煤层气直井地层破裂压力计算模型

为了高效开发煤层气、成功实施水力压裂作业，针对射孔完井条件下，对水力压裂时煤层的破裂压力进行预测。提出将套管、水泥环的影响纳入到井筒周围应力场计算中，运用坐标转换和线性叠加原理，建立了考虑套管、水泥环影响的煤层直井井周应力场解析模型。结合最大拉应力、张性破坏、剪切破坏3种破裂准则，建立了考虑套管、水泥环影响的煤层气直井破裂压力预测模型，分析了射孔径向深度、割理走向倾角、地应力差对破裂压力的影响。以云南地区X井为例，模型计算结果误差在7%以内，证明了该模型的正确性。研究结果表明：套管、水泥环会引起应力集中效应，使得破裂压力降低；在最大水平主应力方向射孔时，煤层更容易本体破裂；射孔周向角在一定区间时，本体破裂和割理张性破裂同时发生；中等割理走向倾角有较低的张性破裂压力，地应力差较小时，不易发生剪切破裂。     

煤层气U型水平井定向井远端连通钻井工艺研究

针对煤层气U型水平井与定向井远端连通工艺不完善、对接难度大、煤层洞穴坍塌等难题,开展了钻井工艺研究。在P15试验井组中,采用镶嵌暂堵钻井液、地质导向控制等关键技术钻井,并创新使用外管屏蔽、内管作业的屏蔽洞穴技术处理洞穴。实践表明,这一系列技术可以保障水平井与定向井远端连通,但洞穴内作业需提前建立屏蔽,P15井组完成水平段进尺724 m,煤层进尺668 m,煤层钻遇率92.3%,水平井在1 242.5 m处与定向井成功实现一次远端连通,屏蔽洞穴技术建立了捞砂作业和后期排采的新通道,完成了洞穴捞砂,解决了煤层气井洞穴坍塌的技术难题,完善了煤层气水平井定向井连通工艺,为煤层气的低成本高效开发提供了新途径。     

深埋煤层气藏水力压裂增产技术探讨

作为非常规天然气的煤层气,勘探开发技术具有特殊性。水力压裂增产技术在浅部煤层气开发中已经得到广泛应用。埋深大于1 000 m的深埋煤层气资源量巨大,占我国煤层气总资源量的61.2%。较之浅煤层,深煤层具有高地应力、高地温、高岩溶水压、强烈的开采扰动的工程力学特征。深埋煤层气藏水力压裂增产面临着井壁稳定难、人工裂缝延伸规律性差、支撑剂有效输运难、煤层渗透率保护困难、煤层气吸附解析规律复杂等难题。鉴于此,有必要在现有的浅煤层压裂增产技术基础上,研制超低密度支撑剂和多重功效的压裂工作液体系,形成深埋煤层气体积压裂的配套技术,从而推动深埋煤层气压裂增产技术的发展。     

龙女寺构造须家河组低效气藏压裂改造技术

龙女寺构造须家河组气藏具有低孔低渗和特低孔特低渗特征,加砂压裂是主要投产或增产方法。但该气藏储层物性差、储量丰度低、非均质性强,增产改造效果难以保证。在分析储层的岩性和物性特征基础上,总结该区块加砂压裂的难点,进而提出测试压裂、支撑剂段塞、拟线性加砂、快速返排等一系列提高压裂效果的技术对策。实施6口井（7井次）的加砂压裂现场试验,施工成功率70%,获得测试产量16.78×104 m3/d,为该气藏今后压裂改造效果的提高奠定了基础。     

