地质工程一体化实施过程中的页岩气藏地质建模

地质工程一体化强调地学研究与作业的互动,在中国地质条件复杂的非常规油气田,地质建模在数据基础和应用需求上体现出了独特的挑战。一方面,数据以水平井为主、数据量大且数据类型冗杂;另一方面,作业进程要求模型快速迭代甚至达到"适时"建模。因此如何充分利用多种数据快速建立高质量的地质模型至关重要,本文关注以页岩气藏为代表的非常规油气藏建模的独特性,并提出了具体流程和方法。其一,系统阐述了水平井地质建模流程,通过真厚度域旋回对比、二维导向剖面及井震数据融合从一维到三维解决水平井构造和属性建模难题。其二,以蚂蚁追踪为例介绍了天然裂缝预测与建模方法,非常规储层裂缝普遍发育,在理解裂缝发育背景的前提下通过成像测井、钻井、微地震等多学科资料的交叉验证有助于实现合理的裂缝建模。其三,不同应用需求下的地质建模流程与应用,如多学科集成的井位部署优化、适时建模支持地质导向以及压裂工程应用等。     

基于三重介质模型的体积压裂后页岩气储层数值模拟方法

页岩气储层渗透率极低,基本无产能,须进行体积压裂改造形成裂缝网络才能开采。一般采用双重介质模型进行页岩气储层数值模拟,但该模型无法准确模拟远井地带由于压裂开启并相互连通的天然裂缝。为此,针对压裂后的页岩气储层,建立三孔双渗页岩气储层体积压裂模型来描述不同区域渗透率变化与气体吸附解吸过程。新建模型考虑了页岩气的吸附机理,将基质作为气源,将二级次生裂缝与一级次生裂缝视为2个等效的多孔连续体,压裂主裂缝则作为离散裂缝予以描述。对比新建模型与传统的双重介质模型模拟结果后发现,所建三孔双渗页岩气储层体积压裂模型计算的日产气量和累积产气量均高于双重介质模型,结合双重介质模型模拟产量一般低于实际产量的情况,认为采用考虑天然裂缝的三孔双渗页岩气储层体积压裂模型能够更准确地描述水力压裂井的产量变化。各级裂缝渗透率和初始吸附气含量对生产动态的影响结果表明:二级次生裂缝渗透率对累积产气量影响较大,在生产中应当采取措施提高二级次生裂缝渗透率;而初始吸附气含量对累积产气量影响并不明显。     

页岩气藏数值模拟研究现状

从页岩气藏气体赋存方式和流动机理、气藏建模方法及数值模拟理论研究和实际应用3个方面阐述了国内外页岩气藏数值模拟技术的研究进展,为该技术的深入研究提供参考。最后,对页岩气藏数值模拟研究进展进行总结,认为存在4个有待于改进和研究的问题：①完善储层模型以考虑有机质的影响;②需要阐明单相气体解吸附、扩散和渗流过程的运移规律和主控因素,并建立气、水两相流动数学模型和数值模型;③天然裂缝和压裂诱导裂缝的准确建模是页岩气藏数值模拟的关键,实际应用中应综合考虑其他监测技术的结果;④针对页岩气藏数值模拟,还需要形成相应的标准和规范,以便更好地指导该类气藏开发。     

层理性页岩气储层复杂网络裂缝数值模拟研究

在考虑天然裂缝的条件下,为了更好地对层理性页岩气储层的复杂网络裂缝进行数值模拟,采用模拟非连续介质的通用离散元程序（UDEC）,基于渗流-应力耦合数值算法,建立了人工水力裂缝与天然裂缝相互作用的网络裂缝数值计算模型,并利用该模型分析了水力裂缝长度、天然裂缝倾角、内摩擦角及施工净压力对缝网扩展的影响。结果表明:水力裂缝从近井筒处裂缝尖端起裂扩展,并沿着天然裂缝的走向发生剪切破坏,且随水力裂缝长度增长,天然裂缝网络连通面积增大;天然裂缝倾角较大,形成复杂缝或网络缝的概率也相对较大;天然裂缝内摩擦角越小,天然裂缝连通面积越大,越易形成复杂网络裂缝;水平地应力差在一定范围内,净压力系数越大,裂缝的扩展形态越复杂,相邻裂缝的尖端越易连通形成网络裂缝。数值模拟研究结果可为进一步认识远井地带页岩气压裂裂缝扩展机理提供指导。      

