深层常压页岩气富集机制研究——以涪陵页岩气田白马区块为例

目前,我国南方海相页岩气勘探开发主要聚焦在中深层超压背斜,而针对深层常压页岩气富集机制的研究较为薄弱。以白马向斜南斜坡Y162井为例,在系统评价五峰组-龙一1亚段页岩气赋存状态及储层孔隙结构的基础上,与焦石坝背斜JY11-4井中深层异常高压页岩气成藏特征对比,结果表明:1)白马向斜五峰组-龙一1亚段页岩气含量略高于焦石坝背斜,是典型以吸附气为主的深层常压气藏;2)白马向斜页岩孔隙度明显低于焦石坝背斜,且孔隙度与TOC呈正相关,单位TOC比表面积更高;3)地层抬升幅度小,远离大断裂带,受构造活动影响小,断裂欠发育,构造保存条件较好,来自白马向斜核部页岩气的顺层扩散对斜坡区页岩气藏进行气源补充,是斜坡区页岩气维持常压、最终形成以吸附气为主的深层常压向斜型页岩气富集的关键因素。

涪陵页岩气田压裂后闷井工艺适应性初探

利用X射线衍射、扫描电镜,结合自发渗吸、核磁共振实验,研究了涪陵页岩气储层特性及其对压裂液渗吸和扩散的能力,探索了涪陵地区储层的渗吸及孔隙内部压裂液流动规律,评价了涪陵地区页岩气储层压裂后闷井的潜力,分析了储层物性对压裂后闷井效果的影响,并开展了压裂后闷井试验。结果表明:涪陵页岩气储层具有一定的压裂后闷井的潜力,压裂后闷井可有效降低试气阶段的压裂液返排量,增强储层与压裂液的相互作用,增加初期测试产量;层理和微裂隙发育程度、储层改造效果是影响闷井效果的关键因素,储层对压裂液的渗吸、扩散以及储层微裂隙的诱导是增强产能的关键机理。该研究结果可为其他地区开展压裂后闷井提供依据和参考。

涪陵气田焦石坝区块页岩气持续稳产技术政策优化

涪陵页岩气田是我国首个实现商业化规模开发的页岩气田,主力产区焦石坝区块自2017年底开始有70%的气井进入递减阶段,稳产面临极大挑战。为保障气田持续稳产,基于焦石坝区块已实施的一次井网257口井生产资料,分析了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组储量动用情况,通过开展地质建模和数值模拟一体化为核心的储量动用状况评价技术攻关,明确了焦石坝区块一次井网开发下的剩余气分布情况,建立了地质、地面、工艺及经济“四位一体”的开发调整井水平段长度优化技术,形成了页岩气开发调整技术政策优化技术,指出了区块下一步提高采收率的方向。研究结果表明:①焦石坝区块一次井网中①—⑤小层600 m井距之间的储量动用不充分,⑥—⑨小层在裂缝不发育区储量基本未动用,在裂缝发育区储量部分动用;②基于剩余储量最富和压裂改造最易两大原则,优化了开发调整井最优穿行层位,下部气层加密井水平段穿行轨迹以①小层为主,上部气层井最优水平段轨迹为⑦小层顶之下的6 m;③以压裂干扰、投产干扰核心评价方法为基础,通过开展不同井距试验,优化建立了同层系300 m井距、上下部气层投影井距150 m的开发调整井网井距优化技术。结论认为,通过焦石坝区块一期井网的生产动态分析,明确了焦石坝区块剩余气分布情况,并建立了开发调整井提高采收率技术,为保障涪陵页岩气田的持续稳产提供了技术支撑,对于我国非常规油气资源高效、经济动用具有重要的参考借鉴和示范推广意义。

