石油实验地质

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2023, 45(6): .

摘要(101) PDF(31)

摘要:

蔡勋育, 周德华, 赵培荣, 张华, 钱恪然, 万成祥

2023, 45(6): 1039-1049. doi: 10.11781/sysydz2023061039

摘要(425) HTML (124) PDF(119)

摘要:
近十几年以来，随着页岩气勘探开发理论技术水平的提高，我国实现了南方上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气商业化开发，并向深层、复杂构造区和新层系拓展。为进一步推动页岩气高效勘探开发，系统梳理了中国石化页岩气勘探开发新进展，并对国内页岩气发展趋势进行分析。研究结果表明：①高质量建成涪陵页岩气国家级示范区，创新形成了海相页岩气立体开发关键技术体系；②实现南川东胜、白马区块常压页岩气规模效益开发，构建了背斜型、单斜型、反向逆断层遮挡型、残留向斜型四种页岩气聚散模式，形成精细分区，差异化开发新模式，初步建成常压页岩气开发低成本技术体系；③初步落实川东南盆缘深层万亿方规模阵地，创新形成海相深层页岩气“超压富气”模式，初步形成4 000~4 500 m深层页岩气压裂技术体系；④相继在元坝、普光侏罗系，红星、普光二叠系、井研—犍为寒武系取得重大突破；⑤未来实现页岩气大突破和大发展离不开勘探开发理论技术的创新攻关，必须坚持勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化，需要充分认识深层、常压、新层系页岩气地质特征的复杂性，还需要政策扶持等。

四川盆地涪陵气田白马区块效益开发实践与对策

刘超, 包汉勇, 万云强, 甘玉青

2023, 45(6): 1050-1056. doi: 10.11781/sysydz2023061050

摘要(176) HTML (73) PDF(52)

摘要:
近年来，涪陵页岩气田在积极推进焦石坝等高压页岩气藏开发调整的同时，为了确保气田持续稳产能力，开发对象也向白马等复杂构造区块稳步拓展。基于白马区块构造变形强、地质条件复杂、单井产能低、开发难度大等问题，通过断裂带方解石U-Pb定年、三维应力场建模、地质工程一体化评价等技术方法，深入研究白马区块的构造变形期次、应力场分布特征、开发有利目标、开发技术对策等，取得了积极进展：提出了逆冲推覆作用力是涪陵地区海相常压页岩气藏构造变形差异的主控因素；创建了“两类6项”的开发选区评价参数体系，明确了白马向斜核部以南为效益建产最有利目标；形成了以天然裂缝发育特征为核心的差异化开发技术政策；形成了基于气井埋深、应力性质、裂缝等不同地质特征的工程工艺对策。在上述认识基础上，按照“整体部署、评建一体、平台接替”思路，2021—2022年部署实施开发井位30口，平均机械钻速提高38%，压裂施工速度提升2~3倍，单段压裂费用降至85万元，日产气量稳定在80万方，2022年年产气量达2.24亿方，基本实现了效益开发。

渝东南南川地区东胜构造带常压页岩气勘探开发实践

何希鹏, 张培先, 任建华, 王伟, 卢比

2023, 45(6): 1057-1066. doi: 10.11781/sysydz2023061057

摘要(173) HTML (91) PDF(60)

摘要:
渝东南南川地区东胜构造带位于四川盆地东南缘的盆缘过渡带，经历多期构造改造，具有构造复杂、保存条件复杂、地应力场复杂的典型地质特征，导致常压页岩气单井产量差异较大。为提高东胜复杂构造带常压页岩气单井产量、实现效益开发，通过开展地震资料目标处理、构造特征分析、成藏富集规律研究及生产动态分析等，以及加强基础研究和勘探开发实践，明确了东胜复杂构造带实现常压页岩气效益开发的四项关键技术对策：①提高浅层速度模型精度，提升构造解释准确度；②优化井网部署，提高井控储量；③地质工程一体化，钻定导协同导向提高甜点钻遇率；④建立分区差异化压裂方案，提高裂缝复杂度。东胜常压页岩气效益开发关键技术对策为复杂构造带常压页岩气的效益开发提供了技术支撑，同时也可为盆缘其他类似地区的勘探开发提供借鉴。

