Summary of Numerical Models for Predicting Productivity of Shale Gas Horizontal Wells

Shale gas production has gradually achieved high and stable output, which makes it possible to make up for the shortage of oil and gas energy as an alternative energy source. Shale reservoir is compact, with well-developed nano-pore, and has the characteristics of adsorption and desorption, diffusion and slippage. At the same time, there are a large number of natural cracks, bedding and foliation. Hydraulic fractures expand irregularly after volume fracturing in horizontal wells. The whole system has multi-field coupling and cross-scale flow effects. Productivity prediction of shale gas is difficult and uncertain, which restricts the efficient development and evaluation of shale reservoirs. In this paper, the development status of productivity numerical models for shale gas horizontal wells is reviewed in consideration of the multi-scale transport characteristics of shale gas. These models include dual media capacity models, multiple media capacity models, and complex seam productivity models. It is considered that the dual medium and multi-media productivity models weaken the large permeable flow area and channel provided by the complex seam network system after shale reservoir lamination, and cannot comprehensively characterize the full-scale coupled transport characteristics of shale gas. The numerical model for productivity prediction of shale gas horizontal wells based on complex fracture network provides a multi-scale flow embedded fracture network system, which solves the problem of systematic flow without losing the ability to accurately characterize each scale flow. It is necessary to obtain the complex fracture network morphological characterization which conforms to reservoir geological characteristics, rock mechanical behavior and fluid-solid coupling mechanism. Fracture network characterization is the key to the productivity prediction of shale gas horizontal wells.     

储层“源-径-汇-岩”系统分析的思路方法与应用

复杂油气储层非均质性强、“甜点”成因控制因素复杂,面对精细表征与预测要求,储层研究需要在研究思路与方法体系上有所改进.基于盆地沉积学发展起来的“源-汇”系统分析为复杂储层系统研究提供了新思路.经过多年实践,本文提出了储层系统研究的“源-径-汇-岩”（source-route-sink-rock,SRSR）系统分析思路与方法,强调开展基于沉积物（岩）的四个子系统研究,即“源——沉积物物质组成与来源”、“径——沉积物搬运过程与路径”、“汇——沉积物汇聚堆积环境与变化”、“岩——沉积物埋藏成岩过程与成岩相”.介绍了各个子系统要素构成,认为四个子系统共同决定宏观和微观非均质性,共同决定储层质量.在源汇分区、沉积相分区及成岩相分区基础上,用甜度RSI指标划分区域储层“甜点”等级,并在乌石凹陷低渗储层评价中加以应用,取得良好效果.储层SRSR系统分析是复杂“甜点”储层成因研究的新思路,是复杂非均质储层精细表征的技术遵循,为开展复杂常规储层、致密储层、非常规泥页岩储层定量化评价预测提供了新的理论和方法支持.      

龙马溪组页岩黄铁矿微观赋孔特征及地质意义

随着页岩气地质理论的不断完善,页岩气储层研究也更加精细、量化,黄铁矿作为页岩气储层普遍发育的物质成分,其矿物学特征、赋孔特征与地质意义引起了关注。为细化、量化对页岩储层黄铁矿的地质认识,通过氩离子抛光-场发射扫描电镜（FE-SEM）、能谱（EDS）、X射线衍射（XRD）等实验手段结合图像处理技术（Image Processing）,以渝东南地区龙马溪组中下部优质页岩储层样品为例,探究页岩储层黄铁矿的发育类型和特征,量化表征评价页岩基质莓状黄铁矿在纳米尺度下的孔隙发育特征,并在此基础上讨论黄铁矿的页岩气地质意义,尤其是其储层意义。实验结果表明,莓状黄铁矿是龙马溪组页岩基质中最主要的黄铁矿类型,集合体直径介于3~10 μm之间;莓状黄铁矿集合体内部晶体间有机质纳米孔发育,孔隙直径主要分布在100 nm以下,在页岩储层孔隙分类中莓状黄铁矿孔隙应归入有机成因孔隙类型;莓状黄铁矿集合体及其控制的有机质可以为页岩储层贡献0.7%~7%的孔隙比例,是对储集空间具有正贡献的、不应忽视的孔隙类型;基于图像处理技术（Image Processing）的孔隙分类表征与评价技术可以为储层孔隙研究提供新思路,是实现不同类型孔隙量化研究的可行方法。龙马溪组基质黄铁矿既可以贡献一定储集空间,也与有机质具有成因联系,可以为优质储层发育机理研究与优质储层勘探预测提供依据,在页岩气储层研究与勘探开发中具有重要地质意义。     

泥页岩裂缝研究进展

国内外大量泥岩裂缝油气藏不断发现和近年来北美地区页岩气勘探获得的巨大成功表明,泥页岩裂缝的研究尤为重要.在对国内外泥页岩裂缝研究成果全面系统调研和详细深入分析总结的基础上,认为与其他岩石类型的储层相比,塑性相对较大的泥页岩储层在裂缝类型与成因、裂缝识别方法、裂缝参数估算、裂缝分布预测等方面既有共性也有其特殊性.依据成因...     

