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复兴地区高含黏土页岩凝析气藏渗吸排驱及液体渗流特征研究

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石油钻探技术 2024年第1期52卷 96-106页

作者：乔润伟张士诚李凤霞王飞李宁中国石油大学(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京102206

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏,体积压裂改造后闷井和返排期间易出现反凝析和液锁现象,影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征,优化闷井转排驱时机,选取储层岩心,开展了气水渗吸排驱试验和... 详细信息

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏,体积压裂改造后闷井和返排期间易出现反凝析和液锁现象,影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征,优化闷井转排驱时机,选取储层岩心,开展了气水渗吸排驱试验和三相渗吸排驱试验,采用核磁共振、恒压驱替相结合的方式,量化了渗吸排驱过程中压裂液的水锁伤害特征及凝析油的可流动特征;建立了液锁伤害表征方法,并模拟了矿场尺度闷井过程中的水锁特征。研究结果表明:该页岩储层压裂渗吸阶段岩心的渗吸采收率在50.22%~57.14%;渗吸液矿化度越低,返排率越低,水锁伤害率越高;油锁伤害率低于水锁伤害率;存在束缚水时,凝析油的临界可流动饱和度约可降低20%;若以闷井后解除近裂缝水锁伤害为目标,闷井时间以20~30 d为宜。研究结果为复兴地区高含黏土页岩凝析气藏高效开发提供了理论依据。

关键词：黏土页岩凝析气藏渗吸压裂液液体渗流特征闷井时间复兴地区

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高含黏土页岩气储层闷井返排数值模拟

西安石油大学学报（自然科学版） 2024年第3期39卷 82-93页

作者：乔润伟张士诚王飞李凤霞李宁中国石油大学(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

建立了高含黏土页岩气储层水力压裂后闷井返排数学模型,基于复兴地区侏罗系东岳庙段高含黏土页岩凝析气藏生产数据验证了模型准确性。考虑黏土水化膨胀的影响,模拟了压后闷井及返排阶段的液体分布、有效孔隙度减小量及渗透率的水化伤害... 详细信息

建立了高含黏土页岩气储层水力压裂后闷井返排数学模型,基于复兴地区侏罗系东岳庙段高含黏土页岩凝析气藏生产数据验证了模型准确性。考虑黏土水化膨胀的影响,模拟了压后闷井及返排阶段的液体分布、有效孔隙度减小量及渗透率的水化伤害程度。结果表明:页岩基质内压裂液水化伤害程度随闷井时间增加而增强,闷井100 d时因黏土水化膨胀而导致储层有效孔隙度减小幅度为7.0%~17.6%,渗透率的水化伤害程度为13~31%。返排过程中黏土水化伤害程度小于3.2%,对比不考虑黏土水化膨胀伤害,预测初期产气量减少11.8%。

关键词：复兴地区黏土矿物页岩气储层闷井时间渗吸

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吉木萨尔页岩油压裂开发压后闷井时间优化

新疆石油天然气 2023年第1期19卷 1-7页

作者：张衍君徐树参刘娅菲王晓萍葛洪魁周德胜西安石油大学陕西西安710065 中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂新疆克拉玛依834000 中国石油大学(北京) 北京昌平102249

压后闷井对提高页岩油储层的采收率及产量具有重要意义,闷井时间的确定尤为关键。目前,闷井时间的确定在国内外仍未形成系统、有效的方法。裂缝系统压力传递、产出液离子扩散、毛管力渗吸是解决上述难点的关键科学问题。以室内实验和现... 详细信息

压后闷井对提高页岩油储层的采收率及产量具有重要意义,闷井时间的确定尤为关键。目前,闷井时间的确定在国内外仍未形成系统、有效的方法。裂缝系统压力传递、产出液离子扩散、毛管力渗吸是解决上述难点的关键科学问题。以室内实验和现场分析为主,在明确吉木萨尔页岩油储层微观孔隙特征、润湿性、纹层、以及渗吸驱油潜力的基础上,分析了现有闷井时间确定方法及特点,形成了吉木萨尔页岩油储层闷井时间综合确定方法。研究得出:吉木萨尔页岩油储层具有较强的渗吸扩散能力,压后闷井对原油产出起到驱替作用。闷井时间由井口压降平衡时间、渗吸平衡时间、产出液矿化度平衡时间综合确定。吉木萨尔页岩油储层压后闷井需要考虑微裂缝充液和基质渗吸协同作用,以井口压降第二转折点为下限、矿化度演化稳定上升转折点为上限、结合渗吸平衡得到最优闷井时间。基于室内实验和现场数据对Q井压后闷井时间进行了优化,推荐Q井闷井时间为55 d左右。该研究为优化吉木萨尔页岩油压后闷井时间提供了重要依据。

