页岩Ⅰ区块储层布井方案及优选

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昭通国家级页岩气示范区太阳区块浅层页岩气的立体开发

增刊 1
何勇等：昭通国家级页岩气示范区太阳区块浅层页岩气的立体开发
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0 引言
目前，昭通国家级页岩气示范区已经建成 18×108 m3/a 的页岩气产能，其中埋深浅于 1 500 m 的浅层页岩气区块年产气量占比达 45%，是该示范区页岩气主要产能贡献区域之一。随着页岩气勘探开发力度的加大，寻找新增资源接替区的难度也越来越大，提高储量动用程度和采收率就成为目前新区 / 老区建产、上产、稳产的工作目标。针对页岩储层平面分布稳定、纵向厚度大的特征，研究区采用目前国内常用的单一靶体、400 m 左右井距的水平井网体积压裂的开发方式，普遍存在着储量动用率低、采收率低等问题。近年来，针对非常规储层的压裂改造，开始试验小井距和多层立体开发 [1-2]。如北美 Woodford、Marcellus 页岩气田尝试小井距、立体开发技术，取得了较好的降本增效效果 [3] ；Pankaj 等 [4] 采用地质工程一体化建模和数模的方法，评价了 Marcellus 页岩气井的井距，认为在当前压裂工艺条件下，最优井距在 300 m 左右，并提出井距与压裂规模密切相关；苏里格气田的开发，井距由 800 m 缩短至 500 m 后，采收率提高 15%[5]。在昭通页岩气示范区 YS108 井区，水平井组井间距缩小至 250 m，采用纵向错层开发，采收率提高 7%[6]。
示范区太阳区块下志留统龙马溪组浅层页岩气 Y102H11 井组的北半支井为例，通过 Petrel 建模软件建立地质模型，采用 Visage 地
应力模拟软件还原压裂施工前后三维地应力场变化，运用非常规裂缝模型精细模拟水力压裂裂缝的扩展过程，然后使用 Intersect 模

南川常压页岩气定测录导一体化技术应用研究

94南川常压页岩气地处重庆市南川区、武隆区、彭水县境内。

所属构造隶属于四川盆地川东南构造区川东高陡褶皱带，按照构造特征和区域可分为平桥南区、焦页10井区、东胜区块、阳春沟区块和彭水区块等。

随着页岩气勘探开发步伐的加大，焦页10井区和东胜区块地质条件更加复杂，主要表现为目的层埋深变化大、地层产状变化大、高陡构造复杂等特征。

为保障采气量，对优质储层钻遇率要求更高，增加了钻井施工和地质导向难度，导致部分井施工周期普遍超设计工期。

为满足南川区块复杂构造条件下钻井提速提效，整合定测录导一体化技术，实施工程地质融合，打破定向、录井、地质导向、测井等单技术的局限性，深化目的层展布及地质特征研究，解决复杂构造条件下高造斜率轨迹调整频繁、工具匹配性差、设备资源信息共享难、随钻资料利用率低、地质建模精度差等问题，起到提升钻井风险控制能力、提高复杂地质条件下储层钻遇率、提升钻井时效之目的，为钻井和后期压裂提供技术支撑，实现勘探开发降本增效。

1 定测录导一体化技术定测录导一体化技术是以地质研究为基础，结合定向、录井、地质、测井等工程的专业技术优势，依托智能井场信息平台、三维地质导向系统，利用随钻测量、测井参数和岩性、钻时、气测、元素等资料，通过横向、纵向地层精细对比，实时准确识别地质目标层，形成通过定向钻井工艺引导钻头向地质目标层钻进的多学科、综合性工艺技术，以确保地质目的的实现，促进钻井的提速提效[1]。

定测录导一体化技术工作思路：地质导向与钻井、定向、录井进行有效沟通与协调，在保证地质目的的情况下，优先选择水平段穿行层位，寻求地质甜点、工程甜点和效益甜点的“最大公约数”，及时优化轨迹，保证井眼平滑，保障钻井工程提速提效。

1.1 定向工具选型1.1.1 定向工具类型目前在页岩气定向施工过程中常用的工具有旋转导向、近钻头和常规焊管生产工艺（LWD）等工具，由于厂家不同，3种定向工具各具特色，各有优点和缺点[2]。

其中旋转导向具有提速南川常压页岩气定测录导一体化技术应用研究杨远刚中石化经纬有限公司华东测控分公司江苏扬州 225100摘要：为推进南川常压页岩气高效勘探开发，严格落实“四提”管理要求，推广应用定测录导一体化工作模式，通过定向工具选型、优选水平段穿行层位、优化井眼轨迹、完善信息平台和导向软件，形成了定测录导一体化技术。

