基于复杂缝网精细刻画的致密油气藏水平井多段压裂数值模拟技术

为准确预测致密油气储层压裂水平井生产动态,提出了一套基于复杂缝网精细刻画的水平井数值模拟方法。在三维地质模型和地质力学模型基础上,考虑多裂缝应力阴影和天然裂缝作用,建立了裂缝扩展数值模拟模型,并根据施工压力响应曲线校正模型参数,定量刻画了缝网形态;提出了一种非结构化网格快速剖分方法,对人工裂缝系统进行表征,采用“双重介质+PEBI网格+缝网加密”的方法,将基质、天然裂缝和人工缝网耦合,从而建立了复杂缝网油藏数值模拟模型,模拟不同尺度介质内的渗流;通过历史拟合手段,调整基质和裂缝的孔隙度、渗透率和相渗等参数,对缝网模型进行反演、修正,预测水平井生产动态。实例应用表明,本文方法在定量精细刻画人工缝网的基础上,能够快速完成油藏历史拟合工作,得到较为可靠的数值模型,实现水平井开发动态特征的精准预测。

致密储层复杂缝网流固耦合渗流规律及产能模拟

致密储层在进行压裂改造后,其内分布有众多产状不一、纵横交错的天然裂缝,且与人工裂缝共同构成复杂裂缝网络,导致油气在储层内渗流规律极为复杂,严重制约致密储层油气资源高效开发。鉴于此,基于流固耦合作用的双重介质缝网渗流理论,建立了致密储层复杂缝网渗流体系的理论模型及数值模型,通过COMSOL及MATLAB软件联合仿真技术分析了天然裂缝长度、倾角以及与人工裂缝连通性对储层压力及产能的影响。结果表明:随着天然裂缝长度的增加,储层压力降低范围以压裂水平井为中心逐渐向外扩散,且压力传播范围逐渐增大,累计产油量与裂缝长度呈正相关;裂缝倾角在(0°,75°]时,累计产油量增加幅度较小,但裂缝倾角在(75°,90°]时,累计产油量明显增加,裂缝倾角存在最优值范围;随着缝网之间连通性的增加,储层压力降低程度及范围逐渐增大,且中后期累计产油量大幅增加。研究成果对合理制定致密储层的开发方案及提高产能等具有一定的指导意义。

低渗油藏复杂缝压裂可行性评价及工艺优选

目前国内新增探明储量中低渗油藏比例越来越高,大部分低渗油藏产量较低或无自然产能,难以达到工业开采价值。对于低渗油藏压裂,造复杂裂缝、提高裂缝缝控体积、增大低渗油藏渗流通道是改造的主要目的。如何提高低渗油藏裂缝的复杂程度,主要取决于储层本身地质条件及压裂工程条件两方面因素。本文将从基于实验数据、测井数据、地震数据的储层评价出发,通过动、静态数据对比、校正,取得储层较为准确的数据,再根据储层评价结果,通过创新工艺,探索适合低渗油藏复杂缝压裂的储层评价方法及工艺方式优化。

二级裂缝倾角对复杂缝网中支撑剂输送的影响

支撑剂在复杂缝网中的分布情况直接决定了非常规油气的开发效果。为了探究体积压裂后复杂缝网中二级裂缝倾角对其支撑剂输送特征的影响,建立了可以改变二级裂缝位置和倾角的缝网模型。在分析携砂液在缝网内流动的基础上,建立了支撑剂在复杂缝网中的输送模型,并以曳力、弹性碰撞模型和Knudsen余弦散射定律分别表征支撑剂与携砂液、支撑剂颗粒间以及支撑剂与粗糙裂缝壁面的相互作用。数值模拟结果表明:改变二级裂缝倾角和位置,会严重影响缝网中主裂缝和二级裂缝内支撑剂的铺置情况;当二级裂缝水平时,其中的支撑剂分布范围最小,而增大二级裂缝到主裂缝入口的距离可以有效改善支撑剂在主裂缝中的分布;在二级裂缝垂直的缝网中支撑剂填充比例最大,当二级裂缝倾角为90°~120°时,支撑剂填充效果最差。研究成果为体积压裂中携砂液及缝网优化设计提供了理论指导。

