陆相页岩地层地质-工程一体化水平井精确钻探技术——以松辽盆地吉页油1HF井为例

【研究目的】陆相页岩油是中国能源重要的接替领域,长水平井精确钻探是实现页岩油商业开发的关键技术。但由于陆相页岩具有黏土矿物含量高、非均质性强、层理发育等特点,导致水平井井壁失稳严重、薄目标靶层精确导向困难等钻探技术难题。【研究方法】以松辽盆地南部青一段页岩为研究对象,综合利用地球化学、地球物理、岩石力学、地应力分析等手段,开展地质工程一体化研究。【研究结果】青一段上部页岩为层理型页岩不适合作为水平井穿行层段,青一段中下部纹层状页岩中的含油薄砂条兼具含油性、可钻性、可压性,可作为穿行目标层;页岩地层需选择强抑制KCL聚胺钻井液体系和油基钻井液体系实施水平井钻探,泥浆密度窗口随水平应力差和井轨迹倾角的增大而增高;测井GR和录井总烃可以精确反映目标靶层岩性非均质变化,结合高精度地球物理,可实时精确调控钻井轨迹。【结论】经应用实践,吉页油1HF井沿1.94m超薄目标靶层安全钻进1252m,钻遇率100%,实现了陆相页岩油长水平段精确钻探的技术突破,为吉页油1HF井获得高产工业油流奠定了基础,对中国同类型陆相页岩油长水平段精确钻探具有引领和借鉴意义。     

湖相泥页岩基质储层直井压裂选层方法研究——以松辽盆地三肇凹陷松页油3井为例

湖相泥页岩基质储层是中国页岩油赋存的主要载体,相对于夹层型和裂缝型储层更难被压裂改造和实现工业开发,因而压裂层位的选择至关重要. 本文以松辽盆地三肇凹陷松页油3井为例,建立了一套湖相泥页岩基质储层直井压裂选层方法. 通过录井、测井解释优选出青山口组一段中的I类页岩油层,对I类页岩油层的电性、物性、含油气性、烃源岩性、脆性、可压性6项指标进行综合分析,基于上述6项指标,利用层次分析法对所有I类页岩油层进行综合排序,确定了27、25和23号层为最有利页岩油层. 松页油3井针对上述页岩油层进行了压裂试油,实现了三肇凹陷页岩油工业油流突破,证实选层方法可行有效,可推广应用于湖相基质型页岩油的甜点层优选和水平井部署.     

页岩油甜点评价关键技术及甜点类型划分:以玛湖凹陷二叠系风城组为例

玛湖凹陷风城组页岩油是准噶尔盆地油气勘探的新领域，明确其优质“甜点”发育段，对试油层位选择及水平井的部署具有重要意义.从页岩油评价中的2个关键地质工程参数——游离油、脆性指数入手，以系统实验为基础，开展了玛湖风城组页岩油游离油、脆性指数的测井评价方法研究，并分析了2个参数对产量的影响，建立了产量潜力指数计算模型，形成了“甜点”分类方法.结果表明：（1）二维核磁共振谱（T2, T1）可以有效区分可动水、游离油、吸附油（T1/T2：可动水<游离油<吸附油），风城组页岩油层游离油孔隙度低，主要为0.5%～3.0%;(2)页岩油层脆性好，脆性指数在70%以上，但杨氏模量大，水力压裂起裂难度较大；（3）根据产能潜力指数分为三类甜点，纵向上三类甜点交互叠合发育，可以优选出2套优质甜点集中发育段.建立的页岩油甜点评价关键技术为风城组页岩油试油选层及水平井目标层选择提供了重要依据，可为国内其他陆相盆地页岩油甜点评价提供借鉴.     

