体积压裂与常规压裂投资与效益的对比分析_以川南地区及长宁_威远页岩气示范区为例
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86四川盆地南部海相奥陶系五峰组和志留系龙马溪组页岩是我国页岩气勘探开发的重点目标,经过多年勘探开发努力,现已建产长宁、威远、昭通等7个重点区域,但目前仅有长宁-威远实现了规模化有效开发,页岩气的勘探成果亟需进一步扩大[1]。
Y202区块位于川南西缘,长宁页岩气建产区的西北侧,初步勘探结果显示区域内部具有良好的页岩气探勘潜力,是长宁页岩气示范区进一步扩展的重点有利区之一。
但由于Y202区块地处四川盆地西南2个盆地边界位置,构造变形较为复杂,研究程度低,限制了页岩气勘探开发的进一步深入。
本研究通过三维地震资料的解释分析,确立了Y202区域构造变形特征,分析了构造变形的主要形成时期,建立了区域的构造演化历史,并结合现有勘探数据分析了区域页岩气富集成藏的主控因素,为区块下一步勘探奠定了基础。
1 Y202区块构造变形特征Y202区块周边主要发育2个走向的构造体系:一是北西-南东走向的靛蓝坝向斜北端、五指山背斜南段、屏山向斜以及天宫堂背斜;二是北东东走向的构造,主要发育库场背斜、利店-新繁向斜、沐川背斜以及五指山背斜和天宫堂背斜南段。
五指山背斜为一基底逆冲断层形成的断层传播褶皱(图1a)。
褶皱北段(剖面A-A’)整体呈褶皱轴面近直立的水平褶皱,存在一定的不对称性,褶皱北东翼部地层倾角相对略小且宽度略大,南西翼地层倾角略陡,宽度略小;南东翼转折端位置存在一轴面逆冲断层,传播至地表,将北东盘的侏罗系地层推覆至南西盘的白垩系地层之上,断层附近地震反射杂乱(图1a)。
五指山背斜的主控断层为一倾向南西的基底逆冲断层,其活动造成的断层传播褶皱的形成,后期随挤压逆冲作用的增强,褶皱后翼位置,即南西翼位置轴面薄弱部位发育一突破断层,形成“Y”字型逆冲断层。
褶皱南段南西翼轴面突破断层不发育,褶皱样式受南西倾断层控制,断层传播褶皱前翼陡短后翼长缓的构造特征更为明显。
天宫堂背斜为一宽缓的不对称褶皱,地层两翼倾角相较与五指山背斜小,构造展布范围则相较大,特别是后翼(屏山向斜区域)地层倾角基本在10°以内,但延伸宽度超过15km。
页岩气水平井不同压裂模式改造效果分析刘吉【摘要】针对威远地区页岩气水平井的地质条件、压裂工艺、测试数据及生产数据进行分析,模拟压后裂缝形态及改造体积.选取2口水平井,分别采用“低黏滑溜水段塞式加砂”工艺和“低黏滑溜水+交联胶连续加砂”工艺,二者测试产量基本相当,但单井返排率、累计产量及最终可采储量相差较大.采用“低黏滑溜水段塞式加砂”工艺的水平井,压后裂缝形态更为复杂,改造体积更大,压裂效果更佳.【期刊名称】《重庆科技学院学报(自然科学版)》【年(卷),期】2018(020)004【总页数】4页(P24-27)【关键词】页岩气压裂;效果评价;改造体积;裂缝形态【作者】刘吉【作者单位】中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院,辽宁盘锦124000【正文语种】中文【中图分类】TE357页岩气藏储层致密,孔渗条件差,一般通过大规模体积压裂工艺在页岩储层内建立有效的渗流通道,释放产能,从而最终实现高效开发[1]。
目前,国内页岩气藏开发所采用的压裂工艺主要借鉴国外成功开发经验[2],对于压裂工艺在国内的适应性研究较少。
本次研究综合考虑了页岩气藏的地质与工程因素,在威远地区选择地质条件相近、压裂工艺不同的2口井,通过地质条件、施工参数、测试数据及生产数据等分析,模拟压后裂缝形态及压裂改造体积,以评价不同压裂工艺的改造效果,优选本地区页岩气藏适用工艺。
