致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型

由于致密油藏特殊的地质条件,导致在进行大规模水力压裂过程中形成了复杂的裂缝网络,复杂缝网的出现导致油藏渗流规律发生了较大变化。文中基于新建面源函数,首先在准确描述复杂缝网形态的基础上,建立了油藏渗流模型;其次应用"星-三角形"变换方法,建立了复杂缝网内渗流模型;最后依据连续性条件,将油藏渗流模型以及复杂缝网内部渗流模型耦合在一起,建立了致密油藏体积压裂水平井半解析渗流模型。应用该模型将体积压裂水平井划分了8个渗流阶段,揭示了体积压裂水平井渗流规律。对关键性参数如:缝网间距、储容比、窜流系数以及压裂区体积等进行了敏感性分析,为现场体积压裂水平井的应用提供了理论依据。     

页岩气体积压裂水平井试井解释新模型

体积压裂已经成为非常规油气藏有效开发的关键,建立能够表征复杂裂缝网络的试井解释模型非常重要。考虑体积压裂形成的复杂裂缝网络,基于正交缝网假设,建立了体积压裂水平井试井解释新模型。运用Laplace变换获得了模型的解析解,利用数值模拟在验证解析解准确性的基础上,分析了缝网参数对试井典型曲线特征的影响规律。结果表明:所建立的解析模型能够准确表征复杂裂缝网络,其计算结果准确,适用于体积压裂水平井试井解释;体积压裂水平井一般出现5个主要的流动阶段,分别是井筒储集、人工裂缝线性流、次生裂缝-人工裂缝窜流、基质线性流和边界控制流阶段;缝网参数对试井典型曲线特征的影响较大,而且不同缝网参数影响不同流动阶段。     

基于改造模式的致密油藏体积压裂水平井动态分析

针对致密油藏水平井体积压裂存在不同缝网改造模式的特点,考虑具有基质-天然裂缝双重孔隙和基于离散裂缝模型的缝网改造系统流动特征,建立了致密油藏体积压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用Galerkin加权余量有限元方法对模型进行了数值求解,并与Zerzar解析模型对比验证了该算法的正确性,指出了双孔双渗与双孔单渗模型流动形态的差异,揭示了致密油藏体积压裂水平井不稳定压力及产能特征。研究结果表明:双孔双渗情况下水平井井底压降明显变缓,地层线性流不再出现,且压力较快传播至油藏边界;体积压裂水平井初期产量较高,但递减较快,不同改造模式下水平井中期渗流阶段压力及产量的差异明显,各压裂段无间隙无重叠的缝网改造模式对提高单井产量较为有利。     

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。     

致密气藏水平井多段体积压裂复杂裂缝网络试井解释新模型

水平井多段体积压裂是目前致密气藏开发的主要手段,体积压裂后井筒周围将产生形态各异的复杂裂缝网络,但目前大部分适用于压裂水平井的试井渗流模型仅假定压裂缝为单一主裂缝,使得试井解释结果与实际情况之间存在着较大的误差,以致于无法准确获取改造区的缝网特征参数。为此,基于非结构化离散裂缝模型,建立了一种考虑复杂裂缝网络的致密气压裂水平井试井模型,然后利用三角单元和线单元混合的有限元方法对模型进行求解,进而获得了不同缝网形态(矩形、椭圆形及双曲形)下的水平井试井典型曲线;在此基础上,分析试井曲线特征及其影响因素,并与常规单一裂缝模型的试井曲线进行了对比,最后应用新模型对鄂尔多斯盆地庆阳气田二叠系山1段气藏一口多段体积压裂水平井进行了试井解释。研究结果表明:①缝网模型与单一裂缝模型试井曲线的最大区别在于早期阶段,改造区拟径向流特征取代了第一线性流特征;②改造区拟径向流阶段结束的时间主要由改造区大小和形状决定,改造区越大则改造区拟径向流阶段持续的时间越长,改造区形状越趋近于长条形则新模型试井曲线特征越接近于单一裂缝模型;③改造区拟径向流阶段的压力导数值主要由缝网导流能力和缝网密度决定,改造区缝网密度越...     

