海上疏松砂岩稠油油藏压裂充填优化设计

建立了考虑疏松砂岩稠油油藏启动压力梯度、压力敏感性,以及裂缝导流能力失效性的压裂井数学模型,实现了该模型的数值求解。在防止地层出砂的前提下,对渤海湾某油田进行了压裂充填参数设计。研究表明,与不压裂相比,在该区块实施压裂充填改造在经济上是可行的,参数优化结果为该区开发方案设计提供了技术支撑。     

疏松砂岩油藏脱砂压裂产能流固耦合模拟

基于广义达西定律,建立了渗透率各向异性疏松砂岩油藏脱砂压裂人工裂缝-油藏系统流固耦合模型,模拟分析了降压生产流固耦合作用对储层应力应变特征、储层孔渗特性变化及储层压后生产动态的影响.研究表明:在流固耦合作用影响下,近井眼及人工裂缝周边储层有效应力显著增大,随着距井眼及人工裂缝距离的增加,储层有效应力及其梯度急剧减小;开井生产初期,储层有效应力场变化显著,随生产时间的增加,储层有效应力场逐渐趋于稳定,仅随空间位置而变化;近人工裂缝壁面处储层弹性模量显著增加,在一定程度上降低了储层应变,增强了储层抵抗外载变形的能力;流固耦合作用会导致储层孔渗参数显著降低,使得脱砂压裂井产量明显低于常规渗流模型计算结果.     

疏松砂岩油藏压裂防砂一体化技术

为解决疏松砂岩油藏、稠油出砂油藏、低产能出砂油藏常规防砂后油井产量低的开发难题,研究开发了压裂防砂一体化技术。在获得大量油层物性参数的基础上,利用开发引进的MFrac压裂防砂软件进行裂缝形态及几何参数模拟,优化施工参数,优选携砂液体系,设计泵注程序,然后将开发的压裂防砂一体化管柱下入井中,按设计的泵注参数和程序,对地层压裂充填,实现端部脱砂,之后通过管柱的转换进行环空充填防砂。现场应用结果表明该技术成熟可靠,简化了施工工序,缩短了施工周期,具有明显的增产防砂效果。     

雁木西疏松砂岩油藏压裂防砂技术研究与应用

疏松砂岩油藏,胶结强度差。投产后出砂严重,储层出砂会造成严重的地层伤害及卡泵事故。以吐哈最典型的疏松砂岩油藏雁木西油藏为背景,研究形成了疏松砂岩油藏压裂防砂新技术,该技术采用高砂比、低排量、连续段塞加砂技术,实现端部脱砂,从而提高裂缝导流能力。并通过压裂防砂机理研究,从而优选出性能优良的纤维覆膜砂支撑剂。其抗压、抗折能力强,50 MPa下破碎率0.99%,仅为常规支撑剂的四分之一。岩心试验8h出砂量仅为0.16 mg,能有效过滤细粉砂岩,减少油井出砂,最终提高疏松砂岩油藏的产能。     

海上疏松砂岩油藏出砂预测模型及应用

准确预测出砂对于合理选择油气井防砂措施以及平台除砂工艺具有重要意义。利用结构渗流力学及变形耦合的基本原理,建立了应力场和渗流场耦合作用的疏松砂岩三维出砂预测分析模型,运用大型有限元软件进行了求解,并与现场实际结果进行了对比分析。研究认为:地层压力变化,引起射孔孔道及井筒周围岩石应力场与渗流场重新分布,且相互作用影响,是砂岩出砂主要因素;射孔孔道是储层出砂敏感部位;生产制度改变引起地层参数变化,亦是诱发出砂的重要因素。模拟结果与现场实际生产情况相吻合,对现场油气井出砂预测与防砂工艺具有一定的指导意义。     

不同防砂工艺对渤海某疏松砂岩油藏产能影响

对于疏松砂岩油藏,采用压裂充填的方式进行防砂的井,是否有必要在射孔后进行负压放喷作业来解除射孔带来的压实带、炮弹碎屑的污染,之前一直没有统一的认识,通常根据作业难易程度来选择是否进行负压放喷。本文通过对辽东湾地区某油田疏松砂岩油藏投产的一批井的产能情况进行分析,来确定负压放喷作业对于压裂防砂井来说是否可有效提高油井产能。     

