不同构造单元页岩孔隙结构差异及其油气地质意义——以四川盆地泸州地区深层页岩为例

不同构造单元页岩储层品质、含气性差异明显,构造改造作用对页岩气勘探开发具有控制作用,但关于深层页岩气的构造控制作用机理研究较少,相关认识尚不明确,制约了深层页岩气的勘探开发。为此,通过“岩心—薄片—扫描电镜”多尺度观察、全岩矿物X射线衍射分析、核磁共振等技术手段,对比分析了四川盆地南部泸州地区不同构造单元上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩孔隙结构和储层特征的差异,探讨了不同构造单元页岩孔隙结构差异与储层品质的耦合关系,明确了页岩气产量差异的内在地质原因,落实了构造改造作用下的页岩气勘探开发有利区。研究结果表明:①向斜区页岩主要以有机质孔隙、非构造裂缝为主,孔径大;背斜区页岩孔隙结构被强烈改造,以矿物粒间孔、构造裂缝为主,矿物粒间孔狭长且定向排列,孔径小。②向斜区构造相对稳定,有机质孔隙、矿物粒间孔以及成岩裂缝保存较好,宏孔占比高,储集性能好,含气量和产量高;背斜区页岩储层发育大量构造裂缝与断层,孔隙和成岩裂缝被压实,孔径减小,储集性能变差,含气量和产量低。③距盆缘剥蚀区越远,构造越稳定的单元,保存条件越好,该类构造单元页岩储层越发育,含气量和产量越高,页岩气勘探开发潜力越大。结论认为,构造运动对于压力系统的影响是形成不同构造单元深层页岩孔隙结构特征差异的重要因素,并控制了页岩储层的含气性与产量;向斜区深层保存条件好,远离剥蚀区,为勘探开发的最有利区,该认识可为深层页岩气勘探开发提供技术支撑。

川南页岩气地质工程协同研究平台建设初探

四川盆地南部地区(简称“川南”)页岩气的地质工程条件复杂,呈现“一薄、两低、三高、四发育”的特征,开发难度大。针对复杂的地质工程情况,西南油气田借力“互联网+”,建设地质工程协同研究平台,以期打破原有的“技术条块分割、管理接力进行”的传统模式。通过信息化手段,开展地质工程一体化关键技术攻关,协同研究平台建设目前取得以下研究成果:①以西南区域数据湖为基础建立了数据服务平台,为上层应用提供统一、可靠、及时的数据支撑;②集成了地质工程类的主要专业软件、应用系统,实现了研究模型远程调用,实现了数据资源共享应用的基础环境创建;③将用户的研究成果进行集成化整合、规范化处理和一致性管理,建立了统一研究模型;④基于川南地质工程一体化模式,应用智能工作流设计形成10大应用场景。结论认为:①依托中国石油勘探开发梦想云及数据湖基础环境,构建驱动专业软件自动化/半自动化运行的智能工作流,搭建地质工程协同研究平台,是川南页岩气信息化建设方向和必由之路;②地质工程协同研究平台实现了各类专业数据整合、各类专业软件集成、统一研究模型建设、协同研究场景定制,能有效提升地质工程的科研效率及水平,符合智能页岩气田建设的要求;③地质工程协同研究平台建设形成的“基础环境+信息系统+专业数据+专业软件+智能工作流”应用模式,将相关的业务单位、部门及人员有效地组织起来,实现紧密的业务协同,推动科研组织方式变革,促进川南页岩气田由数字化向智能化转变,为川南页岩气的勘探开发提供强有力的研究平台支撑,对四川盆地乃至国内其他地区的气田智能化建设亦有技术参考意义。

