产能剖面测试技术在常压页岩气开发中的应用

安场向斜常压页岩气井生产时间相对较短,对其生产规律的认识相对薄弱。为了给后期井位部署、井眼轨迹设计、压裂工艺及规模、排采制度优化提供科学量化依据,基于分布式光纤温度及声波测量(DTS+DAS)原理及其配套工艺技术,对测试井产能剖面测井资料进行解释分析,计算出9mm油嘴稳定生产制度下的各段簇产气量、产水量以及产气、产水贡献率,结合钻井、录井、测井、压裂、试气等基础资料,对比分析测试井的产出规律及其影响因素。分析结果表明,各段产气量与加砂强度、用液强度呈正相关,线性相关率分别为28.45%和30.01%;各段产气量与射孔簇开启率正相关关系明显,线性相关率为65.51%;各簇产气量与随钻气测全烃值及总有机碳含量呈正相关,线性相关率分别为37.97%和24.12%;产气量与含气量、孔隙度、渗透率等其他地质参数也具有一定的线性相关性。产水量与用液强度、射孔簇开启率呈正相关,孔隙度、渗透率较高的层位产水量比较高。建议后期同区块水平段钻井穿行轨迹的设计应选择随钻全烃值相对较高、有机碳含量高、孔隙度相对高、渗透率较高的优质页岩层。

黔北地区安场向斜常压页岩气储层特征与主控因素

黔北地区钻探揭示具有良好的页岩气勘探开发前景,已在正安地区安场向斜内取得重大突破,但表现出不同井间产量存在明显差异,储层发育及主控因素需进一步明确。基于黔北地区安场向斜6口直导眼井的测井、录井及分析化验资料,结合地震及生产数据对五峰组—龙马溪组页岩气储层特征和主控因素开展系统分析。研究认为,黔北地区安场向斜五峰组—龙马溪组一段岩石类型主要为碳质页岩。储层矿物组分主要为石英,平均为58.66%,黏土矿物次之。总体脆性矿物含量高,龙马溪组一段脆性矿物含量平均为77.19%,龙马溪组一段上部脆性矿物含量明显低于下部。五峰组—龙马溪组优质页岩气层储集类型丰富,主要为有机质孔、无机孔和微裂缝;实测孔隙度平均为3.46%,渗透率平均为0.0022mD,总体表现为中—低孔、特低渗储层;有机质类型为Ⅰ型,为高成熟度页岩;总有机碳含量平均为4.58%,总含气量平均为4.85m^(3)/t。进一步分析认为,黔北地区安场向斜五峰组—龙马溪组沉积时期有利的贫氧到缺氧的沉积环境,为有机质的富集奠定了基础,有机质孔的大量发育为储层发育提供了保障,良好的保存条件对页岩气的富集成藏起着关键性作用,压力系数是页岩气产量的决定性因素。

黔北正安地区页岩气钻探工程难点与对策研究

黔北正安地区安页1井实现了多套层系油气、页岩气的重要发现,为我国南方油气增储上产开辟了新区和新层系,但在安页1井的实施中也发现该区存在诸多钻井难点,给后续页岩气勘探开发带来很大挑战。根据安页1井的钻井工程实践,结合安场向斜地质构造情况,分析了该地区钻井工程的难点,主要为:井场选择受限、上部地层井漏风险高、直井段防斜打直制约机械钻速、多套压力系统共存导致井控安全压力大等。在剖析造成难点的原因的基础上,提出了应对上部地层恶性漏失和易斜、下部防漏堵漏、合理井身结构设计、借鉴四川盆地“井工厂”钻井技术等措施和建议。本次研究可为正安地区页岩气钻井工程技术体系的建立,以及为该地区后续页岩气勘探开发提供借鉴。