页岩气藏体积压裂有效改造体积计算方法

页岩气藏矿场压裂实践表明,储层有效改造体积（effective stimulated reservoir volume,简称ESRV）是影响页岩气藏体积压裂水平井生产效果的关键因素,ESRV的准确计算对页岩气藏压裂方案评价与体积压裂水平井产量预测具有重要作用.基于页岩储层改造体积（stimulated reservoir volume,简称SRV）多尺度介质气体运移机制,建立了SRV区域正交离散裂缝耦合双重介质基质团块来表征单元体渗流模型（representation elementary volume,简称REV）,并结合北美页岩储层实例研究了次生裂缝间距、宽度等缝网参数对页岩气藏气体运移规律的影响.在此基础上根据SRV区域次生裂缝分布特征,采用分形质量维数定量表征裂缝间距分布规律,结合页岩气藏次生裂缝间距对基质团块内流体动用程度的影响规律,得到了页岩气藏体积压裂ESRV计算方法.结果表明SRV区域次生裂缝间距对基质团块内吸附及自由气影响较大,次生裂缝间距小于0.20 m时可以实现SRV区域基质团块内流体向各方向裂缝的"最短距离"渗流.选取北美典型页岩储层生产井体积压裂数据进行ESRV计算,页岩气藏目标井ESRV占体积压裂SRV的37.78%.因此ESRV受改造区域次裂缝分布规律及SRV有效裂缝间距界限的影响,是储层固有性质及人工压裂因素综合作用的结果.      

松辽盆地北部登娄库组二段烃源岩分布定量研究

勘探开发初期有限的油气资源评价资料限制了暗色泥岩预测方法的可靠性,松辽盆地北部登娄库组烃源岩主要为登二段灰色泥岩,其分布情况是评价松辽盆地北部深层致密砂岩气藏资源量的重要基础。本文以井震信息和基于沉积特征的多元地震属性定量方法,预测研究区泥岩厚度平面分布,综合地层沉积厚度平面信息、地震相平面信息及井点暗色泥岩和泥岩厚度比值信息,预测全区暗色泥岩和泥岩厚度比值的平面分布,预测结果显示松辽盆地北部登二段烃源岩主要有3个较大的发育,同时伴有其它零星小范围暗色泥岩发育,大部分厚度分布在70 m以下,最大暗色泥岩预测厚度约为350 m。该方法以井震信息为基础结合沉积规律定量预测暗色泥岩分布,为松辽盆地北部深层致密砂岩气藏资源量的可靠评价提供了必要的基础。     

页岩油气富集的主控因素及误辩:以美国、阿根廷和中国典型页岩为例

页岩气富集不均匀,无论对于不同页岩油气藏还是同一页岩油气藏不同地方,产量都是有高有低.有必要系统分析和对比全球不同页岩油气的地质、石油系统与油气富集的关系,总结页岩油气富集的主控因素,从而采取合理的勘探和开发技术.以美国、阿根廷和中国典型页岩为例,基于野外和岩心观察、样品属性测试分析、储层表征、石油系统分析及油气测试,探究了页岩油气富集的主控因素及存在的认识误区.结果表明,富含有机质和脆性矿物的页岩主要分布于远离造山带物源的非深水的沉积和构造背景,富含石英和高伽马页岩并非判断优质储层的矿物和岩石物理标准,优质碳酸盐页岩应以富含碳酸盐和低伽马值为标准.页岩油气藏实际是细粒富含有机质的自生自储或与富含有机质烃源岩相邻的贫有机质细粒沉积储层.天然裂缝对页岩油气富集具有有利和不利的双重作用.因此,页岩油气富集同时受到沉积和构造环境、岩相及矿物组成、天然裂缝的耦合影响,且对不同沉积盆地、不同属性页岩的影响差异明显.      

