涪陵气田焦石坝区块页岩气持续稳产技术政策优化

涪陵页岩气田是我国首个实现商业化规模开发的页岩气田,主力产区焦石坝区块自2017年底开始有70%的气井进入递减阶段,稳产面临极大挑战。为保障气田持续稳产,基于焦石坝区块已实施的一次井网257口井生产资料,分析了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组储量动用情况,通过开展地质建模和数值模拟一体化为核心的储量动用状况评价技术攻关,明确了焦石坝区块一次井网开发下的剩余气分布情况,建立了地质、地面、工艺及经济“四位一体”的开发调整井水平段长度优化技术,形成了页岩气开发调整技术政策优化技术,指出了区块下一步提高采收率的方向。研究结果表明:①焦石坝区块一次井网中①—⑤小层600 m井距之间的储量动用不充分,⑥—⑨小层在裂缝不发育区储量基本未动用,在裂缝发育区储量部分动用;②基于剩余储量最富和压裂改造最易两大原则,优化了开发调整井最优穿行层位,下部气层加密井水平段穿行轨迹以①小层为主,上部气层井最优水平段轨迹为⑦小层顶之下的6 m;③以压裂干扰、投产干扰核心评价方法为基础,通过开展不同井距试验,优化建立了同层系300 m井距、上下部气层投影井距150 m的开发调整井网井距优化技术。结论认为,通过焦石坝区块一期井网的生产动态分析,明确了焦石坝区块剩余气分布情况,并建立了开发调整井提高采收率技术,为保障涪陵页岩气田的持续稳产提供了技术支撑,对于我国非常规油气资源高效、经济动用具有重要的参考借鉴和示范推广意义。

涪陵页岩气田焦石坝页岩气储层含气量测井评价

为深化焦石坝区块页岩气储层评价认识,以四川盆地首口参数井页岩岩心实验为基础,建立了基于常规测井资料的页岩气储层游离气、吸附气及总含气量计算模型与评价标准,并应用于工区内3口探井连续含气量剖面建立和综合评价。焦石坝页岩气田龙马溪组下部—五峰组页岩气以游离气为主,吸附气为辅,游离气含量达到了吸附气含量的2倍以上。其页岩气层含气量呈"上低下高"且随深度增加而增大特征,其中下段总含气量大,游离气含量高,为最优"甜点"段,是典型的Ⅰ类气层,具有非常好的商业开发价值。

焦石坝页岩气储层水平井井壁失稳机理

焦石坝区块页岩气储层岩石层理发育,导致页岩强度各向异性特征明显,钻井过程中易发生井壁失稳问题。为此,采用龙马溪组井下岩心开展直接剪切和三轴实验,结合单组弱面强度理论,建立了页岩强度各向异性表征方法;综合页岩强度各向异性表征方法、井壁应力分布模型,建立了页岩井壁坍塌压力计算方法;最后,以目标井JY1HF井为例进行了实例计算与分析。结果表明:龙马溪组页岩发育了大量软弱层理,沿软弱层理剪切滑移是井壁失稳的主要力学机制;钻井液浸泡后页岩强度出现劣化,但强度劣化效应并不十分显著;常规模型计算的坍塌压力随着井斜角增加而减小,文中模型计算的坍塌压力随着井斜角先增加后减小,且计算结果与实际情况更加吻合;页岩薄弱层理的剪切滑移是井斜井段井壁垮塌的关键,而强度的劣化并不是主控因素。研究结果可为礁石坝区块和其他地区页岩气井钻井设计、轨迹优化等提供参考。

涪陵页岩气田焦石坝区块五峰组—龙马溪组一段页岩气储层地球物理特征分析

开展了四川盆地东南部焦石坝区块奥陶系五峰组—志留系龙马溪组一段页岩气储层地球物理特征的系统性分析研究。测井资料统计分析表明,五峰组—龙马溪组一段页岩气储层具有"高自然伽马,高铀,相对高声波时差,相对高电阻率;低密度,相对低中子,低无铀伽马"的"四高三低"测井响应特征。通过井资料精细标定和地震正演模拟分析,明确了页岩气储层顶界面呈连续波谷,底界面呈连续波峰,储层内部呈中强-弱波峰的地震反射特征;波峰强弱与页岩气储层厚度及物性有关,当页岩气储层中优质页岩段(总有机碳(TOC)含量大于2%)发育时,储层底界和储层内部波峰能量变强,之间夹强波谷特征,波谷越宽,优质页岩发育厚度越大。经地震相分析,总结出表征五峰组—龙马溪组一段页岩气储层的两类地震相,其中I类地震相是物性相对较好、发育厚度较稳定的页岩气储层的地震响应,占研究区面积的63%,为最有利的页岩气勘探区。

