摘要：威远区块是四川盆地页岩气开发的主战场之一,四川盆地威远区块威202A平台为早期投产平台,其上半支3口井在志留系龙马溪组龙一1^(1)小层钻遇率低,开发效果不理想。为了提高气藏采收率,最大程度动用储量,通过运用优势层位动用潜力和可采储量开发潜力分析等技术,开展了资源潜力立体开发评价和技术对策研究,部署了W形立体加密井网,提出了储层改造难点的应对措施。研究结果表明:①提出了以龙一1^(1)小层为目的层,在平台上半支原有井之间加密部署实施3口水平井建议;②针对立体开发目标,加强地质导向跟踪,加密井水平段在龙一1^(1)小层钻遇率平均达90.2%以上;③运用控制压裂规模、差异化设计和压前邻井提前关井恢复压力及压中暂堵转向等手段,提升裂缝复杂程度,并避免邻井被压窜;④微地震监测和数值模拟等证实加密井有效动用龙一1^(1)小层地质储量,且3口井测试产量较原老井大幅度提升。结论认为,形成的立体开发技术和对策,经实践检验,效果显著,为页岩气藏立体开发和提高储量动用程度提供了有益借鉴。

摘要：四川盆地自四川盆地龙岗气田投产以来,部分气井出现了由螺纹泄漏造成的油套环空异常带压现象,异常带压值过大将会影响正常生产,一旦超过允许值将诱发安全事故。为避免新投产井出现此类现象,在调研国内外气密封螺纹技术发展的基础上,结合该气田特点进行了螺纹气密封难点分析、上卸扣和交变载荷(拉、压、弯曲)气密封性室内实验评价,以及现场施工控制技术的研究与应用。室内评价结果表明:Ф88.90×6.45mm SM 2550—125VAM TOP扣和Ф73.02×5.51mm BG 2830—110BGT1扣满足该气田不同工况条件下油管柱气密封性能的要求。现场应用结果表明:油管柱密封完整性不仅受到扣型优化选择、管柱结构设计、井下工具选择、施工工艺、不同工况载荷等因素影响,还受到现场操作质量(如现场上扣操作和扭矩控制等)的影响,氦气气密封检测是确保油管柱密封完整性的有效控制措施。建议在该类气井推广应用VAM TOP、BGT1扣和气密封检测技术,同时注重对其他控制措施如油管钳扭矩标定、专用上扣工具的研究,以及优选下油管专业队伍和加强操作监督等。

摘要：中国石油化工股份有限公司威远页岩气勘查区块的构造位置位于四川盆地威远古隆起与自流井背斜所夹持的白马镇向斜,该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段为深水陆棚相暗色富有机质页岩沉积,地球物理测井岩电特征纵向差异明显,储层非均质性较强。为了指导该区页岩气水平井靶窗优选及钻井轨迹跟踪调整,基于测井小层划分、岩心纹层精细刻画、高精度地球物理预测以及沉积微相成因分析等方法,通过细化储层分类评价其参数指标,预测页岩气储层"甜点",在此基础上进行水平井靶窗优选及轨迹设计,进而评价水平井靶窗对页岩气产能的影响。研究结果表明:①该区五峰组—龙一段底部优质页岩段发育3种类型的纹层,纵向上交错叠置,反映了沉积环境和储层品质的微观差异;②可以将该区的页岩气储层划分为优质储层、较好储层、一般储层和差储层;③龙马溪组底部2—31小层为生物成因沉积微相,储层具有高有机碳含量、高孔隙度、高脆性指数、高含气性、低地应力差值等"地质+工程"甜点的特征,确定其为优质储层段;④实钻结果表明,水平井靶窗位置的选择对于单井页岩气产能的影响较大,优质储层钻遇率是获得页岩气高产的关键地质因素。该研究成果支撑了页岩气产能评价工作,为该区块实现页岩气商业开发奠定了基础。