下扬子盆地页岩气有利储层分布及测井评价技术

下扬子盆地页岩气有利储层分布及测井评价技术摘要：下扬子盆地广泛发育了多套黑色碳质页岩，其形成条件、地质背景、沉积环境等均与北美页岩气藏具有较好相似性，具备形成页岩气藏的有利条件。

本文通过对下扬子盆地页岩层分布、岩性特征以及页岩地化参数等进行综合阐述，分析了下扬子盆地页岩气资源勘探开发前景，并总结了页岩储层的测井评价思路和技术。

关键词：下扬子页岩气储层评价吸附气1 地质背景1.1下扬子盆地页岩气资源概述下扬子地区从晚震旦世开始至中三叠世沉积了三套巨厚的海相烃源岩系，即上震旦统－上奥陶统、石炭系－二叠系、下三叠统海相烃源岩，其热演化特点各不不同，有的处于成熟干气阶段、有的处于生油阶段晚期，少数处于未成熟阶段，总体烃源条件极为理想，具有良好的油气勘探前景，多年来区域所部署的钻井中也频频见到油气显示，但基始终未获油气突破，很尴尬的成为中国最后一个没有找到规模性油气田的大型沉积盆地。

下扬子盆地未获突破的原因很多，地质上认为主要原因是燕山早、中期构造运动的强烈挤压严重破坏了原有油气藏，但这种构造运动对烃源岩中残余气破坏极为有限，再加上页岩气自生自储以及以吸附气为主的储层特性，因此在烃源岩中寻找页岩气，为下扬子地区油气资源的勘探提供了斩新思路，初步匡算的页岩气资源量是8436亿立方。

1.2页岩气有利储层分布目前下扬子盆地已钻油气井页岩气主要分布在二叠统，其中中-上二叠统泥页岩主要分布在龙潭组、大隆组，区域上分布在皖南-浙北-苏南及苏北南部，厚度一般在50～200m，大隆组主要分布于皖南芜湖-苏南句容-苏北海安一线，厚度一般在20～50m；下扬子区下二叠统泥页岩分布广泛，主要在沿江断裂以南地区，栖霞组和孤峰组的厚度均在50～100m。

而页岩厚度和分布面积是保证页岩气藏有足够的有机质及充足的储集空间的重要条件。

其中在大隆组、龙潭组、孤峰组稳定发育厚度较大（厚度大于100米）的页岩，页岩微孔隙发育，薄片分析页岩中富含脆性矿物，且埋藏深度适中，一般为1400-3500米，录井显示裂隙含气，气测异常，页岩有机碳含量TOC>2%，热演化程度R0：1%-1.35%，有机质演化处于生气窗，具备页岩气藏生成的有利条件，是页岩气勘探的有利区块。

胜利油田页岩油气藏体积压裂工艺的应用及探索—以樊页平1井的开发为例

胜利油田页岩油气藏体积压裂工艺的应用及探索 —以樊页平1井的开发为例发布时间：2021-09-13T01:49:46.667Z 来源：《工程管理前沿》2021年第13期作者：刘军杰1，刘长1，王勇1，万明慧2，马琳1，田杰1 [导读] 我国页岩油气资源丰富，勘探开发潜力大，近年来胜利油田响应国家号召，将非常规页岩油气资源的勘探与开发提上议程。

刘军杰1，刘长1，王勇1，万明慧2，马琳1，田杰11.胜利油田分公司石油工程监督中心，山东东营；2.钻井工艺研究院，山东东营摘要：我国页岩油气资源丰富，勘探开发潜力大，近年来胜利油田响应国家号召，将非常规页岩油气资源的勘探与开发提上议程。

通过借鉴美国页岩油革命和四川页岩气开发的成功经验，优选胜利油区甜点稳定连续，岩性物性、含油性强的页岩油区块开展水平井分段压裂先导试验，现场采用可溶桥塞射孔联作工艺、限流射孔理论、低成本现场混配压裂液体系和组合粒径支撑剂技术进行压裂改造。

同时针对该区块施工压力高、加砂困难的特点，不断探索改进压裂施工工艺，总结砂堵处理经验，针对性开展适合本区快的压裂改造方案。

经过体积压裂改造，樊页平1井8mm油嘴放喷制度下日产油202m3/d，日产气1.6×104m3/d，实现胜利页岩油Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层的有效突破，对胜利油田的储量接替和建设百年胜利而言具有重要意义[1-3]。

