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天然气工业 2017年第07期杂志 文档列表

天然气工业杂志地质勘探

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素1-12

摘要：四川盆地长宁—威远部级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一11小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩脆性指数地震定量预测13-19

摘要：为了确定四川盆地涪陵页岩气田焦石坝地区页岩储层相对高脆性层段及压裂有利区,研发了适应于复杂构造应力环境的多参量页岩脆性指数的地震定量预测技术。首先通过对构造、岩石矿物组分、岩心裂缝发育程度、测井、地震等资料的综合分析,明确了构造挤压应力对岩石脆性特征的影响作用;然后在Rickman公式的基础上,引入反映横向剪切应力—应变作用的剪切模量,构建了基于杨氏模量、泊松比、剪切模量×密度的新脆性指数预测模型;最后结合基于矿物组分的弹性岩矿脆性指数法可精确计算全井段脆性指数的优势,形成了适应复杂构造应力环境的多参量页岩脆性指数定量预测技术。应用效果表明：（1）利用该技术预测的结果与未参与建模探井的脆性指数计算结果吻合较好,相对误差在4%以内,证明该技术是可靠的;（2）焦石坝地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组优质页岩的脆性指数具有自上而下逐渐增高的趋势且横向上分布稳定,其中五峰组—龙马溪组一段一亚段的脆性指数为最高,是水平井穿行与压裂的最有利层段。

川南地区五峰组—龙马溪组页岩笔石带对比及沉积特征20-26

摘要：四川盆地南部长宁与威远区块是我国页岩气主要产区之一,主要产气层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩厚度介于20~40 m,具有良好的可对比性,然而,从笔石地层的角度分析后发现,上述2个区块黑色富有机质页岩的沉积时间和沉积速率均存在着明显的差异。为此,应用沉积学、生物地层学、地球化学和矿物学等研究手段,开展了上述2个区块8口钻井的岩心描述和笔石生物地层划分等工作。研究结果表明：（1）长宁地区的富有机质页岩主要沉积于WF1—LM4笔石层段,而威远地区则主要沉积于LM1—LM8笔石层段,二者富有机质页岩的沉积时间差异较大;（2）受广西运动的影响,富有机质页岩的沉积中心不断向北（威远地区）迁移,越靠近南部的海岸线,富有机质页岩沉积结束的时间就越早;（3）威远地区局部缺失观音桥组下部和部分笔石带,发育水下古隆起（赫南特冰期或已隆出水面）,其边界目前尚未明确,影响了富有机质页岩的沉积,在该区域进行页岩气勘探部署需格外谨慎。

天然气工业杂志要闻信息

四川出台专项指导意见力促天然气分布式能源发展26-26

摘要：2017年6月20日，四川省发展和改革委员会与四川省能源局联合印发了《关于加强天然气分布式能源项目管理的指导意见》（以下简称《意见》）。《意见》以国家相关指导意见及管理办法的规定为依据，结合四川省天然气发展的实际情况，旨在规范天然气分布式能源项目的管理，推动四川省天然气分布式能源科学有序地发展。

天然气工业杂志地质勘探

宣汉—巫溪地区五峰组—龙马溪组黑色页岩生物地层特征及分层对比27-33

摘要：要实现我国“十三五”页岩气产量发展目标（2020年年产300×10^8 m^3）,亟需寻找新的页岩气勘探开发有利区。四川盆地东部宣汉—巫溪页岩气矿权区块具有良好的页岩气勘探开发潜力,为进一步分析该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩地层的发育特征,通过对巫溪、田坝等剖面的野外地质踏勘,TOC、含气量等分析化验,古生物化石鉴定和精细地层对比,得出了巫溪和涪陵一带同属一个沉积中心、巫溪地区TOC〉2%的富有机质页岩累计厚度超过90 m的认识。进而针对该区五峰组—龙马溪组黑色页岩层系难以区分的难题,根据区域地层特征和笔石带序列对复杂构造区典型井——巫溪2井的页岩储层进行了精细划带,确定了8个笔石带,即五峰组的WF2笔石带—龙马溪组LM9笔石带。结论认为：该区生物地层基本稳定,优质页岩主要位于WF2（Dicellograptus complexus）—LM6（Demirastrites triangulatus）笔石带,但同时在大巴山南缘优质页岩的横向分布仍存在着不稳定性。

