中国石化页岩气工程技术新进展与发展展望

中国石化在持续完善中深层页岩气工程技术链的基础上,为满足深层页岩气及常压页岩气高效开发的需求,重点开展了基于甜点评价的地质工程一体化设计、随钻地层精细评价、优快钻井、新型油基钻井液、新型弹韧性水泥浆与泡沫水泥浆固井、体积压裂新工艺、新型分段压裂工具、高效压裂液、页岩气测试及产能评价和大型压裂机组研制等技术攻关,初步形成了深层和常压页岩气工程技术链,有力支撑了涪陵页岩气田产能建设和深层与常压页岩气的勘探开发。综述了中国石化页岩气工程技术最新进展,并结合我国页岩气勘探开发需求,提出了进一步完善中深层页岩气工程技术链、继续攻关完善形成深层页岩气工程技术链、发展形成常压页岩气工程技术链的页岩气工程技术发展思路。      

渝东南南川地区东胜构造带常压页岩气勘探开发实践

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。     

川南海相深层页岩气钻井关键技术

川南海相深层页岩气目的层埋藏深、地层温度和地层压力高、岩石可钻性差、优质储层薄,钻井提速与井身质量、页岩坍塌与钻井成本、控时钻进与优质储层钻遇率间的矛盾制约了其高效开发。为此,在借鉴常规页岩气开发经验的基础上,进行差异化的井身结构和井眼轨道设计,采用预弯曲动力钻具组合,优化钻井参数,试验应用垂直钻井技术和气体钻井技术,研制应用高性能水基钻井液,并优化井眼轨迹控制措施,形成了川南海相深层页岩气高效开发的钻井关键技术。该技术在川南地区27口海相深层页岩气井进行了应用,钻井周期缩短了46.0%,优质储层钻遇率达到93.17%。研究结果表明,川南海相深层页岩气钻井关键技术能解决深层页岩气井钻井过程中存在的技术难题,可为国内外类似页岩气的开发提供借鉴。      

深层海相页岩储层精准评价与开发选层的评价体系问题评述

深层页岩是我国页岩气资源进一步发展的潜力目标,勘探开发潜力巨大.深层页岩储层埋深大,地层环境相对极端,高温高压和储层特征的差异导致了压裂开发效果受限,成本显著增加,容错率低,深层页岩的精细评价与精准选层的重要性日益突出.深层页岩宏观均质性增强,但小尺度微观非均质性增强.储层物质组分、孔隙特征、物性和岩石结构等与中浅层页...     

深层常压页岩气工程技术新进展与发展建议

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 ...     

鄂尔多斯盆地延长探区陆相页岩气勘探开发进展、挑战与展望

鄂尔多斯盆地为大型富油气叠合盆地,发育二叠系和三叠系多套页岩层系,陆相页岩气资源丰富。相比较于海相页岩,陆相页岩存在较多特殊性,其勘探开发面临诸多挑战,制约陆相页岩气难以实现经济开采,在地质特征、资源背景及勘探开发技术等方面对鄂尔多斯盆地页岩气勘探开发实践中取得的成果进行归纳,对目前的技术难点进行分析,以期在陆相页岩气发展进程中,有效利用机遇及时应对挑战。综合分析认为:延长探区陆相页岩厚度、有机碳含量、成熟度、含气量等参数达到国家标准规定的页岩气有利层段参数下限标准,具备页岩气成藏地质条件;陆相页岩气在宏观和微观非均质条件控制下,相态和规模上具有差异性富集特征,存在吸附成藏和吸附+游离复合成藏两类成藏模式,不同成藏机理指导陆相页岩气有利区优选及页岩气井生产。陆相页岩气勘探实践中形成多项关键配套工艺技术,建立起适用于强非均质性陆相页岩的测井评价方法,研发出适用于陆相页岩的水基钻井液体系和系列钻完井配套技术装备,形成CO_2压裂技术体系和井场废液回收处理—利用技术。同时,面临精细"甜点"预测、钻井提速提效、压裂环保增效、降低成本等诸多挑战。目前中国陆相页岩气仍处于勘探开发初期,成本高,初期产量低,还需通过开展陆相页岩气勘探开发先导性试验,实现科技突破,形成资源接替,促进陆相页岩气产业取得经济效益。     