1 国外页岩气压裂工艺水平井多级分段大规模水力压裂是页岩气成功开发的关键工艺[3-4]。
通过数十年的实践,美国率先实现了页岩气商业开发,并形成了一整套适合页岩气藏开发的压裂工艺技术[5-6]。
1.1 水平井分段压裂技术北美地区页岩气开发常用的水平井分段压裂技术,主要包括桥塞分段压裂、封隔器分段压裂、同步拉链式压裂重复压裂等。
桥塞分段压裂技术主要流程是,先进行电缆泵送“桥塞+射孔”联合作业,再投球封堵已压裂井段,最后实施新井段压裂,重复以上步骤直至压裂完成。
与其他压裂方法相比,桥塞分段压裂技术可大幅提高作业效率。
长宁区块页岩气压后返排规律分析一、长宁区块页岩气地质特征长宁区块位于中国西南部,地处川东南地体中部,属于四川盆地南缘的页岩气勘探开发区。
页岩气主要沉积在下侏罗统龙马溪组,具有良好的页岩气特征,包括丰富的有机质资源、良好的页岩发育度、较高的成熟度和丰富的气藏体积等特点。
长宁区块页岩气资源潜力巨大,具有很高的开发价值。
二、页岩气压后返排规律分析1. 压裂技术的应用在页岩气开发中,压裂技术是一种重要的技术手段。
通过对页岩气层进行压裂,可以有效地提高气体的渗透率和产能,从而实现更高效的开采。
压裂技术也会对地下岩石和水层产生一定的影响,因此需要仔细分析和研究压后返排规律,以保证开采的安全和高效。
2. 压后返排规律的影响因素压后返排规律受到多种因素的影响,主要包括压裂参数、页岩气层地质特征、水平井布井方式、水平段长度等因素。
压裂参数是影响压后返排规律的关键因素之一,包括压裂压力、压裂液体积、压裂液性质等。
页岩气层地质特征也会对压后返排规律产生重要影响,包括页岩气层岩性、裂缝特征、有机质含量等。
水平井布井方式和水平段长度也会直接影响压后返排规律。
针对不同的地质特征和开发方案,需要实施相应的压后返排规律调查和分析。
压后返排规律的研究方法包括现场实验、数值模拟和物理模拟等多种手段。
现场实验是研究压后返排规律最直接的方式,可以直接观测气体产量和产能,对实际的压后返排规律进行观察和分析。
数值模拟是通过数学模型对压后返排规律进行模拟和计算,可以提供大量的数据和预测结果,对压后返排规律进行深入分析。
物理模拟是通过实验室模型对地下气体的运移和压后返排规律进行研究,可以为现场实验和数值模拟提供重要的依据和数据支持。
综合运用这些研究方法,可以全面、深入地分析压后返排规律,为页岩气开发提供重要的技术支持和决策依据。
压后返排规律的分析对页岩气开发具有重要的意义。
了解压后返排规律可以为页岩气田的合理开发提供重要依据。
通过分析压后返排规律,可以优化开发方案,提高产能,延长气田的生产周期,实现更经济、高效的开采。
83长宁地区位于四川盆地南部,其下志留统龙马溪组页岩气资源丰富,优质页岩储层分布稳定,被列为国家级页岩气示范区,具有良好的勘探开发潜力[1]。
长宁地区位于川南低陡褶皱带和娄山褶皱冲断带之间,受造受江南雪峰造山作用向北西方向递进扩展的影响,区域内构造样式多样,控制因素复杂[2]。
页岩气的保存条件受褶皱断层等构造作用的强烈控制[3]。
根据现有的勘探开发成果优选的勘探目标生产产量差异巨大,表明长宁地区的构造变形的研究分析对页岩气勘探开发的进一步发展有重要影响。
但现今明确针对构造变形与长宁页岩气关系的系统性研究较为缺乏[4],因此本文以长宁地区的地震、露头以及钻井资料为基础,对区域内发育的典型构造进行了几何分析,并开展了数值正演模拟,分析了构造变形的运动学机制和演化过程,最后结合现有的生产数据,探讨了构造变形对页岩气保存的影响,为长宁页岩气下一步的勘探发育提供一定帮助。
1 长宁构造变形特征长宁地区地处四川盆地南缘,北与华蓥山褶皱带西倾伏段相接,南毗邻云贵高原,西邻鲜水河大型走滑断裂带。
