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Fracture network types revealed by well test curves for shale reservoirs in the Sichuan Basin,China

Energy Geoscience 2024年第1期5卷 264-274页

作者： Yanyan Wang Hua Liu Xiaohu Hu Cheng Dai sidong fang State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development Petroleum Exploration and Development Research InstituteSinopecBeijing100083China

Pressure buildup testing can be used to analyze fracture network characteristics and conduct quantitative interpretation of relevant parameters for shale gas wells,thus providing bases for assessing the well productivity and formulating proper development *** study establishes a new well test interpretation model for fractured horizontal wells based on seepage mechanisms of shale reservoirs and proposes a method for identifying fracturing patterns based on the characteristic slopes of pressure buildup curves and curve combination *** pressure buildup curve patterns are identified to represent three types of shale reservoirs in the Sichuan Basin,namely the moderately deep shale reservoirs with high pressure,deep shale reservoirs with ultra-high pressure,and moderately deep shale reservoirs with normal *** on this,the relationship between the typical pressure buildup curve patterns and the fracture network types are put *** effects of three types of shale gas reservoir are compared and *** results show that typical flow patterns of shale reservoirs include bilinear flow in primary and secondary fractures,linear flow in secondary fractures,bilinear flow in secondary fractures and matrix,and linear flow in *** fracture network characteristics can be determined using the characteristic slopes of pressure buildup curves and curve *** linear flow in early secondary fractures is increasingly distinct with an increase in primary fracture ***,the bilinear flow in secondary fractures and matrix and the subsequent linear flow in the matrix occur as the propping and density of secondary fractures *** increase in the burial depth,in-situ stress,and stress difference corresponds to a decrease in the propping of primary fractures that expand along different directions in the shale gas wells in the Sichuan *** pressure buildup curve patterns exist in the Sichuan Basin and it

关键词： Shale gas Fractured horizontal well Well testing interpretation Flow pattern characterization Parameter inversion Fracture network characteristics Sichuan basin

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页岩气/煤层气压裂井非均质缝网试井反演方法

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采矿与安全工程学报 2024年第2期41卷 407-419页

作者：吴永辉程林松谢维扬黄世军马立强方思冬中国矿业大学矿业工程学院江苏徐州221116 中国石油大学(北京)石油工程学院北京102249 中国石油西南油气田公司页岩气研究院四川成都610051 中国石化石油勘探开发研究院北京100083

页岩气/煤层气压裂井缝网反演是开发调整部署、提采方案优选与效果评价的基本依据,但储层天然裂缝发育,压裂缝网形态复杂、非均质性强,现有试井方法难以有效反演。在表征页岩气/煤层气赋存、非线性流动机理、不同尺度非均质缝网的基础上... 详细信息

页岩气/煤层气压裂井缝网反演是开发调整部署、提采方案优选与效果评价的基本依据,但储层天然裂缝发育,压裂缝网形态复杂、非均质性强,现有试井方法难以有效反演。在表征页岩气/煤层气赋存、非线性流动机理、不同尺度非均质缝网的基础上,建立了压裂井多介质渗流数学模型,基于改进格林元方法实现了模型的高效数值求解,获得了页岩气/煤层气压裂井的压力动态响应特征,明确了流动阶段与非均质缝网参数的影响规律,构建了非均质缝网参数的试井反演方法,并结合现场案例进行了应用研究。结果表明:页岩气/煤层气压裂井压力动态响应主要展示出6个流动阶段,考虑储层分区后会出现改造区拟稳态流动阶段;裂缝导流能力主要影响早期双线性与线性流阶段,裂缝长度对边界控制流之前的阶段均有较大影响;相同裂缝长度与压裂段数下,缝网形态的压力动态响应较弱,需要联合地质、压裂、微震监测等资料才能反演缝网非均质性;所提出的试井分析方法综合了缝网建模、动态模拟、特征线/图版拟合等过程,可以实现压裂井非均质缝网反演,为页岩气/煤层气气藏工程研究提供了理论基础与技术支持。

关键词：煤层气页岩气压裂井非均质缝网反演方法

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页岩凝析气受限空间相态及开发特征研究

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油气藏评价与开发 2024年第3期14卷 343-351页

作者：汤勇陈焜胡小虎方思冬刘华西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室四川成都610500 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室北京100083 中国石化石油勘探开发研究院北京100083

涪页10井的钻探获取了东岳庙段典型陆相页岩相关特征参数,其页岩储层介孔和大孔发育,非均质性较强,主要孔隙分布在10nm左右。纳米孔中受限流体的临界参数偏移使得受限空间下凝析气的流体性质与常规室内实验测试结果存在差异。为更合理... 详细信息