关键字：胜利油田页岩油体积压裂水平井甜点1资源与地质特征1 地质特征樊页平1井构造上位于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷樊119鼻状构造带北部，本区沙四上纯上亚段页岩油储层比较发育，导眼井与邻井小层对比显示，该区甜点连续稳定，中高程度演化，属于碳酸盐岩夹层型页岩油藏。

2 油气藏条件通过对测井曲线进行分析发现，该井存在灰岩含量高，孔渗条件差，泥质含量偏高的特点，脆性指数在0.35-0.45之间。

通过对不同岩相的烃源岩、含油性、储集性和脆性特征做进一步分析，将樊页平1井划分成72个油气层，其中Ⅰ类层195m/8层，Ⅱ类层722m/27层，Ⅲ类层1183m/37层。

页岩油气产量递减典型曲线预测推荐做法

页岩油气产量递减典型曲线预测推荐做法白玉湖;陈桂华;徐兵祥;陈岭【摘要】针对页岩油气产量递减典型曲线预测因预测方法不一致而导致预测结果因人而异的问题,建立预测产量递减典型曲线的推荐做法及基本流程。

对目前典型曲线模型进行分析和对比,给出典型曲线模型选择建议。

本文在典型曲线关键参数确定方法的基础上,建立了单井和区块确定性典型曲线预测流程;针对单井和区块,在有、无生产数据条件下,建立了相对应的不确定性典型曲线预测方法。

本文方法可为页岩油气产量递减典型曲线预测提供规范性做法。

【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2017(004)003【总页数】5页(P49-53)【关键词】页岩油气产量递减典型曲线推荐做法【作者】白玉湖;陈桂华;徐兵祥;陈岭【作者单位】中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE328页岩油气藏作为一种非常规油气藏，其储层非均质性极强，具纳米级孔隙尺度、纳达西级渗透率，因此其商业性开发必须依赖于对页岩储层的体积改造。

长水平井多级压裂技术是页岩油气得以商业开发的关键技术之一，体积改造进一步加剧了储层的非均质性，这导致了页岩油气产能评价技术与常规天然气具有很大的差别。

页岩气产能评价方法大体上可以分为3类：第一类是基于生产动态数据的典型曲线方法[1]；第二类是基于基质和裂缝耦合的气体渗流机理的简化解析方法[2-3]；第三类是考虑储层和流体复杂因素及渗流、解吸附等机理的数值模拟方法[4-7]。

目前工程实践中应用最广泛的就是典型曲线方法。

但在应用典型曲线预测递减的过程中仍旧存在一系列问题，缺乏统一的流程和方法，比如与典型曲线相关的关键参数的确定方法、典型曲线的预测流程、如何进行不确定性递减预测等。

本文以实践为基础，结合理论研究成果，给出了在页岩油气实际生产中确定产量递减典型曲线的推荐做法及基本流程，以期为页岩油气产能评价工作提供参考和指导。

威远地区龙马溪组页岩气储层测井解释分析

威远地区龙马溪组页岩气储层测井解释分析武文竞【摘要】针对四川盆地威远地区龙马溪组研究区是否具有勘探开发潜力的问题,以威远202井为例,结合常规测量以及微电阻率扫描成像(FMI)、声波扫描(Sonic Scanner)、元素俘获谱(ECS)和综合地层评价(ELAN)对目的层段龙马溪组页岩的有机碳、物性、含气性及裂缝特征进行了解释评价,得出该区龙马溪组储层矿物含量较好,中上部TOC含量较高,孔隙度约为4.2％,裂缝发育程度一般:高导缝的倾角集中在12° ～60°之间,为低—中高角度裂缝.微断层走向与高导缝走向较为一致,近北东—南西向,具有较好的勘探开发潜力.%Aimed at the problems of determining whether the study area has the potentials of exploration and development,the paper took Weiyuan 202 well as an example to explain and evaluate the characteristics of organic carbon,physical property,gas content and cracks of the target layer of Longmaxi shale by combining with conventional measurements and micro resistivity scanning imaging (FMI),acoustic scanning(scanner sonic),elemental capture spectroscopy(ECS) and comprehensive formation evaluation (ELAN).The research shows that the mineral content in Longmaxi formation is much better,High TOC content in the middle and upper,the porosity is about 4.2％,the degree of fracture development is general:high conductive fracture angle concentrated between 12 and 60 degrees,is low in high anglefracture.There are two groups of dominant direction:tendency of NNE-South South West,North East and west to southwest;micro faults and highseam have the same direction which is NE-SW.Longmaxi formation has the good potential of exploration and development.【期刊名称】《中州煤炭》【年(卷),期】2017(039)002【总页数】6页(P40-45)【关键词】威远地区;龙马溪组;页岩气;测井评价【作者】武文竞【作者单位】长江大学地球科学学院,湖北武汉430100【正文语种】中文【中图分类】P631.13;P631.8我国页岩油气资源丰富，但在规模效益开发方面还需要很长的探索过程[1]。