天然气工业杂志开发工程

页岩气水力压裂裂缝缝网完善程度概论34-39

摘要：受页岩气实际储层条件和施工工艺技术的限制,相同或相近的改造体积内的人工裂缝网络分布状态千差万别。仅用改造过的页岩气藏体积（SRV）进行改造效果的表征和评价,有可能导致评估认识上的偏差甚至错误。为此,利用人工裂缝扩展数值模拟技术和产能数值模拟技术,研究了人工裂缝和天然裂缝的空间分布状态、改造过的页岩气藏内部的压力状态和采出程度,提出了页岩气缝网、理想缝网、页岩缝网完善程度3个概念。研究成果表明：（1）在开采结束时,各目标区域根据被改造过页岩气藏内气体采出程度和生产时间,可以划分成“改造相对完善区”“改造过渡区”和“改造不完善区”等3类;（2）缝网最终形态参数和储层特性是影响缝网完善程度的两个主要因素,对于特定的气藏在井眼轨迹给定的情况下,人工裂缝的方向、长度、导流、高度和空间位置是影响页岩气缝网完善程度主要因素。结论认为,页岩气水力压裂裂缝缝网完善程度理论的提出,丰富了页岩储层改造技术理论体系,对致密油气等其他非常规储层裂缝系统的表征也具有借鉴作用。

页岩气水平井套管变形影响段分段压裂工艺研究及现场试验40-45

摘要：页岩气水平井压裂多采用泵送桥塞分段压裂工艺,如遇套管变形则桥塞不能泵送至设计位置,将导致变形段以下未改造井段不能按照设计方案进行改造。四川盆地长宁、威远区块页岩气水平井压裂约有30%的井都发生了不同程度的套管变形。早期对于发生套管变形后不能改造的井段一般就放弃了施工,造成页岩气井控资源量不能有效动用,对压裂效果也产生了较大的影响。页岩气水平井压裂套管变形机理复杂、影响因素多、变形时机难以预测,探寻套管变形影响段的分段改造工艺尤为重要。为此,针对套管变形井试验了缝内砂塞分段压裂和暂堵球分段压裂工艺：（1）缝内砂塞分段压裂采用单段射孔、单段压裂方式施工;（2）暂堵球分段压裂采用一次射孔,连续压裂投球分段方式施工。并在此基础上对比了上述两种工艺的优缺点,开展了现场试验。现场施工过程中的压力响应、邻井压力监测、微地震监测等数据均表明：上述两种工艺均成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用,确保了压裂效果。

海相页岩压裂液低返排率成因46-51

摘要：为了研究压裂液与页岩作用以及滞留机理,以中国南方海相页岩昭通、长宁和威远区块的岩心为样品,从吸附、膨胀、溶出孔、溶出液矿化度及离子组成等实验研究入手,揭示水在页岩中的赋存状态及高矿化度来源,模拟计算了水的滞留及矿化度增加机理。扫描电镜显示页岩中含有黏土矿物质形成的大量微裂缝,超声浸泡页岩矿物溶出率介于0.5%~0.7%,离子组成与地层水一致,取样岩心黏土矿物含量介于18%~20%,主要为绿泥石、伊利石和少量伊/蒙混层,没有蒙脱石（SS）层,XRD及红外光谱验证压裂液不会进入黏土矿物层间,不会引起页岩膨胀,压裂液滞留主要为压裂新形成的页岩微裂缝表面吸附作用的结果,吸附饱和速度与孔径成正比,为逐步渗透。结论认为,压裂液对页岩的逐级萃取及纳米缝隙对离子排斥是返排后期矿化度急剧增加的主要原因,气藏形成时甲烷携液作用也是可能的原因。结合实验及现场数据,分析了9口井压裂液返排率与产气量数据,结果表明相同区块总体趋势为返排率越低,微裂缝越发达、体积改造效果越好、产气量越大。

射孔孔眼磨蚀对分段压裂裂缝扩展的影响52-59

摘要：非常规油气藏分段压裂施工中常利用射孔限流法促进段内多条水力裂缝均匀发育,压裂过程中,支撑剂会逐渐磨蚀射孔孔眼,致使射孔孔眼的限流作用失效。为研究射孔孔眼磨蚀现象对分段压裂中多裂缝发育的影响情况,耦合了孔眼磨蚀模型和水力裂缝扩展模型,建立了考虑射孔孔眼磨蚀的水平井分段压裂裂缝扩展模型。模拟结果表明：随着支撑剂磨蚀破坏射孔孔眼,孔眼的限流能力显著下降,导致压裂段内各水力裂缝尺寸差距增大。基于所建立的数值模型,研究了不同支撑剂浓度、压裂液排量条件下射孔孔眼磨蚀对压裂段内多条水力裂缝扩展的影响。结果表明：（1）压裂液内支撑剂浓度越高,射孔孔眼初期的磨蚀速度越快;（2）支撑剂浓度变化对段内裂缝扩展延伸的影响较小;（3）压裂液排量越高,射孔孔眼限流效果越好,压裂段内各裂缝发育越均匀。最后建议在分段压裂施工中尽可能提高压裂液排量,这将有助于压裂段内各裂缝的均衡发育。

