页岩气压裂水平井开发效果的数值模拟

页岩气藏低孔、特低渗、吸附气含量比例高、人工压裂裂缝网络复杂等诸多不同于常规气藏的特点,使页岩气藏压裂水平井与常规气藏在渗流机制及产能动态分析方法上存在很大差异。数值模拟作为产能动态分析方法之一,可以有效地模拟页岩气藏独特的属性参数及复杂的渗流特征。综合考虑页岩气吸附解吸、扩散及渗流,应用油藏数值模拟方法,建立了页岩气双重介质压裂水平井模型,分析了吸附气、天然裂缝、人工裂缝参数等对页岩气井动用范围、动用形状及生产动态的影响。结果表明,页岩气藏水力压裂裂缝和天然裂缝复杂的裂缝网络系统对页岩气井的动用形状有着重要影响,人工裂缝展布形态、人工裂缝参数(裂缝半长和导流能力)对页岩气藏的开发效果具有较大影响。     

涪陵焦石坝区块页岩气井动态合理配产技术

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井的渗流特征、产量递减特征和生产特征呈现分阶段变化和分区差异性,目前没有适用该类页岩气井的配产方法。借鉴国外页岩气生产经验,根据页岩储层应力敏感试验结果和实际生产情况,确定采用定产控压的生产方式。在此基础上,借鉴常规气藏配产方法,根据该区块页岩气井实际生产特征,选用采气指示曲线法和不稳定产量分析法确定不同产能页岩气井的合理配产系数。引进页岩气井分区、分阶段动态合理配产的理念,结合分区不同产能区间页岩气井产能的递减规律,按照页岩气井当前累计产气量对应产能的合理配产系数调整配产。按照此方法对涪陵焦石坝区块页岩气井的配产进行了调整,调整后既满足了该区块页岩气井稳产3年左右的需要,又使页岩气藏获得了较高的采收率和较好的经济效益。      

部分压开页岩气井产能递减分析

水力压裂技术已广泛应用于增加页岩气井的产量,由于实际页岩储层厚度普遍较大,以现有的压裂技术难以完全压开储层。因此,针对页岩气解吸、扩散和渗流特征,建立了部分压开页岩气井产能模型,分别运用Laplace变换、Fourier变换和Duhamel原理,并通过Stehfest数值反演求解产能模型,绘制了部分压开页岩气井产能递减曲线,并分析了压开程度、解吸系数、无因次储容系数、无因次解吸时间、裂缝中心位置对产能递减曲线的影响。研究表明:页岩气井的产量随着压开程度增加而增大;吸附气解吸量随着解吸系数的增大而增大,由于吸附气的解吸,气井产量递减越慢;无因次解吸时间越小,页岩气解吸发生得越早;裂缝中心越靠近储层中心,部分压开页岩气井产量递减越慢。因此,对页岩气井实施压裂时,应该尽量增大储层的压开程度并且尽量使压开裂缝中心靠近储层的中心位置。     

页岩气无限导流压裂井压力动态分析

我国页岩气可采资源量巨大,但页岩气藏大多数井的自然产能很低或无自然产能,开发过程中要实施储层压裂改造才具备生产能力。为此,在常规气藏压裂研究的基础上,针对页岩气产出过程中的降压、解析、扩散、渗流等特点,从页岩气渗流机理入手,以点源函数方法为基础,应用菲克拟稳态扩散模型,研究了页岩气在基质和裂缝中的单相流动,建立了页岩气藏无限导流压裂井评价模型,讨论了吸附系数、裂缝储容系数和窜流系数等参数对压力动态的影响,分析了页岩气藏压裂井动态特征及部分参数估计方法,解决了无法确定页岩气藏动态参数的难题,首次绘制了页岩气藏压裂井典型曲线。研究成果可为页岩气藏的合理高效开发提供技术支持。     

页岩气藏三孔双渗模型的渗流机理

为了掌握页岩气储层气体复杂流动的规律,从而高效开发页岩气藏,对页岩气渗流机理进行了研究。借鉴适用于非常规煤层气藏双重孔隙介质模型和考虑溶洞情况的三重孔隙介质模型,基于页岩气储层特征和成藏机理,提出了页岩气藏三孔双渗介质模型;研究了页岩气解析扩散渗流规律,提出考虑储层流体重力和毛细管力影响的渗流微分方程;并利用数值模拟软件对页岩气产能进行了预测。结果表明：基质渗透率和裂缝导流能力是页岩气开采的主控因素,只有对储层进行大规模压裂改造,形成连通性较强的裂缝网络后才能获得理想的页岩气产量和采收率。     

