致密砂岩油藏体积压裂裂缝扩展数值模拟研究

体积压裂是提高致密砂岩油藏产量的关键技术。应用有限元和离散元的混合方法建立了体积压裂扩展模型,对长庆油田长7致密砂岩油藏水平井多簇压裂进行了裂缝扩展模拟研究。结果表明,应力差小于4 MPa时有利于体积裂缝形成高于5 MPa时主要形成平面裂缝;天然裂缝密度仅在较低应力差条件下对体积压裂改造效果影响显著;在应力差为3 MPa时增加射孔簇数、降低簇间距,改造面积增加并不显著,簇间裂缝干扰严重,局部裂缝出现合并现象;应力差为5 MPa时,簇间裂缝干扰相对较弱,增加射孔簇利于沟通天然裂缝,提高体积裂缝发育程度和扩大改造面积。     

致密砂岩储层CO2压裂裂缝扩展实验研究

为提高天然裂缝和层理不发育致密储层压裂裂缝的复杂性,基于真三轴压裂模拟实验系统,开展了致密砂岩储层CO₂压裂实验研究,分析了水平应力差、压裂液类型和排量对压裂裂缝扩展规律的影响。研究表明,超临界CO₂压裂形成的水力裂缝形态最复杂,液态CO₂次之,滑溜水压裂产生的水力裂缝形态简单;采用液态CO₂压裂时,低水平应力差（≤3 MPa）有利于提高水力裂缝的复杂程度;液态CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低22.1%,超临界CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低28.2%;提高排量会加快井筒内流体增压速率,起裂压力升高。实验证明超临界CO₂压裂能够有效提高裂缝复杂性。     

致密砂岩储层不同含水条件下水力裂缝扩展物理模拟

储层含水饱和度、压裂的注入方式和压裂用水矿化度都会影响致密砂岩气藏的水力压裂效果。为了掌握这三者对致密砂岩储层水力裂缝扩展的影响规律,利用大尺寸真三轴模拟压裂实验系统,研究了储层含水条件下,致密砂岩储层的水力裂缝生成和扩展形态;通过压裂液注入速率,模拟变排量工况;通过岩样被饱和水浸泡时间,模拟不同含水饱和度;通过盐水的密度,模拟压裂液用水矿化度。结果表明:提高压裂用水矿化度有利于水力裂缝的产生和扩展;变排量的注入方式,有助于孔喉的解堵,更有利于水力裂缝的产生和扩展;储层含水饱和度高,孔隙压力大,不利于水力裂缝的产生和扩展;正断层地应力条件下,主裂缝的走向基本与最大水平地应力方向一致。     

不同脆性致密砂岩裂缝扩展规律实验

岩石的脆性与致密油气储集层压裂改造效果密切相关,但致密岩石的脆性对裂缝扩展规律的影响仍不明确。基于真三轴压裂模拟实验系统,对鄂尔多斯盆地东部3种不同脆性致密砂岩开展了压裂模拟实验,分析了脆性、压裂液类型和层理对裂缝扩展规律的影响。研究表明,山1段致密砂岩脆性最强,长7段致密砂岩次之,盒8段致密砂岩脆性最弱;在层理不发育的条件下,相比于中等脆性的盒8段致密砂岩,强脆性的山1段致密砂岩采用滑溜水压裂形成的单条裂缝扩展更充分,液态CO₂压裂形成的分支裂缝数量更多;在层理发育的条件下,长7段致密砂岩采用滑溜水压裂和液态CO₂压裂形成的裂缝的形态均较复杂;相比于滑溜水压裂,液态CO₂压裂形成的裂缝宽度更小;液态CO₂压裂更适用于脆性较强、层理发育的长7段致密砂岩储集层压裂改造。     

利用测井技术研究致密砂岩储层裂缝

利用FMI资料和常规测井曲线,并结合岩心观察,能够准确的识别井下裂缝和判断井下裂缝的有效性。结合试采情况表明,裂缝解释结果基本与井下符合。同时,综合各种测井资料,显示出口地区须家河组致密砂岩储集层中裂缝较为发育,且裂缝的有效性较好。     

