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川南页岩气地质工程一体化实践成效与认识

中国石油勘探 2024年第3期29卷 81-90页

作者：吴建发曾波黄浩勇崔帅赵圣贤常程苟其勇中国石油西南油气田公司页岩气研究院页岩气评价与开采四川省重点实验室

川南页岩气地质工程一体化技术不仅成功地解决了复杂地质条件下的工程挑战,还显著提高了单井产量和预估最终可采储量(EUR)。概述了川南页岩气地质工程一体化的基本概念、核心内涵及其技术体系,并提出了适用于不同区块不同条件的高产井... 详细信息

川南页岩气地质工程一体化技术不仅成功地解决了复杂地质条件下的工程挑战,还显著提高了单井产量和预估最终可采储量(EUR)。概述了川南页岩气地质工程一体化的基本概念、核心内涵及其技术体系,并提出了适用于不同区块不同条件的高产井培育方法。研究结果表明:(1)所形成的地质工程一体化技术体系为页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施提供了重要的决策依据和指导,有效解决了“压窜”“套变”等瓶颈问题,泸州区块套变率降低了19%,压窜率降低了31%;(2)持续迭代更新地质工程特征认识和一体化模型,可以显著提高设计的精准性、可靠性、吻合性、有效性;(3)实施地质工程一体化高产井培育方法,可大幅提高单井产量,其中长宁区块单井平均EUR提高到1.30×10^(8)m^(3),增幅为26%;渝西区块单井平均EUR提高到1.53×10^(8)m^(3),增幅为36%。高产井培育方法已在川南页岩气的不同区块得到推广应用,并取得了显著的成效,验证了该方法在提升单井产量和经济效益方面的重要性,也可为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。

关键词：川南页岩气地质工程一体化长宁区块渝西区块泸州区块套变高产井

深层页岩在高水平应力差作用下压裂裂缝形态实验研究

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岩石力学与工程学报 2018年第6期37卷 1332-1339页

作者：考佳玮金衍付卫能桑宇曾波向建华黄浩勇中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室中国石油西南油气田分公司工程技术研究院

针对高水平地应力差下的深层页岩开展真三轴水力压裂物模实验,分析其裂缝形态和影响因素。实验结果表明:高水平地应力差下水力裂缝沿垂直最小主应力方向起裂并扩展成横切缝,受层理和天然裂缝的影响会发生穿透、沟通或转向行为,深层页岩... 详细信息

针对高水平地应力差下的深层页岩开展真三轴水力压裂物模实验,分析其裂缝形态和影响因素。实验结果表明:高水平地应力差下水力裂缝沿垂直最小主应力方向起裂并扩展成横切缝,受层理和天然裂缝的影响会发生穿透、沟通或转向行为,深层页岩裂缝形态可以分为4种:单一横切缝、伴随层理开启的多横切缝网,转向缝网和受天然裂缝影响的复杂缝网;水平地应力差的增大会增加水力裂缝的穿透能力;起裂压力越大,裂缝形态越复杂;先注入高黏度压裂液可以形成水平主缝,之后注入低黏度压裂液造分支缝,可以有效提升深层页岩改造体积。该实验结果可以为深层页岩压裂方案设计提供参考。

关键词：岩石力学深层页岩高水平应力差真三轴水力压裂裂缝扩展交替注液

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天然裂缝多特征组合对页岩储层渗流的影响

采矿与岩层控制工程学报 2024年第1期6卷 127-136页

作者：刘建锋何鑫薛福军代晶晶杨建雄黄浩勇侯正猛四川大学水利水电学院四川成都610065 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司页岩气研究院四川成都610051 四川大学中德能源研究中心四川成都610065

页岩气开发需要通过水力压裂技术形成缝网系统,为了研究天然裂缝特征对页岩储层渗流的影响,基于页岩储层中的质量守恒定律、朗格缪尔吸附方程及达西定律等,推导出了用于描述储层压裂区域内气体渗流行为的数学模型;基于该数学模型对引入... 详细信息

