考虑表面扩散的页岩气藏多级压裂水平井数值模拟

考虑页岩气黏性流动、Knudsen扩散、吸附气表面扩散和解吸等渗流机理,建立了页岩气在基质孔隙中的渗流数学模型;并在此基础上建立了页岩气藏多级压裂水平井渗流数学模型,该模型包含由基质、水力诱导裂缝和水力裂缝组成的压裂改造区(SRV)和只含基质的未改造区(USRV)。采用嵌入式离散裂缝模型和拟牛顿迭代法求解,得到页岩气藏压力分布和页岩气累积产量,并分析了参数敏感性。在纳米级孔隙中,吸附气表面扩散是页岩气主要渗流机理;而且孔隙半径越小,吸附气表面扩散对页岩气累积产量影响越大。     

裂缝性致密油藏非线性渗流试井分析方法*

传统试井模型的非线性偏微分方程中根据弱可压缩流体的假设,忽略了二次梯度项,这对于裂缝性致密油藏计算带来一定偏差。裂缝性致密油藏的渗流通常需要克服启动压力梯度,且存在压力敏感性。本文推导出了考虑二次梯度项和介质变形影响的渗流方程,建立了裂缝性致密油藏的数学模型;采用数值方法进行求解,绘制井底压力动态曲线,并对影响因素进行分析。研究表明,启动压力梯度和介质变形的值越小,后期的无量纲压力越大,即地层的压力下降越快,且二次梯度项系数影响着径向流动过程。此试井解释模型能够更加科学地指导裂缝性致密油藏的试井解释,具有一定的理论价值和实用价值。     

脱气对致密油藏流体渗流规律影响研究进展

 致密油藏大多含有溶解气，开采压力低于泡点压力时溶解气析出，产生渗流阻力，影响产能。从致密储层孔喉结构特征入手，阐述了脱气后致密油藏流体渗流特征形成的内因，分析了油藏脱气后流体的流动特征和影响因素，对比了致密油藏和常规油藏在脱气后流体渗流特征的差异，概述了现有的研究手段及相关数学模型的研究现状，展望了脱气后致密油藏流体渗流规律研究趋势。     

串珠状缝洞型碳酸盐岩储层压力变化特征研究

目前的缝洞型碳酸盐岩储层模型建立主要以多重介质、渗流、管流或渗-管流结合等理论为基础,但是当储层内具有大尺度溶洞时,多重介质、渗流理论不能准确表征宏观缝洞储集体。当储层内具有大开度裂缝时,其内部流体流动特征与平板流特征更为接近。因此,需要建立以裂缝平板流与宏观非均质性理论为基础的储层模型。根据气体物质守恒方程与流体力学方程,推导了更接近于真实大型裂缝中气体流动特征的平板流动模型,建立了串珠状缝洞型碳酸盐岩气藏储层的宏观非均质数学模型,并通过数值方法求解出该模型定产量生产时井底压力与各溶洞压力数据。绘制出了溶洞压力导数半对数曲线和井底压力双对数曲线。压力导数双对数曲线可以分为4段：井筒储集反应段、裂缝反应阶段、溶洞反应阶段和边界反应阶段。随后,分别研究了各类缝洞参数对压力导数双对数曲线形态特征的影响。研究表明,不同的缝洞参数会影响压力导数双对数曲线上相应阶段的形态特征。     

裂缝-孔隙型双重介质气藏开发影响分析

为了研究裂缝孔隙型双重介质气藏开发特征,建立了考虑应力敏感、气体滑脱效应和高速非达西流的裂缝孔隙型双重介质气藏渗流模型,通过数值模拟分析了不同渗流效应对气井生产的影响。结果表明,当窜流系数大于等于10^-6时,双重介质气藏与等效均质气藏的生产特征基本一致,此时可以运用分析均质气藏的方法和理论来研究双重介质气藏。气井生产早期,应力敏感对井底压降和稳产期的变化规律影响不大;气井生产中后期,应力敏感作用增强;窜流系数越小,应力敏感对井底压降的影响越早表现出来,对稳产期的影响也就越大。气井生产初期,高速非达西渗流对井底压降影响很小,气井生产中后期,高速非达西渗流对井底压降的影响增大;窜流系数越小,高速非达西渗流效应影响越早显现出来,对井底压降和稳产期的影响也就越大。裂缝孔隙型双重介质气藏虽然存在气体滑脱效应,但由于储层及井底压力相对较高,气体滑脱效应对裂缝孔隙型双重介质气藏气井生产的影响很小。     