深层页岩气地质工程一体化体积压裂关键技术及应用

针对深层页岩气埋深大、两向水平应力差大、垂向应力差小、岩石塑性特征强等地质特征,以地质工程一体化为设计理念,建立了包括测井曲线、页岩总有机碳含量、孔隙度、全烃、关键录井元素、矿物组分、过量硅、矿物脆性、岩石力学参数等评价方法,开展沿水平井段的地质工程双甜点研究,实现地质与工程一体化优选甜点段和最优甜点段准确识别,为深层页岩气水平井压裂改造提供依据.然后,基于高导流的立体缝网为体积压裂的目标函数,开展深层页岩气窄压力窗口下的体积压裂注入模式及工艺参数优化研究,包括迂回双暂堵工艺优化,支撑剂在复杂缝网下的动态运移规律与导流能力研究,以及一体化变黏度高降阻滑溜水研发等.研究成果在现场的应用结果表明,上述基于地质工程一体化的体积压裂技术,压后测试产量较邻井能提高30%～50%以上,可大幅度提高深层页岩气的经济开发效果,对今后垂深超过4 500 m的超深层页岩气的经济有效勘探与开发,也同样具有重要的指导和借鉴意义.     

川南泸州地区页岩气甜点地质工程一体化关键要素耦合关系及攻关方向

页岩气甜点地质工程一体化关键要素分析与评价是页岩气高效勘探开发的必要工作.从甜点优选、钻完井工程、压裂工艺等多方面对川南泸州地区开展研究,结合地质工程一体化研究思路,系统分析了工程要素与地质要素的耦合关系.结果表明：泸州地区地质条件复杂,水平最大主应力方向为NWW-SEE向,由西向东裂缝发育程度减少;天然裂缝方向与最大主应力方向和井轨迹有效匹配提高压裂改造体积,井轨迹方位与地应力夹角大于60°、与裂缝主方向夹角大于20°时,水平井压裂效果越好;通过加密分簇、提高排量、暂堵转向、提高加砂强度等技术优化,可保证深层页岩改造体积及缝网有效性.综上,利用工程与地质双因素耦合分析,开展深层井轨迹与甜点预测关系、深层裂缝体积改造与地应力关系、深层钻-完井工程与岩石力学关系技术攻关,能够有效推动地质工程一体化的动态运行,提高单井最大可采量和区块最大动用量.     

松辽盆地北部上白垩统青山口组一段页岩油战略调查成果综述

松辽盆地北部上白垩统青山口组一段页岩油资源丰富,以往的勘探目的层主要是泥页岩裂缝、泥页岩中夹的薄砂条和介形虫层,受目的层分布范围限制,页岩油勘探效果一直不理想.本次调查以盆地内广泛发育的泥页岩储层为重点,创新了陆相盆地泥页岩储层页岩油地质认识,形成了泥页岩储层页岩油勘查技术体系.部署实施的松页油1井、松页油2井和松页油...     

鄂尔多斯盆地长7页岩油“甜点区”优选与分布

2000年在北美地区掀起了页岩气革命,而2008年以来,北美页岩层系的勘探对象逐渐由天然气转换成液态原油。然而,如何实现快速筛选出页岩油勘探的甜点区仍存在一定的问题。本文提出地质指标成熟度、经济指标含油量和工程指标矿物组成"三核心参数"复合优选有利区带和有利岩性。成熟度指标Ro:对于选区而言,大量的地球化学分析数据(热解S1)仍然具有重要的参考意义。鄂尔多斯盆地79块长7页岩热解结果显示:最大游离烃S1含量为7 mg/g,对应的成熟度在0.8%左右,埋藏深度为2 000~2 600 m。因此,鄂尔多斯盆地长7页岩油最佳的勘探深度在2 000~2 600 m,对应的成熟度范围为0.7%~1.1%。含油量:统计鄂尔多斯盆地内400余块样品发现热解烃S1随着有机碳含量的增加先增加后基本恒定,临界值在6%左右,最大值为8 mg/g左右。单位有机碳的游离烃含量S1随着有机碳的增加而降低,由w(TOC)为1%左右时的150 mg/g降低到w(TOC)为25%时的10 mg/g。页岩GRI分析结果显示高有机质丰度含油量不会增加甚至降低。如H15页岩w(TOC)为19.6%,孔隙度为4.2%,含油饱和度为12.9%;而Y56页岩w(TOC)为4.8%,含油饱和度为46.5%,孔隙度为4.3%。因此,我们提出页岩油选取评价中有机质丰度(w(TOC))存在上限值6%。黏土矿物含量:大量数据分析显示,黏土矿物相关孔隙不含油,不是页岩油的有效储集空间。此外,由于非黏土矿物颗粒粒径较黏土矿物颗粒大,孔隙容易保存。因此基于上述2点,页岩油选区应该考虑低黏土矿物含量的泥页岩。同时工程压裂也需要高脆性矿物含量,因此黏土矿物含量应小于50%。鄂尔多斯盆地长7页岩选取应该集中在生油窗、低黏土矿物含量、有机质丰度w(TOC)为2%~6%的泥页岩区域,而不是油页岩区域。     