涪陵页岩气田平桥区块深层气井压裂工艺优化与应用

涪陵页岩气田平桥区块深层页岩主力层位垂深约为3 900～4 100 m,地层倾角较大且位于强挤压应力区,地层压裂改造效果受限。采用实验模拟与现场工艺试验相结合的方法对深层压裂工艺优化开展研究。结果表明,工艺优化主要包括:(1)优化段间距,使之介于45～50 m;(2)采用定向3簇射孔可在一定程度上避免深层裂缝的顺层延伸问题,同时保证裂缝具有一定的复杂程度;(3)快速提高前置胶液的施工排量,然后在减阻水携砂阶段,呈阶梯式提高施工排量,有利于初期形成一定宽度的主缝,增加后期裂缝的复杂程度;(4)单段施工规模应控制在1 900～2 000 m^3。研究成果所形成的新工艺与常规工艺相比,缝内净压力增加了12.5%,平均砂液比提高了75.56%,平均单段产气量提高了114.90%,具有广阔的应用前景。

条带曲率裂缝发育区页岩气井裂缝扩展规律——以涪陵页岩气田焦石坝西南区块为例

为降低条带曲率裂缝发育区页岩气水平井压裂施工难度,提升压裂改造效果,研究条带曲率裂缝对压裂裂缝扩展的影响规律很有必要。为此,选取条带曲率裂缝发育区的焦页A井和条带曲率裂缝发育程度低区的焦页B井,运用井中微地震监测手段对2口井的裂缝扩展情况进行实时监测,同时结合压裂施工特征,对比研究条带曲率裂缝对页岩气压裂裂缝扩展的影响规律,并提出针对性的施工对策。结果表明:压裂裂缝缝网轮廓形成的速度因条带曲率裂缝发育情况的不同会有差异,条带曲率裂缝发育区轮廓形成较快;条带曲率裂缝发育区页岩气井压裂初期破裂压力梯度低,压裂裂缝延伸呈多缝发散特征,且发散程度高,波及范围较大,中后期延伸压力梯度小,液体滤失严重,近井易沉砂,施工难度高,砂堵概率大,影响试气效果;针对性提出的施工对策可有效降低施工风险,提高改造效果。该研究为条带曲率裂缝发育区页岩气井压裂方案优化提供了依据和参考。

页岩气藏动用储量计算方法评价——以涪陵页岩气区块为例

页岩气作为一种重要的非常规资源,可以缓解能源短缺,其高效开发保证了油气的可持续发展。由于页岩气主要以游离或吸附状态存储于页岩层或泥岩层中的特殊性,导致常规的储量计算方法已经无法计算,然而储量的准确计算是制定页岩气藏开发方案必不可少的一步。因此,考虑页岩气储集条件的特殊性,分析几种考虑吸附气的储量计算方法,如流动物质平衡法、Palacio法、Ibrahim法及Anderson法,并将其应用到涪陵页岩气田中。结果表明:68井组7口生产井单井动用储量在(6.0428~12.1747)×10^(8) m^(3)之间,平均为9.211 6×10^(8) m^(3);吸附气占比39.9%,游离气占比60.1%;吸附气采出程度为11.87%,游离气采出程度为17.85%,并且流动物质平衡法、Ibrahim法更加适用于页岩气藏储量计算。

涪陵页岩气田深层气井酸处理技术研究

涪陵页岩气田进入二期产建阶段,页岩气井埋深增加,压裂改造难度增大,尤其是在设备限压仅为93 MPa的前提下,深井施工压力高,酸降效果不明显,严重限制了后期各项改造措施的执行。通过分析深层页岩气井酸降效果降低的主要原因,并在此基础上通过室内及现场试验研究了影响酸处理效果的主要因素,试验表明:提高酸处理排量、增加酸液浓度、合理优化酸液用量将有助于提高酸处理效果,为涪陵页岩气田深层页岩气井后续的压裂施工提出了优化建议。

泡沫排水与增压开采组合工艺在涪陵页岩气田的应用

随着涪陵页岩气田开采的不断深入,气井的压力和产量逐年下降。增压开采、泡沫排水作为成熟工艺,在气田各集气站陆续推广并取得了良好效果。但部分低压井进行增压开采(或泡沫排水)后,井筒积液问题并未得到较好解决,无法实现连续生产。为此,对单一工艺生产较差气井开展“泡沫排水+增压”组合工艺试验,结果显示,组合工艺实施后虽增气幅度不大,但排水效果明显,气井稳定生产时间得到了延长。

