考虑压裂影响的低渗气藏高压平面供气机理探讨

采用高低渗区"串联"方法开展了考虑压裂影响的高压(最高为45 MPa)平面非均质供气机理渗流实验,研究了配产、物性、压裂改造等对供气能力的影响,通过建立单井平面非均质渗流数值模型对实验结果进行了论证。结果表明,配产越高,稳产期越短,总采收率越低;生产初期高渗区贡献率从60%左右逐渐降低,高低渗区最终贡献率受各区储量控制;渗透率级差越小,基质渗透率越高,相同配产下采收率越高,低渗区动用程度越高;压裂后近井高渗区压差变小,更有利于提高低渗区压差,高低渗分区采收率和总采收率均提高,储层平均渗透率越低,压裂后采收率提高幅度越大;当渗透率级差大于50倍时,近井高渗"甜点"并不能有效激活远井低渗储层,储层总体采出程度低。本文研究成果对高效开发低渗非均质气藏有重要的生产指导意义。     

页岩气藏产量递减预测模型研究及应用

页岩气藏普遍采用水平井体积压裂方式开发,压裂体积是影响气井产气特征的重要因素。在实际开发中,由于储层非均质性等影响,各压裂段压裂体积各不相同。为研究压裂体非均匀展布对产能递减规律的影响,根据页岩气渗流特征,在水平井渗流模型的基础上,引入压裂体大小及分布等表征参数,建立了页岩气藏非均匀压裂水平井渗流模型,并绘制了产能递减曲线。同时根据典型产量递减曲线划分了流动阶段,分析评价了不同压裂体展布类型下产量递减曲线特征。研究表明压裂体的展布特征主要影响产气量及线性流阶段曲线特征;非均匀压裂造成水平井产气量较少、早期线性流持续时间较长。结合压裂数据,提出了气井产量预测方法并进行了实例计算。     

诱导渗透率场中压裂水平井压力动态分析模型

体积压裂技术是致密、页岩气藏开发的关键技术。目前在试井解释和产能评价的研究中尚缺乏考虑压裂改造体积(SRV)内复杂非均质性诱导渗透率场的渗流数学模型。为此,在假设渗透率与距主裂缝面的距离呈指数和线性式关系的基础上建立起诱导渗透率场模型,将其与渗流场进行耦合,并结合线性流模型创建有限导流能力多段压裂水平井渗流数学模型,结合Bessel函数理论和GWR数值反演算法得到真实空间的压力解,绘制气井压力动态曲线,分析SRV区诱导渗透率分布情况等特征参数对气井压力变化规律的影响。结果表明,SRV区渗透率呈递减型分布时,气井压力动态曲线过早出现边界响应特征,反之气井生产动态曲线在边界反应段之前会出现平缓甚至下凹的过渡段,且容易将其误认为为径向流动阶段。结合现场实例,分别进行了2种渗透率场条件下的压力恢复试井曲线拟合,并与常规模型拟合情况进行了对比,新模型能够解释试井恢复曲线异常段出现的原因,拟合得到更加符合实际的储层和压裂改造参数。     

致密油藏体积压裂水平井开发效果

基于致密油藏储层特征和体积压裂微地震监测资料,通过水电模拟实验研究了不同井型的渗流场特征,利用油藏数值模拟方法从井间压力梯度分布、单井产能及采出程度等方面对不同井型的开发效果进行了评价,论证了体积压裂水平井开发致密油藏的可行性,并首次分析了压裂改造体积大小和储层综合改造因子对体积压裂水平井产能的影响,在此基础上开展了合理井网形式优选。研究表明:体积压裂可以大幅度减小近井区域渗流阻力,体积压裂水平井产能明显高于水平井及常规压裂水平井,动用范围大、采出程度高;水平井井网油水井间驱替压力梯度大,开发效果优于直井—水平井联合井网,但含水上升相对较快;储层压裂改造体积大小和储层综合改造因子与体积压裂水平井产能呈正相关关系,储层压裂改造体积越大,储层综合改造因子越大,产能越高。     

