页岩与致密砂岩气井产气机理及生产动态模拟对比

为揭示页岩和致密砂岩气开发方式差异性的原因,运用页岩与致密砂岩全直径岩心模拟气井全生命周期开发动态,研究2种气藏产气机理。实验结果表明:页岩气生产过程包括高速、中速和低速开发3个阶段,只有中速开发阶段地层视压力与累计产气量呈线性关系,压力降到12 MPa时偏离原有的线性关系;而致密砂岩地层视压力与累计产气量基本呈线性关系,只在压力接近于0.1 MPa时偏离原有的线性关系。致密砂岩高速开采阶段采出程度达90%,低速开发采出程度低;而页岩高速开采阶段采出程度只有17%,中低速开发阶段采出程度可以达到50%,二者低速开发阶段单位压降采气量大幅增加,证明都含有一定量的吸附气,差别在于页岩解吸压力和吸附气量占总气量比例相对较高。最后,根据页岩渗透率和吸附气的认识,建立考虑滑移效应与Langmiur吸附效应的相对简单的页岩全生命周期渗流模型,数值模拟页岩全直径岩心全生命周期生产动态,视压力曲线、日产气递减曲线与实验结果具有很好的一致性,拟合游离气量和吸附气量相对误差不足5%,证明该模型预测页岩气井产能的可行性。     

页岩高压等温吸附曲线及气井生产动态特征实验

选取四川盆地长宁—威远地区龙马溪组页岩储集层样品,采用高压等温吸附仪开展高压等温吸附曲线测试,运用自主研发页岩气流固耦合实验系统开展了单岩心对比和多岩心串联气井衰竭开发物理模拟实验;在总结吸附、解吸规律基础上,建立了高压等温吸附模型,修正了含气量计算方法,明确吸附气动用规律。研究表明,页岩高压条件下的等温吸附规律与常规低压下吸附规律不同,高压等温吸附曲线随压力变化存在最大过剩吸附量,对应压力为临界解吸压力。高压等温吸附曲线可用于评价页岩吸附气量及吸附气动用程度;高压等温吸附模型能够拟合和表征页岩高压等温吸附规律;修正后的含气量计算方法,可以更客观评估含气量与吸附气比例,是储量评估和产量递减分析的理论基础;吸附气动用程度与压力密切相关,储集层压力低于临界解吸压力,吸附气才能有效动用;气井生产过程中,近井地带压力下降幅度大,吸附气动用程度高,远离井筒,吸附气动用程度低或不动用。     

复杂条件下页岩气藏生产特征及规律

从页岩气藏的储层特征、生产机理及压裂施工后气井的产能特征着手,首先分析了页岩储层多孔介质的4个组成部分,确定了有机质孔隙是页岩气主要的储集体,有机质含量及孔隙发育特征直接影响页岩气藏的储量和产量;对页岩气藏的吸附、解析、扩散等渗流机理进行了细致分析,推算游离气与吸附气量,并用压力变化关系曲线解释含气量关系;在产能特征方面运用实例分析了页岩一气井产能,确定了单井初期产量高、后期递减迅速和生产周期长等特征,证实了水力裂缝是页岩气藏最主要的气体渗流通道,水力裂缝的形态最终决定气井的产能。研究结果从多方面总结了页岩气藏复杂的生产机理及特征规律,为提高页岩气井产能、规模化开发页岩气藏提供了理论支撑。     

页岩气开采模拟实验方法研究

为提高对页岩气特有的赋存状态和产气规律的认识水平,利用自主研发的模拟实验装置,采用天然页岩储层岩心和甲烷气开展了气体流动能力、气井生产动态和全生命周期生产模拟实验。实验结果表明,研发的模拟实验装置和配套技术具有高压力、超长周期、多点测压等特点,能够较真实模拟页岩储层条件下的页岩气流动过程,初步揭示了扩散是主要的传质输运机理、页岩基质压力传播较慢、生产初期主要产出游离气、后期吸附气开始供给等页岩气的传质输运机理和衰竭开发规律,从而为页岩气开发技术政策制定提供了实验依据。     

