含微裂缝页岩储层渗流模型及压裂井产能

根据页岩气储层纳微米孔隙和微裂缝结构特征,建立含微裂缝表面层基质-裂缝双重介质球形模型.综合考虑扩散和滑移对页岩气产能的影响,利用Langmuir等温吸附方程描述页岩气的解吸吸附,通过Laplace变换和Stehfest数值反演,得到页岩气藏压裂井定产和定压条件下的井底流压和产量的解析解,并进行页岩气藏压裂井产能预测及影响因素分析.结果表明:微裂缝是页岩气基质微观孔隙和宏观裂缝运移的主要渗流通道;微裂缝的渗透率越大和长度越长,页岩气井产量越大.      

碳酸盐岩储层酸蚀蚓孔形态地质建模

针对碳酸盐岩储层基质酸化形成的酸蚀蚓孔特点,基于基质酸化机理和分形理论,借助编制的VB软件,对碳酸盐岩水平井的酸蚀蚓孔形态进行数值模拟,分析天然裂缝和其对应参数以及盐酸质量浓度对水平井酸蚀蚓孔增长形态的影响。结果表明:存在天然裂缝时,蚓孔大多在裂缝尖端处生长,不存在天然裂缝时在井筒附近生长密集;随着盐酸质量浓度增加,蚓孔沿裂缝在尖端处生长的趋势明显;天然裂缝条数和长度的增加使得酸蚀蚓孔形态对井筒周围蚓孔形态有一定的抑制作用。     

中国页岩气开发理论与技术研究进展

中国的页岩气田属于非常规气藏,采用体积压裂工程技术才可以实现有效开采。不过,页岩储层与一般储层的性质不同,纳米级孔隙大量分布,其孔隙和渗透率十分微小,同时还分布有微裂缝,气体在其中的流动具有解吸、扩散、滑脱和渗流等多种微观机理,并且呈现出基质?微裂缝?人工裂缝的跨尺度多流态流动。常规的油气开发理论与技术并不适用于页岩气藏,因此需要有针对性的研究,并建立页岩气开发的理论与技术,才能实现我国页岩气藏的高效地开发。从页岩气流动的基本规律出发,总结了页岩气流动的多流态?多尺度?多场耦合输运机理和渗流规律,归纳了考虑解吸?扩散?滑移?渗流的多尺度非线性渗流统一方程,给出了多尺度全流态图版。通过页岩气多级压裂水平井多区耦合非线性渗流理论、多场耦合非线性渗流理论,形成页岩气藏流场区域储量动用与开发动态变化规律,针对我国页岩气特点构建了页岩气产量递减模型。基于上述理论提出了开发设计方法,提出了我国储层分级评价及优选目标评价方法,并且建立了适合我国储层的分级评价及优选目标方法与指标,对中国页岩气压裂开发工艺适应性技术进展进行了归纳总结。在此基础上,对未来页岩气高效开发理论的发展方向进行了展望,以期对我国页岩气理论和技术研究提供指导。      

中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选

南华北盆地中牟区块页岩气是海陆过渡相页岩气的典型代表,以地质模型为基础,结合理论分析和数值模拟手段,研究了不同储层参数对水平井开采页岩气的采收率、日产气量以及累计产气量的影响规律,通过正交设计与多指标分析方法确定了影响页岩气产能的主控因素,考虑各主控因素与页岩气产能的关系,建立了水平井压裂条件下的累计产气量和页岩气采收率方程。针对目标压裂层段,对比分析了不同压裂参数条件下的页岩气产能变化,指出水平井段长度和动用程度是决定产能大小的主要参数。在一定的压裂级数条件下,裂缝长度的增加可以有效沟通裂缝,从而提高产能。以净现值大于0和收益率达到8%～12%作为经济评价指标,优选了3类海陆过渡相页岩气压裂参数。      