黔北地区正安区块页岩气水平井钻井关键技术

为了解决正安区块安场构造区域性漏失、井壁失稳、轨迹控制难度大等技术难题,通过理论分析和软件模拟计算,开展安场构造水平井钻井关键技术研究。根据地层压力系数和地层岩性优化井身结构,以满足每开次的施工安全;依据地层倾角和储层构造优化井眼轨道,降低钻井施工难度和钻井成本,以实现“地质甜点”和“工程甜点”;为提高井眼轨迹控制精度,结合井壁稳定性,合理优选旋转导向和近钻头钻具组合;优选油基钻井液体系和优化钻井液性能,提高页岩防漏堵漏、抑制防塌、润滑防卡和携岩能力。该技术指导完成安场构造6口水平井的钻井工程设计和施工,提速效果显著,与前期完钻井对比,6口井平均钻井周期缩短9.85%,二开平均机械钻速提高68.61%,三开平均机械钻速提高32.5%,优质页岩储层钻遇率100%,井下复杂情况大大降低。

黔北正安地区五峰组–龙马溪组页岩气随钻C同位素特征及地质意义

C同位素分析已应用于钻探现场,可以实时连续监测随钻泥浆气及岩屑罐顶气C同位素值的变化情况,分析页岩气富集规律与勘探潜力。黔北正安地区3个平台(Ay1、Ay2、Ay4)随钻泥浆气与岩屑罐顶气的C同位素结果显示,泥浆气纵向上从石牛栏组至五峰组的C同位素总体由重变轻,C同位素倒转主要出现在龙马溪组,C同位素从S_(1)l^(4)→S_(1)l^(2)→O3w先变重后变轻,S_(1)l^(2)的C同位素倒转程度明显。根据岩屑罐顶气C同位素分馏特征将五峰组–新滩组划分为5段,第2、3段C同位素分馏程度均匀且较高(2.51‰~4.59‰,平均3.60‰),放气量及气测值具有相应的响应特征;第2段(S_(1)l^(1)~S_(1)l^(2))中上部响应特征更明显,具备良好的孔隙度及含气性。龙马溪组δ^(13)C_(1)主要分布在−36‰~−32‰之间,平均−33.47‰,δ^(13)C_(2)主要分布在−38‰~−34‰之间,平均−35.58‰,δ_(13)C_(1)和δ^(13)C_(2)的倒转主要开始于S_(1)l^(3),龙马溪组页岩气主要由原油裂解气贡献。各平台间湿度存在差异(Ay1平台>Ay2平台>Ay4平台),反映了不同构造位置热演化程度的差异,五峰组–龙马溪组的热演化程度高于威远地区,低于焦石坝及长宁地区,与富顺–永川、南川地区相近。通过C同位素分馏特征、放气量及孔隙压力指数结合储层评价相关参数,对Ay1-X井五峰组–龙马溪组纵向上甜点划分3类,进一步确定了龙马溪组最优甜点段为龙马溪组底部3.2 m,具有岩屑罐顶气C同位素重、分馏程度高、生烃能力强、总含气量高、可压裂性好、有机孔发育、空隙压力指数大等特点,为黔北正安地区五峰组–龙马溪组箱体选择提供了理论依据。

安场页岩气井眼轨道优化与地质导向技术

随着安场向斜页岩气井开发的深入,对水平井组的井眼轨迹控制技术、井间井眼轨迹的防碰绕障、防碰分析、定向仪器工具的优选及地质导向技术均提出了更高的要求。为此,针对这些问题,从井眼轨迹控制技术方法、防碰绕障分析的方法、井眼轨迹控制技术和地质导向技术入手开展分析研究,形成了相关技术优化,为安场向斜页岩气井开发提供支撑。

正安页岩气水平井优快钻井难点与对策

在正安区域地层特征及已钻井情况分析基础上,阐述了该地区水平井优快钻井技术难题,通过个性化高效PDC钻头、高扭长寿命动力钻具、钻井参数优化技术、减摩降扭工具、近钻头地质导向技术及治漏防塌钻井液技术的研究与优化,提出了针对性的解决方案。通过相关技术的应用,有望进步一提高该区水平井机械钻速、缩短钻井周期,实现优快钻井。

