川南深层页岩气开发实践与面临的挑战.pdf
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1、引用本文:詹国卫,杨建,赵勇,等川南深层页岩气开发实践与面临的挑战石油实验地质,():,():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,李曙光中国石化 西南油气分公司 勘探开发研究院,成都 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
2、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: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;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;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
3、细评价、流体运移规律和建模数模一体化等技术攻关。关键词:页岩气开发实践;开发技术进展;深层页岩气;威荣气田;永川气田;川南地区中图分类号:文献标识码:,:,“,”,“”,“”,:,收稿日期():;修订日期():;出版日期():。作者简介:詹国卫(),男,博士,高级工程师,从事非常规油气勘探开发工作。:。通信作者:杨建(),男,硕士,副研究员,从事非常规气藏工程方面研究工作。:。基金项目:中国石化科技部重点科技项目“威荣深层页岩气立体开发优化技术研究”()资助。第 卷第 期 年 月 石 油 实 验 地 质 ,;,;,:;我国页岩气资源量丰富,根据国土资源部调查评价 结 果,全 国 页 岩 气 技
4、 术 可 采 资 源 量,其中海相、海陆过渡相、陆相,海相页岩气占比,主要分布在四川盆地,主力开发层系为上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组,埋深在 。目前,川南地区埋深小于 的页岩气资源量逾,其中深层页岩气(埋深 )资源量就达,占比,开发潜力巨大。随着 以浅页岩气的规模效益开发,下一个增储上产最现实的主阵地为深层页岩气,威荣气田作为国内首个投入商业开发的深层页岩气田在气藏静动态特征、开发技术等方面积累了大量的实践经验。笔者以威荣和永川气田为例,以深层与中深层页岩气地质特征和动态特征差异性对比为切入点,系统总结甜点评价、钻井跟踪、全周期生产管控和复杂构造区井网优化等开发技术进展,剖析深层页岩气开发面
5、临的主要问题与挑战,提出下一步开发工作的攻关方向与对策,以期对深层页岩气的开发工作有一定的指导作用。深层页岩气概况 地质特征川南地区五峰组龙马溪组受晚奥陶世早志留世构造沉积分异格局的控制,形成于陆棚环境,为一套黑色页岩,是页岩气勘探的主要目标层系(图)。威荣和永川气田的主力开发层系为1.2?1.62.02.01.01.21.2?1 5003 500 m?3 5004 500 m?4 5005 000 m?5 000 m?101?201Y1?1?1?1?2?1?201-H1?104YSH1-1?209?207?202?203?210?1?1Y8Y7Y6Y3Y4?1HF?2HF?1?1?1?4?1
6、?101?63?2?2Y2?7?3?2?1Y5010203040 km图 川南下志留统龙马溪组压力系数与埋深叠合图 石 油 实 验 地 质 :第 卷 五峰组龙马溪组一段,整体埋深介于 ,其中主体埋深超 ,沉积期处于川南深水陆棚环境,为富含有机质的灰黑色、黑色页岩,硅质含量为 ,钙质含量为 ,总有机碳()含量为 ,发育类优质储层,厚度为 。该气藏的原始地层压力为 ,压力系数为 ,地应力 ,水平应力差为 ,脆性指数,应力整体较为集中,易引发套变和压窜。气藏整体具有“一深、一薄、三高、一复杂”的特点(“一深”是指气藏埋藏深;“一薄”是指优质储层厚度薄;“三高”是指高地应力、高水平应力差、高塑性;“一
7、复杂”是指气藏位于地震活跃带附近,应力状态与变化复杂),属于深层、超压、自生自储式连续型页岩气藏,与以涪陵气田为代表的中深层页岩气相比(表),具有埋深大、矿物组分差异大、优质储层厚度薄、超压、高应力 个显著特点,致使开发难度大。生产动态特征川南地区威荣气田和永川气田累计投产页岩气井 余口,根据气液变化特征的不同,可将气井生产周期划分为排液、定产降压和定压降产 个阶段。排液阶段生产周期 个月,初期日排液量 ,平均 ,见气时返排率,平均,阶段返排率;定产降压阶段气井初期配产(),稳产期 个月,单位井口压降产气量(),稳产期末累产气();定压降产阶段气井产量递减符合双曲或调和递减趋势,首年递减率 ,