形成复杂缝网体积(ESRV)的影响因素分析

基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从储层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了储层形成复杂裂缝网络的受控因素,初步建议以多因素耦合的复杂缝网体积(或有效地改造储层的体积ESRV)来表征水力压裂对储层的改造程度。复杂缝网体积,既包括了裂缝总面积与储层体积的比表面积(裂缝的密度)的作用也包括了裂缝所触及到改造体积(裂缝体积)的作用。研究表明,储层的水力压裂复杂缝网指数受到地质因素和工程因素的双重影响。

支撑剂在复杂缝网中的沉降运移规律研究

为研究体积压裂过程中支撑剂在复杂缝网中的沉降运移规律,以离散化缝网模型为基础,应用复杂缝网模拟实验装置对6种结构缝网进行支撑剂沉降运移规律实验。结果表明:距井筒较近的节点,主裂缝砂堤形态垂直高度上出现"突变"现象,而较远节点,未出现"突变"现象;不同结构缝网,支撑剂在主裂缝中运移距离大小依次为:"一"型结构缝网、"T"型结构缝网、"H"型结构缝网、"TF"型结构缝网、"双T"型结构缝网、"十"型结构缝网;距离井筒较近的次生裂缝中,砂堤形成过程是携砂液携砂作用和支撑剂重力共同作用的结果,而距离较远的次生裂缝中砂堤形成过程中支撑剂的自身重力起主要作用。

复杂缝网导流能力实验研究

缝网导流能力是影响致密油气藏储层改造效果的重要因素之一。设计新型导流室,通过室内导流能力实验研究闭合压力、铺砂浓度、砂堤高度、支撑剂及缝网结构等因素对缝网导流能力的影响,并利用正交试验分析各参数对缝网导流能力的影响程度。结果表明:随着闭合压力的增大,缝网导流能力先缓慢降低后大幅降低,最终下降趋势平缓;随着铺砂浓度和砂堤高度的增大,缝网导流能力增大;缝网导流能力随着支撑剂粒径的增大而增大,大粒径支撑剂承压能力差,随着闭合压力的增加,缝网导流能力下降较快;随着次生裂缝数量的增多,与出口端距离减小,缝网导流能力增大。各参数对缝网导流能力的影响程度分别为:闭合压力影响最显著,次生裂缝位置和支撑剂粒径影响较大,铺砂浓度和次生裂缝数量有一定影响,砂堤高度与支撑剂类型影响最弱。

页岩储层中同步压裂形成复杂缝网可行性研究

同步压裂能够更好地利用2个井筒中裂缝诱导应力干扰,降低地应力差异系数,使页岩油气藏产生更加复杂的裂缝形态。文中运用位移不连续理论,建立了二维平面裂缝诱导应力场数学模型,讨论了页岩储层形成复杂缝网所需要的地应力条件,分析了裂缝净压力、裂缝参数和原地应力场等因素对同步压裂形成裂缝网络复杂程度的影响规律。结果表明,裂缝净压力越大、裂缝长度越长、原地应力差异越小,页岩储层形成复杂缝网的可行性越大。研究结果对判断我国页岩油气藏能否应用同步压裂形成复杂缝网具有一定的理论指导意义。

长6特低渗透油藏重复压裂复杂缝网参数优化

直井体积压裂作为一种新型、高效的开发方式,对重复改造储层快速增产有重要意义。基于特低渗油藏菱形反九点井网,建立了考虑初次压裂裂缝时变性和重复压裂复杂缝网特征的研究井组模型,应用数值模拟方法,根据剩余油分布结果优选重复压裂潜力井,并采用正交试验方法进行缝网参数的优化设计。结果表明:主裂缝导流能力对增产效果影响显著,其次为主裂缝长度和次裂缝导流能力,缝网宽度和次裂缝间距影响程度较小。在实际井网、井距和压裂工艺所限制的范围内,当主、次裂缝导流能力分别为25μm2·cm、3μm2·cm,主裂缝长度为290 m,缝网宽度、次裂缝间距分别为100 m、30 m时,开发效果最好。研究结果不仅为长6特低渗透油藏重复改造提供了理论基础,而且对同类油藏重复压裂缝网优化设计具有重要的借鉴价值。

