页岩层理裂缝的阵列感应测井评价方法与应用

页岩气水平井层理裂缝发育程度是影响压裂效果和产能的关键因素之一。传统的层理裂缝评价方法在页岩气水平井中难以使用,基于阵列感应测井资料的页岩气水平井层理裂缝评价方法利用阵列感应计算压裂分段各段的阵列感应动态偏差标准差,根据标准差的大小评价层理裂缝的发育程度,评价结果显示阵列感应动态偏差标准差较大的井段,层理裂缝较发育,其实际加砂量也较高,可用于优化压裂分段,调整压裂方法,提高加砂量,提升储层孔缝沟通及渗透能力,提高页岩气井单井产能与采收率。     

压裂水平井非稳态产能分析与影响因素研究——以鄂尔多斯长庆致密油为例

为研究致密油储层改造参数对压裂水平井非稳态流动特征的影响,有效预测压裂水平井产能,基于复杂缝网特征,建立了缝网双重介质压裂水平井渗流数学模型,采用有限元法对模型进行数值求解.结合长庆油田Z183井区致密油资料,通过对比不同改造方式及不同储层改造体积模式的模型计算结果,分析压裂水平井非稳态产量特征,并采用信息量分析法对压裂水平井产能影响因素进行研究.研究发现,储层改造带宽与初期线性流动阶段持续时间和压裂水平井产能正相关,与产量下降时间负相关;各主要因素按影响的显著程度从小到大依次为:主裂缝半长、水平井段长度、主裂缝导流能力和裂缝条数;次要影响因素包括基质渗透率、孔隙度和裂缝簇数等.     

页岩气支撑剂缝內铺砂形态分析

支撑剂在页岩裂缝中的铺砂形态对裂缝的导流能力和增产效果具有重大影响,裂缝的导流能力越大,水力压裂的效果越好,有效期越长,压裂获得的收益就越大.通过对支撑剂在裂缝内运移沉降进行数值模拟,对影响支撑剂运移沉降的因素进行分析,形象模拟在页岩储层中不同加砂模式下缝内铺砂形态,对后期在页岩气储层中加砂提供技术支撑.     

页岩气支撑剂缝内铺砂形态分析

支撑剂在页岩裂缝中的铺砂形态对裂缝的导流能力和增产效果具有重大影响,裂缝的导流能力越大,水力压裂的效果越好,有效期越长,压裂获得的收益就越大。通过对支撑剂在裂缝内运移沉降进行数值模拟,对影响支撑剂运移沉降的因素进行分析,形象模拟在页岩储层中不同加砂模式下缝内铺砂形态,对后期在页岩气储层中加砂提供技术支撑。     

人工裂缝对深层页岩气藏稳产能力的影响

为了定量分析人工裂缝参数对深层页岩气藏稳产能力的影响,针对深层页岩气藏进行渗流数值模拟研究.基于渗流力学理论,建立了考虑人工裂缝导流能力、人工裂缝高度和人工裂缝半长等主要影响参数的数值模型,对渝西地区深层页岩气藏的稳产能力和产气量进行了预测.预测结果显示,稳产时间和累计产气量均随着这3个参数的增大而得以优化,但累计产气量的增幅逐渐减小,前中期稳产能力的改善效果最显著.研究认为,在深层页岩气储层压裂改造中,应对裂缝参数进行模拟优选,以适当增加压裂段数,并尽可能地提高人工裂缝的导流能力、加大裂缝半长,从而达到最佳压裂改造效果和较高稳产能力.     

水平井缝网压裂技术在鄂南地区低渗油藏中的应用

针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂裂缝形态复杂、直井压后效果差、易形成水平缝等技术难点,通过施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等缝网压裂施工参数优化,开展了水平井缝网压裂工艺研究。泾河13井长8油层的现场应用表明,压裂后均形成了缝网,从实践上验证了缝网压裂施工技术的正确性。该技术的成功应用,较好地解决了低渗砂岩储集层易形成水平缝的问题,实现了鄂南地区水平井缝网压裂工艺的技术突破。     

分段压裂水平井压力动态分析

基于源函数理论及叠加原理,建立并求解具有有限导流能力垂直裂缝的分段压裂水平井渗流数学模型;对于致密储层小间距长裂缝的压裂模式,绘制并分析分段压裂水平井压力动态曲线.结果表明:分段压裂水平井的流动形态可分为井筒储集、裂缝线性流和径向流联合作用流、地层线性流、衰竭流、复合线性流和拟径向流等6个主要阶段;裂缝导流能力主要影响裂缝线性和径向流联合作用流及地层线性流出现时间;按裂缝非均匀导流能力布缝时,地层线性流持续的时间较长;裂缝半长越大,裂缝间距越小,衰竭流开始的时间越早,持续的时间越长;按裂缝非均匀半长和非均匀间距布缝时,衰竭流持续的时间较长.该研究成果可为分段压裂水平井的动态分析及试井解释提供依据.     