四川盆地涪陵页岩气田气井合理配产方法探讨

四川盆地涪陵页岩气田开发初期,气井的产能评价存在诸多问题,采用陈元千"一点法"公式对页岩气井产能进行计算误差较大,不能有效指导气井配产。为了探索适合本地区页岩气井的产能评价方法和合理配产方式,通过开展多口页岩气井的产能试井,并校正中、高排液气井产能试井异常数据,建立了针对该地区页岩气井不同排液量下的一点法产能计算公式。该公式计算的无阻流量与产能试井求得的无阻流量误差范围在-12%~5%之间,二者计算结果较吻合。同时采用采气指示曲线法提出涪陵页岩气田气井6个无阻流量区间相应的合理配产系数。在气井投产初期,可采用合理配产系数进行气井配产;生产中频繁调产井,采用压降产量动态配产法优化气井配产,也可采用两者兼顾的方法指导气井配产。所提出的合理配产方法,可以为涪陵页岩气田气井的高效开发提供技术支撑。

泡沫排水采气技术在涪陵页岩气田的应用

为了使页岩气田各气井能够连续稳定生产,通过借鉴各大气田应用泡沫排水采气技术的经验,中国石化涪陵页岩气田率先在其低产能、中高含水的Y区块进行了泡沫排水采气现场探索试验。通过对比分析该区块4口气井措施前后的生产变化情况,对泡排剂的用量不断调整优化,最后现场试验取得了较好的效果,达到了预期目的,为该区块乃至整个气田的泡沫排水采气技术的适用性提供了借鉴与指导。研究结果表明:①泡沫排水采气技术能够较好地提高页岩气气井产量,降低水气比,有效减小气井的油套压差;②泡沫排水采气技术能够辅助其他措施对积液严重的页岩气井进行复产;③需要开展消泡工艺研究及药剂优选实验,建立起适合涪陵页岩气田的消泡方式;④排水采气工艺的推广应用需结合相关公司的发展理念,建立"环节精准"的技术研究思路,制定出标准化流程。

涪陵页岩气田西南区块压裂改造工艺现场试验

涪陵页岩气田西南区块具有断层发育、曲率及裂缝分布复杂等地质特征,压裂施工中滤失严重、加砂困难,压裂后产量偏低,主体区块压裂改造工艺适应性较差。在对已压裂井综合分析的基础上,采用暂堵转向压裂、定面射孔、优化粉陶用量和加入时机及优化段、簇间距等多种针对性措施,以达到降低施工难度,提高压裂效果的目的。现场应用表明:对于目前页岩气压裂工艺,暂堵剂加入次数不宜过多,有砂堵迹象后短时间内不宜加入缝内暂堵剂,簇间暂堵剂加入后需加入一定量的盐酸,降低施工泵压;簇间暂堵剂加入后,施工泵压响应明显,微地震结果显示转向效果明显;定面射孔方式在强曲率段效果较好;增加前期造缝阶段粉陶用量一定程度上可降低施工难度,提高综合砂液比;适当提前加入粉陶,结合阶梯控排量、胶液扩缝、中途变粒径等工艺,可有效降低压裂液滤失,降低施工风险,提升改造效果;对于井眼轨迹与最大主应力方向夹角较小的压裂段,适当放大段、簇间距,可提升压裂改造效果。该现场试验结果可为同类井的压裂改造提供依据和参考。

涪陵页岩气田集气干线积液规律研究

涪陵页岩气田集气干线位于山地丘陵地带,地形起伏较大,管内流动复杂,能量损失严重,在低洼处易产生积液,从而增加管线输送阻力,降低输送效率,严重影响管线安全运行。从集气干线积液机理出发,利用Fluent软件对管内气液两相流场进行模拟计算,基于液膜模型假设,建立考虑液膜不均匀分布的临界携液流速计算方法,计算结果与模拟结果吻合,均表现为倾斜角50°左右最难携液。针对管线内气体携液量难以估算的问题,引入遗传算法,以管线计算压差与实际压差误差最小为优化目标,对管段内液体流量进行拟合,在此基础上建立管线积液量计算方法。以涪陵页岩气田某管段为例进行了实例计算,结果表明积液量计算结果与清管结果吻合,积液主要发生在输气量较小、倾斜角较大的A-B段和C-D段。

