含水合物沉积物的渗透率实验研究

天然气水合物储层的渗透率是影响水合物开采时气、水运移的关键,也是水合物开采潜力评价、资源评价、开采工艺选择等需要了解的关键参数.目前,国内外学者对天然气水合物储层的渗透率进行了一定的研究并有了初步认识.但是,对于围压、轴向压力、水合物饱和度、赋存模式等对水合物沉积物渗透率的影响机制和机理还不清楚.本文在自主设计的水合物...     

天然气水合物储层渗透率研究进展

天然气水合物是清洁、高效、储量巨大的未来最具潜力资源之一,而储层的渗透率是影响水合物资源开采时产气效率的重要参数。目前,国内外对天然气水合物储层的渗透率进行了大量的研究并取得一定进展,本文从数值模拟、储层现场探井、实验研究等方面全面回溯,分析总结了孔隙度、饱和度、应力应变情况等对储层渗透率的影响,讨论目前储层渗透率研究存在人工合成水合物沉积物与自然储层存在差异,不同多孔介质形成的水合物沉积物应力敏感性不同,多相渗流研究不够充分,储层渗透率改造研究不足等问题,对未来的研究方向提出了展望。     

川西须五气藏完井方式适应性研究

随着勘探开发的不断深入,非常规天然气成为重要的接替资源。四川盆地非常规天然气资源量丰富,须五气藏为典型的砂泥岩互层致密非常规气藏,有效的完井方式是气藏实现提高单井产能、提高气藏可采程度的重要保障。国内外非常规气藏水平井主要采用多段压裂技术、降阻水压裂技术、同步压裂技术,开发效果显著;研究表明,基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝传导率、岩石压缩性、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度,对页岩气水平井产能影响较大,钻井过程中要对近井地带的基质渗透率、裂缝网络渗透率和自然裂缝孔隙度进行保护。川西须五气藏储层脆性矿物含量与美国其他页岩气相当,同时储层具有天然裂缝发育的特点,完井方式需要考虑储层改造工艺、最大程度上实现缝网压裂的目的;通过深入研究,优选出川西须五气藏完井方式,优选套管射孔完井方式,采用水平井+多段水力压裂和储层改造完井方法进行开发。     

天然气水合物降压开采中渗透率对低压传递的影响

用降压法开采天然气水合物时,储层渗透率对井中低压的传递有十分重要的影响。在内边界定压,外边界封闭的情况下,建立一维径向数学模型,模拟不同渗透率对井中低压传递的影响。分析表明:当储层的渗透率较高时,储层的渗透性和流体疏导性较好,井中低压可以有效地向储层深部传递;离开采井越近,储层压力下降速率也越快;开采后期,储层压力的最大值接近开采井处的压力。通过数值分析,提出一种增压降压成对压裂作业的方法。通过该方法能够增大储层渗透率,使天然气水合物分解产生的甲烷气体有效的流向开采井。     

垂直井压裂联合降压开采天然气水合物的产能数值模拟

为了探究高效的水合物开采工艺方法，建立压裂法联合降压开采水合物的基本物理模型和数学模型，应用2017年神狐海域试开采数据，验证并完善该模型计算结果的正确性。分析比较水合物储层在考虑压裂和不考虑压裂时，井中压力、水合物饱和度、分解过渡带的移动规律，研究开采井压力、裂缝长度、裂缝渗透率、裂缝孔隙度对水合物产气速率和累计产气的影响。结果显示：开采井压力越低，水合物分解速度越快，累计产气量越高；当开采井压力一定时，水合物的产气速率、累计产气量随着裂缝长度、裂缝渗透率和孔隙度的增加而增加。压裂联合降压可以提高水合物的开采效率，为今后水合物实现商业化开采提供参考。     