四川盆地南部下寒武统筇竹寺组页岩孔隙结构特征与页岩气赋存模式

近年来,四川盆地南部地区(以下简称川南地区)下寒武统筇竹寺组页岩气勘探开发取得了实质性的突破,但是,关于筇竹寺组页岩气储层孔隙结构特征及其对页岩气赋存模式影响的研究还较为薄弱。为此,以川南地区W207井筇竹寺组页岩为例,以总有机碳含量(TOC)不小于1.0%为界,将筇竹寺组页岩划分出4个高有机碳页岩层段(H1—H4层),并基于大视域扫描电镜、流体注入法孔隙定量表征、三维分子结构建模与分子模拟等方法,研究了不同富有机质层段页岩孔隙特征,并着重分析了H3层页岩孔隙发育特征与页岩气赋存模式。研究结果表明:(1)筇竹寺组页岩纵向上孔隙发育差异较大,其中H3层页岩孔隙系统最为有利,发育粒缘缝—有机质纳米连通孔隙—有机质基质分子内孔隙3级孔隙网络,其矿物粒缘缝与有机质纳米孔隙提供了较大的游离气储集空间,页岩有机质分子结构中普遍发育微孔,提供了较大的吸附空间;(2)微孔对总吸附量的贡献随压力增高而降低,但在30.0 MPa时仍贡献了56%以上的总吸附气量;(3)高温高压下(30.0 MPa、70℃),页岩中游离气甲烷含量占总含气量的57%,当压力由30.0 MPa降低至16.5 MPa,游离气贡献总开采气量超过80%;(4)粒缘缝、有机质纳米连通孔隙和有机质基质分子内孔隙良好的配置关系为页岩气富集及开发提供了良好的连通体系,远离风化壳的超压层段有利于页岩孔隙发育。结论认为,川南地区筇竹寺组H3层页岩孔隙系统发育,具备页岩气高产地质条件,是筇竹寺组下一步重点关注层段,在此基础上寻找远离风化壳、孔隙发育的超压页岩储层是筇竹寺组选区选层的关键。

深层页岩纳米孔隙中气水微观动用机理

深层页岩气已成为我国天然气产量增长最现实的领域之一。已有研究结果证实深层页岩纳米孔隙发育,但页岩储层在高温高压含水条件下气水的动用复杂程度加剧。传统页岩岩心尺度的解吸和驱替实验成本高、周期长,难以解析纳米孔隙中气水在深层储层条件下的微观动用机理。为此,基于分子模拟方法,在考虑气水质量扩散传递的基础上,提出了1套页岩气水动用模拟方法,并模拟了深层页岩双重介质复合纳米孔隙中的甲烷和水分在2种不同模式下的动用机理,并量化了甲烷吸附气、溶解气和自由气,揭示了孔隙水和甲烷不同赋存状态的微观动用机理。研究结果表明:①页岩中伊利石对甲烷的亲和性强于干酪根,伊利石亲水性远大于干酪根;②2种动用模式下,伊利石中赋存的水分基本不发生动用,干酪根表面水分团簇可发生动用;③双重介质复合纳米孔隙中,甲烷的自由气动用率最大,溶解气和吸附气动用率较低,是后期页岩气储量挖潜的重要潜在资源。结论认为,深层页岩纳米孔隙中气水的微观动用理论研究对深层页岩气可采储量评估、产能评价和提高采收率等方面具有重要理论意义。

页岩气藏超临界CO_(2)压裂—提采—封存研究进展

为了解决页岩气开发过程中使用水基压裂液造成的耗水量大和储层伤害等问题,将CO_(2)注入页岩气藏,利用超临界CO_(2)(SCCO_(2))独特的物理化学性质,可在提高页岩气采收率的同时封存CO_(2),达到“利用与封存一体,增产与减排双赢”的效果。为实现SCCO_(2)强化页岩气开采与地质封存一体化,系统综述了SCCO_(2)页岩气压裂、置换驱替及地下封存的研究进展,梳理了目前研究存在的主要问题及技术瓶颈,并针对性地提出了未来研究方向。研究结果表明:①相较于水基压裂液压裂,CO_(2)进入储层后将弱化页岩的力学性能,导致起裂压力更低,并且易于形成更复杂、更粗糙的裂缝网络;②页岩对于CO_(2)的吸附能力远大于CH4,利于有效置换出CH4,且CO_(2)不会与CH4进行大范围的混合,而是倾向于对CH4进行类活塞状驱替,从而提高页岩气采收率;③目前缺乏定量评价不同封存机制对CO_(2)封存潜力贡献的计算模型,同时长时间尺度上CO_(2)与盖层相互作用机理及突破压力的变化研究有待完善;④提升SCCO_(2)携砂能力、解决地面与井下设备腐蚀问题、降低CO_(2)的捕集与运输成本,是超临界CO_(2)提高页岩气采收率(SCCO_(2)-ESGR)技术大规模工程应用的前提。结论认为,SCCO_(2)-ESGR为我国页岩气资源规模效益开采提供了一种绿色、高效的新技术,能够加快我国“双碳”战略目标的实现。

