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能源与动力工程

海相页岩气藏精细描述与开发优化技术

作者：龙胜祥//王卫红//李军//伦增珉//彭

出版社：科学出版社出版时间：2022-03-01

开本： 16开 页数： 413

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版权信息
内容简介
目录
节选

海相页岩气藏精细描述与开发优化技术版权信息

ISBN：9787030673640
条形码：9787030673640 ; 978-7-03-067364-0
装帧：一般胶版纸
册数：暂无
重量：暂无
所属分类：
工业技术
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能源与动力工程

海相页岩气藏精细描述与开发优化技术内容简介

本书较详细地总结了作者近10年来在科技创新和服务生产中形成的成果和实践经验，主要包括富有机质页岩发育特征、页岩气储层表征与评价技术、页岩气测井评价技术、页岩气地震解释预测技术、压裂目标优选与压后评估技术、页岩气藏地质模型建立技术、页岩气解吸附与流动机理、页岩气井产能评价与页岩气藏动态分析技术、页岩气采气工艺技术、页岩气田高产规律及开发目标评价技术等，形成了一个较完整的页岩气开发理论基础和技术系统。本书可供从事页岩气勘探开发的广大科研工作者参考，也可供大专院校相关专业的师生参考。

海相页岩气藏精细描述与开发优化技术目录

目录
前言
**章　富有机质页岩发育特征研究　1
**节　富有机质页岩发育背景　1
一、区域地质演化　1
二、区域地层发育特征　2
三、区域构造特征　4
第二节　层序地层分析与小层划分技术　4
一、层序地层分析技术　4
二、小层划分与对比技术　11
第三节　沉积相划分技术　17
一、沉积微相划分思路与方法　17
二、典型井/剖面沉积微相分析　18
三、沉积相分析　25
四、沉积模式　35
第四节　富有机质页岩发育特征　36
一、富有机质页岩概念及发育特征　36
二、优质页岩平面分布特征　37
第二章　页岩气储层表征与评价技术　40
**节　矿物组成及其分布特征　40
一、矿物组成分析　40
二、矿物组成分布特征　43
第二节　富有机质页岩地球化学特征　46
一、地球化学特征　46
二、成烃生物及其生烃潜力　50
第三节　页岩微观孔隙结构及物性表征　56
一、微观孔隙结构及连通性　56
二、物性分析　59
三、四孔隙发育模型　61
第四节　页岩成岩作用及其影响　63
一、页岩成岩作用特点及研究方法　63
二、成岩作用类型　65
三、彭水地区五峰组—龙马溪组泥页岩成岩阶段　69
四、主要成岩作用对页岩孔隙度的影响　70
第五节　页岩储层评价方法　79
一、页岩储层非均质性评价技术　79
二、含气性特征分析　80
三、可压性评价技术　87
四、岩石相评价技术　98
第三章　页岩气测井评价技术　107
**节　页岩气测井识别　107
第二节　页岩气储层测井定量评价　109
一、矿物组分测井评价　109
二、有机碳丰度测井估算方法　113
三、“四孔隙组分”模型　116
四、实验及测井评价中总孔隙度和有效孔隙度内涵差异　123
五、页岩渗透率测井评价　124
六、有机质孔与无机质孔孔径分布的高精度核磁共振表征　128
七、页岩含气性测井定量评价　130
八、岩石力学参数计算　136
九、页岩气水平井测井解释评价　137
十、页岩气测井评价实例　141
第四章　页岩气地震解释预测技术　144
**节　岩石物理建模及分析　144
一、页岩岩石物理建模　144
二、岩石物理分析　150
第二节　构造精细解释　158
一、合成记录与层位标定　158
二、构造精细解释　159
三、断层解释　161
第三节　裂缝预测　162
一、叠后地震裂缝预测　162
二、叠前地震裂缝预测　166
第四节　页岩目的层段地质甜点预测　171
一、厚度预测　171
二、TOC预测　173
三、孔隙度预测　174
四、含气性预测　175
第五节　页岩层段工程甜点预测　179
一、脆性预测　179
二、应力场预测　182
三、页岩目的层压力预测　187
第五章　压裂目标优选与压后评估技术　191
**节　页岩水平井段内分段压裂裂缝扩展模拟方法　191
一、物理模型　191
二、数学模型　192
第二节　页岩气水平井分段压裂选段及簇间距优化技术　196
一、页岩气水平井压裂选段技术　196
二、页岩水平井分段压裂簇间距优化技术　198
第三节　页岩压裂主裂缝与天然裂缝间相互作用　204
