复杂构造区页岩气井产能影响因素及井位优化——以四川盆地永川气田南区为例

为了支撑复杂构造区页岩气高效开发部署,以四川盆地永川气田南区为研究对象,在产能评价的基础上通过单因素分析、灰色关联法分析定量评价了地质、钻井以及压裂参数对气井产能的影响,提出了复杂构造区井位优化方向。研究结果表明:(1)研究区具有埋深跨度大、断缝发育、地应力复杂等特点,页岩气开发难度大,受地质条件强非均质性的影响,井间产能差异大,页岩气井产能主控因素复杂;(2)针对复杂构造区页岩气开发,与断层平行、牺牲与地应力夹角的部署方式不可取,气井距离高级别断层越近、产能越低,穿越小级别断层也能获得较好的产能。结论认为:(1)复杂构造区页岩气井产能主要受优质储层钻遇长度、断层、加砂强度、簇间距、井轨迹方位的影响;(2)建议复杂构造区采用“长段长、小埋深、大夹角、大避小穿”的水平井优化部署方式,即择优部署3800 m以浅储层,确保优质储层钻遇长度大于1500 m,水平井方位与最大主应力夹角大于60°,避开A级大断层、利用C级以下小断层。

涪陵页岩气田焦石坝页岩气储层含气量测井评价

为深化焦石坝区块页岩气储层评价认识,以四川盆地首口参数井页岩岩心实验为基础,建立了基于常规测井资料的页岩气储层游离气、吸附气及总含气量计算模型与评价标准,并应用于工区内3口探井连续含气量剖面建立和综合评价。焦石坝页岩气田龙马溪组下部—五峰组页岩气以游离气为主,吸附气为辅,游离气含量达到了吸附气含量的2倍以上。其页岩气层含气量呈"上低下高"且随深度增加而增大特征,其中下段总含气量大,游离气含量高,为最优"甜点"段,是典型的Ⅰ类气层,具有非常好的商业开发价值。

基于最优SRV的页岩气水平井压裂簇间距优化设计

水平井分段分簇压裂时的簇间距大小对页岩气藏的压裂改造效果具有重要影响,过小的簇间距设计将导致分簇主裂缝之间的改造区重叠,降低压裂改造效率;而过大的簇间距设计则会在主裂缝之间产生未改造区,影响储层的动用程度。目前的簇间距优化设计主要基于静态模式下进行且以储层潜在改造区为目标,没有发展与实际压裂过程相吻合并以动态储层改造体积(SRV)为目标的簇间距设计方法。为此,考虑裂缝扩展、压裂液滤失和应力干扰相互耦合的作用机制,建立了分簇裂缝扩展下的动态SRV计算模型,以最优SRV为体积压裂设计的目标,对簇间距进行优化设计。在四川盆地涪陵地区焦石坝页岩气田开展了簇间距优化实例应用,验证了所建立方法的可靠性,分析了影响最优簇间距的关键地质工程参数,并针对该气田南、北不同区块不同地质特征,分别绘制了最优簇间距设计参考图版。结论认为,所建立的簇间距优化设计方法对改善目前分簇射孔的盲目性、指导页岩气藏体积压裂优化设计具有重要的作用和意义。

构造特征对页岩气井产能的影响——以涪陵页岩气田焦石坝区块为例

为了厘清不同构造特征对页岩气井产能的影响机理,从分析四川盆地涪陵页岩气田焦石坝区块的构造特征入手,结合190多口水平井的试气情况,系统解剖了构造对页岩气井产能的影响情况,明确了焦石坝区块不同构造单元影响页岩气井产能的主要构造因素。研究结果表明:①焦石坝区块不同构造单元之间,构造特征差异明显,构造变形强度也不尽相同;②构造特征对页岩气产能的影响直接表现在对含气性和压裂改造效果上,构造变形越强烈、大规模断裂及天然裂缝越发育,越易于页岩气的逸散、含气性越差,反之含气性则越好;③构造变形越强烈、裂缝越发育、埋深越大、负向构造压应力越大,压裂改造效果越差,反之改造效果则越好;④构造因素是控制焦石坝区块不同构造单元之间页岩气产能差异的主要原因,但不同构造单元之间控制产能的构造因素存在着差异。

仿生固壁钻井液体系的研究与现场应用

通过实验剖析,得知贻贝足丝线能够于水下牢固地黏附在岩石表面的最主要原因是其含有一种特殊的官能团,通过将这种官能团接枝到一种聚合醇骨架上,合成出了仿生固壁剂GBFS-1。该处理剂能够在井壁泥页岩表面固化形成具有较强黏附性和内聚力的凝胶"仿生壳",从而起到提高井壁泥页岩强度的作用,而且实验发现其无法在运移中的钻屑表面形成"仿生壳",因而不会影响仿生钻井液的携屑效果。以GBFS-1为核心处理剂配制出了仿生固壁钻井液体系。性能评价结果表明,该体系的流变性、滤失造壁性以及润滑性等满足钻井要求,防塌抑制性强,泥页岩岩屑在该钻井液中的热滚回收率达90.6%,岩心在该钻井液中热滚后抗压强度提高10.8%。该体系在苏里格气田苏53-86-15H1、苏53-86-15H和苏53-70-22H井的现场试验情况表明,3口井在钻进过程中均没有发生泥岩段卡钻等复杂情况,并且机械钻速明显高于邻井。

