摘要：研究目的:位于四川盆地的成渝地区正在推进双城经济圈多层次轨道交通的规划建设,四川盆地又被称为“红层盆地”,其特殊的工程地质和水文地质条件给铁路尤其是高速铁路建设带来诸多挑战,本文根据建成和在建的多条四川盆地高速铁路建设面临的主要工程地质问题,以期厘定面向四川盆地高速铁路勘察的工程地质分区。研究结论:(1)基于“区内相似、区际相异”的原则,建立了以区域工程地质条件和主要工程地质问题为影响因子的四川盆地工程地质分区原则;(2)构建了面向四川盆地高速铁路勘察的五大工程地质区,厘清了各大分区周界范围、主要工程地质条件与问题、减灾选线控制因素、勘察重难点等;(3)工程地质分区有利于根据分区特点采取更有效的勘察方法,制定更具有针对性的勘察方案,从源头规避地质风险,实现精准勘察目标;(4)本研究成果对后续四川盆地高速铁路勘察设计工作具有指导意义和推广应用价值。

摘要：体积压裂是实现页岩气商业开发的必要技术手段,但其增产机理和各种辅助增产措施的有效性需要进一步探索。通过页岩酸蚀裂缝渗透率测试实验,探究了碳酸盐矿物含量、酸液类型和浓度、支撑剂对页岩酸蚀剪切裂缝渗透率的影响,并借助CT扫描研究了页岩酸蚀前后的微观孔吼结构变化。结果表明:碳酸盐含量为2%的页岩采用11. 25%HCl+6. 75%HF的土酸配方可得到最佳酸蚀效果,碳酸盐含量为15%的页岩采用浓度为7. 5%左右的HCl酸蚀效果最佳。碳酸盐含量为25%的页岩采用2. 5%左右的HCl效果最佳;若页岩中钙质胶结的天然裂缝发育,应适当提高最优酸液浓度。页岩基质渗透率极低,如果储层中开启的天然裂缝或钙质充填裂缝不发育,即使是高浓度的酸液也不能将岩心驱透。该实验研究成果为页岩储层水力压裂的有效设计提供了更多有价值的信息。

摘要：四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂。为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构。生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本。该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3 d,大幅度提高了钻井技术经济指标。

摘要：2020年中国页岩气年产量已经超过200×10^(8) m^(3),创造了我国天然气发展史上的一个奇迹。四川盆地已经并将继续成为我国页岩气勘探开发的主战场。为了进一步推动我国页岩气大规模高效益开发,在全球新冠肺炎疫情蔓延和国内提出“碳达峰碳中和”目标的新形势下,从资源勘探、气藏工程、钻采工程和产业规制4个方面梳理了四川盆地页岩气勘探开发的进展和挑战,提出了实现页岩气大规模高效开发的对策建议。研究结果表明:①四川盆地页岩气大规模高效开发必须以中浅层页岩气持续稳产和深层页岩气规模建产为基础;②较之于北美地区,四川盆地页岩气勘探开发在地理环境、地质条件、钻采技术、产业规制等方面具有自身的特点,很难复制北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式,因此需要立足于“少井高产”的策略,一方面在页岩气井全生命周期,继续坚持采用地质工程一体化技术,开展“一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代”,另一方面以问题为导向,从地质评价、开发政策、工程技术、产业规制等方面开展持续攻关,完善地质评价理论与技术、创新气藏工程理论与方法、研发降本增效工程技术、健全页岩气产业规制,形成技术要素与非技术要素协同促进的新格局。结论认为,该研究成果对于四川盆地乃至全国页岩气大规模高效益开发具有重要的借鉴指导意义。

摘要：四川盆地内部和盆缘页岩气资源丰富,但由于沉积类型多样、构造复杂,页岩气井压裂测试产量差异大,部分高产井压裂工艺技术推广存在局限性,迫切需要探索和形成针对不同类型页岩气特点的压裂对策和模式。从页岩气高效开发角度出发,通过对比四川盆地已探明页岩气区块地质工程参数特征,依据沉积类型及岩相组合特征、埋藏深度和压力系统,划分出6种类型页岩气:海相中-浅层(深度3500 m)超压页岩气、海相深层常压页岩气、海相新类型页岩气、海-陆过渡相深层超压页岩气及陆相中-浅层超压页岩气。开展数值模拟和实验研究发现:(1)天然裂缝发育及复杂的地应力分布会导致压裂裂缝非均匀扩展和裂缝合并,优化射孔参数和采用暂堵工艺可有效调控裂缝形态,增大改造体积;(2)夹层和纹层影响缝高纵向扩展和支撑剂的运移铺置,提高前置高黏压裂液和小粒径支撑剂用量,有利于裂缝纵向穿层与支撑剂均衡支撑;(3)高黏土页岩强水化作用会导致页岩力学性质劣化和加剧支撑剂嵌入,优化压裂液体系添加剂类型和用量可抑制页岩水化作用。探索并提出了不同类型页岩气水平井体积压裂优化设计原则及工艺技术对策,并应用于丁山复杂构造应力场的深层高压页岩气、林滩场深层常压页岩气、井研-犍为海相碎屑岩新类型页岩气、普光大隆组海-陆过渡相和千佛崖组湖相页岩气开发,提高单井产能显著,为不同复杂类型页岩气高效压裂和效益开发提供经验和借鉴。

