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。

中国南方海相复杂山地页岩气储层甜点综合评价技术——以昭通国家级页岩气示范区为例

针对中国南方海相页岩气勘探开发所面临的"强改造、过成熟、复杂山地人文"等地质与地理条件,以云南昭通国家级页岩气示范区6年来的页岩气勘探甜点评价及黄金坝产区5×10~8m^3页岩气产能建设实践为支撑,在调研总结国内外页岩气储层评价认识的基础上,明确提出南方海相山地页岩气储层甜点评价中应补充页岩气保存条件、孔隙压力条件这2项关键指标,并应强化地应力与天然微裂缝系统评价研究。以此为基础,融合页岩气多学科资料进行系统分析并开展地质工程一体化综合研究,由此建立了页岩气储层"地球物理、储层地质、裂缝系统、岩石地质力学"三维模型。应用实践结果表明:①地质工程一体化和储层三维建模是中国南方海相复杂山地页岩气储层甜点评价的有效方法;②页岩气储层甜点评价体现了多属性、多项评价参数的三维空间叠合与叠加效应;③木桶短板原理决定了页岩气储层甜点区的分布格局和评选结果。结论认为:该页岩气储层甜点综合评价方法具有创新性,可有效规避复杂的地质风险和工程风险,对高效勘探开发南方海相页岩气具有指导意义。

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。

页岩气水平井生产套管变形机理及工程应对方案——以昭通国家级页岩气示范区黄金坝区块为例

针对四川盆地周缘昭通国家级页岩气示范区黄金坝区块2口页岩气水平井套管严重变形的情况,基于24臂井径套管变形测量、裸眼井径、电阻率电测、钻时及气测录井、固井CBL/VDL及CBL成像等资料,分析引起套管变形位置附近地层的地质与工程特征,利用三维成像分析软件分析24臂井径测量数据并进行三维成像,得到了变形套管的形态特征。研究结果表明:(1)极严重套管变形井段发生在构造裂缝发育区;(2)套管变形形态为上下方向为主的"S"形弯曲;(3)极严重套管变形呈现明显的遭受岩石高角度滑移挤压而横向剪切变形特征。据此提出建议:(1)该区应重点防范由岩石沿裂缝面滑移引起的剪切套管变形,利用产层段构造等值线图,设计井眼轨迹避开地下局部高陡构造的"脊部"或"谷底"位置;(2)利用产层段蚂蚁体分布图预测的裂缝带分布信息,使井眼轨迹沿裂缝带走向钻进;(3)推荐采用免钻磨大通径桥塞或全通径无限级完井工艺技术,避开压裂后常规桥塞钻磨工序,以确保压裂后的各级压裂层都能投产。

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。

山地浅层页岩气勘探挑战、对策与前景——以昭通国家级页岩气示范区为例

多期次构造运动叠置的板内形变作用形成了昭通国家级页岩气示范区特殊的四川盆地外缘山地特征并带来了巨大的天然气勘探难度。为了破解复杂构造区山地页岩气勘探所面临的难题,在全面分析山地页岩气内涵及其地质特征的基础上,总结了昭通探区太阳背斜构造浅层页岩气富集高产的规律,提出了山地页岩气的勘探思路和技术对策,进而展望了勘探前景。研究结果表明:①山地页岩气具有复杂地表地貌和地腹地质特征,构造强形变、地层年代老、热演化过成熟,页岩气整体封闭保存条件的好坏是能否成藏的关键;②该区页岩气储层非均质性强,剪切应力高且复杂,断层、裂缝带和表层溶洞发育,钻探工程实施风险大、成本高;③该区页岩气在纵向和横向上都具有较好的封闭保存条件,在页岩气储层顶底板、封闭断层的共同作用下构成了良好的三维封闭储集空间体系;④针对山地页岩气勘探挑战和油田矿权限制,提出了“走出盆地稳定区,向山地区带发展”“走出五峰组—龙马溪组,实现其他页岩层系突破”主动进攻的勘探思路;⑤在践行地质工程一体化的基础上,明确提出“全链条打造透明人造裂缝页岩气藏”的评价理念和全过程一体化精准管控的工作理念。结论认为,昭通探区及四川盆地外缘的残留构造坳陷区浅层页岩气资源丰富,多地钻探显示良好,具有较好的浅层页岩气勘探前景。