贵州正安地区常压页岩气压裂关键技术

贵州正安地区页岩气储层具有常压、优质页岩储层较薄、水平主应力差异大等特点,导致压裂形成复杂缝网的难度较高,进而制约了正安地区页岩气产量的提高。针对这一难点,通过对正安地区常压页岩气水平井压裂技术实践和分析,结合该地区五峰—龙马溪组页岩气储层地质特征,借鉴我国南方页岩气先进的压裂技术,形成了以水平井段内多簇密切割压裂、水平井精细化压裂设计、减阻可变粘度压裂液体系、投球暂堵转向、返排液重复利用等技术为主的压裂技术体系,并取得了良好的改造和生产效果,为正安地区页岩气的有效开发提供了强有力支撑。

黔北地区窄陡型向斜页岩气水平井地质导向技术对策

黔北地区五峰组-龙马溪组页岩地层残留于窄陡型向斜中,具有地层速度变化大,地震资料靶点预测精度低;地层倾角变化频,地层走向及轨迹难以把控;地层稳定性差,井眼扩大严重等难点。增大了地质导向难度,水平井钻遇率低。针对这些问题,梳理分析了实钻中地质导向遇到的难点,通过井震结合,完善三维地震速度模型,精确提取各地层、各方位地层视倾角;实钻中通过多元厚度建模,不断矫正细化对靶点深度的预测,优化随钻三维轨迹;进入箱体后,强化地球物理响应特征,对随钻曲线进行正演提取及反演对比,利用多元元素谱及成像技术精细刻画箱体成像特征。在7口井的钻探应用中靶点误差与设计降低至25 m,优质页岩钻遇率提高到99.2%,箱体钻遇率从87.6%提高至96.5%,其中3口实现了中靶率、优质页岩钻遇率和箱体钻遇率3个100%的地质导向成果。类似于黔北地区这种窄陡型残余留向斜地质导向难点通过该套技术对策可以及时避开小褶皱等细微构造变化,有效保障水平井箱体钻遇率,为水平井地质导向提供了扎实的技术支撑。

黔北地区石牛栏组气藏特征分析与开发展望

下志留统石牛栏组地层在川东南–黔北地区广泛发育,已在黔北地区多口井钻遇良好气显示。进一步分析石牛栏组气藏特征,可为区域石牛栏组天然气开发利用提供指导。通过对石牛栏组地层岩心观察、薄片分析鉴定结合黔北地区已钻井的钻井、测井、录井以及实验分析测试资料对石牛栏组岩性特征、地球化学特征、物性特征及含气性特征进行分析总结。结果表明:石牛栏组主要储层发育在其下段泥灰岩互层中;储层中泥页岩虽然具有一定的有机质,但含量低;储层孔隙度在1.2%~2.7%之间,平均2.1%,渗透率平均为0.002毫达西,属特低孔、特低渗储层,孔隙度与渗透率呈现弱正相关关系;石牛栏组气测显示活跃,但相对于新滩组和龙马溪组含气性地球物理响应无明显异常,或因含气地层纵向不稳定、厚度薄,平面连通性差所导致;综合分析认为研究区石牛栏组气藏与页岩气成藏特征有明显差别,含气性可能与裂缝的发育程度有关。建议在后期勘探开发中加强石牛栏气层成藏类型和主控因素研究,找到裂缝、孔洞发育区域并采取常规油气方式进行尝试开发,进一步评价石牛栏组气藏开发潜力。

黔北武陵褶皱区安场向斜页岩气储层特征分析

综合地质、岩心、测井等多种资料,从岩性、电性、物性、地化特征、可压裂性分析等方面对黔北武陵褶皱区安场向斜页岩气储层特性进行了分析。结果显示研究区龙马溪组一段–五峰组黑色深水陆棚相碳质页岩矿物组成以石英、粘土矿物、长石、碳酸盐岩、黄铁矿为主,具有高自然伽马、高铀、低密度、高声波时差、中高电阻率典型页岩气储层测井特征,有机质丰富,以腐泥型干酪根(I型)为主,岩心有机碳含量以≥4.0%为主,平均孔隙度以≥3.0%为主,进入过成熟中期演化阶段,以生成干气为主,脆性矿物含量高,可压裂性较好,整体表现出“薄而富”特征。综合认为安场向斜龙一段–五峰组页岩气储层具有较好的页岩气资源勘探开发潜力。