8、平均,估算最终可采储量()()。受气藏地质特征的影响,川南地区深层与中深层页岩气生产动态特征存在明显的差异性,与中深层页岩气相比,具有开井压力高、返排液量大、稳产期短、单位压降产气量低、产量递减快、返排率高的特点(表)。深层页岩气开发技术进展以威荣气田和永川气田为代表的川南地区深层页岩气自 年产能建设以来,始终以推动气田规模上产和效益建产为目标,围绕“布好井、打好井、管好井”,持续开展关键技术的探索与攻关,在地质甜点评价、钻井跟踪保障、精细地质分段和气井生产管理等方面取得了一些积极进展,形成了一系列开发关键技术。围绕“布好井”,在储层精细评价的基础上,开展了地质甜点评价与井网优化设计研究,形成
9、了地质甜点评价与预测技术、复杂构造区井网优化设计技术。地质甜点评价与预测技术甜点是页岩气中储层品质较好、易压裂改造、经济效益好的层段,对其精准识别和预测是页岩气有效开发、效益开采的关键。针对川南地区威荣和永川页岩气埋深大、矿物组分差异大、纵向表 川南威荣、永川深层页岩气与涪陵中深层页岩气地质工程参数对比 ,地质工程参数中深层涪陵气田深层威荣气田永川气田对比情况埋深 深 大于 页岩厚度 薄 孔隙度 相当含气量()相当沉积微相硅质深水陆棚内灰质深水陆棚外灰质深水陆棚相带略差硅质含量 低 钙质含量 高 黏土含量 高 地压系数高 杨氏模量 低 泊松比高 力学脆性指数低 最小水平应力 高 水平应力差 高
10、 破裂压力 高 第 期 詹国卫,等 川南深层页岩气开发实践与面临的挑战表 川南威荣、永川深层页岩气与涪陵中深层页岩气主要生产动态指标对比 ,不同阶段生产动态指标威荣气田永川气田涪陵气田排液阶段定产降压定压降产初期井口压力 最高日排液量 阶段返排率 初期产量()稳产期 单位压降产气量()稳产期累产气量()首年递减率 返排率 非均质性强等特点,基于“三端元”页岩岩相分类和多尺度多视域储层精细描述技术,创建了深层页岩储层分级评价技术,建立了甜点评价参数指标体系;通过地质工程参数与气井产能的结合,实现了复杂矿物组分、孔隙度、含气量及可压裂性的定量评价,评价精度由 提高到 以上。基于高精度的地震反演及多
11、元参数回归、神经网络预测等方法,提高了页岩、孔隙度、含气量等甜点参数地震预测精度及稳定性,有效描述了优质页岩小层段纵横向甜点参数的展布特征。以高精度反演为基础,从预测模型和岩石力学机制出发,形成了高精度地层压力、脆性、地应力、破裂压力和坍塌压力地震预测及微裂缝综合预测技术,建立了页岩气工程参数预测及应用系列技术,支撑评价、部署实施、压钻分析(图)。复杂构造区井网优化设计技术 复杂构造区地应力精细描述技术地应力研究是石油勘探开发的重要基础研究工作,是支撑开发技术政策和改造工艺技术设计的关键,尤其对于复杂构造区,地应力的精细描述至关重要。基于三维工区,通过(振幅方位各向异性)特征分析,确定裂缝发育
12、方位,建立了地应力预测模型,创建了复杂构造区地应力精细描述技术。威荣和永川气田分属不同的构造区带,地应力存在较大差异,其中威荣气田三维区最大水平主应力方向为北东东向近东西向,工区内在断层两侧局部应力方向有小范围变化,最大水平主应力方向为近东西向,主体区介于 之间,地应力方向受断裂及构造影响大;永川气田三维区最大水平主应力方向为北东东向近东西向。工区内在断层两侧局部应力方向有小范围变化,整体介于 之间。建模压模数模一体化技术在地质建模方面,利用地球物理、测井解释、录井、钻井等资料,采用基于“水平段分层建立虚拟井数据库”的构造建模技术、“随机井震约束”的相控建模技术、“地震反演协克里金方法”的力学
13、参数建模技术、“岩心观察成像测井地震预测”的蚂蚁体微裂缝追踪技术以及基于“有限元”理论的地应力建模技术,形成了一套适用于低缓构造带?图 川南页岩甜点评价与预测技术流程 石 油 实 验 地 质 :第 卷 的深层页岩气三维地质建模技术,纵向模型刻画精度可达 ,属性模型的吻合率高达,地应力模型与井点测井解释结果相对误差小于。在压裂模拟方面,深化压降试井、动态分析与微地震监测的一体化融合,形成了“微地震动态反演”和“动态反演支撑剂体积守恒”两套压裂缝网反演刻画方法,实现了压裂缝网展布形态与属性参数的精细表征。裂缝模型对缝网复杂程度、裂缝长度和高度等关键参数的刻画与微地震监测结果的吻合程度超过,较前期等
