基于连续拟稳定法的页岩气体积压裂水平井产量计算

水平井体积压裂是开发页岩气藏的关键技术。体积压裂后,未改造区域的流动为受微纳米孔隙介质控制的非线性渗流,而改造区域的流动则是由微米级裂缝网络控制的达西渗流。综合考虑页岩气藏体积压裂后的多尺度流动、页岩气解吸附、扩散等特点,建立了耦合未改造区域和改造区域流动的稳态产量计算模型;在此基础上,首次运用连续拟稳定法,考虑压力波不稳定扩散,结合物质平衡方程建立了页岩储层体积压裂水平井非稳态产量计算方法,并对页岩气体积压裂水平井非稳态产量的影响因素进行了分析。结果表明：基于连续拟稳定法建立的产量预测模型具有求解过程简单、计算速度快,与数值模拟结果吻合程度高的特点;页岩气的解吸效应主要影响生产中后期的产量;随着体积压裂区半径、压裂区渗透率、扩散系数、朗格缪尔体积的增大,页岩气井产能增大,且增加幅度逐渐减小;朗格缪尔压力对产量的影响较小。该方法为页岩气体积压裂水平井非稳态产量的计算提供了理论依据。     

基于物质平衡原理对页岩气压裂储层有效改造体积进行估算方法研究

储层改造体积(SRV)是评价储层改造程度的一个重要参数,目前常用微地震、微形变等现场裂缝监测方法来计算SRV的大小,但由于受施工条件、环境、技术适应性及经济等因素影响,这些方法应用受到一定的限制。为快速经济地实现页岩储层改造体积估算,将页岩气储层改造后发生渗流的体积视为有效改造体积(ESRV),并假设有效改造体积为定容体,建立物质平衡方程,通过生产一段时间后关井进行压力恢复,根据累计产气量和储层压力变化估算有效改造体积大小。利用该估算方法对长宁区块一口页岩气水平井压裂效果进行了评价,结果表明,该方法计算方便,可作为页岩气井压裂改造效果评价的一种补充技术手段。     

准噶尔盆地石炭系长直井段井网立体压裂参数优化研究

准噶尔盆地九区M井区石炭系油藏储层纵向跨度大、层多动用差、综合产能低,常规直井压裂技术难以实现区块高效开发.为增大改造体积和提高单井产能,基于工区储层物性特征和生产动态特征,建立了三维地质模型和三维地应力模型,通过水力压裂数值模拟分析,借鉴水平井体积压裂概念,提出了石炭系长直井段立体井网体积压裂设计方法,并分析了排量、...     

基于嵌入式离散裂缝模型优化的海陆过渡相页岩气压裂水平井数值模拟

近年来，鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块海陆过渡相页岩气勘探开发取得了突破性进展，进一步展示了该领域良好的开发前景，但对该区页岩气水平井产能评价理论的认识还不够深入，从而制约了后续开发井生产方案的优化制订。为了模拟鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气压裂水平井生产动态，基于嵌入式离散裂缝模型理论，考虑了储层不同类型孔隙中流体流动差异，采用有限体积法建立了地质参数建模与压裂缝网表征相结合的数值模拟技术，并结合压裂改造后裂缝网络的展布特点，对现场实例井进行了生产动态分析。研究结果表明：(1)海陆过渡相页岩气藏压裂水平井整体产量偏低，压裂施工规模和单井产能之间相关性较弱，压裂裂缝的合理表征是生产动态预测的关键；(2)页岩储层渗透率极低，压力传播范围有限，未与井筒或水力裂缝沟通的天然裂缝在生产过程中贡献率较低；(3)天然裂缝为气体在低渗透致密储层提供了渗流通道，提升了水力裂缝网络的复杂度，应优选裂缝发育区对气井进行压裂改造。结论认为，优选压裂改造甜点位置和提高压裂井缝网改造程度是海陆过渡相页岩气藏压裂水平井产量提升的关键，该认识为我国海陆过渡相页岩气高效开发提供了理论支撑。     

