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天然气工业 2018年第12期杂志 文档列表

天然气工业杂志地质勘探

渝东南盆缘转换带常压页岩气地质特征及富集高产规律1-14

摘要：四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)是中国常压页岩气勘探的热点地区。为了总结该区页岩气地质特征及其富集高产规律,利用物探、钻井、测井及分析测试等资料,从沉积建造、构造改造、生产特征等方面分析了该转换带南川—武隆地区的页岩气地质特征,并与焦石坝区块的超压页岩气进行对比,探讨了该转换带常压页岩气的富集高产主控因素和成藏模式。研究结果表明:①相对于焦石坝区块,该转换带页岩孔隙度偏低、微裂缝更发育、吸附气占比高、两向应力差异大、地温梯度较低、地层压力系数低、初期产液量大、返排率高;②该区常压页岩气富集高产主要受富碳富硅富笔石页岩、有机孔隙和构造应力场“三因素”的控制——受深水陆棚相控制的富碳富硅富笔石页岩是页岩气富集的基础,有机孔隙是页岩气富集的主要控制因素,构造应力场是页岩气高产的关键因素;③该转换带常压页岩气可分为背斜型、向斜型、斜坡型、逆断层断下盘型等4种成藏模式,并明确了不同模式页岩气富集高产特征。结论认为,该研究成果丰富了常压页岩气富集高产地质理论,为复杂构造区常压页岩气的勘探开发提供了支撑。

渝东南盆缘转换带五峰组—龙马溪组页岩气储层孔隙特征与演化15-25

摘要：目前关于页岩气储层孔隙演化及其机理的研究仍处于探索阶段,研究成果尚未达成共识。为此,基于岩心分析和样品热模拟实验,采用氩离子抛光扫描电镜、原子力显微镜等实验分析技术,对四川盆地东南部及其转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气储层的孔隙类型、孔隙结构、孔径变化规律等进行研究,探讨有机孔隙演化特征,分析伴生矿物对孔隙演化的影响,建立该区页岩孔隙演化模式。研究结果表明:①该区五峰组—龙马溪组优质页岩储层主要发育裂缝、无机孔隙、有机孔隙等3种储集空间类型,其中后者是页岩气赋存的主要储集空间,其又可细分为无定形干酪根孔、结构型干酪根孔、沥青质孔及生物化石孔等4类;②有机质收缩缝先在有机质颗粒一侧出现,随温度升高缝宽变大,与有机质颗粒的收缩有关;③有机孔隙以密集分布于有机质内部的“海绵状”孔为主,当Ro介于1.56%~3.50%时以大孔—介孔为主,Ro>3.50%时大孔减少,介孔和微孔增加;④有机质类型及黏土、硅质颗粒、黄铁矿等伴生矿物的含量对孔隙发育有着重要的影响。结论认为,该区五峰组—龙马溪组页岩的孔隙演化模式为:无机孔隙度随埋深增加大幅度减小、有机孔隙度先增大后减小,总孔隙度呈现出先降低、再增加、再持续减小的变化趋势。

渝东南盆缘转换带常压页岩气储层非均质性特征及主控因素26-36

摘要：四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)页岩气资源量较大,但其地质条件复杂、地层呈常压特征,给页岩气的经济开发带来了困难。为了深入认识该区页岩气储层的非均质性,借助X射线衍射、氩离子抛光扫描电镜、低温氮气吸附等手段,从岩石骨架、储集空间的角度研究了该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气储层的非均质性及其主控因素。研究结果表明:①该转换带五峰组—龙马溪组页岩气储层非均质性主要表现在骨架非均质性和孔隙非均质性两个方面,优质页岩层段与上覆页岩段在脆性矿物含量、黏土矿物含量、有机质丰度、孔隙度等方面差异较大,具有较强的纵向非均质性;②储层发育有机质孔、脆性矿物孔、裂缝等多种储集空间类型,并且孔隙在形态、分布、孔径、结构特征方面的差异明显,具有较强的微观非均质性;③页岩岩石物理参数泊松比、杨氏模量也相应表现出较大的差异;④页岩气储层非均质性的主控因素是沉积环境差异导致的岩石骨架变化,构造缝及其多向性增强了储层的非均质性,成岩作用进一步改变了骨架矿物和有机质的含量,对孔隙类型及结构产生影响,进一步加剧了页岩储层的非均质性。结论认为,龙一下亚段应为该区下一步页岩气开发的首选目的层系,平面上以远离构造相对活动带和深大断裂为宜,区块上优选南川区块。