JY1HF井筇竹寺组页岩气体积压裂实践

JY1HF井筇竹寺组页岩气体积压裂实践刘斌;付育武【摘要】井研－犍为区块筇竹寺组页岩气为页岩气勘探突破的有力区块，储层埋深3500～4000 m，资源量为4658.1×108 m3。

JY1 HF井为区域内第一口水平井风险探井，储层表现为水平应力差异大（32 MPa）、脆性矿物含量中等（56.2％）等特征。

针对储层特征，通过体积压裂改造形成复杂裂缝网络，将大通径压裂技术、变排量控缝高技术、水平井分段优化技术、高砂比体积压裂技术等先进技术进行集成创新，并成功应用于JY1HF井。

该井压后在油压18.5 MPa下，测试产量5.9×104 m3／d，获得较好的增产效果，证实该套技术在井研－犍为区块具有较好的适应性。

%Qiongzhusi Formation shale gas is an exploration breakthrough in Jingyan-Qianwei block with a reservoir depth from 3 500 m to 4 000 m and a reserve volume of 4 658.1 ×108 m3 .The JY1 HF risk exploration well is the first hor-izontal one in the area,which has reservoir characteristics of large horizontal stress difference (32 MPa),and moderate brittle mineral content (56.2%),etc.According to reservoir characteristics,innovative integrating some advance technolo-gies such as large diameter fracturing technology,variable displacement fracture height control technology,horizontal well staged optimization technology,and high sand ratio volume fracturing technology,and so on,the volume fracturing was car-ried out to form complex fracture network and applied successfully in JY1 HF well.After fracturing,the test yield of the well was 5.9 ×104 m3/d under the pressure of 18.5 MPa and good yield-increasing effect was obtained.【期刊名称】《复杂油气藏》【年(卷),期】2016(009)003【总页数】5页(P69-73)【关键词】筇竹寺页岩气;体积压裂;参数优化;压后分析【作者】刘斌;付育武【作者单位】中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳 618000;中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳 618000【正文语种】中文【中图分类】TE357.13井研-犍为区块筇竹寺组页岩气为页岩气勘探突破的有力区块，储层埋深3 500～4 000 m，资源量为4 658.1×108 m3。

元素录井技术在页岩气井地质导向中的应用——以长宁区块L209H25-1井为例

中国石油大学胜利学院学报Journal of Shengli College China University of Petroleum2021年3月第35卷第1期Mar. 2021Vol. 35 No. 1doi : 10* 3969/j ・ issn. 1673-5935.2021.01而1元素录井技术在页岩气井地质导向中的应用——以长宁区块L209H25-1井为例于翔涛（中石化胜利石油工程有限公司地质录井公司，山东东营257000）［摘要］地质导向技术能有效提升水平井目的储层的钻遇率，在长宁区块的页岩气开发中被普遍应用。

以长宁区块L209H25-1井为例，引入元素录井资料作为地质导向依据，通过该井的钻前地质设计学习，地质导向中的入窗点的卡取和水平段的轨迹控制，详细探讨元素录井在页岩气井地质导向中的应用方法。

研究表明：利用地层元素分析资料进行精细地层对比与地质建模，是一种在川南地区页岩气开发中行之有效的水平井地质导向工作方法，能够完成水平井的安全、高效钻进,达到提高优质页岩储集层钻遇率的目的。

［关键词］页岩气;水平井;地质导向;元素录井［中图分类号］P631 ［文献标识码］A ［文章编号］1673-5935（2021）01-0045-06长宁区块位于扬子板块西缘，四川盆地川南低陡断折带与娄山褶皱带结合部位。

奥陶系五峰组五一段和志留系龙马溪组一段1小层的页岩储层作为水平井开发的地质导向目标储层,埋深在2 000-4 000 m 之间,优质储层厚度30-50 m,属于典型的页岩气气藏3〕。

