Evaluation of the remaining reserves of shale gas and countermeasures to increase the utilization of reserves: Case study of the Wufeng-Longmaxi formations in Changning area, southern Sichuan Basin

  • Shengxian ZHAO 1, 2 ,
  • Ziqiang XIA , 1, 2 ,
  • Majia ZHENG 3 ,
  • Deliang ZHANG 1, 2 ,
  • Shaojun LIU 1, 2 ,
  • Yongyang LIU 1, 2 ,
  • Jian ZHANG 1, 2 ,
  • Dongchen LIU 1, 2
Expand
  • 1. Shale Gas Research Institute,PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company,Chengdu 610051,China
  • 2. Shale Gas Evaluation and Exploitation Key Laboratory of Sichuan Province,Chengdu 610091,China
  • 3. Shunan Division,PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company,Luzhou 646000,China

Received date: 2022-12-22

  Revised date: 2023-03-25

  Online published: 2023-07-28

Supported by

The Research Project of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company(20210304-07)

Abstract

The evaluation of remaining reserves is particularly important for the evaluation of gas field development effect and the further improvement of gas field reserve utilization. Therefore, taking Changning shale gas field in southern Sichuan Basin as the research object, the reservoir distribution, remaining reserves evaluation and the improvement of reserves utilization are systematically analyzed. Methods included organic geochemical testing, triaxial rock mechanics experiments and numerical simulation. The results show that: The distribution of the average remaining reserves of the single well is clarified. The recovery degree of the well-controlled reserves of the platform in the study area is 45%-70%, and the average remaining reserves of the well are (0.5-1.5)×108 m3, there is potential in some areas. There are three types of unused reserves in Changning shale gas field: Blank area of well pattern deployment, insufficient fracturing area and vertical unused area. In the area of single well remaining reserves >1.0×108 m3, according to the principle of geology-engineering-development coupling well selection, repeated fracturing well optimization is carried out. The area with network fracture development and the spacing between the pre-deployed wells is greater than 500 m is selected, and the deployment and implementation of the same zone infill wells are carried out according to the surface well site conditions. According to the analysis of reservoir, rock mechanics and numerical simulation, sublayer⑤ is the optimal target of the upper gas layer, the vertical distance from the lower gas layer⁃sublayer① is more than 20 m, the network natural fracture development area is preferred, the pressure coefficient is greater than 1.2, and the continuous thickness of the upper gas layer I reservoir is more than 10 m. In the favorable area, the staggered tridimensional development is expected to increase the platform reserve utilization rate by 30%. The results of this study provide references for the well pattern deployment strategy of shale gas blocks.

Cite this article

Shengxian ZHAO , Ziqiang XIA , Majia ZHENG , Deliang ZHANG , Shaojun LIU , Yongyang LIU , Jian ZHANG , Dongchen LIU . Evaluation of the remaining reserves of shale gas and countermeasures to increase the utilization of reserves: Case study of the Wufeng-Longmaxi formations in Changning area, southern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(8) : 1401 -1411 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.021

0 引言

页岩气是支撑我国天然产量增长的重要组成部分,前人研究表明,2025年页岩气年产量有望达到300×108 m3规模,四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组海相页岩是中国页岩气规模开发、持续上产的最现实领域1-3。长宁页岩气田位于川南地区西南缘,提交探明地质储量为4 400×108 m3,历经10余年的探索于2020年建成50×108 m3/a的页岩气生产能力。截至2022年10月,长宁页岩气田测试日产量(5.5~73.5)×104 m3,页岩气最终可采储量(EUR)为(0.78~1.35)×108 m3。随着持续开发,研究区基本已实现页岩气水平井一次井网满拼实施,局部区域凸显出前期井网部署认识不清楚、压裂工艺不成熟、动用缝高有限等一系列问题,集中体现在平面和纵向上储量动用不均衡,区块开发目的层五峰组—龙一1亚段整体储量动用率不到30%。
为进一步提升长宁页岩气田储量动用率、延长稳产年限,迫切需要开展提高储量动用技术对策的研究。前人4-17针对非常规气藏提高储量动用进行了广泛研究,但对于页岩气剩余储量的评价方法尚未成熟,同时提高储量动用对策的研究重点仍不明确。笔者根据长宁页岩气田开发实际,开展储层分布、人工裂缝延伸高度、剩余储量分布综合分析,提出了提高储量动用不同挖潜策略的研究重点和思路,以期为研究区提高储量动用率提供一定指导,也为其他页岩气上产区块的井网部署策略制定提供一定借鉴。

