深层页岩气水平井“增净压、促缝网、保充填”压裂改造模式——以四川盆地东南部丁山地区为例

由于埋藏深、地质特征复杂,致使针对中浅层页岩气藏的压裂工艺不能完全满足四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层改造的需要。为此,将地质与工程研究紧密结合,优选页岩气"地质与工程双甜点"区,开展深层页岩气水平井压裂技术攻关研究,对以往仅适用于中浅层页岩气储层的压裂模式进行改进,并将改进后的压裂模式与工艺应用于丁山地区3口深层页岩气井。研究结果表明:①该区西北部深层页岩气储层具备地质、工程"双甜点"特性,天然裂缝、层理缝发育为压裂后复杂缝网的形成创造了有利条件;②基于"双甜点"区域,研究形成了"前置酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂模式,采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、"控近扩远"压裂工艺以提高远井地带有效改造体积、超高压装置以提高施工排量和缝内净压力;③3口深层页岩气井经过储层改造后,增产效果显著,测试页岩气产量介于10.50×10~4～20.56×10~4 m^3/d。结论认为,改进后的压裂模式与工艺可以为该区深层页岩气储层改造提供技术途径,为深层页岩气勘探开发取得突破提供支持。

基于游离气为核心的页岩气层类型划分方法——以川南地区下志留统龙马溪组海相页岩气层为例

四川盆地南部下志留统龙马溪组存在着一套厚度介于30~50 m的富有机质页岩(TOC>2%),但在开发过程中不同层段的页岩气产量差异巨大,利用原有评价标准进行页岩气层划分的结果与实际产能之间存在着较大的矛盾。为此,通过分析大量的实验数据,基于页岩气储层评价指标对比,探讨了原有评价标准与评价结果之间存在矛盾的原因,结合生产动态资料开展了页岩气层类型划分方法研究,建立了以游离气为核心参数的新页岩气层类型划分方法及标准,并在川南威远区块进行了页岩气开发实践验证。研究及实践结果表明:①存在上述矛盾的原因是没有充分考虑页岩气赋存方式对产气量的控制作用;②新标准主要由TOC、吸附气含量、脆性矿物含量、孔隙度、游离气饱和度等参数构成,新、旧标准的最大差异是前者将吸附气含量和游离气含量进行了区分,并利用容易获得的含气饱和度代替游离气含量参数;③研究区页岩气层可划分为游离型、吸附型、过渡型(混合型)共3种类型,其中游离型硅质页岩气层是该区龙马溪组页岩主要的高产层段,过渡型页岩气层是潜在的有利目的层段;④实践证实新分类标准具有很好的适用性。结论认为,新方法能够更有效地区分不同类型的页岩气层、准确界定页岩气高产层段。