川南深层页岩气旋转导向钻井技术瓶颈的突破

川南泸州区块龙马溪-五峰组页岩气储层埋深大、温度高、地层孔隙压力高、甜点地层高硅高钙,导致储层钻井效率低、周期长。自2019年至今,通过旋转导向配套工具的应用,满足了深层页岩气甜点靶体精确地质导向轨迹控制的工程技术要求,但较高的工具失效率(56.4%)与较长的钻井周期(平均111 d),成为制约深层页岩气高效开发的工程技术瓶颈。为提高钻井效率,优选了目前应用率高、钻井效果好的斯伦贝谢公司旋转导向工具开展深层页岩气学习曲线研究,为深层页岩气制订了提速提效技术方案。现场实施结果表明:提速提效技术方案的应用大幅提高了储层钻井效率,与标准页岩气旋转导向钻具组合应用阶段相比,调整完善阶段Ⅰ类储层钻遇率由90.4%提升至92.7%,铂金靶体钻遇率由58.8%提升至82.1%;四开平均机械钻速由5.58 m/h提升至6.17 m/h,钻井周期由54.89 d缩短至50.54 d。该技术方案对于加快川南深层高温高压页岩气勘探开发和产能建设具有重要意义,可以帮助作业者在深层页岩气储层钻井作业中提高钻井效率并缩短钻井周期。     

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发领域与技术攻关方向

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发成果显著,自新场气田发现以来,勘探开发领域逐步扩大,储量和产量快速增长。地质理论认识深化与关键技术进步是推动天然气勘探开发大发展的主要动力。中国石化探区天然气资源丰富,有利目标类型多,常规天然气整体探明程度为16%,页岩气勘探尚处于初期阶段,根据HCZ模式预测,中国石化探区天然气（含页岩气）勘探开发仍将快速发展,具备年均新增探明天然气地质储量(1 600~2 000)×10⁸ m³的潜力。围绕页岩气、海相碳酸盐岩天然气、陆相致密砂岩气等领域的高效勘探开发,需要加强深层海相页岩气增产降本的钻完井、压裂技术攻关,以及陆相、海陆过渡相页岩气资源潜力评价和勘探开发适应性技术准备,加强深层超深层礁滩相碳酸盐岩储层、风化壳储层预测和超深井高效钻井、压裂测试技术攻关,加强陆相致密砂岩气地质—测井—地震一体化甜点预测和低成本直井多层压裂技术攻关。     

川南深层页岩气开发实践与面临的挑战

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...     

浅层页岩气高效勘探开发关键技术——以昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区为例

昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区浅层页岩气赋存与产能潜力受控于富有机质页岩储层厚度、物性、顶/底板封闭性、含气性及可压性五大地质要素,气藏显现出吸附气含量偏高、地层弱超压、初期产量相对偏低、气井产量稳定、递减率低等特征。通过创新集成,形成了浅层页岩气甜点选区评价技术、产能目标导向高效布井技术、国产近钻头地质导向技术、安全高效优快钻井技术、浅层页岩气体积压裂与精细控压排采等高效勘探开发关键技术,建立了太阳背斜区浅层页岩气开发示范基地,推动了昭通国家级页岩气示范区浅层页岩气勘探开发进程,引领了四川盆地以外中国南方复杂构造区海相山地浅层页岩气勘探开发进程。     

压裂改造技术在页岩气储层中的应用

目前水平井完井、大规模分段压裂改造已经成为实现页岩气商业化开发的主体技术措施.页岩储层根据其岩石矿物类型和天然裂缝发育程度不同可以定性地分为脆性页岩和塑性页岩,在脆性页岩地层中压裂液主要有减阻水或减阻水+线性胶体系,塑性地层中一般采用高黏度交联冻胶、泡沫压裂液体系等.经过30年的发展,北美页岩气已经实现了效益开发,而国内页岩气勘探开发则刚刚起步,尚处于勘探评价阶段.W201井是国内第1口为勘探页岩气钻的井,其基质渗透率极低(0.00018×10-3μm2),脆性矿物含量较高,裂缝较发育,吸附气含量较高.结合国外页岩气开发经验,通过对W201井储层评价、液体优选、工艺措施优化,成功实现了页岩储层大规模减阻水压裂施工,标志着国内在页岩气压裂施工工艺、液体体系、裂缝监测等方面实现突破.     