1 区域地质概况

长宁页岩气田位于四川盆地西南部,横跨四川省乐山市、宜宾市、泸州市和云南省昭通市。构造地处四川盆地东南缘,位于川南古坳中隆低陡构造带、娄山褶皱带。受多期构造影响,长宁页岩气田主要发育北东—南西、近东西向2组断裂体系,均为逆断层,断层级别以Ⅱ级、Ⅲ级及以下为主,多数消失在志留系内部18-19图1)。建产主体区建武向斜主要以微细网状缝发育为主,靠近断层、构造转折带发育单向缝。
图1 研究区五峰组底界断裂分布

Fig.1 Distribution map of bottom boundary faults of Wufeng Formation in the study area

依据深层泸州区块龙一1亚段7分小层划分方案16,对长宁页岩气田评价取心井进行了小层划分,下部气层为五峰组—③小层地层厚度介于15~30 m之间,上部气层为④小层—⑦小层地层厚度介于17.5~45.5 m之间。根据中国石油页岩储层划分标准20-21,研究区开发目的层五峰组—龙一1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层连续稳定分布,纵向分布于五峰组—⑤小层,由南西往北东方向逐渐增厚,厚度介于25~40 m之间[图2图3(a)]。
图2 研究区五峰组—龙一1亚段储层连井剖面

Fig.2 Reservoirs comparision diagram Wufeng Formation-S 1 Ɩ 1 1 sub-member in the study area

图3 研究区五峰组—龙一1亚段储层厚度等值线

(a) Ⅰ+Ⅱ类储层厚度图; (b) Ⅰ类储层厚度图

Fig.3 Reservoir thickness contour map of Wufeng Formation-S 1 Ɩ 1 1 sub-member in the study area

Ⅰ类储层厚度纵向上存在强非均值性,西部N20井附近仅在①小层、②小层发育I类储层,而在建产主体区N1井—N12井范围内,Ⅰ类储层纵向上在五峰组—④小层连续分布;平面上,Ⅰ类储层连续厚度分布与Ⅰ+Ⅱ类储层展布趋势总体一致、自南西向北东呈增厚趋势,厚度介于5~20 m之间[图3(b)]。

2 气田剩余储量分布

本文针对页岩气田剩余储量的计算预测,重点结合井控储量、单井EUR,从而计算得到剩余储量的丰度。由于页岩气采用丛式水平井组方式进行开采,因此以平台井均剩余储量为一个数据点,绘制气田平均单井剩余储量分布图。研究表明,区内气井20年末平台井控储量采出程度为45%~70%,井均剩余储量为(0.5~1.5)×108 m3,局部区域存在挖潜潜力(表1图4)。
Q j = Q d p - Q c p N p
式中:Q j为平台井均剩余储量,108 m3Q dp为平台井总地质储量,108 m3Q cp为平台井总EUR,108 m3N p为平台总投产井数,口。
表1 长宁页岩气田典型平台井均剩余储量统计

Table 1 Statistics of remaining reserves of typical platform wells in Changning shale gas field

平台

井数

/口

资源丰度

/(108 m3/km2

井控面积

/km2

总储量

/(108 m3

总EUR

/(108 m3

井均剩余储量

/(108 m3

N1H2 7 6.4 1.8 10.8 6.45 0.62
N1H10 3 6.4 1.5 9 4.97 1.34
N1H24 6 5.2 3 15 6.79 1.47
N9H6 4 5.2 1.5 8.3 3.7 1.16
N9H16 7 4.5 2.5 11.2 7.6 0.52
N9H22 6 5.5 2.2 12.1 8.45 0.61
N16H6 3 3.5 1.5 5.4 3.36 0.63
图4 研究区五峰组—龙一1亚段剩余储量分布

