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。

中国页岩气新区带、新层系和新类型勘探进展、挑战及对策

近年来,中国页岩气聚焦“三新”(尚未开展工作或工作程度低的新区带、新层系及新类型)领域,加大理论攻关与勘探力度,页岩气增储上产再上新台阶。基于中国页岩气“三新”领域理论与勘探新进展,分析其勘探特点、变化趋势和发展前景,探索中国特殊页岩气地质理论,明确页岩气发展挑战与对策。结果表明:中国在四川盆地及邻区创新建立了五峰组-龙马溪组特色的高-过成熟度海相页岩气富集理论,累计发现页岩气田9个,探明页岩气地质储量近3×10^(12)m^(3),形成了450×10^(8)m^(3)/a的页岩气产能,年产页岩气250×10^(8)m^(3)。明确了近年来中国页岩气“三新”领域勘探具三大特点:①四川盆地及邻区五峰组-龙马溪组在深层、极浅层勘探取得重大新发展;②四川盆地筇竹寺组和吴家坪组等多个新层系实现新突破;③鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组获得新发现,东缘山西组取得新突破。页岩气“三新”领域的勘探实现了三大战略性转变:①目标由单一类型、单一盆地和单一层系转变为多类型、多盆地和多层系;②选区由盆内或盆缘为主转变为盆内、盆缘兼顾盆外弱改造区;③思路由纯粹富有机质页岩转变为富有机质页岩系统。通过梳理中国页岩气“三新”领域勘探挑战,指出“三新”领域是中国页岩气可持续发展的方向,并提出了下一步发展对策。

页岩含气量现场测试技术进展与发展趋势

含气量是页岩气勘探评价及生产决策中的关键性基础参数,大三段式现场含气量解吸是准确、经济、快捷的首选方法。有别于煤层气思路,页岩含气量在测试原理、方法、技术及仪器等方面均取得了重要进展。无管化测试技术和小三段式测量方法的提出和应用,在提高解吸气测试精度的同时提供了更多有价值的信息。从借鉴于煤层气的条件回推法到多点测量约束拟合法,页岩损失气测量方法更加摆脱了对假设条件的依赖。基于非接触式扭矩传递的方法原理,实现了残余气测试过程中的全程气密。双三段式的含气量准确测量,为总含气量、游吸比、可采系数等含气结构参数的分析和求取奠定了基础,但页岩的可采气量并不是损失气和解吸气的简单加和。高精度含气量现场解吸的应用领域广泛,高精度解吸数据的系统获得、含气结构多参数的预测评价、智能评价技术的实践应用等,是页岩含气量现场解吸发展的基本方向。

泸州地区五峰组——龙马溪组页岩气成藏特征

为寻找四川盆地泸州地区五峰组—龙马溪组页岩气有利区,在开展流体包裹体检测、页岩微观孔隙观测、气泡变孔模拟等研究基础上,查明了泸州地区构造埋藏过程和生烃热演化过程,总结了泸州地区页岩气成藏特征和成藏规律。研究结果表明:泸州地区五峰组—龙马溪组富有机质页岩厚度大,在二叠纪—早三叠世生油,经历了中三叠世和燕山运动期—喜马拉雅运动期2次构造抬升,中三叠世抬升幅度有限,未导致大规模烃散失,燕山运动期—喜马拉雅运动期构造抬升晚于川东南且幅度小,利于页岩气保存;泸州地区五峰组—龙马溪组页岩有机孔发育,是由于中三叠世隆升时间短,强度小,未发生大规模排烃,大量液态烃保留在储集层中,有利于后期有机孔的大量形成,同时在晚三叠世—中白垩世,地层深埋发生液态烃裂解产气,地层广泛超压,有利于有机孔的后期保存;泸州地区三叠纪隆升虽然时间短、强度小,但是从模拟实验结果来看,可以导致原油稠化和气孔形成,对页岩气富集成藏有利。因此,发生在印支运动期的泸州地区的隆升造成原油稠化,有利于页岩气富集成藏;泸州地区地层抬升时间晚,页岩气散失时间短,低角度层理缝发育,而纵向裂缝少,均有利于形成超压页岩气富集区。提出的泸州地区五峰组—龙马溪组页岩富集成藏规律,对于指导其他同类型油气勘探具有借鉴意义。

