基于有限元法的高压挤压砾石充填数值模拟

从疏松砂岩的岩石特性以及施工工艺角度分析了影响高压挤压砾石充填效果的各种可能因素。在此基础上，采用有限元分析软件针对射孔井进行了数值模拟，模拟结果显示射孔沿着最大水平主应力方向，有助于裂缝的产生。在数值模拟的基础上分析了高压挤压过程中疏松砂岩的启裂机理，认为压密砂层的破裂压力即为高压挤压砾石充填的启裂压力，其裂缝形态，直接影响着近井地带的裂缝形态。     

礁灰岩油藏微粒过饱和充填技术机理及创新实践

南海东部地区流花油藏为礁灰岩油藏,按其内部结构特点,包括基质、裂缝及溶孔三重介质。油井含水上升速度快,各项常规增产技术均无明显效果。该油田在“微粒环空充填技术”的基础上,在业内首次创造性提出并尝试了“微粒过饱和充填技术”,已实施的3口井均取得明显效果,在保证产能的同时,含水率比邻井低30%以上,且含水上升速度慢,预测该技术单井增油5×10⁴ m³。但由于礁灰岩油藏地质油藏条件的复杂性,该技术应用的作用机理多有争论。因此,综合裂缝特征、渗流力学、油藏工程、完井工艺、数值模拟等研究,进行了礁灰岩油藏“微粒过饱和充填技术”的作用机理研究,认为起到“控水、堵缝、储层改造”三重作用,早期以储层改造为主、一定程度起到堵缝作用,相对高压充填微颗粒对近井储层起到扩张微裂缝、沟通更多基质储层、增大波及范围,后期以控水为主。该研究将指导本油田对微粒过饱和充填的后续应用,以及对其它裂缝性礁灰岩油田或者底水砂岩油田的控水增产具有较强的指导     

人工湖下连采连充煤炭开采地表移动变形预测研究

为研究人工湖下煤炭连采连充开采后的地表移动变形规律，对连采连充工作面进行了室内力学试验和现场取芯力学试验，验证充填体的可行性；基于等价采高概率积分法，对连采连充工作面进行地表沉陷预测；通过数值模拟计算，分析导水裂缝带发育高度，并与概率积分法结果进行对比。结果表明：充填体的强度5.063 MPa超过设计强度2.0 MPa,能够确保矿井的安全开采；连采连充工作面开采后，地表倾斜值极值0.3 mm/m,地表水平变形极值-0.2 mm/m,小于砖混结构建筑I级损坏范围，周围地表沉陷平缓，无安全隐患；导水裂缝带发育高度约49.7 m,距离隔水层约160.3 m,水下采煤安全，FLAC^3D数值模拟和概率积分法结果比较接近，验证连采连充技术可有效减缓地表移动变形。     

具有大裂缝的气井水锥问题的数值模拟

当具有大裂缝的底水气田的气井生产时,经常发生底水突然通过大裂缝串入井孔而影响天然气生产。显然,借助数值模拟方法以了解地下气、水流的动态变化对于提高采收率甚为重要。但是对有大裂缝的气田,普通数值方法结果无效,必须另辟途径。通过讨论大裂缝三维水锥问题的数值模拟,认定大裂缝的主渗透率方向在大裂缝曲线切向上,借助张量变换理论和有限体积法,导出了描述有大裂缝的三维气井水锥的离散方程。实算表明了这种方法比通常方法更能反映气井水窜真实过程。     

基于马尔科夫链的裂缝期次研究——以重庆天府地区上二叠统长兴组露头为例

为寻找一种经济又有效的裂缝期次定量划分方法,本文以重庆天府地区上二叠统长兴组地层为例,对构造裂缝形成期次的划分方法进行了研究。在大量野外观察与测量的基础上,以基于概率统计学的马尔科夫链为方法,进行了转移频数统计、马尔科夫性质检验、随机值计算、残差矩阵分析,得出研究区的裂缝发育期次主要为三期：第一期裂缝为近东西向,第二期裂缝为北西西-南东东向,第三期裂缝为北北东向-南南东向;结合基于地球化学的充填物碳氧同位素分析,取对应期次的裂缝充填物进行实验,对上述分析结果进行佐证,结果发现其同位素值主要散落在三个区域：第一期裂缝充填物δ18O平均值为-8.58‰,δ13C平均值为3.32‰,形成时平均埋深为3864m,形成温度为130℃;第二期裂缝充填物δ18O平均值为-7.16‰,δ13C平均值为3.79‰,形成时平均埋深为3084m,形成温度为107℃;第三期裂缝充填物δ18O平均值为-5.18‰,δ13C平均值为3.70‰,形成时平均埋深为2147m,形成温度为79℃。综合研究区构造演化史以及埋藏史分析认为：第一期裂缝形成于燕山早期,第二期裂缝形成于燕山晚期,第三期裂缝形成于喜山早期。实验结果成功验证了马尔科夫链的分析,因此马尔科夫链为一种可行的裂缝期次研究方法。     

