常压页岩气背斜构造分区生产特征研究——以平桥南区为例

为了明确常压页岩气在背斜构造不同构造位置的生产特征,摸清分区的生产规律和影响因素,从静态、动态及压裂改造3方面入手,结合平桥南区生产实际,分析归纳出不同构造位置气井的产气量、产液量、压力变化的差异特征及影响因素。结果表明:1)平桥南区背斜构造破裂压力主体区低向两翼变大的特征,主体(破裂压力为55~80 MPa)发育层理缝及易形成复杂缝网,轴部(相对主体略高约10 MPa)发育高角度缝,两翼(破裂压力为80~110 MPa)裂缝欠发育及压裂施工难度最大;2)试气产量和套压主体区最高,轴部其次,两翼最低,无阻流量特征一致;3)生产特征差异较大,主体区产量高、稳产时间长、弹性产率高、单井可采储量高等特点,轴部略差于主体,两翼井产量低、递减相对较大、单井可采储量为主体的59%,显示主体区开发效果最好。以上成果认识为常压页岩气开发选区和部署优化提供技术支撑。

页岩气井泡沫排水采气技术应用研究——以平桥南区为例

泡沫排水采气技术是目前较为常见,也是最为有效的一种被各大气田广泛采用的排水采气技术;但因为各气田的生产情况存在一定的差异,起泡剂的使用方式、型号、泡排制度等都不尽相同。目前平桥南区通过借鉴其他气田通常采用的24 h连续加注的方法,部分井在泡沫排水的应用上产生了一定的效果,但另外一部分井与现有泡排制度仍存在一定的不适应性。为了形成一套适合平桥南区页岩气井的泡排模式,结合实验室评价、现场试验及经济性评价,证明泡排工艺能够有效地携出井底积液,实现一定程度上的增产,但后期更侧重于降低页岩气井的产量递减,保证气井的稳产。优选出XHY-4M型液体起泡剂,在起泡剂浓度0.3%,消泡剂浓度5%~20%,消泡剂与起泡剂量比为1.2∶1,泡排井水气比大于0.5时,整体泡排效果较好。同时不断对泡排制度进行调整优化,采用"少注多次"的间歇泡排制度,更加适用且经济评价效果最优。此研究结果对同类页岩气井的稳产具有一定的借鉴价值。

基于多元线性回归及模糊综合评判的平桥南区页岩气井压裂效果评价体系

针对页岩气井的压裂效果受众多地质及工程影响因素联合作用的特点,为探究各影响因素的权重大小,分析影响压裂效果的主控因素,以四川盆地东部平桥南区页岩气井为研究对象,在常规单影响因素分析的基础上,使用多元线性回归方法对压裂效果影响因素进行权重分析,引入模糊综合评判法对压裂主控因素排序,建立一套新的压裂效果评价体系。应用结果表明:①压裂施工效果的影响因素权重由大到小依次为每米砂量、每米液量、埋深、曲率、应力夹角;②压后试气试采效果的影响因素权重由大到小依次为游离气、总含气、压裂效果、渗透率、试气段长、气测全烃;③通过模糊数学评判法建立的区块压裂改造评价体系与现有的压裂改造系数法以及单井EUR等评价结果较吻合。结论认为:模糊综合评判压裂改造评价体系对后续重复压裂施工具有重要参考意义,其中压裂施工效果对压后试气试采效果起着关键作用。

井中微地震监测技术在平桥南页岩气区块应用效果分析

如何准确描述水平井水力压裂裂缝展布状态、储层改造体积、造缝主控因素是页岩气开发中一项关键技术。采用在邻井JY×-2中下放高精度检波器的方式对平桥南JY×-1页岩气井第10至15压裂段进行井中微地震监测。根据监测结果描述每段压裂施工的裂缝发育过程,分析6段压裂后裂缝的分布特征:主要以人工裂缝为主,半缝长250 m,宽210 m,高85 m;储层改造体积2187×10^4 m^3,单段压裂区域有一定重合;主裂缝方向为北西60°,与最大主应力方向基本一致;压裂屏障是裂缝不对称发育的主控因素。结合三维地震曲率属性分析认为,储层内的天然闭合裂缝是压裂微裂缝延伸的屏障,影响压裂微裂缝延伸方向和长度的同时也会导致施工压力升高。

平桥南页岩气区块钻遇浅层气处理及思考

浅层气给页岩气钻井带来了诸多挑战,钻井过程中易诱发气侵、井涌、井眼垮塌甚至井喷等钻井事故。针对焦页198-3HF井和焦页200-1HF井处理钻遇浅层气过程中的不足,提出相应的改进措施,以期减少此类事故的发生,从而适应该区块日益广阔的勘探及开发的需要。