四川盆地南部地区五峰组—龙马溪组深层页岩气富集控制因素新认识

近年来,随着四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发迈向深层(埋深介于3500~4500 m),在四川盆地南部(下文简称川南)地区的泸州、长宁和渝西等区块深层页岩气不断取得了重要突破,展现了深层页岩气良好的开发前景。为了准确认识川南地区深层页岩在局部地区出现的低电阻率、高含水饱和度、测试微气现象,分别从页岩有机质成熟演化、页岩气源内运移特征和区域多期断裂活动影响等3个方面系统地分析了页岩气富集控制因素。研究结果表明:①高—过成熟度有机质石墨化造成了页岩电阻率和含气量明显降低,在有机质成熟度(Ro)大于3.6%以后,有机质生气能力衰竭,颗粒孔隙度明显降低,含水饱和度明显升高;②页岩气存在“源内侧向运移”特征,含气性与现今构造区带构造位置相对高低相关,表现为相对海拔高部位含气饱和度高,相对海拔低部位含气饱和度低;③Ⅰ级断裂对天然气的散失有显著的控制作用,建议距离Ⅰ级断裂1.5 km范围内勿部署实施井位,Ⅱ级断裂对含气性影响范围有限,距离Ⅱ级断层700 m以外时对页岩气体积压裂的影响较小。结论认为,充分考虑页岩有机质热演化程度、构造位置相对高低关系以及断裂发育特征等因素对深层页岩气富集的影响,有利于完善深层页岩气评价标准,对认识深层页岩气资源潜力以及优选有利区,具有重要现实意义,并可为推动实现深层页岩气规模增储和效益开发提供理论支撑。

渝东南复杂构造区常压页岩气地球物理勘探实践及攻关方向

中国南方常压页岩气资源潜力大,主要分布于四川盆地周缘构造复杂区及盆外褶皱带,具有地表、地下双复杂地质条件,地震采集品质差、成像精度低、甜点参数变化规律不清。本文系统总结了渝东南地区常压页岩气地震采集、成像处理、储层预测等方面的研究成果与技术进展:①形成了变密度三维观测系统设计技术、灰岩地表复杂山地地震激发接收技术,确保复杂地下构造反射波场充分采样,提升采集资料品质,提高施工效率。②完善了复杂山地地震叠前预处理技术、盆缘过渡带复杂构造成像技术、盆外褶皱带向斜构造成像技术,成果剖面信噪比高,有效频带宽,构造成像精度高。③基于岩石物理特征研究,实现优质页岩厚度、地层压力系数、脆性的定量预测;基于统计岩石物理,实现页岩有机碳含量、含气量、孔隙度的定量预测;利用有限元应力场模拟技术,揭示古应力场演化,实现多期构造改造叠加作用形成裂缝的定量预测;采用组合弹簧模型今应力场预测技术,明确今地应力场分布规律。通过攻关研究,有效指导了常压页岩气甜点预测与勘探开发,为南川常压页岩气田的发现提供了依据。下步应重点攻关基于5G无线节点接收的更加科学合理的地震采集技术、复杂山地高陡构造高精度自动化成像处理技术,以及“地质—工程—经济”一体化的甜点地震评价方法。

川东红星地区中上二叠统页岩气勘探成果及方向展望

基于构造、岩心、测井等资料,采用电镜扫描、低温N_(2)吸附实验、高压压汞实验、盆地模拟等手段,系统分析了川东红星地区中上二叠统页岩的沉积演化、储层特征及页岩气富集模式,明确了勘探有利区,总结了勘探成果及意义。研究结果表明:(1)红星地区中上二叠统的沉积演化表现为:栖霞组—茅口组三段为开阔台地相;茅四段底部为台地-陆棚相,相带变化快,茅四段顶部为斜坡-陆棚相,地层被剥蚀、南厚北薄;吴家坪组一段(吴一段)底部为海陆过渡滨岸沼泽-潟湖相,吴一段顶部为台地-斜坡-陆棚相,斜坡-陆棚相带分布范围小、相变快;吴二段为斜坡-陆棚相沉积,从早至晚依次受控于古气候、火山活动和古气候、火山活动,沉积中—晚期古生产力较高,TOC均值大于8.00%。(2)研究区茅四段及吴二段陆棚相区发育2套优质页岩,具有“高有机碳-高灰质”的特征,富有机质页岩厚度分别为19 m和25 m,孔隙类型以有机孔为主,结构以微孔和介孔为主;富碳凝灰岩薄夹层混合质页岩岩相、高碳凝灰岩薄夹层硅质页岩为优质岩相,孔隙度分别为6.27%和6.43%,TOC值分别为10.11%和9.35%,含气饱和度分别为92.59%和91.81%,脆性指数分别为55.24%和61.19%,是地质和工程的双“甜点”段。(3)研究区二叠系广泛发育的层状藻为主要有机质来源;在侏罗纪主排烃期,其构造稳定、二叠系烃源岩排烃较少,中侏罗纪—早白垩纪早期为主生气期,构造活动较弱,页岩气的保存条件好,现今已完成生气过程,处于成熟—过成熟阶段,Ro值约2.1%,勘探潜力巨大。(4)建南、龙驹坝、三星区块为有利勘探区,其中建南区块潜力最大;茅四段(3)小层及吴二段(3)小层为优质层系的靶窗层段。