页岩气藏流动机理与产能影响因素分析

为研究气体在页岩储层中的流动机理并分析影响页岩气藏产能的控制因素,基于广泛的文献调研,描述了页岩气在页岩储层中流动主要经历的3个过程：解吸附、扩散和渗流,分析了其影响因素和适用条件。在此基础上,利用数值模拟方法分析了吸附气含量、Langmuir体积、Langmuir压力、扩散系数、基质渗透率、微裂缝渗透率和压裂诱导裂缝导流能力等因素对页岩气水平井产能的影响情况。结果表明：①天然气地质储量保持不变时,随吸附气含量增高,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,地层平均压力下降速度加快;②相同吸附气浓度条件下,随Langmuir体积和Langmuir压力的增加,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,初期产量递减速度加快;③气体扩散系数对产能影响较小;④基质渗透率介于1.0×10^-9～1.0×10^-6 mD时,基质渗透率是控制水平井产能的主要因素,随基质渗透率增加,日产气量和累积产气量迅速增加;⑤基质渗透率大于1.0×10^-6 mD 时,基质渗透率和微裂缝渗透率均是控制水平井产能的主要因素,日产气量和累积产气量随基质渗透率和微裂缝渗透率的增加而增加;⑥随压裂诱导裂缝导流能力增加,水平井累积产气量逐渐增加,累积产气量增幅逐渐减小,压裂诱导裂缝存在着最优导流能力。     

页岩气储层含气量计算模型研究

页岩气是一种重要的非常规天然气。 依据等温吸附实验数据,对影响页岩吸附能力的各项因素进行了分析,并借鉴 KIM 方程构建了页岩吸附气含量计算模型。 根据所建立的页岩岩石物理模型,对页岩的孔隙系统进行了划分,并构建了页岩岩石的导电模型,利用该导电模型计算了页岩的游离气饱和度。 模型参数全部实现常规测井资料计算,最后采用含气量计算模型对页岩气井进行了处理,同时对处理结果进行了分析,验证模型的准确性。 分析埋深、成熟度对页岩含气性的影响,并进行验证。 利用吸附气和游离气体积之和估算页岩气储层含气量,其结果与现场岩心解吸含气量对应良好,验证了本模型的可行性。     

渗吸效应对页岩气赋存状态的影响规律

目前对于渗吸效应改变页岩气赋存状态的定量化认识尚未形成,对页岩储层中压裂液大量滞留所引起的气水动态置换规律也不明确。为此,开展了气水置换实验以模拟水力压裂后近井区域页岩含水状态的变化情况,借助于含氢流体低场核磁共振谱分析技术(1H-NMR)动态监测页岩储层中甲烷的赋存状态,并计算不同赋存状态下的甲烷气量,进而研究了渗吸效应对页岩气赋存状态的影响规律。研究结果表明:①页岩饱和甲烷的过程分为吸附主导阶段和孔隙填充阶段,吸附作用和压力梯度作用在页岩饱和甲烷的过程中同时发挥作用;②页岩饱和甲烷过程前期阶段优先饱和吸附气,游离态甲烷作为外部甲烷转换为吸附态甲烷的中间状态在页岩孔隙中赋存,吸附气达到饱和状态后,甲烷在压力梯度作用下填充页岩孔隙直至孔隙内外压力平衡;③渗吸效应使页岩发生气水置换作用,吸附态甲烷部分解吸为游离态甲烷,吸附气占比降低,渗吸时间达到80 h时吸附气占比由63.58%降低至45.87%,而游离气量增加使页岩孔隙压力升高,同时水分占据部分孔隙体积,压缩游离气赋存空间,部分游离气被排出页岩孔隙,储层含气性降低,页岩样品含气量由渗吸开始前的7.91 mL/g下降至7.34 mL/g;④水力压裂过程中,压裂液的大量滞留使页岩储层近井区域处于富含水状态,渗吸效应引发的气水置换作用和排替作用使得页岩孔隙及井筒等外部空间中甲烷游离气量升高,孔隙压力升高使得地层压力上升,在一定程度上有利于页岩气的开采。     