多相混合渗流理论研究

针对现有多相渗流理论假设各相均为连续相、无相间交换,不能表征相对渗透率端点附近出现非连续相,未能考虑多相混合、界面作用、相间传质传输等多相掺混复杂流动的问题,本文把多相渗流流体作为一个总体即混合流体,研究多相流体在多孔介质中传输,包含不相溶、相界面变化、相间传质传输、混合相,搞清各相间交换关系和流动机制,即多相混合流动规律。首先基于平衡热力学第一、第二定律,考虑渗流过程中的多相体系平衡条件,推导出了渗流过程中多相体系平衡热力学关系式,之后运用多相流体全质量守恒定律和渗流过程中多相体系平衡热力学公式,建立了多相流体混合渗流理论模型,分析了多相混合渗流理论与传统多相渗流理论的关系,提出了多相混合渗流的理论。指出多相体系流体总的渗流速度不仅与压力梯度成正比,还与多相体系混合渗流程度有密切关系,其中混合渗流程度是饱和度、界面张力、压力梯度和孔隙度的函数。研究结果表明,多相混合渗流理论深刻地反映了多相流体混合渗流的本质,揭示了多相流体混合渗流的内在作用变化规律,弥补了多相渗流理论用单相达西定律推广到了多相渗流中的不足,多相混合渗流理论涵盖了传统多相渗流理论,具有重大的理论意义和应用价值。      

页岩气藏渗流机理及压裂井产能评价

为了掌握页岩气藏生产动态特征,提高页岩气井产能,对页岩气藏渗流机理及产能评价进行研究.页岩气藏与常规气藏最主要的差异在于页岩气藏存在吸附解吸特性.利用Lang-muir等温吸附方程描述页岩气的吸附解吸现象,点源函数及质量守恒法,结合页岩气渗流特征建立双重介质压裂井渗流数学模型,通过数值反演及计算机编程绘制了产能递减曲线图版.分析了Langmuir体积、Langmuir压力、弹性储容比、窜流系数、边界、裂缝长度等因素对页岩气井产能的影响.     

裂隙性储层水平井起裂行为的控制

针对裂隙性储层水力压裂行为中出现的围岩维护、增透效率与地下水害防治等实际问题，本文对多场多相耦合作用下起裂压力控制机制，以及压裂性评价展开了深入研究。首先分析了射孔集中力对原始应力场的改造作用；其次，考虑压裂液在储层原生裂隙中的渗透作用；最后，基于断裂力学强度准则建立了水平井起裂压力计算模型。根据模型分析了储层裂隙场几何参数对起裂压力的控制作用，提出了裂隙场特征参数的概念。研究结果表明，水平井水力压裂是流固多相在射孔应力场、压裂液渗流场以及储层裂隙场耦合空间内相互作用过程，裂隙场特征参数对起裂压力的大小起着主导控制作用，其中最大控制因素为储层隙宽，且当储层隙宽在200～700 μm区间内时，水力压裂对改善其渗透性能才有实际意义，从而解决了裂隙性储层起裂压力的定量化与压裂性评判问题。经实例计算与对比发现，苏里格气田东区H8段的砂岩储层，起裂压力的理论值与实测值契合度较高，压裂后的产能也十分理想，从而验证了模型的正确性，可以为水平井压裂施工提供理论依据。      

水力压裂技术在地下资源开采中的应用

水力压裂是一项多学科交叉的复杂工程技术,是利用液体的传压作用,经地面设备将压裂液注入地下煤层或岩层,压开煤层或岩石的裂缝,形成多条具有高导流能力的渗流带,沟通储层的裂隙,达到高效开采资源的目的。论文在总结水力压裂技术在开采低渗透储层的煤层气和石油过程中应用的基础上,分析了该技术在应用过程中存在的裂缝监测困难、数学模型不合理等一系列问题,提出了水力压裂技术发展的一些积极建议。     