页岩气水平井多段压裂产能影响因素数值模拟研究

页岩气作为一种重要的非常规能源,具有资源潜力大,开采寿命长等优点。目前只在美国和加拿大取得了成功开发。由于页岩气储层物性差,自然压力低,开发难度大等特点,商业开发页岩气的关键在于水平钻井和压裂技术的突破。水平井多段压裂技术形成裂缝网络,增大了渗流面积,减少了渗流阻力,提高了水平井产能,能十分有效提高页岩气产能,取得工业开采成功。本文运用Eclipse数值模拟软件中煤层气、双重介质等模块建立了数学模型,对页岩气储层裂缝系统与产能关系进行研究。考察了裂缝系统的渗透率、裂缝传导率、裂缝间距、裂缝半长、裂缝条数对水平井压裂后产能的影响。能有效优化和指导页岩气水平井多段压裂施工,预测产能。     

四川盆地非常规气藏地质-工程一体化压裂实践与认识

地质-工程一体化理念和做法已广泛应用于非常规油气藏勘探开发,贯穿井位地质设计、钻井、完井、压裂投产全过程,但不同阶段和不同地质条件下侧重点有所差异。在涪陵页岩气田开发成功引进并完善了北美非常规地质-工程一体化压裂技术,但这一技术在新区探井压裂中的推广存在局限性。由于四川盆地沉积和构造类型具多样性和复杂性,盆地内非常规气探井的压裂测试无法获得工业气流现象突出,相邻或同一区块探井或评价井压裂产量差异大,主要原因是甜点的裂缝和地应力等地质-工程关键参数三维定量表征及建模精度不够,针对性的分段分簇、压裂优化设计及布缝控缝定量模拟技术手段欠缺。系统总结了地质-工程一体化团队在四川盆地复杂致密气和页岩气探井及评价井压裂方面的实践经验,通过开展地质、测井、地震、工程等多专业联合研究,定量表征非常规储层空间展布、物性、含气性、岩石力学及矿物含量、地层压力、应力场、天然裂缝等关键参数,建立了区域气藏三维地质-工程模型,利用模型进行压裂裂缝空间扩展模拟,优化射孔、暂堵、压裂液、支撑剂、排量等工艺参数,及时跟踪分析和调整必要的现场施工参数,从而增加有效改造体积、提高单井产能,探索并形成了地质-工程一体化压裂技术体系及方法流程,在普光千佛崖组致密气和林滩场页岩气等探区应用效果显著,为类似油气藏地质-工程一体化勘探与开发提供借鉴。     

页岩气开发的地质与工程一体化技术

页岩气储层非均质性强,实现工程技术与储层条件的最佳匹配,是实现页岩气经济有效开发的关键。分析了我国页岩气开发中存在的主要问题,阐述了页岩气储层特征分析方法及关键技术,从地质与工程一体化的角度,系统论述了针对于页岩气储层特征的工程技术思路和方法,建立了页岩气地质与工程一体化的技术体系。      

塔里木盆地深层致密油藏地质工程一体化模拟技术

综合地震及测井解释、岩石力学性质及地质力学分析、数值模拟、水力压裂等技术,提出非常规油气藏地质工程一体化模拟工作流原理,并以塔里木盆地塔中12油田为例,运用地质工程一体化的思想解决了压裂一体化耦合数值模拟过程中的具体问题。即：建立精细三维地质模型,基于体积压裂模拟结果进一步优化复杂缝网模型;采用新一代流固耦合数值模拟技术等,结合研究区地质认识和工程实践,实现了体积压裂、地质力学和油气藏动态全耦合数值模拟。研究结果表明：精细三维地质模型可辅助提升储层钻遇率和钻井效率;利用有限元方法建立的压裂模型,能够精确刻画体积压裂缝网空间展布规律和油藏开发特征。在此基础上,将复杂的体积压裂缝网模型与油藏数值模型耦合,可进一步开展有关非常规致密油藏提高采收率的后续研究工作。在塔里木油田首次尝试非常规致密油藏地质工程一体化模拟技术,对油田开发具有重要的指导作用和借鉴意义。     

