页岩层系不同岩矿组合试样渗透率变化规律差异及其机理分析

页岩地层垂向岩矿组合变化大,页岩气开采需要对储层进行大规模人工水力压裂改造。笔者等基于样品的全岩X-射线衍射分析,通过对不同岩矿组合的3块页岩试样进行流—固耦合物理模拟实验,获得了3点认识,反映了不同岩矿成分的页岩在不同条件微裂缝与渗透率的变化特征,以及碳酸盐矿物含量高时的影响。这一实验对于研究页岩储层在压裂过程中的变化具有探索性,对于页岩气生产具有重要的参考意义。     

页岩层系不同岩矿组合试样渗透率变化规律差异及其机理分析

页岩地层垂向岩矿组合变化大,页岩气开采需要对储层进行大规模人工水力压裂改造。笔者等基于样品的全岩X- 射线衍射分析,通过对不同岩矿组合的3块页岩试样进行流—固耦合物理模拟实验,获得了3点认识,反映了不同岩矿成分的页岩在不同条件微裂缝与渗透率的变化特征,以及碳酸盐矿物含量高时的影响。这一实验对于研究页岩储层在压裂过程中的变化具有探索性,对于页岩气生产具有重要的参考意义。     

页岩气开发水力压裂技术综述

世界页岩气资源丰富,但由于页岩地层渗透率很低,目前还没有广泛开发。水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,广泛用于页岩储层的改造。介绍了水力压裂作业的压裂设计、裂缝监测、压裂液配制和添加剂选择,以及常用的压裂技术,包括多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂。结合国外页岩气开发的实例和国内压裂技术的应用情况,分析了各种压裂技术的适用性。研究认为,清水压裂是现阶段中国页岩气开发储层改造的适用技术,开采长度(厚度)大的页岩气井,可以使用多级分段清水压裂技术。同步压裂技术是规模化的页岩气开发的客观需要。     

页岩气开发水力压裂技术综述

世界页岩气资源丰富,但由于页岩地层渗透率很低,目前还没有广泛开发.水力压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,广泛用于页岩储层的改造.介绍了水力压裂作业的压裂设计、裂缝监测、压裂液配制和添加剂选择,以及常用的压裂技术,包括多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂.结合国外页岩气开发的实例和国内压裂技术的应用情况,分析了各种压裂技术的适用性.研究认为,清水压裂是现阶段中国页岩气开发储层改造的适用技术,开采长度(厚度)大的页岩气井,可以使用多级分段清水压裂技术.同步压裂技术是规模化的页岩气开发的客观需要.     

油气藏水力压裂计算模拟技术研究现状与展望

水力压裂技术是油气藏尤其是页岩气开发中的核心技术,利用数值模拟方法进行压裂优化和产能预测又是水力压裂成功的关键。本文首先介绍了水力压裂技术的发展历程。然后从计算模型(二维模型、拟三维模型和全三维模型)和数值模拟方法(基于连续介质和基于非连续介质)两方面对油气藏开发领域的水力压裂计算模拟技术进行较全面的总结。最后,从以下3个方面指出现今研究的不足并提出了进一步的研究建议:(1)全三维模型的完善-全三维模型应当与真实的工程参数和监测数据结合,用于校正模型本身,而校正后的全三维模型又可预测和优化新的现场水力压裂作业; (2)数值模拟方法的选用-已有的水力压裂数值模拟方法种类繁多,需要针对各种方法的适用范围、计算效率和模拟效果等,进行全面的比较和优化; (3)页岩储层中天然裂缝网络的数值模拟-天然裂隙网络加剧了页岩储层力学性质的各向异性,同时水力裂缝沟通天然裂缝活化扩展是有利于储层的增渗增产,对压裂缝网的形态、尺寸和连通率等起着至关重要的作用。因此,数值计算过程中综合考虑页岩储层中天然裂缝与水力裂缝的相互作用,将是未来水力压裂模拟的热点。     

