页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟

为探究页岩气藏水平井压裂参数对产气量的影响,开展了分段多簇压裂与流动的数值模拟研究。裂缝扩展模型考虑应力阴影作用,利用位移不连续方法求解应力与位移不连续量。耦合井筒和裂缝中流体流动,并采用牛顿迭代法求解;考虑页岩气的黏性流、Knudsen扩散和吸附解吸,采用离散裂缝模型对压裂后页岩气的流动进行了求解。模拟结果表明:多簇裂缝同步扩展时裂缝间距越小,两侧裂缝偏离最大水平主地应力方向角度越大,中间裂缝宽度越小;随着水平井压裂段数增加,累积产气量增加,但增加幅度逐步降低;至于压裂段,三簇压裂比两簇压裂累积产气量高;裂缝间距越大时,累积产气量越高。     

页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模拟技术

页岩气藏天然裂缝分布复杂,地层非均质性强,水平井压裂技术是开发的必要手段,建立页岩气藏压裂缝网扩展与流动一体化模拟方法对于制定生产方案及评价压裂措施具有重要的现实意义。采用基于闪电模拟的油藏压裂裂缝网络扩展计算方法来模拟页岩气藏多分支裂缝网络形态,在此基础上进一步运用嵌入式离散裂缝模型（EDFM）来定量表征页岩气藏有机质-无机质-裂缝网络之间的复杂流动机制,从而实现页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模拟。基于该方法建立了200 m×200 m的地质模型进行缝网形态模拟以及流动表征,通过缝网扩展模拟方法得到裂缝网络分布规律,在此基础上基于嵌入式离散裂缝模型进行流动模拟,得到模型生产200 d后的含气饱和度分布以及产气量分布曲线。同时,基于本文模型分析了压裂液注入压力、分形概率指数、压裂液黏度以及裂缝网格精细程度等参数对裂缝网络形态、含气饱和度分布以及页岩气产量的影响。研究表明,压裂液注入压力越高分形概率指数越小、压裂液黏度越小裂缝扩展范围越大、含气饱和度下降范围越大单井产量越高,裂缝模拟精度会显著影响产量误差。基于该页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模型可以大规模模拟页岩气藏缝网形态以及多重介质复杂流动,为评价页岩气藏压裂施工好坏以及产量预测提供了有效的帮助。     

页岩气藏压裂水平井五区复合模型产能分析

水平井结合水力压裂技术已经成为高效开发页岩气藏的有效手段。为此,建立并求解了综合考虑页岩气解
吸、扩散和渗流特征的页岩气藏压裂水平井五区复合渗流模型,获得了Laplace 空间的产量解析解。运用Stehfest 数值
反演技术得到了实空间的无因次产量,绘制并分析了无因次产能递减曲线。研究结果表明：产能递减曲线可划分为6
个流动阶段;窜流系数主要影响解吸扩散及以后的流动阶段;导流能力主要影响早期裂缝线性流动阶段;压裂区宽度
越大,产能越大;压裂区渗透率主要对中后期的产能曲线产生影响,渗透率越大,压裂之后形成的缝网与天然微裂缝沟
通的越好,产能越大。研究结果可为页岩气藏分段压裂水平井产能递减分析提供科学依据。     

页岩气藏分段多簇压裂水平井产能模型及影响因素分析

根据页岩气藏储集特征和分段多簇压裂水平井的开发方式,基于双重介质模型建立了考虑吸附气和游离气共存以及气体滑脱效应的页岩气藏不稳定渗流数学模型。利用Laplace变换、镜像映射和叠加原理,得到了定井底流压生产时分段多簇压裂水平井的产能解析解;结合Stehfest数值反演计算并绘制了产能曲线。研究结果表明:发生窜流后,随着压力下降,基质系统的吸附气解吸向裂缝系统供气,压裂水平井的产能增加;分段多簇压裂水平井的端部外侧裂缝对产量贡献最大,对裂缝半长非常敏感,同一段内中间裂缝对产量贡献最小,受簇间距离影响较大;水力裂缝的分布方式对分段多簇压裂水平井的产能影响较大,裂缝段簇比越大,累积产气量越高;气藏压力越低,滑脱效应对页岩气井产能的影响越大。     