压裂致密油藏产能递减分析方法

致密油储层自然渗透率低,孔隙结构细小、流体流动难度大,一般采用压裂井衰竭开发方式。压裂后储层将形成裂缝、基质两种渗流介质。在综合考虑介质类型及不同介质渗流能力基础上,结合物质平衡方程及产能方程,建立了压裂致密油储层的产量递减模型。实例分析表明,产量递减模型与生产动态数据吻合度较高;而常规Arps递减由于没有考虑基质与裂缝的差异性,递减曲线与生产动态数据吻合度相对较低。因此,该方法可以用于压裂致密油藏产能递减规律的分析。     

微裂缝岩心启动压力梯度实验研究

为了研究微裂缝对低渗、特低渗储层非线性渗流规律的影响,使用渗透率接近的天然裂缝岩心、人造裂缝岩心、无裂缝岩心进行了室内渗流实验。研究结果表明:岩心渗透率接近时,微裂缝的存在会大幅降低岩心的真实启动压力梯度,降低不可动流体比例,但是对拟启动压力梯度数值影响较小,同时微裂缝减小了流体流动过程中贾敏效应的影响,使得通过实验数据拟合的启动压力梯度幂函数幂指数更接近-1,此指数大小受孔喉非均质性控制,影响启动压力梯度预测准确性。     

人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响

针对人工裂缝宽度是水力压裂后产生的评价气田开发效果的重要参数,为研究人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响,建立了基质—裂缝系统双重介质气体渗流数学模型,采用有限元方法对页岩气在储层渗流过程中的压力进行求解,揭示在定产量条件下定性和定量的描述人工裂缝宽度对储层压力及井底压力的影响及其渗流规律,并优化人工裂缝宽度。结果表明:人工裂缝宽度对储层压力影响较小,增加人工裂缝宽度,基质和裂缝系统的压降未产生明显差异,但提高了压力波及范围。当人工裂缝宽度为7 mm时,页岩气的泄气面积最大,基质系统吸附气解吸量最大,压力波及范围最广且传播到井底的速度最快,气体渗流效果最佳;人工裂缝宽度增加对井底压力影响较小,但井底压力有小幅上升趋势且下降速度逐渐减慢。当人工裂缝宽度为7 mm时,井底压力最高,基质向裂缝方向压力波传播速度最快,基质系统吸附气解吸量最大,裂缝与基质沟通效果最优。综上,在裂缝宽度研究范围内,人工裂缝宽度为7 mm时为最优裂缝宽度。因此,压裂时应充分考虑人工裂缝宽度对页岩气渗流规律的影响,通过储层压力展布及井底压力变化有效指导压裂开采。     

地层孔隙两相渗流非平衡效应研究进展

地层孔隙两相渗流过程中,毛管力不仅是湿相流体饱和度的函数,往往还与饱和度随时间的变化率相关。对国内外毛管力非平衡效应及其对地层孔隙两相渗流研究进行了调研分析。影响毛管力非平衡效应的因素主要有岩石与流体的性质、饱和度的大小、饱和度随时间的变化率、驱替速度、体系温度等因素。毛管力的非平衡效应随着地层渗透率的降低而不断增大。因而毛管力非平衡效应在均质砂岩中不能很好体现,而在低渗致密地层中对流体流动影响较大。     

致密砂岩气藏孔隙结构对物性及可动流体赋存特征的影响——以苏里格气田东部和东南部盒_8段储层为例

利用恒速压汞及核磁共振实验研究致密砂岩储层微观孔隙结构对宏观物性及可动流体赋存特征的影响。研究结果表明:喉道非均质性是引起致密砂岩储层微观非均质性的主要原因。喉道半径、分布形态、有效孔隙和喉道数和体积等影响气藏的渗流能力,孔喉半径比大、分布范围窄是造成致密砂岩储层物性及可动流体含量低的主要原因之一。可动流体饱和度与所处空间位置无关,只与孔隙和喉道半径有关,喉道的类型差异及喉道半径的分布特征是影响可动流体饱和度的主要因素。     