该区页岩气的开采主要采用“长井段水平井+分级压裂”技术。

地质导向是水平井施工的关键技术之一，其主要目的是指导钻井施工, 保证井眼在有效储层穿行，关键节点是“入窗点的卡取”和“水平段的轨迹控制，，［3'5］0但研究区存在3个不利因素:①目的层埋深较大,预测深度和实际深度存在较大误差;②已钻井较少，邻井距离较远，地层对比难度较大，展布情况难以控制；③目的层下伏的奥陶系宝塔组极易发生工程事故，定向施工一般采用的LWD 测量设备探测器距钻头10-20 m,存在一定“测量盲区”，无法及时反映地层变化。

深层页岩气井产能的主要影响因素——以四川盆地南部永川区块为例

深层页岩气井产能的主要影响因素——以四川盆地南部永川区块为例曹海涛1,2,3　詹国卫1　余小群1　赵勇11. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院2. 中国石化西南油气分公司博士后科研工作站3. 西南石油大学博士后科研流动站摘　要　影响深层页岩气井产能的地质和工程因素众多，明确主要的影响因素对于深层页岩气的高效开发具有重要的意义。

为此，以四川盆地南部永川地区8口水平井为样本，采用灰色关联分析法研究地质、钻井、压裂、生产等4个方面的19个参数与气井产能的关联度，明确了主要的影响因素，并建立了无量纲产能评价指标(QI )与无阻流量的关系式，进而针对永川区块南区和北区分别提出了提高页岩气单井产能的建议。

研究结果表明：①裂缝发育程度、Ⅰ类储层钻遇率、水平段长度、埋深、单段液量、加砂强度、压力系数、总有机碳含量和脆性指数等9个因素对气井产能起到了主要的控制作用；②所建立的QI 与气井无阻流量的关系模型，可实现对气井产能的快速评价；③建议在永川区块南区加强钻井的跟踪监测以提高优质储层的钻遇率，在北区则加强对压裂工艺的攻关，提升储层改造的效果以实现气井产能的突破。

结论认为，该研究成果对于研究区的井位部署和压裂参数优化具有一定的指导意义。

关键词　深层页岩气　气井　生产能力　影响因素　灰色关联　关联度　永川区块　四川盆地南部DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.020基金项目：中国石化“十条龙”科技攻关项目“深层页岩气综合评价及开发技术政策”（编号：P18058-1）。

作者简介：曹海涛，1987年生，博士；主要从事页岩气开发方面的研究工作。

地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。

电话：（028）65286384。

E-mail:*****************通信作者：赵勇，1981年生，副研究员；主要从事页岩气开发方面的研究工作。

地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。

页岩气储层录井配套技术应用新进展

1引言在经济全球化背景下，我国汽油勘探技术迅速发展，且取得了较大的进步，各行各业也十分重视油气储藏。

权威资料表明，非常规的油气储存量占我国总油气资源的80.0%，这类油气开发的成败，对我国油气产量造成了较大的影响。

近年来，这一技术迅速发展，在国外已经实现了商业开采。

国内的技术正在不断完善，虽说页岩气的油气资源比较丰富，但是其开采难度比较大，技术人员面临的考验也比较大。

我国科技人员对这方面的研究起步比较晚，即便是取得了一定的成果，但是相比国外差距较大。

2页岩气储层的定义及地质特征页岩气本身属于吸附、游离的暗色泥页、高碳泥页岩，主要是以吸附状态为主，含有比较集中的天然气，表现为明显的原地藏式，且储存层的密度相对较高，一般集中为纳米级的洞隙。

天然气选择的是多种形式的吸附，一般是游离或者是其他的形式[1]。

在此期间，不会受到构造的控制，为大面积的连续性分布，能够实现奇缘、岩石层面积的保护。

页岩气本身分布在厚度较大的盆地区内，且分布面比较广、厚度高，含气量普遍，能够促使页岩井内的气体产气稳定。

页岩气的资源储存本身是一体的，可以持续地进行储存与收藏，且无明显的圈闭限制，封闭或盖层依然是必不可缺的。

3我国页岩气储层的特殊性与美国相比，我国的页岩层最为明显特征的就是其为陆相岩性。

中国在新生代时期，形成了具有特色的陆相与海陆过渡盆地，且已经形成了连续多套大型且类型各不相同的泥页岩层系统，这些资源主要分布在我国北部、南部，集中在川西凹陷、江汉盆地和苏北盆地等地，这些区域的页岩油气资源丰富，拥有较好的地质开发条件，泥页岩的含量较大，页岩为多样性与复杂性分布。

