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1、四川盆地页岩气藏完井方法研究整理了我在毕业答辩时的一些关于页岩气开发的文档与这方面研究的朋友共同分享。尊敬的各位评委，大家早上好！我汇报的毕业论文题目是四川盆地页岩气藏完井方法研究。美国页岩气开发获得了巨大的商业成功，barnett页岩气藏开发的成功经验能不能在中国页岩气藏开发中得到成功复制，带着这样的问题，很高兴有机会和各位评委来探讨四川盆地页岩气藏完井方法研究的相关内容。我主要从7个方面介绍本文的研究工作。第一点是国内外页岩气开发与研究现状。2009年11月，国内各大城市爆发了大规模气荒，亟待寻求新气源改善供求关系，而目前备受关注的新气源则首推页岩气。国内页岩气可采资源量丰富，相当于致密砂
2、岩气和煤层气资源量总和。近年来美国页岩气产量在天然气产量中所占的比重越来越大。我们拥有如此大的资源量和需求量，那么从一个方面显示了页岩气开发研究的必要性和迫切性。中国石油早在2006年就开始与国际公司合作开展页岩气研究，2009年勘探开发步骤加快，2010年初，中国石化也加入国内页岩气勘探开发行业。美国页岩气开发历史已久，2002年水平井应用于页岩气开发是页岩气开采的革命性变革。实践证明水平井比直井开发页岩气具有更好的优势。本文的技术路线是通过四川盆地页岩气藏储层特征研究、在此基础上对页岩气井井壁稳定性与完井的相关性研究、结合页岩气井实钻情况，推荐出适用于川南地区的完井方法，并对进行了产能预测
3、和经济性评价。第二点主要介绍页岩气储层特征研究及储量评价技术这部分通过对页岩气储层特征及成藏特点进行了系统研究，并在此基础上提出了页岩储量计算新模型，预测了研究工区页岩气资源的潜力，从定性和定量两方面说明了这部分所作的研究对于页岩气开发的必要性。页岩气是指赋存于暗色泥页岩等岩石中，以自生自储成藏的天然气聚集。页岩气藏按按成因可分为：热成因型、生物成因型、混合成因型三类。页岩形成气藏的厚度下限为15m。TOC2%时，页岩气藏才具有商业开采价值。表中给出的北美主要页岩气产地的toc值和热成熟度值普遍较好。页岩气藏主要储层特征是自生自储、连续富集、特低孔特低渗、由吸附气和游离气构成。其开发特征有低产
4、或无自然产能(55%的井无工业价值)；生产周期长(一般30-50年)barnett页岩气藏中的部分井的生产周期可达到80年；采收率变化较大(从7%到60%)(如图所示)。页岩既是烃源岩又是储层，是典型的自生、自储、自封闭成藏模式。表中给出了页岩气与煤层气和常规天然气在成藏机理上的不同。通过对页岩气储层特性的研究，总结和分析了国内及四川盆地页岩气资源潜力，上扬子地区下志留统TOC为最高8.14%，平均2.0%；下扬子TOC多数大于1-2%，平均1.28%。下志留统龙马溪组黑色页岩TOC2%，最有利分布区位于川南宜滨、泸州。尤其是川南地区，筇竹寺组、龙马溪组页岩气资源量可观，是页岩气勘探开发的重点
5、区域，表明了开展页岩气钻完井研究的可能性、可行性和必要性。由于页岩气与常规天然气、煤层气在储层特征，成藏机理和气体解析等方面的诸多不同，传统的岩石物理模型和气体体积组成方法不能用于页岩气藏的地质储量计算，准确计算研究工区的地质储量对于开发方式和完井方式的选择非常有益，因此，本文提出了一个用于计算自由气存储能力的计算公式：在页岩气储量计算中用到与常规储量计算不同的技术手段主要是Gibbs校正下的甲烷等温线，有机碳含量与含气量关系，甲烷密度与裂缝半长的关系。实例计算新模型计算的页岩A的自由气和总吸附气能力分别下降了17.7%和13.2%；页岩B的自由气和总吸附气能力分别下降了37.8%和21.9%