Fig.4 Remaining reserves distribution of Wufeng Formation-S 1 Ɩ 1 1 sub-member in the study area

3 提高储量动用对策

开发实践证明,长宁页岩气田页岩气水平井较优井间距为300~350 m、铂金靶体位置①—②小层、水平段长度为1 500~2 000 m。气井实施效果分析表明,研究区主要存在3种类型未动用储量,包括:井网部署空白区、压裂未充分改造区和纵向未动用区。其中,纵向未动用区主要由于当前单层井网人工裂缝纵向延伸有限,未能完全动用开发目的层(五峰组—龙一1亚段)纵向储量。形成的原因主要有井距设计不合理、完井失误、储层认识不足等原因导致,发生的区域有大有小。因此,针对不同类型未动用的储量区域,采取针对性挖潜策略是研究区亟需解决的难题。
为此,在国内外研究基础上4-17,结合研究区开发实际,重点可采取3种方式进行提高储量动用的挖潜(图5):①重复压裂,重点考虑初次压裂后气井地质条件、工程参数以及开发因素,进行重复压裂选井,以较少的经济投入成本,实现井周资源的充分动用。②同层井间加密,重点考虑剩余储量分布、先期实施水平井井间距,优选网状天然裂缝发育区开展井间加密水平井优选。③错层立体开发,重点考虑压裂缝延伸高度、上部气层I类储层分布、储量分布,优选立体开发有利区,充分动用上部气层资源。
图5 页岩气提高储量动用挖潜对策

Fig.5 Countermeasures for increasing reserves of shale gas

3.1 重复压裂

长宁页岩气田于2017年选择了H3-6井(测试日产量11.55×104 m3)开展重复压裂现场试验,但由于选井不完善、钻遇率低(①—②小层钻遇率仅为26%)、重复压裂工艺缺乏针对性、暂堵球封堵效果不明显等因素综合影响,重复压裂后测试日产量仅为3×104 m3,未达到重复压裂实现水平井重新布缝、动用先期未改造区域的目的。本文借鉴北美页岩气田重复压裂选井经验7,结合气井压裂改造潜力及生产潜力,需在剩余储量分布基础上,综合考虑气井地质条件、初次压裂后工程参数以及开发因素,采用地质—工程—开发耦合选井模式,制定3个大类、16项参数和指标(表2),以此开展重复压裂井筛选。
表2 重复压裂井选井参数

Table 2 Well selection parameter table of repeated fracturing wells

类别 参数 指标
地质选井 天然裂缝 网状缝区域
距离天然裂缝带/km >0.3
I类储层连续厚度/m >15
地层压力系数 >1.2
靶体钻遇长度/m >1 200
I类储层钻遇率/% > 80
单井剩余可采储量/(108 m3 >1.0
工程选井 水平段长/m >1 500
簇间距/m >20
排量/(m3/min) <14
用液强度/(m3/m) <35
加砂强度/(t/m) <2
丢段、合压长度/m >400
开发选井 生产流动状态 达到边界流
(累产气量/EUR)/% <60
生产时间/年 >1
重复压裂井选取最关键指标为单井剩余储量下限的确定,主要结合研究区实际投资成本,通过经济内部收益率下限(6%)反算重复压裂单井EUR需达到0.8×108 m3,即具有经济开发效益。下部气层已投产井井均EUR值为1.24×108 m3、对应五峰组—③小层井控储量为1.5×108 m3,下部储层井控储量动用率为82%。因此,参照下部气层已实施井储量动用比例,重复压裂单井剩余储量应>1.0×108 m3,则压裂后EUR预期可达到0.8×108 m3以上,从而实现效益开发。
依据前述建立的重复压裂井选井原则,在研究区筛选出H26井在内的9口井作为重复压裂备选井。其中H26井主要参数特征:I类储层连续厚度21 m、水平段长为1 550 m、靶体钻遇率为88%、排量为12.5~14 m3/min、加砂强度为1.3 t/m、生产年限为2.8 a、EUR为0.92×108 m3、累计产气为0.52×108 m3。H26井紧邻H13平台,其6口井水平段长1 500~1 600 m,平均EUR为1.3×108 m3,平均累计产气0.9×108 m3