页岩气开发需要通过水力压裂技术形成缝网系统,为了研究天然裂缝特征对页岩储层渗流的影响,基于页岩储层中的质量守恒定律、朗格缪尔吸附方程及达西定律等,推导出了用于描述储层压裂区域内气体渗流行为的数学模型;基于该数学模型对引入的嵌入离散裂缝模型进行数值模拟,将模拟结果与已有文献结果,以及与现场实际生产数据进行对比,验证了模型的正确性;并在不同的天然裂缝渗透率、密集度、倾斜角组合情况下进行了页岩储层渗流数值模拟,研究了不同天然裂缝特征组合对页岩储层渗流的影响。研究结果表明:该数学模型能较好地模拟出储层情况,改变天然裂缝渗透率、密集度、倾斜角等参数均对页岩储层渗流行为有明显影响,增加天然裂缝渗透率会加大倾斜角、密集度对储层渗流的影响,对产气量的影响约10%;增加密集度会加大渗透率对储层渗流的影响,减小倾斜角对储层渗流的影响,对产气量的影响约6.3%;增大倾斜角会同时减小密集度、渗透率对储层渗流的影响,此现象可能是由于天然裂缝与水力裂缝交叉位置数量降低所致。该成果一方面可加深对不同天然裂缝特征组合与储层渗流潜在联系的科学认识;另一方面,所描述的天然裂缝特征的影响规律可对设计水力压裂施工方案、提高储层产量提供参考。

关键词：页岩气藏水力裂缝流固耦合天然裂缝数值模拟

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长宁区块页岩气水平井组地质工程一体化

科学技术与工程 2020年第1期20卷 175-182页

作者：黄浩勇范宇曾波赵圣贤常程中国石油西南油气田公司成都610017 页岩气评价与开采四川省重点实验室成都610051

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源量丰富,开发潜力巨大,但页岩储层渗透率极低,无自然产能,属于典型“人造气藏”;必须同时关注储层品质、钻井品质、完井品质,才能获得最大的单井预估最终可采储量(estimated ultimate recover... 详细信息

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源量丰富,开发潜力巨大,但页岩储层渗透率极低,无自然产能,属于典型“人造气藏”;必须同时关注储层品质、钻井品质、完井品质,才能获得最大的单井预估最终可采储量(estimated ultimate recovery,EUR)和最高的采收率。因此,为了应对这一挑战,长宁页岩区块开展地质工程一体化技术攻关,形成了地质建模、地质力学、压裂模拟和气藏模拟等4个专业的多项关键技术。采用地质工程一体化研究技术在长宁A平台开展了现场应用。结果表明:①开展地质工程一体化研究,可以实现地质与工程的有机结合,地质模型为工程优化提供技术支撑,工程实践不断校正地质模型,提高精度;②通过地质工程一体化可以打造“透明”页岩气藏,提高研究区域内地质甜点区和工程甜点区的预测精度;③利用地质工程一体化技术可以实现水力裂缝的精细刻画,定量描述和分析水力裂缝的几何形态、净压力、支撑剂分布和导流能力等关键参数;④建立了网格精度小于10 m的页岩气水平井分段压裂三维数值模型,页岩气井的历史拟合精度得到了较大的提高:单井日产气量拟合程度大于98%;井口压力拟合程度大于80%;产液趋势拟合程度大于75%;累产液量拟合程度大于90%。随着地质工程一体化研究不断实施,长宁地区页岩气产量在过去两年中迅速增长。

关键词：长宁区块页岩气地质工程一体化体积压裂产能模拟

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川南地区龙马溪组页岩储层裂缝特征

工程地质学报 2021年第1期29卷 171-182页

作者：霍健王星皓罗超黄浩勇陈娟尹超赫建明中国科学院地质与地球物理研究所中国科学院页岩气与地质工程重点实验室北京100029 中国科学院地球科学研究院北京100029 中国科学院大学北京100049 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院成都610051

我国页岩气资源储量巨大,四川盆地更是我国主要的页岩气产区。在页岩气勘探开发中一个重要指标便是裂缝,它承载着气体储存和运输通道两大功能。因此了解储层裂缝的微观性质对于判断储层含气量以及开采远景具有重要意义。本文以页岩气主... 详细信息