页岩气储层评价新技术——甜度评价方法

在应用地质甜点与工程甜点对页岩气层产气能力进行评价时,只能表明页岩气层压后产气可能性的大小,而压后产气量的高低与该甜点指标的正相关性并不明显。为此,提出了地质甜度及工程甜度的概念,对地质甜点与工程甜点的"甜度"进行精确表征和量化,并给出了其计算方法:设置待评价区地质甜度及工程甜度最甜的标杆,即涵盖一系列最佳地质参数与工程参数的集合体,然后计算欧氏贴近度来表征待评价区参数集合与该标杆的相似度,并将其作为地质甜度与工程甜度,应用灰色关联方法确定地质甜度和工程甜度的权重分配后,可计算得到综合的甜度指标。涪陵页岩气田焦石坝区块7口井的验证结果表明,与地质甜点与工程甜点相比,地质甜度与工程甜度与各段簇产气量的正相关性更强。研究与应用表明,应用地质甜度与工程甜度可以实现页岩气层产气能力的定量评价,增强了页岩气水平井分段压裂段簇位置优选的科学性与可靠性,对页岩气开发的降本增效具有重要的现实意义。

涪陵页岩气田焦石坝区海相页岩气层特征研究

国家级页岩气示范区涪陵页岩气田的勘探突破,给业界专家提供了丰富的研究实例资料。为深化认识涪陵页岩气田焦石坝区块龙马溪组下部-五峰组海相页岩气层特征,以参数井JY1井和探井JY2井、JY3井、JY4井为研究对象,结合岩心试验资料,系统研究了页岩气储层岩性、物性、地层压力、脆性、含气性等特征,建立了典型含气剖面。结果表明:页岩气层岩性主要为深水陆棚沉积环境形成的灰黑色页岩;气层厚度、孔隙度、总有机碳质量分数、脆性、游离气与吸附气体积分数等"甜点"参数均优于北美地区的典型页岩气层指标;天然气以甲烷为主,不含硫化氢;页岩气层存在明显异常高压,脆性矿物含量高,水平地应力差异系数小。

涪陵焦石坝区块页岩动静态弹性模量转换关系研究

油气开采过程中,常通过测井资料和室内试验2种方式获得岩石的力学参数,通过测井资料获得的动态力学参数与通过室内试验获得的静态力学参数相比,在资料的数量、实时性以及获取成本等方面都具有明显优势,而现有力学本构关系是基于静态力学参数建立的,因此有必要建立动静态力学参数的转换关系。鉴于此,选取层理发育完好的涪陵地区焦石坝区块下志留统龙马溪组页岩,逐一分析不同层理角度、孔隙度和声波频率对页岩弹性模量的影响,结果表明,层理角度对页岩弹性模量影响规律最强。根据试验结果,利用相关性分析法建立了层理角度与动静态弹性模量的转换关系模型,并对相同区块的页岩进行了模型验证,发现该模型预测值的平均误差小于6%,具有误差小且计算简单的特点。该研究结果可为获得层理性页岩的动静态弹性模量转换关系提供一种快速有效的方法。

四川盆地涪陵气田焦石坝区块上部气层地质特征分析及有利区优选

以四川盆地涪陵页岩气田焦石坝区块上部气层为研究对象,在对上部气层岩相、地化、孔隙、含气性等页岩品质特征研究的基础上,分别建立了上部气层含气性、可压性评价标准,指出焦石坝区块上部气层以Ⅱ类气层为主,⑧小层含气性最优。优选页岩烃源品质、含气性、构造变形强度、裂缝、埋深5大类8项指标,建立焦石坝上部气层开发选区评价体系,将焦石坝区块上部气层划分为4个区,其中焦页A井区最有利,评价井效果好,可作为焦石坝区块上部气层开发有利区。此外,研究揭示有机质丰度、孔隙度和保存条件是影响焦石坝区块上部气层页岩气富集的主要因素,埋深与地应力和天然裂缝发育程度是上部气层气井高产的主控因素。