3.2 同层井间加密

研究区开发实际表明,当水平井井间距在350 m以上时,采用现今压裂改造工艺不会产生明显井间干扰(即压裂过程中施工压力不相互连通、人工缝网未沟通,气井生产中产量、井底压力不会相互影响),可保障气井EUR。但是,由于2017年以前对开发技术政策认识不够明确,因此在网状缝发育区部署实施了井间距400~600 m的水平井共计80余口,其中井间距500~600 m的水平井20余口,加之早期压裂工艺针对性较差,井间储量资源未能实现充分动用。因此,有必要开展同层井间加密以实现井间储量的更好动用。
井间加密井部署关键是:剩余储量潜力大、避免与先期实施井产生严重井间干扰,此2项直接影响着单井EUR。需充分结合剩余储量分布、合理井间距,综合开展同层井间加密区的优选及井位部署。
具体而言,在剩余储量分析方面,按照研究区实际的投资成本,经济基准内部收益率反算气井EUR为0.88×108 m3,参照下部气层已实施井储量动用比例,对应单井剩余储量为1.07×108 m3。因此,研究区同层井间加密区应在单井剩余储量>1.1×108 m3的区域进行优选。在合理井间距分析方面,长宁页岩气田400余口水平井井距分析表明,在现今2.0压裂工艺改造强度下,区内较优的水平井间距为300~350 m,其中,在地震预测天然裂缝为网状缝发育区300 m井间距较适宜、在地震预测天然裂缝为单向缝发育区350 m井间距较适宜。因此,井间加密区应选择在水平井井距>350 m的区域内进行优选。结合研究区实际,井间加密更适宜在网状缝、先期实施井间距>500 m的区域进行平台优选,基本可保证剩余未动用井间距200~300 m。同时,加密井压裂施工推荐采用错位压裂模式(图6),即根据邻井先期压裂改造分段和射孔部位,使加密水平井的压裂分段与邻井错位,可更好避免加密井将生产井压窜,有利于更充分动用井间储量。
图6 加密井错位压裂模式平面示意图(据文献[9]修改)

Fig.6 Plan diagram of infill well mislocation fracturing(modified from Ref.[9])

研究区H2平台4口井单井剩余储量介于(1.1~1.4)×108 m3之间,位于网状缝发育区,投产井井间距与邻井为470 m、500 m、520 m、350 m,在地面井场条件可利用前提下,可选择在H2-2、H2-3井之间,H2-3、H2-4井之间,部署实施2口加密井(图7表3)。
图7 研究区同层井间加密井优选示意

Fig.7 Schematic diagram of preferred infill wells in the same layer of study area

表3 H2平台已实施水平井部署参数

Table 3 Horizontal well deployment parameters have been implemented on H2 platform

井号

轨迹方位

/(°)

井间距/m

水平段长度

/m

天然裂缝特征
H2-1 10 与2井470 1 500 网状缝
H2-2 10 与3井500 1 500 网状缝
H2-3 10 与4井520 1 500 网状缝
H2-4 10 与H3平台井间距350 1 500 网状缝

