页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

对低渗透页岩储层进行体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是获得页岩气经济产能的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价体积压裂施工效果的关键指标,同时对压裂优化设计、压后产能预测及经济评价也具有重要意义。为此,在分析页岩气体积压裂特点的基础上,对两种主要页岩气体积压裂缝网模型的假设、数学方程及参数优化方法进行了比较分析,并结合美国Marcellus页岩区块现场参数对页岩储层压裂方案进行了优选。结果表明：离散化缝网模型及线网模型均能有效表征复杂缝网几何特征,模拟缝网的扩展规律和缝网中压裂液流动及支撑剂运移,获得缝网几何形态参数,可优选压裂施工方案;天然裂缝发育的页岩层是体积压裂改造的重点,水平地应力差越小则越易形成复杂缝网,施工排量越大,压裂液泵入总量越大,则储层改造体积范围越大,缝网导流能力越高,页岩气产能就越高。     

页岩储层压裂应力阴影效应对缝网形成的影响

为深化认识页岩水平井多段压裂过程中的缝间应力阴影效应,提高缝网形成效率,基于离散元法建立复杂裂缝扩展模型,开展了多裂缝延伸数值模拟研究。重点分析了缝间干扰的影响因素,包括水平应力差、杨氏模量、缝间距、净压力和裂缝形成顺序,以及单条水平井交替压裂过程中水力裂缝与天然裂缝的相互作用行为。数值模拟结果表明：①水平井多段顺序压裂不易形成近间距裂缝,由于应力阴影效应,后继裂缝将偏离水平最大主应力方向,无法改造远井筒区域;②储层杨氏模量决定应力阴影作用距离,而净压力决定着裂缝周围产生的“应力阴影”效应的强度,高杨氏模量,低水平应力差地层,施工净压力越大,发生干扰的缝间距越大;③通过优化水力裂缝形成顺序,利用多裂缝应力干扰,可使得当前改造区域内水平地应力差显著地降低,有利于后继水力裂缝开启天然裂缝系统,从而提高缝网复杂性。研究结果可为页岩储层缝网压裂设计优化提供理论依据。     

致密储层水平井体积压裂段间距优化方法

目前致密储层的主要开发方式为水平井+体积压裂改造,但对于天然裂缝不发育的储层,通常难以形成复杂的裂缝网络系统,不能够达到预期的改造目标。针对这种情况,在研究压裂过程中诱导应力场变化的基础上,建立了诱导应力和原地应力相叠加的数学模型,结合缝间应力干扰分析结果,形成了体积压裂段间距优化方法。研究结果表明,利用水力裂缝之间的应力干扰中和原始地应力有利于形成复杂裂缝,并且在同样的原始地应力条件下,随着裂缝高度和裂缝内净压力的增加,形成复杂缝网的段间距会增加。现场实例计算验证了通过应力干扰确定水平井压裂段间距优化方法的可行性,该优化方法对致密储层水平井分段体积压裂设计有一定的借鉴意义。     

页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展

页岩储层低孔低渗,水平井多级压裂、重复压裂和多井同步压裂为主要的增产措施,压裂缝扩展和展布对于页岩压裂设计和施工、裂缝监测、产能评价至关重要。对大量相关文献进行了调研和分析,得出以下结论：①水力压裂室内实验是评价页岩复杂裂缝形态最直接的方法,但难以真实地模拟实际储层条件下的水力压裂过程;②扩展有限元、边界元、非常规裂缝扩展模型、离散化缝网模型、混合有限元法及解析和半解析模型为页岩气常用的复杂裂缝扩展模拟 方法,但各种方法都有其优缺点和适用性,需要进一步改进和完善才能真实地模拟页岩复杂裂缝扩展;③天然裂缝分布和水平主应力差共同决定页岩复杂裂缝网络的形成,天然裂缝与水平最大主应力方向角度越小、水平主应力差越大,复杂裂缝网络形成难度越大;天然裂缝与水平最大主应力方向的角度越大、水平主应力差越小,越容易形成复杂裂缝网络。研究结果可以为页岩储层缝网压裂裂缝扩展模拟和水力压裂优化设计提供借鉴。     

深部页岩压裂缝网体积模拟及应用

深层页岩受埋深影响储层地应力高,水平应力差异大,压裂裂缝延伸困难,改造体积受限,同时压裂时缝内净压力小,天然裂缝张性和剪切破坏难度增大,缝网复杂度偏低.通过构建简化三维Wiremesh模型,考虑正交天然裂缝和深层页岩力学性质,推导不同方向裂缝净压力分布,采用Richtmyer线性化方法编程求解,最终获取了不同参数下缝网...     