川南深层页岩气开发实践与面临的挑战

詹国卫, 杨建, 赵勇, 张南希, 王保保, 李曙光

2023, 45(6): 1067-1077. doi: 10.11781/sysydz2023061067

摘要(213) HTML (102) PDF(60)

摘要:
深层页岩气资源量丰富，开发潜力巨大，但工程地质条件相对略差，效益开发难度较大。为支撑深层页岩气的效益开发，以四川盆地南部地区威荣和永川气田的开发实践为例，针对深层页岩气构造复杂、断缝发育、优质储层薄、产量递减快、最终可采储量低等难点，以“布好井、打好井、管好井”为目标，在气藏精细描述、渗流实验等研究基础上，采用地球物理—地质建模—压裂模拟—数值模拟一体化方法，形成了以地质甜点评价与预测技术、复杂构造区井网优化设计技术、“四位一体”钻井跟踪保障技术和全生命周期生产精细管控技术为核心的开发关键技术体系。同时，根据开发中暴露出的问题，梳理总结了在“构造—断裂—应力场”耦合机理、小—微尺度裂缝精细刻画、开发技术政策优化等方面的难点，提出了持续攻关的方向。研究认为：①深层页岩孔隙度、含气量等地质参数与中深层基本相当，但工程参数更复杂，具有地应力高、水平应力差高和破裂压力高的特征，改造难度大；②深层页岩气已在甜点评价与预测、建模—数模一体化技术和精细生产管理等方面形成了关键配套技术，取得了较好的开发效果；③目前深层页岩气主要面临套变、压窜、最终可采储量不达标等方面的难题，需要持续深化地质精细评价、流体运移规律和建模—数模一体化等技术攻关。

渝东南地区常压页岩气勘探开发进展及下步攻关方向

云露, 高玉巧, 高全芳

2023, 45(6): 1078-1088. doi: 10.11781/sysydz2023061078

摘要(183) HTML (109) PDF(70)

摘要:
四川盆地及其周缘发育高压和常压2种页岩气藏类型。近年来，中国石化华东油气分公司立足于渝东南盆缘复杂构造区及盆外褶皱带开展常压页岩气技术攻关，经过十余年的探索攻关，常压页岩气勘探开发取得了重大进展，形成了相对完善的常压页岩气地质理论认识及工程工艺技术系列。与高压页岩气相比，常压页岩气具有构造复杂、保存条件差异大、地应力变化快等特点，为加快对该类页岩气的勘探开发，从地质特征、富集规律、勘探开发效果等方面，系统总结了渝东南地区常压页岩气勘探开发进展及认识：①深水陆棚相控制常压页岩气优质页岩展布，多期构造作用控制了构造样式、裂缝及地应力差异性分布，保存条件具有自东向西、由南往北逐渐变好的变化规律；②构建了4种常压页岩气聚散模式，有效指导了勘探部署，盆缘地区落实了平桥、东胜、阳春沟3个千亿立方米增储区带，发现了南川常压页岩气田，盆外地区明确了武隆、道真、老厂坪等一批有利目标；③制定了常压页岩气开发技术政策，明确产能主控因素，实现了效益开发。通过系统总结渝东南地区前期成果认识和勘探开发经验，分析面临的挑战，明确了下步攻关方向，可为中国南方同类地区常压页岩气效益开发提供借鉴。

川东南地区龙马溪组页岩“低电阻、低含气”成因及地质意义

魏富彬, 刘珠江, 陈斐然, 严伟, 王强

2023, 45(6): 1089-1096. doi: 10.11781/sysydz2023061089

摘要(273) HTML (140) PDF(72)