14、效模型精度平均提高了。在数值模拟方面,通过实验分析与现场生产动态一体化相结合,实现了深层页岩气由基质微米空间小尺度缝人工缝井筒的全周期运移能力定量评价。为了精细表征不同尺度裂缝的渗流特征,结合流态识别与诊断技术,建立了嵌入式裂缝的“四区”复合模型。基于深层页岩气产液量大、返排率高的特点,为提高历史拟合精度与效率,形成了“分阶段多级控制”历史拟合方法,井组历史拟合时间较前期缩短了,拟合精度提高了。经济技术一体化井网优化设计合理的开发井网是保障气藏高效开发的关键。永川气田地质条件复杂、断裂发育,给开发井网优化设计带来了巨大挑战,井网的高效设计必须要兼顾水平井方位、水平段长度、水平井井距以及水平井距
15、断层的距离。在永川气田产能建设实践的基础上,结合深层页岩气地质建模压裂模拟数值模拟一体化技术,采用经济技术一体化评价的手段,明确水平井轨迹方位与最大主应力方向大于等于,气井测试无阻流量较好;如果井轨迹方位与最大主应力方向小于,测试无阻流量将急剧降低(图)。水平段越长,单井产值越高,段长在 时,净102030405060?/()010302040?/(10 m/d43)0708090100图 川南永川气田井轨迹方位与无阻流量关系 现值达到峰值;段长大于 后,净现值将会急剧降低;水平段长度在 时,技术经济指标最优(图)。水平井距 级断层(断距在 之间)距离大于 时,气井总体测试及生产效果较好(图)
16、;水平井井距越小,采出程度越高,但井距小于 后,井间干扰逐步增强,对 的影响越来越大,建议主体采用 井距(图);在老井附近以及天然裂缝发育区,由于容易发生压窜,建议将井距调整为 。1 2001 3001 4001 5001 600?m/4 0006 00010 0008 00012 0001 1001 8001 7001 900-600-40014 00016 00020 00018 000-2000200400600?/?、?/图 川南永川气田水平井段长与投资、产值和净现值关系 ,501001502002500515102003503004002530453540yx=0.090 8+12.
17、392R2=0.401 1?B/m?/(10 m/d43)图 川南永川气田气井距 级断层距离与无阻流量关系 ,1002003004005006000.50.60.70.80.9?EUR0510152025?/%?EUR/10 m83?m/图 川南永川气田井距与采出程度、单井 关系 ,第 期 詹国卫,等 川南深层页岩气开发实践与面临的挑战“四位一体”钻井跟踪保障技术围绕“打好井”,在构造精细解释的基础上,开展了地质工程一体化的钻井跟踪保障与精细地质分段研究,形成了“四位一体”的钻井跟踪保障技术和“四性合一”的精细地质分段技术。研究表明,水平井优质储层钻遇率越高,气井产能越高。为了提高复杂构造区的
18、优质储层钻遇率,通过“地质物探工程”一体化,形成了“旋转导向随钻方位 元素录井()地震实时校正工程轨迹实时优化”的“四位一体”钻井跟踪保障技术,确保了水平井钻进过程中的精确中靶及优质储层钻遇率。元素录井()结合随钻、方位 计算地层视倾角,判断井轨迹上、下行关系,落实井底钻头位置。对设计靶窗标志点进行精细定量识别研究,明确上、下报警界面随钻、方位、录井元素()及其比值、气测的变化标志,同时在上、下报警界面之上设置二级调整界面,防止井轨迹大幅偏离靶窗。地震结合地质层位判断,预测下步控制点或靶点垂深,进行轨迹优化。通过采用已钻井资料和虚拟井约束,建立精度更高的工区初始深度域速度模型,校正速度体,修正
19、误差,实现构造实时、高效更新,进而提高地层倾角预测精度。这种方法将实钻获取的地质信息与地震剖面相结合,克服了以往静态剖面的局限,实现地震剖面实时更新、随钻较正,提高了物探对后续地层视倾角的预测精度,同时对提前预判钻遇微幅构造情况、提出准确的轨迹调整建议有重要意义。利用旋转导向或滑动导向工具进行水平井轨迹调整。在精细轨迹工程实时优化设计时,由于当前井底位置、井眼方向、待钻设计目标点的位置和井眼方向都是确定的,因此采用非线性规划问题的解法进行优化计算;同时根据动力钻具的使用情况,使优化轨迹的最大变斜率小于现场工具的最大变斜能力,最大变方位率小于现场工具的最大变方位能力,满足现场工具能力的要求。“四
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- 深层 页岩 开发 实践 面临 挑战
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