海上低渗潜山储层缝网压裂可行性评价方法

海上低渗潜山储层开发难度大、开发经济界限高,开发效果受压裂改造体积影响很大。采用地质工程一体化方法,在地质模型和力学模型的基础上,研究认为M潜山储层可以形成复杂人工缝网。为进一步提高裂缝复杂程度,建立了以储隔层应力差、隔层厚度、逼近角、水平应力差异系数为参数的缝网评价方法,并给出了最优值,认为储隔层应力差小于4MPa或隔层厚度小于7m时,可以实现人工裂缝穿层,实现裂缝复杂化。该研究对论证海上低渗潜山储层压裂能否形成复杂缝网,提高单井初产和累产具有很好的指导作用。

建南气田页岩储层可压性评价方法研究

页岩气勘探开发技术在北美地区海相地层中已经比较成熟,主要形成了页岩气缝网体积压裂形成的判断条件、减阻水大型加砂分段压裂工艺技术、裂缝实时监测技术,实现了储层的有效动用。而建南地区页岩气的沉积类型、矿物组分及流体特征与国外存在一定的差异,因此通过开展岩石力学试验,对页岩气的可压性进行了研究,根据建南地区陆相页岩储层的岩石矿物组分特征,结合室内静态岩石力学试验及地应力大小测试,计算脆性指数和应力各向异性,综合评价页岩储层的可压性。

一种描述页岩储层可压性的简易评价方法

受川东南地区页岩气产能及产气性评价研究与涪陵等页岩气先导示范区开发建设需求影响,结合近年来在涪陵页岩气田焦石坝、平桥、江东等区块开展的相关调查与科技项目研究成果,提出了一种通过页岩储层的地层孔隙流体压力梯度、页岩储层上覆地层岩石密度等参数计算页岩储层水平地应力差异系数,进而评价页岩储层可压性的方法。实践证明,这种方法适用于涪陵页岩气田志留系龙马溪组--奥陶系五峰组页岩储层,水平井水平段页岩储层分段压裂效果验证符合率高为97.1%。

地应力预测技术在页岩气水平井开发中的应用

相比于常规气藏,页岩气藏有着低孔隙度、低渗透率的特点,大规模开采页岩气需利用水平井压裂技术.研究表明:与最大水平主应力近垂直的方向钻水平井,且地应力差异系数较小时,有利于形成网状裂缝.选择川东南X工区对地应力预测技术在页岩气水平井开发中的应用进行研究,利用地层的构造信息、速度信息和密度信息,求得层位面的地应力参数,预测最大水平主应力方向、最小水平主应力方向以及地应力差异系数;通过区域应力机制分析以及X1、X2、X3三口井的钻井实测诱导缝解释结果和产量情况分析,验证了本文地应力方向和地应力差异系数预测结果的可靠性.在水平井设计时应综合考虑地应力方向和地应力差异系数,以获得良好的压裂效果和产能.

基于贝叶斯反演的HTI介质地应力预测方法的研究和应用

地应力作为指导储层水力压裂的关键参数,影响着储层裂缝的大小、方向以及形态.对储层进行水力压裂有利于油气的储藏和运移,对于提高油气产能具有重要意义.本文提出基于贝叶斯反演的HTI介质地应力预测方法.首先,考虑致密砂岩储层中存在的大量垂直裂缝,将其等效为HTI介质,以HTI介质各向异性理论和贝叶斯反演理论为基础,通过叠前方位地震数据获得地下介质的弹性参数和各向异性参数.其次,根据HTI介质主应力计算方程,利用反演得到的弹性参数和各向异性参数实现地应力预测.最后,根据储层水平应力差异比(DHSR,Differential Horizontal Stress Ratio)分布指示储层中易于压裂改造、且油气资源丰富的区域.模型数据测试验证了该反演算法具有可行性和一定的抗噪性,实际资料的应用结果表明,基于叠前方位地震数据反演得到的DHSR能够有效指示致密砂岩储层中易于压裂成网的区域,对致密砂岩油气藏开采效率的突破具有重要意义.