涪页10井的钻探获取了东岳庙段典型陆相页岩相关特征参数,其页岩储层介孔和大孔发育,非均质性较强,主要孔隙分布在10nm左右。纳米孔中受限流体的临界参数偏移使得受限空间下凝析气的流体性质与常规室内实验测试结果存在差异。为更合理地开采页岩凝析气,结合室内相态实验、受限流体临界参数偏移计算和数值模拟,开展页岩凝析气相态特征分析和开采特征研究,明确凝析气的相态变化规律和开采特征。考虑临界参数偏移的凝析气相态特征计算表明:随着孔隙半径减小,体系组分的临界温度、临界压力降低,相图向左下收缩,露点压力降低,气相黏度降低,偏差因子增加,反凝析液饱和度逐渐降低。通过机理模型分析了临界参数偏移对衰竭开采效果的影响,结果表明:随着孔隙半径减小,天然气采收率基本不变,凝析油采收率逐渐增加,孔隙半径减小至10nm,凝析油采收率增加9.93%。研究结果对页岩凝析气藏开发具有指导意义。

关键词：页岩凝析气陆相页岩受限空间相态变化临界参数偏移开发特征

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深层页岩气井气水两相缝网参数反演方法

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石油科学通报 2024年第3期9卷 487-502页

作者：张娇娇黄世军赵凤兰方思冬中国石油大学(北京)石油工程学院北京102249 中国石化石油勘探开发研究院北京100083

深层页岩气藏的开发离不开大规模的体积压裂技术,而缝网参数反演方法是压裂效果评价、产能动态分析的一种重要手段。现有的缝网参数反演方法忽略了支撑剂不均匀分布和气水两相渗流对深层页岩气藏开发的影响,导致参数反演误差较大,且难... 详细信息

深层页岩气藏的开发离不开大规模的体积压裂技术,而缝网参数反演方法是压裂效果评价、产能动态分析的一种重要手段。现有的缝网参数反演方法忽略了支撑剂不均匀分布和气水两相渗流对深层页岩气藏开发的影响,导致参数反演误差较大,且难以区分“近井支撑裂缝”和“远井未支撑裂缝”对产能的贡献。针对这一问题,基于动态分析方法,建立了考虑多重非线性流动机理和未完全支撑裂缝的深层页岩储层气水两相缝网参数反演方法。反演方法建立过程中基于线性流模型假设,将压后的复杂裂缝网络等效为支撑裂缝区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和压裂改造外区4个区域,采用变量替换、摄动变换、逐次替换等手段处理气体高压物性参数、超临界吸附、应力敏感、非达西渗流和气水两相渗流引起的非线性。利用数值模拟模型验证了本文方法的可靠性,并选取四川盆地4口深层页岩气井进行了应用分析。结果表明,建立的深层页岩气水两相缝网参数反演方法考虑了气液同产对产能预测和参数反演的影响,实现了支撑与未支撑裂缝半长和渗透率等参数的定量区分,为准确计算深层页岩气产量、评价压裂效果提供了理论指导。

关键词：深层页岩气未完全支撑裂缝气水两相流动缝网参数反演动态分析方法

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边界层对致密油藏逆向渗吸的数值模拟

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石油与天然气地质 2020年第3期41卷 638-646页

作者：徐中一方思冬中国石化石油勘探开发研究院北京100083

致密油藏开发过程中一般采用水平井多段体积压裂方法进行开采,近井基质被缝网充分切割,极大的增加了基质与裂缝的接触面积,压裂液或水通过缝网与基质发生逆向渗吸,因此无论压裂过程还是注水吞吐开发过程都不能忽视逆向渗吸作用的影响,... 详细信息

致密油藏开发过程中一般采用水平井多段体积压裂方法进行开采,近井基质被缝网充分切割,极大的增加了基质与裂缝的接触面积,压裂液或水通过缝网与基质发生逆向渗吸,因此无论压裂过程还是注水吞吐开发过程都不能忽视逆向渗吸作用的影响,另外由于致密储层流动规律不同于普通油藏,这导致致密油藏的逆向渗吸与常规油藏的逆向渗吸作用存在许多不同,为了准确模拟裂缝性致密储层中的渗吸作用,首先采用耗散粒子动力学的方法验证了致密储层微纳米喉道中渗吸过程中边界层的存在并得到渗吸过程中边界层厚度的变化规律,然后利用孔隙网络模型计算考虑边界层的关键渗流参数,主要包括渗透率、毛管力曲线及相渗曲线;并将计算获得的关键渗流参数应用到表征致密储层复杂缝网的数值模拟模型中,模拟结果显示边界层对渗吸作用具有抑制作用,当考虑边界层后储层的渗吸能力大幅度减弱,致密储层的渗吸采收率可能仅为不考率渗吸时的3/8而已,因此应当重视致密储层中边界层的存在,否则可能会高估储层的流动能力。