川东南页岩气储层的岩石物理特征分析

四川盆地志留系龙马溪组页岩因富含有机质、埋藏深度适中的特点,已成为国内页岩气勘探的主要层位之一。页岩气储层非均质性强,物性参数所表现出的各向异性及脆性特征会受到多种因素的影响,不利于勘探中的测井解释和地震“甜点”的预测。基于以上原因,在四川长宁双河、重庆华蓥山三百梯等野外地质露头剖面采集页岩样品,利用X射线衍射分析页岩的矿物成分及含量,在实验条件下研究围压和温度的变化对地震速度的影响,确定地震速度与矿物成分的关系,以及页岩各向异性参数的变化规律。研究成果在一定程度上揭示了川东南地区含气储层黏土含量对页岩各向异性和脆性的控制作用,并总结出各向异性参数变化的经验关系,从而为岩石物理建模、各向异性参数反演以及脆性评价等提供地质依据。

基于压裂液自发吸入模型的页岩气压裂液滤失定量预测

非常规油气资源开发常使用水力压裂技术提高单井产量,然而压裂现场数据表明,大量压裂液会滞留在地层中导致压裂液的返排率较低,将对储层和地下水环境造成一定影响。为进一步研究压裂液滤失机理并准确预测压裂液滤失量,首先建立了由毛细管力作用引起的压裂液自发吸入模型,然后对压裂液滤失量进行定量计算,并在现场进行了验证。最后,引入无量纲吸入率参数分析了控制压裂液滤失的关键因素。研究结果表明:(1)页岩气水平井压裂施工中大约50%~95%的压裂液通过基质吸入,压裂液吸入量仅与吸入率参数、裂缝面积和吸收时间有关;(2)当润湿相黏度与非润湿相黏度之比超过阈值时,吸入率参数主要由岩石的孔径分布参数决定,流体黏度的影响非常有限;(3)当孔径分布参数介于0.5~0.7时,吸入率参数达到相对较高的值,即更多的压裂液被吸收到地层中;(4)当润湿相黏度与非润湿相黏度之比大于10,孔径分布参数小于0.8时,优化后的自吸模型具有较大的适用性;(5)由毛细管力机理引起的压裂液滤失量与实际储层观察到的滤失量相近,可认为页岩储层有足够的存储滤失液的能力,不会影响地下水层中的饮用水。结论认为,建立的压裂液自发吸入模型,能够准确预测页岩气水平井压裂液滤失量,为非常规油气的生产及环境保护提供了技术支撑。

页岩气多级压裂断层动态滑移规律研究

泸州页岩气区块开发过程中套管变形现象严重,而多级压裂是诱发断层滑移并导致套管变形的主要因素,但目前缺乏对断层动态滑移演化规律的研究。在分析泸州地区套管变形失效特征和相关性的基础上,考虑水力裂缝沟通并激活断层实际,建立了多级压裂条件下断层滑移动态演化数值模型。研究结果表明:多级压裂导致近井筒位置孔隙压力随压裂逐级增加,有效地应力降低;模拟时间越长、注入点流量越大,断层滑移量越大,而压裂液黏度影响断层滑移量效果弱;断层长度、断层与井筒的夹角与其滑移量关系密切,断层长度越大,断层滑移量越大;断层与井筒夹角在一定范围内越大,断层滑移量越小;水平地应力差较大的地层断层滑移会越明显。研究成果可为页岩气多级压裂过程中控制压裂施工参数提供参考。