页岩气水平井试井模型及井间干扰特征

页岩气田采用水平井井网大规模开发后,井间干扰造成的“压力下降快、气井过早废弃”的问题日益严重,亟须认识页岩气井的井间干扰特征。为此,先将水平井多段压裂改造后的页岩储层划分为压裂裂缝、SRV和未改造基质3个区域,然后根据各区域的孔缝特征和流动机制建立了多区域耦合的渗流模型,并采用PEBI网格和有限体积法进行数值求解。利用数值模拟,分析了连通渗透率和激动量等因素对于干扰试井测试结果及压力场分布特征的影响,并以焦页7井组中的JY7-1 HF井和JY7-2 HF井为例,采用干扰测试压力拟合法计算了两井之间连通段的平均渗透率为18.5 mD,说明两井之间连通性较好,建议后期生产过程中控制本井与邻井的产气量,同时避免邻井频繁更换工作制度。未来井网部署时应根据单井设计产能,对于与邻井水平段距离较近层段应控制压裂规模,并适时开展干扰试井测试。     

气井近井储层污染对高速非达西渗流的影响

高速非达西渗流效应是气井生产的一个重要特征。在钻、完井及生产作业过程中,近井地带储层污染不仅会产生真实表皮,增大近井地带压力降,而且会影响气井的高速非达西渗流,进而影响气井产能。为此,文中提出了近井地带储层污染对高速非达西渗流产生影响的影响系数。基于渗流理论,通过将渗流区域划分为储层物性改变区和未改变区,推导得出影响系数的表达式。影响系数的敏感性及理论公式分析结果表明:近井地带污染所产生的正表皮会加强高速非达西渗流,而酸化等措施所形成的负表皮会减弱高速非达西渗流;当表皮系数为正且污染区域半径小于1 m时,气井的高速非达西渗流受近井污染带参数变化的影响显著。该研究使非达西渗流表皮系数的计算和产能预测结果更加准确。     

煤层气压裂水平井产能影响因素

产能评价对于煤层气的高效开发具有十分重要的意义。依据寿阳区块七元煤矿的地层压力、渗透率、初始含气量、兰格缪尔压力等数据,采用COMET3软件开展煤层气压裂水平井的产能评价,对影响煤层气压裂水平井产能的水平段长度、水平井方位、裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力、水平井井距等因素进行评价。结果表明:水平段长度、水平井井距、裂缝条数、裂缝半长和裂缝导流能力对水平井产能影响较大。当水平段长度小于600 m时,煤层气井的产气量变化较为敏感;煤层非均质性对煤层气高产具有不可忽视的作用;裂缝条数为控制累计产气量的主要因素,其次为裂缝导流能力和裂缝半长;随着水平井井距的减小,累计产气量增大,但水平井井距过小对累计产气量的贡献并不明显。     

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。     

常压页岩气地质工程一体化压后数值模拟研究——以DP2井区为例

页岩储层大规模压裂改造后水力裂缝形态以及压后复杂渗流机理和多种作用机制的相互作用是影响压后产能预测及页岩气井网部署的关键。基于地质工程一体化的工作流开展页岩储层水力压裂缝网建模和数值模拟研究,优化开发技术政策,实现经济效益最大化。利用建立的水力裂缝扩展模型模拟压后裂缝网络,该模型考虑水力裂缝间应力阴影、天然裂缝、地应力以及压裂液流动的非均质性,保证了模拟的水力裂缝更接近现场实际,在此基础上考虑气体复杂渗流机理开展压后数值模拟研究。实际应用结果表明：南川区块DP2井区水平应力差异系数小,压裂可形成复杂裂缝网络,水力裂缝在横向延伸方向上有效支撑较好,垂向上有进一步改进提产空间;考虑应力敏感结合经济效益评价,确定最优生产制度为6×10⁴m³/d,合理水平段长为2 000 m。     

一种水平井射孔入流剖面优化方法

非均质油藏水平井沿水平段入流剖面不均匀,容易导致注入水局部突进.考虑储层物性、污染状况和完井参数等因素影响,建立水平井射孔流体流动过程中油藏渗流、径向渗流、近井地带汇流和井筒管流模型,以相邻区域边界处流量和压力一致为原则进行耦合,完成水平井产能敏感性和入流剖面计算分析.实例计算结果表明,由于不同位置处渗透率和污染程度的...     