页岩气与煤层气开发特征模拟实验研究

为明确不同吸附气比例对气体开采特征的影响,优选具有代表性的页岩和煤岩样品,分析了页岩气与煤层气赋存与开发机理的异同,建立了高压吸附特征测试和多点测压串联开发模拟实验方法,对比分析了页岩气和煤层气的压力传播规律和气体动用规律。结果表明：页岩和煤岩基质的渗流能力均较低,煤岩样品的吸附能力约为页岩样品吸附能力的9倍,储层中煤层吸附气达到79%,占主导地位,而页岩储层中以游离气为主;页岩与煤岩的压力传播速度均较慢,煤层动用能力高于页岩储层,开发300d煤岩采出程度达到95%,页岩采出程度仅为75%。研究认为,在开发中后期,压力降低,吸附气解吸参与供给,页岩和煤岩压力下降均明显变缓,单位压降产气量增加,煤样的单位压降产气量增加程度远高于页岩,页岩气开发技术政策应以高效动用游离气为主,而煤层气开发技术政策应以有效动用吸附气为主。研究成果为完善非常规天然气渗流理论、优化开发技术政策奠定了基础。     

页岩吸附与解吸气量实验研究

页岩气主要以游离气和吸附气形式存在于富含有机质页岩中,含气量的大小受页岩储集层压力、温度等多种因素影响。页岩吸附气量是评价页岩气资源量的关键性参数,也是评价页岩气是否具有开采价值的一项重要标准。在分析页岩气吸附与解吸机理的基础上,开展F页岩气田龙马溪组-五峰组岩心等温吸附、解吸实验研究,实验结果表明:利用等温吸附线法是获得朗氏体积(VL)和朗氏压力(pL)的有效途径;钻井现场页岩快速解吸获得的总含气量主要为吸附气量,游离气量占比较小;页岩朗氏体积(VL)与样品的有机碳含量(Cto)成正相关,达到饱和吸附后温度升高,吸附能力明显下降。     

RTA软件在页岩气藏多级压裂水平井的应用

页岩的超低渗透率决定了页岩气井生产期间持续存在的压力瞬态效应,从而使得产量预测很困难而且是非唯一解。采用三种适用于致密气和页岩气日产瞬态分析法曲线对生产资料进行分析:①双对数曲线;②特征曲线:时间均方根曲线;③流动物质平衡曲线。基于页岩气井线性非稳态流动特点,运用双重孔隙线性瞬态流典型曲线分析涪陵页岩气田JS区块一口多级压裂水平井产量数据,并进行储量评价。根据产量与时间双对数曲线关系,将该气井生产分为表皮效应、线性流动、拟稳态流3个流动阶段,运用基质线性流模型计算该气藏基质渗透率,利用流动物质平衡曲线求取该井SRV范围内游离气储量,在此基础上进行产量预测。同时,采用常规气藏工程方法预测该井可采储量,结果对比表明,常规方法预测的页岩气产量过于悲观,RTA软件预测页岩气可采储量更为真实可靠。探索建立了一套适合JS区块页岩气可采储量的预测方法。     

关井时机对页岩气井返排率和产能的影响

页岩气井压后返排率普遍较低,大量的压裂液永久赋存于储层中,对页岩气井的生产有可能造成不利影响。为此,以实际生产数据为基础,分析了页岩气井早期生产返排特征,并根据典型数据建立相应的数值模型,研究了不同时机关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。结果表明:①在返排前关井期间,极窄的相渗曲线共渗区急剧降低压裂液在储层中的渗吸运移速度,关井100 d后移动距离小于3 m,随着关井持续时间增加,压裂液返排率呈指数降低,开井的初始产气量先减小后增大,对长期产气量的影响则恰好相反,因此,并不能简单得出关井时间越长,越有利于生产的结论 ;②而在生产返排后关井期间,随着关井持续时间增加,返排率减小,开井的初始产气量增大,长期产气量则会减小,但相比之下,返排后关井效应弱于返排前;③对于生产制度而言,生产压差增大会掩盖应力敏感导致的渗透率降低效应,最终表现为累计产气量、累计产水量都增加,同时,高生产压差人工缝底部积液,而低压差含水饱和度则几乎为0。该研究成果为认识压裂液的滤失机理及其在储层中的赋存方式、确定页岩气多段压裂水平井的最佳关井时间与生产制度,提供了技术支撑。     

