页岩气储层人工裂缝优化及渗流规律研究综述

通过对研究内容的相关文献调研,对目前水力压裂研究现状、人工裂缝优化研究现状、渗流机理及渗流模型研究现状有了一定了解并得出:(1)页岩气的特殊赋存方式及其储层结构特征造成达西方程对页岩气渗流的描述过于浅显;(2)在人工裂缝优化研究中,考虑因素较为单一,仅从人工裂缝方面,忽略压裂后,基于人工裂缝、天然裂缝及基质耦合下,研究裂缝相关参数对气井渗流规律及产能的影响;因此,在研究页岩气储层人工裂缝优化及渗流规律时必须考压裂后的储层特征、渗流机理和渗流模型。     

页岩气渗流机理与产能研究

页岩气储存和运移的特殊性导致了其渗流过程描述的复杂性。很多学者按照双重介质渗流研究页岩气渗流．认为吸附气解吸后直接扩散到裂缝中;但由于其忽略了基质颗粒间存在的游离气,使得渗流过程的描述不完整。在前人研究的基础上,文中引入了一个新的流动过程——基质孔隙系统中的流动,建立了相应的页岩气渗流方程;通过空间变换及数值求解,得出了圆形封闭地层中页岩气井定压生产时无因次拟压力的Laplace空间解：在此基础上绘制了产能随时间的变化关系图,分析了吸附系数、封闭边界半径、弹性储容系数等页岩气特征参数对产能曲线的影响。研究结果表明：页岩气井的产能曲线呈初期产能快速下降-稳产-产能缓慢下降的“三段式”特征;封闭边界半径越大,稳产时间越长;吸附系数越大,初期产能下降越慢,稳产时间越长;裂缝弹性储容系数越大。初期产能下降越快。     

页岩气渗流理论模型研究现状与展望

页岩储层具有丰富的有机质孔、黏土矿物晶间孔等纳米、微米级基质孔隙.其储集空间具有多尺度性.页岩储层在压裂后,存在着明显的裂缝-孔隙双重介质特征,使得岩块系统和裂缝系统具有两个连续的渗流场.裂缝系统因其渗透率大于岩块系统,而在页岩储层中起着主要渗流通道作用,而岩块系统孔隙度又明显大于裂缝系统的孔隙度,是页岩气的主要储集空...     

基于REV尺度格子Boltzmann方法的页岩气藏渗流规律

页岩储层一般天然微裂缝发育,基质孔隙结构复杂,使得页岩气渗流过程呈现出多尺度多场耦合的特征。为了研究页岩气藏复杂的渗流规律,重构了天然微裂缝发育的页岩储层多孔介质模型,并围绕页岩气多重运移机制对广义格子Boltzmann模型进行了修正,建立了适用于模拟页岩气渗流特征的表征单元体（REV）尺度格子Boltzmann模型（LB模型）,并基于天然微裂缝物性特征以及气体滑脱、吸附/解吸、表面扩散效应等渗流特征对该模型进行了敏感性参数分析。结果表明：当页岩储层天然微裂缝较发育时,微裂缝为气体在基质中流动的主要通道;其中裂缝密度是影响储层表观渗透率的主要参数,裂缝密度增大3～4倍,储层表观渗透率可增大10倍以上,而裂缝长度以及裂缝开度的影响程度均次之;努森数（Kn）是影响页岩气渗流的主要参数,随着Kn增大,克氏效应愈显著,特别当Kn > 0.1时,多孔介质表观渗透率增幅显著增大;页岩储层多孔介质表观渗透率会随着吸附气量的增大而减小,特别是当储层压力较低时,该现象更为显著;气体表面扩散效应对页岩气渗流过程的影响程度大,同等条件下考虑气体表面扩散效应的储层表观渗透率较忽略该效应可提升2～5倍,但提升作用受制于储层吸附气量的多少。该研究成果为页岩气微观渗流理论研究提供了新思路,为页岩气藏高效勘探开发提供了技术支撑。     

