摘要：鉴于非常规各向异性储层水力压裂射孔簇非均匀起裂的科学难题,本文考虑弱面各向异性,射孔孔眼与井筒的应力集中效应的叠加,建立了任意定向井眼与射孔孔眼的应力模型与水力裂缝起裂形态预测的解析模型,研究了垂直缝、水平缝的起裂条件。对罗布区块产量差异最大的两口井进行力学分析,研究结果表明:射孔孔眼周围的应力分布对裂缝起裂压力有显著影响,从而影响了井筒附近裂缝的几何形状。在沿最小水平主应力方向布井且主要处于走滑偏正断层应力状态的Y1井中,未产生气液的主要力学原因是井眼与射孔通道两次应力集中导致近井原位应力场的水平主应力反转,应力状态变为逆断层,近井主要为水平缝,气液运移通道受阻。处于走滑偏正断层应力状态的Y2井中,两次应力集后应力状态变为走滑偏逆断层,垂直缝起裂范围占比75%以上,近井裂缝通道连通性较好,有助于储层气液的运移。本研究可为水力压裂的射孔优化设计提供参考,为现场实际应用提供了最小的起裂压力与最佳井筒—油藏连接通道的射孔方向。

摘要：为了防止天然气管道在运输过程中可能因各种因素发生泄漏,给环境、公共安全及经济带来严重威胁。围绕天然气管道泄漏监测系统的设计与环保安全管理策略展开研究,提出了基于先进传感器技术和数据处理算法的系统架构。通过对传感器选型、数据处理与分析算法、监测平台与界面设计等方面的详细探讨,构建了一个高效、精准的天然气管道泄漏监测系统。此外,还深入分析了环保安全管理中的风险评估与预警机制、应急响应与处置流程,结合实际案例展示了改进措施的成效,并对系统优化和应急管理流程的进一步提升提出了具体建议。

摘要：位干四川盆地南缘的云南昭通国家级页岩气示范区具有强构造改造、过成熟热演化、复杂山地人文的地质特点,页岩气井长水平段储层钻遇率和井眼轨迹平滑控制是影响页岩气产能的重要因素。为此,在分析该示范区内黄金坝页岩气建产区水平井钻井技术难点的基础上,引入了旋转地质导向技术。通过不断探索优质页岩储层展布规律、改进钻井工具性能、优选技术方案,确立了水平井的地质设计定靶点、钻前分析定轨迹、着陆段定曲率、水平段定钻遇率的"四定"工作思路;形成了稳斜探顶、复合入窗的着陆方法和地质模型指导、成像精确定位的轨迹控制技术。现场实践结果表明,旋转地质导向技术使井眼轨迹平滑、优质页岩储层钻遇率达到100%、平均机械钻速提高至10.1 m/h,实现了页岩气水平井优质井身质量和高储层钻遇率。所形成的"双向互动式"页岩气地质工程一体化综合研究和三维地质模型成果可有效指导类似地区旋转地质导向技术的应用。

摘要：对于埋深浅于2000 m特别是浅于1000 m的浅层页岩气藏,国内尚无成功开发的先例。为了给国内首个山地浅层页岩气藏——太阳区块山地浅层页岩气藏(以下简称太阳气藏)的开发提供思路,基于前人的研究成果,结合四川盆地周缘昭通国家级页岩气示范区内太阳背斜地区已有的地震、地质、钻井、录井、测井、测试、分析化验和生产动态等方面的资料,分析了该区山地浅层页岩气的成藏特点,探索了其经济有效开发的技术对策。研究结果表明:①太阳气藏属于复背斜型页岩气藏,具有整体埋藏较浅、面积较大、背斜宽缓、向斜狭窄的隔槽式构造特征,气藏整装连续、规模大,页岩气规模建产稳产资源潜力较大;②不同于中深层页岩气藏,太阳气藏受燕山、喜马拉雅期构造抬升作用的影响,保存条件顶差翼好,页岩气储层天然裂缝发育、水平应力差较小,压力系数低,为常压—微超压气藏;③同一小层背斜顶部伴有常规气聚散特征,即游离气含量相对较高、孔隙度较高、含气饱和度较高;④浅层页岩气具有初始压力低、初始产能低、产量递减率低的生产动态特征。进而以山地浅层页岩气效益开发理念为核心,按照埋深划分出A、B、C三种类型井的设计思路,提出了气藏工程、钻采工程、投资成本控制等经济技术有效开发对策。

