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。     

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。     

页岩气藏水平井拟稳态产能研究及影响因素分析

页岩气是赋存于富有基质泥页岩及夹层中,以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气。页岩气储量巨大,开发前景被业内广为看好,但其低孔低渗特性使得开发难度高于常规气藏。水平井分段压裂技术开发页岩气已成为世界趋势,但由于页岩气在页岩基质和人工裂缝中呈赋存状态,且独有的渗流特性,压裂在储层内部形成的复杂裂缝网络,使其产能分析较为复杂。以常规压裂机理为基础,利用水平井特定生产指数,考虑页岩气朗格缪尔解吸附作用,建立水平井体积压裂拟稳态产能模型,完整推导了拟稳态流下页岩水平井裂缝产能公式,并对影响产能的因素作出具体分析。对于我国页岩气开发中的适应性问题及页岩压裂特点的裂缝扩展和产能预测具有重要的理论指导意义。     

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。     

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。     

页岩支撑裂缝长期导流能力测试方法及测试装置改造

常规砂岩储层加砂压裂后油气渗流通道主要依赖于支撑裂缝,而页岩气储层由于其典型的脆性特征,通过大规模体积压裂后会形成复杂的裂缝网络,页岩气渗流能力主要取决于支撑剂充填层裂缝和储层剪切滑移形成的自支撑裂缝,因此,室内页岩储层导流能力的测试应包括支撑剂充填层和自支撑裂缝的导流能力两部分。目前国内对于页岩支撑导流能力的测试方法大多还是借鉴常规支撑剂充填层导流能力测试方法,无论测试方法还是测试装备都有一定的不适应性,大部分国产支撑导流仪的闭合压力加载系统、流量控制系统不能满足页岩储层长期导流能力测试要求。文章提出了页岩支撑裂缝导流能力测试方法及支撑导流仪改进目标、改进方法、改进措施,为页岩气储层室内导流能力的实施提供了技术支撑,为页岩储层体积压裂支撑剂优选及压裂效果评价提供了保障。     

基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术

针对松辽盆地北部青山口组基质型页岩油储层压裂改造的难点,结合基质型页岩油储层地质特征,文中采用前置液态CO2增能技术降低破裂压力,增加裂缝的复杂程度,优选出低伤害压裂液体系,以减小对储层的伤害;在大排量、大规模体积压裂的同时,采用多尺度多缝多粒径支撑剂组合加砂工艺、高砂比伴注纤维加砂工艺及混合压裂液变黏度多级交替注入工艺提高裂缝导流能力,形成了一套适用于松辽盆地的基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术。研究表明,该技术增加了压裂后返排率,降低了储层伤害,形成了复杂缝网体系及高导流裂缝,提高了产量,在松辽盆地北部现场应用4口井,压裂后均获得工业油流。研究成果对基质型页岩油储层压裂改造提供了技术借鉴。     

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。     

页岩气体积压裂水平井非稳态产能评价模型

页岩基质渗透率极低,天然裂缝发育,是一种典型的双重介质。气体在页岩纳米级孔隙中同时存在吸附解吸、扩散和渗流等多种流动机理,同时,天然裂缝渗透率会随地层压力的降低而降低。以平板双重介质模型为基础,综合气体在页岩纳米级基质孔隙中的吸附解吸、扩散和渗流机理,考虑天然裂缝的应力敏感效应,建立了一个页岩气体积压裂水平井非稳态产能评价模型,采用摄动法和Laplace变换,求取了模型的解析解,绘制了典型生产曲线。结果表明,吸附解吸和扩散作用分别影响早期产能和中后期产能,而天然裂缝的应力敏感性影响所有流动阶段的产能。     

页岩气藏SRV区域气体扩散与渗流耦合模型

页岩气藏有效开发的前提是储层大规模整体压裂形成有效流动的复杂缝网系统,即所谓的SRV区域,而准确描述该区域气体的流动规律是页岩气井产能评价与开发动态预测的基础。SRV区域由各种大小不同的基岩块与裂缝网络组成,二者的流动规律完全不同,基岩以扩散为主,裂缝以渗流为主。根据页岩储层基岩和裂缝的孔隙度、渗透率参数与吸附、扩散及渗流特征,分别建立二者的物质平衡方程,推导SRV区域基岩与裂缝中气体扩散与渗流的连续性方程;根据体积一致性的原理,为了方便计算,将体积压裂后的立方体基岩块简化为球体,结合球体截面拟稳态流动特征假设,运用Fick扩散定律和基质与裂缝中气体的密度函数推导出了气体的窜流方程,连续性方程与窜流方程的有机耦合可以有效描述SRV区域气体复杂的输运规律。研究结果表明,基岩扩散能力和体积压裂形成的基岩块大小(即压裂规模),共同决定着页岩气井的产能大小及稳产时间。实例计算结果表明,四川盆地长宁—威远地区A井区基岩扩散能力弱,约为10~(-5) cm~2/s,基岩块体积较大,等效球体半径约6.2 m,降低了气体由基岩向裂缝的窜流能力,因而大大影响了该气井的产能。结论认为,增加体积压裂规模、提高SRV区域内缝网密度是页岩气藏高效开发的重要手段。     

