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注重实践 提高技能 敬业精业——中国石油化工股份有限公司华东分公司成果展示

2013-06-24

在地质事业备受重视、找矿突破战略行动蓬勃开展的大背景下,中国地质学会组织的“十大地质科技进展”和“十大地质找矿成果”评比更加注重成果的创新性与实效性。2012年度的候选项目实力普遍较强,大多是各系统、各部门推荐的科研、生产等领域的年度地质重大科技进展与找矿成果,能够在全行业推广地质找矿新思路新方法、推出典型案例、加快科技成果的转化与应用等方面发挥较强的引领、带动作用。经过地勘行业专家的严格评审,中国石油化工股份有限公司华东分公司在此次“双十”年度评选中独中两元。“延川南煤层气勘探开发项目”获2012年度十大地质找矿成果,“彭水区块页岩气勘探项目”获2012年度十大地质科技进展。

 

成果一:中国石化首个煤层气气田已见雏形

延川南区块位于鄂尔多斯盆地东南缘,区块面积701.46平方公里,中国石油化工股份有限公司华东分公司自2008年开始在该区开展煤层气勘探以来,始终坚持以实现规模建产为目标,通过夯实基础研究,强化地震勘探,优化井位部署,20105月延1井首先获得工业气流突破,单井试气最高日产量达到2632方。在延1井获得突破的基础上,按照单井突破小井组试验大井组试验整体开发的整体部署思路,截至20121031日,日产气已达3.2万方,已有16口井日产气大于1000方,实现了煤层气由单井排采突破到面积排采突破质的飞跃。落实三级储量556亿方,2011年提交探明储量106.5亿方,2012年可探明储量101.3亿方,共探明储量207.8亿方。目前全区煤层气整体开发规划方案的编制工作基本完成,延川南区块即将成为中石化第一个煤层气产能建设示范区。

一、延川南区块勘探取得全面突破

延川南1000米以浅的谭坪构造带有5口探井、1口开发评价井,获得1000方/天以上的稳定日产气量;1000米以深的万宝山构造带目前已有3口探井日产气量超过1000方/天,全区共计有9口煤层气探井(含1口开发评价井),单井试气获得日产气10962632方/天的突破,平均单井日产量达到1664方/天,延川南气田由局部点突破,实现全区多点突破,证实延川南气田单井试气产能。

2 延1试验井组产量分布图

二、开发试验井组实现了由单井突破到面积排采整体突破质的飞跃

通过大试验井组排采试验,证明350×300米井距、矩形井网基本适合延川南煤储层,为大面积推广提供了依据。

2011年谭坪构造带延1井单井排采获得工业突破,围绕延1井部署7口直井,形成8口井规模的小试验井组,后又追加部署20口直井以及1U型井,建立29口井规模的大试验井组进行面积开发试验。截至目前延1试验井组全部投入排采,试验井组内中心井产量基本全部突破1000方/天,井组整体排采时间约在1年以后,产量逐步稳步增长,煤层气井组面积排采的试验效果逐步显现。

井组排采结果进一步落实直井产能,开发方案核心参数进一步明确。

三、煤层气富集高产规律逐步落实

通过勘探开发一体化评价和井组排采试验,煤层气富集高产规律逐步落实,煤层气开发主要目的层为二叠系山西组2号煤层,主体部分处于潮湿森林沼泽相带,煤层内夹矸不发育,煤体结构以块状碎裂煤为主,全区分布稳定、滞留水环境产生高地层压力梯度,高解吸压力,利于富集高产,具备整体开发的条件。

四、煤层气开采的配套工程、工艺技术基本成熟

针对煤层气低成本的开发要求,结合低渗透、易垮塌的储层特征,优化形成低固相聚合物钻井液、缩小井眼尺寸、三级变二级井身结构及滑移轨道式平台丛式钻井技术,以及高液量(600-800方)、高排量(68方/分)、高强度(910方/米)、低伤害(活性水)的三高一低特色压裂技术,形成以连续、稳定、缓慢为原则的排采制度,确保稳产期长。目前延川南气田已有2口井稳产期已经超过400天,15口井稳产期超过200天。

五、经济有效开发前景逐步显现

井组面积试验,日产能获得整体突破,进一步证实了延川南经济有效开发的潜力。延川南整体开发方案在UV型井效果暂时没有体现的情况下,产能评价主要以延1井组试验成果为依据,目前全区煤层气整体开发规划方案的编制工作基本完成,计划分二年时间在谭坪构造带及万宝山构造带建成5.2亿方产能的开发区,计划利用老井120口,新钻井890口,新钻进尺106.8万米,动用含气面积170平方千米,动用地质储量153亿方,预计投资30.7亿元,内部收益率13.9%。按照工作进程预计20133月至6月申请延川南区块开发方案的总体审查。

成果二:彭水区块海相页岩气实现战略性突破

 