页岩水力压裂过程的态型近场动力学模拟研究

水力压裂技术广泛使用于页岩气开采工程中。为了分析压裂过程中多裂缝扩展形成复杂裂缝网的机制,尝试将态型近场动力学理论引入页岩水平井水力压裂过程的力学建模与数值仿真,在物质点间相互作用力模型中加入等效水压力项以实现在新生裂缝面上跟踪施加水压力,建立了水力压裂过程的近场动力学分析模型。通过模拟页岩储层的水力压裂过程,可得到复杂的裂缝扩展路径、裂缝网络的形成过程以及裂缝扩展受射孔间距及页岩天然裂缝和层理的影响。研究结果表明:射孔间距过小会造成起裂干扰,使中心射孔的裂缝扩展受到抑制;在压裂压力一定的情况下适当增大射孔间距,可以显著增强页岩压裂形成裂缝网的能力;压裂过程中水平层理面可能张开形成水平裂缝,且天然裂缝会诱导形成更复杂的垂直裂缝。模型和方法可为页岩水力压裂过程和机制研究及工程实践提供参考。     

微地震技术评价中牟区块体积压裂的效果

微地震监测技术是页岩气开采过程中对页岩气储层压裂效果评价和指导压裂过程的重要手段,可通过观察、分析压裂过程中诱发微地震事件,获取压裂裂缝参数、导流能力、裂缝展布发育方向等信息。中牟区块牟页1井具有低孔、低渗储层特征,对含气层段的三层储层,采用大排量水力压裂施工,进行地面微地震监测、井中微破裂成像技术压裂监测及微地震监测;牟页1井监测压裂结果显示为缝长251～496m,缝宽120～252m,改造体积约为237.5×104～387.7×104 m3,方位角64°～80°。压裂实施使储层裂缝开启含气层段得到改造,指导了实时压裂和压裂效果评价。     

页岩储层体积压裂缝网形成的主控因素及评价方法

页岩储层的体积压裂能有效沟通天然裂缝使其形成缝网系统,极大地提高了页岩气的产能,让页岩气的开采尽快获得经济效益,因此对体积压裂缝网形成研究显得尤为重要,在对国内外大量页岩储层测试数据和体积压裂缝网形成研究成果全面系统调研和深入分析总结的基础之上,认为页岩储层体积压裂缝网的形成主要受控于3个方面的因素:1储层本身质量好,高的脆性矿物含量、杨氏模量,低的断裂韧度、泊松比、应力衰减速率和储层敏感性等,即储层的可压裂性越高,越易形成缝网;2地质背景条件优越,低的应力各向异性、天然裂缝发育、小的逼近角等,利于压裂裂缝延伸并扩展成缝网;3压裂工程措施适当,包括起裂方位和压力、支撑剂及压裂液性能、施工液量及排量等施工参数设计合理,有利于水力裂缝的充分扩展;另外,对以上控制因素的评价方法主要有室内实验、软件数值模拟及现场监测等,这些认识对体积压裂缝网形成机理研究及压裂优化设计具有重要的理论价值和实践意义。     

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。     

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.      

非常规源岩层系油气形成分布与前景展望

经过十余年理论技术持续攻关,中国陆上实现了致密砂岩气规模发展、页岩气快速发展、煤层气持续发展、致密油稳步发展和页岩油加快探索,源岩层系油气已成为中国非常规油气增储上产的主要组成部分.源岩层系油气包括源岩油气和致密油气2种资源类型,普遍具备有效配置的烃源岩、储集层和聚集保存3个方面基础地质形成条件,展现出源内或近源大面积连续分布标志特征,海相页岩气主要分布于深水陆棚区,致密砂岩气和煤层气一般分布于主要聚煤期煤系,页岩层系石油一般主要发育于长期持续沉降的富油湖盆.源岩层系油气开发追求“平面甜点区”“纵向甜点段”较好经济资源条件,页岩气需含气量高、孔隙度高、TOC含量高、热演化程度适中、气层埋藏适中、保存条件好、储层可压性好、储量规模大,致密砂岩气需全天候气源、中粗粒砂岩、含气层系多、大面积聚集、稳定斜坡区、中浅层埋藏,致密油甜点区段一般具有烃源性、储集性、含油性、流动性、成缝性和经济性“六特性”经济资源条件.中国非常规源岩层系油气资源丰富,源岩层系天然气是天然气上产的“主力”,源岩层系石油是石油稳产的“砝码”,实现地下原位“煤岩燃烧气化、页岩熟化气化”“2个革命性领域”突破是推进源岩层系油气领域“跨越式”发展的关键路径.      