完井方式对致密气藏压裂水平井产能的影响

针对致密气藏储层特征,考虑了常规水平井、垂直压裂水平井在采用射孔和裸眼2种不同完井方式时水平井筒与裂缝的相互干扰情况,运用Green函数Newman积分法,分别推导出各向异性致密气藏压裂水平井在不同完井方式下井筒与储层耦合的非稳态渗流模型,并给出求解方法。实例计算结果表明,在相同储层与施工工艺条件下,常规水平井产能较低,压裂水平井采用裸眼完井方式所获得的产气量仅在生产初期高于射孔完井方式,生产稳定后两者基本一致;产气量随裂缝条数的增加而增加,在非稳态阶段,裂缝产气量相近;在拟稳态渗流阶段,由于裂缝间干扰明显,各裂缝中的产气量沿井筒呈"U"型分布。综合考虑生产技术与经济因素,推荐油田现场采用射孔完井的压裂水平井进行生产,压裂设计时应考虑裂缝干扰影响,适当扩大水平段两端的压裂规模。     

工程参数对致密油藏压裂水平井产能的影响

中国陆相致密油藏储层物性差,非均质性强,大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构,次级裂缝对产能的影响有着不可忽略的影响。为此,利用数值模拟方法,通过局部加密网格的方法,设计包含主裂缝和次级裂缝的椭球形缝网,对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟,分析压裂水平井的产能影响因素。结果表明,水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的增加而增大,但增幅越来越小,均存在一个最优范围。利用正交试验法,将工程参数对产能的影响程度进行排序,发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度和裂缝导流能力。     

页岩气体积压裂数值模拟研究

为建立合理的页岩气体积压裂水平井产能模拟模型,同时研究压裂裂缝参数及地层性质对压裂井产能的影响,通过油藏数值模拟的方法,以某口页岩气井基本参数为基础,利用椭球体状的线网模型模拟复杂的裂缝网络,并利用不可流动油中的溶解气模拟页岩中的吸附气,建立页岩气体积压裂水平井的产能预测模型。在建立模型的基础上分析页岩气体积压裂水平井储层改造体积、网状裂缝导流能力、改造体积的复杂程度等参数对产能的影响,并研究了地层渗透率非均质性等对改造井的影响。结果表明,所建模型能高效模拟实际页岩气体积压裂水平井产能。研究显示改造体积越大,裂缝的导流能力越强,主、次裂缝的间距越小,页岩气体积压裂水平井的产能越高。地层渗透率各向异性对气井产能的影响较小。所建模型对页岩气体积压裂开发效果的预测有积极意义。     

非线性渗流地层水平气井二项式产能方程

水平井是开发低渗透气藏最有效的方法之一,而低渗透气藏存在着启动压力梯度效应以及高速非达西渗流时的紊流效应。通过建立和求解包含水平气井井身结构参数、近井区高速非达西渗流条件下气体紊流因素以及启动压力梯度效应的水平气井渗流模型,推导出描述水平气井产能的二项式产能方程。在此基础上,依据理论推导和计算,对水平气井和直井的产能进行对比,研究启动压力梯度以及非达西渗流对水平气井产能的影响。结果表明启动压力梯度对水平气井产量影响呈一线性下降关系,非达西流动引起水平气井产能的降低,并且非达西流动对水平井的影响小于对直井的影响。     

复杂缝网页岩压裂水平井多区耦合产能分析

针对页岩储层水平井压裂开发中复杂缝网形态、纳微米孔隙—复杂缝网—井筒多尺度渗流规律认识不清等问题,开展了针对性的研究:(1)通过巴西劈裂实验,诱导压裂缝的产生;(2)通过X射线CT扫描,观测岩样内部压裂缝形态,测得压裂缝开度;(3)结合压裂缝形态描述和气体在基质—复杂缝网—井筒中的渗流机理,在多尺度统一渗流模型的基础上,建立考虑扩散、滑移及解吸的水平井单段压裂改造产能方程;(4)考虑多级压裂区干扰及水平井筒压降,建立页岩储层多级压裂水平井产能预测模型。研究结果表明:(1)压裂缝形态为复杂网状缝;(2)测得压裂缝开度为4.25~453.00μm,平均为112.00μm;(3)不同缝网形态下页岩气表现出不同非线性渗流规律;(4)随着重改造区裂缝密度、重/弱改造裂缝分布范围的增大,产气量逐渐增加,压裂段间缝网渗流区域发生干扰,产气量增加幅度减小;(5)模拟水平井筒长1 500 m、重度改造区缝网半长100 m时,压裂10级产能效果最好。结论认为,需要合理地控制压裂程度、优化裂缝参数,才能为页岩气压裂优化设计等提供技术支撑。     