摘要:
为了明确五峰组—龙马溪组页岩“低电阻、低含气”成因，有效指导四川盆地下一步页岩气的勘探部署，依托全区大量钻井调查、解剖及分析化验测试结果，对问题开展了较为详细的研究。该区龙马溪组页岩低电阻率测井按其电性特征、地质特征的差异，可分为小于1 Ω·m和1~10 Ω·m两类。电阻率小于1 Ω·m的页岩气井基本不含气，以干井为主，分布区域相对集中，主要位于川西南、长宁西等地区；其电阻率曲线形态具“细脖子”特征，拉曼反射率普遍在3.70%以上且出现高幅度石墨峰；另外不同状态下岩电实验电阻值变化范围小，且均呈现极低—低电阻特征，说明石墨化造成的岩石骨架导电是影响该类页岩的主要原因。页岩电阻率在1~10 Ω·m范围的钻井分布区域较广，以微含气为主，在盆内、盆外均有分布，其电性、激光拉曼及岩电实验等表现出来的特征与电阻率小于1 Ω·m的页岩差异明显，页岩电阻率曲线具“渐变”特征，激光拉曼实测反射率在3.50% 左右，激光拉曼图谱也没有表现出明显的石墨峰特征。该类页岩进行烘干水及饱和水两种状态下的岩电实验变化范围大，即烘干前、后页岩电阻率变化在7~20倍，且呈现中—高电阻率特征，揭示页岩含水量对页岩电阻率有显著影响。结合实钻资料认为，页岩气保存条件变差、含水率增高是造成该类低阻井的主要原因。

中国海相页岩气资源潜力及未来勘探方向

李敏, 刘雅利, 冯动军, 申宝剑, 杜伟, 王鹏威

2023, 45(6): 1097-1108. doi: 10.11781/sysydz2023061097

摘要(228) HTML (101) PDF(67)

摘要:
以中国南方上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气为代表的海相页岩气是国内页岩气勘探开发的主战场。近年来，海相页岩气勘探开发不断面临着新的问题和挑战，开拓页岩气资源新领域和提高页岩气产量仍是重中之重。在梳理前人研究成果的基础上，分析总结国内海相层系页岩气分布特征与资源潜力，并进行有利区预测。四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(17.50~33.19)×10¹² m³和(3.50~6.14)×10¹² m³，其中深层页岩气资源占比超过50%，主要分布在川东高陡构造带和川南低陡构造带；二叠系吴家坪组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(8.7~24.6)×10¹² m³和(1.3~3.7)×10¹² m³，在川东开江—梁平、龙驹坝、建南及三星等地区具有勘探潜力；寒武系筇竹寺组页岩气地质资源量和可采资源量分别为(5.69~12.71)×10¹² m³和(0.89~1.06)×10¹² m³，其有利区主要分布在川西南井研—犍为—威远—资阳、川北南江及中扬子宜昌等地区；震旦系陡山沱组、蓟县系洪水庄组和青白口系下马岭组等海相古老层系具有一定的页岩气资源潜力，是潜在的页岩气资源接续，陡山沱组页岩气有利区主要分布在湘鄂西和渝东南地区，洪水庄组页岩气有利区主要分布在河北承德—宽城一带，下马岭组页岩气有利区主要分布在河北涿州—北京房山—门头沟—昌平一带和兰旗营子一带。基于此，进一步对海相页岩气未来勘探方向提出3点建议：一是聚焦深层—超深层、常压页岩气，走向新区新层系，拓宽页岩气勘探领域；二是深化深层—超深层、完善常压及丰富新区新层系页岩气勘探理论；三是着眼深层—超深层页岩气钻完井和开采技术与配套装备改进与创新，降低常压页岩气单井钻采成本。

渝东南常压与高压页岩气典型差异性分析及效益开发对策

周德华, 何希鹏, 张培先

2023, 45(6): 1109-1120. doi: 10.11781/sysydz2023061109

摘要(218) HTML (87) PDF(58)

摘要:
渝东南地区处于四川盆地东南缘的盆缘转换带，发育常压、高压两种类型页岩气藏。为提高常压页岩气开发效益，从常压与高压页岩气典型差异性分析入手，通过开展钻井、岩心观察、实验分析、成藏条件及生产动态等研究，结合渝东南地区页岩气勘探开发实践，明确了常压页岩气具有优质页岩厚度较薄、孔隙度较低、保存条件较差、含气量中等的典型地质特点。常压页岩气富集受沉积相带、保存条件及地应力场控制，受多期构造改造及差异性抬升影响，形成机理复杂，具有初产较低、稳产期短、递减较慢、返排率高的生产特征。与高压页岩气在地质特点、富集规律、形成机理及生产规律等方面具有明显的地质特征差异性。针对渝东南地区常压页岩气资源品位较差的问题，提出了常压页岩气效益开发的4个关键对策：(1)深化基础地质研究，明确富集规律和甜点目标；(2)建立变井距、长水平段、小夹角、强改造、低高差、控压差的开发技术政策，提高单井产量；(3)加大低成本钻井和高效压裂等工程工艺创新，实现提速提效降本；(4)创新体制机制建设，打造高效组织运行模式。4个关键对策有效促进了常压页岩气由资源向储量、从储量向效益的转变，助力渝东南常压页岩气实现规模效益开发。