3.3 错层立体开发

当前长宁页岩气田页岩气水平开发主力靶体为①小层—②小层,通过井区内2口井测井监测资料(井温测井及同位素示踪剂测井)分析表明,压裂缝延伸高度为15~20 m,纵向主要动用下部气层(五峰组—③小层)、地层厚度介于15~30 m之间。未能有效动用上部气层(④—⑦小层)储量,因此避开目前井网动用的主力层五峰组—③小层,在上部气层进行错层立体开发,是实现纵向多套优质储层储量动用的有效途径。
页岩气立体开发应选择在上部气层I类储层厚度大且下部气层压裂缝没有波及的层段实施,关键为纵向靶体优选及平面有利区的确定1622
根据中国石油页岩储层划分标准20-21,上部气层小层储层参数分析表明(表4),④小层储层参数最优,储层组合类型以Ⅰ类+Ⅱ类共同发育为特征;其次为⑤小层,各项储层参数均达到Ⅱ类储层标准,以发育Ⅱ类储层为主,夹薄层Ⅰ类储层;最后依次为⑥小层、⑦小层,均以发育Ⅲ类储层为主,储层品质上相较④—⑤小层差距明显,因此储层参数品质方面,上部靶体应在④小层或⑤小层中优选。页岩气是人工压裂改造气藏的开发模式23-26,因此靶体优选还需对影响人工缝网复杂程度的岩石力学参数(杨氏模量、泊松比、最大水平主应力)开展综合分析,岩石力学分析表明,相较川南深层泸州区块,研究区④—⑤小层不存在明显应力隔挡段,绝对应力差值小于5 MPa,所以无论以④小层或⑤小层作为上部开发靶体,均可实现④—⑤小层Ⅰ类+Ⅱ类储层的充分动用。同时⑤小层杨氏模量—泊松比组合关系更优、可更好兼顾动用⑥小层储量、能更好避免与①—②小层水平井产生井间干扰。因此,优选⑤小层作为立体开发上部气层靶体,下部气层靶体为①—②小层。
表4 研究区龙一1亚段④—⑦小层储层、岩石力学参数统计

Table 4 Statistical table of reservoir and rock mechanics parameters of S 1 Ɩ 1 1 sub-member ④—⑦ sublayers in the study area

小层

地层厚度

/m

储层特征 力学特征
TOC/% 孔隙度/% 总含气量/(m3/t) 脆性矿物含量/% 储层类型 杨氏模量/GPa 泊松比 最大水平主应力/MPa
⑦小层 3.8~7.4 1.0~1.5 2.5~4.2 1.6~3.5 50.8~56.5 Ⅲ类 25.9~40.6 0.24~0.26 62.5~86.6
⑥小层 6.0~8.8 1.0~1.6 2.4~4.0 1.2~3.6 51.0~59.7 Ⅲ类 37.1~42.5 0.24~0.27 62.8~86.9
⑤小层 6.3~20.0 2.0~2.4 5.0~5.7 3.4~4.6 45.1~55.5

Ⅱ类+

薄层Ⅰ类

29.3~33.8 0.21~0.24 62.1~86.3
④小层 4.0~12.5 2.3~3.4 5.7~6.5 5.0~6.4 48.2~62.4 Ⅱ类+Ⅰ类 29.0~32.7 0.19~0.23 61.5~85.3
研究区立体开发2套靶体垂向距离不一致,⑤小层中部距①小层顶部纵向距离分布在20~35 m之间,为探索2套靶体纵向最优动用范围研究,基于N9井实际地质工程参数,按照实施井工程施工参数,即分段段长65 m、3簇、单段液量1 800 m3、用液强度30 m3/m、加砂强度2.0 t/m、模拟支撑缝高15~20 m,建立地质工程一体化模型:平面网格精度15×15 m,纵向网格步长1.0 m,基质水平渗透率(0.000 05~0.000 2)×10-3 μm2。采用国内外立体开发主流的“W”型井网开发模式,建立5口井(下部气层①小层设计2口水平井,上部气层⑤小层设计3口水平井)的井组数值模型;设计的平面井间距选取区块开发适宜井间距300 m,上、下部气层水平投影井间距150 m;2套靶体位置垂向距离设计4套方案,上、下2套靶体垂向距离分别为15 m、20 m、25 m。立体开发20年末期垂向压力剖面分布表明,垂向距离小于15 m时,双层井网纵向层间干扰严重;垂向距离20 m时;纵向层间微弱干扰;垂向距离25 m时,无层间干扰,但纵向存在未充分动用区域(图8)。综合推荐研究区立体开发垂向靶体20 m最优,既可较好动用纵向上储量又不至产生明显的层间干扰。
图8 研究区立体井网开发预测20年末期垂向应力分布