国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地共建共享模式

国家天然(页岩气)千亿立方米级产能基地建设是保障国家能源安全、支撑区域社会经济加快发展的重大战略。在借鉴油气共建共享成功经验基础上,构建了国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地共建共享模式,提出了模式实施路径。研究结果表明:①国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地建设涉及庞大的产业体系与多元主体不同利益诉求,需要以共建共享理念和系统工程思维为指引,立足多元主体与多维度要素协同构建共建共享模式。②模式实施五大路径:强化共建共享顶层战略设计,丰富发展政企共建共享方式,完善企业之间共建共享机制,畅通多元主体沟通协商渠道,健全共建共享应急预警体系。结论认为,该模式以战略视域统筹产能基地建设,能够实现对多元主体利益的有效协同,促进天然气(页岩气)资源开发利用与产业链价值提升,为带动区域社会经济发展并推进共同富裕提供有力支持。

深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展影响机理

现有中浅层页岩气压裂取得的认识难以解释深层页岩气储层压裂过程中水力裂缝扩展的影响机理。为了研究四川盆地深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展机理,文中以泸州深层页岩气区LS1平台为研究对象,进行基于地质-工程一体化的水力压裂裂缝扩展数值模拟与分析。首先,根据泸州区块目标井区储层的地质概况,建立地质模型,明确地质力学属性;然后,基于微地震和蚂蚁体数据,建立符合真实储层构造特性的离散天然裂缝网络;在此基础上,根据现场实际施工数据,建立了基于DFN的水力压裂复杂裂缝扩展模型,并基于微地震监测结果对模型进行了验证;最后,还研究了4个单因素对储层改造体积的影响特点。研究结果对深层页岩气储层水力压裂复杂缝网研究有一定的指导作用。

页岩气分离器阀套式排污阀冲蚀特性研究

为解决页岩气开采过程中砂粒经过分离器后对排污阀造成严重冲蚀的问题,以长宁页岩气田某井为例,基于FLUENT软件,采用数值模拟的方法模拟在不同速度、砂量、粒径、形状系数和阀门开度情况下砂粒对排污阀冲蚀特性,并评估影响排污阀冲蚀特性的主要因素,明确排污阀的冲蚀情况。结果表明:阀瓣与节流孔冲蚀破坏是造成排污阀失效的主要原因;随着阀门开度减小,阀内压差呈指数式增长,在阀瓣和节流孔处流速最大,砂粒形状系数减小,对阀门冲蚀越严重;基于敏感性分析,各因素对阀门冲蚀特性影响程度为:ξ_(l)(速度)=0.73,ξ_(m)(砂粒粒径)=0.71,ξ_(n)(砂量)=0.70,ξ_(q)(形状系数)=0.67。因此,建议通过增大阀门内部流通面积将流体流速控制在7m/s以内,提高除砂器除砂能力,避免粒径较大的砂粒(砂粒粒径>60μm)进入排污阀,将进入排污阀的砂粒粒径控制在60μm内,为现场设备评价优化提供有效手段。

汉中地区构造演化及寒武系页岩气形成地质条件研究

近年来陕南地区页岩气勘探取得了一定的成果,与其同属扬子板块北缘的汉中地区也被认为具有较好的页岩气资源前景。本文利用野外地质调查、二维地震、岩石学及有机地球化学等资料,对汉中地区构造演化及寒武系页岩气地质条件开展研究。结果表明,汉中地区经历了南华纪—三叠纪海相演化、三叠纪末—白垩纪陆内演化和新生代断陷盆地三个演化阶段,寒武系牛蹄塘组和石牌组为海陆过渡相沉积,其中暗色泥岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主,TOC含量0.45%~2.79%,Ro为0.61%~1.21%,整体属于中等—好的成熟烃源岩,具备良好的生烃潜力;且牛蹄塘组灰黑色粉砂质泥岩中有机质较为丰富,石英等脆性矿物及黏土矿物含量较高,微裂缝及孔隙发育,有利于页岩气生成、赋存以及后期开发。综合分析认为汉中地区寒武系具备良好的页岩气资源前景,且东部地质条件优于西部。