渝东南盆缘转换带龙马溪组页岩气散失过程、能力及其主控因素37-47

摘要：研究页岩气的散失过程、散失能力及其控制因素对于揭示页岩气的成藏机理、指导页岩气的勘探选区等都具有重要的现实意义。为此,以四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)下志留统龙马溪组页岩为例,通过现场解吸实验模拟页岩气散失过程,并借助X射线衍射分析、有机碳含量测试、低温氮气吸附实验、等温吸附实验、扫描电镜观察等室内研究手段,定性分析页岩气的散失过程,定量评价页岩气的散失能力,并在此基础上探讨影响页岩气散失能力的主控因素。研究结果表明:①该转换带龙马溪组上、下段页岩的页岩气散失过程存在着明显的差异,后者的散失能力明显低于前者;②页岩气散失能力主要由温度、压力及岩石属性等决定,其中温度、压力是最主要的外在因素;③有机质含量是决定页岩气散失能力的最主要内在控制因素,随有机质含量的增加,页岩比表面积增大、吸附能力增强,页岩气散失能力降低;④页岩气散失能力在一定程度上受到岩石矿物成分和孔隙结构的影响,石英含量、黄铁矿含量与散失能力呈负相关关系,长石含量与散失能力呈正相关关系,碳酸盐矿物含量和黏土矿物含量与散失能力之间的相关性不明显。

非成岩弱胶结天然气水合物沉积物弹性力学参数的实验分析48-53

摘要：海洋环境中的大部分天然气水合物(以下简称水合物)都存在于弱胶结沉积物中,原状取心难度大、成本高,因而不得不通过室内试验来了解水合物声学性质与弹性力学性质之间的关系。为此,通过室内制备水合物沉积物样品,并对其进行岩石物理实验,通过实验测得了水合物沉积物的岩电、声波参数,根据弹性理论计算出3种不同三轴压力、3种不同粒径骨架、3种不同泥质含量情况下的动态弹性力学参数,分析不同条件对水合物沉积物动态弹性力学参数的影响规律。研究结果表明:①在一定的水合物饱和度范围内,水合物的饱和度和沉积物的弹性参数呈现出一定的正比关系;②当水合物饱和度一定时,随着粒径(0.125~1.180mm)的变大、泥质含量的减少、轴压的增大,水合物沉积物的动态杨氏模量增大,而泊松比与轴压的关系则不大;③建立了弹性参数与泥质含量、轴压的关系模型。结论认为,利用声波测井方法分析水合物的动态弹性力学参数,可以解决水合物取心难、造价高、无法获取连续数据的问题;该研究成果为利用测井资料计算水合物沉积物的力学性质提供了借鉴和参考。

元素俘获能谱测井在神狐海域天然气水合物储层评价中的应用54-60

摘要：在中国南海北部神狐海域GMGS-3航次的W18井天然气水合物(以下简称水合物)钻探过程中,随钻测井显示上部水合物及其以上层段自然伽马值明显偏低,岩心测试结果却表明在低伽马层段中石英含量并无明显增加,常规测井方法由于难以准确求取地层岩石的碳酸盐矿物含量并确定岩性,因而无法对此作出解释。为此,在分析元素俘获能谱测井原理的基础上,利用W18井元素俘获能谱测井资料处理得到的矿物组成结果作为ElanPlus测井处理的输入,结合其他常规测井资料,精确获取了有关地层的矿物组成,进而确定了该井的岩性剖面;并在此基础上,采用了密度测井和基于元素俘获能谱测井处理得到的矿物组成等2种方法计算了W18井水合物层的孔隙度、水合物饱和度以及地层基质渗透率。研究结果表明:①W18井低伽马值层段是由于方解石含量增多造成的,而不是砂质成分造成的;②上述两种方法求取的水合物层孔隙度整体上趋势一致,但后者计算结果与岩心分析结果吻合得更好。结论认为,元素俘获能谱测井为全面评价水合物储层提供了一种新的手段和方法,提高了水合物储层测井解释的符合率。