测井资料用于页岩岩相划分及识别——以涪陵气田五峰组—龙马溪组为例

随着涪陵页岩气田钻探项目的推进,不断揭示出区内海相页岩具有非均质性强、岩性复杂等特征。以涪陵气田主力气层五峰组—龙马溪组页岩为例,首先采用详细、准确的ECS(Elemental Capture Spectroscopy Sonde)特殊测井资料,开展页岩中硅质成分来源分析,根据ECS测井和岩石薄片资料,结合页岩硅质成分来源分析结果,建立页岩矿物组分三端元图版,准确划分出页岩岩相;再运用常规测井资料,总结不同页岩岩相的测井响应特征,选取对页岩岩相敏感的去铀伽马和密度测井曲线建立测井识别图版。结果表明:常规测井资料识别出的页岩岩相与ECS特殊测井资料识别结果一致,匹配程度较高。整体而言,当TOC质量分数≥2%时,涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩硅质成分来源以生物成因为主;当TOC质量分数<2%时,硅质成分来源以陆源碎屑为主。涪陵气田主要发育硅质页岩、混合型硅质页岩、富黏土硅质页岩、富钙硅质页岩、混合页岩、富黏土-粉砂混合页岩、富黏土粉砂质页岩和富粉砂黏土质页岩等8种页岩岩相,其中,具有高硅质含量、高TOC含量的硅质页岩和混合型硅质页岩岩相为开发较有利页岩岩相。研究成果提高了页岩岩相分类的准确性和实用性,对页岩气资源的高效开发具有指导意义。

涪陵页岩气田压裂曲线形态分类及微地震响应特征分析

涪陵页岩气田的压裂曲线形态错综复杂,不同压裂曲线形态对应不同的压裂效果。为了有效的利用压裂曲线形态评价和预测压裂改造效果,结合微地震监测对压裂曲线形态进行归类和分析,将目前压裂改造曲线形态分为理想曲线型、高开低走型、平稳型、低开高走型、中期压力抬升型及变化异常型6种类型,根据微地震响应特征可知压裂曲线形态与压裂改造效果的内在关系,为有效指导压裂施工提供依据和参考。

四川长宁页岩气长水平段油基钻井液井壁稳定技术

四川盆地长宁区块页岩气储层已经进入纵向立体开发阶段,在钻进龙马溪组龙一1^(4)小层长水平段过程中井壁垮塌、卡钻等复杂事故频发。为此,基于X射线衍射、扫描电镜明确了龙一1^(4)小层岩样矿物组成及微观结构特征,揭示了该区块井壁失稳机理,采用石墨烯纳米片和多级微米刚性封堵剂对现场钻井液进行封堵性能优化,通过提高油水比和氯化钙(CaCl_(2))溶液浓度增强钻井液抑制性,形成了一套强封堵强抑制防塌钻井液体系。现场应用中未出现由于掉块导致的憋泵、憋顶驱、卡钻等复杂事故,摩阻系数均处于中、低值区间,水平段平均井径扩大率为4.07%。说明该油基钻井液能够有效强化井壁,且具有降摩减阻效果,能够解决长宁区块龙马溪组页岩水平井井眼失稳问题。

页岩气井生产过程异常诊断方法研究--以涪陵页岩气田为例

涪陵页岩气田开发已超过7年,井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露,严重影响气井的正常生产。为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性,基于“U”型管原理,建立气井生产过程合理油套压差计算方法,从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型,并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量。结合各类异常情况动态过程分析,形成了页岩气井井筒积液、油管堵塞、油管异常窜漏的几类典型特征曲线,并综合井口放喷、气举验证、流压测试、井下电视等手段,建立了一套页岩气井生产过程异常诊断与现场排查方法。现场应用表明,采用该套方法可实现页岩气井生产过程异常情况的准确判断,有效保证了异常气井的高效治理,可在类似页岩气田推广应用。

