页岩油前置超临界二氧化碳压裂造缝技术

针对松辽盆地南部G1H井青一段泥页岩储层天然裂缝不发育的特点,为解决该井常规体积压裂缝网复杂程度有限的难题,研究了前置大排量超临界二氧化碳造缝技术。利用超临界态二氧化碳表面张力低,流动性、扩散性强的特点,提高裂缝破岩能力,增加裂缝复杂程度。温度场模拟显示,G1H井近井筒9 m以上的位置,温度都能超过31℃,同时地层压力达到25 MPa,井底满足超临界二氧化碳的形成条件。该井施工过程中,微地震裂缝监测显示裂缝形态复杂,改造体积较大,压后评估二氧化碳压裂事件产生效率约是水力压裂的4.6倍,造缝效果很好;测试过程中,稳产油36 t/d,增产效果显著。该技术对青一段泥页岩储层具有较好的适用性,为后续松辽盆地页岩油的高效开发提供了借鉴。

松辽盆地青一段微晶碳酸盐岩微观特征分析与原油组分赋存状态表征

采用电子探针、阴极发光、二维核磁共振和激光共聚焦等表征方法,从岩石学特征、含油性和原油组分赋存状态等方面,分析松辽盆地青山口组一段泥页岩中微晶碳酸盐岩的微观特征、油气组分微观赋存状态及二者之间的关系。结果表明:构成微晶碳酸盐岩的矿物为自形程度较高的微晶(30~40μm)方解石矿物组成,孔隙空间以晶间孔为主,原油占岩石体积的15.7%,平均配位数为1.11,均质因数为0.36。储层中油气占总流体体积的29.05%,且原油的不同组分在孔隙中分布发生分异,重质组分主要吸附在岩石矿物晶体表面,少部分游离分布于孔隙喉道,而轻质组分主要以游离态分布在孔腔内部及碳酸盐晶粒外部。微晶碳酸盐岩虽具有显著的页岩油气贮存能力,但重质组分导致孔喉堵塞而不利于工业开采。该结果指出松辽盆地青一段微晶碳酸盐岩微观特征与原油组分赋存状态差异性,为泥页岩的开采工艺改进提供基础数据支撑。