天然气工业杂志要闻信息

中石化涪陵页岩气田“深水区”开发取得关键性突破14-14

摘要：2018年11月25日,从中石化江汉油田涪陵页岩气公司传来消息,涪陵页岩气田焦页108-2HF井在近期开展的放喷测试中,取得了深层压裂工艺攻关的关键性突破,获得了23×10^4m^3/d的高产工业气流。该井是二期产建区的一口深层页岩气井,页岩气产层埋深介于3700-3900m。

中国目前最大的页岩气田增销保供69-69

摘要：据《中国石化报》的消息,面对涪陵页岩气田老区产量递减、新区页岩气开发难度加大的挑战,中国石化江汉油田涪陵页岩气公司(以下简称涪陵页岩气公司)按照中国石油化工集团有限公司的要求,以60×10^8m^3稳产保效工程为奋斗目标,从老区控递减、新井快上产、供气加力度入手,开足马力满负荷生产,全力保供冬季用气。

中石油在四川盆地钻获第一口火山岩工业气井95-95

摘要：2018年12月16日,从四川省简阳市周家乡传出喜讯,永探1井在火山岩地层获自然初步测试日产气量22.5×10^4m^3。中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)总经理马新华介绍说,这口井钻获高产工业气流,开辟了四川盆地天然气增储上产的新领域。火山岩是火山喷出地表后冷凝而成的岩石,国内外已相继发现了一批火山岩油气藏。西南油气田的油气地质及勘探科研人员经过多年攻关,发现四川盆地西南部有较厚的火山岩,并且具备形成大型气藏的油气地质条件。经过专家论证、实地踏勘、井位优选,在龙泉山构造东斜坡带部署了第一口以火山岩为勘探目标的风险探井——永探1井。

中石油集团射孔重大技术现场试验告捷101-101

摘要：2018年12月5日,据中国石油天然气集团有限公司(以下简称集团公司)射孔重大技术现场试验——210℃/175MPa射孔器及高效复合射孔技术现场试验项目负责人陈锋透露:“世界射孔工艺技术已由简单打开油气层向保护油气层、实现油气井增产方向发展。我们已在KS901井、KS902井连续创下国内综合射孔难度最大纪录”。

壳牌(中国)长北二期第一口双支水平井完钻113-113

摘要：2018年11月底,由中国石油川庆钻探工程公司长庆钻井总公司70210钻井队承钻的壳牌(中国)长北二期项目双分支水平井CB19-5井顺利完钻,创造了水平段单支钻头最高进尺660m,分支侧钻最短施工周期22小时的施工纪录。该井设计井深为6811m,两支双分支水平井长度各为1800m,于2018年8月开钻,钻井周期84天。

本刊第八届编委会顾问、委员2017—2018年在本刊共43篇次153-154

摘要：《天然气工业》编委会一般5年一届,第八届编委会从2016年底成立至今已有2年,依照《编辑委员会章程》,顾问、编委较好地履行了“三个一”的义务,撰写1篇高质量论文、推荐1篇优秀论文、同行评议1篇稿件。2017—2018年,共有29位顾问、编委总共发表了43篇次文章(表1),占近2年本刊刊文总数(429篇)的10%,其中发表了2篇以上论文的编委有赵金洲、马新华、谢军、王震、Khlebnikov V.N.、樊栓狮、郑力会、魏国齐、陆家亮、秦勇,在此向他们表示衷心的感谢。我们希望能得到更多的顾问编委、广大读者和作者以及同行评议专家的帮助和支持,并基于此把期刊办得更精更专。

