美国Barnett页岩气开发中应用的钻井工程技术分析与启示

美国Barnett页岩气开发十分成功,有较多经验可供参考。井身结构设计要满足多次压裂的增产方式和长达30～50a生产周期的要求;丛式井成为降低开发成本、增大对储层控制能力的有效技术;水平井技术是页岩气开发的关键技术,水平井的成本一般是垂直井的1～1.5倍,而产量是垂直井的3倍左右;水平段钻进中,常使用油基钻井液和PDC钻头,在保持水平井眼稳定性的同时,提高机械钻速;低密度、高强度固井完井技术,能为后期储层改造和开发做好准备;随钻伽马测井曲线,可用于较准确地识别页岩储层,若水平井技术结合geo VISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术,可以更为合理的控制井眼轨迹。提出国内钻井工程技术集成与发展的建议:实现地面上集成、集中的"小间距丛式井组"(井工厂),做到"组少井多";实现储层中水平井眼轨道空间分布,合理开发"地下立体井网",做到"少井高产和高采收率";追求"钻井速度高、井眼质量好、钻井成本低"的钻井模式;开展长水平段水平井或水平分支井钻井技术的整体研究:研究满足后期开发和压裂需求的完井方式,在成本允许的条件下采用泡沫水泥固井技术,研制特殊套管、封隔器、分支工具等材料和新型井下工具。

福特沃斯盆地Barnett页岩气藏特征及启示

福特沃斯盆地Newark East页岩气田是美国第一大页岩气田,代表了一个集烃源岩、储层和盖层等成藏体系所有关键要素存在于同一套页岩层的非常规天然气藏——页岩气藏。根据研究资料,对福特沃斯盆地Barnett页岩气藏的特征进行了分析,包括页岩厚度、有机质类型及丰度、成熟度、孔渗和裂缝特征以及含气量等指标,重点研究了Newark East页岩气田的特征,该气田具有页岩层相对较厚、有机质丰度高、热成熟度高和被致密碳酸盐岩包围的特征。最后得出Newark East气田Barnett页岩气藏的气藏模式,并认为该页岩气藏的特征、模式在马拉松-沃希托、阿巴拉契亚逆冲褶皱带前缘的前陆盆地中具有普遍意义。

上扬子地区早古生代页岩气与北美Barnett页岩气潜力对比

上扬子地区早古生代牛蹄塘组和龙马溪组发育两套分布广、厚度大、有机质含量高的页岩,目前相关的试验性页岩气开采较少,对其潜力缺少定量或相对定量方面的评估。北美地区Barnett页岩是页岩气开采历史最长,产量最高的页岩,建立了可靠的页岩气潜力的评价标准,对比评价上扬子地区早古生代页岩气潜力不失为经济有效的方法。通过比较发现,上扬子地区早古生代页岩与Barnett页岩具有相似的构造沉积背景和发育规模,二者之间具有很强的可比性。地球化学特征对比发现,上扬子地区早古生代页岩的有机质丰度、类型、成熟度、页岩气类型和有机质转化率等相关参数与Barnett页岩类似或更有利,认为其资源潜力不低于Barnett页岩,具有进行较大规模试验性开采的条件。

美国福特沃斯盆地Barnett页岩气藏特征及开发技术特点

本文分析了得克萨斯州沃斯堡盆地密西西比Barnett页岩的岩性特征、孔渗特征、有机质类型及成熟度、含气丰度和资源潜力,以及这一世界级的非常规天然气藏的开技术特点。Barnett页岩气藏地层岩性复杂,渗透率很低,需人工增产措施才能生产,富含有机质,现今的有机碳总量>3.0%,热成熟度较高,镜质体反射率>1.1%,蕴藏巨大的资源潜力。美国地质调查局的评估福特沃斯(FortWorth)盆地未发现的技术可采储量为26.2万亿立方英尺。盆地内页岩气开采主要采用重复压裂、清水压裂、水平井开发等技术,且同步压裂技术也逐步在页岩气开发中推广。