川南地区页岩气射孔地质工程一体化技术研究

页岩气高效开发对射孔提出了高要求,在纵向上,射孔孔眼不仅是油气进入井筒的通道,还是压裂液体系进出地层的唯一通道,射孔作业直接影响和决定了压裂改造效果;在横向上,分簇射孔通过桥塞把水平井分成若干段和簇,实现集中改造、重点突破.基于川南地区页岩气勘探开发地质工程一体化的理念,提出了射孔地质工程一体化技术.其主要研究内容是充分利用射孔、物探、测井、录井、压裂等多专业知识,以地质为目标、以工程为约束,实现分段、分簇、射孔参数、射孔管柱、施工工艺等5个方面的优化.阐述了分段优化、分簇优化、射孔参数优化、射孔管柱优化、施工工艺优化、作业监测及效果评价的算法和步骤.在此基础上,通过对川南地区油气井射孔主控因素的研究,初步搭建页岩气射孔模型,形成射孔优化设计及作业监测软件,并对射孔地质工程一体化技术的未来发展提出建议.     

页岩气井产能影响因素分析

以室内实验为基础,运用数值模拟方法,研究了页岩储层性质和压裂后裂缝性质对页岩气产能的影响规律,得到了各影响因素与页岩气产能之间的关系。研究表明,单翼裂缝并不能达到页岩气增产的目的,页岩气压裂后改造体积的大小是影响产能的关键,压裂过程中支裂缝条数越多,改造体积越大,增产效果越明显。     

页岩气水平井井筒积液流动规律研究——以C01井区为例

目的 C01井区页岩气井开采中后期,天然能量不足,井筒积液普遍,准确实时识别积液位置困难,导致排水采气工艺实施效果欠佳,故需针对井筒积液流动进行研究。方法 基于C01井区积液现状,在Beggs持液率模型的基础上,使用生产数据及井筒流型对持液率模型进行修正,从而可以准确地实时识别积液位置,与生产测井剖面实测数据进行对比,验证了修正模型的准确性;基于实际页岩气井钻井数据建立了页岩气井的全井段几何模型,实现了气液两相流动模拟,分析了井型对积液位置的影响。结果 修正的持液率模型在页岩气井中应用时,其平均相对误差为6.66%,可以为现场提供较为准确的积液位置识别;数值模拟结果表明,下倾型和上倾型页岩气水平井由于能量衰减导致造斜段易形成积液。结论 应用修正的持液率模型计算积液位置显示,页岩气水平井造斜段易形成积液;数值模拟结果与修正的持液率模型应用计算结果符合,通过使用预测的生产数据可以对井筒积液位置进行预判。     

页岩气水平井暂堵球运移特性数值模拟研究

水平井暂堵压裂技术是提高非常规储层改造效果的关键,而暂堵球在水平井中的运移及封堵特性的准确预判是水平井暂堵压裂成功实施的关键。因此,需要利用数值模拟方法模拟暂堵球在水平井的运移和封堵特性。由于CFD-DEM耦合模型能够将暂堵球颗粒视为旋转的球体,实现颗粒与流体之间的双向耦合,因此基于CFD-DEM耦合方法建立了页岩气水平井井筒暂堵模型,分析了暂堵球粒径、压裂泵注排量和暂堵球密度对暂堵球运移和封堵性能的影响,结果表明,对于?139.7 mm的单簇8孔螺旋分布式套管,孔眼与暂堵球直径之比为0.97左右时井筒暂堵效果最好;暂堵球的坐封效率随着泵注排量增大呈先升高后降低的趋势,泵注排量低于6 m³/min时,随着泵注排量增大,暂堵球坐封效率升高;泵排量为4～7 m³/min时,暂堵球的坐封效率较高;低密度暂堵球的坐封效率最高,高密度暂堵球的坐封效率最低;暂堵球最容易坐封在射孔簇后半段孔眼上,也能够坐封在第1个孔眼上。研究结果表明,基于CFD-DEM耦合的页岩气水平井井筒暂堵模型能够实现暂堵球在水平段运移过程的可视化,利用其可预测暂堵球的运移速度及坐封...     