昭通示范区太阳-海坝浅层页岩气富集模式

基于昭通页岩气示范区太阳浅层气田不同构造部位典型井的页岩气气组分及烷烃碳同位素、页岩裂缝充填物及围岩碳氧同位素、流体包裹体及磷灰石低温年代学等分析测试资料,系统探讨太阳-海坝浅层页岩气田富集保存模式。结果表明:五峰-龙马溪组目的层与致密顶底板隔层整合接触,为侧向封闭性良好的压扭性断层所围限而形成“三维封存箱”;流体地球化学特征揭示太阳-海坝浅层气田五峰-龙马溪组成岩成藏为封闭环境,页岩气总含气量、气组分及游离气占比指示“三维封存箱”富集保存条件存在差异性,其中深部云山坝向斜页岩气富集程度优于浅层太阳和海坝背斜;太阳和海坝浅层背斜具有晚抬升、页岩自封闭能力强、深部向斜游离气短距离向浅层背斜运移补充的特点。

高性能有机盐水基钻井液在昭通国家级页岩气示范区的应用

由于页岩地层易水化膨胀、页岩气储层地质结构复杂,因而井下事故频发,故页岩气水平段钻井多采用油基钻井液。但是油基钻井液成本高、污染大,并且一旦发生漏失,其堵漏效果差。因此针对不同的地质条件,运用成熟的水基钻井液已成为技术发展方向。为此,根据昭通国家级页岩气示范区页岩气储层特性,在中浅层页岩气井试验使用有机盐水基钻井液体系。应用结果表明:(1)高性能有机盐水基钻井液体系能够满足页岩气井的钻完井作业,有效规避了钻井液体系转化等烦琐工艺;(2)较之于油基钻井液,井组使用有机盐水基钻井液在经济性方面具有明显的优势;(3)尽管在试验的几口中浅层页岩气井取得了成功,但由于各区域岩性特征、矿物组分、构造特征存在着差异,该有机盐水基钻井液技术的区域适应性还有待于进一步验证。结论认为,有机盐水基钻井液体系不仅降低了环保压力,还拥有与油基钻井液体系相媲美的性能参数;该技术不仅为复杂地质情况下页岩气钻井施工提供了选择,也为页岩气环保施工提供了新的思路。

山地浅层页岩气地质工程一体化高效压裂试气技术——以昭通国家级页岩气示范区太阳气田为例

为了保证山地浅层页岩气储层的压裂效果并且控制气井高效试气与建产的成本,在昭通国家级页岩气示范区太阳气田开展了水平井体积压裂技术升级和返排试气一体化技术现场创新实践,探索形成了适用于我国复杂构造区山地浅层页岩气低成本、高效体积压裂与返排试气一体化关键技术。研究结果表明:(1)以长段多簇密切割、复合暂堵转向、石英砂代替陶粒、控液增砂、全程低黏度滑溜水等工艺技术的综合应用为标志,该示范区水平井体积压裂工艺实现了由1.0级向2.0级的升级,为山地浅层页岩气压裂工艺技术升级提供了智慧方案;(2)该示范区浅层页岩气储层具有弱超压、高吸附气含量的特征,使页岩气井压裂后返排表现出"井口压力低、测试产量低、稳产时间长"的生产特征;(3)按照"控压、控速"的策略进行返排,创新形成"五四三"(5个时期、4个关键节点、3个关键参数)精细返排测试技术、伺机关井措施及气液两相流数字化精准计量测试技术,助力浅层页岩气井低成本高效返排测试的实现;(4)在该示范区开展了山地浅层页岩气井压裂、返排试气一体化关键技术现场实践与规模应用,提高了单井产气量、降低了压裂试气成本,取得了良好的应用效果。结论认为,该研究成果探索出了山地浅层页岩气效益开发的新路子,可以为我国其他地区同类页岩油气的勘探开发提供借鉴。