页岩气藏水平井分段压裂渗流特征数值模拟

页岩气藏具有独特的存储和低渗透特征,其开采技术也有别于常规气藏的开采技术,水平井完井技术和分段压裂技术是成功开发页岩气藏的两大关键技术。水平井完井和分段压裂后形成的复杂裂缝网络体系以及吸附气的解吸作用等因素,都给页岩气井的渗流机理研究带来极大挑战。研究表明,利用数值模拟软件来模拟页岩气井的裂缝网络系统,不仅能模拟页岩气的渗流机理,也能为编制页岩气藏开发方案提供可靠的理论依据。因此以Eclipse2010.1数值模拟软件为研究平台,建立了３种考虑吸附气解吸的页岩气分段压裂水平井数值模型,能够模拟页岩气藏水平井的生产动态,对体积压裂后形成的裂缝参数进行优化模拟。结论认为：只有通过增加水平井的数量和储层改造体积（SRV）、选取异常高压区钻井和压裂出具有充分导流能力的裂缝,才能有效提高页岩气藏的采收率,实现页岩气藏的有效开发。     

页岩气水平井重复压裂产能数值模拟

产能模拟是页岩气水平井重复压裂优化设计的重要环节。对于页岩气水平井而言,初次压裂形成的复杂网络以及随生产进行而被扰动的储层应力场和压力场使得重复压裂产能模拟更加困难。根据页岩储层压后多重孔隙介质特征,考虑页岩气在开采过程中"有机质干酪根—无机质纳米孔隙—天然裂缝"的多尺度空间流动行为以及储层参数和水力裂缝导流能力随生产的动态变化,建立页岩气水平井重复压裂产能预测的数学模型。基于矿场生产数据的历史拟合验证该模型的可靠性,探讨气井初次压裂后有效应力和水力裂缝渗透率变化规律,为重复压裂时间节点优化提供参考。重复压裂模拟结果表明,重复压裂通过增加原有水力裂缝的导流能力,再次为页岩气的流动提供快速通道,提高页岩储层吸附气的采出程度。     

页岩气储层类型和特征研究——以四川盆地及其周缘下古生界为例

通过对四川盆地及其周缘下寒武统和上奥陶统—下志留统41块黑色页岩的野外观察、显微薄片、扫描电镜及X衍射等实验分析,对页岩储层特征、裂缝特征和孔隙特征等进行了研究。认为页岩气藏的储集类型主要有裂缝和孔隙2类。根据页岩气藏特征、裂缝对页岩气成藏的控制作用及裂缝的性质,按裂缝的发育规模分为巨型裂缝、大型裂缝、中型裂缝、小型裂缝和微型裂缝等5类;按孔隙类型将孔隙分为有机质(沥青)孔和/或干酪根网络、矿物质孔(矿物比表面、晶内孔、晶间孔、溶蚀孔和杂基孔隙等)以及有机质和各种矿物之间的孔隙。不同的裂缝类型、裂缝规模、孔隙类型和孔隙大小对页岩储能、产能的贡献不同,作用也不同。孔隙是页岩气藏中气体的储存空间,很大程度上决定着其储能,而裂缝是页岩气藏中气体渗流的主要通道,决定着其产能,由于页岩基质的低孔低渗性,裂缝的发育规模决定着页岩气藏的品质。      

页岩气藏体积压裂水平井渗流模型

实现页岩气藏有效开发的关键在于页岩储层渗流机理的研究和产能模型的建立,但页岩气藏孔渗结构具有强烈的多尺度性,渗流机理复杂;纳米级孔隙存在克努森扩散,解吸介质变形等情形。同时,在增产改造过程中形成的复杂裂缝网络形态也对页岩气多尺度流动特征及页岩气产能造成不同程度的影响。建立了页岩气藏体积压裂后,水力裂缝与天然裂缝耦合条件下的产能预测模型,综合考虑吸附、解吸、扩散、裂缝网络等非线性流动效应的作用,并分别运用有限差分、嵌套性有限差分方法及牛顿拉普森迭代法进行求解。最后,结合我国某页岩区块实际井对体积压裂后产能进行影响因素分析。该模型对页岩气藏水平井压裂设计、压裂参数优化以及产能评价研究都具有一定的指导意义。     