页岩气致密油气水平井分段压裂对环境的影响及发展趋势

页岩气和致密油气开发应用的水平井分段压裂技术,可沟通更多储层裂缝及微裂缝,提供更大的泄油面积和体积,从而大幅提高单井产量。当前分段压裂技术依托的压裂液主要为清水压裂液、氮气泡沫压裂液、交联压裂液等,其中使用最为广泛、对环境影响相对最小的是清水压裂液。清水压裂液中98%都是水,其余2%的成分是化学添加剂。清水压裂等水力压裂技术用水量大,对水源品质及水量要求极高,生态成本高。北美以清水压裂为基础的压裂液使用比例已经明显下降,常规压裂和混合压裂等低耗水压裂比例在上升。新压裂技术及压裂液类型将成为一个不可阻挡的发展趋势,纯气体压裂、液态气体压裂或超能气体压裂等更为清洁的压裂方式,势必成为研发应用的主要方向,包括LPG(液化石油气)压裂、纯氮气压裂、CO2压裂及超临界CO2压裂等。     

“CH4-CO2”置换法开采天然气水合物

天然气水合物作为一种储量巨大的清洁能源,其开采价值已引起越来越多的关注。当前天然气水合物开采技术仍不足以商业化应用,还需进一步的实验研究进行理论支撑。二氧化碳置换开采天然气水合物被认为是能同时实现天然气水合物开采与二氧化碳减排、封存的双赢技术,近年来得到了较广泛的研究。置换过程中,混合天然气水合物的热力学和结构性质是预测含水合物沉积物中的热流和水合物解离所需的热量以及评估水合物储层的CO₂储存能力的关键因素。本综述在调研国内外天然气水合物开采技术研究现状的基础上,围绕CO₂置换开采天然气水合物的热力学特性、微观机理与置换效率等,总结了各研究取得的成果,针对置换研究中存在的问题进行了分析,认为当前置换法开采天然气水合物最关键难点在于提高置换效率,而解决该问题的根本在于从热力学和动力学角度弄清楚置换反应的微观机理及控制性因素,明确置换机理,从而在未来的研究有的放矢。     

页岩气开发的环境问题

<正>页岩气开采用的是水力压裂技术,此技术用掺入化学物质的高压水灌入页岩层,然后进行液压碎裂,改善储层渗透率,释放天然气。压裂本身不会造成污染,也几乎不可能引发破坏性的地震,但因掺入了化学物质,如处理不当,会污染环境,通过一些回收处理措施,完全可避免。开采页岩气单口井用水量较大,一般需几万吨,但这是一次性用水量,之后二三十年开采不需再用水。页岩气全流程用水量比煤电、核电分别低60%和70%,也比常规石油低,甚至比地热能还要低。     

页岩气钻采技术综述

页岩气开采已成为全球资源开发的一个热点。页岩气储集层通常呈低孔、低渗透率,开采寿命长,生产周期长,采收率变化较大,且低于常规天然气采收率。不同于常规天然气的开采特点决定了页岩气开发具有其独特的方式。水平井技术对于扩大页岩气开发具有重大意义,水平井的成本一般是垂直井的1～1．5倍,而产量是垂直井的3倍左右。水平井技术结合geoVISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术可进行更高效、更合理的开采。压裂增产技术是页岩气开采的另一种方式。清水压裂技术用于产生更密集的裂缝网络,形成额外的渗透率,使气体能更容易流向井中,从而生产出大量地层天然气;多层压裂技术常常用于垂直堆叠的致密地层的增产：重复压裂技术用于在不同方向上诱导产生新的裂缝,从而增加裂缝网络,提高生产能力;还有最新的同步压裂技术。即同时对两口或两口以上的井进行压裂。这些压裂技术结合室内实验和测井技术,使得页岩气具有更大的发展潜力。     