彭水区块是中国石油化工股份有限公司华东分公司2010年获得页岩气探矿权的专属区块,区块面积6837.087km2。该区块位于武陵褶皱带的彭水-德江褶皱带,处在“槽-档”过渡区,构造形态以NE向复向斜和复背斜相间分布为主。华东分公司自2010年获得页岩气探矿权后,通过地下与地面、地质与工程、宏观与微观的精细刻画,紧紧围绕如何寻找“甜点段”、核心区,如何解决页岩气勘探开发的技术瓶颈,开展了以下几方面的工作,一是建立适合中国南方复杂构造区不同尺度的页岩气选区评价方法;二是优选盆地内和盆地外多个有利目标区;三是部署实施的彭页HF-1井获得中国南方海相页岩气勘探的突破;四是初步形成了适应性的页岩气地质评价方法和配套工程工艺技术。

一、创新性建立了适合中国南方复杂构造区不同尺度的页岩气选区评价方法

针对盆地内、外不同构造带的构造地质和沉积地质条件,结合富有机质页岩的形成、烃的转化、有机质的演化、页岩气富集、储集空间的改造和页岩气保存等因素,按照有利区带、稳定区和甜点段三个尺度进行评价。有利区带主要是通过页岩发育的地质年代、沉积环境、页岩矿物组成特征以及优质页岩厚度等条件在宏观上选定;稳定区评价是在有利区评价的基础上,以页岩气保存条件研究为重点,开展构造位置(盆内、盆缘、推覆构造带等)、构造样式、断裂对页岩气保存影响、页岩埋深、分布面积、地化指标及地表地形、交通和水资源等综合评价,优选出重点勘探目标;甜点段主要是在页岩气“富集甜点段”中优选钻井和压裂的“工程甜点段”,富集甜点段主要考虑页岩的生烃潜力和页岩气的赋存与富集因素,工程甜点段则更注重工程条件,主要关注地层的脆性和地应力条件,综合评价确定页岩气勘探开发的“甜点段”。

二、优选了桑柘坪向斜作为页岩气勘探突破的有利目标区

二维地震资料精细解释,认为桑柘坪向斜远离构造活动带,变形强度弱,断裂不发育,主力目的层龙马溪组–五峰组泥页岩区域上分布稳定,厚度较大,封隔条件较好,有利于页岩气保存,在此基础上部署实施了彭页HF-1井,取得了中国南方海相页岩气勘探的战略突破。

三、彭页HF-1井的突破展示了桑柘坪向斜龙马溪组页岩极好的勘探前景

1.彭页HF-1井产量稳定,证实龙马溪组页岩气具有良好的可采性

彭页HF-1井自2012514日开始试气,采用快速、持续的排液思路,取得了明显的效果。截至1113日,累计返排9711方,返排率59.53%,获得了日产2万方以上的稳定产量,累产179万方,甲烷含量稳定在99.2%CNG建站进展顺利,预计12月初能够开始销售。

2.彭页HF-1井揭示了龙马溪组页岩气成藏特征

1)页岩整段含气,下部硅质页岩富气;

2)页岩纳米级孔隙及微裂缝发育,吸附气含量高,是获得稳定产能的基础;

3)龙马溪组下部页岩生物成因硅质含量高,有利于压裂改造

3.彭水区块桑柘坪向斜具有整体含气特征

近期以桑柘坪向斜为勘探评价重点,集中力量尽快形成一个具有一定规模的页岩气产能建设区,相继部署实施了彭页2HF3HF4HF井。目前彭页2HF3HF4HF井均已进入水平段,并见到良好页岩气显示,其中彭页4HF井目前全烃含量最高为15.96%,平均为12.2%,并有进一步增大的趋势。

四、初步形成适应南方构造复杂区页岩气勘探开发的工程工艺技术系列

针对中国南方复杂的地质特点,结合工程条件和页岩气压后快速返排的要求,主要引进旋转导向技术有效控制长水平段井眼轨迹;引进高性能油基钻井液技术保持水平井壁稳定性;引进泵送桥塞多级分段压裂技术提高单井产量;自主创新和研发了双密度双凝弹塑性泥浆固井技术提高固井质量,研发变频调速和多级气水分离排液技术实现低压–常压、大压裂规模的快速平稳排液。通过引进和自主创新的方式,实现了彭页HF-1井水平井钻井工程施工,取得了良好的效果。

五、彭页HF-1井勘探突破对渝东南地区页岩气勘探具有重要的带动意义

根据向斜构造与地层展布特征,结合含气性初步估算,桑柘坪向斜页岩气资源量为16752786亿方,气藏具有分布连续、甜点段明确、可采性好等特点,具有实施井组开发试验、评价页岩气经济可采性的条件,以获取不同井距、压裂规模、水平段长度等开发参数,为探索“井工厂”模式及配套国产化钻采工艺技术,建成30亿方产能奠定基础。

评价认为南川向斜及古蔺向斜是盆地内页岩气勘探突破的现实目标,武隆向斜、道真向斜、关口背斜、湾地向斜是盆地外褶皱带内页岩气勘探突破的现实目标。

中石化在渝东南探区共有彭水、南川、綦江南和仁怀等9个龙马溪组页岩气勘探有利目标,具有和彭水相似的页岩气成藏特征,总面积约6804平方千米,资源量约2.84万亿方。