一、天然裂缝控制压裂缝扩展　204
二、裂缝性地层裂缝扩展数学模型的建立　205
三、天然裂缝对主裂缝扩展的影响　210
四、计算实例　218
第四节　页岩气压后评价技术　223
一、页岩气井压裂微地震监测技术　223
二、其他页岩气水平井压后评估技术　226
第五节　重复压裂技术　229
一、重复压裂增效机理　229
二、重复压裂选井选段原则　232
三、重复压裂选井选段方法　232
四、重复压裂改造时机　233
第六章　页岩气藏地质模型建立技术　235
**节　页岩气藏地质建模进展与面临的难点　235
一、页岩气藏地质建模概念及研究进展　235
二、页岩气藏地质建模面临的困难与挑战　236
第二节　建模思路与网格确定、模型分类　237
一、建模思路　237
二、建模范围确定与网格划分　237
三、页岩气藏地质模型分类　238
第三节　建模基础资料收集整理与可靠性分析　239
一、井数据　239
二、地震数据　239
三、地质解释数据　240
四、试井和动态数据　240
五、压裂施工数据　240
六、其他数据　240
七、数据检查与可靠性分析　240
第四节　构造模型和小层发育模型建立　241
一、构造模型建立　241
二、小层发育模型建立　242
第五节　页岩气藏基质地质属性模型建立　242
一、基质地质属性模型建立的一般流程和技术　242
二、基质地质属性模型建立实例　244
第六节　页岩气藏天然裂缝模型建立　246
一、页岩储层天然裂缝表征主要特点　246
二、天然裂缝地质模型建立一般流程与方法技术　247
三、页岩气藏天然裂缝模型建立实例　249
第七节　页岩气藏人工裂缝模型建立　251
一、人工裂缝地质模型建立一般流程及方法技术　251
二、人工裂缝模型建立实例　253
第八节　地质模型融合与质量控制　262
一、地质模型融合　262
二、模型粗化　263
三、模型质量控制　263
第七章　页岩气解吸附与流动机理　264
**节　页岩气孔隙赋存方式及机理　264
一、等温吸附实验　264
二、吸附的分子模拟研究　268
第二节　页岩纳米级微孔中气体流动机理研究　279
一、纳米级孔隙气体流动的分子动力学模拟　279
二、纳米级孔隙中气体流动微观机理的数学模型　288
三、单相渗流实验—扩散系数实验测定　294
四、页岩纳米级孔隙中气体流动机理　296
第三节　页岩储层应力敏感性　297
一、页岩储层应力敏感性实验评价　297
二、龙马溪组页岩储层应力敏感性实验结果　298
第八章　页岩气井产能评价与页岩气藏动态分析技术　306
**节　页岩气井物质平衡快速产能评价方法　306
一、页岩气多段压裂水平井渗流特征　306
二、页岩气多段压裂水平井拟稳态产能评价方法　308
三、页岩气井物质平衡快速产能评价方法　311
第二节　页岩气多段压裂水平井非稳态产能预测方法　314
一、页岩气藏多尺度渗流数学模型　314
二、页岩气多段压裂水平井非稳态产能模型　318
三、页岩气多段压裂水平井产量变化影响因素　322
四、多参数自动历史拟合优化算法　325
五、页岩气井实例应用　325
六、页岩气井产能影响因素　327
第三节　页岩气井动态储量评价方法　332
一、页岩气藏物质平衡方程及动态储量评价方法　332
二、定产生产条件下的流动物质平衡和动态物质平衡储量评价方法及应用　333
三、变产变压生产条件下的动态物质平衡储量评价方法及应用　336
第四节　页岩气井产量递减曲线分析方法　338
一、定压降产生产页岩气井产量递减曲线分析方法　338
二、变产变压生产页岩气井规整化产量递减曲线分析方法　344
第五节　页岩气数值模拟技术　346
一、页岩多尺度孔隙介质中流体流动数学模型　347
二、页岩气藏多尺度孔缝介质耦合流动数值模型　351
三、页岩气藏数值模型求解方法　352
四、应用　 352
第九章　页岩气采气工艺技术　355
**节　页岩气水平井储层-井筒一体化数值模拟　355
一、页岩气储层解吸、扩散与渗流数学模型　355
二、页岩气井井筒多相流动计算　360
三、页岩气储层与井筒耦合流动模型　364
第二节　页岩气田气井井筒流动规律　366
一、水平井流动稳定性实验研究　366
二、页岩气井井筒积液判别方法　369
第三节　页岩气排采工艺优选理论及方法　375
一、排水采气工艺对比分析　375
二、水平井排水采气工艺　376
第十章　页岩气田高产规律及开发目标评价技术　384
**节　高产规律及其控制因素分析　384
一、地质条件　384
二、压裂工程条件及效果　389
第二节　开发目标评价与开发技术政策论证　394
一、开发目标评价技术　394
二、开发技术政策论证技术　397
参考文献　409

