GIS与RS技术在页岩气钻场选址中的应用——以重庆酉阳东页岩气勘查区块为例

为减少页岩气勘探成本、降低勘查风险,兼顾页岩气开发的环境效应问题,首次将GIS与RS方法应用到重庆市酉阳东页岩气勘查区块钻探场地选址中。选择了坡度、道路、断层、地质调查线路、地质灾害和禁止勘查/开采区等6个因子,采用"一票否决"的方法,通过叠加分析得到了钻探场地适宜区;综合考虑土地利用、水系和有效面积等参考因素,进行了钻探场地的进一步优选,并以ArcGlobe软件为三维展示平台,实现了工作区虚拟显示。结果表明,该方法充分考虑了自然地理条件对钻探场地选址的约束,剔除了政策限制区域,兼顾了地质基础,选址结果为后期实地的钻场选址指出了方向,地表三维可视化的展示方法可为野外调查、勘查部署等工作提供辅助决策支持。

页岩储层体积压裂裂缝扩展机制研究

页岩储层天然裂缝、水平层理发育,水力压裂过程中可能形成复杂的体积裂缝。针对页岩储层体积裂缝扩展问题,基于流-固耦合基本方程和损伤力学原理,建立了页岩储层水力压裂体积裂缝扩展的三维有限元模型。将数值模型的模拟结果与页岩储层裂缝扩展室内试验结果进行对比,二者吻合较好,从而证明了数值模型的可靠性。通过一系列数值模拟发现:(1)水力压裂过程中水平层理可能张开,形成水平缝,水平与垂直缝相互交错,形成复杂的体积裂缝网络;(2)水平主应力差增大,体积裂缝的分布长度(水平最大主应力方向压裂裂缝的展布距离)增加、分布宽度(水平最小主应力方向压裂裂缝的展布距离)减小,体积裂缝的长宽比增加;(3)压裂施工排量增大,体积裂缝的分布长度减小、宽度增加,压裂裂缝的长宽比降低;(4)天然裂缝的残余抗张强度增大,体积裂缝分布宽度减小、分布长度增加,体积裂缝的长宽比增加。研究成果可以为国内的页岩气的压裂设计和施工提供一定的参考和借鉴。

煤层气井排采阶段定量化划分研究

研究区位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南段,是目前煤层气开发的主战场之一。以该区中高煤阶煤层气为该次研究对象,根据单井的排采情况,运用归纳统计的方法,先将区块内煤层气井按排采特征进行阶段划分和描述,再利用无量纲法进行定量划分,达到定量化划分排采阶段的目的。研究认为,该区煤层气井按排采特征可将其划分为排水降压阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和产气递减阶段等4个阶段,对应无量纲产气率分别为0、0.05~0.35、0.35~0.70、0.70~1.0,据此对排采阶段进行定量化划分,从定量角度优化煤层气的排采制度,对本区块煤层气井的排采管理具有重要的指导意义。

臭氧法深度氧化处理页岩气钻井废水

以重庆某页岩气井钻井废水经混凝处理后的出水为研究对象,采用臭氧法对钻井废水进行深度氧化处理。结果表明,溶液初始pH对钻井废水的臭氧氧化过程具有很大影响,与酸性环境相比,碱性环境更能促进O_3分解产生更多具有强氧化能力的羟基自由基;COD去除率随着臭氧投加量和反应时间的增加而逐渐增大,水中大量存在的Cl^-、SO_4^(2-)、Ca^(2+)和Mg^(2+)等无机离子对钻井废水的COD去除率影响不大。在pH=11.2、臭氧投加量8 mg/min和反应时间60 min的优化工艺条件下,COD和TOC的去除率分别为48.35%和50.28%。

O_3/TiO_2/Al_2O_3处理钻井废水的试验研究

试验采用改进的溶胶-凝胶法制备了以Al2O3为载体的TiO2多相催化剂,并以钻井废水COD为目标降解物,考察了催化剂投加量、臭氧浓度、pH和反应时间对O3/TiO2/Al2O3催化氧化去除COD的影响。结果表明:相比于单独O3、O3/TiO2处理工艺,O3/TiO2/Al2O3明显地提高了对废水COD的去除率,且碱性pH环境利于TiO2/Al2O3催化臭氧化反应的进行;在催化剂投加量为3.75g/L,臭氧质量浓度为80mg/L,pH为9.4的条件下,反应25min后,COD去除率可达92.35%,废水COD可从890 mg/L降至约68 mg/L,达到了《污水综合排放标准》(GB 8978—1996)的一级排放标准。