页岩气“体积开发”理论认识、核心技术与实践

四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气勘探开发的突破和发展,对中国天然气理论创新和技术进步具有重大的战略意义,连续型油气聚集、水平井体积压裂开发等一批关键理论技术,支撑了四川盆地南部(蜀南)、涪陵等页岩气田的大发展。为了提高中国页岩气区储量动用率和采收率,基于中国页岩气的地质条件和工业实践,梳理了中国页岩气勘探开发进展及取得的主要地质认识,深化了对五峰组—龙马溪组页岩储层主要地质特征的认识和页岩气"甜点区(段)"分级评价标准,从人工干预提高页岩气有效流动性和开发整体性出发,提出了页岩气甜点区"体积开发"的理论内涵和核心技术,进而评价展望了中国页岩气资源"体积开发"的发展前景。研究结果表明:①页岩气"体积开发"指在不同级别含气页岩储层"甜点区""甜点段"范围内,通过多水平层段分段压裂构建人工缝网系统,利用水平方向流动叠加垂向导流缝流动形成复合流动方式,促使波及范围内的页岩气资源成为可开发的商业储量,实现更多页岩气资源的有效动用;②"体积开发"包括"甜点区"综合评价、体积开发井网优化设计、水平井钻井和靶窗优选及轨迹设计、水平井段体积压裂改造技术、生产制度设计与平台式工厂化管理等5项核心技术。结论认为,"体积开发"理论技术不仅为目前长宁、涪陵等页岩气储量区立体开发,而且也为陆相、海陆过渡相页岩气等非常规油气资源的整体利用,提供了重要的理论依据和技术支持,具有广阔的应用前景。     

页岩油储层压裂井间干扰条件下受干扰井排采特征——以吉木萨尔页岩油储层为例

为提高页岩油储层单井动用程度、维持高产量生产，开发井距不断缩小，导致压裂井间干扰现象频发，受干扰井排采特征尚不明确。以多区复合模型为基础，结合双重介质等效压裂缝网模拟方法，建立干扰井和受干扰井数值模型，将页岩油储层受干扰井排采划分为闷井、返排、早期生产3个阶段，对压裂井间干扰条件下受干扰井的排采特征进行了研究。研究表明：闷井阶段邻井压裂干扰延缓了受干扰井地层缝网中压力衰减速度，干扰对生产的影响程度取决于裂缝连通类型；早期生产阶段，随井间连通裂缝条数的增加，压裂井压力受影响程度增大，受干扰井产量增加，但增加幅度受连通裂缝数量影响表现出明显差异。该研究为明确页岩油储层压裂井间干扰条件下受干扰井排采特征、制定合理的压后排采制度提供一定的指导。     

鄂尔多斯盆地陆相页岩气中生界储层井壁坍塌压力研究

鄂尔多斯盆地陆相页岩气中生界储层地质条件复杂,钻井过程中易发生井壁失稳。根据库仑—摩尔准则,建立了大斜度井、水平井井壁坍塌压力计算模型,对延长陆相页岩气中生界储层大斜度井、水平井钻井过程中的井壁坍塌压力进行定量化研究,计算结果表明:钻井过程中井斜角超过50°左右,井壁坍塌压力将大幅增大,不利于井壁稳定;在井斜角小于50°的条件下,沿着水平最大地应力方位钻进时,大斜度井、水平井井壁坍塌压力最大;在井斜角大于50°的条件下,沿着水平最小地应力方位钻进时,大斜度井、水平井坍塌压力最大;延长陆相页岩气中生界储层在不同方位上钻井水平井的坍塌压力在1.18~1.26之间,为陆相页岩气井钻井工程设计提供了参考依据。     