展开全部

海相页岩气藏精细描述与开发优化技术节选

**章富有机质页岩发育特征研究页岩气储层是富有机质页岩，其基本特点是颗粒细、有机质含量高，推测距离物源区远、沉积于深水、水体总体动力弱、生物发育、强还原环境。这种沉积环境在海相、陆相及海陆过渡相均可能存在，只要该环境展布足够大、距离物源区足够远即可。具体而言，海相富有机质页岩主要发育在深水陆棚-陆坡，海陆过渡相富有机质页岩主要发育在相对深水区，陆相富有机质页岩主要发育在深湖等。按此条件要求，我国四川盆地及周缘是发育各类富有机质页岩的良好地区之一。下面以四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组一段为例，阐述富有机质页岩发育特征。 **节富有机质页岩发育背景一、区域地质演化四川盆地及周缘是在太古宙—古元古代结晶基底与中元古代褶皱基底上逐步发展形成的。袁玉松等(2020)收集整理前人成果①，认为四川盆地自震旦纪以来经历了扬子期、加里东期、海西期、印支期、燕山期、喜马拉雅期六个主要构造旋回，具体特征如下。扬子期构造旋回：包括晋宁运动和澄江运动，以晋宁运动为主。晋宁运动是发生在震旦纪以前(850Ma左右)的一次强烈构造，它使前震旦纪地槽褶皱回返，扬子准地台普遍固结成为统一基底。早震旦世早期，在黔江、都匀一线以西为古陆，以东榕江、怀化一带出现裂谷性质的以陆源碎屑岩为主的沉积，厚达1500～5000m；晚期(南沱期)为大冰期，冰川冰碛砾岩一般厚50～3000m。晚震旦世开始出现相对稳定的被动大陆边缘的初期特征。晚震旦世早期的陡山沱期，在华蓥山基底断裂以东，主要沉积黑色页岩夹泥质白云岩、磷块岩，厚50～300m；在华蓥山基底断裂以西，沉积两套不同的紫红、黄灰色砂泥岩、泥质白云岩夹磷质岩组合。晚震旦世晚期的灯影组沉积期，出现西高东低、西浅东深的海盆特征，川东南地区属于局限海碳酸盐岩台地白云岩夹膏质白云岩沉积，残厚500～1000m；长宁附近有咸化潟湖的膏盐存在。震旦纪末的织金运动(或桐湾运动，570Ma左右)表现为大规模抬升，灯影组上部广遭剥蚀。该期澄江运动导致了一次大规模的海侵，产生陡山沱组较厚的黑色页岩层。加里东期构造旋回：早寒武世早期一次大规模海侵与缺氧事件，沉积了牛蹄塘组黑色碳质页岩、粉砂质页岩，厚度为50～200m。中晚寒武世，大面积出现半局限—潟湖相碳酸盐岩沉积。中奥陶世—志留纪，古太平洋板块向西俯冲，导致中上奥陶统和下奥陶统湄潭(大湾)组大面积剥蚀殆尽，部分地区已剥蚀至红花园组；到志留纪，乐山—龙女寺古陆(或川中古陆)、黔中—滇东古陆(或黔中古陆)和雪峰南部古陆(或江南古陆)形成。另一次海侵发生在晚奥陶世和早志留世，沉积了五峰组—龙马溪组含笔石黑色页岩，厚度具有西南部薄、东南部厚的特点，为一套优质烃源岩，即富有机质页岩层。志留纪末的广西运动导致华南地台与扬子地台拼接而组成新的华南陆块(又称南华板块)，出现大面积的古陆，板内差异升降形成隆拗格局。总之，该期两次大规模的海侵沉积了下寒武统巨厚的黑色页岩与上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组黑色页岩。海西期构造旋回：广西运动后，四川盆地及边缘通过“填平补齐”方式，堆积了厚度不大的泥盆系—石炭系沉积；而川东南地区大部处于古陆且又在石炭纪末经历了云南运动的抬升剥蚀，缺失泥盆系—石炭系沉积。早二叠世早期，由于全球海平面上升，海水自南而北席卷淹没了整个扬子古陆区，沉积了厚350～500m的浅海碳酸盐岩；晚期，由于受古特提斯洋打开的强烈拉张作用的影响与区域性的东吴运动的影响，沿北东向的华蓥山断裂产生玄武岩溢流。晚二叠世，水体自西而东加深，涪陵、贵阳一带以西为冲积平原相的砂泥岩及海岸平原相含煤砂泥岩，称龙潭相区，赤水一带属此相区；以东为灰岩相区，称吴家坪相区。