昭通国家级页岩气示范区勘探开发进展及前景展望

昭通国家级页岩气示范区(以下简称示范区)是继四川长宁—威远、重庆涪陵之后中国第三大国家级页岩气生产基地,经过10余年的深耕细作,取得了系列重要的勘探开发成果。为此,从勘探开发历程和理论技术发展视角,系统总结了示范区页岩气勘探发现历程及产能建设进展,梳理了具有山地页岩气特色的地质勘探理论和关键技术,展望了其发展前景与方向。研究结果表明:(1)示范区勘探开发经历了5个发展阶段,目前已形成黄金坝、紫金坝中深层和太阳浅层页岩气3大建产区,累计探明地质储量达3100×10^(8) m^(3),累计产气量超过72×10^(8) m^(3),建成国内第三大页岩气绿色示范基地;(2)创新提出了“沉积背景控源储、改造强度控保存、立体封闭控富集”的“多场协同多元耦合”山地页岩气富集成藏赋存理论,建立了盆外浅层页岩气“三维封存体系”成藏模式;(3)形成了强改造复杂构造区山地页岩气选区评价技术系列,率先建立地质工程一体化评价理念,构建迭代升级的三维储层模型打造透明页岩气藏并培植高产井,实现了从盆缘中深层向盆外超浅层—中浅层页岩气的重大勘探突破,发现了国内首个储量超过2570×10^(8) m^(3)的大型整装浅层页岩气田;(4)创立了以地质工程一体化、页岩地质力学评价为核心的标志性技术成果和一体化高效开发模式,引领了山地页岩气清洁绿色高效勘探开发。结论认为:(1)示范区应实行“两个走出”勘探战略思路,即“走出矿权受限的盆地稳定区,挺进滇黔北坳陷复杂构造区(复杂中找稳定带)”和“走出五峰组—龙马溪组,探索其他层系页岩气突破(主流率领百花开)”;(2)优选有利区块规模部署实施“乐平组煤层(系)气+龙马溪组页岩气”双层立体水平井开发,从而建立山地页岩气+煤层气“非常规气立体高效开发”的一体化开发新模式。

复杂山地页岩气勘探开发技术创新与成效——以昭通国家级页岩气示范区为例

中国海相页岩气主要分布于包括四川盆地、长江流域及其周缘地区在内的扬子地块,是目前国内页岩气勘探开发最为现实的区域之一。昭通国家级页岩气示范区(以下简称昭通示范区)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,是典型的中国南方山地地块,受地形复杂、构造变动强烈、断裂发育、热演化程度高等特点的影响,该区页岩气勘探开发颇具难度。为了实现复杂山地页岩气的规模效益开发,近年来中国石油浙江油田公司持续在滇黔北构造复杂带开展页岩气勘探开发实践,以昭通示范区页岩气产能建设为依托,在复杂山地页岩气基础地质理论研究、低成本工程工艺技术攻关等方面创新突破,建立了复杂山地页岩气“三元控藏”富集赋存理论、页岩储层分类评价标准和目标评价体系,创新形成了地震各向异性处理及甜点预测技术、地震地质工程一体化综合评价技术,研发了环保型高性能水平井水基钻井液,优化了页岩气水平井钻井提速技术,建立了“长段转向+多簇密切割+石英砂”高杂应力页岩复杂缝网压裂技术,初步形成了复杂山地页岩气勘探开发技术策略,实现了复杂山地页岩气勘探多点突破和高效开发。结论认为,昭通示范区已提交了探明页岩气储量超过1000×10^(8) m^(3),建成了18×10^(8) m^(3)/a页岩气产能规模,展现出良好的山地页岩气勘探开发前景。