因此,长宁地区处在不同构造带相互叠加、影响的区域,构造变形异常复杂。
长宁地区构造存在2个大的构造带,一是北西西走向的构造带,以长宁背斜及其东部区域以及北西区域的天宫堂构造为代表;二是北东走向的构造带,主要分布在长宁页岩气勘探区块的中部,为华蓥山褶皱带西倾伏段的延伸,平面上呈线状分布,包括灯杆坝背斜和贾村溪背斜为代表。
1.1 北西向构造带的变形特征川南长宁地区构造变形特征及其与页岩气保存条件关系文冉1 衡德1 陈伟2 谢凌峰2 廖梓翔21. 四川长宁天然气开发有限责任公司 四川 成都 6100002. 西南石油大学地球科学与技术学院 四川 成都 610000摘要:针对复杂的构造变形样式在长宁页岩气保存中起到的作用,本研究基于长宁地区的地震、露头以及钻井资料,对区域内发育的典型构造进行了几何分析,分析了构造变形的运动学机制,并结合现有的生产数据,分析了构造变形对页岩气保存的影响。
川南页岩气可行性研究报告1. 前言本研究报告旨在对川南地区的页岩气资源进行可行性研究,以评估该地区页岩气开发的潜力和可行性。
本文将从地质条件、资源储量、技术路线以及经济效益等方面进行分析和研究。
2. 地质条件分析川南地区是中国页岩气资源富集区之一,其地质条件对页岩气的形成和保存提供了有利条件。
地质分析显示,该地区具有良好的页岩层发育状况、丰富的含气页岩资源以及较好的封存条件。
同时,川南地区地下构造复杂,地层储层多变,对页岩气的富集提供了有力保证。
3. 资源储量评估据初步估算,川南地区的页岩气资源储量巨大。
通过采用地震勘探、钻井取心、地层切片等技术手段,对该地区的页岩气储量进行了评估。
结果显示,川南地区的页岩气资源储量可观,具有较高的开发潜力。
4. 技术路线分析在川南地区开发页岩气资源,我们将采用先进的水平钻井和压裂技术。
水平钻井可以增加钻井井段的长径比,提高钻井速度和探测精度;而压裂技术则可以通过注入高压液体破碎岩石,创造更多的气体流通通道,从而提高产量。
5. 经济效益评估通过对川南地区页岩气资源的开发,预计将带来丰厚的经济效益。
首先,页岩气开发将刺激当地经济增长,提高地方GDP。
其次,页岩气的开发和利用将减少对传统能源的依赖,降低能源进口成本,提升能源安全性。
此外,页岩气资源的开发还将为当地创造就业机会,促进社会稳定和发展。
6. 风险与挑战尽管川南地区页岩气开发潜力巨大,但仍面临一些风险和挑战。
首先是环境风险,页岩气开发可能引发地下水污染、地质灾害等问题,需要加强环境保护措施。
其次是技术挑战,页岩气开发需要运用复杂的钻井、地质勘探和压裂技术,对技术人才提出了较高的要求。
此外,市场风险和政策风险也需要引起关注和防范。
7. 结论通过对川南地区页岩气资源的可行性研究,我们得出以下结论:•川南地区具备丰富的页岩气资源和良好的地质条件;•川南地区页岩气资源储量巨大,具备较高的开发潜力;•采用先进的钻井和压裂技术可以实现有效的页岩气开发;•川南地区的页岩气开发将带来丰厚的经济效益,但也面临一定的风险与挑战。
蜀南页岩气藏体积压裂效果预测新方法顾岱鸿;曹国佳;刘广峰【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2016(023)005【摘要】针对四川长宁—威远地区龙马溪组页岩储层特点,在完善现有的总有机碳质量分数、渗透率和吸附气体积分数评价方法的基础上,采用灰色关联分析方法修正了储层含气性分类评价标准.综合岩石力学参数、脆性特征、地应力和天然裂缝发育状况,对岩石可压性进行定量分析,应用层次分析法建立了岩石可压性评价标准.通过现场压裂测试分析和裂缝解释,给出了适应于该区的改造体积计算模型,并分别对含气性、可压性和改造体积这三者与产量的相关性进行了分析.结果表明,改造体积与压后产量的相关性最高,含气性次之,可压性最低.