页岩气多段压裂水平井渗流特征数值模拟研究

页岩气藏储层渗透率极低,需要经过体积压裂改造才能进行有效开发,页岩气多段压裂水平井的渗流特征非常复杂,准确认识页岩气井渗流特征是进行产能评价和试井分析的基础。目前对页岩气井渗流特征的认识还不够明确,而且大多是通过建立理论的解析渗流模型来研究的,解析模型的简化和求解对渗流特征研究影响较大。笔者建立了反映页岩气多段压裂水平井压裂缝网形态的数值模型,采用数值模拟方法结合实际气井分析,研究了页岩气井渗流特征。数值模拟研究表明:页岩气井在渗流过程中主要经历人工压裂裂缝线性流、地层和裂缝双线性流、地层线性流、过渡流、外围线性流和边界流六个渗流阶段,不同形态压裂缝网模型的渗流特征基本一致。实际页岩气井主要出现井储效应、地层和裂缝双线性流、地层线性流三个渗流阶段,很难出现裂缝线性流、外围线性流和边界流阶段。     

随机分形压裂水平井缝网参数反演方法

页岩复杂水力裂缝网络表征是研究体积压裂水平井渗流规律和产能预测的基础。由于缝网形成机制较为复杂,目前大多数复杂裂缝描述方法都是将主、次裂缝简化为规则排列的裂缝网络系统,无法精细刻画缝网的微结构特征。文中基于体积压裂形成的复杂裂缝分布规律,考虑次裂缝交互的分叉特性和微观形态,运用随机分形理论构建了体积压裂水平井缝网数值模型,准确刻画了复杂裂缝分形几何扩展规则和次级裂缝的相互连通性。在该模型的基础上,研究了复杂裂缝网络结构特征控制参数的变化规律,提出了基于微地震信号和历史产量约束下的随机分形缝网参数反演方法。结果表明,随机分形缝网几何形态和属性具有局部或整体可调节性,为压裂水平井历史拟合以及裂缝参数反演提供了一种新思路。     

体积压裂水平井复合流动模型

基于体积压裂水平井复杂裂缝改造特点及流动特征,构建了耦合双重介质复合流动模型,应用Laplace变换和Stehfest数值反演,得到了定产和定压条件下封闭边界裂缝的井底压力和水平井产量半解析解。在模型正确性验证的基础上,结合陇东致密油储层特征参数着重研究了体积压裂缝网参数对产量的影响。模型研究结果表明：缝网改造带宽越大,体积压裂水平井单井产能越高,缝网区域渗透率对初期产量影响较大;水平井体积压裂优化设计应同时兼顾单条裂缝改造体积和裂缝条数的关系。实例计算结果表明压裂改造带宽不宜过大,采用多裂缝、小带宽的压裂方案增产效果最好。该研究结果对致密储层水平井体积压裂设计具有一定的指导意义。     

致密油藏体积压裂水平井压力特征

为研究致密油藏水平井体积压裂改造后的储层和渗流特征,文中建立了考虑基质应力敏感性的体积压裂水平井复合试井模型。内区为压裂改造区,由多级压裂水力裂缝与双孔介质模型共同表征;外区为非改造区,由单孔介质模型表征。应用叠加原理、Laplace变换、Stehfest数值反演和摄动变换技术进行求解,得到了体积压裂水平井试井模型的井底压力特征曲线。研究结果表明,体积压裂水平井的渗流可以划分为裂缝双线性流、垂直于裂缝的线性流、裂缝拟径向流等7个特征阶段。敏感性参数分析表明,致密储层的应力敏感特征在试井解释中不可忽视,渗透率模数、储容比、窜流系数、水力裂缝条数和水力裂缝导流能力对压力和压力导数特征曲线会产生较大的影响。     