城口地区鲁家坪组页岩储集特征及含气性影响因素

对渝东北城口地区下寒武统鲁家坪组页岩的地球化学特征、岩石矿物学特征、储集层物性特征、储集空间特征、含气性和保存条件以及页岩含气性的影响因素进行了分析后认为,研究区鲁家坪组页岩保存条件良好,有机质含量高,成熟度高,干酪根以Ⅰ型为主,页岩脆性高;储集空间以矿物粒间孔隙为主,储集层大孔较发育,单位吸附气量大,但由于渝东北城口地区鲁家坪组地层结构复杂,有机质成熟度过高,这些不利因素可能会加大后期开发的难度。

松藻矿区原生结构煤与构造煤物性差异研究

为了研究重庆松藻矿区原生结构煤与构造煤的物性差异,采用压汞法、等温吸附实验等研究了不同煤体结构煤物性差异。结果表明:随着煤破坏程度增加,真密度、孔隙度、水分M_(ad)、灰分A_d、挥发分V_d均呈先减小后增大趋势,碎裂煤最小;构造作用对煤的不同孔径容积均有影响,总孔容呈降低趋势,但均以微孔为主;原生结构煤以开放孔为主,连通性好;构造煤存在半封闭孔隙(墨水瓶孔),连通性差;与原生结构煤和碎粒煤相比,碎裂煤吸附量较低。

页岩水平井多段分簇压裂起裂压力数值模拟

页岩储层孔隙度和渗透率极低,天然裂缝和水平层理发育,常规压裂增产措施无法满足页岩气的开发要求,水平井多段分簇压裂是页岩气开发的关键技术之一,该技术能够大幅度提升压裂改造的体积、产气量和最终采收率。为确定页岩储层水平井多段分簇射孔压裂的起裂点和起裂压力,采用有限元方法建立了水平井套管完井(考虑水泥环和套管的存在)多段分簇射孔的全三维起裂模型。数值模型的起裂压力与室内试验结果吻合较好,证明了数值模型的准确性和可靠性。利用数值模型研究了页岩水平井多段分簇射孔压裂的起裂点和起裂压力的影响因素,研究发现:射孔孔眼附近无天然裂缝或水平层理影响,起裂点发生在射孔簇孔眼的根部;射孔簇间距越小,中间射孔簇的干扰越大,可能造成中间的射孔簇无法起裂;射孔密度和孔眼长度增大,起裂压力降低;天然裂缝的存在,在某些情况能够降低起裂压力且改变起裂位置,主要与天然裂缝的分布方位及水平主应力差有关;水平层理可能会降低起裂压力,但与垂向主应力与水平最小主应力的差值有关。获得的起裂压力变化规律,可作为进一步研究水平井多段分簇射孔条件下的裂缝扩展规律的基础,可以为压裂设计和施工的射孔参数确定及优化给出具体建议。

基于卸压煤层气开发的构造煤储层孔渗特征与类型划分——以淮南矿区为例

在淮南矿区卸压煤层气地面开发取得积极进展的背景下,应用扫描电镜和汞注入法对淮南矿区构造煤样进行孔裂隙测试,结合井下煤层透气性和试井渗透率测试数据,探讨了构造煤储层孔渗特征。对比分析了卸压煤层气开采现场测试渗透率变化差异,揭示了构造煤卸压开采条件下影响煤层渗透率变化的影响因素及煤体结构差异对煤储层改造的控制作用,提出了构造煤储层类型划分方案。研究表明:随着构造变形的增强,煤中外生孔裂隙规模增大,孔容、中值孔径、孔隙度等参数增大,煤储层渗流孔含量与构造变形呈正相关,但地层条件下构造煤储层的渗流性受储层压力、煤体结构、地下水等因素控制。构造煤储层特性决定了当前原位煤层气开发技术的不可行性;而卸压煤层气开采有效解决了构造煤储层渗透率低、压力传递困难以及压裂改造效果差等技术难题,卸压开采对煤储层的改造导致的"卸压增透增流"效应主要受煤体结构控制。煤体变形越强,改造效果越好,基于不同煤体结构构造煤储层中渗流孔的含量与改造效果的一致性,认为糜棱煤是卸压煤层气开发的优质储层,碎粒煤是较优质储层,碎裂煤和鳞片状煤是一般储层,原生结构煤是不利储层。