6、。地质储量单因素分析，分别验证了孔隙度、地层压力、含水饱和度和孔隙半径在新旧两种模型下的变化情况，由图可知，原始方法计算的地质储量要比新方法计算的地质储量大，与理论分析所述的传统评价方法过高估计地质储量的论据是完全符合的。第三点主要介绍页岩气井井壁稳定性与完井的相关性研究这部分结合页岩气藏工程地质特征，在化学活性页岩井壁失稳性机理研究的基础上，定性和定量分析了页岩井壁的稳定性，并分析了井壁稳定性与完井的相关性。页岩井壁失稳一直是钻井工程的一大难题，主要表现在两个方面：页岩与水基钻井液接触后具有较高的化学活性；工作液和地层之间的温度梯度不仅诱导热应力，而且产生孔隙压力效应的瞬变现象。因此在钻井和
7、增产改造过程中，要防止井眼因温度、压力和化学活性的变化而造成井下复杂。研究给出了页岩气井基于温度和化学活性的线性各项同性的本构方程和大斜度井、水平井井壁应力完整的解析方法，以及渗透性井壁和非渗透性井壁的边界条件。通过模型求解得出以下结论：水相矿化度低的工作液的部分溶质进入页岩，渗透压力增加后随着时间的延长而缓慢减小。水相矿化度高的工作液诱导近井地带的渗透回流引起低压，导致近井地带的压力低于原始孔隙压力。高矿化度工作液在近井附近的有效应力升高，有利于井壁稳定。对于低矿化度工作液，高应力集中在井壁附近，井壁失稳向地层内部延伸。低矿化度工作液增加井眼内部失效的可能性。高矿化度工作液带来井壁稳定效应坍
8、塌泥浆密度的减少。随着时间的增加，坍塌泥浆密度增加。有效切向应力导致张性破坏，形成泥浆漏失；高矿化度工作液在井眼内部形成张性效应；对于渗透性井壁，地层升温使近井附近的压力增加。随着时间增加，孔隙压力峰值出现，并随着热能散失而降低。对于非渗透性井壁，温度也会在井壁和井眼内部诱导孔隙压力。对于渗透性井壁，升温会在短距离范围内增加有效径向应力，但随着距离的延伸而减小，升温也会影响井壁的热力应力。对于非渗透性井壁，升温引起低的有效切向应力。在钻完井过程中井壁失稳会导致井眼不规则、工具下入困难、引起套损、影响增产作业、裂缝模拟困难等井下复杂，因此在选择页岩储层的水平井完井方式应该是能支撑井壁的完井方式。
9、第4点介绍页岩气井实钻分析及完井方法研究这部分在结合页岩气井井壁稳定分析结果的基础上，对川南页岩气藏开发的完井方式进行推荐。北美页岩气开发实践证明：利用直井开发很难见产，因此选择水平井+压裂的增产改造方式，这种方式的两个优点是：水平井的接触面积往往比直井大；增加压裂层数的可能性。目前水平井压裂技术主要有3个方面：(1)水平井+多段水力压裂技术，barnett85%的水平井使用这种压裂方式；(2)清水压裂技术，替代凝胶压裂，在同等效果下极大节约成本；(3)同步压裂技术，对同井场2口以上的水平井同时压裂，目前EOG在川中应用此项技术开发致密气藏取得了良好效果。研究表明：基质裂缝、裂缝网络渗透率、水
10、力裂缝间隙、水力裂缝半长是影响页岩气井完井产能的重要影响因子。从右图中可以看出，四川盆地页岩储层的裂缝系统发育是比较良好的。由于页岩气藏的独特性，使页岩气开发技术上面临许多技术难点，其中：水平井井眼轨迹位置与岩石三个主应力之间的关系模拟和预测技术和水平井压裂裂缝形态预测技术难以满足开发要求。长芯A井是长宁构造第一口以获取志留系龙马溪组页岩地层地质资料取芯浅井。揭示志留系岩芯154m，图中可知，在120-140m井段的页岩表现出高GR和高toc值。等温吸附试验结果也证明了120m处的toc值，含气体积上的优势，这些参数标志着该地区志留系龙马溪组黑色页岩的生烃能力是很优良的。川南地区的其他井的实验