陆相页岩油甜点地质特征与勘探关键技术——以沧东凹陷孔店组二段为例

页岩油气等非常规油气资源已成为油气勘探开发的重要接替领域。渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段（孔二段）陆相页岩油十分丰富，但面临着构造复杂、储层非均质性强、埋深大等难题。在进行635.8 m系统取心、厘米级精细描述和上万块次分析联测的基础上，开展了页岩油成藏地质特征与勘探关键技术的攻关研究，形成了"选准甜点区、打准甜点段、压准甜点层、测准裂缝区"的"四准"技术。研究结果表明，孔二段陆相页岩层系可划分为长英质页岩、含灰白云质页岩和混合质页岩，矿物成分多样，层理结构发育，源岩品质好，热演化程度中等，储层致密但微孔缝发育，含油饱和度高，脆性矿物含量高，展示了孔二段页岩油具有良好的勘探前景。通过沉积学研究、总有机碳含量及镜质体反射率评价、脆性矿物计算、地震融合反演等综合评价确定了孔二段I类甜点面积为126 km²，指导了GD1701H井和GD1702H井的水平井井位部署；通过"精细标定追小层、精细反演定箱体、精细落实保入窗、实施调整追甜点"等措施确保了两口水平井96%的甜点钻遇率；通过"一优五高"选点实现了压裂段簇的差异设计；微地震及电位法监测结果表明，体积压裂改造形成的压裂缝长300~400 m、高120 m，缝控体积约0.07 km³，两口水平井最高产油量分别达66 t/d和53 t/d，实现了页岩油缝控储量的有效动用。孔二段页岩油勘探实践表明陆相页岩油效益勘探开发潜力大，"四准"技术是页岩油高效动用的关键。     

元坝气田HF-1陆相深层页岩气井分段压裂技术及效果

陆相深层页岩储层的改造难度比普通浅层页岩储层更大,其主要的改造措施是以水平井加上大型分段压裂为主。元页HF-1井便是四川盆地元坝气田的1口陆相超深页岩气水平探井,完钻斜深4 982m,垂深3 661.80m。为此,在分析陆相超深页岩储层改造技术难点和试验研究的基础上,优选出一套适用于本井储层改造的技术方案:采用自主研发的复合压裂液和压裂工艺技术,进行大排量、高砂比、大砂量、多级可钻式桥塞封隔分段压裂改造。除第一段采用连续油管射孔、光套管压裂外,后续各段均采用地面泵送"电缆+射孔枪+可钻桥塞"工具串,入井至预定位置,电缆点火座封、桥塞丢手后上提射孔枪至射孔位置进行射孔,随后进行分段压裂,施工结束后快速钻掉桥塞进行测试。现场实践结果表明:超深页岩气储层压裂达到了"一天两段压裂"的目的,刷新了施工排量最大、单段加砂量最大、平均砂比最高、钻塞时间最短等17项国内页岩油气井压裂作业施工技术指标。该井的储层改造成功为以后国内深层页岩气水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

页岩气地质工程一体化导向钻井技术

为最大限度地挖掘页岩储层潜力,提高水平井勘探开发效果,研究应用了页岩气地质工程一体化导向钻井技术,包括:在深化页岩储层认识和准确预测"甜点"的基础上,建立了精细三维地质模型;根据三维地质模型提取的地层参数进行井眼轨道优化设计;采用储层预测技术,落实目的层微构造变化,从而为水平段井眼轨迹预测提供地质依据;采用地质目标跟踪及轨迹调整技术,准确预测井底钻头位置,估算真实地层倾角并实时修正地质模型,确保井眼在储层中合理位置延伸。地质工程一体化技术在四川盆地NH2-4井进行了应用,确定水平段位置距优质页岩底界35.00 m,校正真实地层倾角为6.48°,实时修正地质模型并调整井眼轨道设计参数,实现优质储层钻遇率94.5%。研究结果表明,页岩气地质工程一体化导向钻井技术,为页岩气开发提供了实用可行的集成技术。      

页岩气研究中应注意的问题

中国页岩气研究起步较晚,各沉积盆地中含气页岩层段经历了复杂的构造运动和沉积演化,其地质特征、赋存状态、含气性与北美成熟页岩气相比具有明显的差异;因此,须解决页岩气勘探开发中的诸多地质及工程问题,建立适用于中国页岩气的资源评价体系。在明确页岩气概念的基础上,对中外页岩气特征差异性对比、页岩气勘探开发中地层水的赋存及渗流机理、页岩气成因类型与压裂效果的关系以及含气页岩储层评价等问题进行探讨;指出中国页岩气地质特征较北美地区复杂,页岩孔喉中地层水渗流机理尚不明确,页岩压裂效果与天然气成因密切相关;建议借鉴常规（致密）砂岩气藏储层分类评价方法,对不同沉积体系下的页岩储层进行分类评价,以寻找页岩气“甜点”,从而实现对中国页岩气资源合理、有序地开发和利用。     