与有色金属矿山共生的气油田水力压裂优化设计的研究

由于传统水力压裂技术在应用上具有一定难度,对具有自然裂缝的低渗透率金属矿层气藏需要进行水力压裂设计优化。本文对特定气田水力压裂设计优化进行讨论,实现油层气产量最大化。通过对之前水力压裂优化设计方案进行分析,发现有以下几点不足之处:很难发现有文献记录的控制摩擦因子获得最佳水力裂缝的案例;很难发现有文献记录的对水力压裂设计进行风险分析的案例;很难发现有文献记录的基于应力分析在水力压裂时调整裂缝方向的案例。因此,在本研究中需要对水力裂缝设计进行改进,考虑额外的风险分析,实现产量最大化,减少各种不确定性。本设计分为四个部分,包括预压裂数据分析、水力压裂优化、压后地质建模以及生产动态建模。通过对不同工况不同因素的测试,获得最优的水力压裂施工方案。     

裂缝网络支撑剂非均匀分布对开采动态规律的影响

水力压裂过程中支撑剂的注入是为了防止地应力将已压裂出的裂缝重新闭合。为了研究复杂裂缝网络中支撑剂的运移分布规律,及支撑剂非均匀分布对开采动态规律的影响,基于作者之前提出的数个数学模型,建立了致密储层压裂注砂开发耦合计算模型。通过计算结果可以得知:裂缝网络中,支撑剂会在裂缝交汇处大量堆积,砂堤高度高于缝网其他部分。次级裂缝中的支撑剂更多的处于悬浮状态,且支撑剂沉降堆积高度相较于主裂缝小25%～50%,相互沟通的次级缝具有更高的支撑剂沉降程度。缝网中支撑剂非均匀分布对模拟计算结果具有较大影响,当储层渗透率为0.05 mD时,忽略支撑剂非均匀分布计算出的产量高出实际值41.7%,因此在进行低渗透率储层模拟时,支撑剂非均匀分布状态不可忽略;当基质渗透率为5 mD时,产量计算差异在5%以内,此时不考虑支撑剂非均匀分布相对合理。      

复杂压裂缝网页岩气储层压力传播动边界研究

页岩气储层中存在大量的纳微米孔隙，且孔隙裂缝结构复杂，气体渗流阻力大，存在多尺度渗流的问题；页岩气储层压力扰动随时间向外传播并非瞬时到达无穷远，其渗流规律就是一个压力扰动边缘动边界的问题。基于对以上问题的研究，本文建立了渗透率分形分布和高斯分布的渗透率表征模型，对不同形态缝网压裂特征就渗流规律进行了描述，并利用稳态依次替换法，考虑页岩储层中扩散、滑移及解吸作用，进一步研究了多级压裂水平井不稳定渗流压力扰动的传播模型，得到不同压裂条件下压力扰动边界随时间变化的关系，并结合我国南方海相龙马溪组页岩气藏储层参数，应用MATLAB编程。研究表明:压力传播动边界随时间增加逐渐向外扩展，渗透率越小，压力传播越慢；未压裂储层压力传播速度<渗透率分形分布压裂储层传播速度<渗透率高斯分布压裂储层传播速度。对于渗透率极低的页岩气储层，压力传播慢，气井自然产能低，必须对页岩气储层进行大规模的储层压裂改造，并控制压裂程度，以提高页岩气开发效果；基于压力传播动边界的扩展优化页岩储层压裂井段间距90 m，优化渗透率分形分布压裂井井间距318 m，渗透率高斯分布压裂井井间距252 m。因此应合理控制页岩储层压裂改造规模，实现优产高产。模型模拟结果与实际生产数据拟合较好，验证了本研究理论模型的适用性。      

Poromechanics Response of Inclined Wellbore Geometry in Fractured Porous Media

This paper presents the poromechanics/poroelastic analytical solution for stress and pore pressure fields induced by the action of drilling and/or the pressurization of an inclined/horizontal wellbore in fractured fluid-saturated porous media, or naturally fractured fluid-saturated rock formations. The model which is developed within the framework of the coupled processes in the dual-porosity/dual-permeability approach accounts for coupled isothermal fluid flow and rock/fractures deformation. The solution to the inclined/horizontal wellbore problem is derived for a wellbore drilled in an infinite naturally fractured poroelastic medium, subjected to three-dimensional in situ state of stress and pore pressure. The dual-porosity analytical solution is first reduced to the limiting single-porosity case and verified against an existing single-porosity solution. A comparison between single-porosity and dual-porosity poroelastic results is conducted and displayed in this work. Finally, wellbore stability analyses have been carried out to demonstrate possible applications of the solution.     