关键词：边界层双重介质逆向渗吸数值模拟体积压裂致密油油藏开发

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基于微地震约束的多尺度复杂压裂缝网自动反演新方法

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天然气工业 2023年第12期43卷 46-54页

作者：李俊超戴城方思冬西安石油大学中国石化石油勘探开发研究院

水平井多级压裂是实现页岩气藏有效动用的关键技术。然而,大规模体积压裂形成的缝网由不同尺度的压裂主缝和次生裂缝构成,裂缝的分布情况及其参数难以确定。为此,以微地震监测数据作为先验约束,建立考虑微地震湿事件区域与监测灵敏度的... 详细信息

水平井多级压裂是实现页岩气藏有效动用的关键技术。然而,大规模体积压裂形成的缝网由不同尺度的压裂主缝和次生裂缝构成,裂缝的分布情况及其参数难以确定。为此,以微地震监测数据作为先验约束,建立考虑微地震湿事件区域与监测灵敏度的多尺度离散裂缝参数模型,再通过嵌入式离散裂缝方法建立正演模型,利用集合卡曼滤波方法自动反演确定多尺度离散裂缝的位置与渗透率等属性参数。研究结果表明:①反演并确定验证模型的多尺度离散裂缝参数,参数均收敛到真实值附近,与前验统计矩相比,参数的不确定性明显下降,产量预测符合率显著提高;②通过定产气量拟合井底流压,反演并确定了实际压裂水平井模型微地震有效区域及缝网参数,拟合阶段与预测阶段井底流压符合率分别提高了75.7%和82.4%;③反演得到的裂缝有效长度是微地震事件点显示裂缝长度的1/2~2/3,表明微地震数据与裂缝参数的不确定性较高;④微地震监测灵敏度的后验值为3.59,说明可能有大量压裂激发的微地震事件没有反映在监测数据中。结论认为,该方法可有效反演并确定微地震约束下的多尺度复杂压裂缝网参数,并可适应具有较高不确定性的微地震数据和缝网模型。

关键词：页岩气藏压裂水平井多尺度裂缝微地震数据嵌入式离散裂缝模型集合卡曼滤波历史拟合参数反演

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页岩储层压裂液返排过程中气水扩散规律模拟

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中国科技论文 2021年第9期16卷 1004-1009页

作者：方思冬孙敬黄涛页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室北京100089 中国石化石油勘探开发研究院北京100089 长江大学石油工程学院武汉430100

为了研究压裂液返排过程中甲烷和水的扩散规律和降压扩散时的临界脱附压力,运用Materials Studio软件结合分子力学、蒙特卡洛和分子动力学方法模拟甲烷和水在伊利石、高岭石、蒙脱石和石英中的混相降压扩散。结果表明:1)甲烷在4种矿物... 详细信息

为了研究压裂液返排过程中甲烷和水的扩散规律和降压扩散时的临界脱附压力,运用Materials Studio软件结合分子力学、蒙特卡洛和分子动力学方法模拟甲烷和水在伊利石、高岭石、蒙脱石和石英中的混相降压扩散。结果表明:1)甲烷在4种矿物中自扩散系数的大小排序为石英>伊利石>蒙脱石>高岭石;水在4种矿物中自扩散系数的大小排序为高岭石>伊利石>蒙脱石>石英;且除高岭石外其他3种矿物在相同条件下甲烷的自扩散系数均大于水的自扩散系数。2)4种矿物在1 nm和2 nm孔径中水的临界脱附压力为50 MPa,在5 nm和10 nm孔径中水的临界脱附压力为45 MPa。3)随着降压扩散的进行,伊利石和蒙脱石中甲烷从集中在孔径中央到均匀地分布在孔径中,水分子集中在孔径的上下表面,高岭石中的甲烷和水分子从孔径的表面向孔径中央聚集,石英中的甲烷和水分子集中分布在孔径中央。4)水分子随着扩散的分布更加集中,甲烷分子则不变;甲烷的最小分子间距为0.325 nm,分子之间的距离大多为0.375 nm;水的最小分子间距为0.225 nm,分子之间的距离大多为0.275 nm。该研究结果丰富了页岩气开发理论,对页岩气藏的勘探开发有着重要意义。