页岩气的主要成藏要素与气储改造

含气页岩通常既可以作为烃源岩,又可以作为储层和盖层。页岩作为烃源岩,页岩气的产量与其总有机碳含量（TOC）、有机质的成熟度（Ro）、有效厚度密切相关;页岩作为储层,它有着低的孔隙度和渗透率,这也是它能作为盖层的原因。在页岩气藏中,气体主要是以吸附方式吸附在有机质和黏土颗粒的表面,或者以游离方式聚集在裂缝和孔隙中的。通过研究煤层气解吸机理,研究了页岩气的解吸机理及页岩中裂缝的检测方法。分析四川盆地烃源岩的地球化学特征、展布特征等,并探讨了四川盆地页岩气藏的分布。     

页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量模拟

现有页岩储层压裂水平井产能预测模型均采用与实际不符的平面裂缝假设,压后产能预测不准确。针对页岩储层压裂裂缝非对称非平面的实际复杂形态,基于流体扩散理论和压降叠加原理,建立了气藏渗流和裂缝渗流模型,采用空间离散建立了产量计算模型,通过数值分析方法求解,对页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量进行了模拟。结果表明：真实非平面复杂裂缝产量远高于理想平面裂缝产量;天然裂缝对非平面裂缝形态和产量具有重要影响;三簇同时延伸形成的裂缝,中间缝产量比外侧缝产量低,产量差距在生产初期较大,随着时间增加,差距减小。外侧裂缝对导流能力比中间缝敏感;随着裂缝导流能力的增加,产量增加,但并非线性关系,增加的幅度逐渐减小。     

页岩气储层蠕变特性及其对页岩气开发的影响

页岩气储层渗透率极低,必须经过压裂改造才能形成有效产能,大量狭小自支撑裂缝在天然气解吸及流动中具有重要作用。页岩气储层生产周期长,人工裂缝导流能力对裂缝变形极其敏感。研究结果表明,页岩气储层具有一定的蠕变特性,并随着粘土含量的增加而增强。压裂改造后,储层会产生大量裂缝,裂缝闭合蠕变是蠕变形变的主要形式。裂缝的存在会使储层蠕变速率大幅度提高,并对裂缝导流能力产生不可忽视的影响。裂缝闭合蠕变速率与裂缝界面之间、裂缝界面与支撑剂间的相互作用有关,并与基质蠕变速率成正比。压裂改造形成的裂缝网络越发育、单裂缝宽度越小,蠕变对裂缝导流能力的影响越大。在页岩气数值模拟中,考虑裂缝闭合蠕变的累积产量与未考虑裂缝闭合蠕变的累积产量相差较大。同时,在地应力计算、储层可改造性、支撑剂和施工参数优选以及生产方式的选择等方面也应考虑蠕变的影响,保持流体压力有利于减小蠕变形变,维持裂缝导流能力,提高气井产能和采收率。     

页岩气开采中储集层压力变化规律

页岩储集层一般微裂缝发育,孔隙结构复杂。为了研究页岩天然裂缝和压裂裂缝对页岩气开采过程中储集层压力的影响,观察储集层压力动态特征,综合考虑页岩气藏的多尺度效应,基于双重介质-离散裂缝模型建立页岩气渗流数学模型,利用有限元分析方法进行数值求解。结果表明：页岩气开发时,储集层压力主要受到裂缝数量、开度以及连通状况影响,页岩气开采初期,裂缝中游离气的渗流起主导作用,储集层压力下降明显;开采中期和后期,页岩储集层中吸附气解吸,在渗流中起主要作用,储集层压力下降变缓。     

基于改进三线性流模型的多级压裂页岩气井产能影响因素分析

页岩气多级压裂形成的复杂裂缝网络会改变其原有的气体渗流模式,形成多个独有的流动阶段。因此,常规的产能模型不能有效模拟其压力、流量变化规律。为了增加页岩气产能模拟精度和对压裂施工优化做出指导,在耦合三线性渗流和球形双重介质渗流模型的基础上,考虑解吸和滑脱等机理,建立了改进的三线性流产能预测模型,并进行了解析求解和数值反演。计算结果表明,页岩气的解吸对提高单井产能,延长稳产期具有重要意义;储层中的微裂缝能够通过控制气体在基质与人工裂缝之间的窜流最终影响页岩气井产能;人工裂缝导流能力对页岩气井产能的影响覆盖了整个生产周期的中前段,然而随着人工裂缝导流能力的增加,产能的增长幅度变缓,证明了页岩气藏不需追求高导流能力裂缝的理论,缝间距主要影响线性流时间的长短;汇聚效应在投产初期对产能具有不可忽视的影响。研究结果对于深化页岩气井生产动态认识和提高页岩气藏开发效率具有重要意义。     