复杂缝网页岩压裂水平井多区耦合产能分析

针对页岩储层水平井压裂开发中复杂缝网形态、纳微米孔隙—复杂缝网—井筒多尺度渗流规律认识不清等问题,开展了针对性的研究:(1)通过巴西劈裂实验,诱导压裂缝的产生;(2)通过X射线CT扫描,观测岩样内部压裂缝形态,测得压裂缝开度;(3)结合压裂缝形态描述和气体在基质—复杂缝网—井筒中的渗流机理,在多尺度统一渗流模型的基础上,建立考虑扩散、滑移及解吸的水平井单段压裂改造产能方程;(4)考虑多级压裂区干扰及水平井筒压降,建立页岩储层多级压裂水平井产能预测模型。研究结果表明:(1)压裂缝形态为复杂网状缝;(2)测得压裂缝开度为4.25~453.00μm,平均为112.00μm;(3)不同缝网形态下页岩气表现出不同非线性渗流规律;(4)随着重改造区裂缝密度、重/弱改造裂缝分布范围的增大,产气量逐渐增加,压裂段间缝网渗流区域发生干扰,产气量增加幅度减小;(5)模拟水平井筒长1 500 m、重度改造区缝网半长100 m时,压裂10级产能效果最好。结论认为,需要合理地控制压裂程度、优化裂缝参数,才能为页岩气压裂优化设计等提供技术支撑。

页岩气水平井分段压裂复杂缝网形成机制

水平井分段压裂是页岩气高效开发的重要技术手段,有意识地利用水力裂缝沟通页岩储层中的天然裂缝,使其闭合的部分重新开启,开启的部分又相互连通,从而在地层中形成具有较大规模的复杂裂缝网络,有利于实现地层中页岩气向井筒的高效流动。为了合理优化页岩储层压裂设计方案,提高页岩储层压裂改造效果,需先认清页岩水平井分段压裂复杂缝网形成机制。基于位移不连续理论,建立了水平井分段压裂多裂缝干扰模式下的地应力场模型,分析了天然裂缝在复杂地应力场和存在压裂液滤失作用的情况下,发生张开或剪切破裂形成复杂缝网的机理。分析表明:水力裂缝诱导应力虽能降低地层原始水平应力差,但也会增加地层中天然裂缝发生张开和剪切破裂的难度,不利于复杂裂缝网络的形成。压裂液滤失是导致地层中天然裂缝发生张开和剪切破裂形成复杂裂缝网络的关键因素,天然裂缝的剪切破裂区域要远大于张开破裂区域,多条水力裂缝滤失效应的叠加更有利于形成具有较大波及区域的复杂裂缝网络。充分考虑压裂液滤失对复杂裂缝网络形成的影响,对提高页岩气水平井分段多簇压裂改造效果具有重要意义。

冀东裂缝性火山岩气藏复杂缝网构建的可行性研究

通过对冀东油田南堡五号构造裂缝性火山岩储层开展岩石力学特性、岩石脆性、水平应力差、天然裂缝发育情况等分析,明确了复杂裂缝网络构建的关键因素,同时确定了施工排量、施工规模、缝内净压力、液体黏度等工程因素对构建复杂裂缝网络的影响,提出混合水注入、酸蚀多缝改造等配套工艺,明确了冀东裂缝性火山岩气藏压裂实现复杂缝网的可行性。

泌阳凹陷砂砾岩薄层复杂缝分层压裂技术及应用

泌阳凹陷东南部深层砂砾岩埋藏深、砂体薄,物性较差,常规压裂形成的裂缝形态单一,缝高容易失控,一直未取得突破。针对深层砂砾岩特点,建立了基于测井数据砂砾岩可压性评价方法;在薄互层直井复杂缝延伸规律认识的基础上形成了复杂缝优化设计技术,并配套耐高温高压分层压裂管柱。在现场实施压裂3口井,应用效果较好,均获得高产工业油气流,取得泌阳凹陷深层砂砾岩储层勘探突破。