页岩储层水力裂缝网络多因素耦合分析

为优化压裂设计、提高页岩储层的改造效果,基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从页岩绪层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了页岩储层压裂形成缝网的受控因素。结果表明:页岩储层的水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的双重作用;从储层地质因素上看,岩石的脆性指数越高、天然裂缝越发育、天然缝胶结程度越差,越有利于形成缝网;从压裂作业的因素看,压裂液黏度越低以及压裂规模越大,越有利于形成充分扩展的缝网。在分析单个因素的基础上,建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育程度,并用于评价页岩储层压裂后水力裂缝的复杂程度。     

考虑多缝应力干扰的页岩储层压裂转向角计算模型

页岩储层压裂裂缝与天然裂缝相交后,其延伸方向是否改变是决定压裂能否形成复杂缝网的关键因素,转向角增大则有利于与天然裂缝相互连通,最终形成复杂裂缝网络结构。为计算多裂缝扩展时水力裂缝穿过天然裂缝后的转向角,基于线弹性断裂力学理论,建立了考虑远场地应力、裂缝尖端应力集中效应以及多裂缝扩展应力干扰下的页岩储层裂缝与天然裂缝相交后转向角计算模型。通过对比已有单缝模型,发现考虑多缝扩展产生诱导应力时,水力裂缝穿出天然裂缝后的转向角将增大,且裂缝长度、裂缝间距、天然裂缝分布位置、缝内净压力都影响转向角的大小。该模型可用于水平井多段压裂和井工厂压裂裂缝转向角计算,评价缝网压裂可行性、指导缝网压裂设计。     

页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线的诊断识别方法

受储层非均质性、天然裂缝发育和层理等的影响,页岩气水平井压裂时施工压力曲线形态复杂,所蕴含的大量信息难以被充分挖掘。为了准确表征水力压裂裂缝参数进而评价压裂效果,基于页岩气缝网压裂理论,采用套压、泵注排量、支撑剂浓度等实时数据,建立井底净压力折算模型,构建净压力斜率和净压力指数两个关键表征参数,动态划分净压力曲线阶段,用以描述压裂过程中不同裂缝延伸行为所对应的力学条件,识别出缝网延伸、裂缝延伸受阻、裂缝延伸正常、裂缝沿层理延伸、裂缝沿缝高延伸、液体快速滤失等6种裂缝延伸模式,综合形成了页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线诊断识别方法。研究结果表明：(1)所形成的方法摒弃了常规储层压裂施工曲线诊断识别方法的不足,提出了缝网复杂指数这一新概念;(2)缝网复杂指数越大,代表缝网延伸和层理延伸的时间越长,储层改造效果越好;(3)以四川盆地东南缘地区页岩气井为研究对象开展应用,单井平均缝网复杂指数为0.3,与该区微地震监测结果吻合度较高,证实所形成的方法具有较高的可靠性。结论认为,该模型方法有助于提升页岩气储层压裂改造潜力和水平,对于完善页岩气储层缝网压裂压后评价技术、指导现场压裂施工实时动态调整具...     

深层页岩气断层属性对压裂缝网的影响

深层页岩地层断层较为发育，附近地应力场呈现非均匀分布，水力压裂产生的裂缝可能出现非平面、非对称、非规则延伸行为，进而影响压裂缝网体积。针对该问题，以川南区块Y101井区实际断层为例，构建了深层页岩气复杂构造内断层附近非均匀应力场表征模型与压裂缝网扩展模型，分析了断层特征参数对地应力的影响，并定量研究了断层类型、断距、长度、高度、走向、倾角和距离对压裂缝网体积的影响。结果表明：断层的断距、长度和高度越大，地应力偏转角和地应力差越大，压裂缝网体积越小；断层的倾角和远离断层的距离越大，地应力偏转角和地应力差越小，压裂缝网体积越大；断层的走向越大，地应力偏转角越大，地应力差越小，压裂缝网体积越大。断层参数对缝网体积的影响程度由大到小依次为倾角、走向、断距、距离、高度、长度。该研究可为深层页岩复杂构造下的缝网压裂优化设计提供理论依据。     

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。      

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。