离散裂缝网络模型在体积压裂裂缝网络模拟上的应用

致密油藏储层渗透率低,地层基质向裂缝渗流受到限制,采用体积压裂"打碎"储集层,形成复杂缝网,能够实现裂缝与油藏的最大接触。由于体积压裂形成体积压裂改造区(SRV区),常规双翼对称裂缝模型不再适用,新型缝网模型亟待研究。综合测井解释、岩石力学、微地震数据,在测试压裂分析的基础上,通过净压力拟合、缝网拟合,对比了离散裂缝网络(DFN)模型和裂缝簇两种模型,其中DFN模型拟合程度较高,证明DFN模型适合体积压裂裂缝网络模拟。     

页岩气体积压裂压后试井分析与评价

经过体积压裂后的页岩储层,其压后评估和产能预测目前均缺乏相对成熟准确的分析手段,而单一的微地震监测、停泵压降测试等方法在应用上又具有一定的局限性。为此,在充分分析体积压裂所形成的裂缝网络形态和预期改造效果的基础上,采用"较短有效裂缝半长+改造体积内较高的有效渗透率"的方法,对页岩气井体积压裂的改造效果进行分区描述,突出近井地带的主裂缝通道形态,还利用平均有效渗透率概念对中远井地带由复杂、密集的裂缝系统切割破碎的压裂体积的改造效果进行等效描述,解决了传统多长直平面缝模型不能描述改造体积内部拟径向流的问题,更加合理地评价了体积压裂对于改造体积内部渗流能力改善的效果,提高了产能预测的准确性和稳定性。四川盆地威远区块页岩气水平井压裂实践表明:(1)体积压裂所形成网络裂缝的渗流特征与面源缝大不相同,而更近于以射孔孔眼或近井地带一定范围内主裂缝通道为中心点源流动;(2)从试井动态上呈现的是径向或拟径向流特征,而非线性流;(3)利用较短的主裂缝长度和高于页岩基质若干数量级的有效渗透率,可对改造体积进行描述。     

致密油藏压裂水平井生产动态分析方法

致密油藏中流体存在着多种流动特性,包括线性流、径向流、复合线性流,复合径向流等。文章介绍了一种利用生产动态分析方法来判断压裂水平井流动特性的方法,并提出一套相关的判断流程和步骤。通过对北美巴肯致密油田600多口在产井的实例分析,指出绝大部分油井表现出裂缝向井筒线性流动的特性,同时很多油井的生产表现出双重介质的特征。     

基于缝网扩展模拟的致密储层体积压裂水平井产能贡献分析

针对致密储层体积压裂缝网扩展预测和多重孔隙介质耦合流动模拟难度大的问题,开展了基于体积压裂裂缝扩展机理的致密储层流体流动规律研究,建立了多重介质不稳定渗流数学模型和多裂缝互相干扰条件下的压裂裂缝网络扩展模型,并采用有限单元法求解.以鄂尔多斯盆地致密油为例进行生产模拟,分析致密油藏体积压裂水平井不同孔隙介质产量贡献程度....     

体积压裂水平井三线性流模型与布缝策略

低渗透致密储层进行大规模压裂改造在地层中形成多条裂缝及复杂裂缝网络是获得经济产能的主要手段,通过有效的方法对压裂水平井裂缝分布评价、压裂改造体积及压裂后产能预测对压裂施工效果分析具有重要意义。为此,在充分结合致密油储层特点和压裂改造设计思路的基础上,针对压裂措施后形成的分级多簇的裂缝排布及裂缝有限导流渗流特征,建立了水平井体积压裂三线性流数学模型,应用Laplace变换,求得定产条件下封闭边界单条裂缝的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演及多裂缝叠加原理,得到了体积压裂水平井井底压力和产量的表达式;同时,结合美国巴肯致密油储层生产特征参数对模型的正确性进行了验证。对产能影响因素研究结果表明,裂缝排布方式对储层改造体积影响较大,级簇比越大累积产油量越高;增加裂缝条数可以有效提高储层动用效率,在进行水平井体积压裂措施设计时应充分考虑裂缝级数或簇数增加导致产量下降问题。研究结果对致密油储层水平井体积压裂设计及产能评价具有重要意义。     