(a)仅下部气层井网开发; (b)垂向距离15 m; (c)垂向距离20 m; (d)垂向距离25 m

Fig.8 Vertical stress distribution map at the end of 20 years predicted by tridimensional development in the study area

综上所述,考虑储层品质、岩石力学参数、双层井网纵向距离,最终优选⑤小层作为上部气层的开发靶体,可避免出现明显层间干扰。
长宁页岩气田水平井高产控制因素分析表明,测试产气量与Ⅰ类储层厚度和Ⅰ类储层钻遇长度的乘积呈较好相关性27。按区块已实施水平井平均水平段长1 650 m测算,Ⅰ类储层连续厚度10 m,水平井测试日产量即可达20×104 m3。因此在立体开发有利区优选时上部气层I类储层连续厚度应大于10 m为宜。
综上所述,在单井井控剩余储量>1.1×108 m3、保存条件好(压力系数>1.2)基础上,结合天然裂缝网状缝发育区、上部气层I类储层连续厚度>10 m,优选出长宁页岩气田立体开发有利区位于N9井—N11井所在区域,有利区面积为50 km2图9),预期平台井均采收率将由50%提升至80%,可更好地动用五峰组—龙一1亚段纵向储量。
图9 长宁页岩气田立体开发有利区分布

(a) 压力系数底图; (b)天然裂缝底图

Fig.9 Changning shale gas field tridimensional development favorable area distribution map

4 结论

(1)长宁页岩气田剩余储量评价表明,局部区域井均剩余储量为(1.0~1.5)×108
m3,是研究区提高储量动用的潜力区域。
(2)在单井剩余储量>1.0×108
m3区域内,采用地质—工程一开发耦合选井原则,开展重复压裂井优选,保障实现效益开发。
(3)同层井间加密应选择在单井剩余储量>1.1×108
m3、先期水平井井距>350 m的区域内进行加密井部署,加密井压裂施工推荐采用错位压裂模式,可有助于避免将生产井压窜。
(4)优选⑤小层作为上部气层开发靶体,在单井剩余储量>1.1×108
m3区域内,依据上部气层I类储层厚度>10 m、压力系数>1.2,优选出50 km2立体开发有利区。
1
马新华. 非常规天然气“极限动用”开发理论与实践[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(2): 326-336.

MA X H. “Extreme utilization” development theory of unconventional natural gas[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(2):326-336.

2
邹才能, 赵群, 丛连铸, 等. 中国页岩气开发进展、潜力及前景[J].天然气工业,2021,41(1):1-14.

ZOU C N, ZHAO Q, CONG L Z, et al. Development progress, potential and prospect of shale gas in China[J]. Natural Gas Industry, 2021,41(1): 1-14.

3
赵文智, 贾爱林, 位云生, 等. 中国页岩气勘探开发进展及发展展望[J].中国石油勘探,2020,25(1):31-44.

ZHAO W Z, JIA A L, WEI Y S, et al. Progress in shale gas exploration in China and prospects for future development[J]. China Petroleum Exploration, 2020,25(1): 31-44.

4
雍锐, 胡勇, 彭先, 等. 四川盆地天然气藏提高采收率技术进展与发展方向[J].天然气工业,2023,43(1):23-35.

YONG R, HU Y, PENG X, et al. Progress and prospect of enhanced gas recovery technology in the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2023,43(1):23-35.

5
刘洪林, 刘德勋, 李晓波. 四川盆地威远页岩气开发成熟区加密井可采储量概率法评估[J].天然气地球科学,2023, 34(1): 74-82.