高陡复杂构造带深层页岩气保存条件差异性分析——以川东南綦江高陡复杂构造带为例

张旭亮, 刘珠江, 陈超, 苏克露, 张煜颖, 陈斐然, 张迪

2023, 45(6): 1121-1131. doi: 10.11781/sysydz2023061121

摘要(183) HTML (84) PDF(70)

摘要:
川东南地区是中国页岩气勘探的重点目标之一，现阶段的勘探领域正逐步迈入深层、超深层，但由于受钻井与地震等多种因素的制约，对该地区的构造特征及页岩气保存条件的研究还不够深入。为了查明川东南地区綦江高陡复杂构造带构造变形特征及其对深层页岩气富集规律的影响，为后续勘探部署提供依据，选取典型三维地震剖面，从构造变形特征剖析入手，结合实钻数据分析，建立高陡构造模型，在此基础上开展保存条件差异的主控因素定量评价。结果表明，綦江高陡构造具备“上陡下缓+膏岩主控+前锋变陡”的分层变形特征；綦江地区发育一套大范围的寒武系膏盐层，其塑性形变对上覆构造的隆起起到控制作用；区内影响页岩气保存条件的因素包含主动变形强度、断裂体系、断面正应力、构造与地应力夹角、顶板滑脱层等，各因素相互作用，导致研究区内部保存条件差异明显。据此，建立了綦江高陡构造保存条件评价标准，明确隆盛—桃子荡构造带构造应力单一，主动变形强度低，构造封闭性强，是下一步勘探的主要有利目标。

渝东南常压页岩气工程工艺技术进展及下一步攻关方向

姚红生, 房启龙, 袁明进, 张壮

2023, 45(6): 1132-1142. doi: 10.11781/sysydz2023061132

摘要(200) HTML (90) PDF(49)

摘要:
渝东南地区常压页岩气区块处于盆缘过渡带—盆外褶皱区，具有构造复杂、应力差异大、压力系数低等地质特点，给工程工艺提效增产带来巨大挑战。该区浅表层缝洞发育、漏失层位多，钻完井周期长；构造应力变化快、差异系数大，压裂难以形成复杂缝网；地层能量不足、排液效率低，影响气井连续稳定生产。为此以“四提”为目标，创新实践关键技术，工程工艺持续创效。钻井工程围绕“提速、提效、降本”攻关形成以井身结构优化、强化参数钻井为主，设备、工具一体化配套的常压页岩气钻完井技术，机械钻速年均提高14.90%，钻完井周期降幅10.67%，钻井成本降幅7.64%，刷新同期多项纪录。压裂工程围绕“增效降本”，通过“适度密切割+暂堵转向”提升裂缝复杂度，“高强度加砂+砂陶粒径组合”促进缝网多尺度有效支撑，集成应用低成本压裂材料与提速降本设备工具，形成“复杂缝网+经济型材料+智能压裂装备”的特色压裂工艺及配套，单井归一千米最终可采储量(EUR)由0.34亿立方米提升至0.45亿立方米，费用下降34.6%。排采工程以“全生命周期精细管理、延缓递减、挖潜增效”为目标，攻关建立了早期优选管柱、中期泡排+压缩机降压开采、后期单管射流泵、强力泵+尾管等机械排采的全生命周期排水采气技术体系，实现了分区分类分阶段精准施策，老井年递减率降低2.1%，全气田生产时率从95.9%提升至98.7%。通过工程工艺的全流程攻关，有力支撑了渝东南常压页岩气的效益开发，也可为其他常压页岩气的高效开采提供借鉴。