四川盆地页岩油水平井“测定导”一体化技术应用

四川盆地侏罗系页岩油气埋藏浅、保存条件好、地层压力系数高、发育层系多,具备立体勘探优势。大安寨段和凉高山组主要为特低孔隙度、特低渗透率致密储层,常规手段难以实现经济有效开发。为了提高页岩油优质储层钻遇率,有效降低施工风险,开展了“测定导”一体化技术创新与实践。以LA1导眼井岩心、岩屑资料为基础,综合分析四川盆地中部大安寨段页岩储层中矿物组分含量及孔隙度、TOC、渗透率等物性参数,确定页岩油水平井地质与工程甜点。通过井震结合、精细地质建模,探索优质页岩储层展布规律,优选水平井目标箱体,优化随钻地质导向工具及钻具组合方案。利用水平井轨迹优化设计与控制技术,结合地质模型与随钻自然伽马数据,动态实时跟踪与钻井轨迹调整,页岩油水平井优质井身质量和箱体钻遇率获得有效提高,并为压裂分段分簇奠定良好基础。技术应用后,四川盆地大安寨段页岩突破了出油关。     

渝东南南川地区常压页岩气示范井应用评价及推广效果

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。...     

页岩气开发地质理论创新与钻完井技术进步

页岩气的开采是全球能源史上里程碑式的进步。回顾美国页岩气从勘探到商业化生产的发展过程,可以证明页岩气的成功来自于地质理论认识的创新和先进的钻完井技术的完美结合。地质上将页岩从单纯作为烃源岩到可作为烃源岩,及对盖层和储层的认识,改变了人们对页岩气系统中页岩功能的认识。其他地质相关的理论进展,如页岩气来源、储集空间、在地质历史和构造沉积域的分布、岩相、地球化学、地球物理、矿物、岩石物理、岩石力学和原位页岩气储量等,使人们认识到超大规模页岩气储量的存在是开采该类非常规能源的基础。地质认识的进步、天然气需求的增加和高价的耦合,促进了钻井和压裂技术革新。工程技术上的革新,包括滑溜水/轻砂压裂、水平井多级压裂、重复压裂、同步和顺序压裂等,及页岩储层改造中压裂液配方选择和水力压裂设计等。详细的地质研究可以确定页岩气地质上的甜点,进一步结合详细的岩石物理、岩石力学、不同矿物脆性及和可压裂性的研究,才能找到页岩气开发首选的地质和工程相叠合的甜点区。地质和工程紧密结合是未来全球页岩气勘探和开发的趋势。      

页岩气“甜点”评价与预测——以四川盆地建南地区侏罗系为例

该文提出了页岩气"甜点"评价体系、关键步骤及核心参数评价法和标准,并以四川盆地建南地区侏罗系为例,应用该评价体系,研究了页岩气储层"甜点"基本地质特征,预测了"甜点"分布规律,提出了勘探评价井部署井位,并取得了良好的效果.研究表明:1)与常规油气评价不同,非常规页岩气评价及勘探开发需要采用地质与工程一体化评价方法,综合集成地质、地球化学、石油工程、岩石力学和油层物理等多学科的成果,综合评价;2)建页HF-1井长水平段压裂成功显示建南地区侏罗系页岩气具有良好的开发前景;3)制作页岩厚度、ω(TOC)等值线、R_o等值线、页岩埋深等多因素叠合综合分析图件,对页岩气有利"甜点"预测和勘探开发部署具有很好的指导作用.      

页岩气立体开发理论技术与实践——以四川盆地涪陵页岩气田为例

针对涪陵页岩气田焦石坝区块一次井网储量动用率和采收率偏低、开发层系无明显隔层、分层开发难度大的问题,基于页岩气富集高产主控因素认识,研究了页岩气储集层精细描述与建模、立体开发技术政策优化、密织井网高效钻井和精准压裂与实时调控等页岩气立体开发理论技术。立体开发的内涵是基于页岩气的沉积特征、储集特点和甜点分布,应用优快钻井、体积压裂技术,在多维空间改造形成“人工气藏”,实现页岩气开发的储量动用率、采收率、收益率最大化。在页岩气立体开发研究过程中,地质工程耦合甜点描述是基础、天然裂缝与人工缝网的协同优化是关键,钻井及压裂工程提速提效是保障。通过实施立体开发,涪陵页岩气田焦石坝区块整体采收率从12.6%提高到23.3%,为气田持续稳产上产提供了重要支撑。