基于有限体积方法的页岩气多段压裂水平井数值模拟

为了实现页岩气在多尺度介质中的流动模拟,考虑页岩气在基质—天然微裂缝和人工大尺度压裂缝中的流动特征,建立页岩气多段压裂水平井不稳定渗流数学模型,针对模拟区域采用非结构四面体网格进行网格剖分,基于有限体积方法离散建立页岩气三维渗流数值模型,然后通过顺序求解的方法进行求解,进而模拟页岩气多段压裂水平井的生产动态和储层压力分布变化,并对模拟结果进行分析。研究结果表明:(1)采用所建立的数值模拟计算方法与商业数值模拟软件Eclipse计算的多段压裂水平井产气量基本一致,证实该模型正确、可行;(2)分别采用顺序求解方法和全隐式求解方法计算得到的页岩气水平井产气量虽然在生产初期存在着差异,但随着计算的推进,二者迅速趋于一致,进一步验证了该模型的正确性;(3)尽管解吸气对地层压力具有补充作用,但作用有限,对产气量的影响不大,随着生产时间的延长,解吸气量在产气量中所占比例逐渐上升;(4)确定合理的压裂段数且获得较长的压裂缝长,是页岩气水平井增产改造的核心。结论认为,该研究成果有助于页岩气储层体积压裂的设计以及多段压裂水平井生产动态的预测。     

微裂缝发育储层分段压裂水平井裂缝参数预测

目前对微裂缝发育储层实施水平井分段压裂改造后的裂缝监测手段普遍存在监测精度低、成本高、现场实施难度大等缺点,亟需找到一种方便、快捷、现场适用的解释手段和方法。基于微裂缝发育储层多段压裂水平井三线性渗流规律,建立了多段压裂水平井渗流模型,进行Laplace变换,推导得到微裂缝发育储层多段压裂水平井不同特征流动段产量公式,并利用现场油井日常生产数据,分析产量变化曲线不同特征段的特点,求解得到了微裂缝发育储层多段压裂水平井裂缝参数（人工裂缝长度、人工裂缝导流能力和天然微裂缝区渗透率）。将模型计算得到的裂缝参数分别与3口水平井的现场微地震监测解释结果进行对比,验证了模型的正确性。研究结果表明：模型计算人工裂缝导流能力与真实值相对误差为1.9%,模型计算人工裂缝长度与微地震监测解释结果基本一致。该方法解释出的多段压裂水平井压后裂缝参数多、方便快捷、准确性高、局限性小,适合油田现场大规模推广应用,对微裂缝发育储层多段压裂压后效果评价、指导增产设计具有重要意义。     

体积压裂水平井不稳定试井解释研究

体积压裂水平井五区复合模型实用性强、计算速度快,但模型基于定产假设推导,只能计算定产量生产问题,而非常规油藏生产过程中很难保证定产量生产,生产制度往往较复杂。为此,基于叠加原理,将五区复合模型改进为可以计算包括变产量、变流压等任意复杂生产制度的情形,突破了以往五区复合模型定产条件的限制。在此基础上,建立了任意复杂生产制度体积压裂水平井试井解释方法,并对一口体积压裂实例井的不稳定试井资料进行了解释,得到了储层及压裂裂缝参数,说明该方法可以解释具有复杂生产制度的体积压裂水平井不稳定试井资料。研究结果可为非常规油藏体积压裂水平井不稳定试井资料解释提供一定的理论基础。     

基于连续拟稳定法的页岩气体积压裂水平井产量计算

水平井体积压裂是开发页岩气藏的关键技术。体积压裂后,未改造区域的流动为受微纳米孔隙介质控制的非线性渗流,而改造区域的流动则是由微米级裂缝网络控制的达西渗流。综合考虑页岩气藏体积压裂后的多尺度流动、页岩气解吸附、扩散等特点,建立了耦合未改造区域和改造区域流动的稳态产量计算模型;在此基础上,首次运用连续拟稳定法,考虑压力波不稳定扩散,结合物质平衡方程建立了页岩储层体积压裂水平井非稳态产量计算方法,并对页岩气体积压裂水平井非稳态产量的影响因素进行了分析。结果表明：基于连续拟稳定法建立的产量预测模型具有求解过程简单、计算速度快,与数值模拟结果吻合程度高的特点;页岩气的解吸效应主要影响生产中后期的产量;随着体积压裂区半径、压裂区渗透率、扩散系数、朗格缪尔体积的增大,页岩气井产能增大,且增加幅度逐渐减小;朗格缪尔压力对产量的影响较小。该方法为页岩气体积压裂水平井非稳态产量的计算提供了理论依据。     