北美Eagle Ford深层页岩气藏开发特征及启示

我国四川盆地埋深3 500 m以浅五峰组—龙马溪组超压页岩气已实现规模效益开发,目前正在探索埋深3 500~4 500 m深层页岩气有效开发技术。Eagle Ford为北美新兴深层页岩油气藏,与国内中深层开发区和深层探索区具备一定对比性,其开发技术政策及学习曲线可供参考借鉴。依托页岩气云数据智慧平台对2009—2019年Eagle Ford页岩油气藏干气产区6 223口水平井的钻井、压裂、生产和成本参数进行系统分析。研究显示,Eagle Ford干气产区中深层开发效果大幅优于深层。目前中深层气井平均测深6 013 m,水平段长2 558 m,钻井周期25.3 d,平均段间距50.0 m,加砂强度3.81 t/m,用液强度24.2 m3/m,百米段长最终可采储量(EUR)为677×104 m3,单井钻压成本617万美元,百米水平段长压裂成本13.4万美元;深层气井平均测深6 394 m,水平段长2 423 m,钻井周期33.3 d,平均段间距50.0 m,加砂强度4.03 t/m,用液强度26.9 m3/m,百米段长EUR为520×104 m3,单井钻压成本697万美元,百米水平段长压裂成本16.1万美元。Eagle Ford干气产区工程组织施工效率高,水平井建井周期主要为100~150 d,目前建井周期100 d;不同水平段长对应单位钻压成本产气量呈三角形分布,中深层气井合理水平段长2 300 m,深层气井合理水平段长1 600 m。我国中深层成熟开发区应探索合理水平段长实现效益最大化,深层探索区初期应适当控制水平段长。      

涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,与北美相比,涪陵地区地表条件、地质条件和页岩气储层特征更加复杂、储层埋藏更深,开发初期钻井机械钻速低、钻井周期长、成本高。为此开展了涪陵页岩气田水平井组优快钻井技术研究,形成了集水平井组钻井工程优化设计、水平井优快钻井技术、国产低成本油基钻井液、满足大型压裂要求的长水平段水平井固井技术、山地特点“井工厂”钻井技术以及绿色环保钻井技术为核心的页岩气水平井组优快钻井技术体系。在涪陵页岩气田推广应用了290口井,完井256口,平均单井机械钻速提高了182%,平均单井钻井周期缩短了55%,平均单井钻井成本降低了34%。为涪陵页岩气田年50亿m3一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,对我国页岩气规模开发提供了重要的借鉴和引领作用。     

造缝产烃还是改质造烃？——论含油气源岩层系的储集层属性和烃源岩属性

源岩层系油气已成为世界油气工业体系中举足轻重的重点领域，未来发展潜力很大。本文通过深入解读含油气源岩层系的地质形成条件，发现储集层属性和烃源岩属性在根本上决定了源岩层系油气成功开发的技术路径。储集层属性是指储集层储存和渗滤油气的物理性质及其相互关系，地史时期微—纳米级孔- 喉- 缝系统充注和聚集了大面积连续型油气资源，人工压裂形成缝网系统突破了致密储层的连通属性短板，成功开发了规模油气资源，突破流动属性短板可能是另一个发展方向。烃源岩属性是指烃源岩滞留、转化和排出油气的物理化学性质及其相互关系，包括已转化的滞留油气和未转化的残留有机质，滞留及潜在烃类资源规模巨大，地下人工加热等方式理论上可突破烃源岩的有机质数量和成熟度属性短板，可能是实现成功开发的有效路径。储集层属性和烃源岩属性是实现源岩层系油气规模发展的内在潜质基础，公共属性参数是外部环境基础。造缝产烃还是改质造烃？前提是准确研判优选何种内在属性参数，基础是系统整合优化所有外在属性参数，推动实现源岩层系油气商业化可持续发展，未来中低熟富有机质页岩及油页岩、中高熟富气态烃页岩层系、低变质程度富油煤岩、深层可气化煤炭等是值得期待的战略发展领域。     