我国页岩气资源储量巨大,四川盆地更是我国主要的页岩气产区。在页岩气勘探开发中一个重要指标便是裂缝,它承载着气体储存和运输通道两大功能。因此了解储层裂缝的微观性质对于判断储层含气量以及开采远景具有重要意义。本文以页岩气主要产区——川南地区页岩气气田泸201井的岩芯为主要研究对象,以手持显微镜、体式显微镜为主要观察工具,对岩芯进行了细观尺度下的观察,借助于图像软件对岩芯表面进行了图像重构,对储层裂缝的类别及特征、发育特征及矿物特征等进行了统计分析,并成功构建出研究区页岩岩芯二维裂缝模型。通过宏观到微观角度观察研究发现:(1)龙马溪组龙一1亚段1、2小层与五峰组页岩储层裂缝多为裂缝长度/岩芯周长小于25%的短裂缝,平均占比79.8%。(2)龙一1亚段1小层岩芯裂缝发育,其中以平行于层理的裂缝为主,龙一1亚段2小层天然微裂缝数量略低于1小层,而五峰组岩芯仅发现极少量微观可见的天然微裂缝。(3)岩芯表面观测到的主要矿物为黄铁矿、方解石。本文的主要创新点在于通过直观的方法对川南龙马溪组储层页岩的裂缝特征进行了统计分析,对于后续页岩气开采以及储层气体流动分析具有十分重要的意义。

关键词：页岩储层裂缝特征图像重构矿物特征

四川盆地泸州区块深层页岩气地质力学研究及应用

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中国石油勘探 2023年第5期28卷 68-83页

作者：王元杨恒林黄浩勇付利陈刚张恒王子昕郭凯杰中国石油集团工程技术研究院有限公司油气钻完井技术国家工程研究中心中国石油西南油气田公司页岩气研究院

四川盆地泸州区块志留系龙马溪组深层页岩气藏(3500~5000m)是中国页岩气开发的重要接替领域,储层岩石力学特性及地应力的变化导致开发过程中存在钻井周期长、单井产量差异大等难题。开展地质力学研究有助于深化对区块内地应力场的认识,... 详细信息

四川盆地泸州区块志留系龙马溪组深层页岩气藏(3500~5000m)是中国页岩气开发的重要接替领域,储层岩石力学特性及地应力的变化导致开发过程中存在钻井周期长、单井产量差异大等难题。开展地质力学研究有助于深化对区块内地应力场的认识,为页岩气水平井的井位、钻井工程及压裂设计优化提供依据。基于声波测井、诊断性压裂注入测试(DFIT)、成像测井和实验室应力测量数据,利用Petrel软件构建了高精度地质力学模型,明确了区块储层地质力学特征,并探讨了地质力学成果在工程方面的应用。研究结果表明,泸州区块内随着沉积深度变大,杨氏模量逐渐增大,泊松比逐渐减小。龙马溪组储层为异常高压,孔隙压力梯度范围为16.7~21.7kPa/m。泸州区块应力机制以走滑型为主,上覆岩层压力梯度为25.5kPa/m,最小水平主应力梯度范围为18.8~24.5kPa/m,最大水平主应力与最小水平主应力之比的平均值为1.165,储层水平主应力随着杨氏模量和孔隙压力的增大而增大。利用地质力学研究成果,对井位设计、钻井工程中的钻井液密度优化、压裂设计中的分段分簇和施工参数优化进行了指导,Y65-X井实钻钻井液密度优化至1.85g/cm3,实现了造斜—水平段“一趟钻”完钻,钻井周期较邻井缩短67%;指导了Y2-X井精细分段分簇和压裂施工参数优化,测试日产量达到50.69×104m3。研究认为,高精度的地质力学模型和成果可以有效为提高钻井作业效率、提高单井产量和效益开发服务。

关键词：深层页岩气龙马溪组地质力学模型孔隙压力效益开发泸州区块

基于GA-BP神经网络的长宁地区页岩气水平井产能预测技术

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科学技术与工程 2020年第5期20卷 1851-1858页

作者：陈娟黄浩勇刘俊辰曾波杨昕睿中国石油西南油气田公司页岩气研究院成都6100017 中国石油西南油气田公司四川页岩气公司成都610017

准确预测页岩体积压裂井的产能是确定合理开发决策的重要前提。目前页岩气井产能预测主要基于理论模型,需要理想化假设条件和不易得到的参数,导致体积压裂前的产量预测精度不高。为此,通过数据挖掘技术直接从影响产能的参数入手,突破传... 详细信息