天然气工业杂志开发工程

页岩气井压裂液返排对储层裂缝的损害机理61-69

摘要：为了弄清压裂液返排过程中对页岩气储层裂缝的损害机理,选取四川盆地长宁区块下志留统龙马溪组页岩和压裂返排液,利用压裂返排液对造缝岩样开展压裂液返排和气驱压裂液实验,监测压裂液返排流动阶段的岩样液相渗透率、返排液固相粒度分布和浊度变化,对比压裂液气驱前后的气测渗透率,分析压裂返排液对页岩气储层中裂缝的损害机理与损害程度。研究结果表明:①压裂返排液作用后,页岩渗透率损害率介于53.1%~97.6%,返排液固相粒度区间显著缩小,液相滞留所造成的相圈闭损害、固相残渣堵塞、气相携液诱发微粒运移和盐结晶是其主要的损害方式;②气相流阶段,渗透率损害率降至23.1%~80.2%,滞留液相损害有所缓解,但固相残渣堵塞和返排液在裂缝面的盐结晶损害仍然难以避免;③基于页岩气井压裂液返排过程中对裂缝的损害机理,考虑到返排液的处理难度及其对储层裂缝的损害,建议应积极发挥压裂液的造缝能力,优化压裂液性质与用量,尽量做到不返排或少返排压裂液。

页岩气“井工厂”不同压裂模式下裂缝复杂程度研究70-76

摘要：为了不断优化页岩气“井工厂”的压裂模式,通过建立多裂缝相互干扰诱导应力数学模型,在考虑多井多缝的前提下,建立了多裂缝影响下的诱导应力场有限元模型,对单井逐次压裂、跳跃式压裂、两口水平井同步压裂、拉链式压裂以及改进的拉链式压裂等5种压裂模式进行模拟,对比分析了不同水平路径下诱导应力的变化情况以及最小水平主应力方向的变化规律,并重点讨论了由于压裂次序不同所导致的诱导应力场差异。研究结果表明:①裂缝周围的近井筒地带产生的诱导压应力最大,裂缝尖端处产生的诱导拉应力最大;②对于两口水平井压裂,靠近补偿井一侧的裂缝尖端诱导拉应力更大,两井的中间位置主要受到诱导拉应力的作用;③最小水平主应力方向偏转主要集中在裂缝尖端区域,裂缝数量增多,最小水平主应力的偏转范围和偏转幅度均增大;④改进拉链式压裂在各条路径上产生的诱导应力均为最大,对于靠近两口井中间区域各点的诱导应力值影响尤其大,可以有效增加压裂裂缝的复杂程度。结论认为,该研究成果可以为页岩气“井工厂”压裂的复杂裂缝网络预测和压裂模式优化提供帮助。

基于有限体积方法的页岩气多段压裂水平井数值模拟77-86

摘要：为了实现页岩气在多尺度介质中的流动模拟,考虑页岩气在基质—天然微裂缝和人工大尺度压裂缝中的流动特征,建立页岩气多段压裂水平井不稳定渗流数学模型,针对模拟区域采用非结构四面体网格进行网格剖分,基于有限体积方法离散建立页岩气三维渗流数值模型,然后通过顺序求解的方法进行求解,进而模拟页岩气多段压裂水平井的生产动态和储层压力分布变化,并对模拟结果进行分析。研究结果表明:①采用所建立的数值模拟计算方法与商业数值模拟软件Eclipse计算的多段压裂水平井产气量基本一致,证实该模型正确、可行;②分别采用顺序求解方法和全隐式求解方法计算得到的页岩气水平井产气量虽然在生产初期存在着差异,但随着计算的推进,二者迅速趋于一致,进一步验证了该模型的正确性;③尽管解吸气对地层压力具有补充作用,但作用有限,对产气量的影响不大,随着生产时间的延长,解吸气量在产气量中所占比例逐渐上升;④确定合理的压裂段数且获得较长的压裂缝长,是页岩气水平井增产改造的核心。结论认为,该研究成果有助于页岩气储层体积压裂的设计以及多段压裂水平井生产动态的预测。