声波测井识别致密砂岩裂缝储层的应用

低孔低渗致密砂岩储层是一种较复杂的储层类型。致密砂岩储层由于其孔渗性差,其产油气能力主要取决于储层中裂缝发育的情况。裂缝不仅可以使孤立的孔洞得以连通。发育成有效的储集空间,大大提高基质渗透率,是油气的主要运移通道更是决定致密砂岩储层产能的关键因素。因此,裂缝发育规律研究已成为提高勘探开发效益所面临的首要问题。本文在了解砂岩裂缝的相关概念以及它的形成机理的基础上研究了声波测井在裂缝储层识别和评价的响应特征。     

致密裂缝性砂岩储层保护钻井液技术研究

在系统分析油基钻井液对致密储层损害机理后,以西北A区致密低渗透砂岩为研究对象,确定了固相颗粒堵塞和水锁是油基钻井液对储层主要的损害,在此基础上,提出了储层保护钻井液的优化措施。     

富县区块浅层致密油藏压裂裂缝扩展形态研究

为了提高富县区块延长组浅层致密砂岩油藏压裂改造效果,研究了压裂裂缝扩展形态及其对压后产量的影响。采用室内声发射凯塞尔效应方法,结合现场裂缝监测、压裂压力降落特性和压后试油结果进行分析,认为裂缝扩展形态与油层埋深和层位直接相关,长2、长3和长6储层的压裂裂缝主要为水平缝或复杂缝,长7和长8储层的压裂裂缝主要为垂直缝。水平裂缝压后生产效果差,必须根据不同的深度与层位对压裂设计和现场施工工艺进行优化,尽可能避免形成单一水平裂缝。在一口水平井进行了现场试验,压裂施工11段,试油最高产油量13.54 t/d,目前稳产油量8.93 t/d,取得了较好的改造效果。研究结果可为其他地区浅层油藏的压裂设计与施工提供技术参考。      

裂缝性致密砂岩储层气体传质实验

致密砂岩储层天然气投产一般需要采取水力压裂等增产措施。由于天然气在产出过程中需要通过致密基块—天然裂缝—水力裂缝等多尺度介质,故而在渗流中存在多尺度效应,需要经过一系列串联耦合过程,其中任何一个环节都可能影响天然气的高效产出。为此,通过自行设计"串、并联"气体传质实验方法及装置,探讨了裂缝宽度、裂缝—基块的配置关系等对致密砂岩气体传质效率的影响。"并联"气体传质实验表明,裂缝宽度是影响气体传质效率的关键参数,相同数量级裂缝宽度的天然裂缝传质效率高于人工裂缝。裂缝—基块岩样"串联"气体传质实验表明,裂缝—基块多尺度配置关系中,裂缝—基块—裂缝的配置关系最优,气体传质效率最高。结论认为,合理开发致密砂岩气藏需贯彻"储层保护与改造并举"的方针,实现致密基块—天然裂缝—水力裂缝的合理配置,才能有效开发致密砂岩气藏。     

致密砂岩储层压裂有限离散元分析

利用传统数值模拟方法评价致密砂岩储层压裂效果时,存在裂缝不能交叉的问题。有限离散元（FDEM）法结合了有限元和离散元的优点,能够将有限元建立的连续性材料模型转变为离散元的非连续性材料模型,可模拟储层岩石的变形、破裂和裂缝的萌生及扩展,可解决该问题。基于某致密油气藏的地质资料,运用有限离散元方法研究水平地应力差和压裂液黏度对水力压裂裂缝形态的影响。结果表明：水平地应力差为0～8MPa时,随地应力差的增大,缝长呈现先增大后减小的趋势,平均缝宽会不断增大;压裂液黏度为40～120mPa·s时,缝长会随黏度的增大先增大后减小,平均缝宽则会先减小后增大。通过真三轴水力压裂物理模拟实验对数值模型进行了验证,数值计算结果与实验结果吻合良好,证明了该模型的适用性。该研究成果可为致密油气藏开发提供技术指导。     