复杂缝网页岩压裂水平井多区耦合产能分析60-68

摘要：针对页岩储层水平井压裂开发中复杂缝网形态、纳微米孔隙—复杂缝网—井筒多尺度渗流规律认识不清等问题,开展了针对性的研究：（1）通过巴西劈裂实验,诱导压裂缝的产生;（2）通过X射线CT扫描,观测岩样内部压裂缝形态,测得压裂缝开度;（3）结合压裂缝形态描述和气体在基质—复杂缝网—井筒中的渗流机理,在多尺度统一渗流模型的基础上,建立考虑扩散、滑移及解吸的水平井单段压裂改造产能方程;（4）考虑多级压裂区干扰及水平井筒压降,建立页岩储层多级压裂水平井产能预测模型。研究结果表明：（1）压裂缝形态为复杂网状缝;（2）测得压裂缝开度为4.25~453.00μm,平均为112.00μm;（3）不同缝网形态下页岩气表现出不同非线性渗流规律;（4）随着重改造区裂缝密度、重/弱改造裂缝分布范围的增大,产气量逐渐增加,压裂段间缝网渗流区域发生干扰,产气量增加幅度减小;（5）模拟水平井筒长1 500 m、重度改造区缝网半长100 m时,压裂10级产能效果最好。结论认为,需要合理地控制压裂程度、优化裂缝参数,才能为页岩气压裂优化设计等提供技术支撑。

考虑流固耦合影响的页岩力学性质和渗流规律69-75

摘要：为了研究页岩气藏在生产过程中外来水对页岩力学和渗流规律的影响,以四川盆地宜宾地区的下志留统龙马溪组黑色页岩露头及页岩岩心为样本进行了分析。首先,利用VHX-5000超景深显微镜观察了饱和水后岩心裂缝的发育情况;其次,通过单轴压力试验机、应变测试分析系统,研究了水、地层水及滑溜水与饱和水岩心、未饱和水岩心压裂后的破坏形式和抗压强度的变化;最后,通过DYQ-1型多功能驱替装置,研究不同含水条件下流固耦合对页岩气渗流特征影响。岩心成分分析结果表明：龙马溪组页岩脆性矿物含量高,属于可压性较高的储层,有利于压裂改造。页岩抗压强度实验结果表明：去离子水、地层水和滑溜水对页岩的作用效果不同,导致页岩饱和前后的抗压强度差距较大,水的存在会降低页岩的抗压强度,更容易被压裂,产生更多的裂缝,从而提高页岩的渗流能力。含水条件对页岩气渗流特征实验结果表明：流固耦合条件下,含水饱和度越大,页岩微裂缝在压力作用下,扩展发育效果和渗流能力越好,水的存在有助于页岩气藏压裂改造,达到了增加产量的目的。

天然气工业杂志要闻信息

克拉2气田天然气累计产量突破1000×10^8m^375-75

摘要：截至2017年7月4日23时，西气东输的主力气源地——克拉2气田累计生产天然气突破1000×10^8m^3，是继2010年5月27日累计生产天然气500×10^8m^3后的又一个里程碑。作为国内累计产气量最高的单个整装天然气田，目前，克拉2气田有19口生产井平稳运行，其中KL2．7单井最高日产量500×10^4m^3。

天然气工业杂志钻井工程

页岩气井水泥环完整性研究76-82

摘要：四川盆地内的几个部级页岩气示范区气井环空带压、套管变形等问题较为突出。为此,通过分析页岩气钻完井过程井筒内压力变化的条件,建立了计算井筒压力变化全过程的应力—应变状态下的套管—水泥环—围岩体系弹塑性力学模型,应用该模型分析了变内压下第一界面、第二界面微环隙的产生和发展,进而结合实际现场数据进行计算。结果表明：（1）加载过程不会产生微环隙,但加载内压的大小决定了水泥环塑性变形的程度;（2）卸载时内压的降低将导致界面受拉,从而产生微环隙,破坏水泥环的完整性;（3）可以通过优选水泥浆配方,提高水泥环力学性能,结合施工工艺措施优化来保障页岩气井水泥环完整性。13口井的现场试验应用结果表明,水平段固井质量平均优质率达92.67%,其中已投产的11口井均未出现环空带压,有效地改善了页岩气示范区的气井环空带压问题。该项研究成果可为同类区块固井水泥环完整性管理提供帮助。