Modeling Fully Coupled Oil–Gas Flow in a Dual-Porosity Medium

A finite element model has been developed to simulate two-phase, (i.e., oil and gas) flow and solid deformation in a dual-porosity medium. The model accounts for coupling between solid deformations and fluid flow in both the primary medium (representing the matrix pores and solid) and the secondary medium (used to represent fractures in the present study). The model is verified against relevant analytical solutions and then applied to the problem of an inclined wellbore under generalized plane strain conditions, subjected to a three-dimensional in situ state of stress in a fractured formation saturated with oil and gas. A parametric study has been carried out to demonstrate the effect of dual-porosity parameters, phase saturations, and interaction between the two media. The implementation of double effective stress laws in the present study is a significant deviation from some classical dual-porosity models and helps to incorporate the effect of deformation of the secondary medium (representing the fractures).     

Estimating Pressure Losses in Interconnected Fracture Systems: Integrated Tensor Approach

A significant number of petroleum reservoirs and almost all geothermal reservoirs are characterized by high in situ stress and fractures, and fractures act as major flow paths for fluids. An integrated tensor model is proposed to solve three tasks: characterization of a heterogeneous fracture network, simulation of fluid flow through a complex system for estimation of the grid-based permeability tensor, and unsteady-state fluid flow simulation for estimation of production and pressure losses. Deformation of the matrix and fractures are solved separately and used to compute their dynamic porosity and permeability. Finite-element methods and boundary element methods are used for numerical modeling. The results of this study show that the proposed model can overcome problems requiring excessive computational resources, flow interactions between the matrix and fracture, and the effect of matrix deformation on fluid flow. Results also show that the integrated tensor model serves as an efficient tool for predicting the effect of stress on fracture deformation and consequent productivity and/or injectivity of naturally fractured reservoirs.     

多形态裂隙砂岩水力耦合破坏过程与增透机理试验研究

水力耦合激活岩石天然裂隙,诱导裂隙扩展形成复杂裂隙网络,增加岩石渗透性是矿产地热共采体系中的关键技术。本文通过预制含单裂隙、T型裂隙和Y型裂隙的砂岩试样,进行三轴水力耦合试验,研究多形态裂隙砂岩的关键阈值（闭合应力、起裂应力、损伤应力、峰值强度）、弹性模量、泊松比以及破坏模式等力学特性,同时开展裂隙渐进演化过程中声发射和渗透率的演化规律研究,进一步分析水力耦合作用下裂隙岩石增透机理。结果表明:多形态预制裂隙砂岩试样在水力耦合作用下,既有裂隙均通过拉伸、剪切或混合模式扩展形成次生裂纹,构成裂隙网络,试样渗透率显著增加。单裂隙试样的次生裂隙以剪切破坏为主,T型和Y型裂隙试样的次生裂隙为剪切破坏和张拉-剪切破坏两类。此外,多形态裂隙对试样强度的影响大于水的弱化作用。随着轴压增大,岩石渗透率峰前阶段先减小后增大,达到强度破坏时突跳增大。当试样达到峰值后应力突然下降时,渗透率达到最大值,渗透率增透效果最好。预制裂隙角度和形态的变化对突跳系数的影响幅度较小,单裂隙的平均突跳系数值大于Y型裂隙大于T型裂隙。研究结果有助于理解裂隙破坏和流体流动行为,进而指导矿产地热共采的工程。      