页岩水平井重复压裂现地应力场计算方法

页岩水平井分段压裂改造后产能递减快、稳产期短,需要进行重复压裂以提高页岩气井的产量和最终可采资源量,而重复压裂的成功与否决定于选井选层工作和压裂优化设计,尤其是弄清重复压裂前现地应力场的分布情况以确保满足老缝张开与新缝起裂条件。为此,充分考虑构造运动、储层天然裂缝分布情况及层理关系,基于测井数据和施工压力数据,构建了原地应场计算模型;并依据等效主裂缝理论,采用加权平均法计算缝内净压力,在生产衰竭诱导基础上,通过线性叠加原理建立了页岩多段簇水平井重复压裂现地应力场计算方法。结果表明:①页岩水平井原地应力计算方法中,原地应力场水平应力构造系数由压裂施工数据反演得到,可真实反演原地应力场大小;②根据不同裂缝段簇和孔隙压力降低产生的诱导应力变化特征建立的诱导应力场计算方法,对实例井的计算结果和压后产量变化都显示长水平段多段簇压后裂缝诱导应力已使地应力场发生转向。结论认为:页岩水平井重复压裂现地应力场计算方法能够为现场重复压裂优化设计提供理论支持。     

致密油藏体积压裂水平井分区复合产能模型

水平井体积压裂是实现致密油藏有效开发的关键工程技术手段,对致密油藏体积压裂水平井产能的准确模拟计算为体积压裂参数优化设计和压后生产动态预测提供了参考。基于致密油藏体积压裂水平井生产过程中油藏的实际流动形态特征,将水平井划分三线性流区域,结合Warren-Root模型,考虑储集层启动压力梯度和天然裂缝的影响,建立了致密油藏体积压裂水平井分区复合产能模型。结合现场生产数据验证了模型可靠性,并对产能影响因素进行了分析。结果表明:压后总体产量受到延伸主裂缝的条数、半长和导流能力的影响;启动压力梯度及改造区的弹性储容比和窜流系数对压后中后期产量影响大;未改造区窜流系数和弹性储容比影响后期产量的递减速度。该研究对深化认识致密油藏体积压裂水平井流动规律,完善致密油藏体积压裂渗流理论,提升致密油体积压裂优化设计都具有重要理论意义和实际价值。     

基于返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法及应用

页岩气多段压裂水平井的缝网参数通常利用产气数据解释获得。虽然对产气数据进行解释能得到裂缝参数，但很难获得压裂有效体积。为快捷地获取页岩气井压裂有效体积，该研究建立了页岩气多段压裂水平井压裂液返排数学模型，并结合水相物质平衡方程和渗流方程，推导获得了页岩气井多段压裂水平井压裂有效体积表达式。通过分析模型解发现，在边界控制流阶段产量规整化压力与物质平衡时间双对数曲线为单位斜率直线，利用该阶段产量规整化压力及物质平衡时间数据，可以计算页岩气井压裂有效体积，从而形成了一套基于压裂液返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法。实例应用表明：(1)构建的页岩气多段压裂水平井压裂液返排模型能快速地计算页岩气井压裂有效体积，且计算结果可靠；(2)计算页岩气井压裂有效体积不能忽略试气期间的压裂液返排数据，否则计算结果偏小；(3)形成的页岩气井压裂有效体积计算方法还能识别邻井压裂干扰，并定量化表征邻井压裂干扰对页岩气井压裂有效体积的影响。该研究成果为油田现场估算页岩气井压裂有效体积提供了一种新的方法，同时也为油田现场识别邻井压裂干扰提供了新的思路和方法。     

低渗透致密气藏压裂水平井不稳定产能研究

产能评价技术是压裂水平井的关键技术,而对于低渗致密气藏压裂水平井,其渗流机理较为复杂,常规产能监测方法难以描述压裂水平井开发早期产量、压力递减情况,无法客观地预测气井的生产动态.为了对低渗致密气藏压裂水平井产能进行准确评价,从渗流机理出发,并通过将压裂水平井地层渗流数学模型、井筒流动模型、井口节流模型相结合,建立了压裂水平井产量预测模型,采用不稳定产能评价方法,利用生产数据,实现低渗致密气藏压裂水平井产能预测.实例应用表明,常规直井压裂模型计算结果与实际生产数据明显偏差较大,压裂水平井不稳定产能评价方法计算结果更为合理,该方法可用于低渗致密气藏压裂水平井产能评价及其它生产参数的计算.     

