北美Eagle Ford深层页岩气藏开发特征及启示

我国四川盆地埋深3500 m以浅五峰组—龙马溪组超压页岩气已实现规模效益开发,目前正在探索埋深3500~4500 m深层页岩气有效开发技术。Eagle Ford为北美新兴深层页岩油气藏,与国内中深层开发区和深层探索区具备一定对比性,其开发技术政策及学习曲线可供参考借鉴。依托页岩气云数据智慧平台对2009—2019年Eagle Ford页岩油气藏干气产区6223口水平井的钻井、压裂、生产和成本参数进行系统分析。研究显示,Eagle Ford干气产区中深层开发效果大幅优于深层。目前中深层气井平均测深6013 m,水平段长2558 m,钻井周期25.3 d,平均段间距50.0 m,加砂强度3.81 t/m,用液强度24.2 m^(3)/m,百米段长最终可采储量(EUR)为677×10^(4)m^(3),单井钻压成本617万美元,百米水平段长压裂成本13.4万美元;深层气井平均测深6394 m,水平段长2423 m,钻井周期33.3 d,平均段间距50.0 m,加砂强度4.03 t/m,用液强度26.9 m^(3)/m,百米段长EUR为520×10^(4)m^(3),单井钻压成本697万美元,百米水平段长压裂成本16.1万美元。Eagle Ford干气产区工程组织施工效率高,水平井建井周期主要为100~150 d,目前建井周期100 d;不同水平段长对应单位钻压成本产气量呈三角形分布,中深层气井合理水平段长2300 m,深层气井合理水平段长1600 m。我国中深层成熟开发区应探索合理水平段长实现效益最大化,深层探索区初期应适当控制水平段长。

美国Eagle Ford页岩油气田生产成本估计

定量评估美国代表性页岩油气产区——得克萨斯州Eagle Ford页岩油气田生产的开采成本和运营成本。结果显示,Eagle Ford页岩油气的开采成本一般不高于10美元/桶,中位数和75分位数运营成本在不同年份均明显低于15美元/桶的水平。总体上可认为,Eagle Ford页岩油气生产的运营成本是稳定的。从企业层面看,开采成本、总运营成本与产量之间均没有明显的相关关系,Eagle Ford页岩油气生产的规模经济特性并不明显。

多级压裂水平井周期性注气吞吐提高页岩油气藏采收率——以北美Eagle Ford非常规油气藏为例

在溶解气驱开发方式下,采用多级水力压裂水平井衰竭式开发页岩油气藏一次采油的采收率预测仅为5%~10%,因而如何提高采收率是一个不得不面对的棘手问题。近年来,对多级压裂水平井通过周期性注气吞吐来提高页岩油气藏采收率在北美Eagle Ford非常规油气藏的先导试验和大规模现场应用均取得了显著成效。为了加快中国非常规油气资源的高效开发利用,在调研相关文献的基础上,结合北美已有的成功经验,从作用机理、数值模拟和现场试验等多个方面对注气吞吐提高页岩油气藏采收率技术进行了论述,进而提出了有针对性的建议。研究结果表明:①大规模周期性注气吞吐作业能有效延长油井生命周期,提高页岩油气藏的采收程度,提高幅度是衰竭式的30%~70%;②对于溶解气油比低的油藏,注气吞吐提高采收率的机理是注入的气体扩散到压裂油藏中与剩余原油接触且溶解,使其体积膨胀,降低了原油黏度和表面张力,提高了原油的流动性,对于初始溶解气油比高的挥发油藏和凝析气藏,油相组分蒸发到注入的气体中是更重要的增油机理,而对于凝析气藏,在井筒附近的凝析油气化提高产量则是主要的增油机理;③上述增油机理决定了只有注入大量气体才能取得明显的效果,注入的天然气为甲烷含量90%的干气,北美注气吞吐大规模应用得益于比CO_(2)还便宜的低价天然气;(4)由于国内天然气价格较高,可以考虑采用CO_(2)吞吐,使用CO_(2)能减少温室气体的排放量,如其捕捉、存储和管输等问题能够得以解决,注CO_(2)吞吐应是国内首选。

松辽盆地北部上白垩统青山口组泥岩特征及页岩油有利区优选

以松辽盆地北部为研究区域,以上白垩统青山口组一、二段泥岩为研究对象,通过国内外页岩油研究资料收集整理分析、典型井岩心观察、样品测试数据分析等,对研究区青山口组一、二段泥岩的岩性、物性、电性、含油气性、烃源岩、脆性及地应力特征七方面页岩油评价参数进行了研究,结果表明,松辽盆地北部上白垩统青山口组一、二段具有页岩油发育的有利石油地质条件,其中古龙凹陷为页岩油的有利区,具有良好的勘探前景。