页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究

页岩气储层中的裂缝系统对页岩气产量有着重要的影响。以四川盆地志留系含气页岩气层为基础,利用数值模拟手段分析了页岩气储层的基质渗透率、裂缝连通性、裂缝密度（改造体积）、页岩气储层主裂缝与次裂缝对产量的影响,并对页岩气井的压后产量递减规律进行了分析。结果表明:基质渗透率越低,对完井方式和改造规模要求越高;在超低渗透页岩气储层中,只有相互连通的有效裂缝对产量有贡献;改造体积越大,压后产量和最终的采收率越高;相同改造体积下,主裂缝的发育程度对于初期产量的影响较大,但对最终采收率影响较小;页岩气井生产过程中的递减主要发生在投产初期的1.0～1.5 a,其递减率60%～70%。      

页岩气井压后返排规律

岩气藏通常都需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值,但是页岩气井压后返排率普遍较低。针对这一问题,采用数值模拟和实验相结合的方法,研究了天然裂缝间距、裂缝导流能力、压裂规模、压力系数和关井时间等因素对返排的影响,并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因。结果表明:返排率随天然裂缝间距、裂缝导流能力和压力系数的增加而增加,随压裂规模和关井时间的增加而减少;从微观机理进行分析,水通过毛细管自吸作用进入微裂纹,页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用,造成新的微裂纹的产生和主裂缝的扩展,形成复杂的裂缝网络,使得大部分水难以返排,返排率低;对于页岩气井压裂,一般裂缝间距和裂缝导流能力较小、压裂规模很大,很大一部分注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中,以致无法返排。结论认为:页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响,不应该刻意追求返排率;低返排率的页岩气井的产量一般较高。     

榆林气田井区地质建模与数值模拟研究

在深化气藏地质认识的基础上,建立该区气藏三维地质模型,结合单井生产动态特征,开展数值模拟技术研究,通过对拟合、修正好的数值模型,预测开发技术指标,最终优选最佳的开发方式,为该井区合理开发提供依据。     

页岩气水平井分段压裂裂缝参数对产能影响数值模拟研究

页岩气是赋存于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的非常规天然气。储气方式以游离气和吸附气为主,气体在页岩储层中的流动主要经历三个过程:(1)在压降作用下,裂缝系统中的页岩气流向生产井底同时吸附在基质表面的页岩气开始解析。(2)在浓度差的作用下,基质中的页岩气向裂缝系统扩散。(3)在势的作用下,裂缝系统(天然裂缝和压裂诱导裂缝)中的自由气以渗流的方式流向井底。     

榆某井区三维地质建模及数值模拟研究

该井区为榆林气田低渗、低产区,储层物性差,单井产量低,压力下降较快,大部分井采取低配长稳或间歇开采方式。因此,在该井区开展三维地质建模和数值模拟研究,对气藏进行三维描述,加深地质认识,确定适合低产区的开发指标,对指导气田合理开发和下一步开发调整具有十分重要的意义。     

CQ-IGS水平井一体化地质导向技术——以在长宁—威远国家级页岩气示范区的应用为例

地质导向技术是页岩气水平井钻进的核心技术之一,但是仅根据单一随钻测量参数的常规地质导向方法已无法满足页岩气快速商业化开发的需要。为了精准控制水平井轨迹,采用三维地震数据体高分辨率处理技术,结合自主研发的水平井一体化地质导向软件平台,建立精细三维地质导向模型,通过该软件平台对三维地震、随钻测井、综合录井一体化处理解释,应用岩屑识别和成分分析技术,实现了对水平井轨迹的精确控制,形成了水平井一体化地质导向技术。2011—2018年在四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区187口井的应用结果表明,采用该技术后每口水平井水平段钻进时间从原来的35 d缩短为2018年的25 d;平均单井靶体钻遇率达到96.7%,最优地质甜点的平均单井钻遇率由2014年的35.3%提高到2018年的91.0%;威远页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井11.5×10⁴m³提高到15.5×10⁴m³;长宁页岩气区块单井测试日产量从原来平均每口井14.0×10⁴m³提高到18.5×10     

工程因素对页岩气产量的影响——以北美Haynesville页岩气藏为例

我国页岩气开发尚处于前期探索阶段,分析国外成功的开发案例具有重要的借鉴作用和参考价值。在对北美Haynesville 页岩气藏生产数据进行统计和分析的基础上,总结了工程因素对该页岩气藏开发的影响规律。结论认为：页岩气井水平段长度、压裂级数、加砂量、油嘴尺寸、井底压力和是否采取重复压裂施工对累积产量有显著影响;水平段长度在1 500~1 650 m之间、压裂级数12~17级、加砂量1 500~3 000 t、油嘴尺寸8~9 mm为该地区常用且效果较好的设计方案;井底压力高的区域页岩气产量相应较高,这与井底超压改善页岩脆性、优化压裂效果有关;重复压裂能够显著提高页岩气总产量,作业时机的选择与增产效果关系密切。