LIU H L, LIU D X, LI X B. Study on probabilistic evaluation of EUR of infilling wells in the mature area of Weiyuan shale gas field[J]. Natural Gas Geoscience, 2023, 34(1): 74-82.

6
潘麒光. 涪陵页岩气田井网加密技术探讨[J]. 石油化工应用,2020,39(1):32-35.

PAN Q G. Discussion on encryption technology of well pattern in Fuling shale gas field[J]. Petrochemical Industry Application, 2020,39(1):32-35.

7
ZHANG Y F, WU D X, HOU Z X, et al. Exploration and practice of integrated re-fracturing technology for horizontal wells in ultralow permeability reservoirs in Huaqing Oilfield[C]// International Field Exploration and Development Conference. Springer, Singapore, 2022.

8
JI G, JIA A L, MENG D W, et al. Technical strategies for effective development and gas recovery enhancement of a large tight gas field: A case study of Sulige Gas Field,Ordos Basin, NW China[J].Petroleum Exploration and Development,2019,46(3):602-612.

9
董莎, 黎俊峰, 杨蕾. 页岩气水平井重复压裂技术文集[M]. 北京:石油工业出版社, 2021: 50-66.

DONG S, LI J F, YANG L. Repeated Fracturing Technology for Shale Gas Horizontal Wells[M]. Beijing: Petroleum Industry Press,2021: 50-66.

10
董莎, 荆晨, 宋雯静, 等. 北美页岩气水平井重复压裂技术进展与启示[J].钻采工艺,2022,45(4):98-102.

DONG S, JING C, SONG W J, et al. Development and enlightenment of re-fracturing technology for horizontal shale gas wells in North America[J].Drilling & Production Technology, 2022,45(4): 98-102.

11
赵秀娟, 吴家文, 左松林, 等. 大庆油田井网加密调整效果及其发展趋势[J].油气地质与采收率, 2022,29(5):141-146.

ZHAO X J,WU J W,ZUO S L, et al. Effect and trend of well pattern infillings in Daqing Oilfield[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2022,29(5):141-146.

12
魏绍蕾, 黄学斌, 李军, 等. 基于概率法的页岩气单井最终可采量评估——以焦石坝页岩气田加密井为例[J].石油实验地质, 2021,43(1): 161-168.

WEI S L, HUANG X B, LI J, et al. Shale gas EUR estimation based on a probability method: A case study of infill wells in Jiaoshiba shale gas field[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2021,43(1): 161-168.

13
周波, 叶凯, 刘江. 水平井重复压裂改造工艺分析[J].中国石油和化工标准与质量,2022,42(3):180-182.

ZHOU B, YE K, LIU J. Analysis of horizontal well repeated fracturing technology[J]. China Petroleum and Chemical Standard and Quality, 2022,42(3): 180-182.

14
何勇, 黄小青, 王建君, 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[J].天然气工业,2021,41(S1):138-144.

HE Y, HUANG X Q, WANG J J, et al. Stereoscopic development of shallow shale gas in the Taiyang Block of Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area[J]. Natural Gas Industry, 2021,41(S1):138-144.

15
张吉, 范倩倩, 王艳, 等. 苏里格致密砂岩气藏大井组混合井网立体开发技术[J].新疆石油地质,2019,40(6):714-719.

ZHANG J, FAN Q Q, WANG Y, et al. Mixed large well pattern development technology of tight sandstone gas in Sulige Gas Field, Ordos Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2019,40(6): 714-719.

16
杨洪志, 赵圣贤, 夏自强, 等. 四川盆地南部泸州区块深层页岩气立体开发目标优选[J]. 天然气工业, 2022, 42(8): 162-174.

YANG H Z, ZHAO S X, XIA Z Q, et al. Target selection of tridimensional development of deep shale gas in the Luzhou region, South Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2022, 42(8): 162-174.

17
包汉勇, 梁榜, 郑爱维, 等. 地质工程一体化在涪陵页岩气示范区立体勘探开发中的应用[J].中国石油勘探,2022,27(1):88-98.