复合油藏压裂水平井复杂裂缝分布压力动态特征

压裂改造是提高油田产量、改善井筒附近储层物性的重要方法,但在实际多段压裂体积改造过程中,由于地层条件复杂,导致井筒附近形成了复杂的缝网体积,因此,加强对水平井体积压裂改造试井模型的研究十分必要。基于体积压裂水平井复杂裂缝分布的渗流特征,建立径向复合多段压裂水平井试井解释数学模型,耦合储层与裂缝模型解求得Laplace空间井底压力半解析解,应用Duhamel原理得到考虑井储和表皮影响的Laplace空间井底压力解,利用Stehfest数值反演求得实空间井底压力,并绘制实空间压力动态特征曲线。根据压力导数曲线特征划分流动阶段,通过模型验证证明了该方法的正确性,进而分析了裂缝不对称、裂缝夹角、裂缝分布方式、内区半径和流度比对特征曲线的影响。结果表明,裂缝不对称交错分布有助于增大裂缝控制面积,从而减少流体流入井筒的压力消耗,早期阶段对应的压力曲线也越低;内区半径越大,压裂改造效果越明显,对应压力曲线越靠下。该模型可为多段压裂水平井所形成的复杂裂缝试井资料解释和压裂方案设计提供理论依据。     

从闷井压力反演页岩油水平井压裂裂缝参数和地层压力

页岩油压裂水平井投产前普遍先闷井,为快速评价体积压裂效果,提出基于页岩油藏闷井压力数据的压后评估方法。通过闷井数值模拟,表征压裂水平井缝网改造区域的压力扩散与流体运移规律,并建立闭合后线性流计算模型和裂缝储集控制数学模型,形成反演裂缝参数与地层压力的计算方法。结果表明,压裂停泵后改造区域依次经历井筒末段裂缝控制、全井段裂缝控制以及储集层基质控制下的9个流动阶段,其压降导数在双对数坐标下为不同斜率的多个直线段;应用于吉木萨尔凹陷4口典型页岩油水平井,证明了闷井压力数据能用于裂缝参数和地层压力反演,也验证了提出方法的适用性,可供评价压裂作业效果和优化平台井距借鉴。     

基于改造模式的致密油藏体积压裂水平井动态分析

针对致密油藏水平井体积压裂存在不同缝网改造模式的特点,考虑具有基质-天然裂缝双重孔隙和基于离散裂缝模型的缝网改造系统流动特征,建立了致密油藏体积压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用Galerkin加权余量有限元方法对模型进行了数值求解,并与Zerzar解析模型对比验证了该算法的正确性,指出了双孔双渗与双孔单渗模型流动形态的差异,揭示了致密油藏体积压裂水平井不稳定压力及产能特征。研究结果表明:双孔双渗情况下水平井井底压降明显变缓,地层线性流不再出现,且压力较快传播至油藏边界;体积压裂水平井初期产量较高,但递减较快,不同改造模式下水平井中期渗流阶段压力及产量的差异明显,各压裂段无间隙无重叠的缝网改造模式对提高单井产量较为有利。     

有效改造体积压裂效果评价方法及应用

准确刻画压裂缝网改造体积以及厘清影响改造体积的主控因素,是非常规油气藏体积压裂有效实施的关键。然而,目前尚缺乏精确刻画缝网改造体积的方法,主控因素分析也过于简单,不能满足实际工程需求。针对该问题,提出了一种基于非结构化网格的复杂缝网有效改造体积刻画方法,该方法在精确刻画缝网系统的基础上,与实际生产动态紧密结合,采用随机森林算法分析影响改造体积的主控因素,评价方法更加客观,符合现场需求。现场应用结果表明:新方法所获得的改造体积与传统方式估计的改造体积相比更准确,平均相差16%;压裂缝网规模由多变量控制,影响改造体积的一级主控因素中,压裂施工参数影响占53.8%,地质及岩石力学参数影响占46.2%。该方法可为多段压裂水平井的优化设计及压裂后生产效果预测提供借鉴。     

一种页岩油藏多段压裂水平井试井分析方法

水平井多段压裂改造技术能够极大地提高页岩油藏的采收率,因此,建立可靠的方法对准确评价多段压裂水平井压裂参数具有重要意义。针对页岩油藏多段压裂水平井,根据实际试井测试资料压力差导数曲线形态,建立了一种同时考虑主裂缝和次裂缝网的体积压裂改造试井模型,分析了模型的井底压力差和压力差导数理论特征曲线。结果表明:多段压裂水平井井底压力差及其导数特征曲线主要由6个阶段组成:井筒储集效应阶段、表皮效应阶段、主裂缝和次裂缝网双线性流阶段、次裂缝网线性流阶段、压裂改造区窜流阶段和拟稳定流阶段。参数敏感性分析发现:次裂缝网体积比越大,压力差导数曲线下凹程度越小;裂缝半长越长,压力差导数曲线上双线性流阶段持续时间越长、线性流阶段持续时间越短,曲线后期拟稳态流阶段整体下降。基于此模型提出了一种页岩油藏多段压裂水平井的压裂评价试井分析方法,实例分析表明,该模型能够有效拟合实际试井测试资料,并利用实际生产动态的产量和压力耦合分析验证了分析结果的正确性。该方法可以被推广到其他页岩油藏压裂参数评价中。     