昭通国家级页岩气示范区海陆过渡相页岩气的地质特征与资源潜力

我国海陆过渡相页岩气资源丰富、分布范围广、资源潜力大,海陆过渡相页岩主要发育于石炭—二叠纪地层。上二叠统乐平组碳质页岩是昭通国家级页岩气示范区内重要的海陆过渡相页岩层系。为了评价昭通探区海陆过渡相页岩气的地质特征与资源潜力,根据钻井、录井、测井及实验分析资料,对该区乐平组富有机质页岩的基本地质特征等进行了研究,并与其他地区已获得良好海陆过渡相页岩气显示的页岩层系进行了对比分析。研究结果表明:(1)昭通探区乐平组海陆过渡相富有机质泥页岩非常发育,厚度较大、脆性矿物含量较高、物性条件较好、有机碳含量高、有机质热演化程度高、含气性较好,具备页岩气形成的有利地质条件;(2)优选出太阳—大寨地区和雄赫东区两个海陆过渡相页岩气有利区,初步确定有利区面积达466 km2,页岩气资源量近800×108 m3,可以作为该区下一步页岩气勘探的重点突破区域。结论认为,昭通探区海陆过渡相页岩气资源丰富并且具有良好的勘探开发前景,可以作为重要的后备突破层系之一。

页岩气多尺度渗流数值模拟技术——以昭通国家级页岩气示范区为例

页岩气藏的渗流机理复杂,沿用传统的油藏数值模拟器表现出了不适应性。为了实现对页岩气藏的有效模拟,引入等效数学模型——气体状态方程、渗透率模型及气体吸附模型,并且建立嵌入式离散裂缝网格剖分方法,进而开发出流固耦合模型;在此基础上,基于昭通国家级页岩气示范区2口水平井的Petrel地质建模成果,利用所建立的流固耦合模型进行压裂后气井的生产历史拟合和预测,进而开展了参数敏感性分析。研究结果表明:(1)流固耦合模型可以考虑孔隙压实和裂缝变形的影响,功能扩展后的数值模拟器可以更准确地模拟致密介质中的页岩气渗流特征;(2)嵌入式离散裂缝网格剖分方法能够有效提高建模效率和数值模拟计算速度,支撑了页岩气井生产数据的高效模拟;(3)随着基质渗透率、裂缝渗透率、裂缝长度逐渐增大,页岩气井累计产气量逐渐升高,但增幅略有变小;(4)随着应力敏感系数的逐渐增大,单井累计产气量逐渐降低,但降幅逐渐变小。结论认为,该数值模拟技术可以应用于页岩气井的生产动态分析,可以为同类气藏的开发提供借鉴。

昭通国家级页岩气示范区页岩气储层微观孔喉表征

页岩气储层具有纳米级孔隙特征。为了定量表征页岩气储层特殊的孔隙结构及其孔径分布规律,利用高精度的气体吸附—高压压汞—核磁共振测试技术联立的页岩全尺寸孔喉探测方法,采用CO2吸附、N2吸附和高压压汞实验得到微孔、中孔和大孔的信息以及孔喉分布曲线;结合核磁共振实验得到孔喉半径与横向弛豫时间的幂指数转换模型,实现了昭通国家级页岩气示范区基于核磁共振弛豫谱的孔喉分布定量表征。研究结果表明:(1)CO2吸附、N2吸附、压汞实验可以描述不同尺度的孔径,通过三者联立,可以较为全面地描述页岩的全孔径分布;(2)核磁共振T2谱与气体吸附—压汞联合建立页岩全孔径分布具有较好的对应性,两者呈幂指数关系,可建立定量转换模型,从而用于测井刻度;(3)将实验关系应用于核磁共振测井刻度,有效地提升了页岩气储层孔隙结构评价精度。结论认为,通过CO2吸附、N2吸附、高压压汞实验及核磁共振测试等高精度的页岩岩石物理测试技术,结合岩心刻度测井,可以实现测井评价页岩储层纳米级孔隙结构,不仅克服了岩心测试不连续的缺陷、实现了连续深度纳米级孔喉定量表征,而且进一步提升了测井评价技术的应用价值。