关键词：吉木萨尔页岩油压裂开发压后闷井闷井时间室内实验现场分析

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碳酸盐岩油藏注水吞吐闷井时间初探

内蒙古石油化工 2007年第6期33卷 108-109页

作者：杨帆李治平李庚中国地质大学北京100083

对于一个裂缝和溶洞大量发育的碳酸盐岩油藏,当没有外界能量补给的情况下,产量下降较快。通过单井注水吞吐,可以补充地层能量,恢复油井产量。对于注水后的闷井时间,往往是通过经验确定,并没有过定量的研究。文章在一定的简化条件下,推... 详细信息

对于一个裂缝和溶洞大量发育的碳酸盐岩油藏,当没有外界能量补给的情况下,产量下降较快。通过单井注水吞吐,可以补充地层能量,恢复油井产量。对于注水后的闷井时间,往往是通过经验确定,并没有过定量的研究。文章在一定的简化条件下,推导了注水后合理闷井时间的计算公式。该公式能为现场的施工作业人员在控制闷井时间时提供有利的理论依据,这对油田的经济开采是很有帮助的。

关键词：注水吞吐闷井时间重力分异

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页岩油藏压裂水平井压-闷-采参数优化研究

石油钻探技术 2022年第2期50卷 30-37页

作者：陈志明赵鹏飞曹耐廖新维王佳楠刘辉油气资源与探测国家重点实验室(中国石油大学(北京)) 北京102249 中国石化石油工程技术研究院北京102206

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压-闷-采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法。首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特... 详细信息

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压-闷-采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法。首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多段压裂水平井的井底压力数值解;然后,应用动态分析方法,建立了包括段间距、闷井时间和井距的优化方法。应用建立的优化方法对长庆页岩油XC井进行实例分析,结果表明,实例井合理段间距为100~125 m,合理闷井时间为25~35 d,合理井距为590~610 m。研究结果为长庆油田页岩油藏压-闷-采参数优化提供了理论基础。

关键词：页岩油水平井动态反演参数优化段间距闷井时间井距长庆油田

高含黏土页岩凝析气藏渗吸排驱及液体渗流特征实验研究

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石油钻探技术 2023年

作者：乔润伟张士诚李凤霞王飞李宁中国石油大学(北京)石油工程学院中国石化石油勘探开发研究院

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏，体积压裂改造后在闷井和返排期间，易出现反凝析和液锁现象，影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩储层凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征，优化闷井转排驱时机，选取储层实际岩心，开展了气... 详细信息

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏，体积压裂改造后在闷井和返排期间，易出现反凝析和液锁现象，影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩储层凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征，优化闷井转排驱时机，选取储层实际岩心，开展了气水渗吸排驱实验和三相渗吸排驱实验，采用核磁共振、恒压驱替相结合的手段，量化了渗吸排驱过程中压裂液的水锁伤害特征及凝析油的可流动特征。建立了液锁伤害表征方法，并模拟了矿场尺度闷井过程水锁特征。结果表明：该页岩储层压裂渗吸阶段岩心的渗吸采收率介于50.22%～57.14%之间；渗吸液矿化度越低，返排率越低，水锁伤害率越高。油锁伤害率低于水锁伤害率；存在束缚水时，凝析油的临界可流动饱和度可降低约20%。若以闷井后解除近裂缝水锁伤害为目标，闷井时间20～30天为宜。