摘要：针对四川盆地页岩气水平井在压裂过程中因受到复杂因素导致套管变形、无法应用电缆传输射孔桥塞联作工艺的情况,采用了缝内填砂暂堵分段体积压裂新工艺。采用理论分析的方法并结合技术实践经验,建立了连续油管多簇喷砂射孔参数和缝内填砂暂堵参数优化设计方法,解决了页岩气套管变形水平井ZJ-1井大规模分段压裂的技术难题。现场施工论证和应用效果表明:①页岩气水平井连续油管多簇喷砂射孔缝内填砂暂堵分段压裂技术,可以对储层水平井段进行选择性分段压裂;②可在不使用机械封隔的条件下实现大规模分段压裂且分段效果稳定可靠,压裂作业效率与常规桥塞分段相当;③压裂后井筒实现全通径,可直接放喷测试,节约了占井时间。采用该缝内填砂暂堵体积压裂工艺技术在ZJ-1井实现了14段成功作业,获得同常规桥塞分段相当的SRV有效扩展体积和比同平台邻井更高的产气量,为页岩气水平井分段多簇体积压裂提供了一种新的改造手段与有效的工艺方法。

摘要：昭通示范区太阳浅层页岩气田自规模开发以来,一直存在着较大井距、单一靶体的开发方式所带来的低储量动用率和低采收率的问题,同时也给后期井网加密或调整留下严重的工程隐患。为此,在太阳浅层页岩气田部署实施了TYH11井组小井距立体开发试验井组,以地质、钻井、压裂、试采资料为基础,以水力裂缝模拟和生产数值模拟为手段,对该井组开展“部署—钻井—压裂—排采—产能”全过程的评价。研究结果表明:太阳气田上奥陶统五峰组—下志留统龙一1亚段内Ⅰ+Ⅱ类储层均具有高产条件,具备纵向多靶体动用基础;形成了钻井、压裂、返排测试全过程的工程技术序列,可支撑小井距立体开发井组顺利实施;小井距立体开发方式有效提高储量动用率23.0%、提高采收率11.0%;天然裂缝沟通造成井组内部以及与邻井的压窜干扰,对老井产量造成较大负面影响;邻井组已生产老井周边地应力场变化会加剧井间干扰,建议新投井与老井至少保持380~500m井距。该研究成果为昭通示范区太阳气田浅层页岩气立体开发的推广应用、开发方案设计、开发政策制定和规模效益开发奠定了基础。

摘要：针对四川盆地周缘昭通国家级页岩气示范区黄金坝区块2口页岩气水平井套管严重变形的情况,基于24臂井径套管变形测量、裸眼井径、电阻率电测、钻时及气测录井、固井CBL/VDL及CBL成像等资料,分析引起套管变形位置附近地层的地质与工程特征,利用三维成像分析软件分析24臂井径测量数据并进行三维成像,得到了变形套管的形态特征。研究结果表明:(1)极严重套管变形井段发生在构造裂缝发育区;(2)套管变形形态为上下方向为主的"S"形弯曲;(3)极严重套管变形呈现明显的遭受岩石高角度滑移挤压而横向剪切变形特征。据此提出建议:(1)该区应重点防范由岩石沿裂缝面滑移引起的剪切套管变形,利用产层段构造等值线图,设计井眼轨迹避开地下局部高陡构造的"脊部"或"谷底"位置;(2)利用产层段蚂蚁体分布图预测的裂缝带分布信息,使井眼轨迹沿裂缝带走向钻进;(3)推荐采用免钻磨大通径桥塞或全通径无限级完井工艺技术,避开压裂后常规桥塞钻磨工序,以确保压裂后的各级压裂层都能投产。