页岩气储层纳米级孔隙中气体的质量传输机理及流态实验87-95

摘要：为了探究页岩气储层纳米级孔隙中气体的质量传输方式、机理、气体流态,以及页岩表观渗透率的合理表示方法,首先基于前人的研究成果,从微观和宏观的角度综合分析了页岩纳米孔隙中气体的质量传输机理;然后通过开展致密页岩中气体渗流实验,对纳米孔隙中气体的真实流态进行了分析,讨论了孔隙尺寸、压力等参数对页岩渗透率的影响;进而对不同页岩表观渗透率模型进行了比较,探讨了其合理的表示方法。研究结果表明:①页岩纳米孔隙中游离气质量传输方式主要为滑脱流、努森扩散及斐克扩散,吸附气质量传输方式主要为表面扩散,气体流态为滑脱流或过渡流,不存在连续流,并且孔隙越小、压力越低,滑脱流越弱,努森扩散越强;②在相同的实验条件下,Darcy渗透率最低,B-K表观渗透率和Civan表观渗透率非常接近,Klinkenberg表观渗透率居中,APF表观渗透率与Wu表观渗透率最高且出现了曲线交替;③在Wu表观渗透率中,滑脱流在滑脱区和过渡区都是气体质量主要的传输方式;④在APF表观渗透率中,滑脱流是滑脱区气体质量主要的传输方式,而努森扩散则是过渡区气体质量主要的传输方式。

天然气工业杂志钻井工程

四元共聚抗高温抗盐油井水泥浆降失水剂的合成96-101

摘要：目前的油井水泥浆降失水剂存在着耐温抗盐能力低,在高温下易分解造成浆体过度缓凝、控制滤失能力降低等缺陷。为此,在总结前人研究成果的基础上,选择具有特殊官能团的单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)、丙烯酸(AA)、烯丙基磺酸钠(AS)为合成原料,通过正交实验合成了新型的抗高温、抗盐四元共聚油井水泥浆降失水剂(FRW),并对其进行了结构表征和性能测试。实验结果表明:①FRW最佳合成条件为AMPS/AA/DMAA/AS的摩尔比为4.2∶1.8∶3.5∶0.5,引发剂为单体总质量的0.3%,单体质量百分数为40%,反应温度为50℃,pH值为7;②结构表征实验反映出,4种单体均参与了共聚反应,FRW的数均分子量和重均分子量分别为86692、468689,分子量分布为5.406,具有良好的稳定性能,可承受的最高温度为289℃;③添加1%~2%FRW的水泥浆流变性能和力学性能等指标经测试均符合工程要求。结论认为,FRW具有较好的抗温、抗盐和控制失水性能,其适用温度介于90~200℃,在含35%NaCl水泥浆中滤失量为41.2mL,对水泥浆流变性能以及水泥石强度等工程指标无不良影响。

早期溢流及漏失的新型及时高精度监测计量系统102-106

摘要：溢流和漏失是影响油气钻井施工安全的最为严重的两种复杂情况,常用的溢流和漏失监测方法存在着监测不及时、溢流漏失总量计量精度低的缺陷,有可能因为发现不及时或者处理不当而造成井塌、卡钻、井喷等复杂事故。为此,在对比分析钻井现场常用的几种溢流和漏失监测方法的基础上,设计出了一种具备早期监测报警、溢流漏失速度和漏失总量计量以及自动灌浆功能的新型溢流漏失监测计量系统,并通过室内实验验证了该系统的可靠性。研究结果表明:①该系统的监测罐被分割为主、副两个腔室,井筒返出钻井液一部分通过主腔室返回振动筛,另一部分溢流进入副腔室;②副腔室内部横截面积小,大大提高了液位变化反应的灵敏度,能够更加及时地发现溢流和漏失;③主腔室出口管线水头保持不变,出口流量稳定,通过副腔室内液位的变化可以定量地计算溢流漏失速度和溢流漏失总量,溢流漏失速度监测误差小于8%;④起钻过程中,监测罐内钻井液在自重作用下进入井筒,可以始终保持井筒满液位,消除了灌浆不及时和灌浆不满的不良现象。结论认为,新型溢流漏失监测系统可以有效地发挥地面测量优势,报警及时准确且经济实用。