页岩气储层压裂水平井非线性渗流模型

水平井+体积压裂技术已经成为目前高效高速开发页岩气藏的主要技术手段。针对页岩储层存在的吸附扩散效应和应力敏感效应以及流体的滑脱效应和高速紊流效应,建立了水平井多级压裂复合渗流模型,并获得了其在Laplace空间的解析解;通过Stefest数值反演和Duhamel原理,得到了考虑井筒储集效应和表皮效应影响下的实空间无因次产量模型,从而绘制了无因次产能模型图版并进行了产能影响因素敏感性分析。根据实践应用结果显示,模型能够预测水平井产量并具有更高的预测精度。研究结果表明:页岩气藏压裂水平井产能可划分为三个渗流区域和五个流动阶段,前期由裂缝线性流占主导地位,产量高但递减速度快;中期由天然裂缝供气,是处于基质和裂缝供气的过渡阶段;后期由基质线性流占主导地位,产量低但递减缓慢。启动压力梯度对水平井前期产量影响较大,而储层应力敏感性对后期产量影响较大。模型为认识体积压裂水平井复杂渗流规律、预测页岩气藏压裂水平井产能、评价压裂效果以及优化水平井压裂参数提供了有效的科学依据和理论支撑。     

非均布导流下页岩气藏压裂水平井产量模拟

现有的页岩气压裂井产能预测模型假设导流能力在缝长方向均匀分布,导致预测结果存在较大偏差.为提高压裂气井的产量预测精度,基于源汇思想和势的叠加原理,考虑压裂裂缝缝内导流能力的非均匀分布特征,建立了气井水力压裂后的非稳态产量预测模型,并通过数值方法对压裂水平井的产量进行了模拟.研究表明,与常规导流均匀分布的模型相比,缝内导...     

页岩气藏压裂水平井渗流数值模型的建立

水力压裂后的页岩气藏水平井渗流区域内储层呈现复杂的裂缝网络形态,考虑解吸–吸附机理的单井渗流数
值模型的建立对单井产能影响因素分析具有较强的理论价值和现实意义,基于Warren-Root 双重介质模型思想,建立
了考虑解吸–吸附的基质渗流数学模型和裂缝渗流数学模型,并进行了差分离散方法的设计及渗流方程的IMPES 方
法线性化处理,最后实现了通过Gauss-Seidel 迭代编程模拟。现场应用中,在页岩储层水平井压裂时的微地震结果基
础上构建了地质模型,所建立的数值模型可分析压力、吸附气量、渗透率、地层物性等多个参数特征对生产的影响,并
与页岩气产出规律相符,因此该简便模型可有效指导现场的工程设计及动态分析。     

超低渗油藏分段多簇压裂水平井裂缝参数优化

为了得到分段多簇压裂水平井最合理的布缝方式,利用数值模拟方法及微地震监测结果,在水平井分段多簇压裂裂缝参数单因素分析的基础上,对不同布缝方式进行了优化研究,并通过油田生产实际进行了验证。结果表明:水平井分段多簇压裂裂缝应不等长度、不等间距分布,优选的纺锤型布缝方式由于具有中缝长、边缝短的优点,避免了边部裂缝过早见水引起的产量下降,不仅可以提高水平井单井产量,还能延缓见水时间,有利于油田稳产增产。     

页岩气储层压裂水平井三线性渗流模型研究

具有天然裂缝发育及纳米级孔隙的页岩气储层渗流具有多种模式,压裂水平井开发模式已成为页岩气藏主要 开发模式,渗流数学模型的建立与求解具有很强的理论意义和现实价值。借鉴已有的三线性渗流模型思路,重新设计 了模型的构成,并建立了包括解吸吸附的渗流数学模型,借助无因次化及拉普拉斯变换推导出单井压裂水平井页岩气 藏的产能公式和井底压力公式,最后,应用得到的结果进行了单井生产过程中影响因素的分析。通过研究与应用表 明,由该简化模型得到的公式能方便而且准确地计算并预测页岩气的产量变化,而且对于压裂设计也可提供设计参数 的优化分析方法。     

裂缝性页岩气藏水平井产能预测模型

基于页岩气藏线性、非稳态流动特点,考虑未压裂区双重介质特点及其对产气的贡献,建立页岩气多级压裂水平井渗流模型并求得定压条件下Laplace空间解。数值模型验证表明解析解与数值解吻合度高,在此基础上推导新的页岩气双孔瞬态产量典型曲线,补充和发展原有页岩气SRV模型典型曲线,并进行参数敏感分析,将新建典型曲线与SRV模型、Brohi模型典型曲线进行对比。结果表明:新典型曲线流动阶段表现为线性流与过渡流交替,较Brohi单孔外区模型典型曲线更复杂;气藏尺寸、窜流系数、内外区裂缝渗透率比对典型曲线影响很大,而储容比的影响不明显;未压裂区天然裂缝对气井产量有积极作用,对页岩气藏进行产能预测时不可忽略。     

