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页岩气藏微裂缝表观渗透率动态模型研究

岩土力学 2018年第S1期39卷 42-50页

作者：李玉丹董平川周大伟吴子森汪洋曹耐中国石油大学石油工程教育部重点实验室北京102249

为研究页岩气藏开发过程中介质变形和滑脱效应对微裂缝表观渗透率动态变化的影响规律,分析有效应力和多孔介质结构参数等对气体渗流影响机制,采用光滑平板模型,结合分形及气体微观渗流理论,建立了介质变形和滑脱效应耦合作用下的微裂缝... 详细信息

为研究页岩气藏开发过程中介质变形和滑脱效应对微裂缝表观渗透率动态变化的影响规律,分析有效应力和多孔介质结构参数等对气体渗流影响机制,采用光滑平板模型,结合分形及气体微观渗流理论,建立了介质变形和滑脱效应耦合作用下的微裂缝表观渗透率动态模型,并对模型进行可靠性验证和参数敏感性分析。研究表明,页岩气藏降压开采过程中受介质变形和滑脱效应"一负一正"耦合影响,微裂缝表观渗透率呈先减小后增大趋势,且临界压力值约为5 MPa;不同有效应力状态下,由于介质变形和滑脱效应耦合机制的差异性,导致表观渗透率变化规律不同,从微观作用机制角度对实验中不同加载条件下页岩应力敏感性的差异做出了理论解释;微裂缝最大开度越小,表观渗透率曲线"凹槽"越深,同时微裂缝孔隙度及开度分形维数越高、迂曲度分形维数越低,表观渗透率值越大。

关键词：页岩气藏微裂缝表观渗透率分形介质变形滑脱效应

基于压裂液自发吸入模型的页岩气压裂液滤失定量预测

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天然气工业 2024年第2期44卷 92-98页

作者：王琳琳蔺小博冷静怡周长静马占国肖元相中国石油大学(北京)安全与海洋工程学院中国石油长庆油田公司油气工艺研究院巴黎高科路桥学院

非常规油气资源开发常使用水力压裂技术提高单井产量,然而压裂现场数据表明,大量压裂液会滞留在地层中导致压裂液的返排率较低,将对储层和地下水环境造成一定影响。为进一步研究压裂液滤失机理并准确预测压裂液滤失量,首先建立了由毛细... 详细信息

非常规油气资源开发常使用水力压裂技术提高单井产量,然而压裂现场数据表明,大量压裂液会滞留在地层中导致压裂液的返排率较低,将对储层和地下水环境造成一定影响。为进一步研究压裂液滤失机理并准确预测压裂液滤失量,首先建立了由毛细管力作用引起的压裂液自发吸入模型,然后对压裂液滤失量进行定量计算,并在现场进行了验证。最后,引入无量纲吸入率参数分析了控制压裂液滤失的关键因素。研究结果表明:(1)页岩气水平井压裂施工中大约50%~95%的压裂液通过基质吸入,压裂液吸入量仅与吸入率参数、裂缝面积和吸收时间有关;(2)当润湿相黏度与非润湿相黏度之比超过阈值时,吸入率参数主要由岩石的孔径分布参数决定,流体黏度的影响非常有限;(3)当孔径分布参数介于0.5~0.7时,吸入率参数达到相对较高的值,即更多的压裂液被吸收到地层中;(4)当润湿相黏度与非润湿相黏度之比大于10,孔径分布参数小于0.8时,优化后的自吸模型具有较大的适用性;(5)由毛细管力机理引起的压裂液滤失量与实际储层观察到的滤失量相近,可认为页岩储层有足够的存储滤失液的能力,不会影响地下水层中的饮用水。结论认为,建立的压裂液自发吸入模型,能够准确预测页岩气水平井压裂液滤失量,为非常规油气的生产及环境保护提供了技术支撑。

关键词：页岩气藏毛细管力滤失自发吸入吸入率参数流体黏度孔径分布参数

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

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天然气工业 2021年第1期41卷 154-168页

作者：朱海燕宋宇家唐煊赫李奎东肖佳林 “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学 “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学加拿大滑铁卢大学地球与环境科学院中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法:根据页岩气田开发现状及井网加密需求,... 详细信息

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法:根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为:①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。

关键词：页岩气藏加密井压裂时机储层非均质性天然裂缝发育特征多物理场模拟四川盆地涪陵页岩气田

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页岩气藏两相流固耦合无网格数值模拟

特种油气藏 2023年第4期30卷 96-103页

作者：吴建发朱维耀张德良陈震吴天鹏中国石油西南油气田分公司四川成都610056 北京科技大学北京100083

针对页岩气藏受两相复杂流动与流固耦合作用影响导致产能预测难度大的问题,将渗流场分为主改造区、次改造区和未改造区,结合多流态统一输运模型及等效连续非均匀介质物理模型,建立多尺度气-水两相流动流固耦合数学模型,并利用无网格广... 详细信息