喷射引流工艺在涪陵页岩气井组的应用

为了提高页岩气井开发生产中喷射引流工艺的工作效率,明确其合理工作范围,以四川盆地涪陵页岩气田某高低压井同台的井组为研究对象,基于页岩气井开发生产中喷射引流工艺的实际压力、流量范围开展喷射引流器结构优化设计及其工作参数影响因素分析研究,以期为现场喷射引流工具的优选和工艺实施的提供借鉴。研究结果表明:①采用索科洛夫引射器设计方法对喷射引流工具喷嘴、喷喉距、喉管等参数进行设计,在此基础上,利用Fluent流体模拟软件,建立了喷射引流工具气液两相流场模型,模拟分析引射流体压力、被引射流体压力和混合出口压力变化时引射器引射效率变化情况,并按照模拟情况进行优化,优化后喷射引流工艺在涪陵页岩气中开展应用;②优化的喷射引流工艺实施能有效降低井口压力,经试验井现场应用表明井口压力降低了25%,并且试验得到引射效率与理论模拟具有较好的一致性。

涪陵页岩气田增压气井优化配产方法研究

涪陵页岩气田焦石坝区块开发已超过6年,早期投产井受地层压力递减、井筒积液的影响,井口压力与外输压力持平无法正常生产。现场试验表明,页岩气井实施增压开采能有效降低井口回压,提高携液能力,但部分气井增压开采后由于盲目追求高产量导致压力、产量递减快,气井稳产时间短,严重影响了增压开采效果。通过计算不同水气比、不同油管尺寸、不同井口压力的井筒压力损失,以井筒附加压力损失最小为优化目标,获得气井井口压力不同下降幅度的合理提产量。相同产量下,增压开采能有效降低井筒压力梯度,但会大幅增加地面管线摩阻损失,对于平台-集气站距离较远的井,考虑多井控制到临界携液产量以上,同时进压缩机增压开采,既保证多井同时携液生产,减小地面采气管线压力损耗,又能控制气井产量递减速度。

AMS智能诊断分析系统在涪陵页岩气田的应用研究

随着现场总线技术的快速发展,企业通过智能仪表、设备实现自动化生产已成为工业自动化领域发展及推广的趋势。AMS智能诊断分析系统的产生,将工业自动化生产融入现代化管理理念中,通过工厂智能化仪表、自动化设备进行远程操作、自我诊断,对设备的组态参数和运行状态进行实时监测,有效的提高了仪表设备利用率,降低了运行维护成本,减少了设备故障产生的影响,优化了企业生产运行及管理效率。文章就AMS智能诊断分析系统在涪陵页岩气田的应用,利用气田现有的HART智能仪表、控制系统、传输网络以及数据库,开发气田系统诊断模块,实现系统软、硬件故障诊断及预测诊断功能,并集中存储、显示,便于操作人员使用与查询。

涪陵页岩气田水平井地质导向技术应用实践

前期涪陵页岩气田因勘探程度较低、地震资料品质差,又因井震矛盾大、井间构造不明、地层产状预测及微小构造落实程度差等因素,增加了地质导向的风险。针对以上技术难点,结合涪陵页岩气田水平井地质导向现有的基础资料、目的任务,形成了相应的技术对策：钻前通过资料分析对比,对构造、储层的不确定性进行研究,采用大构造趋势与地震形态相结合的方法确定微构造及储层产状,进行地质风险分析,提出技术对策,作出预案;入靶前精细地层对比,实时调整井斜和垂深确保中靶;水平段综合利用随钻自然伽马、气测录井等数据进行实施地层对比,确定钻头与储层间的位置关系,实现水平段轨迹跟踪与监控,根据钻遇情况实时调整轨迹、指导钻进。利用该方法在涪陵页岩气田完成了270口页岩气水平井的地质导向工作,有效提高了优质储层钻遇率,取得了良好效果。