综合考虑含气性、可压性和改造体积的影响,建立了多因素压后产量预测模型,预测结果与已有生产井产量拟合较好.实例给出了新方法的计算过程,预测结果更准确.【总页数】5页(P620-624)【作者】顾岱鸿;曹国佳;刘广峰【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE349【相关文献】1.页岩气藏体积压裂技术概述 [J], 杨硕;李培超;宋付权;卢德唐2.页岩气藏体积压裂水平井产能有限元数值模拟 [J], 何易东;任岚;赵金洲;李志强;邓鹏3.裂缝系统气藏动态储量计算新方法——以四川盆地蜀南地区茅口组气藏为例 [J], 王会强;彭先;李爽;胡南;刘林清4.页岩气藏体积压裂后地面连续捕屑除砂排液工艺 [J], 陆峰;潘登5.永川深层页岩气藏水平井体积压裂技术 [J], 钟森; 谭明文; 赵祚培; 林立世因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。
四川长宁地区页岩储层天然裂缝发育特征及研究意义-天津地质调查中⼼第39卷第2期地质调查与研究Vol.39No.22016年06⽉GEOLOGICAL SURVEY AND RESEARCHJun.2016四川长宁地区页岩储层天然裂缝发育特征及研究意义朱利锋1,翁剑桥2,3,吕⽂雅4(1.⼭西省地质调查院,太原030006;2.页岩⽓评价与开采四川省重点实验室,成都610091;3.四川省煤⽥地质局,成都610072;4.中国⽯油⼤学(北京)地球科学学院,北京102249)摘要:页岩⽓是⾮常规天然⽓的⼀种,具有极低的孔隙度和基质渗透率,在勘探开发过程中势必要进⾏天然裂缝研究和评价。
通过对长宁地区⼤量野外露头及岩⼼的观测统计,采⽤了页岩天然裂缝的地质成因、⼒学性质和形态特征相结合的页岩裂缝分类⽅案,将该区天然裂缝划分为构造裂缝、成岩裂缝和异常⾼压裂缝三类,其中构造裂缝进⼀步依据形态及⼒学性质划分为穿层剪切缝、层内扩张缝和顺层滑脱缝;成岩裂缝进⼀步依据形态特征划分为层理缝和收缩缝。
本⽂论述了分类⽅案的合理性,并分别阐述了页岩中各天然裂缝类型的特征。
在此基础上,总结了页岩天然裂缝研究对页岩⽓勘探开发的作⽤及意义。
层内扩张缝和页理缝影响页岩⽓的富集,⽽穿层剪切缝和顺层滑脱缝则在不同地质背景中影响页岩⽓的保存。
关键字:页岩⽓;天然裂缝;类型;富集规律;四川长宁地区中图分类号:P624⽂献标识码:A⽂章编号:1672-4135(2016)02-0104-07收稿⽇期:2016-03-16资助项⽬:国家重点基础研究发展计划(973)项⽬“中国南⽅海相页岩⽓⾼效开发的基础研究(2013CB228000)"作者简介:朱利锋(1986-),男,助理⼯程师,硕⼠研究⽣,2013年毕业于中国⽯油⼤学(北京)构造地质学专业,现主要从事地质矿产相关⼯作,Email:zzff2012@/doc/1b5e008132d4b14e852458fb770bf78a64293a7b.html 。
深层页岩气井产能的主要影响因素——以四川盆地南部永川区块为例曹海涛1,2,3 詹国卫1 余小群1 赵 勇11. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院2. 中国石化西南油气分公司博士后科研工作站3. 西南石油大学博士后科研流动站摘 要 影响深层页岩气井产能的地质和工程因素众多,明确主要的影响因素对于深层页岩气的高效开发具有重要的意义。
为此,以四川盆地南部永川地区8口水平井为样本,采用灰色关联分析法研究地质、钻井、压裂、生产等4个方面的19个参数与气井产能的关联度,明确了主要的影响因素,并建立了无量纲产能评价指标(QI )与无阻流量的关系式,进而针对永川区块南区和北区分别提出了提高页岩气单井产能的建议。