BAO H Y, LIANG B, ZHENG A W, et al. Application of geology and engineering integration in stereoscopic exploration and development of Fuling shale gas demonstration area[J]. China Petroleum Exploration, 2022,27(1):88-98.

18
吴建发, 赵圣贤, 范存辉, 等. 川南长宁地区龙马溪组富有机质页岩裂缝发育特征及其与含气性的关系[J]. 石油学报, 2021, 42(4): 428-446.

WU J F, ZHAO S X, FAN C H, et al. Fracture characteristics of the Longmaxi Formation shale and its relationship with gas-bearing properties in Changning area,southern Sichuan[J]. Acta Petrolei Sinica, 2021, 42(4): 428-446.

19
万远飞, 秦启荣, 范宇, 等. 长宁背斜龙马溪组页岩裂缝发育特征及期次解析[J]. 特种油气藏, 2021, 28(1): 59-66.

WAN Y F, QIN Q R, FAN Y, et al. Development characteristics of shale fractures in Longmaxi Formation of Changning anticline and the stage analysis[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2021, 28(1): 59-66.

20
赵圣贤, 杨跃明, 张鉴, 等. 四川盆地下志留统龙马溪组页岩小层划分与储层精细对比[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(3): 470-487.

ZHAO S X, YANG Y M, ZHANG J, et al. Shale stratigraphic division and fine-grained comparison of Longxia Formation[J]. Natural Gas Geoscience,2016,27(3):470-487.

21
张成林, 赵圣贤, 张鉴, 等. 川南地区深层页岩气富集条件差异分析与启示[J]. 天然气地球科学,2021,32(2):248-261.

ZHANG C L, ZHAO S X, ZHANG J, et al. Analysis and enlightenment of the difference of enrichment conditions for deep shale gas in southern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience,2021,32(2):248-261.

22
舒志国, 王进. 四川盆地涪陵气田焦石坝区块上部气层地质特征分析及有利区优选[J]. 石油实验地质, 2021, 43(1):34-43.

SHU Z G, WANG J. Geological characteristics and optimization of favorable areas in the upper gas reservoir of Jiaoshiba block in the Fuling Shale Gas Field, Sichuan Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2021, 43(1):34-43.

23
邹才能, 丁云宏, 卢拥军, 等. “人工油气藏”理论、技术及实践[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(1): 144-154.

ZOU C N, DING Y H, LU Y J, et al. Concept,technology and practice of “man-made reservoirs” development[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(1): 144-154.

24
马新华, 谢军. 川南地区页岩气勘探开发进展及发展前景[J].石油勘探与开发,2018,45(1):161-169.

MA X H,XIE J.The progress and prospects of shale gas exploration and exploitation in southern Sichuan Basin,NW China[J]. Petroleum Exploration and Development,2018,45(1):161-169.

25
曾波, 王星皓, 黄浩勇, 等. 川南深层页岩气水平井体积压裂关键技术[J].石油钻探技术,2020,48(5):77-84.

ZENG B, WANG X H, HUANG H Y, et al. Key technology of volumetric fracturing in deep shale gas horizontal wells in southern Sichuan[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020,48(5): 77-84.

26
王兴文, 林永茂, 缪尉杰. 川南深层页岩气体积压裂工艺技术[J].油气藏评价与开发, 2021,11(1):102-108.

WANG X W,LIN Y M,MIAO W J. Volume fracturing technology of deep shale gas in southern Sichuan[J].Reservoir Eva-luation and Development, 2021,11(1):102-108.

27
杨洪志, 赵圣贤, 刘勇, 等. 泸州区块深层页岩气富集高产主控因素[J]. 天然气工业, 2019, 39(11): 55-63.

YANG H Z, ZHAO S X, LIU Y, et al. Main controlling factors of enrichment and high-yield of deep shale gas in the Luzhou Block,southern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2019, 39(11): 55-63.

Outlines

/