摘要：随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。

摘要：五探1井是部署在四川盆地东部达州—开江古隆起上的一口风险探井,主探寒武系、震旦系,设计井深7 570 m。该井志留系以下地层的地质不确定性强、风险度高,寒武系可能钻遇大段膏盐层、纵向上压力系统复杂、预测井底温度达到175℃、井底液柱压力超过140 MPa并含有硫化氢等,给井身结构设计带来了很大的挑战。为此,借鉴国内外盐下超深井钻井的成功经验,在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上,结合该井的压力系统特点、膏盐层蠕变特性,优化设计井身结构,并进行了现场应用。结果表明:(1)基于裸眼段防漏、防喷和防压差卡钻等约束条件,确定井身结构必封点5个、套管层次6层;(2)压力衰竭的石炭系岩性致密,压差卡钻和漏失的风险低,可以不做为必封点;(3)为寒武系膏盐层专门设计一层套管,以实现盐层专打,套管抗挤强度160 MPa预防挤毁;(4)五探1井安全钻达设计地层,完钻井深为8 060 m。结论认为,为实现川东地区盐下安全钻井而确定5个必封点、六开非常规井身结构是合理的,该井的成功完钻为上述古隆起后续深层天然气钻探提供了经验和借鉴。

摘要：目前致密气藏改造存在传统大型压裂与体积压裂两种技术模式,如何选取适合储层特征的改造方式令人困惑。基于对致密气藏、页岩气藏的储层地质特征、渗流特征的分析,阐释了致密气藏与页岩气藏改造理念的差异,提出致密气藏改造方式的选取应以储层地质特征、渗流特征为依据,以最大程度改善储层渗流能力为目标。据此理念,以四川盆地川西地区两套致密气储层为例提出了2种压裂设计方法:对于中浅层上侏罗统蓬莱镇组"叠覆型"储层采用水力裂缝与储层砂体空间展布、渗流能力相匹配的非对称3D压裂设计;对于中深层上三叠统须家河组五段"砂页岩交互"储层采用增加裂缝无序性的体积压裂设计。应用结果表明:采用非对称3D压裂设计方法的水平井压后平均产量较同区水平井提高了41%,该方法适用于对蓬莱镇组气藏的开发;采用增加裂缝无序性体积压裂设计方法的单井压后平均产量为2.25×10~4 m^3/d,该方法为须五段气藏的开发提供了有力的技术支撑。

摘要：基于高温高压条件下页岩物性、三轴应力和甲烷等温吸附等针对性实验,对四川盆地及其周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组深层页岩气富集特征进行研究。结果表明:①深层页岩孔隙度和水平渗透率比中浅层页岩出现较大程度的降低,含气结构以游离气为主。②深层页岩偏应力和轴向应变等参数增大,导致破裂难度增加。③受构造位置和形态、裂缝特征和流体活动期次等控制,深层页岩气保存条件更复杂。④为实现深层页岩气经济开发,深化地质认识是基础,探索针对性压裂改造工程工艺是关键。⑤Metabolograptus persculptus带—Parakidograptus acuminatus带(LM1—LM3笔石带)硅质页岩、含灰硅质页岩是深层页岩气富集高产层段和水平井穿行的有利靶窗,厚度超过10 m的焦石坝、武隆、长宁和泸州等地区是深层页岩气最有利富集区。研究指出深层页岩气勘探应优先在宽缓构造且埋深小于5000 m、LM1—LM3笔石带页岩厚度大于10 m的“深水深层型”页岩气区进行勘探开发部署,开发工程应增加开发井水平段长度,并采用密切割、强加砂、双暂堵等工艺,以最大程度地改造深部页岩储集层。

摘要：经过几年的探索和实践,在四川长宁—威远国家级页岩气示范区内相继完成一批直井和水平井体积压裂改造并获得工业产能,初步形成了自主页岩气储层改造技术,下一步需要探索解决的就是如何通过"工厂化"模式来提高压裂作业效率的问题。为此,介绍了我国第一个页岩气丛式水平井井组长宁A平台的部署情况,针对该平台压裂改造工艺要求和四川盆地山地地形特点,对该平台"工厂化"作业模式进行了优化设计,在国内首次采用"拉链式"压裂作业模式对该平台开展了"工厂化"压裂。通过地面标准化流程、拉链式施工、流水线作业和井下交错布缝、微地震实时监测,实现了每天平均压裂3.16段,最大限度增加储层改造体积,充分体现了"工厂化"压裂对页岩气丛式水平井平台大规模体积压裂改造的提速、提效作用。同时还针对该井组"拉链式"压裂的施工工艺、作业模式、地面配套以及压后初步评价进行了综合研究分析,"拉链式"压裂实践表明:2口井的"拉链式"压裂相对于该地区前期水平井单井压裂作业而言,效率提高78%、增产改造体积增加了50%。