涪陵页岩气田油基钻井液随钻堵漏技术

涪陵页岩气田焦石坝区块三开水平段采用油基钻井液钻进过程中,因堵漏材料与现场钻井液配伍性差导致堵漏成功率低、易复漏,针对该问题,研究了油基钻井液随钻防漏堵漏体系。基于"刚柔并济,变形封堵,细粒充填及限制渗透"的堵漏原理,通过室内试验,优选了JHCarb刚性堵漏剂、HIFlex变形颗粒与H-Seal弹性封堵剂,并配制了油基钻井液用随钻防漏堵漏体系。该体系与油基钻井液配伍性好,耐油耐温性能佳,可长时间在井浆中循环,预防渗透性漏失,封堵宽度小于3.0mm的裂缝,承压能力大于7 MPa。该体系在焦石坝区块页岩气水平井水平段油基钻井液钻进过程中进行了应用,有效防止了易漏地层的渗透性漏失,成功解决了钻进过程中漏速10.0m3/h左右的漏失问题。研究结果表明,该油基钻井液随钻堵漏技术能解决页岩地层的漏失问题,有效提高了地层承压能力,保证了固井作业顺利进行。

礁石坝区块页岩气压裂用滑溜水体系研究

随着页岩气压裂过程中,井的垂直深度的不断加深,对滑溜水的减阻性能要求越来越高。为了大幅度降低施工摩阻,降低施工压力,改善压裂改造效果,研发出了一种低摩阻的滑溜水体系。通过黏土防膨实验,优选出最佳防膨剂浓度为1%;通过测定助排剂溶液的表面张力值,优选出的助排剂为FCS-283,浓度为0.5%;将减阻剂与优选出的配伍性能好、协同效应好的黏土稳定剂、助排剂等复配形成了一系列新型滑溜水体系,测定体系了减阻率。实验优选出的滑溜水体系为1%防膨剂+0.5%FCS-283+0.175%JC-J10,其减阻率达73.5%。该体系能够大幅降低滑溜水摩阻,降低大型压裂的施工成本。

涪陵页岩气水平井油基钻井液技术

涪陵焦石坝区块采用水平井开发方式,水平段长1 500 m以上,水平井段为龙马溪组下泥岩段,页岩黏土矿物含量高,脆性强、微裂缝发育,易发生垮塌掉块造成井下事故;井底垂深大于3 500 m,深层页岩气开发,面临着井温升高、携岩带砂要求越来越高、部分井发生垮塌掉块、起下钻遇阻卡的问题,部分井发生失返性漏失,消耗了大量的人力、物力。对柴油基钻井液体系进行了研究,结果表明该体系具有良好的抗温性、在低油水比(70∶30)下仍然具有稳定的性能,随钻堵漏材料(粒径级配的高纯超细碳酸钙+有机胶凝漏失控制材料)能够封堵2 mm的裂缝,承压强度达7 MPa,纳米封堵剂(纳米石墨粉和超细海泡石纤维组成的混合物)能够封堵0.1 mm裂缝,承压达到20 MPa。现场应用结果表明,该体系具有良好的井壁稳定能力,井径扩大率低,平均小于3%,润滑性好,起下钻摩阻低,钻井液性能稳定,易于维护处理,能够解决井漏、井垮等复杂情况。柴油基钻井液完全适用于涪陵区块的页岩气水平井钻井施工。

涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术

针对涪陵焦石坝区块地质条件复杂、各向异性大,易导致发生井下故障、钻速慢、钻井周期长及成本居高不下的问题,在分析该区块页岩气钻井完井技术难点的基础上,进行了页岩气水平井钻井工程技术适应性评价,通过对丛式井布井方案、井身结构、井眼轨道设计、优快钻井技术、钻井液技术及页岩气层长水平段固井技术等进行优选及进一步优化,提出了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术方案。该技术方案在焦页1-2HF井等17口井进行了现场实践及应用,初步形成了涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术。应用表明,该技术可显著提高机械钻速、缩短钻井周期,可为涪陵焦石坝区块页岩气规模开发提供技术支持。