四川盆地南部地区五峰组—龙马溪组深层页岩气富集控制因素新认识

近年来,随着四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发迈向深层(埋深介于3500~4500 m),在四川盆地南部(下文简称川南)地区的泸州、长宁和渝西等区块深层页岩气不断取得了重要突破,展现了深层页岩气良好的开发前景。为了准确认识川南地区深层页岩在局部地区出现的低电阻率、高含水饱和度、测试微气现象,分别从页岩有机质成熟演化、页岩气源内运移特征和区域多期断裂活动影响等3个方面系统地分析了页岩气富集控制因素。研究结果表明:①高—过成熟度有机质石墨化造成了页岩电阻率和含气量明显降低,在有机质成熟度(Ro)大于3.6%以后,有机质生气能力衰竭,颗粒孔隙度明显降低,含水饱和度明显升高;②页岩气存在“源内侧向运移”特征,含气性与现今构造区带构造位置相对高低相关,表现为相对海拔高部位含气饱和度高,相对海拔低部位含气饱和度低;③Ⅰ级断裂对天然气的散失有显著的控制作用,建议距离Ⅰ级断裂1.5 km范围内勿部署实施井位,Ⅱ级断裂对含气性影响范围有限,距离Ⅱ级断层700 m以外时对页岩气体积压裂的影响较小。结论认为,充分考虑页岩有机质热演化程度、构造位置相对高低关系以及断裂发育特征等因素对深层页岩气富集的影响,有利于完善深层页岩气评价标准,对认识深层页岩气资源潜力以及优选有利区,具有重要现实意义,并可为推动实现深层页岩气规模增储和效益开发提供理论支撑。

考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模拟

基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型,采用顺序迭代数值模拟方法,构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响,且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟,可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。模拟结果表明:储层物性参数对裂缝扩展有较大影响,合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键;相较于常规方法,提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响,可以更准确地模拟产水量、产气量。将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟,模拟结果与实际生产数据吻合程度较好,验证了模型的准确性。

页岩气井间压裂窜扰机理及影响规律

四川盆地南部地区(以下简称川南地区)页岩气水平井体积压裂改造过程中,受地质及工程等因素影响,水力裂缝易与单一方向大尺度天然裂缝沟通并过度扩展,从而诱导邻井压力快速上涨,最终导致压裂窜扰、套管变形等问题,直接影响页岩气单井产量。为此,针对川南地区页岩气储层压裂窜扰模式多样、机制认识不清以及防控效果有限等问题,建立了全耦合页岩气水平井压裂多簇同步扩展数值模拟模型,并阐明了不同类型压裂窜扰的影响规律,最后提出了有效治理压裂窜扰的方法。研究结果表明:①天然裂缝发育的储层中,水平井裂缝易沿单一方向大尺度天然裂缝优势条带扩展,直接或间接对邻井产生影响,造成其压力涨幅异常;②页岩气水平井通过避免在风险段压裂或降低改造强度在一定程度上可减轻压裂窜扰的影响;③压裂井附近存在衰竭邻井时,裂缝更易往邻井低应力区扩展产生压裂窜扰,窜扰程度与岩石孔隙弹性密切相关。结论认为,合理避开风险段射孔、控制压裂改造强度可有效降低页岩气水平井压裂窜扰的风险,该研究成果可为同类国内外页岩气区块页岩气水平井压裂开发提供技术指导。

