涪陵平桥南区块页岩气水平井钻井提速潜力分析

涪陵平桥南区块是涪陵页岩气田二期产能建设的主力产区,为进一步实现该区块页岩气水平井钻井提速提效及为后续外围区块高效勘探开发提供技术借鉴与指导,对该区块现用钻井技术体系进行分析后发现,其钻井技术方案在参考借鉴涪陵一期成熟经验的同时,配套应用了旋转导向钻井技术,试验应用了泡沫水泥固井技术,完善了随钻地质导向技术,形成了具有区域特色的钻井技术体系,钻井周期较开发初期大幅降低。在此基础上,以地层、开次为划分界限,分析了平桥南区块钻井提速潜力及存在的提速技术难点,二开井段龙潭组和茅口组地层机械钻速低、单只钻头进尺短,韩家店组和小河坝组地层钻井周期长、井漏频繁等,二开井段的提速潜力最大。针对提速技术难点制定了旋冲钻井提速技术方案和控压降密度防漏技术方案。研究成果可为加快涪陵平桥南区块的勘探开发进程提供指导。

SEC储量动态评估方法在页岩气田中的应用——以南川气田平桥南区块为例

目前,采用单井为评估单元开展页岩气SEC储量评估是一种普遍且较为准确的方法,随着气田开发的不断深入,存在单井产量波动比较大的问题,不能很好地体现气藏开发动态。为进一步提高评估准确性,在南川气田平桥南区块单井评估的基础上,通过分区生产规律研究,并结合地质特征,将平桥南区分为4个区带:Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区和Ⅳ区。运用产量归一化方法建立每个区带的典型曲线,再采用双重介质模型,建立平桥南区理论产量模型,满足调和递减规律,最终建立了4个区带的评估模型:Ⅰ区直接进入调和递减,初始递减率为56.5%;Ⅱ区稳产23个月后进入调和递减阶段,初始递减率为52.2%;Ⅲ区稳产13个月后进入调和递减阶段,初始递减率为60.7%;Ⅳ区直接进入调和递减,初始递减率为59.5%。利用该模型进行SEC储量评估,最后与国外单井评估结果进行对比,总体误差在6%以内,说明平桥南区块页岩气在开发中后期进行SEC储量分区评估具有一定的适应性。

平桥南区块页岩气井井下节流技术研究与现场应用

传统的页岩气田地面流程,尽管可以有效解决水合物堵塞问题,但在气田安全生产、绿色经济开发等方面暴露出诸多问题。井下节流技术可以有效简化地面流程,减小投资成本,降低地面试气安全风险,确保现场安全,但由于地质条件及气液产出规律等因素影响,尚未在国内外页岩气田中推广应用。通过分析井下节流技术在平桥南区高压页岩气井中的适用条件,对比该技术应用前后单井气量、压力变化情况,明确了井下节流器的下入深度、孔径及下入时机,证明该项技术不但可以有效避免平桥南区高压页岩气井生产前期水合物形成,而且可以大幅降低井口及地面管线压力,简化地面流程,具有显著的经济价值和良好的应用前景。

二元复合型泡排剂COG的研制及现场试验

针对平桥南区块高温、高矿化度井所用泡排剂效果不佳的问题,研制了适用于该区块的泡排剂。优选椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)、十二烷基二甲基氧化铵(OB)和羟丙基胍胶(Guar)作为原料,复配制得了二元复合型泡排剂COG;采用正交试验方法,分析了CAB、OB和Guar质量比对COG起泡性能的影响,并确定了最佳加量。室内试验评价了泡排剂COG的发泡性能、稳泡性能及抗温抗盐性能,在温度95℃、矿化度10×10^(4)mg/L条件下,其综合性能明显优于现场常用的2种泡排剂。在平桥南区块3口井进行了现场试验,试验结果表明,泡排剂COG具有较好的排水增产效果,用后单井产气量比应用原有泡排剂提高了10%以上。研究结果表明,二元复合型泡排剂COG适用于平桥南区块页岩气井的泡沫排水,具有较好的推广应用价值。

四川盆地平桥南区页岩气水平井工程参数对产量的影响分析

水平井大规模水力压裂是实现页岩气效益开发的关键技术。随着工程工艺技术的进步,为页岩气井大规模压裂改造提供了较好的条件。近年来,华东油气分公司在平桥南区块开展大规模页岩气水平井压裂,但是水平井工程参数对产量影响相关性不明确,基于平桥南已压裂31口井工程参数与气井产量,对各项工程参数与气井产量通过现场数据线性回归的方式开展敏感性分析。研究结果表明,长水平段和优质页岩“甜点”段钻遇率是实现气井高产的基础;随着压裂簇数减小、用液强度减小和加砂强度增加,气井产量呈现增大的趋势,但是压裂施工参数达到一定程度后,气井产量增幅变缓。基于以上认识初步明确了平桥南区最优压裂规模参数,为下步的参数优化和开发方案调整提供依据,为平桥南邻区页岩气井实现有效压裂改造,实现效益开发打下基础。