页岩气勘探开发实验技术研究进展与发展方向

页岩气开发的成功得益于全新地质理论的建立及工程技术的进步,其中地质理论的创新离不开实验技术的突破与发展,但随着页岩气进入全面开发的新阶段,对实验方法、基础理论等方面提出了更高要求和技术挑战。为此,针对页岩气勘探开发过程中的关键问题,从页岩矿物组成、岩石物性、孔隙结构、含气性及可压性等5个方面展示了地质实验研究的进展和应用实例,分析了页岩气勘探开发实验研究面临的问题和挑战,并展望了其未来的发展方向和趋势。研究结果表明:①薄片鉴定和X射线衍射是页岩矿物分析最有效的定性定量方法,开展矿物成因实验研究对于揭示页岩成储规律及地质工程甜点段优选有着更重要的指导意义;②页岩物性测试方法多且标准不统一,需要根据研究目的选择适用的测试方法,开展地层条件下的物性测试对储量计算及开发效果评价更有帮助;③页岩孔隙结构表征已形成了从宏观到微观、从定性到定量、从二维到三维的综合评价方法,可指导开发层系划分和水平井靶窗优选;④页岩含气性评价已形成了现场含气量测试、等温吸附、气体碳同位素监测等实验方法,揭示了页岩气赋存状态和解吸规律,可有效指导气井生产制度制订和采收率提高;⑤页岩可压性评价已形成了X射线衍射、多尺度的裂缝网络刻画、三轴力学、差应变法、声波各向异性法及声发射法等实验方法,可指导水平井设计和压裂工艺优化。结论认为,建立跨尺度多方法深度融合的实验体系、加强原位条件下的页岩气储层评价、开展关键参数的动态演化和基于大数据模型的人工智能实验评价等是下一步研究方向,持续完善页岩气实验地质技术体系方可为页岩气高效勘探开发提供更好的理论基础和技术支撑。

深层页岩纳米孔隙中气水微观动用机理

深层页岩气已成为我国天然气产量增长最现实的领域之一。已有研究结果证实深层页岩纳米孔隙发育,但页岩储层在高温高压含水条件下气水的动用复杂程度加剧。传统页岩岩心尺度的解吸和驱替实验成本高、周期长,难以解析纳米孔隙中气水在深层储层条件下的微观动用机理。为此,基于分子模拟方法,在考虑气水质量扩散传递的基础上,提出了1套页岩气水动用模拟方法,并模拟了深层页岩双重介质复合纳米孔隙中的甲烷和水分在2种不同模式下的动用机理,并量化了甲烷吸附气、溶解气和自由气,揭示了孔隙水和甲烷不同赋存状态的微观动用机理。研究结果表明:①页岩中伊利石对甲烷的亲和性强于干酪根,伊利石亲水性远大于干酪根;②2种动用模式下,伊利石中赋存的水分基本不发生动用,干酪根表面水分团簇可发生动用;③双重介质复合纳米孔隙中,甲烷的自由气动用率最大,溶解气和吸附气动用率较低,是后期页岩气储量挖潜的重要潜在资源。结论认为,深层页岩纳米孔隙中气水的微观动用理论研究对深层页岩气可采储量评估、产能评价和提高采收率等方面具有重要理论意义。

四川盆地深层页岩气钻井关键技术新进展及发展展望

四川盆地页岩气资源丰富,目前深层页岩气已成为该盆地天然气增储上产的重点领域,但随着埋深增加和构造背景变化,地质工程条件将更加复杂,钻井过程中将面临井漏风险高、井下工具高温易失效、水平井轨迹控制难度大等技术难题。为此,在系统分析已完钻井实钻数据的基础上,依据深层页岩气区块地质工程特征,系统梳理了影响安全优快钻井的关键技术难点,形成了以地质工程一体化导向技术、钻井提速技术、防漏治漏与复杂防治技术为主体的深层页岩气安全优快钻井关键技术系列。研究结果表明:(1)以精细地质建模优选地质工程“双甜点”、实时靶体追踪为主的地质工程一体化导向技术,实现了地质目标的精准优选和精确追踪;(2)以“高效PDC钻头选型+个性化优化+大扭矩螺杆”高效破岩技术、“MSE+CCS”参数实时优化技术、油基钻井液地面降温+高温旋转导向技术为主的钻井提速技术,实现了页岩气钻井提速提效;(3)以井壁稳定性评价、裂缝性漏层识别、井漏与复杂防治为主的复杂防治技术,从源头降低了井下漏失和卡钻风险。结论认为:(1)形成的深层页岩气安全优快钻井技术,显著提高了机械钻速和铂金靶体钻遇率,在现场规模化推广应用200余口井,单井平均钻井周期降低42.7%,钻井提速效果显著,有力支撑了深层页岩气效益规模开发;(2)深层页岩气钻井将聚焦“地质工程一体化、水平段一趟钻、防漏治漏及智能钻井决策”等方面的技术攻关。