页岩气藏流动机理与产能影响因素分析

为研究气体在页岩储层中的流动机理并分析影响页岩气藏产能的控制因素,基于广泛的文献调研,描述了页岩气在页岩储层中流动主要经历的3个过程：解吸附、扩散和渗流,分析了其影响因素和适用条件。在此基础上,利用数值模拟方法分析了吸附气含量、Langmuir体积、Langmuir压力、扩散系数、基质渗透率、微裂缝渗透率和压裂诱导裂缝导流能力等因素对页岩气水平井产能的影响情况。结果表明：①天然气地质储量保持不变时,随吸附气含量增高,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,地层平均压力下降速度加快;②相同吸附气浓度条件下,随Langmuir体积和Langmuir压力的增加,水平井日产气量和相同开发时间累积产气量逐渐降低,初期产量递减速度加快;③气体扩散系数对产能影响较小;④基质渗透率介于1.0×10^-9～1.0×10^-6 mD时,基质渗透率是控制水平井产能的主要因素,随基质渗透率增加,日产气量和累积产气量迅速增加;⑤基质渗透率大于1.0×10^-6 mD 时,基质渗透率和微裂缝渗透率均是控制水平井产能的主要因素,日产气量和累积产气量随基质渗透率和微裂缝渗透率的增加而增加;⑥随压裂诱导裂缝导流能力增加,水平井累积产气量逐渐增加,累积产气量增幅逐渐减小,压裂诱导裂缝存在着最优导流能力。     

氧化爆裂提高页岩气采收率的前景

水平井分段压裂技术利用水力作用打碎页岩,形成缝网,以提高页岩气井的产量,但压裂液滞留造成的水相圈闭会影响改造效果。为此,考虑页岩中有机质、黄铁矿等组分易氧化的特征,基于"矛盾转化,变害为利"的思路,探讨了将压裂液滞留这一不利因素转化为改变气体赋存状态、激发页岩破裂的有利条件的方法,并分析了该方法在解决页岩气层水力压裂液滞留量大、损害潜力大、气井产量递减快、页岩气采收率低等问题中的应用前景。页岩有机质、黄铁矿氧化后会产生大量溶蚀孔缝,提升基块孔喉向裂缝系统的供气能力,同时氧化过程释放热量、增加孔隙压力可使岩石爆裂,诱发页岩微裂缝扩展、延伸,增加泄流面积、缩短基块内气体传输路径,从而达到解除损害、提高采收率的目的。该方法在现有水力压裂液中加入氧化流体,不仅可以利用现有水力压裂技术的水力作用"打碎"页岩,而且还可以利用氧化化学作用"爆裂页岩"。结论认为,该方法可以对页岩气藏传统的水力压裂方法形成有益的补充,在实现降本增效、页岩气井高产稳产与提高页岩气采收率方面具有广阔的应用前景。     

页岩气成藏特征研究

文章主要从页岩气成藏机理、成藏条件、储集条件和富集规律、盖层及保存条件论述页岩气成藏特征。页岩气藏具有典型煤层气、典型根缘气和典型常规圈闭气成藏的多重机理意义,在表现特征上具有典型的过渡意义;页岩气成藏受多种因素综合影响,包括沉积环境、总有机碳含量、干酪根类型和热演化程度等。页岩的埋深和厚度、孔隙度和渗透率、裂缝是页岩...     

页岩气工业建产区选区地质评价指标及其下限标准

蜀南地区作为我国页岩气商业开发示范区,勘探开发前景良好。为了解决页岩气单井产能差异大、部分产井低能低效的问题,从X区块实际产气效果出发,结合页岩测井解释数据、X?射线衍射、岩石有机碳分析和储层物性等资料,对页岩气产能的影响因素进行分析,确定页岩气工业建产区地质选区评价指标;根据研究区目前开采深度,以8.0×10⁴ m³/d作为页岩气工业油气流下限,探究相应地质评价指标的下限标准。研究表明：①优质储层钻遇率、TOC、有效孔隙度、脆性指数对页岩气产能的影响作用比较显著,可以作为页岩气工业建产区选区地质评价的关键指标;②页岩气产能与页岩总含气量没有十分必然的联系,而与游离气含量及游离气占比呈现十分明显的正相关关系,因此页岩游离气含量和占比可作为页岩工业建产区的选区评价指标;③相比于BI_mer和BRMC4指数,BI_bm指数能够更好地指示页岩脆性;④要达到工业油气流下限标准,建议优质储层钻遇率至少要达到65%、TOC含量要达到3.3%、孔隙度要达到3.5%、含气量要达到3.0 m³/t,其中游离气占比要达到60%以上,即游离气含量要达到2.0 m³/t、BI_bm指数要达到0.5。     

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。