涪陵焦石坝页岩气层压力预测技术研究

压力系数是页岩气保存条件的综合判别指标。以涪陵焦石坝页岩气藏为例,基于压力偏低系数与高角度裂缝密度呈正相关关系,提出了复杂构造区基于裂缝修正的压力系数预测技术及实现流程。首先利用已知井建立封存型和逸散型压力系数预测模型,然后基于归一化的曲率属性定量表征裂缝密度,建立压力偏低系数预测模型,最后综合考虑地层速度和裂缝密度,实现复杂构造区的压力系数预测。焦石坝三维工区五峰组—龙马溪组页岩气层压力系数的预测结果表明,该技术适应性强,预测精度高,在中国南方多期构造运动影响下的勘探区块具有很好的推广应用价值。

涪陵页岩气田井网加密技术探讨

涪陵页岩气田是全球除北美外最大的页岩气田,至2013年投入商业开发以来,至今已钻探开发井420余口,2015年完成50×108m3产能建设,2017年建成百亿立方米大气田。随着生产时间的延长,部分井产量、压力递减快。低压气井逐年增加,气田持续稳产压力大。美国页岩气开发经验表明:加密钻井可以增加波及面积、提高储量动用程度、提高气井的采收率,井网加密已经成为开发页岩气藏的主要技术之一。通过对涪陵页岩气田目前开发状况进行分析,认为在涪陵页岩气田开展气井加密调整技术具有一定的可行性。

页岩气水平井快速地质导向技术研究——以涪陵页岩气田平桥、江东区块中深层为例

涪陵页岩气田中深层页岩地层倾角一般>10°有的甚至于达到40°,地质导向难度加大。为了实现快速导向,克服常规LWD导向工具测量盲区长和随钻井眼轨迹参数测量相对滞后的不足,引入了近钻头随钻伽马测量等工具,并且借助SGA-850页岩气水平井地质导向工具软件实现了快速成图。在此基础上,针对涪陵页岩气田平桥、江东区块中深层页岩气层埋深增加、地层产状变陡、断裂发育以及部分标志层缺失等地质难点,建立了适合工区的地质导向工作流程和"三图一表"工作方法。工作流程具体为地质建模——精细地层对比——靶点确定——水平段轨迹控制;"三图一表"工作方法是指建立录井综合柱状图、邻井垂深对比图、地质模型与井眼轨迹导向图和地层跟踪导向表。14口井的应用数据显示,页岩储层平均穿越率为99.2%,优质页岩层段平均穿越率为93.0%,导向效果明显。

涪陵页岩气田压裂配套工艺现状及思考

涪陵页岩气开发潜力巨大,压裂是页岩气提高单井产量、改善开发效果和提高采收率的重要途径之一。总结分段压裂改造、压裂液体系、泵送桥塞与射孔联作技术等技术,认为长水平井分段压裂、重复压裂、同步压裂、裂缝监测技术以及"井工厂"压裂模式是当前页岩气压裂施工工艺的主体,清水压裂液和复合压裂液是应用最广泛的压裂液体系。要进一步提高压裂施工的经济和社会效益,必须提高改善页岩气渗流条件的程度,降低页岩气压裂对环境的影响。

连续油管临时封井注水泥技术在涪陵页岩气田的应用

在完成页岩气开发井压裂试气评价工作后,因现场实际情况暂未达到试采条件,为满足同平台后期钻井施工要求,需对气井进行连续油管临时封井注水泥作业。针对连续油管临时封井注水泥工艺存在的技术难点,从桥塞选型、坐封方式、水泥浆体系、注替流程和循环洗井施工工艺等方面进行优化改进,形成一套成熟的连续油管临时封井注水泥技术。在涪陵工区JYX-6HF井等5口井进行了成功应用,取得了良好的应用效果。

牵引器输送射孔技术在涪陵页岩气田的应用

为了以低成本方式实现复杂条件下的页岩气水平井第一段射孔,在分析牵引器输送射孔施工的技术难点的基础上,提出了长水平段与牵引器输送、射孔点火方式与安全控制、射孔产生冲击振动波与设备安全解决措施,在国内首次实现了牵引器输送页岩气水平井水平段两簇射孔作业。涪陵页岩气田JYA-HF井应用实践表明,该技术具有时效高、精度高、成本低、安全风险低等特点。

页岩气水平井地质导向入靶控制方法研究

"井工厂"模式页岩气开发的水平井入靶前距有严格要求,急需建立有较短靶前距中靶要求且靶点上方地层产状多变的地质导向入靶轨迹控制技术,以满足后期压裂施工的需求。将地质导向从介入点开始至靶点进行了分段控制,多口井应用试验表明:合理分配靶前距、分段控制造斜率的入靶控制方法,适合有短靶前距中靶要求的水平井地质导向,该方法可为国内其它页岩气探区水平井地质导向入靶前轨迹控制提供重要的借鉴和指导。