基于页岩气地质调查评价的思考与认识

在高频层序地层格架内,开展页岩气储层的矿物成因、母岩性质对页岩储层中黏土等矿物的发育形成及油气储层意义、矿物演化序列过程中对有机质生烃及形态变化的控制机理、特征性矿物赋存的油气地质学意义、特殊地质条件下的油气赋存认识以及“木桶效应”参数的识别等方面的研究,有望成为丰富页岩气地质理论的方向。在前人对页岩气地质调查评价研究的基础上,结合页岩气地质调查评价实践与认识,认为物源-沉积与生烃-成藏2个源汇体系的地球系统作用过程是页岩气储层非均质性的根本控制因素,构造-沉积这一结构性控制因素对页岩储层性质起决定性作用,后期构造改造及成藏演化等系统控制因素是对前者的修饰改造。页岩储层内烃类气体的多源多汇在一定程度上可突破储层非均质性,认为含气量与总有机碳含量相关系数是储层非均质性强弱的一种表征。研究成果丰富了页岩气调查评价理论体系,为后续评价工作提供了方法参考。     

Geological Features and Reservoiring Mode of Shale Gas Reservoirs in Longmaxi Formation of the Jiaoshiba Area

Abstract: This study is based on the sedimentation conditions, organic geochemistry, storage spaces, physical properties, lithology and gas content of the shale gas reservoirs in Longmaxi Formation of the Jiaoshiba area and the gas accumulation mode is summarized and then compared with that in northern America. The shale gas reservoirs in the Longmaxi Formation in Jiaoshiba have good geological conditions, great thickness of quality shales, high organic content, high gas content, good physical properties, suitable depth, good preservation conditions and good reservoir types. The quality shales at the bottom of the deep shelf are the main target interval for shale gas exploration and development. Shale gas in the Longmaxi Formation has undergone three main reservoiring stages: the early stage of hydrocarbon generation and compaction when shale gas reservoirs were first formed; the middle stage of deep burial and large-scale hydrocarbon generation, which caused the enrichment of reservoirs with shale gas; the late stage of uplift, erosion and fracture development when shale gas reservoirs were finally formed.     

基于贝叶斯正则化改进BP神经网络的页岩气有机碳含量预测模型

页岩气总有机碳(TOC)含量是评价岩性气藏的关键指标,受复杂地质及岩芯采集等多种因素的影响,常规室内测试分析获得的TOC含量的数据有限且结果有失准确。为合理准确预测页岩气TOC含量,本文首先通过对页岩气储层TOC含量测井资料综合分析选取8条测井曲线,并结合主成分分析法(Principal Component Analysis,PCA)提取四个主成分;其次基于贝叶斯正则化(Bayesian Regularization)改进的BP神经网络方法建立页岩气TOC含量预测的BR-BP模型;最后利用该模型对研究区A区页岩气TOC含量进行预测,并与常规的LM-BP神经网络模型的预测结果进行对比。结果表明：BR-BP模型有较强的非线性拟合能力,能够真实地反映出页岩气TOC含量与各测井参数之间的非线性关系,其模型预测结果与实际值基本吻合,与常规的LM-BP神经网络模型相比,其数据敏感性增强,预测精度有所提高,该研究方法具有一定的理论意义和参考价值,为我国TOC含量预测提供了一种新的技术方法和手段。     

深层砂泥岩储层继承性裂缝发育特征

西部挤压盆地内低渗性含油气砂泥岩储层构造运动期次多、埋藏深度大、泥质夹层多、高角度网状缝继承性发育,裂缝不仅是油气的有效运移通道,也是储层压裂开发效果的主要影响因素。选择西部天山山前某区块深层砂泥岩裂缝性气藏为研究区,以裂缝形成机制的探讨和研究为突破点,在岩心观察、CT层析成像扫描、成像测井解释的基础上,精细统计裂缝产状、开度、充填度,结合流体包裹体及古应力场划分裂缝发育期次,最后总结继承性裂缝的发育模式。研究结果表明,砂泥岩储层裂缝继承性缝的有利发育条件为多期次构造运动、低应力差、低逼近角度、适当泥质含量或低摩擦因数,岩性是内因,构造应力是外因。     

Production rate analysis of multiple-fractured horizontal wells in shale gas reservoirs by a trilinear flow model