页岩气水平井不同压裂模式改造效果分析

针对威远地区页岩气水平井的地质条件、压裂工艺、测试数据及生产数据进行分析,模拟压后裂缝形态及改造体积。选取2口水平井,分别采用"低黏滑溜水段塞式加砂"工艺和"低黏滑溜水+交联胶连续加砂"工艺,二者测试产量基本相当,但单井返排率、累计产量及最终可采储量相差较大。采用"低黏滑溜水段塞式加砂"工艺的水平井,压后裂缝形态更为复杂,改造体积更大,压裂效果更佳。     

体积压裂复杂裂缝形态压力响应特征分析

体积压裂根据岩石脆性会形成不同的裂缝形态,会造成不同的改造体积和增油效果.本研究在实际油田认识基础上,建立了不同裂缝形态的渗流数值模拟模型,并分析了关井压力恢复时不同裂缝形态的压力响应特征.研究结果表明,当体积压裂形成两翼缝时,表现为有限导流的压力响应特征;当形成裂缝网络时,会出现双重介质和复合油藏的压力响应特征,由该特征可以通过试井分析方法判断体积压裂后裂缝形态,从而为体积压裂效果评价提供技术参考.     

江东区块构造特征对页岩气井产能影响因素分析

为了明确涪陵页岩气田江东区块不同构造特征区页岩气水平井产能的差异的原因,厘清不同构造单元影响页岩气井产能的主控因素,结合江东区块内60余口完试井资料,对试气井的构造特征进行分析。研究结果表明涪陵页岩气田江东区块不同构造之间,存在较为明显的差异,构造特征对页岩气井产能影响,主要表现在对页岩保存条件、含气性和压裂改造效果上,与大型断裂的距离、天然裂缝的发育程度以及构造变形程度,会造成页岩气保存条件的破坏,导致含气性降低;埋深越大,压裂改造难度越大,改造形成复杂缝网的程度越差,产能越低,不同分区内构造因素的差异造成了产能高低差异。     

低渗透气藏分段压裂水平井非稳态产能模型

针对压裂水平井产能预测模型未考虑地层流体直接流入水平井筒问题,研究应用气体不稳定渗流公式和势的叠加原理,把每条裂缝和水平井筒均看成由无数个点汇组成,建立考虑地层流体直接流入水平井筒情况下,裂缝与水平段同时生产时的低渗透气藏水平井分段压裂完井非稳态产能预测模型,讨论不同气藏基质渗透率情况下裂缝参数对压裂水平井产能的影响.实例计算结果表明,在不同基质渗透率下,优化出的水平井分段压裂完井裂缝参数不同,基质渗透率越低,累积产气量越小,需要压开的裂缝越多,缝长与间距的比值越大.所建模型有利于指导物性不同的储层裂缝参数的优化,可为低渗透气藏水平井分段压裂优化设计提供理论依据.     

页岩气水平井关井转向压裂技术

页岩气水平井关井转向压裂技术是指页岩气水平井在某段首次压裂施工过程中,在未达到设计液量和砂量的情况下,施工压力较高(接近设备安全限压),砂堵风险大,采取主动停泵关井一定时间,再进行二次压裂的施工工艺方法。该技术对首次施工压力高,压裂改造困难的井段适应性强,能显著提高加砂量,提高压裂效果,增加水平井的产能,但不适应垂深超过3 500m的页岩气水平井。在实际应用中,建议将关井时间设为14~26h,再展开第2次压裂,以提高工艺的成功率。     

巴肯致密油压裂水平井产能影响因素分析

根据信息量分析方法,认为储层地质因素中TOC含量、原油黏度、含油饱和度、天然裂缝特征等4个因素对致密油压裂水平井产能的影响程度较大。储层压裂施工参数压裂级数、缝长、水平井段长度是影响国内致密油与bakken致密油藏压裂水平井产能的主要参数,而导流能力、缝宽和加砂规模为次要影响参数。通过对比国内致密油藏水平井各项参数,指出我国非常规致密油储层改造需解决的问题。     

复杂人工裂缝网络系统流体流动耦合研究

为实现体积改造中复杂人工裂缝网络系统中主裂缝与分支裂缝流动最优匹配关系,根据体积改造中复杂裂缝三线性渗流模式及裂缝网络最优耦合的重要性,建立考虑裂缝网络中主、支裂缝匹配关系的数学模型。结果表明:在体积改造形成的复杂裂缝网络中,由于三线性流的存在,主、支缝中也存在非达西效应,当渗透率小于0.1mD时,主缝与支缝的非达西效应影响较小,一般小于5%;当渗透率达0.1mD以上时,随渗透率增加影响增大,考察支缝数量由10条增到200条时,对产量影响明显变强,可达50%以上.揭示主、支缝匹配关系在复杂网络系统中的真实性与重要性,为现场复杂网络压裂方案优化提供理论基础.     