中国页岩气开发理论与技术研究进展

中国的页岩气田属于非常规气藏,采用体积压裂工程技术才可以实现有效开采.不过,页岩储层与一般储层的性质不同,纳米级孔隙大量分布,其孔隙和渗透率十分微小,同时还分布有微裂缝,气体在其中的流动具有解吸、扩散、滑脱和渗流等多种微观机理,并且呈现出基质-微裂缝-人工裂缝的跨尺度多流态流动.常规的油气开发理论与技术并不适用于页岩气藏,因此需要有针对性的研究,并建立页岩气开发的理论与技术,才能实现我国页岩气藏的高效地开发.从页岩气流动的基本规律出发,总结了页岩气流动的多流态-多尺度-多场耦合输运机理和渗流规律,归纳了考虑解吸-扩散-滑移-渗流的多尺度非线性渗流统一方程,给出了多尺度全流态图版.通过页岩气多级压裂水平井多区耦合非线性渗流理论、多场耦合非线性渗流理论,形成页岩气藏流场区域储量动用与开发动态变化规律,针对我国页岩气特点构建了页岩气产量递减模型.基于上述理论提出了开发设计方法,提出了我国储层分级评价及优选目标评价方法,并且建立了适合我国储层的分级评价及优选目标方法与指标,对中国页岩气压裂开发工艺适应性技术进展进行了归纳总结.在此基础上,对未来页岩气高效开发理论的发展方向进行了展望,以期对我国页岩气理论和技术研究提供指导.

北美页岩气水平井压裂井间干扰研究现状与启示

多簇布缝加砂压裂、缩短井间距、钻加密井等技术可有效提高页岩气经济开发效益,但同时也增加了水平井压裂时发生井间干扰的几率,从而影响母井、子井的产量,甚至损害井筒的完整性。为缓解川南地区页岩气开发时频发的井间干扰情况,促进规模效益开发,亟须参考借鉴北美井间干扰研究成果。为此,在系统梳理北美页岩气水平井井间干扰机制及干扰形式、诱发井间干扰的地质因素和工程因素的基础上,总结了井间干扰识别技术和预测技术、井间干扰缓解与治理措施,最后结合北美经验和川南地区页岩气特点,从干扰模式、干扰因素、风险识别与治理等方面开展了对比分析。研究结果表明:①加强天然裂缝预测技术攻关,根据天然裂缝发育情况优化井位部署设计,在天然裂缝井段强化差异化压裂参数设计;②优化开发部署设计,尽量确保同一开发单元内的井同步投产,避免因邻井先期投产压力降低进而导致井间干扰情况出现;③需要根据区内地质、工程等特征,建立不同工况下的井间干扰评价指标;④强化开展不同井间距、平台距、施工参数现场试验;⑤加强母井井间干扰复产工艺试验,探索形成有效的排采工艺,以提高排液效果,确保老井尽快复产。结论认为,借鉴北美的井间干扰研究进展和生产经验,结合川南地区页岩气自身的地质、工程条件制订差异化应对措施,对该区页岩气开发政策的制订和工艺技术的优化提供了有益的借鉴。