致密砂岩气藏复杂缝网压裂工艺现场应用

针对苏里格地区层内非均质性强、气层薄且砂泥岩交互的储层开发效果差的问题,借鉴体积压裂思路,采用滑溜水+交联冻胶变黏度压裂液体系、60.32 mm油套环空注入提高排量的压裂方式,扩大施工规模,形成复杂裂缝网络结构,增大储层的泄流体积。滑溜水降阻剂质量分数0.1%,降阻率76.5%。交联冻胶羟丙基胍胶质量分数0.3%,100℃、170 s^(-1)条件下剪切90 min后黏度为85 m Pa·s。支撑剂选用粒径0.425~0.85 mm中密度高强度陶粒。施工排量达到8.0 m^3/min,平均砂比超过17%,最高砂比达到31.2%。通过裂缝监测发现,采用复杂缝网压裂工艺产生的缝长与裂缝表体积远大于常规分层压裂。采用该工艺在苏里格地区进行了7口直井现场试验,与邻井常规分层压裂相比,绝对无阻流量提高率达到56.9%~130.2%。由于采用小油管环空压裂,生产过程中携液能力好。该项工艺在苏里格致密砂岩气藏具有良好的适应性。

致密油体积压裂复杂缝网形成规律数值模拟研究

水力压裂作为一种油田增产改造措施,已经广泛地应用于非常规油气藏开发之中。为准确反映实际压裂结果,须要进一步提高水力压裂数值模拟技术的水平。为此,结合压裂施工现场数据分析,通过建立复杂缝网数值模型进行模拟研究,以寻找其背后的根本机理。研究结果表明:水力压裂过程中,裂缝易沿倾角较大的天然裂缝方向转移;地应力差越大,裂缝越倾向于沿一个方向快速扩展,形成单一直缝,地应力差越小,裂缝缓慢扩展,在周边形成较为复杂的缝网结构;天然裂缝面摩擦因数在0.5以下时,水力裂缝会沿天然裂缝方向转移,形成较为复杂的缝网结构;天然裂缝面摩擦因数为0.4时,形成的缝网复杂度最高。所得结论可为压裂施工设计及优化提供有益指导。

非常规油气藏不规则复杂裂缝表征方法

非常规油气资源储量大,开发难度高。储层压裂改造是非常规油气资源开发的关键技术手段。天然裂缝和压裂裂缝具有不规则性和复杂性。针对现有裂缝表征方法难以准确刻画裂缝真实形状和宽度变化等不规则特性这一问题,提出了基于非结构PEBI网格的不规则复杂裂缝表征方法。首先,建立基于PEBI网格的天然裂缝表征流程,实现对任意区域或限定区域天然裂缝的准确表征;其次,建立基于Delaunay三角形网格和PEBI网格的压裂裂缝表征及优化方法,分析网格尺寸及优化次数对裂缝表征精度的影响;第三,建立基于非结构网格的非平面裂缝表征方法,实现对弯曲裂缝的刻画和表征,裂缝形态和分布与实际情况更相符;第四,提出非均匀裂缝宽度表征方法,实现对变宽度即同一条裂缝宽度和导流能力不均匀分布裂缝的精细表征;第五,在全区域和限定区域内,实现耦合不规则压裂裂缝和不规则天然裂缝的复杂缝网表征。针对大规模天然裂缝与压裂裂缝相交、裂缝宽度非均匀分布、非平面裂缝等复杂条件下的裂缝网络表征,通过调整网格优化次数,能够提高缝网表征质量。利用PEBI网格能够灵活准确逼近裂缝复杂边界条件的优势,实现快速、准确地显示处理大量不规则天然裂缝和压裂裂缝。形成的不规则复杂裂缝表征方法,有助于提高非常规油气藏裂缝网络的表征精度和数值模拟计算准确性。