致密油注气吞吐优化

近年来,注气吞吐成为致密油体积压裂水平井衰竭式开采基础之上的一种提高采收率的有效方法。通过数值模拟国内某致密油藏典型井注气吞吐过程,对该过程机理进行分析,对相关参数进行优化。首先,建立体积压裂水平井的组分油藏数值模拟模型;其次,对不同的注气量、不同的注入时长、不同的注入气体以及不同闷井时间进行了数值模拟;最后,通过对累计产油量和油藏平均压力的分析,优选合适的注气方案。结果表明,保持油藏压力在地层破裂压力以下并尽可能增加每轮次注气量可提高采收率,注入时长对采收率影响不明显,注入气体组成对吞吐效果影响显著,闷井时长对采收率影响不明显。最终给出了该致密油藏优化的注气方案的建议。总之,数值模拟可以对致密油注气吞吐过程进行分析和优化,对生产实践具有一定的参考意义。     

页岩气试井技术在分段压裂水平井中的应用

目前已掀起页岩气勘探开发的热潮,针对页岩气的研究主要集中在地质及钻完井,而针对页岩气试井动态方面的研究几乎是空白,研究具一定的先导性。建立了页岩气藏无限导流分段压裂水平井评价模型,讨论了扩散、吸附等参数对压力动态的影响,分析了均质页岩气藏中无限导流分段压裂水平井的压力动态特征,解决了无法确定页岩气藏分段压裂水平井动态参数的难题,形成了均质页岩气藏分段压裂水平井的典型曲线。研究成果可为页岩气藏分段压裂水平井的合理高效开发提供技术支持。     

考虑吸附效应的非达西流压裂水平井试井分析

页岩气藏渗透率较低,流动过程中存在边界层影响和吸附解吸现象。在建立页岩气藏压裂水平井试井模型过程中,非压裂区域考虑为存在吸附效应的非达西流动,压裂区域考虑为双重孔隙介质达西流动,水力压裂裂缝区为达西流动。基于油气渗流理论和数学物理方法,建立了考虑吸附效应的非达西流压裂水平井试井模型,求解得到了考虑井筒存储和表皮效应的压裂水平井井底压力响应,并进行了压力响应参数敏感性分析。结果表明:启动压力梯度主要影响特征曲线后期上翘程度;窜流系数主要影响"凹槽"的位置,当同时考虑启动压力梯度和吸附解吸时,窜流系数还影响着解吸时间的长短;解吸系数主要反映解吸扩散程度,随着压力降低,页岩气解吸效果越明显,特征曲线中的"凹槽"宽度和下凹程度越大。研究对于页岩气藏压裂水平井的开发与动态监测具有一定的指导意义。     

基于GA-BP神经网络的长宁地区页岩气水平井产能预测技术

准确预测页岩体积压裂井的产能是确定合理开发决策的重要前提。目前页岩气井产能预测主要基于理论模型,需要理想化假设条件和不易得到的参数,导致体积压裂前的产量预测精度不高。为此,通过数据挖掘技术直接从影响产能的参数入手,突破传统理论模型的局限,首先利用灰色关联度确定影响长宁地区57口页岩气水平井压后产量的主控因素及权重,然后基于遗传算法优化的误差反向传播(back propagation,BP)神经网络方法,建立页岩气水平井体积压裂产能预测模型。基于该模型,针对长宁地区已生产井数据开展现场应用。应用结果表明:工程参数主要影响页岩气水平井的初期产量,总有机碳含量(total organic carbon,TOC)、单井百米液量、单井百米砂量、脆性矿物指数等工程参数是影响页岩气水平井测试产量和3个月累产气量的主控因素;TOC、I类储层钻遇长度、孔隙度、含气量等地质参数是影响页岩气水平井1年累产气量的主控因素;基于长宁地区已生产井数据建立的页岩气水平井体积压裂测试产量预测模型的平均误差为8.76%,预测误差同比多元回归模型预测降低了47.79%;基于遗传算法-误差反向传播(genetic algorithm-back propagation,GA-BP)神经网络的产能预测技术具有操作灵活和预测精度高的特点。利用大数据分析和产能预测方法为长宁地区页岩气井的产能预测提供一种新思路,提高了产能预测效率,并有效地指导现场施工。     