基于渗流新模型分析页岩气流动影响因素及规律

储层条件下Langmuir吸附模型不足以描述页岩气的超临界高压吸附特征,故含Langmuir吸附模型的渗流方程不利于描述超临界高压吸附解吸作用下页岩气的流动特征,因此建立了考虑超临界高压吸附模型的页岩气渗流方程,并与考虑Langmuir吸附模型的渗流方程进行了对比,同时分析了渗透率、孔隙度及吸附解吸作用对页岩气流动的影响规律及程度。研究表明:与Langmuir吸附模型相比新吸附模型能更加准确地描述页岩的超临界高压等温吸附特征;基于新吸附模型的渗流方程拟合实验结果的精度更高,更利于描述吸附解吸对流动的影响;当平均压力下降小于32.70%时,日产量影响程度排序为渗透率孔隙度吸附解吸作用;当平均压力下降为32.70%~42.58%时,日产量影响程度排序为孔隙度渗透率吸附解吸作用;当平均压力下降大于42.58%时,日产量影响程度排序为孔隙度吸附解吸作用渗透率;孔隙度、渗透率仍为页岩气传质输运的主控因素,但不可忽略吸附解吸作用对页岩气井生产中后期的影响。     

页岩气产量递减规律研究

页岩气藏的渗透率极低,储层流体流动性较差,气井产能较低,其产量递减规律有别于常规气藏。研究页岩气产量递减规律,对预测气田未来产量变化与最终开发指标及指导开发措施调整等均有重要意义。以美国德克萨斯州 Haynesville 与 Barnett 页岩气田单井生产动态为例,研究了层状硅质-钙质页岩与层状硅质页岩两大类页岩气田的产量递减规律,分析了复合递减模型以及广义双曲型曲线用于页岩气研究时参数发生的变化及其影响因素。通过 Arps 广义双曲递减法与复合递减模型法应用的对比表明,层状硅质-钙质页岩与层状硅质页岩两大类页岩气田产量变化规律有较大差异。     

海陆过渡相页岩孔隙结构表征及页岩气渗流规律模拟

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块海陆过渡相页岩储层非均质性强,碳质页岩和纯页岩的孔隙结构特征及页岩气渗流规律具有明显的差异,然而目前针对不同岩性孔隙结构下的页岩气渗流规律研究较为缺乏。文中以这2种岩性页岩为研究对象,基于CT扫描、扫描电镜物理实验技术,测定了二者的基质孔隙和层理缝特征参数,对比了二者的孔隙结构差异,构建了考虑吸附效应和滑脱效应的格子玻尔兹曼数值模拟方法,分析了二者孔隙结构对页岩气渗流规律的影响。研究结果表明：1）碳质页岩裂缝呈空间网状结构,纯页岩裂缝为平行层理方向裂缝。与纯页岩相比,碳质页岩孔隙尺度较大,但孔隙数量较少,孔隙度更低。2）页岩孔隙中存在明显的滑脱效应。滑脱效应提高了气相流动速度,页岩气从孔隙壁面解吸减缓了孔隙压力降低速率,延长了生产时间。建议在开发纯页岩层段时,适当降低生产压差,增强小孔隙中的滑脱效应;在开发碳质页岩层段时,适当增加生产压差,通过解吸作用提高页岩气产量。     

页岩气低速渗流特征分析及影响因素研究

针对页岩气低速条件下渗流特征及基质页岩应力敏感性特征不明确的问题,通过自主开发的页岩气低速渗流装置进行实验,获得不同气体、不同孔隙压力条件下页岩气低速渗流规律及基质页岩应力敏感性特征。研究结果表明：基质页岩岩心吸附能力较强,由吸附作用造成的无回压条件下氦气的流动能力为甲烷的1.5～2.0倍;随着孔隙压力的升高,吸附气与自由气共同作用造成甲烷流动能力呈现先上升后下降的趋势;随有效应力增加,基质页岩岩心渗透率呈指数式下降,且孔隙半径逐渐减小,气体滑脱效应增强,气体流动能力在总体稳定的基础上略有升高。研究成果对基质页岩中气体渗流规律的研究及页岩气藏的开发生产具有重要的指导意义。     

复杂条件下页岩气藏生产特征及规律

从页岩气藏的储层特征、生产机理及压裂施工后气井的产能特征着手,首先分析了页岩储层多孔介质的4个组成部分,确定了有机质孔隙是页岩气主要的储集体,有机质含量及孔隙发育特征直接影响页岩气藏的储量和产量;对页岩气藏的吸附、解析、扩散等渗流机理进行了细致分析,推算游离气与吸附气量,并用压力变化关系曲线解释含气量关系;在产能特征方面运用实例分析了页岩一气井产能,确定了单井初期产量高、后期递减迅速和生产周期长等特征,证实了水力裂缝是页岩气藏最主要的气体渗流通道,水力裂缝的形态最终决定气井的产能。研究结果从多方面总结了页岩气藏复杂的生产机理及特征规律,为提高页岩气井产能、规模化开发页岩气藏提供了理论支撑。     