综合裂缝绘图技术优化Barnett页岩气藏增产措施

2001年夏季实施了一项大型水力压裂分析项目，其中综合包括了（地面和井下的）倾斜度测量和微地震测绘等裂缝诊断技术。根据采集的大量数据更清晰的认识了北得克萨斯Barnett页岩的极为复杂的裂缝特性。详细的裂缝测绘结果使得所建造经校准的三维裂缝模拟器能更好地反映裂缝性页岩储集层中所观测到的断裂机理。需要进一步的校准工作。事实上对裂缝发育的全面认识已有进展。 近年来，由于水力压裂或“低密度砂”处理技术的成功运用，Barnett储集层的钻探和压裂重新焕发出新的活力。这种渗透率极低的储集层得益于压裂处理技术，使之形成了又宽又长的裂缝富集带，以十分复杂的裂缝网络增大了地层连通的表面积。 了解所产生的裂缝的几何形状对于有效地进行增产措施和打加密井是十分关键的，特别是对于具有非常规裂缝网络的地区来讲更是如此。裂缝综合诊断技术提高了对新的压裂技术、再压裂以及加密钻井候选对象的识别能力。针对大型微地震数据集进行评价的方法已经开发成功。微地震分析与地面和井下倾斜裂缝测绘技术相结合，能够表征所产生裂缝网络。文中将介绍将一裂缝模型校正至观察裂缝特征的方法，还将讨论生产响应与各种裂缝参数之间的相关性。

贵州安场地区页岩气田地质特征及开发技术

安场地区页岩气田位于贵州省北部,产气层为五峰组—龙马溪组页岩,该气田具有源储一体、分布稳定和自生自储的特征,属于正常压力型的浅层山地页岩气田。由上至下,主要含气层的硅质矿物含量逐渐升高,黏土矿物含量逐渐降低;页岩储集空间以纳米级有机质孔为主,其次为残余粒间孔、晶间孔、次生溶孔、黏土矿物片间孔等。气井生产具有见气返排率较低、产量递减较缓慢和稳产时间长的特征。针对该类型气藏地质与开发特征,应加强精细地质建模和压裂方案优化,适度扩大井距;针对断裂发育和非均质性强的特征,需要加强地质工程一体化设计,通过不断迭代优化,建立精确的页岩气藏模型;针对水平应力差异系数较大及复杂缝网形成难的特征,应优化压裂段长度和簇间距,实施密切割和裂缝转向技术;针对气藏压力低、井口压力下降快和产气量低的特征,应进一步优化试气阶段的返排管理制度。

走滑体系层内构造对页岩气富集的影响:以四川盆地泸州地区云锦向斜Y4井为例

随着中国页岩气勘探的不断发展,四川盆地南部遇到的“甜点”认识不清、钻井地质复杂等问题,前人研究大多集中在沉积相、区域宏观构造等因素的影响,而没有考虑钻头尺度的页岩层内构造的影响。因此,弄清页岩层内构造变形-变位与页岩气富集之间的关系,对中国页岩气勘探的增储上产有重要意义。以四川盆地南部泸州地区云锦向斜Y4井为例,通过对云锦向斜进行精细的三维地震解释以及对五峰组-龙马溪组层内地震构造解释,结合地震和钻井资料,探讨层内构造对页岩气保存的影响。研究结果表明:(1)Y4井位于云锦向斜南翼较平缓区域,处于平面走滑体系中,走滑体系伴生构造对夹持产层的顶底板强硬层造成明显破坏,导致页岩气散失,形成页岩气富集局部不利区;(2)走滑体系下的次级构造具有平面延展的特点,钻井钻遇时,压裂可能导致井间侧向贯通;(3)走滑体系下的次级构造可能发育在向斜翼部较平缓区域,在常规地震剖面上不清晰,但在水平切片和地震多属性剖面上有较好的显示。该认识对川南地区走滑体系下的页岩气开采具有借鉴意义。