致密砂岩气井压裂井段甜点定量评价及优选方法

鄂尔多斯盆地杭锦旗区块致密砂岩气藏的高效开发和储量的有效动用主要依靠体积压裂水平井,但压后高、低产井的产能差异大,部分水平井产量贡献极低的无效压裂段占比37%。因此,亟需明确影响压裂选段改造效果的主控因素及其敏感性,构建水平井精准选段定量评价方法。故借助灰色关联度分析法明确了各评价因素对压裂效果的敏感性,并采用综合权重法和BP神经网络方法,建立了综合压裂甜点计算模型,进而利用该模型开展了21口水平井压裂“甜点”评价分析。应用结果表明：(1)区内影响水平井压裂效果的关键因素为地质参数,敏感性由强到弱分别为渗透率、平均全烃、含气饱和度和脆性指数;(2)相比于BP神经网络甜点计算模型和等权重甜点计算模型,综合压裂甜点计算模型得到的综合甜度与压后产能相关性最好,其相关度高达88.71%,而其他两种方法的相关度分别为73.35%和23.74%。结论认为：该综合甜点评价方法既具有理论方法的稳定性,又兼备了纯数学方法的针对性,可有效地指导致密气藏水平井的压裂选段。     

水平井分段压裂多段裂缝产能影响因素分析

国内外水平井应用情况表明,低渗透油藏的水平井,不经过压裂酸化改造很难达到工业开采价值,而水平井水平段分段压裂改造是提高水平井在低渗储层应用效果的技术瓶颈.水平井多段裂缝如何优化设置,将决定压裂工艺和工具的选择,最终关系到压后效果.以压后产量为目标函数.以数值模拟为技术手段,研究了影响水平井多段裂缝压后产量的8种因素,为下步水平井分段压裂多段裂缝优化研究提供了参考.     

致密油水平井油管填砂分段压裂技术研究与应用

现有的针对油水平井压裂改造的工艺中,带底封水力喷射分段压裂需更换管柱,容易发生卡钻等事故。水力泵送桥塞分段压裂工艺压后需钻磨桥塞。裸眼封隔器完井投球分段压裂一旦出现砂堵,处理难度较大。为满足致密油水平井体积压裂的需要,通过对每一段进行精确控制的填砂封隔,实现油水平井油管填砂分段压裂,避免常规水平井压后卡钻、钻磨等问题,提高了分段压裂改造成功率和施工效率,为致密油藏增产改造提供了一套新的技术方法。     

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。     

致密油水平井多级压裂后产能影响因素分析

水平井多级压裂是低渗透致密储层提高产能和解决储量动用难等问题的重要技术措施,广泛应用于油气田勘探开发等领域。如何优化设置水平井多段裂缝,将决定压裂工具和工艺的选择,最终影响到压裂效果。以矩形边界油藏内压裂水平井为对象,在不同压裂裂缝形态的基础上,建立描述油藏与裂缝关系的物理模型和数学模型,并对其进行差分求解、编程。应用该模型对X井压后产能进行预测,预测产能与本井实际产能相吻合,证实建立的数值模拟模型可行。应用数模方法对影响水平井压后产能的地质和工程因素进行分析,研究储层渗透率、压裂段数、井底流压、裂缝半长和簇间距等因素对压后产能的影响,优化了水平井压裂的裂缝形态参数,从而更好地指导水平井压裂设计的编制,提高压裂水平井的施工效果和成功率。     

致密油水平井重复压裂技术及现场试验

大庆致密油水平井体积压裂取得了较好效果,但是产量递减较快,部分水平井目前产量较低。为改善这种生产现状,开展了致密油水平井重复压裂现场试验。首先结合地质、工程及生产情况,通过聚类分析方法优选了P34-H6井为重复压裂目标井。利用油藏数值模拟技术评价井间剩余油分布特征,优化补压新缝,采用水平井双封单卡分段压裂工艺对新缝依次进行改造。现场完成压裂施工16段,井下微地震监测结果显示重复压裂后裂缝波及体积明显增大,重复压裂后初期日产液量27.7 t,日产油量7.7 t,取得了较好的增产效果。P34-H6井重复压裂的成功实施对于致密油藏水平井提高开发中后期效果具有重要意义。     

水平井多段压裂产能研究分析

水平井压裂现己成为低渗透油气藏开发的一项重要技术。水平井压裂施工前要求进行压后生产动态预测以指导压裂设计及优选评价设计方案,随着压裂水平井数量的逐年增加,如何成功地预测压裂水平井生产动态就成了一个有待深化研究的课题。利用数值模拟方法建立压裂水平井二维两相生产动态数值模拟模型,研制了比较合理的压裂水平井生产动态数值模拟软件,并通过计算分析,得到了一些能指导油田水平井压裂设计的原则及结论。