Most multiple-fractured horizontal wells experience long-term linear flow due to the ultralow permeability of shale gas reservoirs. Considering the existence of natural fractures caused by compression and shear stresses during the process of tectonic movement or the expansion of high-pressure gas, a shale gas reservoir can be more appropriately described by dual-porosity medium. Based on the assumption of slab dual-porosity, this paper uses the trilinear flow model to simulate the transient production behavior of multiple-fractured horizontal wells in shale gas reservoirs, which takes the desorption of adsorbed gas, Knudsen diffusion and gas slippage flow in the shale matrix into consideration. Production decline curves are plotted with the Stehfest numerical inversion algorithm, and sensitivity analysis is done to identify the most influential reservoir and hydraulic fracture parameters. It was found that the density and permeability of the natural fracture network are the most important parameters affecting the production dynamics of multiple-fractured horizontal wells in shale gas reservoirs. The higher the density and permeability of the natural fractures are, the shorter the time is required to exploit the same amount of reserve, which means a faster investment payoff period. The analytical model presented in this paper can provide some insight into the reserve evaluation and production prediction for shale gas reservoirs.     

基于AFM表征的页岩孔隙特征及其与解析气量关系

页岩储层的孔隙结构影响着页岩气的储集特性。为了较为真实地反映样品表面孔隙三维结构,著者选用原子力显微镜研究页岩微-纳米孔隙特征。以重庆市涪陵地区焦页1井（JY1）和渝参4井（YC4）典型样品为研究对象,用原子力显微镜表征岩样的微观结构,获取岩样的三维形貌图,分析岩样的孔隙分布特征和储集空间特征,构建代表岩样孔隙特征的参数。分别比较相同井号不同井段之间的特征参数差异和不同井号之间的特征参数差异,从而定量描述岩样的形貌特征。结合样品提取现场解析气量数据,建立JY1、YC4样品的解析气量与特征参数之间的关系。结果表明：JY1样品的储集空间密集,孔隙占的空间相对多,其微观结构更有利于气体的吸附和储集;结合两口井取心现场解析页岩气量分析发现,JY1、YC4样品的空间起伏度FDI与现场解析气量均呈现正相关关系。     

基于地震叠后反演与属性分析的页岩气有利储层预测

中国南方页岩气勘查区块多为勘探新区,仅部署少量二维地震和地质钻井,且资料品质普遍较差,页岩气储层预测很难像成熟勘探区一样开展系统性研究工作,如何对现有数据进行充分挖掘是解决勘探新区页岩气储层预测的关键。为此,综合利用不依赖初始模型的叠后约束稀疏脉冲反演方法和多种频率类属性分析技术,开展页岩气有利储层预测。地震反演能够获得多种参数参与储层预测,属性分析能够从多种角度识别储层,通过多种信息综合应用和叠合分析以提高储层预测精确性和有效性,为新区页岩气勘探提供了一种新的思路。该项技术应用于南方某区块,圈定了页岩气的有利目标区,在该区部署的两口水平井均获得高产工业气流。     

海相页岩气储层特征研究进展与发展动态

富有机质泥页岩复杂的沉积成岩过程、细粒特征,以及远小于常规储层的以微米—纳米级为主的孔隙空间,给海相页岩气储层特征研究带来了极大的挑战。近年来借助多项先进技术方法的推广运用,在海相页岩气储层的多个方面形成了重要认识,页岩有机质与其成熟度关系密切,岩石矿物组分判定方法向定量化发展,岩相预测与建模技术得以应用,但成岩作用对储层的影响尚有待进一步探知,物性变化趋势的认识尚存在不同见解,孔隙结构实现了从定性到定量表征的跨越,页岩力学性质的解析能够有效指导压裂改造。通过进一步分析海相页岩气储层研究的发展动态,就页岩气储层孔隙结构系统表征、区域尺度上成岩与岩相变化的时空配置关系、成岩演化—岩相—孔隙系统—有机质丰度潜在的多元关系等研究方向作出了展望,以期推进储层特征研究在深度和广度上向前发展。     