摘要：2023年6月,中国石油天然气集团公司(以下简称中国石油)自主开发的首个特高含硫气田——TSP气田全面达产,开启了中国特高含硫气田跨越式发展的崭新里程碑,DKH—QLB特高含硫气田正处于全面建设阶段,至此四川盆地特高含硫气田勘探开发步入全新阶段。为实现特高含硫气藏的安全清洁高效开发,中国石油西南油气田公司坚持自主创新,以TSP气田、DKH—QLB气田产能建设为依托,在特高含硫气田高效高产开发、地面集输、天然气净化、腐蚀防护、安全环保、数智化建设等方面持续探索和实践,取得中国特高含硫气田开发关键核心技术的新突破。研究结果表明:①高陡构造高精度地震成像及地层模型重构技术,实现了60°陡倾角地层构造样式恢复,进一步建立高产井部署模式,开发井均获百万立方米天然气高产;②“评价—设计—管控”三位一体井控技术、复杂地质环境优快钻完井技术、高产高效益建井关键配套技术和全生命周期井完整性保障技术,保障了特高含硫气田井工程的安全高效建设;③形成包括气液混/分输工艺、材质评选及缓蚀剂防腐、有机硫深度脱除及尾气超低排放、全面施工质量控制、多重联锁保护和多级紧急截断的特高含硫气田地面工程技术体系,支撑了地面系统安全高效平稳运行和清洁生产;④建立了中国特高含硫气田最严格的安全防护距离及应急管控系统,形成含硫气田水闪蒸气增压回收技术,实现站场闪蒸气零排放,保障了特高含硫气田的安全清洁高效开发;⑤储层—井筒—地面元素硫沉积预测及防治技术,实现储层—井筒—地面元素硫沉积的有效预测,解决了元素硫沉积堵塞的难题,支撑特高含硫气田长期稳产;⑥优化了数字化交付标准,打造了生产全系统的数字孪生体,建立了融合开发生产上下游一体化模型和多场景智能工作流,构建了智能管理平台,提升了特高含硫气田开发生产管控水平和工作效率。结论认为,特高含硫整装气田取得的关键技术创新,支撑了四川盆地TSP气田、DKH—QLB气田等特高含硫气田的产能建设,为中国特高含硫气藏安全清洁高效开发提供了借鉴,为保障国家能源安全作出了重要贡献。

摘要：城市化引起的气温上升是土地覆盖变化影响区域气候的重要体现.本文采用“观测资料减去再分析”(Observation Minus Reanalysis,OMR)的方法估计四川盆地和周边地区下垫面城市化改变对夏季地面2 m气温变化趋势的影响.设计了不同城市化下垫面扩展变化的WRF模拟试验,对1998—2012年四川盆地及周边区域夏季逐日平均温度和日最高最低气温进行模拟.在检验模式模拟性能的基础上,利用OMR方法类似的思路定量探讨城市化下垫面对地面气温变化趋势的可能影响.结果显示,(1)基于站点观测资料的OMR分布表明成都、重庆地区的城市下垫面对夏季升温的影响可达0.1℃·a^-1;(2)WRF试验模拟的结果与实际观测接近,能较合理刻画出该地区夏季温度的平均分布及时间变化特征,可以用于该地区城市化区域气候效应的研究;(3)不同城市化进程的模式模拟试验中气温变化趋势的差值与基于站点观测的OMR方法计算得到的结果类似,都证明了重庆和成都的城市下垫面对地面2 m温度的升高具有显著影响,其中在日内低温的表现尤为突出.

摘要：压裂改造甜点的准确识别是页岩气储层水力压裂实现经济产能的关键之一.以四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组一段页岩为研究对象,考虑储层成层性、脆性矿物和天然弱面发育特征等压裂改造关键影响因素,引入综合脆性指数、储层层理与裂缝指数和缝网扩展指数,整合为缝网压裂甜点指数,建立四川盆地龙马溪组页岩气缝网压裂改造甜点识别方法.研究表明:储层层理与裂缝指数介于0.5~0.6之间,综合脆性指数介于0.55~0.6之间,缝网扩展指数大于0.6,缝网压裂甜点指数大于0.55的储层,层理发育明显、基质碳酸盐矿物较多、天然裂缝发育适度且充填程度高的页岩可获得较好压裂改造效果,最具改造潜力,能有效改造储层实现缝网压裂,是体积压裂改造的甜点.研究成果与矿场微地震监测和产气剖面解释结果较为一致,对储层压裂改造的选层选段和压裂方案设计具有理论支撑和现场指导意义.

摘要：基于露头、岩心、薄片及地球化学分析,对四川盆地中部中二叠统茅口组白云岩成因进行了研究。茅口组白云岩按宏微观组构可分为镶嵌状细晶白云岩和半自形—自形的硅质细晶白云岩,其地球化学特征差异明显。成因分析发现,晚二叠世龙潭组沉积早期,基底断裂沟通不充足的幔源和海源流体进入岩溶系统,与封存的壳源流体不同程度混合;在疏松多孔洞的岩溶系统内,充填的碳酸盐砂云化形成半自形—自形白云石;不充足的幔源热液与先期岩溶系统中流体混合,主要叠合改造先期岩溶系统中形成的孔渗性能优良而热液量相对充足区域,可导致灰岩角砾和围岩白云石化,形成他形镶嵌状白云石;后期因龙潭组沉积增厚使岩溶系统封隔,深部不充足的幔源热液与先期岩溶系统中流体混合,主要叠合改造先期岩溶系统中形成的孔渗性能优良的白云岩,而对较致密的他形镶嵌状细晶白云岩影响较小,从而形成了两类岩石学和地球化学特征差异明显的白云岩。结果表明,白云岩优质储集层和储渗体的形成主要与大陆型早成岩期层控岩溶相关,因此针对中二叠统茅口组的勘探应转变为按岩溶型储集层勘探的思路。