非均质气藏水平井非对称立体压裂优化方法

SF气田蓬莱镇组非均质性强,受河道影响,砂体横向变化大,水平井有效储层钻遇率低,常规均质储层水平井分段压裂实施效果差,投产率低,严重影响了气田开发效果。文章在气藏渗流特征研究的基础上,建立了非均质储层地质模型,提出了渗流阻隔带的确定方法,划分了均质独立渗流单元,在独立渗流单元内采用均质模型进行优化设计,从而形成了非均质水平井非对称立体压裂优化设计方法。运用该方法,可充分动用水平井段地质储量、减少无效裂缝、降低储层伤害,通过现场应,分段压裂改造效果提高了41%。     

水平井体积压裂技术在苏里格气田应用效果评价

水平井的开发一定程度上为气藏提高了连通性,普通压裂技术进一步提高了气藏的开发效率,随着气藏开发的不断深入,储层逐渐变得复杂,普通压裂技术的效果受到很大的局限性。通过开展水平井体积压裂技术,将储层在各个方向上充分连通,提高气藏的开发水平。通过对压裂后人工裂缝的形成机理研究,弄清压裂后人工裂缝的类型及体积压裂的各种影响因素。根据压裂后人工裂缝为垂直裂缝的水平井流体渗流过程的研究,分析了压裂水平井的参数对渗流过程的影响,以及渗流规律对产能的影响。通过体积压裂井与常规压裂井效果对比以及同一口水平井开展体积压裂与常规压裂效果对比,分析总结出体积压裂不但提高了气井的初期产量、延长了稳产期,更是提高了气藏的最终采出程度。     

考虑储层伤害影响的水平气井产能

随着“西气东输”工程的启动,越来越多的水平井在气藏开发中得以应用,但是由于气藏的低渗透性使得钻井过程中产生的储层伤害比常规油藏严重得多。基于坐标变换方法,将储层各向异性空间转换为各向同性空间,利用坐标变换后水平井储层伤害区域同垂直压裂井近井地带渗流特征的相似性,推导出了新的表皮因子计算模型,并将其应用于水平气井产能公式。计算结果分析表明：储层伤害区域渗透率的损失程度对水平气井产能的影响远比储层伤害深度要严重。该方法充分考虑各向异性影响,计算简便快捷,能够广泛应用于气藏水平井开发的早期评估以及水平气井的产能预测。     

低渗透气藏开发机理研究进展

我国低渗透气藏处于开发早期,尚有许多机理问题有待研究解决。通过对当前研究较多的气水渗流机理、储层应力敏感性、非均质储层供气机理等进行总结分析后认为：我国低渗透气藏大多是陆相沉积储层,孔隙结构复杂,非均质性强,孔隙内气水分布与渗流机理复杂,存在低速非线性渗流特征;不同地区、不同类型储层岩石应力敏感特征不同,储层应力敏感性对气藏开发的影响及其在实际生产中的表象还需要进一步加强研究;依据储层地质特征建立的非均质储层供气动态物理模拟方法,为研究分析不同渗透性储层区域的供气机理和能力提供了手段,也为研究非均质低渗气层的动用条件,预测低渗透气藏的动用程度以及优化井网部署、气井配产、产能预测等提供了理论基础和技术依据。     

致密气藏压裂水平井产能计算方法

致密气藏开发普遍采用多段压裂水平井的开发模式。为了准确评价致密气藏压裂水平井产能并确定气井的合理配产,实现气井高效开发,基于保角变换理论和气水两相渗流理论,同时将基质有效渗透率作为变量来考虑压裂施工和气井产水对储层有效渗透率的影响,建立了压裂水平井气液两相产能方程。通过实际生产数据验证,结果表明：无因次泄气边界大于0.55时,气井生产压差随配产增加呈下凹型快速增长;相同气井产能条件下,水气比越大气井所需生产压差越大;水平段方向与K_y方向平行时,渗透率各向异性程度K_y/K_x越大,相同产气量时的生产压差越小;水平段与渗透率主值方向的夹角θ < 30°时,相同产气量条件下的气井生产压差几乎不变。因此,从降低压裂水平井储层压力损失的角度来考虑,布井时必须充分考虑渗透率各向异性程度和水平井水平段方向的影响,同时注意控制气井配产和采取必要的控水排水措施,以便达到更好的开发效果。