水平井交替压裂裂缝间距优化及影响因素分析

为使水平井交替压裂在非常规油气储集层中形成大规模高效复杂体积缝网,需对交替压裂裂缝间距进行优化分析。从相邻2条压裂裂缝诱导应力叠加效应对初始水平主应力差的影响出发,建立了裂缝高度不同且缝内净压力也不同的物理模型,提出了交替压裂第一次压裂裂缝和第二次压裂裂缝临界裂缝间距及中间裂缝最佳起裂位置的确定方法。分析发现:前两次压裂裂缝临界裂缝间距随储集层岩石泊松比增大而减小,随裂缝高度和缝内净压力增大而增大;中间裂缝最佳起裂位置距第一次压裂裂缝的距离随储集层岩石泊松比增大而减小,随裂缝高度增大而增大,而缝内净压力对中间裂缝最佳起裂位置的影响较小。通过实例,将改进后的方法与已有方法进行对比分析后发现,改进后的临界裂缝间距和中间裂缝最佳起裂位置较已有方法能更准确地计算出诱导应力场,对非常规油气储集层交替压裂形成高效复杂体积缝网具有指导意义。     

页岩气储层体积缝网压裂技术新进展

体积缝网压裂是以在储层中形成大规模复杂裂缝网络为目的的压裂工艺技术,是低渗、特低渗页岩气储层实现工业开采最有效的增产措施。介绍了近期提出的同步压裂(或拉链式压裂)、交替压裂(或"德州两步跳"压裂)和改进拉链式压裂技术工艺原理及其实现方法,对比分析了其各自存在的优缺点,简要阐述了成功实现页岩气储层体积缝网压裂的关键辅助技术(清水压裂技术、微地震监测技术及参数优化方法等)。研究发现,改进拉链式压裂利用同步压裂和交替压裂优点的同时规避了它们各自的不足,使其压后效果相比于同步压裂和交替压裂更好,为页岩气的进一步开发提供了新思路。最后,针对目前尚存在的问题,分析了其可能原因并指出了未来发展方向,对我国页岩气高效开发具有重要指导意义。     

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水力压裂中适时预测裂缝几何形态对压裂施工的成败至关重要，文章（上篇）在拟三维的假设条件下，重新推导和改进了权威的拟三维Palmer模型。文章改进的重点是裂缝高度控制的处理，这是三维模型与二维模型最本质的差异，高度控制直接决定着模型刻划实际的精确度。原 Palmer模型使用Rice静态应力强度因子积分公式作为裂缝垂向延伸的判据，这实际上是不准确的，因为施工过程中裂缝在各个方向上都是不断延伸的，裂缝壁面也始终是动态受载，在这种情况下，采用动态应力强度因子更为合理。文章引入了在真三维模型中才使用的动态应力强度因子公式来替代原来的静态公式作裂缝延伸的判据，并且把缝高与缝宽方程融合起来，巧妙地求出缝高，避免了真三维求缝高极其复杂的处理方法。实现拟三维模型向真三维模型的横向渗透，使新模型兼具拟三维模型的简单和真三维模型的精确。     

单井注水吞吐在塔河油田的应用

在塔河油田开发生产过程中，个别油井在修井作业中出现先漏后喷的现象。在修井完成后，产量较前期有大幅增加。针对这类油井进行单井注水吞吐采油试验，研究发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。一方面利用油水重力分异，抬升油水界面，增加采出量；另一方面注水补充地层能量，恢复地层压力。该方法在塔河油田实际应用中，取得了较好的效果和较高的经济效益，也为提高定容封闭性油藏油井的采收率提供了一个较好的方法。     

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文章下篇为上篇的模型方程组提供一个全新的等效求解方法：根据方程组潜在特征，变换自变量（把自变量由位置参数x换为压力参数p），以显式化手段解决了模型方程组极严重的参数耦合问题。针对迭代运算中可能出现的发散，运用Stenffensen 法防散与加速迭代，使运算在数学理论上更严密。迭代运算中采用预报—校准思想，让前步运算的结果作为后步运算的初始迭代值，在滤失计算中，把二维模型中的裂缝延伸缝长—时间关系作为拟三维模型的裂缝延伸速度用，这样在满足工程需要的前提下，大大减少了计算上的复杂性。同时，在初始流量分布假设中，也以二维模型的流量分布代替线形流量分布假设，使迭代初始值尽量接近收敛结果。动态应力强度因子公式和预报-校准思想，使新模型的建立和求解向上挂靠真三维模型，向下联系二维模型，实现三类模型的横向渗透。