威荣页岩气田压裂实践与认识

杨永华, 宋燕高, 王兴文, 刘林, 慈建发, 林立世

2023, 45(6): 1143-1150. doi: 10.11781/sysydz2023061143

摘要(165) HTML (92) PDF(42)

摘要:
相比于中浅层，威荣深层页岩气工程地质特征更复杂，具有地应力高、水平应力差高、塑性高、地层压力高的“四高”特征，复杂的工程地质特征带来难以形成复杂缝网、人工裂缝难以支撑与保持及套变异常情况频发三大挑战，具体表现结果就是气井压后单井最终可采储量低。为解决上述难题，经过坚持不懈的探索和实践，压裂工艺在不断发现问题、解决问题过程中持续进步，探索形成了一套基于均衡压裂理念的“精细优化+实时预警+控运行节奏+W型井网”的预防套变及提高压后产量的系列措施。采用该工艺推广应用39井次，压裂效果不断提升，单井平均最终可采储量提高了500×10⁴ m³，套变率从2022年的42.4%降低至目前的16.67%。由于邻井老井生产影响新压裂投产井，导致新井压后产量低于前期，现有400 m(一期)/300 m(二期)井距，压裂规模有下降优化的空间。后续新井应该在剩余储量基础上差异化优化，持续做好压裂技术攻关，实现威荣深层页岩气效益开发。

深层常压页岩气工程技术新进展与发展建议

张文平, 李双明, 张金成, 张彦仪, 闵文宣

2023, 45(6): 1151-1159. doi: 10.11781/sysydz2023061151

摘要(172) HTML (76) PDF(41)

摘要:
与中浅层页岩气勘探开发相比，深层页岩气埋藏深、构造复杂、压力体系多变，钻井提速难；储层可压性差、体积改造难。如何提高钻完井效率、降低钻完井成本，是实现深层页岩气经济效益开发最大的挑战。为明确当前深层常压页岩气钻完井技术水平和存在的问题，总结分析国内外深层页岩气钻完井工程新进展，指出了当前存在的问题并提出了发展建议。在四川盆地威荣、永川等区块已经实现了深层常压页岩气的经济效益开发，基本形成了以低成本高性能油基钻井液、强化钻井参数、配套大扭矩螺杆和个性化钻头、长水平井精准导向和高效控制、钻井实时监测与智能优化为核心的深层页岩气长水平井高效钻井技术体系，水平段最长长度达4 386 m，最长一趟钻进尺达4 225 m。但与北美地区先进钻井指标相比，国产螺杆寿命、旋转导向工具稳定性和可靠性、超级一趟钻技术与比率、近钻头推靠工具还存在一定差距，需进一步加大核心配套工具和技术研发，进一步提高深层页岩气井的钻井效率。北美地区受经济开发效益限制而较少开发4 200 m以深的深层页岩气，国内已经突破了4 700 m深层页岩气体积压裂技术，形成了以压裂工艺、分段工具、主体材料和监测技术为核心的独立自主的4 700 m以浅深层页岩气压裂技术体系。但在复杂构造区深层和超深层页岩储层中形成复杂裂缝网难度大，还需进一步完善裂缝扩展机理研究，研发降阻性能更好的压裂液体系和175 MPa压裂装备，以尽快突破4 700~6 000 m埋深页岩气井高效压裂瓶颈。

渝东南南川地区常压页岩气示范井应用评价及推广效果

王运海, 贺庆, 朱智超, 龙志平, 彭兴, 曹建山

2023, 45(6): 1160-1169. doi: 10.11781/sysydz2023061160

摘要(173) HTML (86) PDF(40)