深地热开采热能提取效率研究及对EGS-E的启示

深地热资源因其储量大、清洁、可持续等优点在近年受到广泛关注。不同的深地热开发系统具有不同的热储改造方式,而这些热储改造方式决定了其与流体工质的换热效率及采热量。通过COMSOL Multiphysics多场耦合软件系统对比了高渗透率、贯穿裂隙（管道）、随机裂隙和随机裂隙+贯穿裂隙热储模型的热能提取效率,研究了水力作用、热力作用和热储裂缝间距对裂隙开度的影响。研究结果表明高渗透热储的热能提取效率最高,其次是随机裂隙热储,随后是随机裂隙+贯通裂隙热储,最小的是贯通裂隙（管道）热储。热储裂隙开度演化受基岩冷却收缩和裂隙流体压力的竞争影响。增加基岩的冷却收缩和裂隙流体压力均能提升总裂隙开度;但是当基岩冷却收缩起主导作用时（热力作用）,系统的注入能力提升;而当裂隙流体压力起主导作用时（水力作用）,系统的注入能力降低。减小裂隙间距可以显著增加裂隙的热力作用开度和总开度。当裂隙间距减小到50 m时,热力作用开度增加为水力作用开度的4.8倍。因此对EGS-E（基于开挖的增强型地热系统）的主要启示为:（1）通过优化爆破或水力压裂等工艺参数,使崩落的干热岩尽量破碎,形成高渗透率热储,可大幅增加热交换面积,提高热能提取效率和采热量;（2）在EGS-E热储分层致裂中,应尽量减小层间距,进而增加热储的整体裂隙开度,达到提高换热效率的目的。      

非常规油气藏多场耦合渗流理论研究进展

非常规油气藏是目前世界油气开发的重点领域,由于非常规油气藏的储层条件差,渗流场与应力场、温度场耦合作用,流体的流动更为复杂,以往对多场耦合理论的运用存在简易化和适应性缺陷,工程中缺少理论指导下的更有效的开采工艺与开发方法,制约了这类油气藏的大规模高效开发,亟需对多场耦合渗流力学理论进行深入认识,以对工程问题提供有效指导。从实验认识、理论分析、仿真模拟三个方面阐述了我国非常规油气资源开发领域的多场耦合渗流力学理论的研究现状,重点围绕多尺度介质力学行为特性表征、岩体和流体的温度响应机制、耦合作用的概念及数学模型、多场耦合模拟仿真方法等关键问题的最新成果、认识展开论述。在此基础上对地下真实应力及温度环境的模拟、烃类吸附及置换的热量测试等问题进行分析,建议针对岩石的塑性应变、重复压裂后的应力环境变化、混合烃类的输运模型、以及流动条件随应力和温度变化的模型等科学问题进一步深化。旨在为进一步阐明我国非常规油气藏开发的动用机理、确定高效开发方法提供指导,同时希望能够促进渗流力学的学科发展。      

Poromechanics Response of Inclined Wellbore Geometry in Chemically Active Fractured Porous Media

The porochemoelastic analytical models and solutions have been used to describe the response of chemically active saturated porous media such as clays, shales, and biological tissues. To date, all existing solutions are only applicable to single-porosity and single-permeability model, which could fall short when the porous material exhibits multiporosity and/or multipermeability characteristics, such as secondary porosity or fractures. This work summarizes the general linear dual-porosity and dual-permeability porochemoelastic formulation and presents the solution of an inclined wellbore drilled in a fluid-saturated chemically active fractured formation, such as fractured shale, subjected to a three-dimensional in situ state of stress. The analytical solution to this geometry incorporates coupled matrix-fracture deformation, simultaneous fluid flows, solute transports and interporosity exchanges induced by the combined influences of stress variation, fluid pressure and solute chemical salinity gradients under isothermal conditions. The fracture system is modeled as a secondary porosity porous continuum following Biot’s formulation while using mixture theory and the pore fluid is a binary solution comprised of a solvent and a solute. Results for the transient stresses and dual pore pressure distributions due to the coupled fracture and hydrochemical effects are plotted in the vicinity of the inclined wellbore and compared with the classical porochemoelastic and poroelastic counterparts. Finally, wellbore stability analyses are carried out to demonstrate applications of the solutions to field drilling operations.