鄂尔多斯东南部延长组致密油储层微观特征及主控因素

通过岩心观察、薄片鉴定、测井、扫描电镜和恒速压汞实验等资料分析,利用储层地质学等理论技术和知识,对鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油储层的岩石结构和组分、孔喉结构和类型、孔渗分布等微观特征及其相关性和主控因素进行研究。延长组致密油储层以细粒长石砂岩为主,岩石结构和成分成熟度较低;平均孔隙半径为10μm且孔隙连通性差,孔隙以粒间孔、长石溶孔和裂缝为主,平均喉道半径为0.41μm,喉道以微细-微喉道为主。孔喉结构的非均质性决定了致密油储层的储集和渗流能力,压汞曲线表现出高排驱压力、中值半径偏小、细歪度、分选中等、退汞效率低的特征显示研究区致密油储层储集能力较强,而渗流能力较差;孔隙度均值为8.5%,渗透率均值为0.69 m D,孔隙度和渗透率表现为线性正相关(R2=0.389),微裂缝的存在使部分样品表现出低孔高渗的特征,储层总体表现为特低孔、超低渗、非均质性强的致密性特点。通过相关性分析,岩石组分主要影响储层的孔隙度,岩石组分中(铁)方解石与孔隙度相关性最好;喉道主要影响储层的渗透率,压汞实验分析表明孔喉大小、分布和连通性特征参数中的孔隙体积、分选系数、排驱压力与渗透率的相关性最好,相关系数均大于0.9,沉积作用(埋深、沉积微相)、成岩作用(压实、胶结和溶蚀)、构造作用等是研究区储层特征的主要控制因素,其中水下分流河道的储层物性最好,是研究区"甜点"储层的指向区;压实作用对储层致密性的贡献大于胶结作用,酸性流体大量生成时储层已在压实和胶结作用下接近致密,因此无法与长石等易溶组分充分接触而发生大规模的次生溶蚀;此外,后期构造运动生成的裂缝由于缺乏酸性流体而无次生溶蚀孔隙生成,储层的致密性无法得到根本性的改善。     

非均质低渗透储层渗流特征实验研究

基于平板模型模拟非均质低渗透储层的相似理论,设计、制作并评价了非均质低渗透平板模型,进而开展渗流特征物理模拟实验,利用平板模型内部对称布置的压力传感器获取的压力数据,绘制了压力梯度分布图和渗流区域划分图,进而分析非均质低渗透储层渗流特征。实验结果表明,非均质低渗透储层的注采井近井地带压力消耗很大,同号井连线中点处压力梯度最小,注采单元内压力梯度分布状况随渗透率及平面非均质性的变化相应改变;渗透率的增大使压力传播距离增大,非均质性的增强则对压力传播有负面影响,当储层整体渗透率较低时,渗透率增大的影响程度大于非均质性的负面影响;随着采出端渗透率增大,非均质低渗透储层的不流动区域面积变小,相应的可流动区域变大,其中更利于流体流动的拟线性渗流区域面积比例增大。     

致密砂岩气藏渗流模式及其影响效果分析

低渗致密砂岩气藏储层物性差,狭小的孔隙空间易产生启动压力,但压裂后投产的生产方式导致气藏原本的渗流模式发生改变。本文以川西致密砂岩气藏为研究对象,利用室内岩心实验及数值模拟技术,对比气藏实际生产指标,模拟储层渗流模式及其对开发效果的影响。结果表明,大规模压裂后投产的致密砂岩气藏原本单一的孔隙内渗流转变为孔隙内,孔隙到裂缝,裂缝到裂缝的多级渗流,基质与基质、基质与裂缝间的启动压力大幅度影响开发效果,渗流模式如模型4所示。气藏物性越差,启动压力梯度对开发效果影响越大,其中渗透率小于0.2×10-3μm2、含水饱和度大于45%是启动压力梯度对开发效果大幅度影响的临界点。基质-压裂区间启动压力梯度对开发效果影响甚微,而基质间启动压力对开发效果影响大,启动压力梯度越小,影响幅度越大,启动压力梯度小于4MPa/100m时,采收率及地层压力下降率降低幅度高达40%。     

变导流能力下的压裂气井产能分析

针对低渗气藏水力压裂后形成的垂直裂缝井中裂缝不同位置导流能力不同的特点,根据压后流体渗流规律变化,基于稳定流理论,考虑地层条件下气体PVT参数随压力变化而变化,推导了考虑垂直裂缝的不同位置导流能力不同的低渗气藏变导流垂直裂缝井产能的预测模型;并分析研究了各因素对产能的影响。研究结果表明:裂缝导流能力衰减系数对油井产能影响程度随井底压力的下降而增强,随裂缝长度的增加而减弱;当裂缝导流能力较小时,裂缝长度越长,裂缝导流能力衰减系数越大,气井产量越小;当裂缝导流能力较大时,裂缝长度越长,裂缝导流能力衰减系数越小,气井产量越大。     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