基于页岩气井压后返排液氯离子分析的压后效果评价

页岩具有低孔隙度、特低渗透率的特征,只有通过储层改造后才能获得经济开发效益。水平井钻井与多段多簇压裂是页岩气效益开发的关键核心技术,为提高页岩气单井产量,以储层改造体积和裂缝复杂程度最大化为目标函数,但现有裂缝复杂程度表征及气井产能预测方法有限。压裂液的返排动态可表征储层压后的裂缝形态,是影响压后产能的重要因素,通过对返排液测试数据的分析总结表明,压裂返排液氯离子浓度变化分为3个区域:快速上涨区,缓慢上涨区,趋于平稳区。同区块邻井在相同压裂工艺及返排制度下,返排液氯离子浓度变化趋于一致;页岩气井排液期间返排率越低,氯离子浓度变化幅度越小,即快速上涨区与缓慢上涨区持续时间越短,裂缝复杂程度越高,压裂改造效果越好;页岩气井最大瞬时产气量出现在平稳区初期。丰富了页岩气压裂后评估技术体系,为气井产能预测提供了支撑。     

井下微地震监测技术在页岩气“井工厂”压裂中的应用

通过井下微地震监测可以获得页岩气井压裂过程中水力裂缝的展布方向、波及长度和地层破裂能量,从而指导压裂方案的实时调整,增大压裂改造体积。为此,威202井区5个平台进行页岩气“井工厂”压裂施工时,应用井下微地震监测技术进行了裂缝监测。在介绍井下微地震监测技术基本测量原理的基础上,以威202井区A平台6口井的应用为例,详细介绍了该技术在有效识别地层中潜在天然裂缝、监测暂堵转向体积压裂效果、指导射孔参数优化等方面的机理与效果。研究表明,应用井下微地震监测技术可以增大页岩气储层改造体积,提高储层均匀改造程度,这对于页岩气的经济有效开发具有重要作用。      

页岩气藏椭圆形多区复合模型不稳定压力分析

针对页岩气藏水平井体积压裂产生复杂缝网形态的特点,根据实际微地震监测结果,建立了页岩气藏椭圆形裂缝多区复合压裂水平井模型。考虑页岩气吸附解吸、气体扩散和气体高压物性参数与压力强非线性关系,利用非结构PEBI网格和控制体有限单元法建立了页岩气藏椭圆形裂缝多区复合压裂水平井数值试井数学模型,并结合全隐式法推导得到了其数值试井数学模型的离散形式。计算机编程绘制了其不稳定压力动态分析典型曲线,并开展了压力动态特征分析以及相关参数的敏感性分析。研究结果表明：①压力动态分析双对数典型曲线可划分为井筒储集、过渡流、裂缝间地层线性流、SRV区径向流或过渡流、体积改造区外响应段、系统径向流和边界响应8个流动阶段;②Ⅰ—Ⅴ流动阶段主要反映SRV区的渗流特征,Ⅵ—Ⅷ流动阶段反映外区物性及边界距离的影响;③吸附解吸作用越强,试井典型曲线的位置越低;④扩散系数能提高极低渗透率页岩储层的气体流动能力。研究结果不但扩展了页岩气藏水平井多级压裂模型,还可用于实测井的试井分析,为页岩气藏高效开发提供了指导。     

页岩气平台式井组井间干扰影响因素分析及井距优化

以页岩气平台井组井间干扰影响因素为研究对象,利用数值试井分析技术,研究了不同储层基质渗透率、压裂改造参数、井间距、激动强度等参数对井间干扰的影响程度.在此基础上,掌握了页岩气水平井不同生产时间的压力分布特征,明确了井间干扰对气井最终可采储量(EUR)的影响程度,形成了综合考虑气井EUR和井控地质储量采收率的井距优化分析...     