机器学习算法在地球物理测井中的适用性及应用

机器学习,特别是深度神经网络学习算法的发展,正在改变人们发现知识的方式。目前油气工业正在向转向非常规和深海的油气勘探和开发。基于有限岩石物理参数建立的评价解释模型难以满足反映非常规储层复杂的岩性和结构,这使传统测井评价技术受到了很大的挑战。以油气大数据为基础、机器学习算法为核心、油气大数据云计算为动力以及油气应用场景为源泉的油气人工智能（Oil & Gas AI）极大地改变传统的油气工业各个领域。笔者以地球物理测井为研究对象,依据数据驱动的地球物理知识发现原理和机器学习属性,按照“数据–算法–平台–知识–应用场景”研究思路,开展机器学习算法在测井技术中的适用性研究。对机器算法的内在特性、原理、质量控制、硬件要求,学习模型选择、测试以及性能评价实现过程进行分析。笔者梳理和总结了机器学习算法在测井中适用性的树状图,尤其是在油气测井的方法研究、数据处理以及地层评价中的应用潜力与机器学习算法对应关系,其中包括数据校正的模拟方法、数据标定的岩石物理分析、测井数据质量控制、综合评价以及油藏评价监测。研究表明,机器学习算法在岩性识别与储层分类、力学评价、以及油藏评价等方面应用有明显的优势,贯穿于测井方法、仪器设计、测井作业及测井解释中。机器学习算法相对于传统的岩石物理建模方法,以数据为纽带综合评价岩石物理的多重属性。这从数据科学角度突破了实验条件和物理属性的限制,具有跨学科、综合性的特点。     

页岩孔隙研究新进展

随着非常规油气勘探的兴起页岩孔隙研究备受重视,如何研究页岩孔隙已经成为非常规油气首要解决的问题之一,其对页岩油气勘探层位选取、资源潜力评价和油气渗流能力计算具有重要意义。对页岩微—纳米孔隙表征技术、页岩孔隙类别的划分以及页岩孔隙演化规律分别进行了综述并指出存在问题,同时结合最新研究进展对页岩孔隙研究进行展望。提出工业CT—微米CT—纳米CT/FIB系列辐射扫描方法和压汞(MICP)—氮气吸附(N2)—二氧化碳吸附(CO2)流体法是孔隙定量表征的最优方法,通过单井孔隙度测井资料与实验室测定结果建立校正图版指导储层孔隙发育段优选;页岩孔隙分类研究还应该考虑含油气性,利用原子力显微镜等工具加强孔隙含油性研究;孔隙演化规律研究应该采用模拟实验和真实剖面样品对比并结合矿物组成分析等寻找主控因素。     

焦石坝背斜上部气层开发特征及影响因素

为研究上部气层（⑥~⑨小层）与下部气层（①~⑤小层）气井开发效果存在明显差异的原因,结合压裂数据、现场生产动态、可采储量预测和地质分析等手段,评价上部气层和下部气层在页岩岩性、地化特征和储层物性等方面存在的差异.结合气井生产特征分析,认为上部气层可能存在烃源岩内的一次运移,导致上部气层构造高部位天然气富集程度高,这是造成上部气层评价井开发效果差异以及上部气层、下部气层页岩气井差异的主要原因.焦石坝背斜高部位为上部气层开发有利区,但受技术工艺水平和气价控制,其有效开发范围需要根据页岩气井的可采储量、经济性来圈定,结合上部气层页岩气井稳产能力及可采储量评价,认为上部气层开发应从构造高部位开始,逐步向低部位扩展.      

鄂西地区震旦系陡山沱组二段页岩气储层测井评价初探

鄂西地区震旦系陡山沱组是中国页岩气勘查的新层系,其页岩储层矿物成分以白云石为主,测井响应特征与奥陶系五峰组—志留系龙马溪组、寒武系牛蹄塘组硅质页岩明显不同,原有储层"七性"关系测井评价对于陡山沱组页岩储层精细刻画和压裂施工解释评价存在一定的不适用性。本文以鄂阳页1井为例,综合利用常规测井、特殊测井和样品测试分析资料,研究发现不同于五峰组—龙马溪组和牛蹄塘组硅质页岩"四高四低"测井响应特征,陡山沱组二段云质页岩具有低伽马、低铀、低声波时差、低中子,高电阻率、高密度"四低两高"测井响应特征,认为元素测井是评价陡山沱组二段页岩地层总有机碳含量最直接和有效的方法,MRIL-P型核磁测井适用于该地层孔隙度参数评价。通过拟合计算完善了适用于该地层的含气量估算方法,获取了有利页岩储层评价参数,研究成果将为同类型页岩储层测井评价提供参考依据。     

页岩气储层特征及测井评价方法

为准确分析页岩气储层特征及其测井评价方法,在大量国内外文献调研基础上,综合已有的地质、测井资料,详细分析了页岩气储层的矿物成分、有机质特征、物性特征和储集特征等,提出了从含气页岩识别、页岩生烃潜力评价及含气页岩储集参数评价等三方面开展页岩气测井评价工作。对页岩气储层特征及其测井评价方法进行分析总结,可为页岩气的勘探开发提供技术支持。