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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。
长宁、威远页岩气开发国家示范区油基岩屑处理实践分析朱冬昌;付永强;马杰;张勇;刘盛鹏;赵昊;陈虎【期刊名称】《石油与天然气化工》【年(卷),期】2016(45)2【摘要】页岩气井水平段钻井过程中产生大量的油基岩屑,其资源化利用的研究越来越受到人们的重视,相关实践取得了长足进展。
长宁、威远页岩气开发国家示范区采用LRET技术和热解析技术开展油基岩屑处理实践,处理后的油含量小于1%(w),油回收率达到95%以上。
特别是采用LRET技术处理后,浸出液的毒性、易燃性、腐蚀性、反应性和急性毒性等指标均检测合格。
这为油基岩屑的安全、环保、高效处理积累了经验。
【总页数】5页(P62-66)【关键词】油基岩屑;热解析;LRET;油含量;页岩气【作者】朱冬昌;付永强;马杰;张勇;刘盛鹏;赵昊;陈虎【作者单位】中国石油西南油气田公司页岩气开发事业部;中国石油西南油气田公司成都天然气化工总厂;中国石油西南油气田公司非常规油气开发事业部【正文语种】中文【中图分类】TE992【相关文献】1.长宁-威远国家级页岩气示范区建设实践与成效 [J], 谢军2.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 [J], 彭碧强;周峰;李茂森;张竣岚3.关键技术进步促进页岩气产业快速发展——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例 [J], 谢军4.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 [J], 王晓军;白冬青;孙云超;李晨光;鲁政权;景烨琦;刘畅;蒋立洲5.页岩气集输系统的腐蚀评价与控制——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例[J], 谢明;唐永帆;宋彬;赵万伟;吴贵阳因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
页岩气藏体积压裂水平井产能模拟研究进展周祥;张士诚;马新仿;张烨【摘要】页岩气储层孔喉细小,渗透率极低,一般无自然产能,需借助水平井和体积压裂技术才能实现经济开发.国内外关于页岩气的研究多集中于地质评估和开发工艺,而适用于页岩气体积压裂水平井产能的理论研究相对较少.页岩气产能研究的关键在于多尺度渗流机制的准确描述和复杂裂缝网络的精细表征.通过广泛调研和分析,探讨了页岩储层多尺度渗流机制;总结了页岩气藏多裂缝水平井试井模型,阐述了不同模型关于流态划分、储层和裂缝参数评估的应用;系统介绍了页岩气数值模拟方法,包括常规数值模拟方法、离散裂缝网络模型方法及有限元方法,认为后两者是未来页岩气产能数值模拟的发展趋势.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2015(036)005【总页数】8页(P612-619)【关键词】页岩气;体积压裂;水平井;产能【作者】周祥;张士诚;马新仿;张烨【作者单位】中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE375页岩气为产自极低孔隙度和渗透率、以富有机质页岩为主的储集岩系中的天然气[1-2]。
由于页岩气储层物性差，需要借助大型水力压裂技术制造复杂裂缝系统，才能实现工业化生产，因此，页岩气藏又被称作“人造气藏”[3]。
美国是全球页岩气开发最成功的国家，30多年大规模商业化开采积累了大量的现场经验，引领了该领域的技术革新；中国自2005年开展了规模性的前期探索，并借鉴北美经验，努力寻求页岩气产业的快速发展。
纵观国内外页岩气的发展历程，人们为成功开发这一潜在的巨大资源开展了大量的研究工作，主要集中在以下方面：储层的孔喉结构、岩石脆性及矿物成分、储层地化特征（有机质含量、热成熟度等）、气体存储及运移机制、压裂工艺技术、复杂裂缝扩展和压后产能预测。
四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议位云生 齐亚东 贾成业 金亦秋 袁贺中国石油勘探开发研究院摘 要 位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田（以下简称威远区块），同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异，目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。
为此，以威远区块PT2平台的6口水平井为例，针对气井生产动态存在的差异，从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析，明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素，进而提出了有针对性的开发措施建议。
研究结果表明：①优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障，水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素；②页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大，当产气量低于临界携液流量时，井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视；③建议低产井应采用小油管生产（油管内径小于等于62 mm），对于上半支低产井，应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能，而对于下半支低产井，则应放压生产，防止井底过早积液。