针对页岩气藏受两相复杂流动与流固耦合作用影响导致产能预测难度大的问题,将渗流场分为主改造区、次改造区和未改造区,结合多流态统一输运模型及等效连续非均匀介质物理模型,建立多尺度气-水两相流动流固耦合数学模型,并利用无网格广义有限差分法对数学模型进行编程求解。研究结果表明:无网格广义有限差分法能适应不同计算域情况,避免传统差分网格与非结构网格耦合所导致的运算不稳定;压降前缘在未改造区的传播仅为20 m左右,固体位移主要发生在次改造区与未改造区的交界区域;忽略应力场的影响,气井投产初期产气量被显著高估,到生产后期这种影响逐渐下降;低初始含水饱和度的页岩气藏更有益于开发,储层优选时应重点考虑含水饱和度。研究成果对流固耦合数值模拟及非常规油气藏产能预测具有指导意义。

关键词：页岩气藏无网格法数值模拟多尺度渗流流固耦合

页岩气藏压裂水平井Blasingame产量递减分析方法建立与应用

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石油学报 2019年第12期40卷 1503-1510页

作者：姜瑞忠何吉祥姜宇范海军中国石油大学(华东)石油工程学院山东青岛266580 德克萨斯A&M大学石油工程学院美国大学城77843

根据常规油气藏压裂直井Blasingame产量递减样板曲线建立方法,使用渐近法建立了拟稳态流动阶段无因次压力与无因次时间的线性关系获取方法,重新定义无因次参数,形成了考虑气体吸附和溶解的页岩气藏压裂水平井Blasingame典型样板曲线。... 详细信息

根据常规油气藏压裂直井Blasingame产量递减样板曲线建立方法,使用渐近法建立了拟稳态流动阶段无因次压力与无因次时间的线性关系获取方法,重新定义无因次参数,形成了考虑气体吸附和溶解的页岩气藏压裂水平井Blasingame典型样板曲线。结合页岩气藏物质平衡理论,将实例数据与样板曲线进行拟合,验证了Blasingame产量递减分析方法在页岩气藏压裂水平井生产数据解释中的有效性。研究结果表明:①基于新无因次变量,吸附、溶解影响下页岩气藏压裂水平井Blasingame样板曲线边界控制流阶段再次归结为一条斜率为-1的直线,结合吸附等实验数据,可有效降低拟稳态阶段的多解性;②页岩气藏压裂水平井Blasingame样板曲线受储量相关参数和裂缝参数的双重影响,储量相关参数越大,样板曲线位置越低,裂缝参数越大,样板曲线位置越高。③长期动态资料分析可有效获取储层物性参数、改造情况以及单井控制动态储量参数,基于拟合结果,为未来生产动态预测奠定了基础。

关键词：页岩气藏吸附压裂水平井物质平衡产量递减分析

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页岩气藏SRV区域气体扩散与渗流耦合模型

天然气工业 2017年第1期37卷 97-104页

作者：高树生刘华勋叶礼友胡志明常进安卫国中国石油勘探开发研究院廊坊分院

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... 详细信息

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。

关键词：页岩气藏 SRV区域基岩裂缝网络连续性方程窜流方程四川盆地长宁—威远地区

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页岩气藏体积压裂有效改造体积计算方法

地球科学（中国地质大学学报） 2017年第8期42卷 1314-1323页

作者：苏玉亮盛广龙王文东贾建鹏吴春新中国石油大学石油工程学院山东青岛266580 中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心陕西西安710018 中海石油有限公司天津分公司天津300452

页岩气藏矿场压裂实践表明,储层有效改造体积(effective stimulated reservoir volume,简称ESRV)是影响页岩气藏体积压裂水平井生产效果的关键因素,ESRV的准确计算对页岩气藏压裂方案评价与体积压裂水平井产量预测具有重要作用.基于页... 详细信息

页岩气藏矿场压裂实践表明,储层有效改造体积(effective stimulated reservoir volume,简称ESRV)是影响页岩气藏体积压裂水平井生产效果的关键因素,ESRV的准确计算对页岩气藏压裂方案评价与体积压裂水平井产量预测具有重要作用.基于页岩储层改造体积(stimulated reservoir volume,简称SRV)多尺度介质气体运移机制,建立了SRV区域正交离散裂缝耦合双重介质基质团块来表征单元体渗流模型(representation elementary volume,简称REV),并结合北美页岩储层实例研究了次生裂缝间距、宽度等缝网参数对页岩气藏气体运移规律的影响.在此基础上根据SRV区域次生裂缝分布特征,采用分形质量维数定量表征裂缝间距分布规律,结合页岩气藏次生裂缝间距对基质团块内流体动用程度的影响规律,得到了页岩气藏体积压裂ESRV计算方法.结果表明SRV区域次生裂缝间距对基质团块内吸附及自由气影响较大,次生裂缝间距小于0.20m时可以实现SRV区域基质团块内流体向各方向裂缝的"最短距离"渗流.选取北美典型页岩储层生产井体积压裂数据进行ESRV计算,页岩气藏目标井ESRV占体积压裂SRV的37.78%.因此ESRV受改造区域次裂缝分布规律及SRV有效裂缝间距界限的影响,是储层固有性质及人工压裂因素综合作用的结果.

