复杂构造区页岩气井产能影响因素及井位优化——以四川盆地永川气田南区为例

为了支撑复杂构造区页岩气高效开发部署,以四川盆地永川气田南区为研究对象,在产能评价的基础上通过单因素分析、灰色关联法分析定量评价了地质、钻井以及压裂参数对气井产能的影响,提出了复杂构造区井位优化方向。研究结果表明:(1)研究区具有埋深跨度大、断缝发育、地应力复杂等特点,页岩气开发难度大,受地质条件强非均质性的影响,井间产能差异大,页岩气井产能主控因素复杂;(2)针对复杂构造区页岩气开发,与断层平行、牺牲与地应力夹角的部署方式不可取,气井距离高级别断层越近、产能越低,穿越小级别断层也能获得较好的产能。结论认为:(1)复杂构造区页岩气井产能主要受优质储层钻遇长度、断层、加砂强度、簇间距、井轨迹方位的影响;(2)建议复杂构造区采用“长段长、小埋深、大夹角、大避小穿”的水平井优化部署方式,即择优部署3800 m以浅储层,确保优质储层钻遇长度大于1500 m,水平井方位与最大主应力夹角大于60°,避开A级大断层、利用C级以下小断层。

川南深层页岩气开发实践与面临的挑战

深层页岩气资源量丰富,开发潜力巨大,但工程地质条件相对略差,效益开发难度较大。为支撑深层页岩气的效益开发,以四川盆地南部地区威荣和永川气田的开发实践为例,针对深层页岩气构造复杂、断缝发育、优质储层薄、产量递减快、最终可采储量低等难点,以“布好井、打好井、管好井”为目标,在气藏精细描述、渗流实验等研究基础上,采用地球物理—地质建模—压裂模拟—数值模拟一体化方法,形成了以地质甜点评价与预测技术、复杂构造区井网优化设计技术、“四位一体”钻井跟踪保障技术和全生命周期生产精细管控技术为核心的开发关键技术体系。同时,根据开发中暴露出的问题,梳理总结了在“构造—断裂—应力场”耦合机理、小—微尺度裂缝精细刻画、开发技术政策优化等方面的难点,提出了持续攻关的方向。研究认为:①深层页岩孔隙度、含气量等地质参数与中深层基本相当,但工程参数更复杂,具有地应力高、水平应力差高和破裂压力高的特征,改造难度大;②深层页岩气已在甜点评价与预测、建模—数模一体化技术和精细生产管理等方面形成了关键配套技术,取得了较好的开发效果;③目前深层页岩气主要面临套变、压窜、最终可采储量不达标等方面的难题,需要持续深化地质精细评价、流体运移规律和建模—数模一体化等技术攻关。

威荣、永川页岩气集输管线细菌腐蚀风险研究

为了明确威荣、永川页岩气井采出水对地面流程腐蚀的风险,首先针对影响细菌生长的温度、水质组分两大因素,开展了变温度工况对细菌存活影响实验,并对工区11个站的水质进行了检测,开展了pH值、Fe2+浓度、COD含量、Cl-浓度与细菌含量的关联分析,再次开展了16组隔氧静态腐蚀模拟挂片实验,最后对威荣、永川页岩气田外输管线细菌风险进行了综合分析。结果显示,高温会杀死大部分细菌,高Cl-浓度会抑制细菌生产,低COD含量会使细菌处于饥饿状态,细菌生存受限,SRB细菌腐蚀风险较低。威荣、永川页岩气气田目前输气投产具备高温、部分气井Cl-浓度高或COD含量低的特点,中低含Cl-气井虽存在SRB腐蚀,但腐蚀程度较低,与现场观测结果一致;对于常温、Cl-浓度低、压返液重复利用COD含量高的气井,细菌腐蚀风险较高。