高尚堡油田致密砂岩储层敏感性评价

在高尚堡油田沙三2+3亚段Ⅴ油组致密砂岩油藏储层特征研究的基础上,结合储层敏感性流动实验分析,探讨了致密砂岩储层敏感性和敏感成因。结果表明,储层具有中等偏强盐敏–强盐敏、中等偏弱–中等偏强速敏、中等偏弱–中等偏强水敏、中等偏弱–中等偏强碱敏、弱–中等偏弱酸敏的特征;研究区优势储层以水下分流河道和河口坝砂体为主,储层的泥质含量高、层内非均值性强、渗透率低、孔隙结构复杂是造成储层敏感性强的主要原因;伊/蒙混层和高岭石的相对体积分数较高,进一步加强了储层的盐敏性、水敏性和速敏性。     

长垣、齐家地区致密油水平井钻井提速配套技术

针对大庆长垣、齐家地区致密油水平井水平段长、三维井机械钻速慢、钻井周期长、井壁失稳等问题,通过井眼轨道设计优化,降低了三维井施工难度;通过高效螺杆优选,提高了钻井施工效率;通过研制应用提速钻井工具,提高了造斜段和水平段机械钻速;通过研制高性能水基钻井液体系,实现了长水平段防塌。现场应用14口井,取得了显著的提速效果,平均机械钻速10.53 m/h,相比应用之前机械钻速提高了25.68%。     

利用混合模型CRBM-PSO-XGBoost识别致密砂岩储层岩性

识别储层岩性是开展地层对比和沉积展布等地质基础研究工作的重要前提。致密砂岩储层多为砂、泥岩薄互层,形成的岩性不仅种类较多,而且大部分岩性的测井响应也较为相似,为相关的岩性识别工作带来了困难。基于机器学习技术在模式识别上具有强大的分析性能,选用了稳定性好且计算效率高的XGBoost模型来解决致密砂岩储层岩性识别问题。该模型在建模过程中需要较多的经验参数参与,且计算速度随着自变量的增加而逐渐降低,为此提出了采用CRBM模型和PSO模型对其进行改进。CRBM模型具备数据提取功能,可从源数据中挖掘出更少但更利于建模的新自变量,而PSO模型可通过迭代计算确定XGBoost所有经验参数的最优值。以姬塬油田西部长4+5段部分取心井资料为基础,通过设计两个实验来验证提出的混合模型的预测能力。为加强验证效果,在实验中加入了PNN和SVM的优化模型进行对比。实验后发现所提出模型的预测准确率最高,均在90%以上。实验结果表明所提出的模型不仅能有效解决致密砂岩储层岩性识别问题,且较以往经典预测模型更具推广应用性。     

气体钻井中致密砂岩流固耦合实验研究

应力改变与岩石的各种物性参数及变形破坏密切相关。通过对四川盆地须家河组致密砂岩进行压敏和声波时差实验,研究气体钻井中致密砂岩储层渗透率及波速与围压的关系。实验结果表明：一方面,气体钻井过程中储层随地层压力降低而导致的渗透率损失程度比气藏衰竭开发过程中的更大;另一方面,在三轴应力条件下,随着围压的增加,致密砂岩声学特性将遵从多项式函数的变化规律,该压实规律进一步阐明了渗透率的变化趋势。     

Numerical simulation of hydraulic fracture propagation in tight oil reservoirs by volumetric fracturing

Volumetric fracturing is a primary stimulation technology for economical and effective exploitation of tight oil reservoirs. The main mechanism is to connect natural fractures to generate a fracture network system which can enhance the stimulated reservoir volume. By using the combined finite and discrete element method, a model was built to describe hydraulic fracture propagation in tight oil reservoirs. Considering the effect of horizontal stress difference, number and spacing of perforation clusters, injection rate, and the density of natural fractures on fracture propagation, we used this model to simulate the fracture propagation in a tight formation of a certain oilfield. Simulation results show that when the horizontal stress difference is lower than 5 MPa, it is beneficial to form a complex fracture network system. If the horizontal stress difference is higher than 6 MPa, it is easy to form a planar fracture system; with high horizontal stress difference, increasing the number of perforation clusters is beneficial to open and connect more natural fractures, and to improve the complexity of fracture network and the stimulated reservoir volume (SRV). As the injection rate increases, the effect of volumetric fracturing may be improved; the density of natural fractures may only have a great influence on the effect of volume stimulation in a low horizontal stress difference.     