晚二叠世晚期(长兴组沉积时期)，宜宾以东至万州一带大面积为正常浅海相灰岩，古宋、自贡以西为滨海平原相砂泥岩。印支期构造旋回(前陆隆起演化阶段)：发生了四川盆地由海相沉积向陆相沉积转变。早三叠世早期，川东南地区大面积沉积飞仙关组滨海平原相页岩、粉砂岩，泸州、赤水地区为潮下碳酸盐岩、砂泥岩，厚450～500m；早三叠世晚期沉积嘉陵江组灰岩、白云岩、膏岩。中三叠世，海盆更为封闭，沉积雷口坡组白云岩、泥质白云岩夹泥岩，中三叠世末期形成“周缘大前陆盆地”，出现北东向展布的“泸州古隆起”和北部万州以西的“开江古隆起”，为前陆隆起的核心部位。晚三叠世晚期(诺利期—瑞替期)的晚印支运动(205～195Ma)，龙门山前强烈拗陷，进入川西类前陆盆地演化阶段，须家河组自北西向南东方向扩展形成超覆沉积，赤水、涪陵以东须家河组厚250～50m，以西至泸州厚500m左右，成都一带厚达2000m，由西向东沉积了滨海—湖泊—河流含煤碎屑岩相，从此结束了全区海相沉积历史。燕山期构造旋回(前陆隆后拗陷演化阶段)：出现江南古陆、龙门山古陆、大巴山古陆。在川西前陆盆地沉积背景下，该前陆隆后拗陷更多具有前陆隆起(泸州—达川)之后的隆后拗陷色彩。侏罗纪末—早白垩世晚期为燕山运动主幕(140Ma左右)，川东、川中地区也隆起成陆，大面积缺失下白垩统—古近系沉积。侏罗系和白垩系沉积由陆相红色砂岩、泥岩和黑色页岩组成，厚度为2000～5000m。该期发现多次大规模湖平面上升与多个陆相富有机质页岩层，尤其是下侏罗统巨厚的富有机质页岩层。喜马拉雅期构造旋回：喜马拉雅运动时期(距今80～3Ma)来自太平洋板块的挤压使川西地区于古近纪、新近纪(即喜马拉雅运动Ⅰ幕)发生强烈的褶断推覆运动；至喜马拉雅运动Ⅱ幕四川盆地完全隆升，在川东北地区形成了大量高陡构造或隔挡式褶皱，结束了大型陆相湖盆的沉积历史。二、区域地层发育特征在上述区域地质演化的控制下，四川盆地及周缘白垩系及以前的地层发育比较齐全，且均分布广泛。其中发育陡山沱组、牛蹄塘组、五峰组—龙马溪组、泥盆系—石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系共七套富有机质页岩，具体见表1-1。三、区域构造特征在上述六个主要构造旋回的叠加改造下，四川盆地及周缘呈现较复杂的区域构造特征，其构造单元划分如图1-1所示。图1-1四川盆地及周缘地区构造单元划分图四川盆地西部和北部为大型前陆盆地型拗陷，除山前构造较复杂外，其他部位构造均较简单，埋深*大；中部及西南部构造昀简单，埋深较大；在东部华蓥山断裂至齐岳山断裂之间为隔挡式褶皱，可以细分为川东高陡背斜构造带、川南低缓背斜构造带，构造带主要呈NE向，狭长的背斜与宽缓的向斜依次排列，背斜与向斜的宽度比为1︰3～1︰4，背斜核部地层主要为三叠系，向斜核部地层主要为侏罗系，南部边缘可保留白垩系，背斜轴部多有逆冲断层，在成排高-低陡构造之间还发育大量低缓的箱状背斜、短轴背斜、断鼻等；齐岳山断裂以东为湘鄂西冲断褶皱带、武陵褶皱带，四川盆地以南为黔西北宽缓褶皱带，这些地区总体遭受剧烈抬升剥蚀，仅在残余向斜中保留古生界地层，构造复杂，断裂发育。第二节层序地层分析与小层划分技术一、层序地层分析技术 (一)层序地层分析思路与方法页岩属于细粒沉积，具有沉积速率低、沉积时间长、沉积厚度薄的特点，这使其层序地层划分，尤其是关键层序界面的识别成为难点。自2006年以来，页岩层段的层序、体系域的准层序的划分与对比受到空前重视(李一凡等，2012)。同时，依据年代框架内的层序对比，建立等时关系以预测富有机质页岩在该区的厚度变化与分布形态，类似的例子是由Hammes等(2011)对路易斯安那州上侏罗统海恩斯维尔(Haynesville)页岩所做的层序分析。