页岩气藏水相损害评价与尺度性

页岩气藏基质储渗空间为纳米尺度,超低含水饱和度,高黏土矿物含量,发育微裂缝,需经压裂改造投产,气体产出是一个多尺度、多种传质过程,但压裂液易产生滞留,影响气体产出。页岩渗透率为纳达西级,难以利用测量损害前后渗透率的传统方法评价页岩气层损害。采用四川露头页岩岩样和4种滑溜水压裂液体系,利用压力衰减法,结合水相渗吸实验和气驱水返排实验,评价了压裂液滤液对岩心尺度的损害程度,分析了页岩气藏工作液损害评价的指标,认为传统渗透能力恢复率或渗透率恢复率不能作为页岩气层损害评价的唯一指标。基于评价结果,结合目前部分压裂液返排率低的气井产量反而比较高的非常规现象分析,指出页岩压裂液诱发水相圈闭损害是一个动态过程,具有尺度性,在评价过程还要考虑滞留压裂液对气体传递的积极作用,压裂液作用及返排制度是未来5~10年值得研究的重点问题。     

考虑解吸扩散的页岩气藏气水两相压裂数值模拟

水力压裂是实现页岩储层有效开发的重要技术手段,而准确预测页岩气藏压裂井产量是保证页岩气高效开发的基础。以油气藏数值模拟和数值计算方法为工具,在考虑页岩基质块解吸扩散和窜流条件下,建立了页岩气藏气水两相压裂渗流数学模型,推导了数值计算模型,并研制了页岩气藏压裂产能模拟器,定量分析了裂缝参数、物性参数和解吸扩散参数对页岩气压裂井产量的影响。研究表明：水力压裂能有效提高单井产量,是页岩气藏高效开发的有效措施;压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率是页岩气开采的主控因素,日产气量和日产水量随压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率增加而增加;基质渗透率和扩散系数对产量的影响相对较小。     

中国页岩气与致密气开发特征与开发技术异同

对比分析我国页岩气藏与致密气藏的开发特征与技术对策,对深刻认识和高效开发上述非常规天然气资源具有重要的意义。为此在研究我国页岩气与致密气地质特征和开发特征的基础上,着重对比分析了二者在开发策略与技术方法上的差异及对策。结果表明:(1)两种非常规气藏宏观上均具有储层致密、非均质性强且大面积连续分布的特点,页岩气储层集中分布,致密气储层多层分散分布;(2)两种气藏均具有异常低孔低渗特征,都需要通过改造达到工业产量,但压裂改造特征和流体渗流特征差异明显;(3)气井产量曲线均为"L"形,但页岩气早期产量递减更快、低产期的生产时间更长;(4)开采均需要优选相对富集区,采用小井距、优快钻井工艺技术,核心工艺是压裂改造,采用单井自然递减、井间接替的生产方式;(5)但上述二者的开发对策和技术方法各有所侧重、解决的关键问题不同。结论认为:(1)页岩气开发对工程技术手段的依赖性更强,对开发技术要求更苛刻;(2)致密气储层的渗透性相对较好,压裂后仍表现出"相对均质"的开发特征,但受地层水影响,致密气高效开发技术同样面临着更高的要求;(3)致密气以成本为目标导向的开发技术是页岩气降低开发成本的主要方向,页岩气工厂化作业及新型压裂工艺技术有助于低品位资源的有效动用。     

页岩气藏水平井分段压裂渗流特征数值模拟

页岩气藏具有独特的存储和低渗透特征,其开采技术也有别于常规气藏的开采技术,水平井完井技术和分段压裂技术是成功开发页岩气藏的两大关键技术。水平井完井和分段压裂后形成的复杂裂缝网络体系以及吸附气的解吸作用等因素,都给页岩气井的渗流机理研究带来极大挑战。研究表明,利用数值模拟软件来模拟页岩气井的裂缝网络系统,不仅能模拟页岩气的渗流机理,也能为编制页岩气藏开发方案提供可靠的理论依据。因此以Eclipse2010.1数值模拟软件为研究平台,建立了３种考虑吸附气解吸的页岩气分段压裂水平井数值模型,能够模拟页岩气藏水平井的生产动态,对体积压裂后形成的裂缝参数进行优化模拟。结论认为：只有通过增加水平井的数量和储层改造体积（SRV）、选取异常高压区钻井和压裂出具有充分导流能力的裂缝,才能有效提高页岩气藏的采收率,实现页岩气藏的有效开发。     