页岩气集输平台管线腐蚀原因及CO2来源分析——以昭通国家级页岩气示范区为例

在天然气开采过程中,集输平台收集各采气井产物,分离采出水、采出砂和天然气,气液分流后各经集输管线输出平台。由于平台处理流体组成复杂且具有腐蚀性,随着开采时间的持续,天然气集输平台管材腐蚀现象逐步加重。在导致平台管材腐蚀的众多介质中,以CO2腐蚀的情况最为严重。为此,针对昭通国家级页岩气示范区存在的天然气集输平台管材腐蚀现象,通过分析天然气流体中CO2的含量、分压及侵蚀性CO2含量,结果发现发生穿孔腐蚀的管道中CO2含量高于未发生穿孔腐蚀的管道;同时对影响CO2腐蚀的因素进行了研究,结果发现在高流速下CO2腐蚀速率呈倍数增长;结合同平台不同腐蚀程度的气井生产动态,基本确定该区为非典型的CO2腐蚀,即在高流速气水中,CO2腐蚀得到了明显加速后产生的管线腐蚀穿孔。在此基础上,探讨了CO2的成因及来源,初步推断该区CO2的主要来源为碳酸盐矿物热裂解产物。

昭通国家级页岩气示范区太阳区块浅层页岩气的立体开发

为了实现浅层页岩气的立体、高效开发,在总结昭通国家级页岩气示范区内已实施立体开发的平台试验效果的基础上,以该示范区太阳区块下志留统龙马溪组浅层页岩气Y102H11井组的北半支井为例,通过Petrel建模软件建立地质模型,采用Visage地应力模拟软件还原压裂施工前后三维地应力场变化,运用非常规裂缝模型精细模拟水力压裂裂缝的扩展过程,然后使用Intersect模拟器进行气井产能预测;在此基础上,结合经济评价手段,提出了该区块浅层页岩气立体开发的井位优化部署方案。研究结果表明:(1)在靶体同为龙一11小层的情况下,井距由400 m缩小至200 m,井数增加,气藏采收率提高,但受制于投资增加和井间干扰的影响,经济效益呈下降趋势,此时井间距不宜低于250 m;(2)在井数相同的情况下,实施多靶体的立体开发能够有效地减弱井间干扰的影响,气藏采收率提高;(3)在Y102H11井组北半支井控制区域内,部署4口水平井,平面上井距为250 m,邻井靶体在龙一11小层和龙一13小层错层部署,结合采用"压裂2.0级"工艺技术,可以实现区域采收率达30.6%、内部收益率达13.8%的最佳页岩气开发效果。结论认为,该研究成果可以为太阳区块浅层页岩气藏提高采收率提供支撑。

浅层页岩气井控压返排技术——以昭通国家级页岩气示范区为例

页岩气井压后返排阶段作为完井与生产之间衔接的关键一环,返排程序是否科学合理对于压裂效果评价及后期生产效果影响极大,返排速率控制不当,容易造成支撑剂回流、裂缝导流能力降低甚至储层伤害。为了减小储层伤害和提高压后产量,结合昭通国家级页岩气示范区埋深小于1500 m的浅层页岩气勘探开发实践,基于浅层页岩气井的排采动态特征,通过实时分析压力、气水比、返排液矿化度等排采动态参数,研究制订出适应该区页岩气井特点的返排程序。研究结果表明:(1)该区浅层页岩气井由于埋藏浅,压后返排呈现出井口压力低、排液时间长、见气后气相突破慢、返排率较高的动态特征,气相突破前后,气水比与累计产气量的双对数特征曲线存在着阶段拐点;(2)压后坚持"连续、平稳、精细、控压"的返排原则,既可以最大化地利用页岩自吸水化作用提升裂缝网络复杂程度,又能够合理控制生产压差、减小压力损失,充分利用地层自身能量保障连续稳定生产,降低水锁障碍,提高气相渗透率;(3)较之于中深层高压页岩气井,浅层页岩气井宜采用慢返排模式,尤其是在返排初期坚持慢返排,更有利于储层动用,获得更高的测试产量。结论认为,通过返排制度优化,页岩气井测试产量逐年提升、试采效果优于开发方案。