关键词：高含黏土页岩渗吸闷井时间凝析油气复兴地区

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高含黏土页岩气储层闷井返排数值模拟研究

西安石油大学学报(自然科学版) 2023年

作者：乔润伟张士诚王飞李凤霞李宁中国石油大学(北京)石油工程学院中国石化石油勘探开发研究院

对于黏土含量高的页岩储层,大规模水力压裂造成的黏土水化伤害不可忽略。本文建立了高含黏土页岩气储层闷井返排数学模型,基于复兴地区侏罗系东岳庙段高含黏土页岩凝析气藏生产数据验证了模型准确性。考虑黏土水化膨胀的影响,模拟了压... 详细信息

对于黏土含量高的页岩储层,大规模水力压裂造成的黏土水化伤害不可忽略。本文建立了高含黏土页岩气储层闷井返排数学模型,基于复兴地区侏罗系东岳庙段高含黏土页岩凝析气藏生产数据验证了模型准确性。考虑黏土水化膨胀的影响,模拟了压后闷井及返排阶段的液体分布、有效孔隙度减小量及渗透率的水化伤害程度。研究表明:页岩基质内压裂液水化伤害程度随闷井时间增加而增强,闷井100 d时因黏土水化膨胀而导致储层有效孔隙度减小幅度为7.0%～17.6%,渗透率的水化伤害程度为13%～31%。返排过程中黏土水化伤害程度小于3.2%,对比不考虑黏土水化膨胀伤害,预测初期产气量减少11.8%。

关键词：复兴地区黏土矿物页岩气储层闷井时间渗吸

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页岩油藏滞留压裂液损益效应的数值模拟研究

非常规油气 2022年第3期9卷 103-110页

作者：王天昊王秀坤盛家平中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院北京102200 德克萨斯理工大学石油工程系德克萨斯拉伯克43111

页岩储层水力压裂后返排率较低,大量压裂液滞留于地层,对后续生产存在着重要的影响。针对美国Bakken盆地中部一口页岩油井的生产动态及地质情况建立了其数值模拟模型,分析了压裂后的生产过程中,孔缝系统内油水运动规律以及延长闷井时间... 详细信息

页岩储层水力压裂后返排率较低,大量压裂液滞留于地层,对后续生产存在着重要的影响。针对美国Bakken盆地中部一口页岩油井的生产动态及地质情况建立了其数值模拟模型,分析了压裂后的生产过程中,孔缝系统内油水运动规律以及延长闷井时间对于日产油量、累产油量、累产水量等因素的影响。结果表明,在整个生产阶段,在毛细管压力的作用下压裂液自发向储层内部运移,最远运移到距离裂缝7.62 m处,且在向基质中运移的同时置换出一部分油,尽管压裂液会降低油相相对渗透率,但总体来说,对油井产能的影响利大于弊。延长闷井时间可提高生产早期的产量,但对于长期的累积产量影响不大。研究结果旨在探明压裂液在储层中滞留的损益效益及油水运动规律,可为确定页岩油藏最佳生产制度提供理论指导。

关键词：页岩油藏压裂液滞留油水交换闷井时间数值模拟渗吸作用

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四川长宁地区页岩气水平井压后返排潜力评估

石油地质与工程 2023年第6期37卷 63-67页

作者：陈满常程岳文瀚余杨康罗鑫唐亮四川长宁天然气开发有限责任公司四川成都610000 中国石油西南油气田公司页岩气研究院四川成都610051 成都创源油气技术开发有限公司四川成都610500

目前,页岩气压后返排闷井时间与油嘴制度主要依靠经验来确定,缺乏科学和系统的理论依据。为了实现页岩气的效益开发,选取长宁地区五峰组-龙马溪组页岩气藏H36平台9口已开发的水平井进行分析,对3口控压返排井进行压后返排优化模型评估。... 详细信息

目前,页岩气压后返排闷井时间与油嘴制度主要依靠经验来确定,缺乏科学和系统的理论依据。为了实现页岩气的效益开发,选取长宁地区五峰组-龙马溪组页岩气藏H36平台9口已开发的水平井进行分析,对3口控压返排井进行压后返排优化模型评估。结果表明:实际与理论的返排结果在闷井时间及油嘴制度方面存在差异,最终可采储量存在5%~10%的潜力提升空间,建议采用返排优化模型来确定合理闷井时间以及油嘴制度,从而提高单井阶段最终可采储量及平台井整体开发效果。

关键词：长宁地区返排优化模型闷井时间油嘴制度潜力评估