四川盆地寒武系筇竹寺组新类型页岩气形成机理与勘探突破

基于四川盆地寒武系筇竹寺组页岩岩心、测井、地震和生产等资料,采用矿物扫描、有机与无机地球化学分析、突破压力及三轴力学测试等方法,开展筇竹寺组储层基本地质特征研究,分析筇竹寺组页岩气富集高产条件、页岩气形成机理和富集模式。研究表明:①深水富有机质和浅水低有机质两类粉砂质页岩都具有很好的含气性;②页岩脆性矿物组成具有长石、石英含量相当的特征;③页岩孔隙以无机质孔为主,有机质孔含量低,孔隙发育受长英质矿物与总有机碳含量(TOC)共同控制;④页岩有机质类型为Ⅰ型,成烃生物为藻类和疑源类,成熟度高,生烃潜力高;⑤深水相、浅水相页岩气分别具有原地和混合成气的特点。⑥筇竹寺组页岩气富集基本规律是“TOC控藏、无机质孔控富”,富集模式为以ZY2井为代表的富有机质页岩“三高一超”(高TOC、高长英质矿物含量、高无机质孔、地层超压)原地富集模式和以JS103井为代表的低有机质页岩“两高一中一低”(高长英质、高地层压力、中无机质孔、低TOC)原地+输导层富集模式,是有别于志留系龙马溪组的新类型页岩气。研究成果丰富了深层—超深层页岩气形成机理,部署的多口探井实现页岩气勘探重大突破。

从页岩到页岩气储层:论泥(页)岩层构成油气储集层的必要条件

近10年来,页岩气的勘探开发已取得重要进展,但对于传统意义上作为“油气烃源岩或盖层”的富有机质泥(页)岩能否作为“储层”还需验证。利用薄片鉴定、扫描电镜观测、分子示踪剂扩散实验、孔隙度与脉冲渗透率测试等手段,系统分析了泥(页)岩的储集属性特征。结果表明:(1)富有机质泥(页)岩发育有机质孔隙(10~100 nm)和无机孔隙(10~500 nm),孔隙度在1%~10%之间,具备储集油气的有效空间;(2)富有机质泥(页)岩在高演化阶段(高成熟至过成熟阶段)发育与裂解气同期形成的大量微-纳米级有机质气孔,天然气能就近无阻力充注于有机质孔隙中,在克服运移阻力后经过短距离运移可以充注于与有机质孔连通的无机孔隙中;(3)泥(页)岩微-纳米孔隙系统呈网状连通,页岩渗透率小于0.01×10^(-3)μm^(2),天然气分子可以沿网状连通孔隙运移,但流动速度缓慢。综合分析认为富有机质泥(页)岩具备形成天然气储层的3个必要条件(储气空间、储集天然气和天然气流动),可作为“页岩气储层”,但能否作为油的储层,还需进一步验证,其他类型的泥(页)岩层只能被作为盖层及烃源岩层对待。

川南寒武系筇竹寺组拉张槽边缘型页岩气地质特征及富集高产地质因素研究

四川盆地寒武系筇竹寺组为区域性烃源层系,是龙王庙组和灯影组等气藏主要供烃地层。近年来寒武系的勘探表明,除作为烃源层具有良好的生烃能力之外,其本身也是一套优质的非常规储集层,并且通过测试获得了高产工业气流。针对该套地层受沉积时期构造运动影响,盆地不同区域、不同构造单元成藏特征差异较大,油气富集规律不统一的问题,基于研究区所处构造位置,分析认为研究区所在的拉张槽边缘筇竹寺组稳定发育厚大的含气储层,保存条件良好,与龙马溪组页岩具有相似的地质特征,进而总结了影响筇竹寺组页岩气富集高产的地质因素。这些因素包括:1)储层厚度大、储层品质好是富集的地质基础;2)地压系数高,顶底板封盖条件好,保存条件良好是富集的重要保障;3)脆性好、地应力相对低,为储层改造提供了良好的工程地质条件;4)良好的成藏配置条件为油气富集起到了重要作用;5)适度发育的微裂缝,通过改造形成复杂缝网且沟通天然裂缝是高产的关键。该认识对指导该区稳步推进勘探开发具有重要指导意义。