关键词 页岩气 产量主控因素 生产动态 临界携液流量 开发措施 四川盆地 长宁—威远国家级页岩气示范区 威远页岩气田DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.01.009Production performance of and development measures fortypical platform horizontal wells in the Weiyuan Shale Gas Field, Sichuan BasinWei Yunsheng, Qi Yadong, Jia Chengye, Jin Yiqiu & Yuan He(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 1, pp.81-86, 1/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Weiyuan Shale Gas Field (hereinafter, "Weiyuan Block" for short) is located in the Changning–Weiyuan National Shale Gas Demonstration Region, Sichuan Basin. In the Weiyuan Block, gas wells even on the same platform are quite different in production performance. And so far, the main factors controlling the gas production rate of shale gas wells in this block and the effectiveness of their development technologies and measures have not been understood clearly. In this paper, 6 horizontal wells on PT2 platform in the Weiyu-an Block were taken as the research objects. Aiming at the differences of production performance between these gas wells, this paper an-alyzes the high-quality shale drilling length, dip direction of horizontal section, length of fracturing interval, number of fracturing stages, sand volume and bottom-hole liquid loading to figure out the main factors affecting the gas production rate of shale-gas horizontal wells. Then, it proposes the targeted development measures and suggestions. And the following research results were obtained. First, high-qual-ity shale drilling length is the material and geological guarantee for the high yield of gas wells, and length of horizontal fracturing inter-val, number of fracturing stages/clusters and sand volume are the main engineering factors. Second, in the early production stage of shale gas wells, the produced gas contains liquid with higher water–gas ratios. When gas production rate is lower than the critical liquid-carry-ing flow rate, the effect of bottom-hole liquid loading on gas production rate and wellhead pressure cannot be ignored. Third, it is recom-mended that small tubing (ID≤62 mm) be applied to low-yield wells. When the upward inclined well has low production, skid-mounted drainage gas recovery tools and measures shall be adopted as early as possible to release gas well productivity. And when the