渤海疏松砂岩油藏水平井筒携砂能力数值模拟研究

渤海疏松砂岩稠油油藏适度出砂开采过程中,产出砂粒随稠油进入水平井筒后容易沉积形成砂床,造成油层砂埋、油管砂堵等危害。基于流体力学理论,根据渤海疏松砂岩油藏的基本参数,利用FLUENT流体力学软件对适度出砂开采过程中水平井筒流场特性进行了数值模拟,得到了井筒流速、出砂量、出砂粒径、稠油黏度等敏感参数对携砂能力和井筒压降的影响规律:在渤海疏松砂岩油藏条件下,井筒流速和稠油黏度对携砂能力的影响均存在临界值,当井筒流速或稠油黏度达到临界值时,随着流速或黏度的增大,井筒砂床高度和悬浮层含砂体积分数均趋于稳定。同时,对井筒压降的影响程度依次为稠油黏度、井筒流速、出砂粒径和出砂量。该结果可为渤海疏松砂岩油藏适度出砂开采工艺设计提供理论依据。     

疏松砂岩油藏水平井表皮污染探讨

引入了厚表皮概念公式,对高渗油藏和低渗油藏水平井表皮污染进行了分析,得出了高渗油藏由于孔喉通道没有完全堵塞,表皮污染带渗透率损失远小于低渗油藏的结论。并由此认为可以利用水平井滤砂管防砂完井“部分防砂”原理。逐步清除表皮固相污染,室内实验和现场应用表明,水平井利用金属棉滤砂管防砂完井工艺,能逐步清除表皮固相污染,保持水平井连续生产。     

雁木西疏松砂岩油藏压裂充填试验

吐哈盆地雁木西油田为典型疏松砂岩低渗油藏，占47％的低产低效井的综合治理是该油田稳油增效的关键。由于对疏松砂岩的压裂改造目前国内没有比较成熟的经验，因此原采油工程方案建议不采用压裂措施增产，但经过多次论证分析，通过引进缝高控制技术以及采用GOHFER全三维压裂模拟软件有效控制压裂裂缝缝高，避免压开水层，同时现场采用小型压裂诊断技术来修正压裂施工参数，结合生产实际，对部分井采取压裂充填的同时进行绕丝筛管砾石充填试验，试验取得了较好的效果，为疏松砂岩油藏的压裂提供了宝贵的经验。     

疏松砂岩油藏动态出砂定量预测技术

针对疏松砂岩油藏胶结疏松、出砂严重的难题，应用连续介质力学理论，在考虑流体渗流、储层变形或破坏、液化砂粒运移等因素的基础上，建立了基于流固耦合形式的动态出砂定量预测模型，应用顺序Galerkin有限元数值解方案对出砂速率、出砂量等进行了数值计算和模型验证。计算结果表明，动态出砂定量预测技术较好地模拟了地层出砂的复杂变化过程，初步解决了砂拱形成和破坏的模拟难题，对于疏松砂岩油藏合理生产压差等开发参数的确定具有重要指导作用。     

水力压裂裂缝启裂扩展数值模拟

水力压裂过程中对裂缝的启裂和扩展的研究有重大的理论意义。本论文利用Franc2D/L软件,它一方面克服了其他有限元软件需要不断手动划分网格的缺点,另一方面也保证了裂缝尖端参数的精度。本文所要做的第一步是要建立模型,再对水力压裂过程中,裂缝的启裂和扩展进行数值模拟。通过数值模拟,得到了压裂过程中人工裂缝周围地应力的分布,为更好地进行体积压裂裂缝受力分析奠定了基础。     

基于细观损伤多相耦合的砂砾岩水力压裂裂缝扩展数值模拟

低渗透砂砾岩油藏水力压裂裂缝扩展机理及其数值模拟研究,对该类储层压裂改造成功实施具有重要意义。将砂砾岩储层中砾石表征为基质- 交界面- 砾石的三模态结构,假定砾石分布与几何尺寸及储层物性满足随机分布,结合Moter-Carolo 方法,完成砂砾岩储层数学表征;考虑储层渗流场、应力场、水化膨胀湿度场的三相耦合特征,结合损伤力学、断裂力学等原理,利用细观损伤有限元的方法,建立了砂砾岩储层水力压裂裂缝扩展数学模型,并进行数值模拟研究。模拟分析了不同主应力差、基质- 砾石交界面强度、砾石强度情况下,水力裂缝遇砾石扩展情况,并最终实现砂砾岩储层水力裂缝动态扩展数值模拟。研究表明,水力裂缝遇砾发生绕砾、穿砾、止裂现象,并以绕砾扩展为主,且裂缝发生明显转向,存在羽状次生裂缝;裂缝转向程度和裂缝延伸长度与主应力差、砾石强度以及交界面强度有关,主要表现有:水平主应力差越小,水力裂缝遇砾转向越明显;基质- 砾石交界面强度增加,水力裂缝明显变短,并难以转向;随着砾石强度的增大,裂缝的转向程度增大。     