鄂西渝东区东岳庙段页岩气压裂实践与分析

前期评价表明,江汉油田部分区块页岩气富集、地质条件优越,其中鄂西渝东区被评为中石化南方Ⅰ类区块,具有巨大的勘探开发潜力。鄂西渝东区东岳庙段的页岩气压裂实践证明缝网压裂技术在工艺上是可行的,陆相东岳庙段页岩储层地层压力系数高、天然裂缝发育,有利于页岩气的大规模缝网压裂改造。微地震裂缝监测结合施工曲线有助于分析压裂过程中具体现象,但应加强裂缝监测手段及精度提升研究,加强数据的校核及干扰的排除以提高监测结果的可靠性。     

涪陵一期页岩气水平井分段压裂效果分析

页岩气水平井压裂改造的好坏是影响压后产能的重要因素。通过对储层特征进行剖析,认识到涪陵一期页岩气储层有利于体积压裂改造;从地质储量、天然裂缝发育、改造方式、各项施工参数等方面进一步剖析一期施工井分段压裂效果,得到了相应的结论,为一期后期、二期井位的布井和试气等提供参考。     

涪陵气田江东区块气井产能构造影响因素研究

为明确构造因素对页岩气井产能的影响机理,从页岩含气性和压裂改造效果两方面入手,结合涪陵气田江东区块60多口水平井的试气情况,对影响江东区块页岩气井产能的主要构造因素开展了攻关和研究。研究表明:①构造是影响单井产能的关键因素,江东区块构造南北具有差异性,构造变形南强北弱;②断层级次和规模的不同对页岩气保存条件影响的程度(范围)不同,进而影响页岩储层的含气性;③构造埋深、构造形态、天然裂缝发育特征是影响江东区块压裂改造效果的主要构造因素。     

考虑页岩气扩散的多级压裂水平井产能模型

由于存在浓度差,在多级压裂水平井中,页岩气由基质孔隙同时向天然裂缝和人工裂缝扩散.基于三孔块状模型,考虑页岩气解吸、扩散、渗流,建立页岩气多级压裂水平井产能模型;应用拉普拉斯变换,获得拉氏空间产量解,结合stehfest数值反演,绘制页岩气典型试井曲线.结果表明,考虑双扩散页岩气的流动过程分为线性流、拟稳定窜流、由基质向天然裂缝扩散、由基质向人工裂缝扩散和边界控制流5个主要流动阶段;拟稳态扩散条件下,压力导数受孔隙体积倍数变化影响敏感;扩散系数越大,气体扩散越早;兰格缪尔参数越大,气体解吸和供气能力越强;压裂级数越多,窜流系数越大,天然裂缝向人工裂缝窜流越早.通过与实际生产数据拟合,验证模型合理性,研究结果对认识页岩气藏压裂水平井产能递减规律、预测产能及优化压裂参数具有参考意义.     

压裂水平井产能影响因素的实验研究

压裂缝改变了水平井周围的渗流场,是影响压裂水平井产能的主要因素,压裂前需研究裂缝参数对压裂水平井产能的影响趋势.利用电模拟实验研究了水平井筒与压裂缝成不同夹角的压裂水平井的等压线分布特点及压裂缝各参数对压裂水平井产能的影响.结果表明:夹角改变了压裂水平井等压线的形状,等压线因夹角而发生了扭转,随夹角增大相同压力的等压线所控制的泄流面积增加,且产能随夹角α的增大而增大,与8in瑾成明显的线性关系;在具体的油藏地质条件下,存在裂缝夹角、裂缝数、裂缝长度、水平井筒长度及裂缝间距的最优匹配关系.电模拟实验结果为压裂水平井的施工设计和其产能预测提供了理论依据.     

射孔方式对压裂压力及裂缝形态的影响

利用大型真三轴压裂模拟试验系统,通过模拟地层条件,监测压裂过程及其压力情况,观察裂缝的起裂及其延伸形态,进行射孔方式对压裂压力及裂缝形态的影响研究.研究结果表明,在地应力的大小和分布确定的情况下,破裂压力随着射孔角度的增大而升高,随着射孔排数的增加而降低.为有效降低地层破裂压力、提高压裂成功率及效果,射孔方位应选择0°方向,射孔密度在套管强度容许的前提下越大越好;单排射孔形成的裂缝形态较为简单,多排射孔形成的裂缝形态较为复杂,裂缝条数增加且形态各异.