页岩气成藏条件研究

本文对页岩气的成藏条件、储集条件和盖层及其保存条件进行研究,采用与国外页岩气开采区块的物性和国内常规油气藏进行对比研究的方法。     

涪陵页岩气藏开采动态地应力演化规律研究

涪陵页岩气田储层孔隙压力和地应力随着页岩气开采不断演化,使得新井的钻井及压裂地层应力环境与在产老井存在明显差异,准确评价老井压后生产过程中的动态地应力演化规律对后期新井部署和压裂改造设计具有重要意义。针对该问题,文章综合考虑页岩气储层地质力学参数、天然裂缝等的非均质性和各向异性,并基于页岩气藏老井压后开采储层四维地应力演化方法,以四川盆地涪陵页岩气L-Z立体井组为例,建立了渗流—应力交叉耦合的动态地质力学模型,模拟了该井组老井压裂复杂裂缝扩展及压后长期开采四维地应力动态演化,研究发现：在67个月的开采时间段内,孔压和地应力不断降低;孔压和地应力的变化集中分布在各生产井轨迹周围,同时受到压裂改造范围的影响;在老井当前改造范围下,压后开采横向波及范围约为压后生产段改造范围的1.6倍,纵向波及范围基本与压后生产段纵向改造范围相等。研究成果为涪陵页岩气立体化新井压裂开发提供了有效的理论与技术支撑。     

涪陵页岩气田集气干线积液规律研究

涪陵页岩气田集气干线位于山地丘陵地带,地形起伏较大,管内流动复杂,能量损失严重,在低洼处易产生积液,从而增加管线输送阻力,降低输送效率,严重影响管线安全运行。从集气干线积液机理出发,利用Fluent软件对管内气液两相流场进行模拟计算,基于液膜模型假设,建立考虑液膜不均匀分布的临界携液流速计算方法,计算结果与模拟结果吻合,均表现为倾斜角50°左右最难携液。针对管线内气体携液量难以估算的问题,引入遗传算法,以管线计算压差与实际压差误差最小为优化目标,对管段内液体流量进行拟合,在此基础上建立管线积液量计算方法。以涪陵页岩气田某管段为例进行了实例计算,结果表明积液量计算结果与清管结果吻合,积液主要发生在输气量较小、倾斜角较大的A-B段和C-D段。     

页岩气形成条件及成藏影响因素研究

美国5大页岩气盆地的勘探开发实践已证明,页岩气是一个很有潜力的非常规油气勘探新领域,资源丰富。页岩气与深盆气、煤层气一样属于"持续式"聚集的非常规天然气。在页岩气系统中,富含有机质的页岩既是系统的烃源层又是储层,也可能是盖层,各产层地质、地球化学条件迥异。页岩气存在形式主要以吸附气与游离气为主,形成机制可划分为生物成因、热成因及二者混合成因。页岩气的地质储量丰富,影响其成藏的因素主要有总有机碳、有机质类型和成熟度、产层孔隙度、地层压力及裂缝发育程度等,同时还要兼顾各参数之间的联系。四川盆地发育2套优质页岩(下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组),与美国5大页岩气盆地相比,具备形成裂缝性油气藏所需的优越的地质、地球化学条件,是一个天然气勘探开发值得高度重视的新领域。     

页岩气藏综合渗流模型及压力动态分析

区别于常规气藏,页岩气藏渗流主要受解吸、扩散、窜流和常规达西流动控制,机理复杂。考虑到基质和裂缝系统之间存在的压力差,在将气藏看成是双孔单渗介质的基础上,新增加了一个扩散以外的窜流流动,通过引入2个新的参数分别表征扩散和窜流2个因素的影响,建立了页岩气藏含有多条横向裂缝的压裂水平井的渗流数学模型。在此基础上,基于源函数理论,采用镜像反应和叠加原理,得到了地层中任意一点的压力表达式,通过Laplace变换和Stehfest数值反演得到水平井井底压力解,绘制了不同条件下的压力动态曲线,并与目前存在的渗流数学模型进行了对比,为页岩气藏的试井分析和不稳态产能评价提供了理论依据。     