探析页岩气钻井关键技术及难点

天然气的开采不仅为我国各领域提供了能源的需求,而且天然气能源也是一种优质能源,在我国各领域提供巨大的能量。而在天然气当中,页岩气属于天然气的分支,但和我们日常生活中接触的普通天然气有一定的区别,页岩气具有非常特殊的性质。因此我国在开发页岩气的过程中,出现了很多技术难点导致在页岩气开发过程中,勘探和开采都需要不同的技术人员、工作人员进行作业。高难度的作业也为页岩气钻井技术方面提高了要求。

高温裂缝性油藏凝胶封堵剂的性能评价

目的针对高温裂缝性油藏钻井过程井漏失严重的问题,利用有机碱式铬交联凝胶封堵剂进行封堵油藏漏失。方法采用黏度测试、高温老化、稠度测试以及模拟堵漏实验等方法,评价了凝胶封堵剂的流变性能、热稳定性、稠化性、岩心封堵后突破压力梯度及封堵性。结果以AM/AANa二元共聚物为凝胶封堵剂基液,有机碱式铬OACrC-1作为交联剂,乳酸为缓凝剂的凝胶封堵剂成胶前的表观黏度较低,稠度小于110 mPa·s,且稠化过渡期较短,表现出直角稠化性,且在120℃下具有良好的热稳定性;凝胶封堵剂注入效果在实验范围内随缝宽的增加变好,岩心突破压力梯度及封堵性表明凝胶封堵剂对缝宽不同的岩心均具有较好的封堵性能,封堵率可达85.9%及以上。结论该凝胶封堵剂在高温裂缝性油藏具有良好的封堵性,耐温能力达到120℃,在钻井过程中封堵漏失层具有重要的应用价值和指导意义。

一种水平井精准着陆的地质导向技术方法

为切实解决复杂构造区水平井地质导向难点,提高靶点预测精度及箱体钻遇率。以三维地震资料为基础,通过井震结合完善三维地震速度模型,精确提取各地层、各方位地层视倾角;实钻中通过多元厚度建模,不断矫正细化对靶点深度的预测,优化随钻三维轨迹;进入箱体后,强化地球物理响应特征,对随钻曲线进行正演提取及反演对比,利用多元元素谱及成像技术精细刻画箱体成像特征,在盆外复杂构造区高、陡、窄的黔北地区五峰组-龙马溪组页岩气水平井钻探实践中取得良好的成效,具有推广潜力。随钻曲线提取、随钻曲线反演及特征元素成像关键技术为水平井靶点预测及指导水平井在箱体里穿行提供有效支撑,该技术方法可有效保障水平井精准着陆,并有效促进水平井箱体钻遇率及产量的提升。

企业内部审计的作用与影响

企业内部审计在现代商业环境中扮演着至关重要的角色。随着全球商业的复杂性和风险的增加,内部审计成为确保组织稳健运营和有效管理的关键要素。它不仅有助于管理层识别和应对潜在的风险,还促进了良好的治理和内部控制,为企业提供了可靠的财务信息和决策支持。内部审计也对企业文化和资本市场的信任起着积极的影响。本文旨在深入探讨企业内部审计的作用与影响,并提供改进措施。将介绍企业内部审计的定义和与外部审计的区别。详细探讨企业内部审计在风险管理与控制、资源管理与效率提升以及决策支持与业务改进方面的作用。探讨企业内部审计对内部控制的加强、组织文化的塑造以及资本市场的信任和稳定性的影响。讨论企业内部审计所面临的挑战,并提出相应的改进措施。

贵州西部打屋坝组页岩储层发育特征及孔隙结构控制因素

垭都—紫云—罗甸裂陷槽位于贵州西南部地区,是在早古生代褶皱基底上经晚古生代再次裂陷形成的大陆边缘盆地,以台盆—斜坡—台地相沿北西方向间或狭长分布为特征。早石炭世时期,贵州西部威宁地区位于裂陷槽的西北端点,自此向东,打屋坝组页岩沉积向东南方向呈伞状散开(苑坤等,2022)。特殊的沉积环境导致该地区的岩性组合与裂陷槽内其他地区显著不同。黔宁地1井作为研究区的典型页岩气钻井(图1a,b).