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。      

致密油藏体积压裂水平井开发效果

基于致密油藏储层特征和体积压裂微地震监测资料,通过水电模拟实验研究了不同井型的渗流场特征,利用油藏数值模拟方法从井间压力梯度分布、单井产能及采出程度等方面对不同井型的开发效果进行了评价,论证了体积压裂水平井开发致密油藏的可行性,并首次分析了压裂改造体积大小和储层综合改造因子对体积压裂水平井产能的影响,在此基础上开展了合理井网形式优选。研究表明:体积压裂可以大幅度减小近井区域渗流阻力,体积压裂水平井产能明显高于水平井及常规压裂水平井,动用范围大、采出程度高;水平井井网油水井间驱替压力梯度大,开发效果优于直井—水平井联合井网,但含水上升相对较快;储层压裂改造体积大小和储层综合改造因子与体积压裂水平井产能呈正相关关系,储层压裂改造体积越大,储层综合改造因子越大,产能越高。     

基于返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法及应用

页岩气多段压裂水平井的缝网参数通常利用产气数据解释获得。虽然对产气数据进行解释能得到裂缝参数，但很难获得压裂有效体积。为快捷地获取页岩气井压裂有效体积，该研究建立了页岩气多段压裂水平井压裂液返排数学模型，并结合水相物质平衡方程和渗流方程，推导获得了页岩气井多段压裂水平井压裂有效体积表达式。通过分析模型解发现，在边界控制流阶段产量规整化压力与物质平衡时间双对数曲线为单位斜率直线，利用该阶段产量规整化压力及物质平衡时间数据，可以计算页岩气井压裂有效体积，从而形成了一套基于压裂液返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法。实例应用表明：(1)构建的页岩气多段压裂水平井压裂液返排模型能快速地计算页岩气井压裂有效体积，且计算结果可靠；(2)计算页岩气井压裂有效体积不能忽略试气期间的压裂液返排数据，否则计算结果偏小；(3)形成的页岩气井压裂有效体积计算方法还能识别邻井压裂干扰，并定量化表征邻井压裂干扰对页岩气井压裂有效体积的影响。该研究成果为油田现场估算页岩气井压裂有效体积提供了一种新的方法，同时也为油田现场识别邻井压裂干扰提供了新的思路和方法。     

考虑页岩气储层及开发特征影响的逻辑增长模型

随着页岩气开发工作的持续快速推进,如何深入分析页岩气井生产动态、评价气井生产特征,成为页岩气建产区评价、新区开发方案制订和规划方案编制等工作中亟待解决的问题。已有学者将逻辑增长模型(以下简称LGM模型)应用于非常规气藏气井的产量递减分析中,但未考虑页岩气储层及开发特征的影响,该方法仍有进一步完善和发展的空间。为此,基于前人的研究成果,建立了考虑页岩气储层及开发特征的逻辑增长模型(以下简称RB-LGM模型),并且以四川盆地长宁区块页岩气开发井为例对页岩气井生产动态进行了分析,将分析结果与Arps双曲递减模型的拟合、预测结果进行了对比;在此基础上,采用RB-LGM模型来确定水平井的最优井距。研究结果表明:①在LGM模型的基础上,RB-LGM模型根据页岩气开发采取大批量集群式部署水平井的特点,将页岩气储层参数(厚度、页岩密度、含气量)及开发参数(水平段长度、井距、采收率)相结合,作为水平井产气量拟合的逻辑控制因素,从而使气井的产量预测结果更加合理;②采用RB-LGM模型既能够对气井早期生产数据进行良好拟合,又能够保证后期预测结果在逻辑条件控制下收敛;③由于RB-LGM模型考虑了页岩气储层和开发特征的影响,因而既可以用于水平井井网优化,又可以通过数据反演来分析开发区域内储层参数的变化趋势。     

ND火山岩油藏水平井开发调整技术

针对ND火山岩油藏2007、2008两年快速建产后出现的产量递减快、目前单井产量低、处于低速开采的现状及直井泄油范围小、储量动用程度低的问题。为了提高储量动用程度,实现经济有效开发,提高区块产量,2013年试验水平井大型体积压裂获得成功,揭开了ND火山岩油藏水平井开发的序幕。水平井开发中通过井震结合精细刻画储层、优化水平井井网部署、分层系开发挖潜剩余油、优化压裂工艺等,取得了很好的效果,目前完钻99口水平井油层钻遇率达75%,已投产井初期平均单井日产油11.3 t/d,是直井的2.7倍,区块产量止跌回升。ND火山岩油藏开发实践表明对于储层为缝洞体的火山岩油藏可以通过水平井大型体积压裂提高单井产量、储量动用程度和开发效益,为其他同类型油藏的有效开发提供很好的借鉴。     