中国页岩气地质特征、资源潜力与发展方向

通过梳理中国页岩气地质理论研究进展与勘探实践,分析和总结不同类型页岩气地质特征、富集规律与资源潜力,取得以下认识:①中国的海相、海陆过渡相、陆相页岩在地质年代上由老到新分布,构造改造和生烃演化过程复杂度逐渐降低。②沉积环境控制源储配置类型,是“成烃控储”的基础,海相和陆相源储配置类型以源储一体型为主,偶见源储分离型,海陆过渡相以源储一体型和源储共生型为主。③刚性矿物抗压保孔和地层超压控制源储一体型页岩气的富集,良好的源储耦合与保存条件控制源储共生型和源储分离型页岩气的富集。④海相依然是中国页岩气增储上产主阵地,过渡相和陆相有望成为重要接替领域。建议按照3个层次开展页岩气勘探部署,加速展开中上扬子地区海相志留系、寒武系和二叠系勘探;重点突破中上扬子地区海相超深层和华北地区奥陶系等海相新层系、石炭系—二叠系海陆过渡相以及四川、鄂尔多斯、松辽等盆地中生界陆相页岩气领域;探索准备华南和西北等新区页岩气领域,为中国页岩气持续发展提供技术与资源储备。

常压页岩气藏储量起算标准研究——以渝东南地区武隆区块五峰组—龙马溪组页岩气藏为例

常压页岩气藏与高压页岩气藏在地质特点、生产特征等方面具有显著差异,现行页岩气藏储量起算标准主要是基于页岩气勘探初期投入情况和高压页岩气生产规律确定的。随着渝东南地区武隆、道真等区块常压页岩气的突破,有必要结合常压页岩气的地质特点、技术经济指标和生产规律等,针对性开展储量起算标准研究。基于盈亏平衡原理,分析了经济参数对起算标准的敏感性,结合常压页岩气生产动态,建立了符合其特征的储量起算标准计算模型。以武隆区块为例,结合技术参数和投资、成本费用、气价等经济参数,开展了不同埋深条件下储量起算标准测算,分析了测算结果变化规律。建议在埋深介于2 000~7 000 m的情况下,常压页岩气单井储量起算标准介于2.0×10^(4)~5.5×10^(4)m^(3)/d。常压页岩气藏储量起算标准的研究对规范的修订具有重要参考意义,有利于推动四川盆地外部常压页岩气藏探明储量的新增和规模建产。

考虑压裂缝网连通的页岩气井组试井分析方法

针对页岩气藏邻井压裂、开发调整等引起的井间干扰等问题,现有基于单井或未考虑缝网连通的井组动态评价方法难以适用。基于变导流能力裂缝模型,构建了考虑压裂裂缝缝网连通的页岩气井组试井分析模型,对裂缝缝网进行离散化,将多级压裂井井组模型方程转化为线性方程组进行求解并获得了井组井底压力解。通过有限体积数值方法对井组井底压力解进行了对比验证,建立了有连通裂缝和无连通裂缝时的井组井底压力典型曲线特征图,并给出了涪陵页岩气田2个平台4口井的应用实例。结果表明:①生产井具有双线性流1/4特征段、线性流1/2特征段、非稳态窜流特征段、边界拟稳态流特征段,而非生产井很难出现双线性和线性流特征段;②有连通裂缝和无连通裂缝情况下,利用有限体积数值方法计算的井组井底压力解与研究方法计算结果完全一致;③涪陵页岩气田2个平台4口井的实测数据解释评价结果与现场情况吻合,验证了方法的可靠性和实用性。研究成果可为页岩气藏储层参数的计算,压裂改造参数的计算以及井间连通性评价提供技术支持。

页岩气水平井井筒压降模型研究

准确预测井筒压力是气井动态分析和排水采气工艺设计的关键。页岩气井不同生产阶段井筒流动参数变化范围大,初期产液量高套管生产,中后期产气量大幅度下降油管生产,现有工程常用压力模型难以准确预测页岩气井全生命周期井筒压降。采用试验、理论与工程应用相结合的思路分析了井筒压降组成,开展了气水两相井筒流动试验,明确了气流速、液流速、管径和井倾角对持液率的影响规律。基于井筒压降分析结果,以环状流与非环状流的流型转变界限作为压降建模界限。利用气芯和液膜动量平衡方程构建了环状流压降机理模型;基于Mukheijee-Brill模型,构建流动相似准数,拟合了适用于不同管径的持液率模型,形成了页岩气水平井井筒压降组合模型。收集现场94口页岩气井的数据,新模型平均百分误差为0.46%,表明模型预测精度高,能够满足工程需求。