基于缝网导流有效性评价的深层页岩气压裂支撑剂优化设计

深层页岩气储层埋藏深、温度高、地层应力大、岩石塑性强,导致压裂缝网复杂度低,缝网导流能力不足,极大影响了深层页岩气储层的压裂效果。评价深层页岩气压裂缝网的有效性,可以指导深层页岩气储层通过高效地压裂改造获得稳定高产的页岩气产能,具有重要的商业价值。基于川东南丁山地区深层页岩地质条件与裂缝导流能力实验,开展了深层页岩高闭合应力条件下裂缝导流有效性评价。结果表明:随着闭合应力的增大,自支撑裂缝与支撑裂缝导流能力呈快速递减的趋势,当闭合应力达到55 MPa时,自支撑裂缝的导流能力仅为0.1μm^(2)·cm,反映了深层条件下剪切裂缝难以满足流体流动的现状;在铺砂条件下,当闭合应力大于69 MPa时,粒径为40/70目的陶粒可有效满足主裂缝的导流要求,粒径为70/120目的陶粒与石英砂均可达到分支裂缝的导流要求;同时定量计算了满足主裂缝与分支裂缝导流要求的最低铺砂浓度,并绘制了不同类型、粒径的支撑剂用量设计图版。研究成果为深层页岩气储层压裂的支撑剂选择与优化提供了技术参考。

复杂接缝面管片接头的力学性能数值分析

根据武汉长江隧道工程管片接头所具有的复杂接缝结构特点,采用三维非线性有限元方法,对管片混凝土和接头承压衬垫均采用非线性材料性质,对螺栓采用三维实体结构模拟并考虑了螺栓预紧力的作用,对榫头采用三维实体模拟并考虑了接触关系,完成了对管片接头力学特征的分析研究。分析表明,接头弯曲刚度随接头弯矩增大而明显减小,但当弯矩增至一定程度后,接头切线弯曲刚度反有轻微增大;随接头弯矩的增长,端面混凝土最大压应力也相应增大,但当接头弯矩增到一定程度后,接头端面混凝土最大压应力数值趋于稳定不变;随接头正弯矩增大,弯螺栓拉应力将有明显提高,而随接头负弯矩增大,弯螺栓拉应力将会有所衰减。研究结论可供类似盾构隧道工程参考。

页岩油井缝网改造后CO_(2)吞吐与埋存特征及其主控因素

为了明确裂缝性页岩储层注CO_(2)吞吐后的埋存效果,探究注CO_(2)吞吐实现CO_(2)有效埋存的可行性,通过建立含复杂缝网的页岩油井CO_(2)吞吐与埋存数值模型,对比不同生产与裂缝参数下的吞吐与埋存特征,并引入灰色关联分析方法确定了影响CO_(2)吞吐与埋存效果的主控因素。结果表明:CO_(2)吞吐不仅可以提高页岩油的采收率,而且可以实现部分CO_(2)的有效埋存,埋存系数可达0.40;注CO_(2)吞吐开发页岩油藏时,吞吐和埋存效果随着吞吐轮次、注入速度、闷井时间和周期注入量等生产参数的增大而增强,其中吞吐轮次对吞吐效果影响最大,可使累计产油量增加22.12%,注入速度对埋存效果影响最大,可使埋存系数达到0.40;CO_(2)吞吐时间越晚,累计产油量越少,但埋存系数越大,累计产油量每年减少3.47%,埋存系数每年增加39.48%;页岩储层裂缝条数、长度的增加有利于提高采收率、实现更多的CO_(2)埋藏,累计产油量最大可增加85.18%,埋存系数最大可增加20.90%。研究成果对页岩油注CO_(2)提高采收率现场实践具有参考意义。

基于树状复杂缝网的致密储层体积压裂裂缝参数优化设计

为了解决水平井体积压裂优化设计时建立的缝网模型较为理想的问题,开展了树状复杂缝网研究。通过建立适用于致密储层的油水两相渗流有限元方程及树状复杂缝网模型,对裂缝密度、裂缝半长、裂缝导流能力进行优化设计及权重分析。通过对比分析确定最优裂缝密度为13条/1000m,最优裂缝半长为190m,最优裂缝导流能力为27D·cm,其中裂缝长度对累计产油量的影响程度最大,裂缝导流能力对累计产油量的影响程度最小。通过建立体积压裂实际形成的缝网形态,利用油藏工程及数值模拟技术完成裂缝参数的优化设计,对体积压裂施工设计具有一定指导意义。