涪陵页岩气田低黏低切聚合物防塌水基钻井液研制及现场试验

为了解决涪陵地区焦石坝区块二开钻井过程中钻井液黏度高、摩阻高、扭矩大及定向托压严重等问题,研究了一种低黏低切聚合物防塌水基钻井液。室内试验表明,该水基钻井液抑制性、润滑性、封堵性良好,抗温能达100℃,且具有很好的抗污染能力。该钻井液在涪陵地区焦石坝区块二开井段进行了现场试验,有效解决了因地层钻屑水化造浆而造成的钻井液黏度升高、密度升高及井下托压严重等问题,保证了井下作业的正常进行,缩短了钻井周期,提高了钻井效率。

页岩气储层含水饱和度影响因素及计算方法——以焦石坝区块五峰组—龙马溪组为例

与砂岩、泥岩和碳酸盐岩等常规地层相比,页岩地层黏土含量高,有机孔和无机孔并存,纳米孔非常发育,黄铁矿广泛发育,地层导电性较为复杂,以上因素增大了页岩地层含水饱和度的评价难度。为了提高页岩气储层含水饱和度计算的准确度,以四川盆地焦石坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩地层为研究对象,对含水饱和度的影响因素进行了探讨。研究结果表明:①黏土矿物中存在吸附水、层间水和结构水等多种形式的束缚水,是页岩气储层束缚水的主要储集空间,容易形成较高的含水饱和度;②有机孔表面具有亲油气性,连通性好,是烃类的主要赋存空间,容易形成较低的含水饱和度;③黄铁矿使地层电阻率降低,导致计算的含水饱和度增大;④对比分析孔隙度—饱和度交会法、Archie公式、Simandoux公式以及Total Shale公式的应用效果和存在的问题,总结出适用于研究区页岩气储层含水饱和度的评价方法。该项研究对四川盆地五峰组—龙马溪组地层水的主要组成形式、含水饱和度影响因素以及不同计算方法之间的异同进行了分析,可以为其他地区页岩地层含水饱和度的评价和计算提供参考。

涪陵页岩气田焦石坝海相页岩气富集主控因素分析

涪陵页岩气田是国内首个实现商业开发的整装非常规气田,区内焦石坝海相页岩段以深水陆棚相沉积为主,发育富含有机质的深灰色、灰黑色页岩,页岩总有机碳含量高,有机质成熟度适中,储层物性好,脆性矿物含量高,游离气与吸附气含量高,具有明显的异常高压,测录井显示含气特征明显。通过岩心分析、测井曲线及分析化验资料研究,对焦石坝海相页岩气藏主控因素进行探讨,研究发现,焦石坝海相页岩气富集主要受连续厚度、总有机碳含量、热演化程度、储层物性、地层压力及岩石脆性、顶底板组合条件等因素控制,特殊沉积环境构成页岩气富集条件。本文主要依据涪陵页岩气田焦石坝海相页岩气的勘探实践,特别是JY1井和JY4井勘探成果,重点研究下志留统龙马溪组下部—上奥陶统五峰组海相页岩气富集的主控因素,以期为今后四川盆地海相页岩气勘探提供有益的帮助。