松辽盆地南部青山口组一段页岩油富集地质特征及资源潜力

松辽盆地南部长岭凹陷青一段发育一套优质的半深湖-深湖相暗色页岩,沉积厚度大,分布稳定.页岩层系内存在大量滞留烃,具有可观的页岩油资源潜力.利用大量录井、测井、试油、岩心及分析测试资料,对青一段页岩滞留烃含量及分布、岩相组合、储集空间、矿物组成等富集主控因素进行了全面分析.结果表明,青一段页岩中滞留烃性质以中-轻质油为主,流动性好,在纵向上主要富集在1800~2500 m范围内.青一段页岩可划分为层理型、纹层型、互层型3种岩相类型,其中层理型和纹层型滞留烃含量高,TOC主体大于1.5%,有机质类型以I、II₁型为主,热解S₁主体大于2×10^-3,孔隙度大于5.5%,孔径以介孔-宏孔为主,脆性矿物含量大于50%,可压性好,是主要的页岩油富集模式.通过富集主控因素叠合及有利岩相评价,优选乾安富集区部署实施吉页油1HF井,经压裂测试获得16.4 m³/d的高产页岩油流.采用热解S₁法初步估算长岭凹陷青一段页岩油资源量为35×10⁸ t,证实了松辽盆地南部具有可观的页岩油资源潜力.     

“进源找油”：论四川盆地非常规陆相大型页岩油气田

源岩油气规模快速发展,是中国能源结构转型的重要战略选项;陆相页岩油和气是中国源岩油气最具潜力的组成类型,是中国陆上未来"进源找油"最重要的突破对象。本文首次研判提出四川盆地侏罗系油和气发展,应尽快由常规构造-裂缝石油、致密灰岩与砂岩油向孔隙型页岩油气转变,重点阐述了大安寨段页岩油气4项新进展:①评价侏罗系4套富有机质页岩总生油量245×10~8t,石油总资源量172×10~8t,还有相当规模的天然气资源,既富油又富气,其中67%的油气资源集中在大安寨段;②大安寨段二亚段是侏罗系页岩油和气的"甜点段",黑色页岩厚度一般20～80m,TOC平均值大于2%,Ⅱ_1～Ⅱ_2型干酪根,R_o主体1.1%～1.4%,处于轻质油—凝析油气窗口,页岩储层孔隙度4%～6%,页理裂缝发育,脆性矿物含量一般在50%以上,压力系数1.2～1.8,滞留烃量多为100～200mg/g·TOC,油质较轻,地层埋深较浅,具备与北美页岩油气媲美的地质工程条件;③优选出页岩油气"甜点区"评价的3项核心参数(R_o、富有机质页岩厚度、埋藏深度),评价出大安寨段二亚段页岩油"甜点区"主要分布在盆地中北部地区,页岩厚度20～50m,面积约2×10~4km~2;④提出了加快页岩油和气以水平井体积压裂为核心的风险勘探和开发试验、加强全层系资源评价、加速准备先导试验技术方案等建议,力争推动侏罗系孔隙型页岩油和气突破发现。四川盆地侏罗系陆相页岩油和气新认识,可能为真正开启侏罗系源岩油气"进源找油"、规模开发新征程提供重要的理论依据。     

松辽盆地北部页岩油水力压裂微地震监测技术及应用

松辽盆地页岩油储量丰富,是重要的油气资源接替领域.页岩油是一种重要的非常规油气类型,但是其形成和埋藏的地质条件复杂,储层物性差.页岩油的勘探、开发都需要进行水力压裂,微地震监测是压裂效果需要评价的重要技术.根据松页油1HF井的地表、地下的地震地质条件和水平段展布特征,设计较为规则的矩形观测系统实施地面微地震监测,保证全方位均匀地覆盖目标区.通过保证检波器和地表良好耦合的系列措施,对埋深2 000 m以下的页岩油目标,采集到肉眼可识别的压裂微地震信号,采用层析成像技术进行压裂破裂范围计算和微地震事件反演定位.成像结果表明,各段压裂后造缝效果较为明显,有效沟通了储层与井眼的流体通道.微地震监测的实践初步证明,合理的压裂参数设计和工程施工,可获得页岩油压裂的良好效果,形成的微地震监测技术是评价压裂效果的重要而有效的手段,为页岩油的勘探开发提供技术支撑.     

