摘要：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。

摘要：天然裂缝发育特征分析是深层页岩气勘探开发评价的重要环节,对储层品质综合评价、压裂差异化设计具有指导意义。以四川盆地南部(以下简称川南)泸州区块五峰组—龙马溪组深层页岩为研究对象,综合利用岩心分析化验、水平井成像测井和地震等资料,从岩心天然裂缝描述、水平井成像测井发育特征、水平井天然裂缝与地震预测裂缝带之间的匹配关系等方面进行了系统研究。结果表明:水平井成像测井可准确识别3种天然裂缝类型,即高导缝、高阻缝和微断层;水平井识别裂缝走向与现今最大水平主应力方向一致,裂缝倾角分布规律与处于相同构造部位的评价井直井段总体相似;地震预测裂缝带控制成像测井岩心尺度天然裂缝发育,中强度曲率体裂缝带、低强度曲率体裂缝带、蚂蚁体裂缝带对岩心尺度天然裂缝的影响距离分别为110、80、30~50 m。泸州区块岩心尺度天然裂缝具“双高”特征(倾角高、方解石充填程度高),揭示的水平井岩心尺度天然裂缝发育特征与直井段、地震预测裂缝带之间的对应匹配关系,可为川南地区海相页岩天然裂缝精细表征、储层分类评价和差异化压裂工艺试验攻关方向提供借鉴。

摘要：深层页岩气资源丰富,开发前景广阔,其合理的水平井井间距能同时兼顾单井产能最大化及井间储量的充分动用。为了解决深层页岩气现场试验和数值模拟方法在井距优化时投资及时间成本高,误差大,产能预测评价结果代表性不足等问题,以四川盆地南部泸州区块阳101井区为例,在结合数值模拟和大数据分析技术的基础上,基于不同天然裂缝三维地质模型,确定地质工程、压裂工艺条件下具有概率统计意义的压裂裂缝参数范围,并开展不同裂缝参数组合、不同井距条件下随机产能预测;最后综合考虑单井产能、平台采收率及经济效益,明确了最具代表性的合理井距范围。研究结果表明:(1)基于数值模拟与大数据分析的井距优化技术,能较好地解决天然裂缝特征差异性、压裂缝网参数不确定性对井距的影响;(2)网状缝发育区,井间干扰程度相对低,可适当减小井距以提高井间储量动用程度,设计技术经济一体化井距介于300~350 m;(3)单一方向缝发育区,可适当增加井距以保障单井产能,设计技术经济一体化井距介于350~400 m。结论认为,通过大数据的方法进行合理井距优化,是今后页岩气大数据赋能的重要趋势,该新技术在阳101井区页岩气开发实践中应用效果较好,为深层页岩规模效益开发提供了有益参考。

摘要：针对数值模拟法在水力压裂模拟应用中的存在问题,提出了针对页岩储层压裂的物质点法(MPM)压裂模拟方法,并应用于四川盆地渝西地区五峰组—龙马溪组一段页岩储层。结果表明:模拟的应力方向和应力场差异系数分布与实际测试数据一致,地层压裂应变特征与微地震监测结果吻合良好,模拟结果可信度高;在裂缝发育带(裂缝方向与最大水平主应力方向近垂直),当井轨迹方位与最大水平主应力方向夹角为70°左右时,压裂模拟改造面积最大;在网状裂缝发育区,当井轨迹方位与最大水平主应力方向近垂直时,压裂模拟改造面积最大。文中成果为水平井井轨迹设计和施工参数优化提供了有效的技术支撑。MPM压裂模拟技术的应用,也为减少微地震监测工作量,降低工程成本,提升页岩气开发效益提供了有效途径。

摘要：四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富,但地质、工程条件复杂,页岩气规模效益开发面临着严峻的挑战。为了解决川南地区页岩气"部署设计难度大、优质储层钻遇率提高难度大、复杂缝网形成难度大、单井产量和单井估算最终采收量(EUR)提高难度大"等问题,通过系统梳理和总结10余年的页岩气勘探开发成果,形成了适用于该区的页岩气地质工程一体化高产井培育方法,并开展了现场试验和推广应用。研究结果表明:①所形成的三维地质建模、三维地质力学建模、复杂缝网模拟和产能数值模拟等4项关键技术,为该区页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施、实时调整提供了重要的决策依据和指导,有效提高了页岩气单井产量和EUR;②实施地质工程一体化高产井培育方法,可以大幅度提高长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气单井产量,其中长宁区块井均测试日产量由10.9×10^4m^3提高到26.3×10^4m^3、最高测试日产量达到62×10^4m^3,威远区块井均测试日产量由11.6×10^4m^3提高到23.9×10^4m^3、最高测试日产量达到71×10^4m^3;③推广应用地质工程一体化高产井培育方法,可以实现高产井的"复制",培育了一批EUR超过1.5×10^8m^3、部分超过2×10^8m^3的高产井,其中泸州区块4口深层页岩气井,井均EUR达1.98×10^8m^3。结论认为,所形成的地质工程一体化页岩气高产井培育方法,是破解页岩气规模效益开发难题的有效措施,可以为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。