裂缝性致密砂岩油藏水平井井筒延伸方位优化

红河油田长8油藏为裂缝性低渗透致密砂岩油藏,主体开发方式为水平井配合压裂改造.在长8储层水平井实际生产情况的基础上,从地质、钻井、压裂、采油的角度论证了水平井井筒延伸方位对工程、产能和防水的影响.结果表明：井筒延伸方位和最大水平地应力夹角介于25～75°时,可获得较高的砂岩钻遇率和显示钻遇率;夹角介于60～90°时,同时避开泥岩和断层,是钻井过程中利于井壁稳定和储层保护的最优方向;夹角介于50～90°时,避开泥岩和断层,是减少出现压裂施工复杂情况的最优方向;夹角介于50～80°时,可获得较好的防水效果;夹角介于40～75°时,可获得较高的单井产能,是利于工程施工、提高单井产能和防水淹的最优方向.     

致密砂岩和页岩渗透率实验研究

对于致密砂岩和页岩来说,渗透率的准确测量是比较困难的。为了改善这一现状,对致密砂岩和页岩的渗透率进行了研究,给出了一种新的实验研究方法。实验采用专门设计的仪器,通过应用压力传感技术,在不同的有效压力条件下,测量了致密砂岩、天然和人工页岩的气体及液体渗透率。通过考虑有效压力对岩样渗透率的影响,建立了岩样渗透率与有效压力的关系式。实验结果表明。该实验方法能够较准确地测定致密砂岩和页岩的渗透率;岩样的渗透率随着有效压力的增加而呈非线性减小。且与有效压力呈对数关系;所建立的方程与实验数据具有很好的吻合性,拟合相关系数高达98％以上。这说明该实验方法和建立的方程是合理的,可为从事相关工作的科研人员提供参考。     

深层致密砂岩气藏干湿交替诱发气井出砂实验模拟

塔里木盆地库车坳陷深层致密砂岩气藏天然裂缝发育,处于高温高压和高地应力的封闭环境,地层水矿化度高,局部存在超低含水饱和度特征,部分气井生产中经常伴随不同程度的出砂现象,严重干扰气井正常生产.选用库车坳陷某深层致密砂岩气藏岩样,实验模拟含水饱和度升降的干湿交替过程,监测岩石动态力学参数及应力敏感系数变化.结果 表明,干湿...     

致密砂岩储层多尺度裂缝三维地质建模方法

致密砂岩储层裂缝系统由多尺度裂缝组成,不同尺度裂缝对油气开发的作用不同,多尺度裂缝建模对致密油气藏的开发至关重要。目前多尺度裂缝建模在不同尺度裂缝相关性耦合、终止条件求取和趋势约束算法效率等方面均存在难题。以鄂尔多斯盆地H油田为例,在常规裂缝网络建模的基础上,尝试探讨了致密砂岩储层多尺度裂缝的三维地质建模方法,以提高多尺度裂缝建模的效率和精度。所提多尺度裂缝建模方法主要包括确定性方法获得大尺度裂缝、分布函数匹配法实现多尺度耦合以确定中小尺度建模所需参数、改进密度约束的离散裂缝网络建模方法生成中小尺度裂缝网络、不同尺度裂缝网络叠加4个方面。为验证方法效果,将建立的研究区实际裂缝模型与单井裂缝解释结果、生产资料等进行了对比,结果表明该方法所建立的多尺度裂缝模型与实际地质认识相吻合。     

川西致密砂岩气藏压裂效果的试井解释评价

川西砂岩气藏属于低孔隙度，低渗透率的致密－超致密气藏。该文利用试井曲线特征及解释结果，将压裂后的裂缝分为均质有限导流垂直裂缝，径向复合有限导流垂直裂缝，多孔有限导流垂直裂缝和均质无限导流垂直裂缝四类，从裂缝长度和裂缝导流能力等方面对压裂效果进行了评价，且分析了提高压裂效果的途径。