松辽盆地古龙页岩油地质特征及关键科学问题探索

截止目前古龙凹陷页岩油的开发已见成效,总结古龙页岩油富集的地质条件对下一步的勘探开发工作尤为重要.对当前古龙页岩油基础地质特征及勘探成果进行了梳理总结,归纳了规模见产可能面临的科学技术问题,并探讨了下一步科研攻关方向.松辽盆地北部青山口组一段页岩具有机质丰度高（TOC为2.0%～3.0%,平均2.7%）、类型好（以I型干酪根为主,生烃母质为层状藻类体）、成熟度高（Ro为1.20%～1.67%）、黏土矿物含量高（大于35%）等典型特征.受益于较高的地温梯度,古龙凹陷青一段有机质达到高成熟阶段,油质轻（地面密度小于0.8 g/cm3）、气油比高（大于50 m3/m3）,具备高熟页岩油规模开发潜力.页岩油甜点评价标准的厘定、单井EUR预测存在不确定性及规模效益开发配套技术欠缺是古龙页岩油勘探开发目前面临的主要挑战.黏土矿物对油水赋存状态乃至含油饱和度的影响、复合润湿性对压裂液渗吸置换效率的控制等陆相页岩油特有机理研究的突破,将会推动国家级开发示范区产油目标的快速实现,并有望在轻质油带开发基础上向稀油带扩大古龙页岩油勘探开发成果.     

松辽盆地三肇凹陷青山口组页岩油地震甜点预测方法及应用

松辽盆地三肇凹陷上白垩统青山口组一段泥页岩油气资源丰富.为了厘清该区页岩油甜点分布,指导参数井部署,在单井甜点关键参数测井评价的基础上,利用三维地震数据,井震结合开展甜点预测方法研究.首先利用测井资料、岩心实验分析数据交汇分析,建立岩性、物性（孔隙度、渗透率）、含油性（饱和度）、有机地化参数（TOC、S₁）、地层孔隙压力、地层可压性的测井评价模型;然后通过宽频约束反演技术预测岩性,应用叠前弹性参数反演预测物性、含油性和地层可压性,利用约束迪克斯公式反演与模型约束波阻抗反演结合技术预测地层压力;最终实现对地质甜点和工程甜点的"双甜点"预测,建立一套适合于松辽盆地青山口组页岩油地震甜点识别技术流程.实践表明,利用三维地震资料能有效预测页岩甜点区,实钻结果与钻前预测基本吻合,证明了本技术流程的有效性.     

地面微地震监测技术在页岩油水平井压裂效果评价中的应用——以松页油2HF井为例

地面微地震监测是评价水平井压裂效果的有效手段.采用矩形观测系统、高灵敏度检波器深浅结合埋置、覆土耦合压实的采集技术,在2000 m之下的松页油2HF井水平段泥页岩储层中获得明显的压裂微地震信号.利用数据归一化、噪声压制、速度建模、震源定位等关键处理技术,有效提高了泥页岩储层低频信号成像精度.采用高精度反演定位解释技术,...     

