中国石油页岩气开发技术进展

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1、中国石油页岩气开发技术进展中国石油勘探开发研究院2016.31前言“十二五”期间，我国页岩气勘探开发取得重大突破：储层评价、产能评价及工艺技术取得长足进步，探明储量快速上升，产量跨越式增长，规模开发初具端倪。中国石油顺应国家能源发展战略，积极推进页岩气商业化开发。2010年威201井获得突破，拉开了我国页岩气勘探开发的序幕，2012年初国家设立了长宁-威远、昭通两个页岩气示范区。通过技术创新和开发试验，形成了3500米以浅页岩气藏关键开发配套技术系列，为“十三五”的页岩气规模效益开发提供了强有力的技术保障。2汇报内容一、中国石油页岩气开发概况二、中国石油页岩气开发技术三、

2、面临挑战及对策建议31、四川盆地及周缘龙马溪组页岩资源量丰富，是目前最有利的开发层系四川盆地地层年代表龙马溪组海相黑色页岩分布范围广、厚度大，4000米以浅资源量7.46万亿方，是目前开发最现实的资源基础志留系龙马溪组页岩四川盆地龙马溪组页岩埋深图42、中国石油优选4个龙马溪组页岩气有利区和3个建产区中国石油优选长宁、威远、富顺～永川、昭通4个有利区，面积10000平方千米，资源量4.50万亿方在有利区范围内优选了近期可开发的长宁、威远、昭通3个建产区，面积2400平方千米、资源量1.20万亿方威远有利区威远建产区WeiyuanW202威202W威204204富顺-

3、永川有利区Changning长宁建产区长宁有利区昭通建产区Zhaotong昭通有利区YS108YS108N201宁201蜀南地区龙马溪组有利区分布蜀南地区龙马溪组建产区分布53、全力推进产能建设，产量快速攀升在中国石油股份公司的统一部署下，至2015年底在3个建产区内共开钻平台35个，开钻井168口，完钻井142口，试气67口，平均试气产量15万方/天，投产98口，日产气860万方/天，年累积产气13亿方2015年投产井数增加了6倍，年产气量增加了7倍，实现了跨越式增长。1413120完钻生产2015年序区日产气年产能力井数井数4383产量12投产井数100号块(10

4、m)(10m)83(口)(口)(10m)年产气9810801长宁50283109.25.9086062威远655142112.84.68404投产井数（口）年产气（亿方）1.63昭通27191324.41.6620.6200.25451400合计1429886326.412.24201220132014201564、超前规划“十三五”目标，努力实现产量新跨越中石油高度重视页岩气勘探开发工作，拟将页岩气业务打造成新的增长极，成立了页岩气加快发展领导小组，全面推进公司页岩气业务发展“十三五”期间页岩气产能和产量继续保持快速增长重庆市长黄奇帆出席重庆页岩气公司成立仪式四川省

5、省委书记王东明听取页岩气工作汇报中石油董事长王宜林在年会上的部署页岩气加快发展领导小组成立7汇报内容一、中石油页岩气开发概况二、中石油页岩气开发技术三、面临挑战及对策建议8页岩气开发关键技术取得突破，奠定规模建产基础形成了埋深3500米以浅的页岩气开发五大主体技术系列及认识，初步掌握了储层特点及生产规律，提高了单井产量、有效控制了成本，奠定了页岩气规模开发的技术基础。1254391、页岩气综合地质评价技术1）三维地震和测井资料的采集、处理及解释，奠定了储层描述基础形成了复杂山地碳酸盐岩出露区页岩气地震采集、处理及系列参数解释技术，完成1197平方千米页岩气三维地震，深度

6、误差小于0.5%，主要评价参数符合率达到80%阳顶龙马溪组底寒底inline1950宁209井区地质图inline1950线偏移剖面宁201井区宁201井区宁201井区三维可视化深度体龙马溪组优质页岩厚度分布图龙马溪组底裂缝预测平面图102）测井与岩心分析相结合，明确了龙马溪组3个三分的地层结构根据标准井（宁203井）的岩性、电性曲线、生物化石，参考不同层段实测元素含量的变化规律，结合区域沉积背景，将龙马溪组划分为上、中、下三段；下段分为龙下、龙下、龙下三个亚段，龙下亚段划分为下1、下2、下3三小层；1233333优质烃源岩一般铀（U）含量高，标准伽马（HSGR）与

7、无铀伽马（HCGR）间差值明显增大，密度值明显变低，是主力产层优质页岩的识别特征。碳龙龙质龙上下1页下31岩硅龙102m龙21m质321m下龙中2页下23岩龙碳下龙龙质下3页下33岩11全区范围内，优质页岩段横向分布稳定，对比性强，为水平井靶体位置优化奠定基础威远-长宁-昭通地区对比图下1亚段，平均36m龙下段下2亚段，平均43m下3亚段，平均16m观音桥10-30cm五峰组碳质页岩2-4m威远长宁昭通123）明确了黑色硅质页岩和黑色碳质页岩是优质页岩段的主要岩相浅水陆棚灰色泥岩粉砂岩夹层转换带钙质泥岩-页岩互层钙质泥岩-页