川南长宁页岩气储层有机质成熟度测井计算方法适用性分析

川南地区五峰组-龙马溪组页岩地层受多期构造运动引起沉降与抬升等作用的影响,使其在不同区域上的热演化程度存在较大的差异。有机质成熟度是评价页岩气储层热演化程度的重要参数。利用地球化学、激光拉曼、沥青反射率、物性、含气量测试及测井曲线等资料,研究川南长宁地区页岩井有机质不同成熟度的热演化特征,厘定出不同成熟度范围下的敏感测井响应,利用变形ΔlogR法、多元回归法、CatBoost算法计算不同成熟度类型的等效镜质体反射率(RO),并对比了计算效果与适用性。结果表明:①基于有机质出现石墨化前后热演化特征及RO对敏感电阻率曲线的影响,以有机质石墨化的RO下限值3.5%划分出过成熟阶段Ⅰ和过成熟阶段Ⅱ这2种类型。②过成熟阶段Ⅰ的特征为孔隙度高、含水饱和度低、含气量高、电阻率高,电阻率(Rt)曲线和声波时差(AC)曲线重叠差异效果弱,Rt-AC测井曲线颜色成像图显示为“紫+红”模式;过成熟阶段Ⅱ的特征为孔隙度低、含水饱和度高、含气量低、电阻率低,电阻率曲线和声波时差曲线重叠且具有明显幅度差,Rt-AC测井曲线颜色成像图显示为“蓝+暗红”模式。③CatBoost法优选自然伽马、声波时差、中子、电阻率这4条曲线作为输入变量,过成熟阶段Ⅰ、Ⅱ型的RO计算值与实测值相关系数都超过了0.95,取得了较好的有机质成熟度预测效果。该方法一定程度上弥补了实验数据不连续的缺点,为判识页岩气储层热演化阶段及降低勘探开发风险提供了依据。

深层页岩气水平井双层靶体优选及效益评估

川南泸州地区五峰组—龙马溪组深层(>3500 m)页岩气富集,为保障页岩气增产稳产的开发目标,需要实现龙一1亚段页岩气的立体动用。利用岩芯、测井及生产等资料,对研究区深层页岩气地层开展了储层特征、储层品质定量化评价及压裂高度模拟等方面的研究,结合储层品质定量化评价和压裂高度模拟建立了一种深层页岩气水平井双层靶体智能优选及效益评估方法。研究结果表明:1)龙一_(1)亚段由深到浅整体物性变差,龙一_(1)^(1)—龙一_(1)^(3)小层以Ⅰ类甜点为主,龙一_(1)^(4)小层以Ⅱ类甜点为主,厚度达40余米。2)深层页岩气储层水平井靶体智能优选方法可快速得到两套靶体优选的深度、甜点品质、压裂高度和水平井靶体效益评估Q值等信息。3)第一套靶体效益评估的平面优势区域与目前产量高的井区相符合,结合龙一_(1)^(4)小层的靶体效益评估Q值和部分已建立第二套靶体水平井的实际产量,认为川南深层页岩气储层第二套靶体具有一定的开发价值和潜力,且明确了两套靶体平面上的优势区域,为深层页岩气储层双层靶体的规模化实现及产量预测提供了依据。

基于改进的BET多层吸附模型的深层页岩吸附气含量测井评价方法

含气量是页岩储层评价的一项关键指标,页岩含气量受温度-压力耦合影响,特别在地层压力较高情况下,准确预测页岩储层吸附气含量较为困难。针对深层页岩气储层高温高压环境下甲烷吸附特性,提出了改进的BET多层吸附模型,建立了一套深层页岩储层吸附气含量测井评价方法。应用该方法对川南深层页岩储层进行含气量评价,结果表明:利用改进的BET多层吸附模型计算的吸附气含量更符合实际地质情况,结合相应层段游离气含量,计算所得的页岩总含气量精度较高,且与现场保压取心获取的总含气量较为一致。基于改进的BET多层吸附模型的吸附气含量评价方法在川南深层页岩气区块具有较好的适应性,可为深层页岩地质甜点评价和资源潜力分析提供技术支撑。

中国“山地式”页岩气层内构造变动研究方法、理论及其勘探开发意义

中国“山地式”页岩气的勘探开发与美国、加拿大等“平原式”页岩气勘探开发在地下地质构造上存在着极大差异,主要表现为页岩层内构造变形-变位复杂、勘探“甜点”认识不清、生产开发钻井过程中水平井段目标靶体寻找困难并时常出现工程事故等问题。本文从野外调查、岩心观察、钻井测井资料分析、地震剖面处理解释等方面分析总结了页岩气层内构造变动的研究方法与理论,在初步应用过程中已取得良好成效,能够有效识别页岩气层内构造变动。

