基于综合可压性的深层页岩气压裂经济效益预测方法

水力压裂是实现深层页岩气藏经济有效开发的关键技术,但深层页岩气储层构造复杂、甜点识别困难、地质条件差,中浅层页岩综合可压性评价方法不再适用;此外,深层页岩气建井及压裂等工程成本高,试采产量低,经济开发矛盾尖锐。为此,通过研究不同地质工程参数对水平井页岩气开采产量影响规律,确定影响页岩气产量因素,通过突变理论综合页岩储层地质、缝网发育程度、岩石基质、流体用量、施工参数等特性,建立了地质-工程综合可压性预测压裂经济效益方法,利用互补准则,降低主观因素干扰,并根据可压性模型评价类型构建经济效益预测模型。以X区块DS2井为例,结合试气产量验证了模型的可靠性,该模型能客观评价页岩气开发和预测工程经济效益。实例计算表明,压裂经济效益预测方法可预测经济回报周期、净现值、内部收益率等,并可通过优化调整工程参数提升经济预测结果。研究结果对于矿场进行预期开采规划,提高深层页岩气可压性评价预测及效益预测具有重要的理论指导意义和矿场应用价值,可实现“降本增效”目标。

滑溜水压裂主裂缝内支撑剂输送规律实验及数值模拟

滑溜水压裂时通过泵送大排量压裂液在储层中形成主裂缝为主干的裂缝网络,主裂缝内支撑剂的铺置状况直接影响油气井的产能。采用自主设计的大型可视化平板裂缝装置来研究大排量泵送时主裂缝内支撑剂的输送规律,建立了相应的数值模型模拟了砂堤在不同时刻的铺置形态,并分析了湍流对支撑剂铺置的影响规律,为滑溜水压裂时主裂缝内支撑剂的有效铺置提供一定的理论指导。研究表明,滑溜水压裂时支撑剂在主裂缝内的铺置规律与小排量压裂时不同:支撑剂首先在主裂缝入口处形成一个较低的砂堤,而在距入口较远处形成一个较高的砂堤,之后才一层一层周期性的覆盖在两处砂堤之上,直到达到最终的平衡高度;大排量压裂时易引起湍流,将主裂缝进口端暂时沉降的支撑剂重新卷入裂缝深处,形成类似"卷云状"的沉降结构;数值模拟与物理实验模拟得到的支撑剂铺置结果相似,证明了研究的数值模型具有一定的实用性。

页岩水力裂缝网络形态及激活机制研究

针对页岩体积压裂后量化复杂裂缝网络构成及裂缝激活程度的问题,基于有限元、全局嵌入黏聚区域模型以及真实页岩露头,建立了预制结构弱面的复杂水力缝网模型。在考虑全耦合应力-流体影响下,研究了弱面逼近角、水平应力差、压裂液黏度以及排量对裂缝网络组成、几何形态以及SRV的影响,提出能够量化分析裂缝网络构成以及裂缝激活程度的裂缝相对激活程度概念。研究结果表明,页岩压后裂缝几何形态受力学性质最弱的弱面控制,分别呈轴对称与中心对称网络状分布;裂缝网络由主导游离气传输的弱面型裂缝与主导吸附气传输的基质型微裂缝共同构成;弱面逼近角、水平应力差以及压裂液黏度对SRV长轴的影响并非呈现单调性变化,逼近角的增加、水平应力差、压裂液黏度以及适当排量的降低会导致SRV短轴增加;水平应力差对裂缝相对激活程度的影响也并非呈现单调性变化,弱面逼近角、压裂液黏度以及排量的增加会引起基质型微裂缝相对激活程度、激活裂缝总长度的增加以及弱面型裂缝相对激活程度的降低。

Shut-in time optimization after fracturing in shale oil reservoirs

A multi-process(fracturing,shut-in and production)multi-phase flow model was derived considering the osmotic pressure,membrane effect,elastic energy and capillary force,to determine the optimal shut-in time after multi-cluster staged hydraulic fracturing in shale reservoirs for the maximum production.The accuracy of the model was verified by using production data and commercial software.Based on this model and method,a physical model was made based on the inversion of fracture parameters from fracturing pressure data,to simulate the dynamic changes of pore pressure and oil saturation during fracturing,soaking and production,examine effects of 7 factors on the optimal shut-in time,and find out the main factors affecting the optimal shut-in time through orthogonal experiments.With the increase of shut-in time,the increment of cumulative production increases rapidly first and then tended to a stable value,and the shut-in time corresponding to the inflection point of the change was the optimal shut-in time.The optimal shut-in time has a nonlinear negative correlation with matrix permeability,porosity,capillary pressure multiple and fracture length,a nonlinear positive correlation with the membrane efficiency and total volume of injected fluid,and a nearly linear positive correlation with displacement.The seven factors in descending order of influence degree on optimal shut-in time are total volume of injected fluid,capillary force multiple,matrix permeability,porosity,membrane efficiency,salinity of fracturing fluid,fracturing fluid displacement.

岩心尺度静态自发渗吸的数值模拟

基于渗流理论、化学势以及嵌入式离散裂缝模型,推导了新的静态渗吸数学模型,模型考虑了毛细管力、重力、溶质浓度差导致的渗透压3种渗吸驱动力对渗吸采油的影响,并利用现有研究验证了模型的准确性。通过数值计算,着重研究了不同驱动机制对渗吸采出程度的贡献,分析了浸泡液矿化度、岩块壁面膜效率、岩块尺寸对采出程度的影响。结果表明:静态渗吸采油过程中,毛细管力、重力以及渗透压都为重要的渗吸驱动力;受多种渗吸驱动力影响,岩块内部含水饱和度呈一定规律变化;早期渗吸中,毛细管力、重力对采出程度的贡献较大;长远来看,渗透压主导的持续渗吸作用对采出程度的贡献也不可忽视。浸泡液矿化度与岩块采出程度呈近线性负相关;岩块尺寸与采出程度非线性负相关;岩块壁面膜效率与采出程度非线性正相关,并且膜效率的增加可以延长高渗透压主导渗吸采油的时长。在水力压裂作业和注水开发过程中,适当降低压裂液和注入流体矿化度值以及增加水力改造裂缝网络复杂程度,可以强化初期渗吸采油效果,缩短渗吸时间,提高最终采收率。