渝页1井储层特征及其可压裂性评价

论文摘要

国内学者对页岩气聚集机理、富集条件,有利选区进行了较多研究,储层改造方法研究较少,储层改造研究的薄弱制约了我国页岩气开发的发展。对渝页1井储层特征进行详细解剖,评价其可压裂性,对于指导下一步开发有重要意义。页岩气井水力压裂技术包括多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂及同步压裂等。多级压裂适用于产层较多,水平井段较长的生产井;清水压裂适用于粘土含量适中,天然裂缝发育的储层;水力喷射压裂不受完井方式限制,尤其适用于裸眼完井的水平井;重复压裂多用于气井开发中后期,初始压裂效果下降时,对于初次压裂效果不理想的井同样适用;同步压裂适用于两口或多口距离相近,水平井段大致平行的井。渝页1井页岩储层裂缝系统发育中等,裂缝主要发育在250m324m之间,孔隙度、渗透率较低;储层矿物以石英为主,平均含量为39.4%,粘土矿物平均含量为33.1%,粘土矿物组成以伊利石为主,不含蒙脱石;页岩脆性系数平均为56.68%,与北美地区页岩相比处于中等偏高水平,渝页1井所处地区最大水平主应力为北东-南西向。论文在国内首次提出页岩可压裂性及其评价方法,并将其应用在渝页1井评价中。页岩可压裂性评价的关键参数包括储层埋深,裂缝发育、脆性系数、石英含量,根据层次分析法的原理计算不同参数的权重,并使用极差变换法将不同单位和量纲的参数标准化,计算出渝页1井可压裂系数为0.524,比Barnett页岩可压裂系数0.655低,可压裂性低。渝东南地区龙马溪组页岩埋深自南东向北西逐渐加深,石英含量和脆性系数自南西向北东逐渐增大,优选出连湖-沧沟-武隆（除武隆县及周边、沧沟及周边）,平安-彭水-黄家,沙坝-桑拓一带为可压裂性较高带,且可压裂性自南西向北东逐渐增大,最优地区可压裂系数在0.594以上。现阶段中国页岩气开发老井使用重复压裂,新井使用清水压裂。对埋深在1500 m以上的储层或勘探浅井,适宜使用氮气泡沫压裂或高能气体压裂,对埋深在1500-3000 m之间的储层,适宜使用清水压裂,对于开采长度（厚度）大的页岩气井,适合清水压裂与多级压裂相结合;对埋深在3000 m以下的储层,暂时不用开发。

论文目录

• 摘要
• Abstract
• 1 前言
• 1.1 选题背景与项目依托
• 1.1.1 选题背景
• 1.1.2 项目依托
• 1.2 研究现状与存在问题
• 1.2.1 国内外页岩气研究现状
• 1.2.2 渝页1 井研究现状
• 1.2.3 存在问题
• 1.3 研究内容和技术路线
• 1.3.1 研究内容
• 1.3.2 研究思路及技术路线
• 1.4 完成的工作量
• 1.5 主要认识
• 2 页岩气井储层改造技术
• 2.1 页岩气井储层改造概述
• 2.2 页岩气井水力压裂技术
• 2.2.1 压裂设计及裂缝监测
• 2.2.2 压裂液组成及添加剂
• 2.2.3 压裂技术及工艺
• 2.2.4 水力压裂在Barnett 页岩中的应用
• 2.3 水力压裂技术适用性研究
• 3 渝页1 井储层特征研究
• 3.1 渝页1 井概况
• 3.1.1 地理位置及地质概况
• 3.1.2 钻井效果分析
• 3.2 渝页1 井储层特征研究
• 3.2.1 储层孔缝系统
• 3.2.2 储层矿物组成
• 3.2.3 页岩脆性评价
• 3.2.4 地应力特征
• 4 渝页1 井储层可压裂性评价
• 4.1 渝页1 井页岩储层特征
• 4.2 可压裂性评价关键参数
• 4.2.1 储层埋深
• 4.2.2 裂缝发育
• 4.2.3 石英含量
• 4.2.4 脆性系数
• 4.3 渝页1 井可压裂性评价
• 4.3.1 评价模型的建立
• 4.3.2 渝页1 井可压裂性
• 5 渝东南龙马溪组可压裂性及改造方法
• 5.1 龙马溪组页岩可压裂性
• 5.2 龙马溪组页岩改造方法
• 5.3 中国页岩气井改造方法探讨
• 6 结论及认识
• 致谢
• 参考文献
• 附录