天然气工业杂志要闻信息

银额-河西走廊盆地群航磁油气调查成果丰硕82-82

摘要：由中国地质调查局国土资源航空物探遥感中心承担的“银额-河西走廊盆地群油气远景评价”项目近日通过验收，获优秀评价。该项目隶属于“羌塘及塔里木等盆地航空物探调查”二级项目，研究面积约37×10^4km^3，以航磁大数据为依托。项目组结合地质、重力、地震、钻井等资料开展了油气远景评价，编制了系列航磁一地质构造解释图件，从地球物理角度阐述了银额一河西走廊地区的地质构造特征，对我国北方沙漠、戈壁覆盖区基础地质构造研究具有重要的参考价值。

天然气工业杂志钻井工程

改善煤岩润湿性的强化煤层固井胶结技术83-88

摘要：煤层有机质含量高、节理发育、节理面光滑,导致煤岩与固井水泥石界面胶结强度弱、煤层段固井质量差,严重制约了煤层气的经济有效开发。为此,依据煤岩组成、成分和润湿特性分析,重点以改善煤岩的亲水润湿性为技术突破点,测试分析不同表面活性剂及其浓度、浸泡时间等对煤岩表面润湿角、界面胶结强度的影响规律,优选煤岩高效亲水润湿改性物质,研发出强化煤层胶结前置液体系,并在山西沁水盆地进行了现场应用。室内研究与现场应用结果表明：通过含醚、硫酸根的表面活性剂在煤岩表面的致密吸附,可在浓度0.3%、30 s内使煤岩表面润湿改性为强亲水性,能够显著提高煤岩—水泥石界面的胶结强度（胶结强度达65.5%）;现场煤层气井固井应用效果也表明,采用该强化煤层胶结型前置液能够将煤层段固井质量由过去的不合格提高到优良水平,对于提高煤层段固井质量具有显著的效果。结论认为,该技术为解决煤层段固井质量差的难题及顺利实施后续压裂增产等改造措施提供了有效的保证。

基于水泥环完整性分析的许用套管内压力解析计算方法89-93

摘要：现有的油气井套管—水泥环—地层系统的应力分析模型可用于求解井筒系统应力分布及水泥环破坏条件,虽然对探讨水泥环完整性受套管内压力变化的影响起到了重要作用,但均未能给出许用套管内压力解析计算公式。为此,基于均匀水平地应力条件下的套管—水泥环—地层系统的应力分析解析模型,针对多种水泥环破坏形式,推导出了受其作用下的水泥环径向开裂、剪切破坏、胶结面剥离等破坏条件的许用套管内压力解析计算公式。研究结果表明：（1）按水泥环径向开裂和剪切破坏条件分别求出最大允许套管内压力,推荐采用二者中的较小值作为最大许用套管内压力;（2）按水泥环胶结面剥离条件求出最小允许套管内压力,推荐将其作为许用套管内压力。结论认为,套管内压力升高可能导致水泥环径向开裂和剪切破坏,套管内压力及温度降低可能导致水泥环胶结面剥离,应综合考虑水泥环破坏条件合理确定出最大和最小许用套管内压力。

天然气工业杂志集输与加工

埋地管道强夯动力响应对土体参数的敏感性分析94-100

摘要：为了分析埋地输气管道动力响应对周围土壤主要土体参数的敏感性,建立了夯锤—土体—管道三维实体接触模型,并根据前人强夯试验实测值对模型进行了验证。利用所建模型分析了埋地输气管道在强夯荷载下的动力响应过程,研究了管道等效应力分布对周围土体黏聚力、内摩擦角、弹性模量、泊松比的响应规律,以及管道最大等效应力对以上土体参数的敏感性。结果表明：（1）强夯荷载作用下埋地输气管道发生了较大的位移振动,最大等效应力点位于管道前端XY平面管壁顶部,管道顶部单元等效应力呈单脉冲型;（2）管道等效应力随着周围土体黏聚力、内摩擦角的增大而减小;（3）最大等效应力随土体泊松比的增大而增大,而最小等效应力随土体泊松比的增大而减小;（4）当土体弹性模量为30 MPa时,管道最大等效应力略小于20 MPa时的最大等效应力,而最小等效应力远小于10 MPa时的最小等效应力,但等效应力总体随土体弹性模量的增大而增大。结论认为,土体弹性模量对管道最大等效应力影响最大,其次为内摩擦角和泊松比,黏聚力对其影响最小。

天然气工业杂志要闻信息

澳大利亚液化天然气出口量首次突破5000×10^4t100-100

摘要：澳大利亚能源咨询公司EngeryQuest的最新报告显示，在刚刚结束的2016-2017财年（2016年7月至2017年6月），澳大利亚液化天然气出口量为5140×10^4t，首次突破5000×10^4t大关。