空气钻井工艺在焦石坝地区提速研究

本文介绍、分析并总结了空气钻井工艺在焦石坝地区提速空气钻井工艺在焦石坝地区提速相关技术,为后续的推广和普及使用提供一定参考。

焦石坝区块五峰组与龙马溪组一段页岩有机孔隙结构差异性

焦石坝区块五峰组和龙马溪组一段海相富有机质页岩中纳米有机孔隙十分发育,有机孔隙成为该页岩气储层的重要储集空间。应用场发射扫描电镜(FE-SEM)和Image J统计软件以及气体吸附测试,对五峰组和龙马溪组一段下部和上部3套页岩的20块样品有机孔隙结构(孔隙形状、数量、孔径分布)进行了观察和参数统计分析,并对有机质面孔率进行了计算。根据利用FE-SEM观察到的孔径分布在2~900 nm,主要在10~900 nm的有机孔隙特征发现五峰组、龙马溪组一段下部和上部页岩的纳米有机孔隙结构存在明显的差异性。五峰组页岩有机孔隙形状多为不规则棱角形,而龙马溪组一段页岩有机孔隙形状多呈椭圆形和近圆形。五峰组页岩样品孔径在10~50 nm有机孔隙相对最发育,其次是龙马溪组一段上部;而龙马溪组一段下部页岩样品孔径在50~900 nm的有机孔隙相对最发育,其次是龙马溪组一段上部。根据孔径主要在10~900 nm的6 1400余个有机孔隙的统计结果,页岩样品平均单颗粒有机质面孔率与有机碳含量(TOC)有粗略的正相关性,但五峰组页岩样品平均有机质面孔率相对略偏小。根据气体吸附孔径测定及分析,页岩样品中孔径在0.3~1.5 nm和2~10 nm范围的纳米孔隙发育程度与TOC具有明显的正相关性。焦石坝区块五峰组、龙马溪组一段下部和上部页岩有机碳含量的差异性、五峰组页岩处于挤压滑脱层底部且经历了更明显的分层滑脱改造以及改造引起的部分超压释放,可能是3个层位页岩有机孔隙结构差异性的原因。

涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井技术

随着涪陵页岩气田焦石坝区块进入开发调整期,单井可采储量降低,要继续经济开发就需要缩短钻井周期、降低钻井成本。为了实现钻井提速降本,进行了钻井优化设计、超长水平段钻井、强化参数钻井提速、基于等寿命理念的“一趟钻”钻井、“钻刮通洗一体化”完井和长效密封固井等方面的技术攻关,形成了涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井技术。现场应用结果显示,调整井平均水平段长度达到2096 m,同比涪陵页岩气田焦石坝区块一期增加37.8%;平均机械钻速达到9.49 m/h,同比一期提高26.2%;钻井周期62.27 d,同比一期缩短26.0%;环空带压比例由一期的70.0%降至4.6%。研究表明,涪陵页岩气田焦石坝区块调整井钻井关键技术满足了焦石坝区块部署调整井的技术需求,支撑了涪陵页岩气田稳产增效。

涪陵焦石坝区块页岩气井产量递减典型曲线应用研究

为研究涪陵焦石坝区块页岩气井产量递减规律和影响产量递减典型曲线的主要因素,依据该区块典型页岩气井生产数据,采用拟合方法,建立了归一化拟产量与物质平衡时间的递减典型曲线,分析了气井初始产能、生产时间、配产、产水量、地层压力和井底流压对产量递减典型曲线和可采储量评价的影响,并研究了产量递减典型曲线在页岩气井可采储量评价、合理配产、流动阶段划分等3个方面的应用问题。研究表明,采用产量递减典型曲线评价可采储量时,既考虑了研究井目前的生产特征又可反映后期变化特征,因此该方法较常规的物质平衡法、弹性二相法、经验类比法更为可靠;页岩气井产能和生产规律是一个动态变化的过程,因此应动态合理配产,注意分区、分井、分阶段的差异性;对产量递减典型曲线取归一化拟产量和物质平衡时间的双对数曲线后,在完整的生产周期内可根据斜率判别页岩气井所处的流动阶段。该研究结果可为涪陵焦石坝区块页岩气井可采储量评价、合理配产和区块开发方案的设计提供参考和指导。

涪陵焦石坝区块页岩气井动态合理配产技术

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井的渗流特征、产量递减特征和生产特征呈现分阶段变化和分区差异性,目前没有适用该类页岩气井的配产方法。借鉴国外页岩气生产经验,根据页岩储层应力敏感试验结果和实际生产情况,确定采用定产控压的生产方式。在此基础上,借鉴常规气藏配产方法,根据该区块页岩气井实际生产特征,选用采气指示曲线法和不稳定产量分析法确定不同产能页岩气井的合理配产系数。引进页岩气井分区、分阶段动态合理配产的理念,结合分区不同产能区间页岩气井产能的递减规律,按照页岩气井当前累计产气量对应产能的合理配产系数调整配产。按照此方法对涪陵焦石坝区块页岩气井的配产进行了调整,调整后既满足了该区块页岩气井稳产3年左右的需要,又使页岩气藏获得了较高的采收率和较好的经济效益。