四川盆地东部页岩气甜点评价体系与富集高产影响因素

四川盆地东部南川地区处于高压—常压过渡带,页岩气储层埋藏以深层、中深层为主,地质条件复杂,单井产气量差异大。为了揭示该区页岩气富集高产的影响因素,基于典型井钻井资料及试气成果,分析了该区页岩气地质特点,建立了页岩气甜点目标评价体系,划分了甜点区,明确了不同甜点区页岩气生产特征,探讨了页岩气富集高产的影响因素。研究结果表明:①南川地区沉积及地球化学特征基本一致,但受多期构造改造作用的影响,由北向南、自西向东,具有孔隙度增加、压力系数变小、含气性变差、地应力变小的特征;②基于分形理论,建立了包含总有机碳含量在内共计6项参数的储层分级评价标准,明确①—③小层为Ⅰ类储层,是页岩气勘探甜点段;③建立了以"物质基础、保存条件和体积改造"3大类13项为评价参数的定量化页岩气甜点目标评价体系及标准,优选出平桥背斜为Ⅰ类甜点区,东胜南斜坡、东胜背斜、平桥南斜坡为Ⅱ类甜点区;④页岩气生产特征具有分区性,Ⅰ类区具有高产气、低产液、稳产期长且产量递减慢的特征,单井测试页岩气产量和估算最终可采储量较高;⑤页岩气水平井产能主要受控于沉积相带、保存条件和体积改造程度。结论认为,该研究成果可以为四川盆地盆缘区页岩气高质量勘探和规模效益开发提供指导和参考。     

复合页岩气藏压裂水平井压力动态分析

压裂改造体积SRV是评价储层改造效果的重要指标,是影响压力动态的关键因素。基于页岩气吸附解吸、扩散和渗流等多重运移机制,考虑压裂改造区的影响,建立内外区均为双重介质的复合页岩气藏压裂水平井试井模型。利用源函数思想,结合Laplace变换、叠加原理等方法,采用半解析法求取无限导流压裂水平井的井底压力响应。应用Duhamel原理考虑井筒储集和表皮效应的影响,结合Stehfest数值反演,绘制复合页岩气藏压裂水平井试井典型曲线,划分流动阶段。定义新无因次变量,分析SRV半径、裂缝条数、裂缝半长、裂缝间距、扩散系数、储容比、吸附解吸系数、渗透率系数及流度比等参数对压力动态的影响,该结果可为页岩气藏的合理高效开发提供理论依据。     

页岩气藏复合分区分段多簇压裂水平井产能模型

考虑页岩气藏水平井分段多簇压裂后储层改造区和未改造区的渗流特征,建立了页岩气藏复合分区分段多簇压裂水平井产能模型。数值模拟结果表明:改造体积和改造区渗透率越大,分段多簇压裂水平井产量越高,但改造体积的影响比改造区渗透率的影响大,且存在最优改造体积。建立的模型为优化裂缝簇间距和改造体积提供了新的技术手段。     

孝泉地区致密砂岩气藏水平井产能评价研究

孝泉气田勘探开发主要层位为侏罗系蓬莱镇组和沙溪庙组,储层砂体为三角洲前缘的分流河道沉积,属于典型的低孔致密储层.由于基质物性较差,以往直井产能低,储量基本未动用,近期水平评价井实施分段压裂工艺技术取得较好效果,为指导下一步开发井位部署及难采储量的高效开发,根据已有系统试井和测试资料对一点法产能经验公式进行修正,得到适合该气藏的水平井无阻流量计算公式,研究了水平井产能特征.通过分析影响水平井产能的因素,认识到储层品质、裂缝发育程度、含水饱和度、井间干扰与储层改造效果均对产能有重要影响.储层优质,裂缝发育,含水饱和度低,未受到邻井生产干扰,储层伤害小,压裂液返排率高,水平井往往具有较高产能.