本书借鉴Vail等(1977)经典层序地层学理论与方法，结合页岩气勘探开发实践，总结了一套页岩层段层序地层分析的思路。总体思路是：地震剖面反射终止定“层序关键界面”、陆架坡折(海相)或关键坡带(陆相)定“低水位体系域”(LST)、测井定“准层序组类型”、岩心定“准层序或相序”，综合分析建立等时层序格架，预测生、储层等空间分布。具体研究流程与方法如下。 **，识别与确定层序关键界面。地质上，根据厚度快速变薄、岩性岩相突变、水深快速加深或变浅、红色标志层、进退积转变等特征识别层序界面、昀大海泛面、初始海泛面等关键界面；从测井上，依据测井曲线跳跃突变或包络形态明显变化识别层序关键界面；尤其是从地震剖面上，利用上超、下超、顶超与截切等地震剖面反射终止类型识别出层序关键界面。由于含气页岩层段的岩性岩相变化不大，电阻率因纯页岩中基本不含水而导致敏感性变差；不过，因总有机碳(TOC)与密度呈很好的正相关关系，密度曲线变化、波动和峰值非常明显，对层序关键界面的识别是有利的。与此同时，含气页岩层段的厚度比较稳定且薄，使层序关键界面的识别难度增加。第二，确定是否发育低水位体系域。根据陆架坡折(海相)或关键坡带(陆相)、初始海泛面与低水位楔体特征来共同判断低水位体系域。根据陆架坡折或关键坡折带，可以较好地划分出低水位体系域，因为低水位体系域位于陆架坡折或关键坡折带的上、下倾方向的附近，远离陆架坡折或关键坡折带的部位则无低水位体系域。第三，确定准层序组类型。通过测井曲线包络形态组合类型，在体系域内，识别出进积、加积、退积测井曲线组合类型，从而明确进积、加积、退积序列的准层序组。当然，针对纯页岩层段来说，因为岩性岩相变化不大，可能属于弱进积、弱加积、弱退积，识别难度加大。可以通过野外露头剖面与几何学关系，协同识别出准层序组类型。第四，确定准层序或相序。通过岩心观察、野外露头剖面实测，根据高级别旋回或相序即正、反、复合旋回，在准层序组内识别出准层序。第五，建立等时层序格架。在识别层序关键界面与低水位体系域的基础上，综合分析，划分出单井三级层序、体系域，建立层序地层划分方案。结合高级沉积旋回、测井曲线组合样式，划分出准层序；井-震结合，借助地震合成记录标定和垂直地表剖面(VSP)标定，以地层标志层和昀大海泛面，进行层序地层对比，建立等时层序格架；预测层序、体系域级的富有机质页岩空间分布。 (二)单井层序地层划分及特征 1.焦石坝地区 1)界面识别与层序划分本书在五峰组—龙马溪组一段含气页岩段自下而上可识别出两个三级层序即SQ1与SQ2(图1-2)，以及4个体系域。这些三级层序界面较为清楚。其中，层序SQ1底界面的上、下岩性岩相均发生突变且测井曲线跳跃突变；在地震剖面上，SQ1底界面表现为强相轴、上下反射层呈整一关系(图1-3)；测井组合类型由界面下的块状箱形向界面上的钟形转变。SQ2顶界面的岩相与测井相变化明显。该界面之下为五峰组黑色硅质岩夹碳质页岩，双壳多、笔石少量；界面之上为龙马溪组黑色碳质页岩，笔石丰富、种类多；测井组合类型由界面下的钟形向界面上的泥岩基线平直形发生变化。层序SQ3顶界面出现岩性岩相突变、水深快速变浅、测井曲线明显变化等标志，由呈泥岩基线平直形转变为箱形或漏斗形；在地震剖面上，SQ3底界面为弱相轴，局部为强相轴，上下反射层呈整合关系。然而，SQ3的顶界面在地震剖面上却均为强相轴。SQ3顶界面之下为黑色或深灰色页岩，顶界面之上为灰绿色泥质粉砂岩与粉砂质页岩。总之，在地震剖面上，SQ1的底界明显而清晰，但厚度小；SQ2顶、底界面均为弱相轴，但厚度大、地层均质。 SQ1*薄，富硅质、退积明显。SQ2较薄、富泥、进积明显，其中焦页1井TST发育富有机质页岩，加上五峰组厚度共计38m。SQ3厚度大，相对富砂，退积明显。

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