页岩气水平井暂堵坐封机制与可控暂堵压裂工艺

水平井暂堵转向压裂技术是页岩气增产的关键技术之一。文中采用流体动力学软件FLUENT与离散元方法(DEM)相结合的数值建模方法,研究了水平井暂堵转向压裂技术中暂堵球在井筒中的运移规律以及颗粒间的相互作用。通过建立DEM-DDPM耦合模型发现,施工排量、暂堵球密度、暂堵球直径和压裂液黏度是影响暂堵球坐封效果的主要因素。模拟结果表明:当施工排量在4~6 m^(3)/min时,暂堵球的密度小于或等于流体密度;射孔炮眼磨蚀率在6.15%以内可以有效提高封堵效率;同时,随着压裂液黏度的增加,封堵效率先升后降。该研究结果对于优化水平井压裂暂堵球用量以及施工工艺具有重要的理论意义和指导价值。

安场向斜常压页岩气井生产特征及排采规律分析

安场向斜页岩储层埋深2 000~3 500 m,压力系数1.0~1.1,属中深层常压页岩。对比国内焦石坝、威远、长宁、彭水等主要页岩气储层,安场区块具有一定的资源基础,但限于储层厚度小、压力系数低,开发难度较大。归纳总结出安场向斜常压页岩气具有见气快、产能低、稳产能力差的总体特点,对比深层页岩气井生产特征,将安场向斜常压页岩气井生产过程划分为排液期、见气期、递减期3个阶段,并简要分析了不同阶段各种工艺排采效果,为中国常压页岩气井开发模式和排水采气工艺体系的摸索提供了参考。

基于微地震监测技术的常压页岩气井体积压裂效果评价新方法

在贵州桴焉向斜桴页1HF井压裂施工过程中,通过微地震事件空间特征、压裂改造体积计算及分析、微地震时间-空间特征进行了压裂效果评价,并现场实时指导对暂堵剂用量进行了调整,对压裂规模进行了实时优化。监测结果显示桴页1HF井水平井轨迹的方向与最大主应力方向基本垂直,断层附近天然裂缝系统的存在对人工裂缝的延伸方向有一定的诱导作用。压后评估及试气结果表明该井获得了较好的压裂效果,能够较好地对工区天然裂缝发育情况和应力分布状态做出合理的解释,对该区块后期井位部署、地质及工程甜点优选具有指导作用。

川渝黔地区五峰组–龙马溪组页岩储层地质特征差异研究

上奥陶统五峰组–下志留统龙马溪组广泛分布于四川、重庆、湖北、贵州等中上扬子地区,是目前我国页岩气最主要的勘探开发地层。通过对比川渝黔地区五峰组–龙马溪组页岩储层地质背景、地球物理测井及岩心测试结果,分析了川渝黔地区五峰组–龙马溪组页岩地质特征、源岩品质、物性、测井响应及构造特征的差异及其原因,探索四川盆地盆内和盆外页岩气有效开发对策。结果表明:四川盆地五峰组–龙马溪组页岩厚度大,优质厚度达30米,而盆外地区页岩厚度逐渐减薄。页岩有机质含量以大于1%为主;涪陵地区有机碳含量最高,平均达2%以上。正安、涪陵、南川三个区块页岩孔隙度高频为2%~4%,但正安区块页岩的低频分布主要小于2%,而涪陵地区页岩孔隙度低频分布为5.5%~7.5%。涪陵地区页岩含气性最高,解析气分布主频约2 m3/t。正安、凤冈页岩的脆性指数高,达到60%以上,可能与陆源碎屑供给有关。地球物理测井响应方面,四川盆地内部页岩呈现高自然伽马、声波时差大、密度小,含气量高,盆外的正安、凤冈地区页岩则呈现电阻率高的特点,且含气量相对较低。四川盆地内部页岩地层普遍为“背斜”型正向构造,盆外则多为“向斜型”负向构造形态。盆外页岩地层产状陡,黔北地区龙马溪页岩地层倾角达20˚以上。通过对比分析,认为盆外页岩气勘探开发面临的主要问题是如何“效益开发”。“降本增效、提产提效”是四川盆地外部页岩气产业发展的攻关方向。