水平井地震导向技术探索与应用——以四川盆地复杂地区页岩气井为例

四川盆地南部志留系龙马溪组页岩层具有埋藏深度大(3 000 m)、优质页岩段厚度薄、地层倾角变化快、微幅构造和微断裂发育等地质特点,传统地质导向技术难以准确识别纵向上甜点的靶体位置,水平段钻井过程中面临较高的靶体脱靶和出层风险。三维地震资料能够给水平井的侧钻和入靶提供导向,并通过地震资料指导水平段钻进。本文以四川盆地南部复杂地区页岩气水平井地震跟踪为例,介绍基于各向异性叠前深度偏移三维数据体的水平井地震导向技术新思路:以高精度成像资料为基础,考虑区域速度场背景,地质约束速度建模确保精准入靶;同时开展目标区块实时各向异性深度偏移处理,提高储层钻遇率;钻井过程中地震实时跟踪,有效帮助钻井地质导向,为钻井工程提供预警和调整方案。实钻表明:面向开发和工程需求的页岩气复杂构造区水平井地震导向技术,可有效提高水平井的有效储层钻遇率。     

页岩油资源定量评价中关键参数的选取与校正——以松辽盆地北部青山口组为例

页岩油资源评价过程中,常用热解参数(S1)反映含油性。由于实验关系,所测得的S1存在轻烃、重烃的损失,为更准确的对页岩油资源进行定量评价,本文通过有机质成烃动力学研究以及对样品抽提前后的热解参数进行对比,对S1进行轻、重烃补偿校正,获得泥页岩总含油率参数,根据泥页岩排烃门限确定其可动油含量参数(S1/TOC)。研究结果表明,松辽盆地北部青山口组泥页岩S1校正前后相差2~3倍,排烃门限对应的S1/TOC=75mg/g TOC,结合黏土矿物含量(表征可压裂性),优选出页岩油勘探开发有利区:青一段有利区主要集中在齐家古龙凹陷中北部及龙虎泡大安阶地中部,青二、三段集中在龙虎泡大安阶地中部与齐家古龙凹陷中南部。     

陆相页岩油研究进展及开发地质面临的问题

针对页岩油开展了广泛文献调研,在页岩油概念的提出、演化及研究历程基础上,对陆相页岩油资源量分布、类型和潜力及若干关键问题等研究进展进行了综述,提出了陆相页岩油效益开发面临的关键开发地质问题。具体如下:1）阐述了页岩油概念的由来及最新定义。国内外页岩油均历经三个发展阶段,对页岩油的理论认识不断深入,开发效果和水平逐渐提升。我国陆相页岩油资源丰富、潜力巨大,是今后一个时期的重点攻关对象。2）陆相页岩油可按不同方式进行分类。按成熟度演化阶段划分固态有机质阶段、滞留烃阶段、液态烃阶段、液态烃裂解天然气阶段等四类;按源储组合类型划分源储共存型、源储分离型和纯页岩型三类;按开发方式分为夹层型、混积型、页岩型和裂缝型四类。3）陆相页岩油在细粒岩分类及沉积模式、源储岩石微观特征、富集机制、“七性特征”和工业化开采技术等方面取得了较大的进展。4）陆相页岩油源储结构表现出极强的非均质性,亟待加强细粒页岩沉积超高频基准面旋回对比模式、半深湖—深湖相低级次构型单元成因及分布模式、相控储层质量差异分布模式和地质工程一体化及甜点快速评价等开发地质方面的研究,以提高页岩油开发经济效益和采收率。     

致密油与页岩油内涵、特征、潜力及挑战

致密油是当前全球非常规石油发展的亮点领域,页岩油是未来非常规石油发展的潜在资源。基于国内外页岩层系液态烃地质特征系统研究,提出致密油与页岩油的"甜点区"分布,应着眼烃源性、岩性、物性、脆性、含油气性与应力各向异性"六特性"匹配评价;并指出中国有利页岩层系的特点是液态烃TOC2%(S12mg/g),纹层状页岩或致密砂岩、致密碳酸盐岩,孔隙度较高(致密油储集层孔隙度大于10%,页岩油储集层孔隙度大于3%),脆性矿物含量大于40%,含油饱和度60%~90%,较低原油黏度或较高地层压力,天然裂缝发育;对比北美有利页岩层系地质特征表明,北美有利页岩层系液态烃TOC大于4%,呈纹层状页岩或泥灰岩,孔隙度大于7%,脆性矿物含量大于50%,含油饱和度50%~80%,API40°及压力系数大于1.30,天然裂缝发育。围绕中国陆相致密油与页岩油沉积储集层,初步提出陆相细粒沉积分布模式、陆源碎屑与湖相碳酸盐岩混合成因的储集层岩石分类方案,初步预测技术可采资源量致密油约(20~25)×108t,页岩油约(30~60)×108t。陆相湖盆细粒沉积成因与分布、致密储集层微-纳米级储集空间结构、页岩层系液态烃充注及流动机制、页岩层系液态烃地球物理响应模型、资源潜力及"甜点区"评价预测等,将成为新时期非常规油气地质面临主要挑战与创新重点。     