四川盆地泸州区块深层页岩气地质力学研究及应用

四川盆地泸州区块志留系龙马溪组深层页岩气藏(3500~5000m)是中国页岩气开发的重要接替领域,储层岩石力学特性及地应力的变化导致开发过程中存在钻井周期长、单井产量差异大等难题。开展地质力学研究有助于深化对区块内地应力场的认识,为页岩气水平井的井位、钻井工程及压裂设计优化提供依据。基于声波测井、诊断性压裂注入测试(DFIT)、成像测井和实验室应力测量数据,利用Petrel软件构建了高精度地质力学模型,明确了区块储层地质力学特征,并探讨了地质力学成果在工程方面的应用。研究结果表明,泸州区块内随着沉积深度变大,杨氏模量逐渐增大,泊松比逐渐减小。龙马溪组储层为异常高压,孔隙压力梯度范围为16.7~21.7kPa/m。泸州区块应力机制以走滑型为主,上覆岩层压力梯度为25.5kPa/m,最小水平主应力梯度范围为18.8~24.5kPa/m,最大水平主应力与最小水平主应力之比的平均值为1.165,储层水平主应力随着杨氏模量和孔隙压力的增大而增大。利用地质力学研究成果,对井位设计、钻井工程中的钻井液密度优化、压裂设计中的分段分簇和施工参数优化进行了指导,Y65-X井实钻钻井液密度优化至1.85g/cm3,实现了造斜—水平段“一趟钻”完钻,钻井周期较邻井缩短67%;指导了Y2-X井精细分段分簇和压裂施工参数优化,测试日产量达到50.69×104m3。研究认为,高精度的地质力学模型和成果可以有效为提高钻井作业效率、提高单井产量和效益开发服务。

四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩气地质工程一体化高产井培育实践与勘探突破

四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩储层地层时代老、埋藏深度大、热演化程度高,勘探开发难度大,国内外尚无可直接借鉴的经验。为此,基于地质工程一体化理念,探索建立筇竹寺组“部—钻—压—采”一体化高产井培育关键技术体系:(1)一体化井位部署,深化筇竹寺组“裂陷槽控藏”认识,明确优质储层分布模式,明确高产井实施技术界限,支撑井位优化部署;(2)一体化钻录定导,基于地质工程参数综合评价,优中选优确定靶体,优化井轨迹,强化地质钻井一体化精细管理,保障优质储层钻遇率;(3)一体化压裂增产,基于一体化压裂模型优化压裂设计,形成“促复杂+扩体积+强支撑+防套变”压裂工艺,有效实现裂缝均匀开启、高效扩展、全域支撑及储层改造体积最大化;(4)一体化精细返排,形成“四因子”返排增产技术,结合精细排采分析平台,实现降低储层伤害与气井增产“双突破”。基于上述技术体系,资201井首次在国内寒武系4500m以深的页岩储层测试获得高产工业气流,威页1H井成功实现高产井复制,初步落实埋深5000m以浅有利区面积近3000km2,资源量近2×10^(12)m^(3)。所形成的高产井培育技术和方法,为破解寒武系超深层页岩气规模效益开发难题奠定了坚实基础。

四川盆地二叠系龙潭组页岩气储层特征与勘探潜力

通过宏观野外实测、岩芯观察以及微观薄片鉴定、氩离子抛光扫描电镜观察(SEM)等技术手段,对四川盆地上二叠系龙潭组页岩气的储层特征进行了系统分析。龙潭期主要沉积环境从南向北依次发育:河流三角洲、滨岸沼泽、潮坪、混积陆棚与碳酸盐岩台地相。富有机质泥页岩主要发育在滨岸沼泽与深水陆棚相区,川北深水陆棚相页岩具有“四高一低”的特征:高含气量(>5 m^(3)/t)、高TOC(>4%)、高孔隙度(>6%)与低黏土矿物(<38%),是未来勘探的重点区。