摘要：采用滇黔北昭通地区下志留统龙马溪组主力页岩产层岩心,利用核磁共振和CT扫描技术,在围压10 MPa条件下开展岩心水化实验,研究水化作用对页岩储集层岩心孔隙-裂缝结构的影响。结果表明:页岩岩心水化作用不但抵消了由应力敏感引起的渗透率降低,且由于孔隙-裂缝结构扩张、新微细裂缝的产生以及缝间交会,增加了岩心裂缝复杂程度、孔隙-裂缝体积及其连通性,提升了岩心渗透率;水化损伤主要沿层理或原始裂缝发育方向延伸;水化作用对孔隙-裂缝结构较为发育的岩心影响最显著,而对孔隙-裂缝结构发育程度很高的岩心影响相对较小,对纯孔隙型岩心影响最小;页岩岩心水化作用强度受孔隙-裂缝发育程度、黏土矿物含量、脆性指数共同影响。建议根据页岩储集层物性特征,在改造过程中通过设计泵注模式、关井或小油嘴控排等措施优化返排制度,提升改造裂缝复杂程度及其连通性,增强储集层体积改造效果。

摘要：四川盆地南部筠连山地煤层气田是中国南方首个具有商业开发价值的煤层气田,也是中国除沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘之外的第三个煤层气产业基地。为了给我国南方其他地区的煤层气勘探开发提供指导和借鉴,总结了该山地煤层气田的勘探历程及有效开采经验,归纳了其创新形成的地质勘探理论和开采关键技术。研究结果表明:①该煤层气田目前投产井已达450余口,已连续5年年产气量超过1×10^(8)m^(3),煤层气产自于上二叠统含煤岩系,证明了川南地区良好的煤层气勘探开发前景;②该区上二叠统发育30多套煤层,目前主力煤层气产层为C_(7)号、C_(8)号煤层,其合计厚度超过6 m;③煤层气储层平均孔隙度为5.33%,平均渗透率为5.057×10^(-3)mD,主要储集空间为微纳米级孔隙;④明确了构造—热演化、构造形迹、沉积环境、水文地质条件“四元控气”的山地煤层气成藏理论和“宽缓向斜富气”的煤层气成藏赋存模式,向斜核部的埋深大与压应力集中使得其煤储层吸附气量较构造两翼要高;⑤针对云贵川乌蒙山构造形态山地条件下的高煤阶、薄煤层、低渗透率煤层气地质特征,探索形成了适用于山地高煤阶煤层气勘探开发的五项综合评价方法与技术系列,包括构造改造型山地煤层气富气高产优选评价技术、地面地下一体化部署与滚动优化设计实施技术、工厂化优快高效钻完井技术、一体化体积压裂设计与工艺技术、数字智能化精细排采技术,并进行了工业化规模应用。结论认为,川南山地煤层气已经成功实现了规模有效开发和绿色清洁生产。

摘要：基于水平井体积改造理论研究和10年现场应用情况,进一步诠释体积改造的核心内涵,分析体积改造的实现方法、设计模型与关键问题,提出了未来发展方向。研究表明:分簇限流技术能实现多簇均衡扩展,应用"冻胶破岩+滑溜水携砂"复合压裂模式及小粒径支撑剂可降低近井裂缝复杂度,提高远井改造体积;剪切自支撑裂缝与滑溜水输砂能够满足非常规储集层对导流的需求,子井与母井的最优井距应根据压裂模式、规模和压降范围确定,重构渗流场、应力场和改造对象是提高水平井重复压裂效果的关键。缩小井距与簇间距的密切割技术是未来建立"缝控"可采储量开发模式的基础,结合立体式体积改造与地质工程一体化压裂优化设计决策系统,是体积改造技术发展与应用的重要方向。