准确预测页岩体积压裂井的产能是确定合理开发决策的重要前提。目前页岩气井产能预测主要基于理论模型,需要理想化假设条件和不易得到的参数,导致体积压裂前的产量预测精度不高。为此,通过数据挖掘技术直接从影响产能的参数入手,突破传统理论模型的局限,首先利用灰色关联度确定影响长宁地区57口页岩气水平井压后产量的主控因素及权重,然后基于遗传算法优化的误差反向传播(back propagation,BP)神经网络方法,建立页岩气水平井体积压裂产能预测模型。基于该模型,针对长宁地区已生产井数据开展现场应用。应用结果表明:工程参数主要影响页岩气水平井的初期产量,总有机碳含量(total organic carbon,TOC)、单井百米液量、单井百米砂量、脆性矿物指数等工程参数是影响页岩气水平井测试产量和3个月累产气量的主控因素;TOC、I类储层钻遇长度、孔隙度、含气量等地质参数是影响页岩气水平井1年累产气量的主控因素;基于长宁地区已生产井数据建立的页岩气水平井体积压裂测试产量预测模型的平均误差为8.76%,预测误差同比多元回归模型预测降低了47.79%;基于遗传算法-误差反向传播(genetic algorithm-back propagation,GA-BP)神经网络的产能预测技术具有操作灵活和预测精度高的特点。利用大数据分析和产能预测方法为长宁地区页岩气井的产能预测提供一种新思路,提高了产能预测效率,并有效地指导现场施工。

关键词：页岩气神经网络遗传算法产能预测大数据分析

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中石油深燃加速CNG业务 018

基于断层滑移理论的页岩地层套管变形风险评价方法及应用

21世纪经济报道

作者：梁钟荣黄浩勇

在合资公司成立三年后，中国石油（***）和深圳燃气（***）决心推动其进展缓慢的CNG（压缩天然气）业务。　　 7月16日，中石油广东销售公司一位负责人对记者透露，中石油近期已与深圳燃气达成协议，将在未来扩建深圳的CNG加气站数量，...

在合资公司成立三年后，中国石油（***）和深圳燃气（***）决心推动其进展缓慢的CNG（压缩天然气）业务。　　 7月16日，中石油广东销售公司一位负责人对记者透露，中石油近期已与深圳燃气达成协议，将在未来扩建深圳的CNG加气站数量，项目主要由双方的合资公

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来源： cnki报纸评论

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Applied Geophysics 2023年第2期20卷 209-224,242页

作者：桂俊川桑宇曾波黄浩勇苟其勇黎俊峰徐尔斯钟光海中国石油西南油气田公司页岩气研究院成都610051 页岩气评价与开采四川省重点实验室成都610051 中国石油西南油气田公司成都610051

针对套管变形风险预测难的现状,本文首先建立了断裂的临界扰动压力和激活角度计算方法,然后定量模拟了各类地质力学因素对临界扰动压力的影响规律,最后基于建立的方法预测了X2井的套管变形风险。通过本文研究,得出以下主要结论:断裂的... 详细信息

针对套管变形风险预测难的现状,本文首先建立了断裂的临界扰动压力和激活角度计算方法,然后定量模拟了各类地质力学因素对临界扰动压力的影响规律,最后基于建立的方法预测了X2井的套管变形风险。通过本文研究,得出以下主要结论:断裂的临界扰动压力受到多种因素的综合影响,断裂的临界扰动压力越低,地层发生剪切错动的风险就越高,套管变形的风险越高。不同的断层应力状态,最优势滑移断裂所在的倾向和走向不同。地层孔隙压力越高,断裂的临界扰动压力越低;最大主应力和最小主应力差异越大,断裂的临界扰动压力越低;断裂面的摩擦系数越小,断裂的临界扰动压力越低。X2井最优势滑移断裂临界扰动压力平均值为2.24MPa左右,且全井段存在多处断裂激活显示,井眼套管变形风险较高;当X2井的最优势滑移断裂的临界扰动压力大于4.5MPa时,井眼一定不发生套变;当X2井最优势滑移断裂的临界扰动压力较低,甚至存在断裂激活显示的情况下,井眼不一定发生套变;在存在断裂激活显示的情况下,但没有发生套变的原因可能和地层中不发育断裂或者发育的断裂方向不在激活角度范围内有关。

关键词：断层滑移理论页岩地层摩尔圆临界扰动压力套管变形