不同井斜页岩气水平井流动特征的CFD模拟研究

页岩气水平井流动特征的准确表征是定量评价生产动态及进一步指导开发方案优化设计的关键基础。为了探究页岩气水平井在不同井斜角下的气液两相流动规律,构建了管径为0.124 m,管长为10 m,井斜角依次为0°、5°、10°、15°、20°、30°、45°、-5°、-10°、-15°、-20°、-30°、-45°的三维立体仿真井筒模型,采用体积模型追踪气液界面,对井筒气液两相流动特征进行动态监测。模拟实验得到井下300 m3/d液量和500 m3/d气量在各井斜角下井筒的流型、平均流速和持率分布特征,深入分析井斜角对页岩气水平井气液两相流动特征的影响规律。结果表明:上倾管(井斜角大于0°)流型特征为段塞流,其流体平均速度随井斜角增加呈单峰式变化,在井斜角为15°时出现峰值,气液分界面处平均流速最低,且低井斜角较高井斜角时的底部持水率大,在井斜角为10°时达到最大值;下倾管(井斜角小于0°)流型特征为分层流,流体平均速度与井斜角呈线性递增关系,气液分界面处平均流速介于顶部和底部值之间,底部持水率随井斜角增加而减小。

影响四川盆地页岩气开发的非技术因素:定义与机理

四川盆地及其周缘页岩气可采资源量居全国首位,规模效益开发四川盆地页岩气对保障国家能源安全具有重大战略意义。页岩气开发不仅面临资源评价、钻井工程、压裂工程等方面的技术难题,还受到产业规划、扶持政策、地企协调等非技术因素的影响。为了解决页岩气开发过程中非技术因素概念界定、内涵和影响机理辨识的问题,基于利益相关者理论,以四川盆地南部地区(以下简称川南)页岩气开发为例,明确了影响页岩气开发非技术因素的定义和内涵,在实地调查、专家咨询和实践研究的基础上,构建了非技术因素贝叶斯网络模型,并进行了逆向推理和因果推断,定量辨识了影响川南页岩气开发的主要非技术因素和影响机理。研究结果表明:①影响页岩气开发的非技术因素指涉及页岩气产业兴起和发展进程中所有利益相关者的不确定性因素;②影响川南页岩气开发的主要非技术因素有页岩气产业政策、基层相关部门与企业的沟通机制、企业内部投资管理和群众个人认知;③针对页岩气开发不同阶段,应根据非技术因素影响机理,构建各利益相关者的协调机制,持续优化非技术因素调控措施。结论认为,非技术因素的明确对页岩开发具有重要作用,对推动形成技术因素和非技术因素双轮协同驱动页岩气规模高效开发的新局面具有重要指导意义,并可为保障四川盆地乃至我国页岩气顺利开发和页岩气产业高质量发展具有重要现实意义。

中国页岩气技术标准体系建设与展望

中国高度重视页岩气这一新兴产业的发展,在国家产业政策的指导和支持下,该产业快速发展,3 500 m以浅的页岩气已迈入规模化开采阶段。为了规范页岩气产业的健康快速发展、确保国家对页岩气勘探开发的监管有标准可依、快速复制页岩气高效勘探开发技术,需要制订页岩气全产业链的技术标准和技术标准体系。为此,分析了中国页岩气勘探开发技术现状,重点阐述了页岩气技术标准制订对促进页岩气技术进步的作用和意义,进而展望了页岩气勘探开发技术及标准制订下一步的发展方向。研究结果表明:①中国已经建立了符合中国国情的页岩气勘探开发理论和技术体系,形成了页岩气地质综合评价、开发优化、水平井优快钻井、水平井体积压裂、工厂化作业、特色高效清洁开采等6大技术系列共计27项特色技术;②已经规划制订页岩气特色标准173项,有力地支撑了中国页岩气产业的快速高质量发展,2019年页岩气年产量已达143.6×10^8 m^3。结论认为,页岩气技术标准体系的建设,促进了中国页岩气勘探开发技术不断完善、推动了技术水平大幅度提升、确保了质量安全环保全面受控。