涪陵页岩气田集输积液形成原因和优化设计探讨

涪陵页岩气田采用"采气平台-集气站-脱水站"集输工艺和"环形+支状"输气管网外输天然气。在集输过程中,随着压力和温度的下降,容易在集输干线的低点初形成积液。通过对产量波动所引起集输站点压力升高的原因分析,给出确定积液段位置的方法,并提出:山地条件下页岩气集输设计应提高集输管网前端气体的携液流速,集气干线应设置分段清管,下游集输站场需配置段塞流捕集器和积液收集容器。

带压作业技术工艺探讨

带压作业技术在作业过程中无外来流体进入井内,无井筒流体返出地面,是一种保护油层、降低生产成本、保护环境的新技术。其核心功能:一是通过防喷器组控制油套环空压力;二是利用堵塞技术控制油管内部压力;三是对管柱施加外力,克服井内上顶力,实现管柱带压起下。带压作业设备按配套方式一般分为辅助式和独立式两种。基于两种设备在涪陵工区和江汉油田的应用情况,总结出相应的作业工艺技术,为该技术的进一步推广提供参考。

涪陵页岩气田能耗情况及节能降耗措施分析

涪陵页岩气田的能耗主要发生在开发阶段和生产阶段。其中,开发阶段主要能耗为电能消耗和燃料油消耗,生产阶段主要为电能消耗和天然气损耗。从电能和热能的消耗源头着手,结合相应的节能管理措施,引进先进的节能技术,投入先进的设备,多措并举,实现能源消耗的最低化,不断提高涪陵页岩气田的市场竞争力。

涪陵海相页岩生物成因硅特征及确定方法

通过对涪陵页岩气田奥陶系五峰组-志留系龙马溪组下段海相暗色页岩岩心样品、薄片观察、岩石学特征、TOC含量与硅质含量相关性分析,证实研究区上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组海相页岩底部富有机质页岩中部分硅质为生物成因,其含量最高可达50.0%以上,可占到硅质总量的70.0%,具有富含海洋有机质、笔石化石种类丰富、有机质丰度高、富含生物硅的特征。利用元素录井快速确定生物硅含量的方法,可为国内其他页岩气探区提供参考。

基于正交试验分析理论的页岩气初期产能预测新方法——以涪陵焦石坝为例

页岩气主要采用长水平井分段压裂模式进行开发,初期测试产能同时受地质参数及压裂施工参数的影响。分类统计并用厚度加权平均法计算处理单井地质、工程相关参数,采用正交试验分析理论进行多因素敏感性分析,确定影响页岩气水平井初期产能的主控因素,利用多元线性回归建立页岩气水平井初期产能预测模型,并以此模型预测新钻页岩气水平井初期产能,具有较高的页岩气井产能预测精度。在我国首个页岩气勘探开发示范基地四川盆地涪陵焦石坝区块地质条件分布稳定的主体区80多口页岩气水平井进行了应用,预测结果与实测结果对比,相对误差<15%,现场实用性强。

涪陵页岩气田水平井井筒积液诊断技术研究

在页岩气田开发中气井由于受压裂液入地量高的影响,水平井在后期开采过程出现了不同程度的压裂液返排,部分气井已出现井底积液严重,甚至水淹停产的现象。针对涪陵页岩气井的生产特征,对涪陵页岩气田气井临界携液流量模型系数进行优化,结合气井生产动态特征判断和流压探液面法综合判断建立了井筒积液预警系统,涪陵页岩气田两百多口水平井井底积液诊断显示实际符合率在75%以上。

涪陵页岩气田“井工厂”油基钻井液重复利用技术研究

油基钻井液的多次重复使用会出现低密度劣质固相含量偏高、流动性变差、失水增大等问题,会引起定向钻进托压、电测遇阻等井下复杂情况。研究油基新老浆的流变性、固相含量、固相粒度分布、重晶石的固相粒度分布情况等,发现油基钻井液重复利用的关键在流变性控制和固相控制,而微米和亚微米颗粒比例增多是影响油基钻井液流变性的关键因素。以此为基础,在室内对油基老浆的性能进行了优化,并应用于实践,有效提高了油基钻井液的重复利用率,降低了成本,增加了钻井作业安全环保性。

涪陵页岩气田P区块储层三维地质建模及应用浅析

目前随着涪陵页岩气田二期区块勘探开发的不断深入进行,面临着与一期不同的地质背景问题,构造相对复杂,断层发育,埋深增加,开发难度明显增大,因此对储层描述的研究也逐渐由定性描述转向以建立准确、定量、精细的三维地质模型为目标。以P区块为例,运用Petrel商业化建模软件,进行气藏描述研究,先后建立起三维构造模型、三维属性模型、天然裂缝模型,较真实地描述了储层构造形态、属性特征及天然裂缝的几何分布特点,并为工业绘图、井轨迹优化及数值模拟等相关应用打下了基础。