关键词：扩散甲烷水分子模拟

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稠油油藏蒸汽吞吐加热半径及产能预测新模型

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石油学报 2015年第12期36卷 1564-1570页

作者：何聪鸽穆龙新许安方思冬中国石油勘探开发研究院北京100083 中国石油大学石油工程学院北京102249

蒸汽吞吐加热半径的确定是产能评价和动态预测的基础。常规加热半径计算方法均假设加热区为等温区,且等于蒸汽温度,而实际上加热区内地层温度是由蒸汽温度逐渐降低到原始地层温度。针对加热区内地层温度为非等温分布的这一实际情况,通... 详细信息

蒸汽吞吐加热半径的确定是产能评价和动态预测的基础。常规加热半径计算方法均假设加热区为等温区,且等于蒸汽温度,而实际上加热区内地层温度是由蒸汽温度逐渐降低到原始地层温度。针对加热区内地层温度为非等温分布的这一实际情况,通过引入热水区前沿温度,构建了地层温度非等温分布模型,并在此基础上根据Marx-Langenheim加热理论建立了蒸汽吞吐加热半径计算模型和产能预测模型。利用所建立的模型对加热半径和产能进行计算的结果表明,Marx-Langenheim加热半径计算公式是该加热半径计算模型的一种特殊情况,新加热半径计算模型更具普适性;同时,产能预测模型计算结果与数值模拟计算结果基本一致,从而验证了模型的正确性。

关键词：稠油热采蒸汽吞吐加热半径非等温模型产能预测

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有限导流压裂定向井耦合流动模型

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计算物理 2014年第5期31卷 559-566页

作者：贾品程林松黄世军方思东中国石油大学(北京)石油工程学院北京102249

考虑人工裂缝、斜井筒和地层中的耦合流动,将压裂定向井的流动分为地层向裂缝渗流、裂缝内流动和斜井筒变质量管流.采用镜像反映和势叠加原理,建立地层中势分布和渗流数学模型.应用边值理论,将人工裂缝面离散为裂缝网格,并与斜井筒变质... 详细信息

考虑人工裂缝、斜井筒和地层中的耦合流动,将压裂定向井的流动分为地层向裂缝渗流、裂缝内流动和斜井筒变质量管流.采用镜像反映和势叠加原理,建立地层中势分布和渗流数学模型.应用边值理论,将人工裂缝面离散为裂缝网格,并与斜井筒变质量管流模型进行耦合,建立有限导流压裂定向井耦合流动数学模型,并形成相应的迭代算法.应用分析表明:该模型与Prats图版法相比,对于垂直缝吻合度较高;裂缝导流能力和井斜角对产量及裂缝面压力分布影响较大.

关键词：压裂定向井有限导流耦合模型网格离散产能

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致密油藏多角度裂缝压裂水平井产能计算方法

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油气地质与采收率 2015年第3期22卷 84-89页

作者：方思冬战剑飞黄世军何聪鸽中国石油大学(北京)石油工程学院北京102249 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院黑龙江大庆163712 中国石油勘探开发研究院北京100083

水平井分段压裂是致密油藏开发的关键技术。由于受复杂的地应力和天然裂缝的影响,人工裂缝通常与井筒呈一定角度,导致压裂水平井产能预测变得十分复杂。基于天然裂缝等效渗透率张量理论,建立考虑全渗透率张量的各向异性稳定渗流数学模... 详细信息

水平井分段压裂是致密油藏开发的关键技术。由于受复杂的地应力和天然裂缝的影响,人工裂缝通常与井筒呈一定角度,导致压裂水平井产能预测变得十分复杂。基于天然裂缝等效渗透率张量理论,建立考虑全渗透率张量的各向异性稳定渗流数学模型。在该模型的基础上,结合势叠加原理,采用考虑应力敏感的半解析方法,构建基质向人工裂缝流动的离散势函数单元。将裂缝内流体流动处理为离散单元之间的线性流动,将基质与裂缝流动耦合求解,得到考虑天然裂缝下多角度裂缝压裂水平井产能计算方法。实例计算结果表明,由于考虑了天然裂缝和人工裂缝角度的影响,计算结果与实际产量误差小于7%。敏感性分析发现,储层主渗透率方向与人工裂缝的夹角对产能影响较大。

关键词：致密油藏全渗透率张量压裂水平井应力敏感产能

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