11、数据和钻井实践中也经常在页岩层段发生气测异常，气显活跃，井喷、井涌时有发生，表明存在大量页岩气，且分布面积广。推荐在川南地区页岩气藏勘探成熟区块使用水平井+多层水力压裂储层改造完井方法进行先期的试验开发。第5点主要介绍页岩气完井产能预测及经济性评价这部分在结合页岩气井完井方式推荐的基础上，针对裂缝型页岩水平井和多级压裂水平井的产能进行预测，并对其进行经济性评价，为页岩气井完井方式的最终确定和储层改造设计提供一些量化的依据。设计了一种基于裂缝性页岩的储层、井眼和裂缝的概念模型，包括了基质和裂缝中的流体耦合计算，得出了裂缝型页岩水平井的产能计算模型，该模型考虑了基质裂缝、水力裂缝间隙、裂缝渗透率、
12、裂缝半长等因素，通过研究工区的气藏工程参数，模拟了4层，5层，6层裂缝结构对水平井产能的影响。模拟结果表明：页岩裂缝面层数越多，气井的产能越大。横向裂缝长度是影响产能的准素因子，越长越好。随着裂缝渗透率的增加，日产量递增速率呈缓慢减小的趋势。本文还涉及到多层水力压力条件下，水平井筒、裂缝和基质中的流体流动情况随时间变化的情况研究。如图可知，随着时间变化，页岩气产能形成了5个区域，区域1代表裂缝系统中线性流的早期瞬变现象。区域2代表了在裂缝系统和基质中同时产生的非稳定流导致的双线性流。区域3代表无穷大储层情况下的反应。区域4表示由基质流向裂缝系统的瞬态线性流。区域5表示油藏边界开始影响瞬态反应。
13、通过上述页岩气井水平井产能预测技术和投资收益分析，模拟了750m水平井段，水力压裂裂缝分别为1，3，5，7，9条，裂缝长度为200-300m不等的条件下的累计最终产量的动态预测。大体上呈现压裂裂缝条数越多，累积产量越高的趋势。下图表明在生产后期，净产值有下降的趋势，表明，在预测模型下，这口井的生产能力已经不能满足盈利要求，可考虑对该井进行重复压裂增产作业。如表所示，随着水平段长度和裂缝条数的增加，其净现值也有明显的增加，但并不说明水平井越长越好，裂缝越多越好。如表所示，750m水平段长度，9条300m长的裂缝就比1000m水平段长度，9条300m长的裂缝的净现值和内部收益率都高。(6)通过上述
14、4个主要部分的理论研究，运用计算机语言，编制了国内页岩气藏完井分析评价软件作为国内首套页岩气地质储量评价、井壁稳定性分析、完井方式优选和产量预测和经济性评估软件。其主要的功能模块如下：本文的主要结论是：1)四川盆地页岩气藏产层厚度一般为20-200m，孔隙度一般为2%-6%，渗透率小于0.00110-3m2，多数区块的TOC大于2%，下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组两套页岩最为有利，川南地区页岩气藏发育良好，TOC含量高。2)基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度等是影响页岩气井完井产能的主要因素。3)建立了裂缝性页岩气井产能预测新公式，包括基质和裂缝的流体流动耦合，研究表明：横向裂缝长度是影响产能的准素因子，越长越好。4)推荐在川南地区页岩气藏勘探成熟区块使用的完井方法为：水平井+多层水力压裂。建议：1)以四川盆地为试验区，依托西南油气田的气藏开发优势，借鉴国外多年的实验成果，在勘探成熟区块以水平井和多层水力压裂为主要开发技术，争取培育一批页岩气中高产量井。2)需要国家和中石油、中石化加大政策、技术和资金上的支持，力争在科研，技术开发和油田建设上取得页岩气开发的自主知识产权。谢谢大家，敬请各位专家批评指正！记录激动时刻，赢取超级大奖！点击链接，和我一起参加2010：我的世界杯Blog日志活动！