由于泥页岩的层系比较多，累计的厚度比较大，砂岩层与泥岩层能够相互层叠，可发育，特别是夹层内的发展更加频繁。

内部含有的脆性矿物质含量较低，土层的粘土比较高，热演化相对较低，油气兼顾了产岩、页岩，多样化特征明显，且赋存了复杂的地质条件。

其中，最为典型的沉积区为陆相断陷盆地，在进行陷断期间，可见多个湖泊的侵扰，可见明显的退旋回，暗色泥岩的厚度较大，底层的发育顺序十分特别。

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ＩｎｏｒｄｅｒｔＯｍａｘｉｍｉｚｅｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆｒｅｓｏｕｒｃｅｓ，ｃｏｍｂｉｎｉｎｇｔｈｅｇｅｏｌｏｉｃｇａｌｆｅａｔｕｒｅｓｏｆｔｈｅｂｌｏｃｋ，ｍａｉｎｌｙｕｓｅｅｒｓｏａｎａｂｌｅｇｓａｒｅｃｏｖｅｒｙｒａｔｅｍｅｔｈｏｄ，ｔｈｅｐｒｏｖｉｓｉｏｎｓｏｆｔｈｅｓｉｎｌｇｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｃａｐａｃｉｔｙ，ｅｃｏｎｏｍｉｃｌｉｍｉｔｓ，ｅｔｃ．Ｔｏ
ｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｗｅｌｌｉｎｔｈｉｓｓｅｃｔｉｏｎ，Ｆｉｎｌｌａｙ，ａｓｅｔｏｆｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｓｃｈｅｍｅｉｓｏｐｔｉｍｉｚｅｄ：ｗｅｌｌｓｐａｃｉｎｇａｎｄｒｏｗｓｐａｃｉｎｇｌｌａｓｅｔ
Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＳｈａｌｅＩｂｌｏｃｋｗｉｔｈｈｕｇｅｓｈａｌｅ—ｇａｓｒｅｓｅｒｖｅｓ，ｈａｖｅｇｏｏｄｐｒｏｓｐｅｃｔｏｆｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ．Ｔｈｅｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎ
ｄｅｔｅｒｍｉｎｅｔｈｅｗｅｌｌｓｐａｃｉｎｇｏｆｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｗｅｌｌｉｎｔｈｅｓｈａｌｅＩｂｌｏｃｋ，ａｔｔｈｅｓａｍｅｔｉｍｅ，ｒｅｆｅｒｅｎｃｅｔｈｅｈｏｉｚｒｏｎｔｌａｌｅｎｔｈｇｏｆ
摘要：页岩Ｉ区块页岩气储量丰富，勘探开发前景较好。井网部署在提高单井控制储量和全区累产量中发挥着巨大作用。为了能最大限度的开发利用资源，结合该区块的地质特征，主要采用合理采气速度法、规定单井产能法、经济极限法等，确定页岩Ｉ区块生产井井距，同时借鉴该区块已有生产井的水平段长度，最终设计出四种井网部署方案，通过数值模拟对四套开发方案进行生产预测，最后优选出一套开发方案：井距４００排距４００水平段长度１５００ｍ，新布３９口水平井投入开发，累计产气量达２１１．８１０。ｍ，
２４・
ＳＨＡＮＤＯＮＧＣＨＥＭＩＣＡＬＩＮＤＵＳＴＲＹ
２０１５年第４４卷
页岩Ｉ区块储层布井方案及优选
张磊，李朋，王冰
（成都理工大学能源学院，四川成都６１００５９）
ＺｈａｎｇＬｅｉ，ＬｉＰｅｎｇ，ＷａｎｇＢｉｇｎ
（ＣｏｌｌｅｇｅｏｆＲｅｓｏｕｒｃｅｓ，ＣｈｅｎｇｄｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１００５９，Ｃｈｉｎａ）
采出程度为４３．６％。关键词：页岩Ｉ区块；页岩气；井网部署；生产预测中圈分类号：ＴＥ３５７文献标识码：Ｂ文章编号：１００８— ０２１ｘ（２０１５）１６— ０１２４—０３
ＰａｔｔｅｒｎｏｆＷｅｌｌｓａｎｄＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｉｎｔｈｅＲｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆＳｈａｌｅＩＢｌｏｃｋ