气体钻井条件下泥页岩水侵规律实验研究

通过在室内模拟气体钻井条件下泥页岩地层的温度和压力,分别对气体钻井钻遇地层出水条件下的水侵规律和气体钻井转水基钻井条件下的水侵规律进行实验研究,并建立相应条件下的水侵距离与时间的关系,从而对相应条件下泥页岩地层的水侵范围和坍塌范围进行预测,分析这2种情况下水侵距离与时间的关系。结果表明两者均呈现出初期水侵速度较快、中后期逐渐变缓的特征。对比2种情况下的水侵距离与时间的关系,前者的水侵速度要比后者的水侵速度慢得多,同样水侵穿透5 cm的距离时,前者所用时间是后者的350倍左右。     

复合型添加剂对天然气水合物生成条件的实验及理论研究

基于天然气水合物的各种应用技术具有广泛的工业应用前景,通过实验研究了复合添加剂对水合物生成的影响,选用液态烃甲基环已烷(MCH)和阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)混合溶液作为实验溶液,发现MCH+SDBS混合溶液在SDBS浓度为255mg/kg时诱导时间最短,为复合添加剂的最佳反应浓度,此时的溶液体系能很好地优化水合物形成过程,且比单一MCH溶液或SDBS溶液的诱导时间都有明显缩短。同时二次诱导时间和生成时间的数据对今后储存运输水合物有着重要的指导意义。研究建立了考虑复合促进剂作用的新型水合物动力学模型。     

苏北地区古生界页岩气形成地质条件

根据岩心、钻井及露头等资料,以有机地球化学、储层岩石学等为重点,对苏北地区古生界下寒武统幕府山组、上奥陶统五峰组—下志留统高家边组、二叠系（孤峰组、龙潭组、大隆组）等3套富有机质泥页岩层系的页岩气形成地质条件进行初步分析,指出苏北地区古生界3套富有机质泥页岩层系分布面积广、厚度较大、有机碳含量高和热演化程度较高。与美国典型含气页岩相比,苏北地区古生界3套富有机质泥页岩层系有机质丰度与之相当,部分地区的成熟度偏高。苏北地区具有形成页岩气的良好物质基础,古生界页岩气勘探潜力大。另一方面,苏北地区古生界富有机质泥页岩普遍埋藏深,下古生界富有机质泥页岩成熟度普遍偏高,后期多期构造运动及岩浆活动强烈,这些因素对页岩气形成、富集及保存等有着重要影响。     

压裂工况对页岩气套管应力分布的影响

页岩气所处的页岩地层具有多孔低渗透的特性,开采方式具有压力大和排量高的特点,因此,在实施压裂施工过程中,页岩气套管较普通套管更容易损坏。为研究压裂工况对页岩气套管应力分布的影响规律,采用有限元方法,借助ANSYS软件,以实际参数建立了有限元模型,模拟了页岩气压裂施工过程,分析了地层岩石弹性模量、水平地应力场和施工压力对套管应力分布的影响。研究结果表明:垂向地应力与水平地应力的差异越大,套管内壁上的等效应力值越大;岩石弹性模量的下降会导致套管应力上升,当岩石弹性模量下降超过10 GPa后,套管应力值会大幅度上升;套管内壁上的最大等效应力值随井口施工压力的增大而呈线性增加;可通过优化井眼轨迹、避免重复压裂施工以及合理预算井口施工压力等方法来预防和降低套管损坏。研究成果可为页岩气的开采工作和页岩气套管的损坏防治提供一定的指导。     

川南海相深层页岩气钻井关键技术

川南海相深层页岩气目的层埋藏深、地层温度和地层压力高、岩石可钻性差、优质储层薄,钻井提速与井身质量、页岩坍塌与钻井成本、控时钻进与优质储层钻遇率间的矛盾制约了其高效开发。为此,在借鉴常规页岩气开发经验的基础上,进行差异化的井身结构和井眼轨道设计,采用预弯曲动力钻具组合,优化钻井参数,试验应用垂直钻井技术和气体钻井技术,研制应用高性能水基钻井液,并优化井眼轨迹控制措施,形成了川南海相深层页岩气高效开发的钻井关键技术。该技术在川南地区27口海相深层页岩气井进行了应用,钻井周期缩短了46.0%,优质储层钻遇率达到93.17%。研究结果表明,川南海相深层页岩气钻井关键技术能解决深层页岩气井钻井过程中存在的技术难题,可为国内外类似页岩气的开发提供借鉴。