天然气水合物开采的关键地质参数敏感性研究

采用TOUGH+HYDRATE数值模拟工具,探讨降压开采方案下天然气水合物藏（无下伏游离气水层）开采的地质参数。以单次单因子敏感性分析方法为基础,在统一变化幅度范围内研究某一储层参数（温度、压力、孔隙度、渗透率、水合物饱和度、地层厚度）的变化在60天短期与5年长期开采中对水合物开采结果的定性影响关系,并以变量敏感度为依据,定量计算储层地质参数对水合物开采评价指标的敏感度值。结果发现,在整个开采周期内,储层温度与分解气体量及产气量之间有较强的相关性;当水合物储层压力增大时,水合物分解气体体积随之减小,而在60天开采中,储层压力增大使得产气量增大,在5年开采中,储层压力的变化对产气量基本无影响,另外,储层压力与产水量之间呈线性增加的关系;水合物总分解气体量、总产气量与孔隙度之间呈负相关关系,但对产气量的变化影响相对较小;渗透率对水合物开采有明显的影响;水合物前期分解气体体积与产水量随水合物饱和度的增大而减小;在60天开采中,水合物厚度越大反而不利于水合物分解,但5年开采中,地层厚度增大,水合物分解量增大。另外,通过对地质参数敏感度计算发现,无论是以哪一开采指标作为水合物开采潜力的评价标准,水合物地层温度、地层压力以及绝对渗透率是三个至关重要的地质参数。     

压裂液冻胶在储层微裂缝中的滤失评价

压裂液冻胶作为高黏非反应性液体,一直广泛用于低渗透气藏水力压裂作业的造缝和携砂,对于孔隙型储层具有较好的降滤失性能。通过评价实验,考察了压裂液冻胶在低渗透气藏微裂缝储层中的降滤失性能。实验内容为:考察注液压差、压裂液黏度和微裂缝宽度对压裂液冻胶滤失速率的影响;在恒定微裂缝宽度和注液压差的条件下,通过考察压裂液冻胶滤失速率随时间的变化来评价压裂液冻胶在微裂缝中的造壁性能。实验结果表明:对于微裂缝发育的储层,压裂液冻胶有一定的降滤失性能;滤失速率变化与注液压差、微裂缝宽度成正比关系,与压裂液黏度成反比关系;随着实验时间的延长,压裂液滤失速率变化不大,压裂液冻胶在微裂缝壁面的造壁性能基本失效。建议:对于微裂缝宽度大于0.1mm的储层实施水力压裂作业时,在采用压裂液冻胶辅助降滤的同时,可使用粉砂、纤维等固相降滤剂实施综合降滤;在实施水力压裂作业前,建议通过小型测试压裂来判定地层微裂缝的发育特征。     

莫里青敏感性低渗透油藏压裂工艺技术

莫里青油田储层具有埋藏深、温度高、低孔低渗、水敏性强、岩石成熟度低的特征。为了提高压裂效果,主要从压裂过程中的储层保护和优化压裂设计两个方面进行研究。应用柴油和原油两套低伤害乳化压裂液体系、提高压裂液效率、合理的压后返排程序、优化射孔段、整体优化压裂设计等手段,获得理想的矿场施工效果,推动敏感性低渗透油藏压裂工艺技术的发展。     

新疆油田火山岩气藏体积压裂机理研究及应用

进行火山岩气藏压裂改造时,通常采用形成单一裂缝的增产改造技术,气井稳产时间较短.借鉴页岩气开发理念,深入研究火山岩气藏体积压裂机理.根据缝内压力传导的力学模型,研究不同液体体系对压力传导的影响,分析无滤饼压裂液体系对体积压裂的作用,优选出压裂液体系;建立不同角度天然裂缝开启的力学模型,确立体积形成的关键力学条件,并针对火山岩气藏压裂目的层的地应力结构进行实际分析.从储层矿物角度出发,研究对比火山岩储层的脆性系数;根据力学条件,结合压裂工艺过程,建立相关模型,优化研究体积压裂关键工艺参数,包括排量、压裂规模等;分析降阻水、线性胶、浓胶液三种不同黏度液体对裂缝网络的作用.在上述研究基础上,针对新疆油田DX1413井实际地质条件,分析该井进行体积压裂的有利条件,并进行压裂设计与改造施工,对施工曲线、施工过程、施工结果进行分析,得到了一些有益的结论,这些结论对火山岩气藏的开发有重要的启迪作用.     