研究结果表明:①裂缝发育程度、Ⅰ类储层钻遇率、水平段长度、埋深、单段液量、加砂强度、压力系数、总有机碳含量和脆性指数等9个因素对气井产能起到了主要的控制作用;②所建立的QI 与气井无阻流量的关系模型,可实现对气井产能的快速评价;③建议在永川区块南区加强钻井的跟踪监测以提高优质储层的钻遇率,在北区则加强对压裂工艺的攻关,提升储层改造的效果以实现气井产能的突破。
结论认为,该研究成果对于研究区的井位部署和压裂参数优化具有一定的指导意义。
关键词 深层页岩气 气井 生产能力 影响因素 灰色关联 关联度 永川区块 四川盆地南部DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.020基金项目:中国石化“十条龙”科技攻关项目“深层页岩气综合评价及开发技术政策”(编号:P18058-1)。
作者简介:曹海涛,1987年生,博士;主要从事页岩气开发方面的研究工作。
地址:(610041)四川省成都市高新区吉泰路688号。
电话:(028)65286384。
E-mail:*****************通信作者:赵勇,1981年生,副研究员;主要从事页岩气开发方面的研究工作。
地址:(610041)四川省成都市高新区吉泰路688号。
页岩气井长水平段压裂一体化动态评估--以长宁国家级页岩气示范区为例沈骋;吴建发;付永强;曾波【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2022(42)2【摘要】四川盆地南部地区(以下简称川南地区)的长宁国家级页岩气示范区是四川盆地页岩气开发的主战场,为厘清页岩气井水平段及压裂长度增加带来的气井产能动态影响,以川南地区的长宁区块奥陶系五峰组—志留系龙马溪组的336口气井为研究对象,采用大数据分析方法,深入剖析影响气井效益开发的靶体、压裂、排采生产一体化动态因素。
研究结果表明:①高产气井具有靶体钻遇率大于70%、钻遇长度大于1200 m的特征,改进钻井工艺技术可保障高靶体钻遇率进而保障产量;②流体压力降和孔眼摩阻会削弱施工作业强度,严重影响压裂效果,采用低黏压裂液和差异化射孔工艺可有效克服该难题;③前序段“相对低排量+相对密簇距”、后序段“相对高排量+相对大簇距”可实现有效改造,并能解决邻井长期生产带来的影响;④跟端和趾端垂深差异较大易造成井底积液,严重影响前序压裂段簇效率和产量,跟趾端垂深差异在±300 m、斜率在±0.15内有利于气井高产。
结论认为,长水平段压裂是气井一体化动态影响因素的综合反映,长宁区块最优水平段压裂长度为2200 m左右,研究成果为后续川南地区页岩气规模效益开发提供了理论支撑。
【总页数】10页(P123-132)【作者】沈骋;吴建发;付永强;曾波【作者单位】中国石油西南油气田公司页岩气研究院;中国石油西南油气田公司【正文语种】中文【中图分类】TE3【相关文献】1.用于页岩气水平井的防塌水基钻井液体系的优选与评价——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例2.CQ-IGS水平井一体化地质导向技术——以在长宁—威远国家级页岩气示范区的应用为例3.页岩气井强化封堵全油基钻井液体系——以长宁—威远国家级页岩气示范区威远区块为例4.山地浅层页岩气地质工程一体化高效压裂试气技术——以昭通国家级页岩气示范区太阳气田为例5.页岩气水平井选择性分簇压裂工艺先导性试验——以昭通国家级页岩气示范区为例因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。