层理倾角对页岩三轴应力应变测试和纵横波速度的影响

针对页岩层理发育的特点,根据不同层理倾角条件下的三轴压缩实验和纵横波速度测试,获得层理倾角对页岩破坏形态、强度、弹性模量、泊松比和纵横波速的影响,明确轴向应力与纵横波速度变化关系,建立研究页岩储层的动、静态弹性模量与泊松比的相关因数,分析页岩的力学参数、纵横波速度的变异因数和各向异性因数。结果表明:页岩力学参数及纵横波速度受层理倾角线性变化,轴向应力与纵波速度正相关,动静态弹性模量和泊松比相关因数分别为1.39、1.18,力学参数的变异因数和各向异性因数均值较超声波速度大。该结果可以为页岩气测井解释、钻井设计和水力压裂改造提供基础参数。

松藻矿区地下水动力场特征及其对煤层气富集的影响

松藻矿区是我国煤层气资源富集区之一。为揭示松藻矿区地下水对煤层气富集影响,利用煤田勘查获取的水文地质资料,基于含水层结构、水化学特征、抽水资料的系统分析,阐明了含煤地层上覆和下伏含水层地下水的空间展布特征,建立了地下水的分布模式,探讨了地下水动力场对煤层气富集的影响。研究表明:松藻矿区含水层和隔水层相互叠置,随着埋深的增加含水性减弱;含煤岩系与上覆、下伏含水层缺乏水力联系,为相互独立的含水系统;上覆长兴组和下伏茅口组地下水动力场呈南高北低展布;地下水动力场有近河流岩溶裂隙渗入型、断层沟通岩溶裂隙补给型、稳定承压弱含水型三种类型,以稳定承压弱含水型为主;含煤岩系的极弱含水性及其与上覆、下伏含水地层缺乏水力联系构成了区内水文地质控气基础,是研究区煤层含气性高的重要控制因素。

古生界海相页岩储层井壁稳定影响因素分析

古生界海相页岩主要发育有水井沱组、鲁家坪组、牛蹄塘组以及五峰-龙马溪组等页岩储层。由于不同储层矿物成份、地质特征以及岩石力学特征不同,因而,会对井壁稳定产生不同的影响作用。通过对古生界海相页岩储层进行矿物成份、水化作用、岩石力学实验以及数值模拟,分析影响古生界海相页岩储层井壁稳定的因素,结果表明：①古生界海相页岩储层均不含易水化膨胀的蒙脱石;②古生界海相页岩储层具有非水敏性特征,水化作用不是影响井壁稳定的主要因素;③水基钻井液会降低古生界海相页岩储层岩石强度,降低幅度在6.4%-37.33%之间;④大倾角、层理弱面对井壁稳定有显著影响,会导致钻井液安全密度窗口会大幅减小。

电阻炉-红外吸收法测定页岩中固定碳含量

样品经70%王水处理,除去碳酸盐、硫化物以及部分有机质等。在600℃下,处理后的样品使用总碳分析仪灼烧180 s,再经950℃灼烧,测定样品中固定碳的含量。该方法快速、简便、准确,适合对页岩中低含量固定碳的测定。

四川盆地五峰-龙马溪组页岩成熟度研究

上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组海相页岩是四川盆地下古生界主要的烃源岩和页岩气勘探目标,有机质成熟度不仅是油气生成评价的关键,也是页岩品质评价的重要指标之一.下古生界页岩有机质成熟度一直以来是有机岩石学研究的难点与热点问题.由于下古生界缺乏镜质体,先前的研究多是采用沥青反射率转换为等效镜质体反射率的方法,并且由于沥青的局限性和不确定性,使得五峰-龙马溪组页岩的成熟度缺乏统一的认识和系统研究.通过采集四川盆地及其周缘的岩心和露头样品,系统分析了页岩有机显微组分光学反射率特征.结果表明笔石和固体沥青是最主要的两类有机显微组分.根据固体沥青的显微结构形态和光性特征,将固体沥青大体上分为两类:(1)颗粒状-棱角状的充填在孔隙和微裂缝中高反射率焦沥青;(2)以细小不规则表面的有机质颗粒大量分散于粘土矿物基质中的低反射率基质固体沥青.焦沥青与笔石随机反射率均可以表征下古生界页岩有机质成熟度.但焦沥青反射率略低于笔石反射率,并且随着成熟度的增高,笔石反射率的增速大于焦沥青,各向异性也显著增强.相对于固体沥青反射率,笔石随机反射率分布更为集中,更适合作为含笔石页岩有机质成熟度指标.但是笔石反射率与等效镜质体反射率在过成熟阶段的换算关系需要进一步研究.