深层页岩气藏带温度场水力压裂模型构建与仿真研究

深层页岩气藏具有高温高压的地质特征,常规的流固耦合压裂模型并不能描述温度场对裂缝扩展的影响。基于一定的合理假设,构建了一个全三维热流固耦合水力压裂模型,用来描述深层页岩气藏水力裂缝扩展过程。通过有限体积离散与隐式时间离散完成数值实验,表明了温度对水力裂缝扩展影响显著。根据数值仿真实验结果可知:考虑温度场的裂缝模型相比常规模型更难以起裂,具有更大的压裂难度;更高的井底温度使裂缝更难扩展,高温环境和常温环境缝长差异显著;热膨胀系数越大,井底温度对裂缝扩展影响越显著。

基于深度学习的页岩气藏压裂缝网反演方法研究

页岩气储集层致密性强,非均质性显著,自然产量极低,必须采用水力压裂技术进行增产改造才能获得工业气流,而评估压裂作业成效及优化工艺参数的关键在于获取准确的压裂缝网参数。传统裂缝监测技术(如微地震监测)费用高昂,无法实现井区全覆盖监测,而数值模拟预测模型需要大量的工程地质参数,导致地质资料不完整或缺失井段预测效果不佳,亟须一种经济高效地获取缝网参数的新方法。为此,提出一种基于深度学习的页岩气藏压裂缝网反演方法,其核心是以现场施工压裂曲线数据为基础,对压裂曲线特征参数进行量化分析,以缝网参数的强相关性指标作为输入,以微地震监测缝网参数(包括缝网长度、宽度、高度、体积)作为目标输出,建立BP(误差反向传播)神经网络反演模型,实现压裂缝网参数精确反演。根据渝西地区页岩气井现场450段压裂曲线,对模型进行了训练和参数优化,测试集缝网参数反演结果平均相对误差低于15%,验证了这种新方法对页岩气藏压裂缝网反演的可行性。

黔北正安地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气富集规律

四川盆地外缘黔北地区具有良好的页岩气勘探开发前景。基于测井、录井及分析化验等资料,对黔北正安地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气储层特征及富集规律进行了分析。研究结果表明:①黔北正安地区安场向斜奥陶系五峰组—志留系龙马溪组岩性主要为硅质页岩与硅质岩,孔隙类型主要为有机孔隙及粒间孔、粒内溶孔、晶间孔等无机孔隙与页理缝和构造缝及微裂缝等。岩石中总有机碳(TOC)为0.34%~6.65%,平均为3.69%,纵向上自下而上总体呈先增大后减小的趋势,平面上在向斜核部的TOC含量较高,呈环带状向四周降低。岩心含气的质量体积为1.6~6.2 m^(3)/t,平均为3.9 m^(3)/t,龙马溪组总含气量垂向上随着深度的增加而增加,平面上从向斜中部向南北两端逐渐降低,从向斜核部向两翼逐渐降低。矿物脆性指数总体较高,具有很好的可压裂性。②研究区五峰组—龙马溪组为“陆棚边缘、改造残留、向斜浅埋”的独特地质背景,其有利的沉积环境及古生产力为页岩气富集成藏奠定了基础,良好的保存条件避免了页岩储层中天然气的大量逸散,上覆的新滩组盖层与下伏的宝塔组底板形成了“上盖下堵”的封堵组合。③盆外残余向斜页岩气在向斜中心明显富集,核部是页岩气聚集的有利位置,两翼低角度逆断层遮挡处也是页岩气的有利富集部位,微裂缝的发育有利于页岩气的聚集与稳产,因此中浅层残余向斜的井位部署应重点考虑“宽、缓、深”的核心部位。