摘要：四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩储层地层时代老、埋藏深度大、热演化程度高,勘探开发难度大,国内外尚无可直接借鉴的经验。为此,基于地质工程一体化理念,探索建立筇竹寺组“部—钻—压—采”一体化高产井培育关键技术体系:(1)一体化井位部署,深化筇竹寺组“裂陷槽控藏”认识,明确优质储层分布模式,明确高产井实施技术界限,支撑井位优化部署;(2)一体化钻录定导,基于地质工程参数综合评价,优中选优确定靶体,优化井轨迹,强化地质钻井一体化精细管理,保障优质储层钻遇率;(3)一体化压裂增产,基于一体化压裂模型优化压裂设计,形成“促复杂+扩体积+强支撑+防套变”压裂工艺,有效实现裂缝均匀开启、高效扩展、全域支撑及储层改造体积最大化;(4)一体化精细返排,形成“四因子”返排增产技术,结合精细排采分析平台,实现降低储层伤害与气井增产“双突破”。基于上述技术体系,资201井首次在国内寒武系4500m以深的页岩储层测试获得高产工业气流,威页1H井成功实现高产井复制,初步落实埋深5000m以浅有利区面积近3000km^(2),资源量近2×10^(12)m^(3)。所形成的高产井培育技术和方法,为破解寒武系超深层页岩气规模效益开发难题奠定了坚实基础。

摘要：四川盆地超深层海相碳酸盐岩油气资源丰富,是寻找特大型油气田、开拓油气增储上产新领域的重要方向,但超深层钻完井面临地层条件更加复杂、井筒环境更加极端等工程技术挑战。为进一步指导万米特深井的安全高效钻探,通过梳理超深层钻完井技术难点,系统总结了四川盆地超深层钻完井关键技术,并提出了下步钻完井技术的发展建议。研究结果表明:①形成的超深复杂地层三压力预测监测技术精确预测了复杂地层压力系统及地应力场分布,准确刻画断层、裂缝、溶洞等展布规律,结合非常用井身结构拓展技术,提高了井身结构设计应对复杂地层钻探的能力;②形成的钻—测—固—完全过程精细控压技术,解决了超深井、特殊复杂井钻井液安全密度窗口窄导致“溢漏共存”、固井质量低等难题;③研发的高效钻头与大扭矩螺杆、扭力冲击器等抗高温提速工具,解决了深部难钻地层钻井钻头易磨损、破岩效率低的工程难题;④研发的抗高温钻井液体系提升应对高温深井的钻井液技术保障能力,升级第二代韧性水泥,解决了工作液抗高温能力不足等难题,保障超深井建井质量。结论认为,超深层钻完井技术的发展与进步,使得深井钻深能力突破9000 m已经成为现实,形成的关键技术有力地支撑了四川盆地超深层油气资源的高效勘探开发,对于万米特深层科学钻探和油气增储上产新领域拓展具有重要技术支撑作用。

摘要：四川盆地泸州北区深层页岩储层受多期构造运动的影响,构造条件复杂、地应力变化快的特征,导致其预测难度大。鉴于此,针对性地提出了一种基于叠前各向异性反演的地应力地震预测技术,在贝叶斯理论框架下,利用各向异性AVA(Amplitude Versus Angle,振幅随入射角变化)方程构建叠前AVAZ(Amplitude Versus Azimuth,振幅随方位角变化)反演方法,从叠前偏移距矢量片(Offset Vector Tile, OVT)道集出发,反演获得页岩储层的弹性参数与各向异性参数;同时,推导了基于裂缝密度和泊松比表示的水平应力差异比(Differential Horizontal Stress Ratio, DHSR)计算公式,用于估算储层的DHSR。利用该方法对四川盆地泸州北区五峰组—龙一1亚段深层页岩气开展DHSR预测,并划定了页岩气勘探开发的有利区,为研究区的评价部署、井轨迹设计及储层改造等提供可靠的地球物理依据。