弱固结砂岩气藏出砂物理模拟实验

海上弱固结砂岩气藏一旦出砂,危害极大,准确地预测出砂尤为重要。目前国内外关于出砂预测的模型均基于一定的假设条件进行理论计算,参数较多,直接影响到预测精度。笔者基于出砂物理模拟实验,首次研制了一套气井出砂物理模拟实验装置,并进行了大量实际储层全直径岩心模拟实验,测定了岩心发生出砂时的临界压差与流量,通过相似原理反算出实际生产时的出砂临界压差。根据实验测试结果,回归了生产压差与岩心单轴抗压强度的拟合关系,形成了一种简单有效的弱固结气藏出砂预测方法。该方法首次在南海某深水气田进行了应用,预测误差可控制在10%以内。     

基于MATLAB 的水力裂缝扩展数值模拟技术

水力裂缝扩展数值模拟是水力压裂设计的重要内容,可以用来评价压裂效果,降低施工风险,为节省计算时间目前主要采用二维模型或者拟三维模型。现今比较成熟的GOHFER商业软件,以差分方程代替微分方程,误差逐层逸散不断扩大,差分格式稳定性难以保证,为此,采用MATLAB编程语言编制模拟程序,实现有限元数值分析对水力裂缝扩展真三维模型的求解,其适应性强,边界条件自动满足,且以高阶多项式逼近真实值,误差较小,精度更高。同时,采用复化辛普森数值积分代替MATLAB编程语言中的符号积分,节省了61.9%～73.5%的运算时间。     

低渗透储层水力压裂三维裂缝动态扩展数值模拟

随着低渗透油气藏的大量开发,迫切需要具有一套适用于现场实际使用的三维水力裂缝几何形态的预测软件。通过力学分析,依据流固耦合效应、岩石材料的非线性效应以及裂缝扩展的动态效应,建立了低渗透油层水力压裂三维裂缝动态扩展力学模型,运用有限元方法进行求解,实现了低渗透油层三维裂缝形成过程的动态描述。对肇38-271井进行了模拟计算。计算的裂缝形态与现场测试的裂缝形态对比表明,模拟计算平均误差率为10.7%,能满足工程精度要求。建立的低渗透储层三维水力裂缝的模拟方法和技术,可对低渗透储层条件下的水力压裂设计提供准确的预测手段,提高了低渗透储层水力压裂措施的成功率。     

致密砂砾岩压裂裂缝遇砾扩展模式的数值模拟研究

由于致密砂砾岩具有超低渗透性,不进行水力压裂难以达到经济开采目标。砂砾岩储层的有效开采需要对水力裂缝扩展规律有清晰认识。考虑砂岩或砾岩材料本身的非均质性以及砂岩与砾岩之间的非均质性,提出一种数字图像技术和有限元软件RFPA(Rock Failure Process Analysis)相结合的数值模拟方法。基于该方法的致密砂砾岩压裂的二维数值模拟结果表明,在不同水平地应力差和砾岩强度条件下,水力裂缝可以穿过砾岩或沿砾岩转向扩展。考虑砾岩分布方位、尺寸和轴比,三维数值模型模拟结果表明,水力裂缝能够穿过砾岩,形成一种在常规压裂实验中不容易观察到的环绕扩展模式,也能够像二维数值模型得到的结果那样沿砾岩转向扩展,即不同的砾岩分布方位、尺寸和轴比使水力裂缝扩展遇到砾岩时呈现不同的扩展模式,包括:①直接穿过砾岩;②沿砾岩转向扩展;③环绕扩展;④模式①和②或者②和③同时出现。     

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.     

Microscopic sand production simulation and visual sanding pattern description in weakly consolidated sandstone reservoirs

To visually describe the sanding pattern, this study constructs a new particle-scale microstructure model of weakly consolidated formation, and develop the corresponding methodology to simulate the sanding process and predict sand cavity shape. The microstructure model is a particle-objective model, which focuses on the random sedimentation of every sand grain. In the microstructure, every particle has its own size, sphericity and inclination angle. It is used to simulate the actual structure of...     

非稳态渗流下砂砾岩水力裂缝扩展数值模拟

由于砾石的存在,砂砾岩储层水力压裂裂缝扩展机理不明确,裂缝形态难以控制。将砂砾岩储层中砾石表征为基质—交界面—砾石的复合结构,结合断裂力学与损伤力学的方法,建立了应力场与非稳定渗流场共同作用下砂砾岩储层水力裂缝扩展的数学模型并进行了求解,分析了主应力差、砾石粒径、砾石含量、排量等因素对裂缝扩展形态和岩体破裂压力的影响。研究结果表明:砂砾岩储层水力裂缝形态复杂,次生羽状裂缝发育;水力裂缝遇砾发生绕砾、穿砾与止裂现象,并以绕砾扩展为主;在研究范围内,水力裂缝长度随主应力差、砾石粒径、排量的增大而增大,随砾石含量的增大而减小;水力压裂过程中岩体的破裂压力与主应力差、砾石含量、排量成正比,与砾石粒径成反比。