downward inclined well has low production, the production method of decreasing tubing pressure shall be adopted to prevent the early bottom-hole liquid loading.Keywords: Shale gas; Production controlling factor; Production performance; Critical liquid carrying flow rate; Development measure; Sichuan Basin; Changning–Weiyuan National Shale Gas Demonstration Region; Weiyuan Shale Gas Field基金项目：国家科技重大专项“页岩气生产规律表征与开发技术政策优化”（编号：2017ZX05037-002）、国家科技重大专项“页岩气地质评价及开发优化技术研究与应用”（编号：2017ZX05062-002）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“四川盆地页岩气建产有利区评价优选及开发技术政策优化研究与应用”（编号：2016E-0611）。
第19卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版)2017年6月四川盆地长宁地区页岩气井压裂效果 影响因素分析及对策研究郑杰(中国石油四川川港燃气有限责任公司，成都610051)摘要:在长宁页岩气开发实践中，通过精细化评层选区、提高优质储层钻遇率和工厂化压裂作业等实现了效益开发。
但现有的开发模式造成强非均质性的页岩气藏单井产量差异大，说明现有认识和技术存在针对性不强的缺陷。
在总结目前长宁地区201井区龙马溪组页岩气井开发效果的基础上，对天然裂缝、施工规模、加砂强度等影响压裂效果的因素开展定量化分析，评价其对压后裂缝尺寸、导流能力、压后产量的影响，为下一步的参数优化和开发方案调整提供依据。
关键词：页岩气；压裂效果；非均质性；天然缝；加砂强度中图分类号:TE 357文献标识码:A长宁201井区页岩气气藏位于长宁一威远国家 级页岩气示范区的核心区域，优质页岩厚度在40 ~60 m ,有机碳含量在2.3% ~3.5%,孔隙度在2.3% ~5. 0% ,含气量在3.2 ~ 5. 6 m 3 /t ,矿物成分中的黏土 含量低、脆性矿物含量高（>60% ),且不含蒙脱石 等水敏矿物。
因此，长宁地区的地质条件有利于大 规模水力压裂的开展，并实现超低渗页岩储层的经 济开发[1_2]。
目前该区块已完成测试的33 口水平井中，测试 产量高于10 x 104 m 3/d 的井为27 口，占到总井数的 81.8%。
现有地质评价结果认为，长宁地区龙马溪 组底部属于优质页岩段，并且该区块I 类储层[34]钻遇率平均达94%，但水平井产量差异大是目前面 临的主要技术挑战。
在采用体积压裂（大液量、大 排量、低砂比、段塞式滑溜水注入)施工模式[5 <后，各压裂段以及各井的产量差异明显，甚至同平台相 邻井也存在较大生产差别，表明较为一致的压裂工 艺参数难以在具有特殊地质属性（如天然缝发育和 地应力异常）的某些井段形成大规模的复杂裂缝网 络和高导流裂缝，工艺参数与地质特征的匹配性需 要开展深入分析。
山 东 化 工 收稿日期：２０２０－０５－１２作者简介：王 禹（１９８９—），河北唐山人，工程师，硕士研究生。
研究方向为非常规天然气地质实验及勘探研究。
四川盆地长宁－威远地区页岩气开采现状及潜力分析王 禹１，２，３，李夏伟１，２，３，孙冬华１，２，３（１．页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川成都 ６１００９１；２．自然资源部复杂构造区页岩气勘探开发工程技术创新中心，四川成都 ６１００９１；３．四川省科源工程技术测试中心，四川成都 ６１００９１）摘要：页岩气是一种新兴的油气资源，获得了国内外学者的广泛关注。
本文介绍了四川盆地长宁－威远地区的地理位置等，分析了该地区的页岩气勘探开发的现状；基于长宁－威远地区下志留统龙马溪组页岩的沉积储层特征、地层构造特征、储层分布特征和有机地化特征４个方面综合分析了页岩气资源的开发潜力。
研究结果表明：四川盆地的长宁－威远地区页岩气储层具有较大的开发潜力。
关键词：四川盆地；长宁－威远；页岩气；开发潜力中图分类号：Ｐ６１８．１３ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００８－０２１Ｘ（２０２０）１４－０１３４－０２ＳｈａｌｅＧａｓＥｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎＳｔａｔｕｓａｎｄＰｏｔｅｎｔｉａｌＡｎａｌｙｓｉｓｉｎＣｈａｎｇｎｉｎｇ－ＷｅｉｙｕａｎＭｉｎｉｎｇＡｒｅａ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎＷａｎｇＹｕ１，２，３，ＬｉＸｉａｗｅｉ１，２，３，ＳｕｎＤｏｎｇｈｕａ１，２，３（１．ＳｈａｌｅＧａｓＥｖａｌｕａｔｉｏｎａｎｄＥｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＳｉｃｈｕａｎＰｒｏｖｉｎｃｅ，Ｃｈｅｎｇｄｕ ６１００９１，Ｃｈｉｎａ；２．ＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＩｎｎｏｖａｔｉｏｎＣｅｎｔｅｒｏｆＳｈａｌｅＧａｓＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＣｏｍｐｌｅｘＳｔｒｕｃｔｕｒａｌＡｒｅａｓ，ＭＮＲ，Ｃｈｅｎｇｄｕ ６１００９１，Ｃｈｉｎａ；３．