延长长6 浅油层水平缝水平井压裂参数设计

水平井压裂技术是开发难动用低渗储层的有效手段,而对于长6 低渗浅油层实施压裂技术一般会形成水平缝（低角度）,影响实际施工效果。为了指导长6 浅油层水平井的压裂设计和现场施工,把孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量和渗流系数作为主要参数,将七平1 井的水平段储层划分出5 个流动单元,进行了Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类流动单元的评价;并且根据流动单元的划分结果,完成了七平1 井压裂水平裂缝条数、裂缝位置、裂缝半长的参数设计,经过现场压裂效果分析,该设计符合延长长6 浅油层的储层特征及开发要求,单井产能大幅增加,使水平井开发在延长长6 浅油层具有可观前景。     

致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法——以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例

压裂水平井缝网系统评价是致密油藏高效开发的关键。针对目前缺乏完善的评价方法这一现状,基于动态反演理论建立了一种致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法。首先,基于致密油渗流特征和缝网形态,考虑了非均匀缝网和弱补给等复杂因素,推导了其试井数学模型。利用解析方法获得了其井底压力解,并建立了压裂水平井缝网系统评价方法。其次,为验证评价方法的可靠性,以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例,开展了实例应用分析。结果表明,复杂缝网水平井流动阶段包括井筒储集效应和表皮效应阶段、裂缝双线性流、裂缝线性流、压裂改造区窜流、压裂受效区线性流和拟稳态流阶段。同时发现,经过压裂改造后,实例井附近形成了主裂缝和压裂改造区,主裂缝半长为135 m,导流能力为118.87×10^-3 μm²;次裂缝网络储容比为6.30%~17.99%,压裂改造区渗透率为100.8×10^-3 μm²。本次研究工作为致密油藏参数反演、压裂评价及动态监测提供了理论基础。     

致密油藏体积压裂建模理论与方法

致密油藏储层渗透率低,地层流体向裂缝渗流受到限制,常规压裂增产幅度不高.而采用体积压裂,“打碎”储集层,形成复杂缝网,可实现裂缝与油藏的接触面积和体积最大.为有效描述致密油藏体积压裂,采用双渗模型模拟SRV区域,然后用对数网格步长加密,分别描述天然裂缝、人工缝网、基质系统.采用Latin Hypercube方法,对模型进行敏感性分析,找出了影响产油量和产水量的敏感性因子并进行排序.采用DECE方法,通过多次自动历史拟合反推人工缝网和天然裂缝参数.最后通过Petrel软件建立基质模型,作为双渗模型的基质系统,历史拟合反推得到的裂缝参数作为裂缝系统,建立完整的双渗模型,并进行生产预测,证明了致密油藏体积压裂采用此建模方法的可行性.     

边界层对致密油藏逆向渗吸的数值模拟

致密油藏开发过程中一般采用水平井多段体积压裂方法进行开采,近井基质被缝网充分切割,极大的增加了基质与裂缝的接触面积,压裂液或水通过缝网与基质发生逆向渗吸,因此无论压裂过程还是注水吞吐开发过程都不能忽视逆向渗吸作用的影响,另外由于致密储层流动规律不同于普通油藏,这导致致密油藏的逆向渗吸与常规油藏的逆向渗吸作用存在许多不同,为了准确模拟裂缝性致密储层中的渗吸作用,首先采用耗散粒子动力学的方法验证了致密储层微纳米喉道中渗吸过程中边界层的存在并得到渗吸过程中边界层厚度的变化规律,然后利用孔隙网络模型计算考虑边界层的关键渗流参数,主要包括渗透率、毛管力曲线及相渗曲线;并将计算获得的关键渗流参数应用到表征致密储层复杂缝网的数值模拟模型中,模拟结果显示边界层对渗吸作用具有抑制作用,当考虑边界层后储层的渗吸能力大幅度减弱,致密储层的渗吸采收率可能仅为不考率渗吸时的3/8而已,因此应当重视致密储层中边界层的存在,否则可能会高估储层的流动能力。     

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。