高石梯-磨溪区块碳酸盐岩储层孔隙连通性综合评价

碳酸盐岩储层发育有孔隙、洞穴和裂缝3种储集空间,孔隙空间组合关系复杂多样,储层物性差异大,均质性差,连通性评价难度大。为了综合评价碳酸盐岩储层孔隙连通性,以X射线CT扫描成像和数字岩心技术为基础,以四川盆地川中地区高石梯-磨溪区块龙王庙组和灯影组碳酸盐岩为例,将孔隙划分为主要孔隙、次要孔隙和死孔隙3种类型,从定性与定量2个方面开展碳酸盐岩孔隙连通性综合评价。结果表明:研究区储层以溶蚀孔隙和溶蚀孔洞为主,同时裂缝较为发育,对储层渗流能力具有显著的改善作用。此外,连通性计算结果表明岩心主要孔隙连通率较高,平均占总孔隙体积的60%以上。主要孔隙占总孔隙的比值与储层渗流能力总体呈正相关关系。通过孔隙结构参数综合分析,对于高孔低渗的样品,孔隙为主要储集空间,但储层渗流能力受喉道半径和配位数影响较大;对于低孔高渗的样品,喉道及配位数对流体渗流控制能力很小,但裂缝及溶洞显著提高了储层孔隙连通性,有效改善了储层的渗流能力。     

缝网页岩储层非线性耦合渗流模型研究

页岩气藏裂缝发育,流体渗流机理复杂,认识流体在缝网页岩储层中的流动规律是准确评价气藏产能的关键科学问题.本文建立多重连续/离散裂缝模型描述水力压裂后的页岩储渗空间,建立了综合考虑吸附气非线性非平衡解吸附、表面扩散,自由气黏性流和Knudsen扩散机理的非线性耦合渗流数学模型.模型认为吸附气在有机质表面发生表面扩散,并与无机质基质孔之间发生非平衡解吸附,无机质基质孔内存在黏性流和努森扩散,而天然裂缝和压裂形成的水力裂缝内只有黏性流.通过压裂水平井的数值模拟结果,揭示了缝网页岩储层中吸附气净解吸附速率的时空演变规律,发现了最大净解吸附速率由缝网逐渐向基质扩散的现象.通过多重压力系统分析,发现了裂缝中自由气、基质无机质孔隙中自由气、有机质中吸附气依次滞后的浓度扩散现象;通过对天然裂缝渗流场的分析,发现离散缝网区域包络线外的流动形式随时间依次出现:椭圆径向流、线性流和缝间干扰产生的非线性流.本文研究揭示了缝网页岩储层的渗流机理,为页岩气藏的开发提供了科学基础.     

低渗透油藏多分支裂缝压力动态分析

复合应用水力压裂和高能气压裂等多种压裂改造技术开采低渗透油藏,在近井地带形成不受地应力控制的多分支裂缝。基于渗流理论和叠加原理,分析了未穿透储层的多分支裂缝的渗流规律,再利用Green函数和Newman乘积法求得其地层压力解析解,这是一种新的计算多裂缝地层压力的方法,可避免复杂的推导过程。研究表明:未穿透储层的多分支裂缝的井底压力随渗透率、孔隙度的增大而减小,但减小的幅度逐渐减小,且地层渗透率对井底压力的影响更明显;裂缝长度越长,相邻裂缝长度差距越小,裂缝分布越不均匀,裂缝间相互干扰作用越严重。所以在一定经济范围内,裂缝长度存在最优值,裂缝分布越均匀改造效果越好。该研究成果对油气藏的压裂改造设计具有实际指导意义。     

低、特低渗透油藏压裂水平井产能计算方法

考虑低、特低渗透油藏裸眼压裂水平井流体从基质--裂缝--水平井筒及基质--水平井筒的耦合流动,以等值渗流阻力法及叠加原理为基础,将裸眼压裂水平井渗流区域划分为三个流动区域:流体在水平井压裂裂缝内的达西线性流动区域、水力压裂裂缝泄流引起的非达西椭圆渗流区域和流体在地层中的径向渗流区域.建立裸眼水平井水力压裂多条横向裂缝相互干扰的非达西产能预测模型,分析水力裂缝参数对产能影响,揭示裸眼压裂水平井开采变化规律.模拟结果表明:裂缝条数越多,裂缝干扰越强,水平井压裂存在一最优裂缝条数;裂缝沿水平井筒排布靠近两端、中间相对较稀,且两端长、中间短的开发效果最好.     

特低渗透纵向非均质油藏周期注水研究新方法

 大庆外围某特低渗油藏不仅储层薄,渗透率特低,而且纵向上非均质性较强,水驱开发过程中层间矛盾严重,明确注水方式对特低渗透纵向非均质油藏的影响对于解决层间矛盾十分必要.建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质地质模型,采用5点井网进行数值模拟计算,考虑流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律及压力敏感性特点,研究不同周期注水方式的渗流规律.结果表明,增注-减注注水方式相同含水率下采出程度高于增注-停注注水方式;增注-减注注水方式比增注-停注注水方式储层吸水剖面均匀,相对低渗储层吸水能力增强,相对高渗储层吸水能力减弱;增注-停注注水方式增注周期注水井附近压力梯度普遍高于0.2MPa/m,注水能量被消耗在建立水流通道上.该模型能直观判断周期注水方式对非均质性开发效果的影响.