基于岩心分析的页岩气压裂工艺参数优选

页岩气藏的特异性显著。新的页岩气井压裂改造前要进行室内实验,根据实验结果了解气藏特征,提高开发策略的针对性。采用室内实验和理论分析相结合的方法,对中国和北美主要页岩气储层进行了矿物组成、力学参数、微观成像研究,推导出了适用于页岩压裂的闭合压力和缝宽计算方法,计算了埋藏条件下的页岩脆性指数、闭合压力和缝宽,提出了压裂液体系、黏度、排量和支撑剂类型的优选原则,利用黑色页岩进行了室内模拟压裂。结果表明,岩心分析技术能够为压裂工艺参数优选提供必要支撑,龙马溪组页岩的力学特性与Haynesville页岩较为相似,低黏度、大排量压裂时产生的裂缝网络更加复杂。实例计算表明,根据室内分析方法计算的压裂工艺参数具有较强的实用性,能够提高压裂的效果。      

武隆区块常压页岩气水平井分段压裂技术

渝东南武隆区块页岩气储层水平应力差较大,高角度裂缝及层理缝发育, 难以形成复杂体积裂缝,低角度裂缝较难开启,裂缝转向难度大,同时储层为常压储层,要实现经济开发难度较大。为此,在分析武隆区块常压页岩气储层压裂改造技术难点的基础上,以提高裂缝的复杂程度、增大储层改造体积为目标,以滑溜水为压裂液,通过优化射孔簇间距、射孔簇长度和簇间暂堵,提高高应力差异系数下裂缝的复杂程度;采用连续加砂工艺和优化压裂规模,提高裂缝导流能力和保证裂缝在页岩气储层中延伸,形成了适用于武隆区块常压页岩气水平井的分段压裂技术, 并在隆页2HF井进行了现场试验,压裂后产气量达9.4×104 m3/d。分析隆页2HF井压裂资料发现,应用该技术可以提高裂缝复杂程度,形成网络裂缝,提高常压页岩气单井产量,从而实现常压页岩气的经济开发。      

富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利条件

页岩气藏的经济开发成为了当前非常规天然气开发关注的焦点。页岩气藏开发方式以"水平井+水力压裂"为核心技术,水力压裂过程中存在"大量压裂液滞留储层,难以返排,形成水相圈闭损害,阻碍气体产出"的工程难题。此外,水力压裂能形成大规模复杂缝网,沟通了微米级裂缝,而基块纳米级孔隙中气体仍然难以进入裂缝。从室内实验和矿场试验两方面概述了储层高温热处理的研究进展,提出了与水力压裂技术协调的富有机质页岩储层热激致裂的方法,从页岩储层地质特征与工程实际分析了页岩储层适合热激增渗的有利条件。研究认为,热激条件下有机质生烃增压、丰富多样的矿物组分差异热膨胀、微米-纳米级孔隙压力仓作用是页岩热致裂的有利地质条件;基于页岩气井体积改造形成的裂缝网络,滞留压裂液不仅能提高页岩导热能力,且在热激条件下水热增压、热液溶蚀作用可为页岩致裂增渗提供重要的工程条件。充分利用页岩储层独特的地质优势和有利的工程条件,包括热液作用、矿物组分非均匀膨胀致裂和热促吸附气解吸的热激法对压裂后的页岩储层进行改造,能够有效缓解甚至解除水相圈闭等储层损害,促使水力裂缝或天然裂缝两侧基质岩石热致裂,改善裂缝网络,增强页岩储层基质-天然缝-人工缝多尺度传质能力,同时实现压裂液的回收再利用,这将是一种环境友好型的有效开发页岩气藏的新方法。     

四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用

随着四川盆地页岩气勘探开发的持续深入,实施水平井分段压裂改造已成为页岩气这种非常规气藏有效开发的必要手段。针对四川长宁—威远国家级页岩气示范区水平井储层特点,结合套管固井完井方式,通过开展自主攻关与现场试验,在页岩气水平井压裂改造方面逐步形成了一套完整的技术系列,包括:新型复合桥塞分段工具、高效降阻滑溜水体系、优化分段设计技术、体积压裂工艺、连续油管钻磨技术、连续混配、连续供砂、连续作业技术、返排液重复利用技术等,从而实现了页岩气水平井储层改造的最优化体积和效果。应用结果表明:自主研发的页岩气水平井复合桥塞优化分段、滑溜水体积压裂工艺及工程配套技术,能够有效提高工程时效和增加井口产能,为页岩气水平井规模效益开发提供了技术保障,为下一步四川盆地页岩气工厂化压裂的实施提供了技术支撑。