摘要:
渝东南南川地区常压页岩气资源丰富，是页岩气勘探开发的重要地区。该区前期钻井受地质条件复杂和工程技术配套不完善等因素影响，提速提效总体成效与常压页岩气规模效益开发要求存在差距。为此，选取该区阳春沟区块阳页54-3HF井作为首口常压页岩气示范井，攻关形成区域优快钻完井示范技术序列。在分析区域钻井技术难点的基础上，结合地层抗压特性、地层压力系统等基础研究，系统性攻关浅表层穿漏技术、井身结构优化技术、提速工具优选技术、轨迹控制与导向技术、低密度强封堵油基钻井液技术和优快完井技术等钻井关键技术，形成以浅表层工勘、大排量清水抢钻井、优化井身结构、全国产化提速工具配套、低密度强封堵油基钻井液、地质工程一体化导向、低承压井筒环境优快固井技术为核心的低成本优快钻井示范技术体系。示范井钻井周期19.96 d，刷新国内4 500 m井深最短钻井周期，机械钻速24.88 m/h，较同区相同井深最快机械钻速10.29 m/h提高141.79%，优质页岩钻遇率100%，固井质量优秀，起到了良好的示范引领作用。推广应用后，地区机械钻速、钻井周期等各项技术经济指标均得到明显提升，加快了南川地区常压页岩气勘探开发进程。南川地区常压页岩气示范井攻关形成的高效钻完井技术系列能够满足常压页岩气水平井钻井提速提效的要求，有效推动了石油工程“四提”迈上新台阶，为四川盆地周缘类似气田建设奠定了技术基础，助力国内上游稳油增气降本提效。

川南威荣气田深层页岩气工程技术进展

王兴文, 缪尉杰, 何新星, 许剑

2023, 45(6): 1170-1177. doi: 10.11781/sysydz2023061170

摘要(157) HTML (76) PDF(42)

摘要:
川南威荣气田是国内首个深层页岩气田，具有“一深、一薄、四高”的特点，钻完井、压裂及排采系列工程技术面临钻井周期长、改造体积小、复杂程度低、井筒流动规律复杂等挑战。针对复杂的地质挑战，不断深化地质认识，深度融合气藏地质与工程技术，围绕降本增效，以突破深层页岩气效益关为目标，持续攻关钻采工程工艺。历经三轮探索优化，钻井技术强化提高机械钻速，减少井下复杂情况风险，缩短钻井周期；压裂工艺优化裂缝配置提升复杂裂缝广度，转换思路大排量扩缝高携砂一体化实现了缝控体积的增加和支撑；排采工艺基于气液两相流研究识别井筒流态，形成全生命周期排采工艺决策方法。最终形成了以“精细轨迹控制优快钻井”、“裂缝均衡扩展强支撑压裂”、“全周期有效排采”为核心的工程技术序列，持续推进效益开发进程。所提出的深层页岩气开发工程技术在威荣气田累计新建产能25亿方，为国内外深层页岩气工程技术发展积累了宝贵经验，也为下一步超深层页岩气开发提供了探索方向。

渝东南南川地区五峰组—龙马溪组页岩气层地应力数值模拟及有利区预测

刘明, 杨瑞青, 杨风丽, 刘昊娟, 张志萍, 王玮, 户盼盼

2023, 45(6): 1178-1188. doi: 10.11781/sysydz2023061178

摘要(218) HTML (113) PDF(79)

摘要:
南川地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组作为重要的页岩气产能层，具有页岩层厚度大，埋藏较深，地应力复杂、方位变化快的特点，地应力场研究对于该区页岩气的有效开发具有重要作用。为明确研究区地应力场特征及展布，通过采用SHELLS有限元应力场模拟方法，以研究区断裂、地形、热流值、岩石物性参数和边界条件为约束，开展了南川地区五峰—龙马溪组的应力场有限元数值模拟研究。结果表明，南川地区最大水平主应力性质以挤压性质为主，总体上存在NW-SE、NE-SW、近EW和近SN四个主应力方向和区域；应变率整体以压应变为主，存在低应变率(数量级别≤-18)、中应变率(数量级别介于-18~-17.6)和高应变率(数量级别≥-17.6)三类区域及相应的NE-SW、NW-SE、SN和EW展布方向；断裂滑移速率性质总体以逆断层性质为主，速率介于0~0.001 2 mm/a之间。将本次模拟的最大水平主应力方向、块体应变率和断裂滑移速率结果分别与实测的钻井最大主应力方向、黔渝地区应变率性质和数量级别、区域断裂发育等数据进行对比，展现出模拟结果与实测结果较高的数据吻合度，说明了模拟结果的准确性。最后，基于模拟结果揭示出的裂缝开启性、裂缝发育情况的信息，对南川地区裂缝储层有利发育区进行了评价，预测了Ⅰ、Ⅱ两类进一步勘探和开发的页岩气裂缝储层有利发育区块。

