页岩气水平井增产改造体积评价模型及其应用

目前,已有的水力压裂储层增产改造体积(SRV)评价方法主要包括微地震监测法、倾斜仪测量法以及数学模型计算法,其中,直接测量方法都存在着成本高、可复制性差的不足,而理论模型计算SRV可以降低成本,提高计算的速度和结果的准确性、可靠性。为此,在分析目前SRV评价模型局限性的前提下,基于水平井分段分簇压裂裂缝扩展理论、岩石力学理论和渗流力学理论,考虑页岩气水平井分段分簇压裂裂缝扩展过程中流体扩散渗流场和裂缝诱导应力场同时改变对页岩体天然裂缝的触发破坏机制,针对页岩气储层水平井分段分簇缝网压裂建立了一套SRV数值评价模型(以下简称新模型),并据此对分簇裂缝延伸行为、水力裂缝诱导应力场变化、水力压裂储层压力场抬升以及天然裂缝破坏区域的扩展进行数值模拟与表征,计算储层改造总体积,并在涪陵国家级页岩气示范区X1-HF井对新模型进行了矿场应用验证。结果表明:(1)新模型的计算方法与页岩压裂过程储层SRV实际物理演化机制相一致,可实现对SRV更准确地计算和定量表征;(2)新模型模拟所得SRV与现场微地震监测结果较为吻合;(3)示范区内水平井分段压裂形成的SRV能够满足页岩气高效开发的要求,压裂增产效果明显。结论认为,新模型具有较高的准确性和可靠性,对于涪陵页岩气示范区后期页岩气缝网压裂优化设计、井间距调整和加密井部署设计等都具有重要的指导作用,值得大规模推广应用。     

页岩气藏体积压裂水平井产能有限元数值模拟

考虑到压裂过程中的多重复合作用,将压后页岩储层分为支撑主裂缝、缝网波及区与未压裂区。考虑基岩纳米孔隙中气体吸附与解吸、Knudsen扩散、滑脱流、黏性流,以及水压诱导裂缝应力敏感效应,建立了页岩气藏体积压裂生产动态模拟的物理模型和渗流数学模型。结合Galerkin有限元方法,对基质和裂缝渗流方程进行空间上的离散,推导了三角形单元有限元数值模型,给出了压裂水平井二维渗流场内、外边界条件和水力裂缝处理方法,对时间域采用向后差分,最后顺序求解裂缝和基质压力方程,模拟了页岩气藏体积压裂水平井生产动态和压力场分布。该研究为页岩气储层体积压裂产能评价提供了理论模型,对于有限元法模拟双重介质渗流场和产能预测具有现实意义。     

基于各向异性扩散方程的页岩气井改造体积计算模型

超低渗透率页岩储层需要通过分段多簇大规模体积压裂形成水力裂缝与天然裂缝相互交织的复杂裂缝网络实现气井产能最大化,且微地震反演裂缝证明,许多页岩储层可以形成裂缝网络。页岩气藏的矿场压裂实践表明,储层改造体积是影响页岩压后效果的重要参数。基于流体扩散方程和岩石破坏准则,建立了一种针对均质各向异性孔隙弹性介质的改造体积计算模型。基于实例井,运用解析模型对改造体积进行了计算。结合微地震监测结果与离散裂缝网络法,进行计算对比分析。结果表明,所提方法的计算误差小,可运用于页岩压裂矿场改造体积计算评价,对完善页岩改造和压后评价理论具有重要意义。     

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。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

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??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

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。     

页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议

页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。为此,在总结分析美国页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。实践表明:页岩气储层获得体积压裂后不仅初期产量高,而且更有利于长期稳产;在我国压裂增产改造将是开发页岩气最重要的技术手段。建议分海相、陆相两大类型开展体积压裂适应性、体积压裂优化设计技术与实施工艺技术、压后监测与评估技术等攻关研究。     

页岩储层吸水特征与返排能力

中国页岩气资源量巨大,但页岩储层渗透率极低,为了有效开发页岩气藏,通常采用体积压裂技术以增大渗流面积,但页岩储层压裂后普遍存在着压裂液返排率低的问题。针对该问题,全面分析了页岩的组分及其与水的力学作用机理;设计了页岩粉末膨胀和岩心吸水实验,分别研究了页岩对蒸馏水、地层水、压裂液A和压裂液B的吸水能力;同时运用缝网渗流能力等效原理,推导了页岩吸水强度的计算公式,概算了页岩气井体积压裂后的吸水百分比。研究结果表明：页岩受表面水化力、渗透水化力、氢键力及范德华力作用的水分子难以返排,而受重力和毛细管压力作用的水分子在一定条件下可以返排;压裂液能够有效抑制页岩的吸水能力,有助于压裂液的返排;通过改变压裂液组分提高压裂液返排率是可行的。该研究成果为认识页岩储层体积压裂液返排的内在机理以及压裂规模与返排率的关系,提供了较为翔实的理论依据。