Numerical simulation study on fracture propagation of zipper and synchronous fracturing in hydrogen energy development

Until now, hydraulic fracturing has played prominent role in increasing production of hydrogen energy such as natural gas, geothermal energy, natural gas hydrate. Hydrogen energy stimulation is realized by many methods. Such as multiple-clusters in staged fracturing, and fracture propagation guided by combined radial boreholes in different azimuths. In order to extend lateral stimulation area, the zipper fracturing is investigated continuously. However, the report on the zipper fracturing is limited to the post-frac productivity. In this study, model of simultaneous and zipper fracturing was established in ABAQUS to investigate the effect of six factors on the fracture propagation. The results showed that in simultaneous fracturing, the fracture network is formed spontaneously. With same brittleness of reservoir, fracture in zipper fracturing always propagates slightly longer than that in simultaneous fracturing. The results provide theoretically support for both fracturing modes, which helps design of well completion and fracturing operation parameters.     

定北区块复杂储层压裂工艺技术研究与应用

定北区块上古生界储层具有低孔、致密、高温、天然裂缝发育、基本无自然产能等复杂特征。勘探前期因地层参数缺乏．采用常规硼交联压裂液体系及常规压裂技术实施作业,压裂工艺的针对性不强,施工过程中极易出现砂堵现象。为此．开展了高温暂堵压裂液体系及测试压裂工艺技术应用研究,研制了有机锆交联高温暂堵压裂液体系,并选择定北7井2储层首先开展了小型压裂测试,获取了储层、压裂裂缝、压裂液等相关参数。根据测试压裂结果,对该储层进行压裂设计与施工：设计排量4．5m3／min．前置液比例37％,平均砂比24％,加砂量38m3,全程使用有机锆交联高温压裂液．前置液添加l％屏蔽暂堵剂。压裂施工结束后,对主压裂数据进行压力拟合,结果显示,研制的高温暂堵压裂液体系能满足区块高温、微裂缝发育储层的压裂造缝、携砂等施工需要,压裂改造达到了预期效果。     

国内页岩气开采技术进展

因页岩气开发具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长等优点,已成为当前能源研究的热点和突破口.自2009年以来,我国已在页岩气开发实验区钻井62口,其中24口井获得工业气流,这预示着国内页岩气资源开发全面铺开.页岩气储层与常规储层差异很大,必须采用先进技术,尤其是水平井钻井、完井及压裂技术,才能实现经济有效开发.介绍了国外页岩气开采技术以及国内近两年在页岩气钻井技术、钻井液技术、固井技术和压裂技术方面取得的经验,这些经验奠定了国内页岩气开发的技术基础.论述了页岩气开采面临的技术和环境问题,指出下一步页岩气技术发展方向.今后,需要结合国内页岩气藏特点,在借鉴国外新技术及国内经验基础上,通过工具研制、技术配套、方案优化,尽快完善适用于页岩气开发的水平井钻井技术;从流变性、封堵能力方面进一步完善油基钻井液体系,同时开展适用于页岩气水平井钻井的水基钻井液体系研究;针对页岩气水平井多采用油基钻井液的现状,进一步完善冲洗液、水泥浆体系及固井工艺技术.开发适合页岩气水平井多级压裂技术相关的井下工具、工作液和施工工艺,加强压裂裂缝动态监测,优化压裂设计.形成配套的钻井和压裂等作业过程中产生的废液、废水及废渣处理技术,重视贞岩气开采的环境污染评估,保证我国页岩气开发的健康发展.     

液体药高能气体-水力复合压裂技术的研究及应用

朝阳沟油田为提高低渗透储层的产能和采油强度,采用液体药高能气体-水力复合压裂技术对储层进行改造。对液体药的配方进行了优选,确定了合适的配比范围：氧化剂（NH4NO3）,50%～60%;燃烧剂（甘油）,10%～20%;水,25%～30%;敏化剂,5%。按此配方配制的液体药的火药力为0.74MJ/kg,燃烧条件为压力10MPa、温度300℃。介绍了液体药高能气体-水力复合压裂技术的现场施工工艺步骤和辅助设计参数。朝阳沟油田某区块南部的2口井现场试验结果表明,液体双基药柱爆炸对套管将不产生破坏性影响,加大水力压裂施工排量有利于扩展和延伸液体药在井内爆炸形成的径向裂缝,从而达到建立有效驱动体系,提高低渗透储层的产能和采油强度的目的。2口试验井增产效果显著,初期单井日增液2.2t/d,日增油2.2t/d,采油强度增加0.44t/（d·m）,累计增产原油4105.2t。