川东红星地区二叠系吴家坪组海相页岩气钻井实践

李俊, 卢和平, 胡象辉, 王莉, 周庆, 彭梦

2023, 45(6): 1189-1195. doi: 10.11781/sysydz2023061189

摘要(80) HTML (32) PDF(25)

摘要:
川东红星地区二叠系吴家坪组富含优质页岩，多口钻井获得高产工业气流，是江汉油田天然气产能的重要接替区块，但由于该区构造、岩性复杂，目的层埋藏深，储层薄产状起伏大等因素，造成井漏、井垮等复杂情况多发，机械钻速低、钻井周期长，优质储层钻遇率难以保证等钻井问题，严重制约了效益开发。通过前期资料总结，分析了钻井难点，开展钻井工程优化设计，优选关键破岩工具，优化钻井液密度及封堵性能，形成了“三开次”井身结构、“异形齿PDC、混合钻头+大扭矩等壁厚螺杆+强化参数钻井”、旋转控制头简易控压、低密度强封堵“漏垮同治”钻井液工艺，建立了“垂深预测、分段控斜、五图一表”地质工程一体化导向技术，提出了下步优化方向。现场应用表明：(1) “三开次”井身结构满足红星地区安全成井需求，为钻井提速奠定了基础，高性能PDC强化参数钻井，各开次机械钻速显著提升，二叠系地层三开造斜段钻速提高15%，水平段提高22%；(2)降密度、纳米封堵钻井液技术有效降低复杂处理次数及时间，复杂时效相比前期实施井减少20.5%；(3)优质储层穿行率大幅提升至93.27%，相比前期提升19.85%。

四川盆地东部页岩气水平井裂缝识别方法及应用

彭勇民, 董世雄, 边瑞康, 杜伟, 乔辉, 刘曾勤

2023, 45(6): 1196-1203. doi: 10.11781/sysydz2023061196

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摘要:

根据地质(岩心)、成像测井、测井评价、地震预测等资料，利用四川盆地东部南川—武隆地区裂缝与气测关系，研究了页岩气水平井裂缝的识别方法。针对该区岩心、成像测井缺乏和页岩气水平井的天然裂缝难识别，首先从地质上通过直井建立起岩心尺度级别的页岩天然裂缝识别模式，岩心高角度裂缝的发育与全烃异常高值、尖峰较为吻合；其次，结合裂缝识别模式，基于全烃信息可快速、低成本定性识别出无取心直井裂缝发育层段，在裂缝发育段中会出现全烃值突增的现象，特别是低有机碳含量(TOC)的页岩段，全烃值的突增代表着裂缝的存在；最后，利用TOC值与归一化全烃相关性图版法，定量识别无取心、无成像测井资料的直井与水平井裂缝段，将归一化全烃值大于等于0.4、TOC值大于等于0.5%所圈定的区域作为水平井裂缝发育段。基于识别出的水平井裂缝段，从地质—工程一体化角度出发，压裂时可提前避开或注意这些密集发育的大型或巨型裂缝，从而提高单井产量。