陆相页岩层系石油富集区带优选、甜点区段评价与关键技术应用

陆相页岩层系石油包括致密油和页岩油,是国内陆上"进(近)源找油"的主要对象,目前已进入战略突破期.以"十三五"国家油气重大专项课题联合攻关研究成果为基础,本文系统阐述了近5年我国陆相页岩层系石油聚集条件、富集区带、甜点区段、关键技术等方面的研究进展:①陆相湖盆主要发育陆源、内碎屑和混积岩-沉凝灰岩3种类型富液态烃页岩层系,提出有利储集相带、近源或源内、构造背景3个共性富集要素,评选出页岩层系石油富集区带33个,资源规模约110×108 t;②储层甜点评价是页岩层系石油甜点区段评价的核心内容,发现砂岩、混积岩-沉凝灰岩集中发育段是主要有利储层甜点段,形成以储层甜点为核心的测井甜点段评价、地震甜点区预测方法,预测优选出55个甜点区,资源规模约32×108 t;③以"甜点+水平井+密切割"为核心,集成配套地质评价、甜点预测、优快钻井、复杂缝网、效益开发等关键技术系列,支撑了 5个亿吨级页岩层系油区快速发展.页岩层系石油预计待识别甜点区面积约17000 km2,待探明资源约130×108 t,有望成为"十四五"乃至今后一个时期中国石油工业增储上产的重要现实领域.     

济阳坳陷渤南洼陷古近系页岩油“甜点”地震预测及影响因素分析

中国东部渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组发育一套富有机质页岩,页岩油"甜点"地震预测及影响因素分析将进一步推动有关济阳坳陷页岩油地震响应的研究。综合地震、钻井、测井、地球化学等资料,文章利用多属性线性回归方法研究了济阳坳陷渤南洼陷陆相页岩层系"甜点"地球物理响应特征并对其影响因素进行了分析。研究结果表明,渤南洼陷渤南洪城地震工区沙河街组沙三下亚段页岩油地质和工程"甜点"参数地震预测结果是有机质丰度TOC含量值为3%~6%,有机质成熟度Ro为0.81%~0.94%,页岩孔隙度为5.0%~12.5%,地层压力为33~58 MPa,压力系数为1.3~1.8,脆性指数为大于40%。沙河街组页岩油地质和工程"甜点"地球物理响应特征主要受岩石物理参数、叠后波阻抗反演地震体、自然伽马GR地震体和振幅等因素的影响,且这些因素在不同程度上影响该区"甜点"参数的预测结果。综合研究显示济阳坳陷渤南洼陷沙河街组主要发育"连续型甜点"的页岩油地震响应模式,叠后波阻抗反演地震体是影响沙河街组页岩油"甜点"地震预测最为重要的因素。     

南襄盆地泌阳凹陷陆相页岩油地质特征与评价

南襄盆地泌阳凹陷中部深凹区发育有淡水环境及咸水环境沉积的深湖—半深湖相页岩。该套页岩岩相复杂、类型多、变化快, 可分为泥质粉砂岩、粉砂质页岩、隐晶灰质页岩、重结晶灰质页岩及白云质页岩, 总体富含有机质, 这为陆相页岩油的形成提供了充分的物质基础。研究区页岩具有纵向厚度大、横向分布广、有机质丰度高及类型好、热演化程度适中、脆性矿物含量高及含油气性好等特征, 具备良好的陆相页岩油形成条件。在明确泌阳凹陷具备良好的陆相页岩油形成条件基础上, 进一步开展了陆相页岩油地质评价方法的研究, 提出了一套包含岩石学分析、地质多参数综合评价、有利区带评价等8项关键技术的地质评价方法, 并明确了泌阳凹陷陆相页岩油富集的主控因素及有利目标区, 进而优化部署页岩油水平井, 取得了中国陆相页岩油勘探的重大突破, 展示了中国陆相页岩油良好的勘探开发前景。