深层页岩缝网压裂关键力学理论研究进展

随着埋藏深度的增加,构造复杂程度、地层温度和压力增加,地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都有不同程度的增大,水平井分段多簇压裂技术在深层页岩气勘探开发中遭遇重大挑战,面临着以下亟待解决的问题:①深层高应力下页岩脆性与可压性评价;②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展;③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置;④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑;⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑,基于页岩脆性与可压性评价、多裂缝网络竞争起裂扩展、裂缝网络中支撑剂输送、高应力下裂缝网络的支撑和水岩作用机理等深层页岩压裂关键力学理论,系统分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势,进而指出了深层页岩气储层压裂关键力学理论的发展方向:①高温高应力下流固耦合的页岩脆性模型和可压裂性评价模型;②高温高应力水岩作用下页岩的本构方程和各向异性页岩破裂压力预测模型;③支撑剂输送下的三维裂缝网络扩展模拟;④裂缝网络中支撑剂转向输送机制和粗糙弯曲裂缝网络中支撑剂输送模拟;⑤缝网中各级裂缝导流能力综合优化;⑥页岩软化机制和水化微裂缝起裂扩展机理。结论认为,该研究成果对于推动和促进深层页岩气储层相关压裂理论的发展和压裂技术的进步具有借鉴和参考作用。     

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。     

水对含微裂缝页岩渗流能力的影响

页岩储层经水力压裂后,发育不同尺度的裂缝,返排液滞留在储层与裂缝中,改变了页岩储层的含水饱和度,从而影响了页岩气的流动。为研究微裂缝条件下水对页岩储层渗流能力的影响,选取四川盆地下志留统龙马溪组储层黑色页岩,经巴西劈裂造缝处理后开展岩心实验,并结合扫描电镜实验方法以及渗流力学理论对含水条件下页岩储层渗流能力的影响因素进行分析,结果表明:黏土矿物含量以及缝网发育程度决定了页岩储层渗流能力;黏土矿物含量越多,储层渗流能力下降越大;主裂缝的开度及缝网形态控制着水在裂缝系统中的作用范围。通过拟合实验数据建立渗流能力下降幅度与面积密度方程,并对微裂缝条件下水对页岩渗流能力的影响情况做出细致分析。     

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。     

离散裂缝网络模型在体积压裂裂缝网络模拟上的应用

致密油藏储层渗透率低,地层基质向裂缝渗流受到限制,采用体积压裂"打碎"储集层,形成复杂缝网,能够实现裂缝与油藏的最大接触。由于体积压裂形成体积压裂改造区(SRV区),常规双翼对称裂缝模型不再适用,新型缝网模型亟待研究。综合测井解释、岩石力学、微地震数据,在测试压裂分析的基础上,通过净压力拟合、缝网拟合,对比了离散裂缝网络(DFN)模型和裂缝簇两种模型,其中DFN模型拟合程度较高,证明DFN模型适合体积压裂裂缝网络模拟。     

低渗透油藏长缝压裂直井稳态产能预测模型

低渗透油藏长缝压裂直井已在现场获得广泛应用,但目前仍缺乏适用于其工程应用的快速、准确的产能预测模型。为此,根据低渗透油藏长缝压裂直井周围地层渗流情况,运用保角变换原理与双线性渗流理论,建立了低渗透油藏压裂裂缝无限与有限2种导流能力下、考虑启动压力梯度长缝压裂直井稳态产能预测模型,通过与现场实例对比验证了模型的准确性,并利用该产能预测模型计算绘制了油井IPR曲线,分析了裂缝参数对长缝压裂油井产能的影响。结果表明:新建产能预测模型与现场实例基本相符,误差均小于9%,说明模型的准确性较高;长缝压裂直井压裂缝长对产能的影响程度大于裂缝导流能力对产能的影响;当压裂缝长一定时,长缝压裂直井裂缝存在最佳导流能力。     

基于页岩油水两相渗流特性的油井产能模拟研究

页岩孔隙结构及固液相互作用复杂，其微观渗流特性加大了页岩油产能预测的难度。为准确评价体积压裂后多尺度孔隙结构发育的页岩油藏产能，基于页岩储层油水两相相渗计算方法和嵌入式离散裂缝模型，考虑页岩真实孔隙结构作用下的微观油水两相渗流特性，形成了考虑页岩体积压裂页岩油藏产能的数值模拟方法。基于页岩储层孔径分布计算油水相渗曲线，结合页岩油藏压裂/生产流程，开展了页岩油藏压裂液空间分布以及油井产能评价模拟分析。结果表明，不同孔径分布下的页岩油水两相相渗曲线存在差异，压裂液主要分布在压裂裂缝、与其相连的天然裂缝以及其周边基质中，在闷井过程中裂缝内压裂液逐渐渗吸进入基质并置换基质中原油，经体积压裂可实现改造区域的整体动用。研究结果可以从微观油水两相渗流特性与宏观产能评价角度为页岩油藏高效开发提供技术支撑。     

裂缝宽度对页岩气开发的影响研究

长水平井体积压裂作为页岩气藏开发的主要技术手段,裂缝网络的有效性影响着开发效果。文中基于离散裂缝模型(DFM),综合考虑页岩气藏多尺度渗流机理,利用有限元分析方法进行数值求解,通过典型模型研究裂缝宽度对近井地带压力分布和生产井动态响应特征的影响。结果表明:对于特定页岩气藏,压裂裂缝宽度和天然裂缝宽度只有满足一定条件才能高效开发,当压裂裂缝超过一定限度时,由于裂缝的高导流能力使得压力波迅速传播到边界,不利于赋存在微纳尺度孔隙中页岩气的渗流,从而降低了页岩气的开发效果;在控制压力波传播到边界时间的同时,适当改善天然裂缝宽度,可以有效增加基质-裂缝接触面积,提高页岩气产量。针对不同页岩气藏天然裂缝实际发育状况和地质特征,利用数值模拟结果可以指导压裂施工,实现页岩气藏的高效开发。     

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。