渝页1井储层孔隙发育特征及其影响因素分析

位于重庆市彭水县境内页岩气取心井—渝页1井揭示渝东南地区高陡构造带上下志留统龙马溪组黑色页岩的孔隙发育特征和有利的页岩气成藏地质条件。对其孔隙成因类型、识别特征、基本参数及地质控制因素分析认为:渝页1井孔隙非常发育,主要存在裂缝和基质孔隙2种类型,其中裂缝包括构造缝(张性缝、剪性缝和挤压性缝)、成岩缝(层间页理缝、层面滑移缝、溶蚀缝和成岩收缩缝)和有机质演化异常压力缝。基质孔隙包括有机质微孔隙、矿物质孔(残余粒间孔和粒间溶蚀孔)、有机质和矿物间孔隙。在横切面和剖面上主要存在9种裂缝组合构型,这些裂缝组合构型间相互匹配使基岩形成有效的裂缝网络。控制孔隙形成的地质因素复杂,矿物组成和显微组分是控制孔隙发育的基础,构造作用是孔隙形成的关键因素,沉积成岩作用对非构造缝的形成起控制作用。

渝东南地区下寒武统页岩气高氮低烃成因

聚焦渝东南下寒武统牛蹄塘组页岩高有机碳、微含烃、高含氮的复杂特性,从气体组分、成因类型等有机地球化学角度出发,利用同位素和流体包裹体分析结合区域构造演化特征,追踪氮气来源,挖掘牛蹄塘组高含氮的原因,最终结合勘探实践建立渝东南地区下寒武统页岩气破坏散失模型,为评价选区和勘探部署提供参考。牛蹄塘组页岩气属高温裂解气,氮气含量普遍高于90%,烃类不足3%,其中氮气是有机质热演化氮气和大气氮气的混合成因气;上震旦统灯影组顶部的不整合面与周围深大断裂沟通,构成了水体侵入和气体散失的通道,底板封盖能力差、深大断裂发育和流体活动频繁是渝东南地区页岩气保存条件的最主要的3个破坏因素,是导致牛蹄塘组页岩气"高氮、低烃"的关键。

围压-孔隙压力作用下碳酸盐岩力学特性实验

对塔河碳酸盐岩岩心进行了一系列围压、孔隙压力条件下的三轴压缩测试,分析结果发现:1低围压时,碳酸盐岩石表现出很强的脆性,抗压强度低;高围压时,碳酸盐岩石表现出强塑性,且可能出现塑性硬化。2碳酸盐岩的弹性模量随围压的增大而增大,抗压强度随孔隙压力的增大而降低。3孔隙压力增大,碳酸盐岩的内聚力增大,内摩擦角降低。

冲击挤压式脉冲射流生成过程的简化差分模型

冲击挤压式脉冲射流在高强度物料破碎领域具有较高的应用前景,其形成过程相对复杂,设计加工难度大,限制了该类型射流的发展.针对这一问题,建立了活塞的多碰撞方程,结合有限差分方法提出了用于描述冲击挤压式脉冲射流形成过程的简化数学模型.应用所建模型预测了一定工作参数下的射流压力、射流出口速度以及活塞的运动状态等随时间的变化.设计以重锤为冲击动力源的冲击挤压式射流装置,实验验证了模型的合理性.应用此模型进行数值实验,可为冲击挤压式脉冲射流装置的设计与优化提供重要参考依据.

松藻矿区多煤层合采储层压降特征及启示

西南地区晚二叠世龙潭组煤层气勘探开发取得较好的成效,该层位弱含水性制约着煤层气的排采。为揭示多煤层合采条件下煤储层的压降特征,以平面径向渗流理论为指导,利用松藻矿区Q1井地质工程数据,基于井底流压、套压、日产水量、日产气量数据的综合分析,建立了纵向上不同储层的井底流压数学模型,并分析不同储层的压降特征。研究表明:M_6、M_7、M_8煤层的初始产气时间分别为45 d、162 d、217 d;储层压力和渗透率控制储层供液能力,导致压降效果随层位的降低而降低;储层临界解吸压力相差较大(4.07 MPa)和日产水量低(0.23 m^3)影响多煤层的合采效果。加强选层综合研究、产水特征分析和注水时机研究,开展递进排采相关工艺设备研发和工程探索是弱含水煤层群合采的重要工作方向。