ＳｉｃｈｕａｎＫｅｙｕａｎＴｅｓｔｉｎｇＣｅｎｔｅｒｏｆＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ ６１００９１，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｓｈａｌｅｇａｓｉｓａｎｅｗ－ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｏｉｌａｎｄｇａｓｒｅｓｏｕｒｃｅ，ａｎｄｉｔｈａｓｒｅｃｅｉｖｅｄｅｘｔｅｎｓｉｖｅｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌａｔｔｅｎｔｉｏｎ．Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ｔｈｅａｕｔｈｏｒａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｃｕｒｒｅｎｔｓｔａｔｕｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎｔｈｅＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｂｙｉｎｔｒｏｄｕｃｉｎｇｔｈｅｇｅｏｇｒａｐｈｉｃｌｏｃａｔｉｏｎａｎｄｒｅｇｉｏｎａｌｔｒａｆｆｉｃｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｏｆｔｈｅＣｈａｎｇｎｉｎｇ－ＷｅｉｙｕａｎａｒｅａｉｎｔｈｅＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ；Ｔｈｅｓｈａｌｅｗａｓａｎａｌｙｚｅｄｂａｓｅｄｏｎｆｏｕｒａｓｐｅｃｔｓ：ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ，ｓｔｒａｔｉｇｒａｐｈｉｃｓｔｒｕｃｔｕｒｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｏｒｇａｎｉｃｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅＬｏｗｅｒＳｉｌｕｒｉａｎＬｏｎｇｍａｘｉＦｏｒｍａｔｉｏｎｓｈａｌｅｉｎｔｈｅＣｈａｎｇｎｉｎｇ－ＷｅｉｙｕａｎａｒｅａＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｐｏｔｅｎｔｉａｌｏｆｇａｓｒｅｓｏｕｒｃｅｓ．ＴｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎｔｈｅＣｈａｎｇｎｉｎｇ－ＷｅｉｙｕａｎａｒｅａｏｆｔｈｅＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｈａｖｅｇｒｅａｔｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｐｏｔｅｎｔｉａｌ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ；Ｃｈａｎｇｎｉｎｇ－Ｗｅｉｙｕａｎ；ｓｈａｌｅｇａｓ；ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｐｏｔｅｎｔｉａｌ 四川盆地是发现页岩气最早的盆地。
长宁一威远区块页岩气压后返排液精确计量技术研究廖刚【摘要】我国页岩气储量丰富,为了实现2020年川渝天然气产量达到300×108 m3,成为国内战略大气区的宏伟战略目标,为“一带一路”和“长江经济带”建设提供强有力的保障,在长宁—威远区块必须加大页岩气勘探开发力度,加速建设长宁—威远国家级页岩气示范区.目前,该区块的页岩气主要采用丛式井组进行开发,已经形成了“整体化部署、拉链式压裂、边压裂边试采、排采一体化”的作业模式,初步实现了工厂化,但是由于平台井数量多,压后返排液量大、返排周期长、流体成分复杂,绝大多数液体计量还停留在传统的手工计量或者根据排液口喷势估算的方式上,势必造成巨大的计量误差,对整个区块的页岩气勘探、开发、生产带来一定的困扰.文章通过在无线数据采集系统上增加新的精确计量模块及现场有效控制,实现无线数采与涡轮流量计的无缝衔接,用于对每口井的返排液进行在线实时、精确计量,为整个区块的开发、部署及生产制度的确定提供数据支撑.【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2019(042)003【总页数】4页(P57-60)【关键词】页岩气;返排液;精确计量;技术研究【作者】廖刚【作者单位】川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院【正文语种】中文页岩气是一种储量高、清洁、低碳的非常规天然气，已成为天然气资源的新宠儿。
为了尽可能开采出天然气，获取更多的工业气流，进行大规模水力加砂压裂对页岩储层进行改造是提高页岩气产量的关键环节。
储层改造的效果又必须通过排液采气作业来进行检验，在整个页岩气开发链中有着至关重要的作用。
而返排液体的计量又是整个排液采气作业的重要组成部分，它的准确计量可以为整个长宁—威远区块排液、除砂、产气等规律的探寻提供重要的数据支撑。
但是由于页岩气平台布井多(通常1个平台6口井)，返排液量大(通常单井返排液超过1 000 m3)，返排测试周期长，这就为液体的准确计量带来了巨大的挑战。