江西丰城尚庄-小港地区乐平组煤系地层页岩气地球化学特征研究

江西丰城尚庄-小港地区二叠系乐平组煤系地层中发育暗色泥页岩,本文以该区乐二叠系平组页岩地层为研究对象,通过碳硫分析仪、热解法、全岩X-射线衍射分析、电镜扫描和页岩现场解析等测试分析手段,层中的有机质类型、有机质的丰度和热演化成熟度等有机地球化学指标以及矿物组成、储集宏观空间类型和微观孔隙等储层特征。结果 表明:乐平组泥页岩有机碳的含量在0.30-3.56%之间,平均含量为1.84%,Ⅲ型干酪根为主,热演化成熟度在0.83~2.55 %之间,以石英和长石等碎屑矿物和粘土矿物为主,总体评价江西丰城尚庄-小港地区乐平组页岩具有较好的页岩气勘探潜力。

考虑应力敏感和多尺度流动的页岩气渗流模型

为了搞清楚页岩气储层在水力压裂后的渗流规律,针对页岩气储层水力压裂后储层表现出的应力敏感性和多尺度渗流问题,考虑Knudsen扩散、滑脱流、达西流、吸附解吸现象和应力敏感建立了页岩气复杂非线性渗流模型,利用有限差分法求解数学模型,采用网格加密和等效导流能力模拟压裂井的水力裂缝,对页岩气井产能的影响因素开展了敏感性分析。结果表明:1)应力敏感效应对压裂井产量影响很大,随着页岩气储层应力敏感系数的增大,气井产量急剧下降,当应力敏感系数从0增加到0.12 MPa^(-1)时,页岩气井产气量降低了3.2倍;2)解吸现象对页岩气的输送起到了正向作用,页岩气吸附气含量越大,气井产量越高,当朗格缪尔体积为4 c0^(3)/g时,气井平均产气速度为0.36×10^(4)0^(3)。3)随着水力裂缝长度的增加,页岩气井产量越大,当裂缝半长从20 m增加到120 m时,页岩气产量增加了2倍。以上成果认识,对加深页岩气压裂井复杂渗流规律具有指导意义。

四川盆地南部下寒武统筇竹寺组页岩孔隙结构特征与页岩气赋存模式

近年来,四川盆地南部地区(以下简称川南地区)下寒武统筇竹寺组页岩气勘探开发取得了实质性的突破,但是,关于筇竹寺组页岩气储层孔隙结构特征及其对页岩气赋存模式影响的研究还较为薄弱。为此,以川南地区W207井筇竹寺组页岩为例,以总有机碳含量(TOC)不小于1.0%为界,将筇竹寺组页岩划分出4个高有机碳页岩层段(H1—H4层),并基于大视域扫描电镜、流体注入法孔隙定量表征、三维分子结构建模与分子模拟等方法,研究了不同富有机质层段页岩孔隙特征,并着重分析了H3层页岩孔隙发育特征与页岩气赋存模式。研究结果表明:(1)筇竹寺组页岩纵向上孔隙发育差异较大,其中H3层页岩孔隙系统最为有利,发育粒缘缝—有机质纳米连通孔隙—有机质基质分子内孔隙3级孔隙网络,其矿物粒缘缝与有机质纳米孔隙提供了较大的游离气储集空间,页岩有机质分子结构中普遍发育微孔,提供了较大的吸附空间;(2)微孔对总吸附量的贡献随压力增高而降低,但在30.0 MPa时仍贡献了56%以上的总吸附气量;(3)高温高压下(30.0 MPa、70℃),页岩中游离气甲烷含量占总含气量的57%,当压力由30.0 MPa降低至16.5 MPa,游离气贡献总开采气量超过80%;(4)粒缘缝、有机质纳米连通孔隙和有机质基质分子内孔隙良好的配置关系为页岩气富集及开发提供了良好的连通体系,远离风化壳的超压层段有利于页岩孔隙发育。结论认为,川南地区筇竹寺组H3层页岩孔隙系统发育,具备页岩气高产地质条件,是筇竹寺组下一步重点关注层段,在此基础上寻找远离风化壳、孔隙发育的超压页岩储层是筇竹寺组选区选层的关键。