昭通国家级页岩气示范区泡沫排水采气工艺技术及其应用

昭通国家级页岩气示范区所具有的"构造改造强烈、有机质热演化程度过成熟、应力条件复杂"等地质特征使其产液呈现多样化的特点。一般中深段的储层生产早期产气量大、压力高、携液性强,采用套管生产即可解决排液问题;随着压力的降低,排水采气的必要性及重要性逐渐凸显,尤其是在低压生产阶段,微弱产水未及时排出都有可能造成气井积液停产。为了保持页岩气井生产的连续性和稳定性,依据该区页岩气井全生命周期产气产水的特点评价、选择排水采气工艺,其核心在于如何合理地利用地层能量和优选高效便捷的排水采气工艺,以保证页岩气生产井排采的连续性。研究结果表明:(1)泡沫排水采气工艺具有成本低、操作简便、见效快的优点,因此在国内外油气田开发生产中被普遍应用;(2)基于对该区页岩气井生产不同阶段生产规律的认识,从药剂优选、加药制度、加注设备等方面对页岩气井泡排工艺进行了优化,优选了适用的药剂体系,形成了该区页岩气井"一井一策"的精细泡排制度,并优化地面加注工艺及加注设备,最终实现了自动泡排。现场试验结果表明,采用上述工艺技术有效地降低了人工成本及运行成本,降本增效效果显著。

MAPS阵列成像水平井产气剖面测井技术及其应用——以昭通国家级页岩气示范区为例

页岩气开发井以水平井为主,由于流体重力分异的影响,从上至下会出现以气、油、水的层状流流动为主的流型,与垂直井存在着较大的差异,沿用常规的生产测井技术无法有效地描述页岩气水平井的流动特征。为了更好地利用生产测井技术、提高对影响页岩气产气能力的储层和工程因素的精细研究水平、寻找页岩气储层"甜点区"并确保压裂施工效果,在昭通国家级页岩气示范区借助于连续油管传输技术,开展了以水平井产气剖面测井技术为代表的生产测井技术攻关。以气液两相流流动试验为基础,通过研究MAPS阵列成像生产测井系列在气液两相水平管流中的流动特征,总结了在中低产量下,水平井气液两相典型流型;根据不同流型下的流动特点,分流型建立了气液两相流动方程,进而建立了一套基于非线性最优化原理的MAPS阵列成像水平井产气剖面测井解释评价方法和流程,并且得出了"地层破裂压力(破裂压力的大小与层理、微裂缝和天然裂缝的发育情况等因素有关)与产气能力密切相关"的结论。现场应用效果表明,该套技术显著提高了页岩气水平井各段、簇产气状况的解释精度,有助于准确认识页岩气藏的储层特征并指导压裂施工。

浅层页岩气成藏地质条件分析——以昭通国家级页岩气示范区麟凤向斜为例

2018年9—11月,通过钻探Q7、Q6井,在昭通国家级页岩气示范区麟凤向斜上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发现了浅层页岩气藏。该气藏具有埋藏浅、甲烷含量高、含气层段厚度大的特点。为了评价该区的页岩气勘探开发潜力,通过采集Q7、Q6井五峰组—龙马溪组页岩岩心样品,开展系统实验检测,综合分析了麟凤向斜五峰组—龙马溪组浅层页岩气的成藏条件。研究结果表明:(1)麟凤向斜内五峰组、龙马溪组富有机质页岩为半深水—深水陆棚相沉积,分布范围广、厚度稳定;(2)热演化程度适当,保障了充足的气源供给,源储一体、自生自储的优质页岩体是页岩气赋存的有利层位;(3)纳米孔、微裂缝是有利的页岩气储集空间,赋存形式以吸附气为主、游离气为辅,页岩顶、底板盖层的遮挡作用明显,有利于浅层页岩气的成藏与保存。结论认为,早期深埋生气、晚期浅埋封存,是本区优质页岩含气系统的基本构成要素;该向斜是一个相对稳定的构造,页岩气不易逸散,有利于页岩气的长期稳定赋存,是下一步页岩气勘探的目标区。