气水平井单井产量的提高。为此,在统计分析该区页岩气水平井出现的套管损坏、套管下入困难、水泥环密封性难保证等井筒完整性问题的基础上,建立了多因素耦合套管应力计算评价模型,研究了温度效应、套管弯曲、轴向压力等多因素耦合对套管损坏的影响机理;利用自主莫尔—库伦准则,分析了页岩层滑移机理及与套管剪切变形的关系;利用自主开发的下套管钩载预测及摩阻分析软件,对影响套管摩阻的主控因素进行了反演分析。最后,针对页岩气水平井的特点,以提高钻井质量(DQ)为核心,从设计、施工工艺等方面提出了井筒完整性控制对策:①修订页岩气井套管设计计算方法和校核标准;②优化井身结构和全井眼轨迹设计;③提高钻井质量;④优化水泥石性能并校核压裂过程中水泥石的密封完整性等。该研究成果对于指导未来页岩气井井筒完整性设计和管理具有重要意义。