富台油田碳酸盐岩潜山裂缝充填特征及其控制因素

为研究富台潜山油田有效裂缝分布区域,利用岩心、薄片、流体包裹体分析等资料对富台潜山储层进行系统分析。综合研究结果表明:富台潜山裂缝充填成因主要是深层热液作用;裂缝充填物主要为方解石,少量为硬石膏;裂缝充填受围岩岩性、裂缝性质、热液温度和流速、与断层距离等多种因素控制。富台潜山的裂缝纵向上冶里-亮甲山组、凤山组的白云岩储层充填程度低,上、下马家沟组灰岩充填程度高;平面上背斜轴部远离埕南大断层及二台阶断层的部分充填程度低,靠近这2条断层区域充填程度高;低充填程度区为有效裂缝分布范围。     

基于马尔科夫链的裂缝期次分析——以重庆天府地区上二叠统长兴组露头为例

为寻找一种经济又有效的裂缝期次定量划分方法,以重庆天府地区上二叠统长兴组地层为例,对构造裂缝形成期次的划分方法进行了研究。在大量野外观察与测量的基础上,以基于概率统计学的马尔科夫链为方法,进行了转移频数统计、马尔科夫性质检验、随机值计算、残差矩阵分析,得出研究区的裂缝发育期次主要为三期:第一期裂缝为近东西向,第二期裂缝为南东东向,第三期裂缝为北东向和南南东向;结合基于地球化学的充填物碳氧同位素分析,取对应期次的裂缝充填物进行实验,对上述分析结果进行佐证,结果发现其同位素值主要散落在三个区域:第一期裂缝充填物δ~(18)O平均值为-8.58‰,δ~(13)C平均值为3.32‰,形成时平均埋深为3 864 m,形成温度为130℃;第二期裂缝充填物δ~(18)O平均值为-7.16‰,δ~(13)C平均值为3.79‰,形成时平均埋深为3 084 m,形成温度为107℃;第三期裂缝充填物δ~(18)O平均值为-5.18‰,δ~(13)C平均值为3.70‰,形成时平均埋深为2 147 m,形成温度为79℃。综合研究区构造演化史以及埋藏史分析认为:第一期裂缝形成于燕山早期,第二期裂缝形成于燕山晚期,第三期裂缝形成于喜山早期。实验结果成功验证了马尔科夫链的分析,证明马尔科夫链为一种可行的裂缝期次研究方法。     

页岩气储层充填天然裂缝渗透率特征实验研究

为了解页岩储层充填天然裂缝开启前、后的渗透率特征,利用四川盆地充填裂缝的不同页岩,结合裂缝面形貌测试,实验对比分析了天然裂缝原位闭合、剪切错位及酸处理后的渗透率特征。实验结果表明:混合充填裂缝矿物颗粒大,硬度高,渗透率应力敏感程度低于方解石充填裂缝。当剪切裂缝错位位移大于0.15mm时,渗透率大小主要受控于裂缝断面整体粗糙度。当错位位移小于0.15 mm时,充填矿物颗粒类型、大小控制的小尺度形貌更起决定作用。酸液溶蚀胶结物形成不整合面,大幅度提高裂缝导流能力,但也需要考虑酸液弱化页岩强度以及颗粒运移而产生的不利影响。     

水平井压裂楔形缝内支撑剂输运特征数值模拟

为使研究结果更符合真实储层中支撑剂运移铺置情况,考虑水平井压裂注入特征和压裂裂缝实际形态特征,突破矩形窄缝数值模型的限制,基于计算流体力学方法建立了工程尺度单孔眼楔形裂缝模型。利用支撑剂输运数值模拟分析了支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度、施工排量和砂比对支撑剂在楔形裂缝中沉降运移的影响。根据数值模拟结果,以在楔形缝内形成具有充分高度和长度且不会带来砂堵风险的砂堤为目标,建议现场压裂施工排量在2.5 m³/min以上,携砂液黏度小于20 mPa·s,砂比控制在10%～20%,并采用粒径为70/140目的支撑剂进行支撑剂充填作业。与常规矩形长板裂缝模型的支撑剂输运模拟结果相比,楔形裂缝模拟中砂堤形态存在明显差异,为现场压裂施工参数提供新的参考。     

非均质碳酸盐岩油藏油水两相流动模拟

为了模拟考虑非均匀基质情况下裂缝的特殊导流作用,采用离散裂缝模型结合有限体积方法进行多裂缝非均质碳酸盐岩油藏两相流动模拟研究,对裂缝显式降维处理,根据基质岩块非均质特征分区划分Delaunay三角网,以此为基础构建非均匀控制单元,采用有限体积法推导其数值计算格式,并基于IMPES方法进行求解。该方法避免了由于介质交界面处渗透率变化较大、利用标准有限体积方法产生不准确速度场的问题,实现了非均质碳酸盐岩油藏油-水两相流动模拟。最后通过算例验证了该方法的正确性,并开展了含复杂裂缝非均匀基质碳酸盐岩油藏水驱数值模拟研究,为此类油藏的开采提供参考依据。