关键词：页岩气藏体积压裂有效改造体积裂缝间距石油地质

页岩气藏超压演化过程:来自四川盆地南部五峰组-龙马溪组裂缝流体包裹体的证据

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天然气工业 2021年第9期41卷 12-22页

作者：刘冬冬郭靖潘占昆杜威赵福平陈祎石富伦宋岩姜振学中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京市102249 中国石油长庆油田公司第十采油厂中国石油长庆油田公司第四采气厂贵州省油气勘查开发工程研究院

四川盆地南部(以下简称川南地区)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏普遍存在着超压现象,部分井页岩地层压力系数远高于1.50,目前对于该区页岩气藏压力演化的过程认识尚不清楚。为了揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气藏超压的形成... 详细信息

四川盆地南部(以下简称川南地区)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏普遍存在着超压现象,部分井页岩地层压力系数远高于1.50,目前对于该区页岩气藏压力演化的过程认识尚不清楚。为了揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气藏超压的形成机制与演化过程,以川南地区泸州、威远两地典型井页岩裂缝复合脉体样品为研究对象,通过薄片分析、阴极发光扫描电镜观察,明确裂缝复合脉体胶结物的充填期次,开展不同期次裂缝脉体矿物中包裹体测温和激光拉曼分析,结合埋藏史—地热史研究成果,揭示了不同期次裂缝的开启时间,进而探讨了其与页岩气藏超压演化过程的关系。研究结果表明:①研究区典型井页岩裂缝中主要存在着两期脉体充填,第一期脉体主要分布在裂缝壁,矿物颗粒较小,脉体中流体包裹体均一温度与主生气期温度相符,表明第一期裂缝开启过程与生烃增压作用有关,第二期裂缝脉体主要分布在裂缝中部,矿物颗粒较大,脉体中流体包裹体温度范围较广,与抬升过程地层温度相符,指示第二期裂缝开启过程与构造抬升泄压有关;②研究区页岩最大埋深前甲烷包裹体捕获压力介于103.06~139.82 MPa、压力系数介于2.05~2.50,储层抬升过程中甲烷包裹体捕获压力介于101.32~127.73 MPa、压力系数介于1.89~2.18;③页岩气藏超压来自液态烃裂解生气增压作用,抬升阶段是持续泄压的过程。结论认为,川南地区五峰组—龙马溪组页岩气藏具有良好的保存条件,现今仍能保持较高的压力系数。

关键词：四川盆地南部页岩气藏上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组裂缝复合脉体超压演化过程生烃增压流体包裹体

基于FEM-DFN的页岩气储层水力压裂复杂裂缝交错扩展模型

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天然气工业 2023年第1期43卷 162-176页

作者：唐煊赫朱海燕李奎东 “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学成都理工大学能源学院中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院

页岩气藏压裂过程中,常遇到因施工压力超限储层压不开、近井地带裂缝形态复杂而引起砂堵的恶性事故,如何有效模拟复杂裂缝的起裂与交错扩展形态是页岩气体积压裂优化设计的关键。为此,基于有限元—离散裂缝网络(FEM-DFN),考虑水力裂缝... 详细信息

页岩气藏压裂过程中,常遇到因施工压力超限储层压不开、近井地带裂缝形态复杂而引起砂堵的恶性事故,如何有效模拟复杂裂缝的起裂与交错扩展形态是页岩气体积压裂优化设计的关键。为此,基于有限元—离散裂缝网络(FEM-DFN),考虑水力裂缝扩展的非线性损伤破裂力学行为与裂缝面摩擦效应,改进了拉伸—剪切复合破裂模式的本构方程,建立了基于显式时间积分的页岩气储层水力压裂复杂裂缝交错扩展的多场耦合模型,并在实验室和现场微地震监测中进行了验证。研究结果表明:①水力裂缝与天然裂缝交错机制主要为2类,即被天然裂缝诱导并沿天然裂缝扩展、直接穿透天然裂缝,地质与工程因素对交错机制的转变存在阈值,当排量超过26 m^(3)/min时,或压裂液黏度超过40mPa·s时,或应力差超过18MPa时,或裂缝面摩擦系数超过0.8时,水力裂缝将直接穿透天然裂缝;②天然裂缝对水力裂缝的诱导作用随着两者夹角的变化而变化,在夹角较小的情况下,水力裂缝容易在最大水平主应力方向交汇点之前提前被天然裂缝诱导,而当夹角增大时则在交汇点处进入天然裂缝扩展,且表现为一侧拉张裂缝一侧剪切裂缝;③相邻两簇水力裂缝容易在天然裂缝的诱导作用下相互吸引,进而交汇成优势主裂缝。结论认为,天然裂缝的分布状态是决定压裂裂缝复杂度的关键性因素,研究成果可为中深层页岩气压裂裂缝分析和施工参数优化提供理论与技术支撑。

关键词：页岩气藏水力压裂天然裂缝非线性损伤有限元—离散裂缝网络水力—天然裂缝互作用交错扩展