排烃门限存在的地质地球化学证据及其应用

排烃门限概念的提出为有效源岩的判识奠定了理论基础, 它在油气勘探与资源评价中具有重要意义.采用地球化学的方法论证了排烃门限的客观存在.研究表明, 源岩进入排烃门限后, 其反映生烃潜能的指标(S₁+S₂)/TOC、氢指数以及反映烃源岩残留烃量的指标氯仿沥青“A”都开始明显降低; 烃源岩中可溶有机质的化学成分、生物标志物的含量与分布特征也都发生明显的变化, 没有进入排烃门限的源岩可溶有机质与原油差别大, 进入门限后的源岩可溶有机质开始与原油组分较为一致.渤海湾盆地东营凹陷沙四段泥岩和页岩的排烃门限分别为2 200 m和2 000 m左右, 排烃强度分别为0~1 100 kg/m2和0~150 kg/m2, 累积排出烃量为7.365×108 t和1.435×108 t.      

蜀南地区龙马溪组页岩气工业建产区游离气和孔隙度下限讨论

游离气作为页岩气重要赋存形式之一,决定了页岩气的开发潜力及经济效益.以蜀南地区龙马溪组页岩为例,结合X-射线衍射、岩石有机碳、储层物性、测井解释及生产测试等资料,对比分析了四川盆地及周缘页岩游离气含量与测试日产气量的关系,初步提出了工业建产区页岩游离气含量下限,并从烃源、储集及保存等方面对页岩游离气含量主控因素进行了系...     

从源控论到源储共生系统 ——论源岩层系油气地质理论认识及实践

中国非常规油气正实现整体战略发展,源岩层系油气已成为非常规油气增储上产的主要组成部分.基于中国源岩层系油气地质条件和工业实践历程,本文主要取得4项研究认识:① 源岩层系油气包括源岩油气和致密油气两种类型,纵向分布新生界、白垩系、侏罗系—三叠系、上古生界、下古生界等5个油气聚集域;② 源岩层系油气地质是研究陆上源岩层系油...     

页岩气开采压裂液技术进展

页岩气是一种分布广泛且储量丰富的非常规能源,但由于其储层具有孔隙度小及渗透率低等特性,一直以来页岩气未得到大规模开采。直到近20年,页岩气开采技术才得到飞速发展,这主要得益于水力压裂技术的进步。压裂液是水力压裂的重要组成部分,其性能的优劣直接影响水力压裂施工的成败。通过调研国内外文献,结合国内外压裂液技术的发展历程,分析了页岩气开采中几种常用压裂液的优点、适应性及存在的问题,综述了两类新型的无水压裂技术。结合我国页岩气储层的特殊性及压裂技术发展的现状,提出了适于我国页岩气开采的压裂液技术发展的建议,并特别强调了在页岩气开发初期重视环保的重要性。     

页岩储层压裂工艺技术在渝东地区应用

页岩气的工业化开发要求对致密储层进行体积压裂改造,水平井多级分段压裂技术是成功开发页岩气藏的关键技术之一。页岩储层在地应力与致裂压力联合作用下突破页岩基质,沟通天然裂隙等弱结构面,形成高导流能力缝网系统,页岩储层中赋存的游离气和吸附气得以释放,提高了页岩气井的初始产量和最终采收率。根据渝东地区页岩储层工程地质特征,结合渝页A-2HF井、渝页B-2HF井矿场压裂施工数据,探索适用于渝东地区的页岩储层压裂工艺技术,结果表明,采用前置盐酸处理储层保持近井带导流能力,能够保障后续大排量施工压力窗口;低砂比粉砂段塞多级降滤实现“控近扩远”,增加储层改造体积;压力异常层段胶液前置充分造缝,可为后续滑溜水携带支撑剂进入地层创造有利条件。     

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.