深层页岩孔隙结构及游离气传输特征——以四川盆地龙马溪组页岩为例

万成祥, 郭旭升, 申宝剑, 常佳琦, 薛子鑫, 杜伟

2023, 45(6): 1204-1214. doi: 10.11781/sysydz2023061204

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摘要:
深层页岩气是四川盆地龙马溪组页岩气增储上产的重要攻关方向，但与中浅层页岩气在储层特征和渗流特征方面存在差异，一定程度上限制了深层页岩气的勘探开发进展。为了明确深层页岩气的储层孔隙结构特征及页岩游离气传输特征，以川南深层龙马溪组优质页岩为例，开展了页岩储层孔隙结构观察和定量表征实验，并基于体相气体传输机理，探讨了页岩游离气的传输特征、临界条件及动态演化规律。①深层页岩储层孔隙形态特征与中浅层差别不大，但中孔的孔隙结构特征更加明显，孔体积占比为62.5%~69.7%；②深层页岩游离气传输方式分为过渡流、滑脱流和达西流三类，永川地区页岩游离气划分3种传输方式的临界孔径分别为4.2 nm和420 nm，在此基础上建立了全盆地页岩游离气传输图版；③从浅层到深层，页岩游离气不同传输方式对应的临界孔径随之变小，游离气传输方式从以过渡流为主(最高占比达63.0%)转变为以滑脱流为主(最高占比达67.3%)，达西流占比不超过2%；页岩游离气传输能力从浅层到中层随埋深增加快速下降，中深层页岩游离气传输能力随埋深增加基本保持稳定。通过分析和对比深浅层页岩储层孔隙结构特征及游离气传输特征，研究成果可有力支撑深层页岩气乃至浅层页岩气下一步高效勘探开发方案的部署工作。

基于返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法及应用

王益民, 李继庆, 万云强, 刘莉, 张谦, 朱朝光, 汤亚顽

2023, 45(6): 1215-1220. doi: 10.11781/sysydz2023061215

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摘要:
页岩气多段压裂水平井的缝网参数通常利用产气数据解释获得。虽然对产气数据进行解释能得到裂缝参数，但很难获得压裂有效体积。为快捷地获取页岩气井压裂有效体积，该研究建立了页岩气多段压裂水平井压裂液返排数学模型，并结合水相物质平衡方程和渗流方程，推导获得了页岩气井多段压裂水平井压裂有效体积表达式。通过分析模型解发现，在边界控制流阶段产量规整化压力与物质平衡时间双对数曲线为单位斜率直线，利用该阶段产量规整化压力及物质平衡时间数据，可以计算页岩气井压裂有效体积，从而形成了一套基于压裂液返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法。实例应用表明：(1)构建的页岩气多段压裂水平井压裂液返排模型能快速地计算页岩气井压裂有效体积，且计算结果可靠；(2)计算页岩气井压裂有效体积不能忽略试气期间的压裂液返排数据，否则计算结果偏小；(3)形成的页岩气井压裂有效体积计算方法还能识别邻井压裂干扰，并定量化表征邻井压裂干扰对页岩气井压裂有效体积的影响。该研究成果为油田现场估算页岩气井压裂有效体积提供了一种新的方法，同时也为油田现场识别邻井压裂干扰提供了新的思路和方法。

测控技术在深层、常压页岩气勘探开发中的应用

葛祥, 刘伟, 孙鑫, 王春伟, 马林

2023, 45(6): 1221-1230. doi: 10.11781/sysydz2023061221

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摘要:
深层、常压页岩气是中国石化页岩气增储上产的重点领域。面临效益开发的困难，对井筒测控技术提出了提速降本、提产增效的更高要求。为了准确评价页岩气储层，开展了储层微观特征定量表征、孔隙压力系数预测、含气量计算、低阻页岩评价和可压性评价研究，形成了比较成熟的页岩气“双甜点”精细评价技术。为了提高深层优质页岩钻遇率，打造了定测录导一体化工作模式，基于多属性地质建模，测录震多专业融合，形成了复杂构造区水平井地质导向技术。针对不同工区工程地质特征的差异，明确了旋转导向和螺杆+MWD两种提速技术的适用范围，实现分类施策提速提效。为了配合大规模体积压裂，研发应用了多级射孔桥塞联作、等孔径射孔、高温井下微地震监测和“牵引器+DAS光纤”压裂监测等多项技术。研究形成的页岩气“双甜点”精细评价技术、提高储层钻遇率技术、钻井提速和压裂提产配套技术，在深层、常压页岩气领域得到广泛应用，较好地支撑了勘探开发。下一步，需要进一步发挥定测录导一体化优势，不断推进测控技术创新，在新层系/新类型页岩气解释评价、高温测控仪器和工具研制、基础资料录取等方向持续攻关，全力保障深层、常压页岩气高质量勘探与效益开发。

《石油实验地质》创刊60周年学术研讨会暨第七届编委会成立大会顺利召开

2023, 45(6): 1231-1231.

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2023年总目次

2023, 45(6): 1232-1232.

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2023年第45卷第6期

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