页岩气水力压裂开发的环境效应研究进展

水力压裂技术在改造低渗储层中得到广泛应用但其带来的环境问题也备受关注,主要包括水资源消耗、地表水与地下水污染、诱发地震等。本文通过调研国内外页岩气开发环境效应相关研究进展,针对上述环境负面效应评述目前还存在的问题与下一步研究方向。对比常规油气和其他能源开发,水力压裂作业单位能源用水密度并非最高,且总用水量占地区水资源供给量较低,不会显著增加供水压力。发展新型水基压裂液或无水压裂技术、或充分回用返排液都是减轻水力压裂消耗水资源的有效手段。油气盆地沉积地层渗透率特征及地下流体运动驱动力性质共同决定了由水力压裂作业导致压裂液及地层卤水向上直接污染浅部含水层的可能性极低,已知的甲烷、压裂液及地层卤水造成的水资源污染均是由完井施工缺陷或储运管理不当造成的。但利用地球化学与同位素方法进行水力压裂作业污染物溯源仍存在不确定性,因此完善地表水与地下水监测方案、构建适当的污染指标体系、提升对压裂液与地层卤水在复杂地层中迁移规律模拟预测能力、加强压裂液与返排液监管是应对水资源污染的有效方案。水力压裂作业一定程度上造成气田周边地震活动增加,未来需要进一步完善地震风险评估与预测预警,最大程度降低诱发地震带来的风险。

致密砂岩气藏与页岩气藏展布模式

在阐述美国和中国致密砂岩气和页岩气资源潜力和年产量的基础上,系统梳理致密砂岩气藏与页岩气藏展布的研究沿革,分析页岩气藏、致密砂岩气藏展布特征及致密砂岩气成因类型。研究表明:(1)美国致密砂岩气在天然气总产量中占比由2008年的35%降至2023年的8%左右;美国页岩气2023年产量为8310×10^(8)m^(3),在天然气总产量中占比由2000—2008年的5%~17%升至2023年的70%以上。(2)中国致密砂岩气占天然气总产量比例由2010年的16%升至2023年的28%以上;2012年中国开始生产页岩气,2023年产量达250×10^(8)m^(3),约占天然气全国总产量的11%。(3)页岩气藏展布模式为连续型,根据页岩气藏是否有断层切割及断距与气层厚度的关系,连续型页岩气藏可分为连续式和断续式两种。(4)与以往大部分学者认为致密砂岩气藏展布模式为连续型的认识不同,致密砂岩气藏展布模式不是连续型;根据圈闭类型,致密砂岩气藏可分为岩性型、背斜型和向斜型3种。(5)中国3大克拉通盆地和埃及Obavied次盆的致密砂岩气为煤成气,美国阿巴拉契亚盆地和阿曼迦巴盐盆地的致密砂岩气为油型气。

页岩气开发过程水资源管理及水环境保护对策探讨

水力压裂和水平钻井技术是页岩气高效经济开采的关键,随着页岩气大规模商业性开发,会带来水资源大量消耗、地表水与地下水污染风险等水环境问题,可能造成页岩气开发区域内水环境影响。为此,本文系统对比研究了中国、美国、加拿大的页岩气开发水资源管理、水环境保护、监管制度相关的环保法规与标准规范,在借鉴北美页岩气开发的环保经验基础上,结合我国页岩气开发过程面临的水资源管理问题,以及国内页岩气企业在水管理中的实践经验,分别从取水用水、废水处置、水污染预防和控制三个方向提出水资源管理及水环境保护措施建议,目的在于促进页岩气企业规范水资源保护措施,改进清洁生产工艺、采用先进的技术与设备、不断改善管理水平,源头削减新鲜水消耗,减少处置风险,提高水资源循环利用效率,最大限度缓解页岩气开发中的用水问题。