页岩气藏分段压裂水平井不稳定渗流模型

针对页岩气藏中吸附气和游离气共存的储集方式,基于双重介质模型建立考虑吸附解吸过程的页岩气藏不稳定渗流数学模型,并定义新的参数来表征基质中吸附解吸气量与游离气弹性释放量的比值,利用Laplace变换计算页岩气藏点源解,通过叠加原理得到定产量生产时水平井分段压裂改造后井底压力解,对考虑井筒和表皮系数的影响以及定井底流压生产时水平井动态产能进行分析。结果表明:在开采过程中页岩吸附解吸气量所占比例较大,且考虑吸附解吸后,定产量生产所需压差小,压力波传播到边界时间晚,压力导数曲线凹槽更加明显,同时定井底流压生产时压裂水平井产量更大,稳产时间更长;Langmuir吸附体积越大,压力波传播越慢,所需压差越小,压力导数曲线凹槽越深,同时页岩气藏稳产时间越长,产量越大,但产量的增幅越小。     

页岩气产量数据分析方法及产能预测

基于页岩气井线性非稳态流动特点,运用双重孔隙线性瞬态流典型曲线分析Eagle Ford页岩气藏一口多级压裂水平井产量数据,并进行储量评价。根据产量与时间双对数曲线关系,将该气井生产分为表皮效应、线性流动、边界效应3个流动阶段;运用基质线性流动模型计算该气藏基质渗透率,利用数值模型对计算结果进行验证;根据边界效应时间点求取该井体积压裂范围游离气储量,在此基础上进行产能预测,并研究吸附气解吸对气井产量的影响。结果表明:该井体积压裂范围游离气储量与裂缝模拟结果符合度超过85%;解吸气对页岩气井产量贡献取决于平均地层压力与吸附曲线形态;解吸气对该页岩气藏开发早中期的影响可忽略,对开发后期产量的影响很大,气体解吸能增加总采出量30%以上。     

页岩气水平井重复压裂关键技术进展及启示

由于页岩气水平井初始增产措施的种种不利因素，产量达不到预期，加之目前低迷的油价背景，页岩气水平井重复压裂技术越来越受到页岩气资源开发的关注。随着压裂技术的不断发展，许多页岩气区块已经成功实施了这一技术，以提高生产率，并增加页岩气井的最终采收率。综述了页岩气水平井重复压裂优化选井的程序，并讨论了关键工艺技术和监测分析技术，最后，结合目前不同技术的研究现状，对今后页岩气水平井重复压裂技术的研究方向进行了展望，提出了结合“大数据”技术选井、套损变形井柔性修复、基于损伤力学的裂缝监测以及新型材料的压裂液和支撑剂等技术攻关的建议。中国页岩气资源潜力巨大，加速形成适合中国页岩气水平井重复压裂配套技术，会对未来中国页岩气商业开发起到促进作用。     

长宁区块页岩气水平井组地质工程一体化

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源量丰富,开发潜力巨大,但页岩储层渗透率极低,无自然产能,属于典型"人造气藏";必须同时关注储层品质、钻井品质、完井品质,才能获得最大的单井预估最终可采储量(estimated ultimate recovery,EUR)和最高的采收率。因此,为了应对这一挑战,长宁页岩区块开展地质工程一体化技术攻关,形成了地质建模、地质力学、压裂模拟和气藏模拟等4个专业的多项关键技术。采用地质工程一体化研究技术在长宁A平台开展了现场应用。结果表明:①开展地质工程一体化研究,可以实现地质与工程的有机结合,地质模型为工程优化提供技术支撑,工程实践不断校正地质模型,提高精度;②通过地质工程一体化可以打造"透明"页岩气藏,提高研究区域内地质甜点区和工程甜点区的预测精度;③利用地质工程一体化技术可以实现水力裂缝的精细刻画,定量描述和分析水力裂缝的几何形态、净压力、支撑剂分布和导流能力等关键参数;④建立了网格精度小于10 m的页岩气水平井分段压裂三维数值模型,页岩气井的历史拟合精度得到了较大的提高:单井日产气量拟合程度大于98%;井口压力拟合程度大于80%;产液趋势拟合程度大于75%;累产液量拟合程度大于90%。随着地质工程一体化研究不断实施,长宁地区页岩气产量在过去两年中迅速增长。     

基于EDFM的致密油藏分段压裂水平井数值模拟

为了解决致密油藏分段压裂水平井由于裂缝模型建立难度大导致的产量评价困难的问题,通过引入嵌入式离散裂缝模型（Embedded Discrete Fracture Model,EDFM）,采用矩形网格,建立了考虑重力和应力敏感效应的三维致密油藏分段压裂水平井模型。首先,用Saphir对该模型的准确性进行了检验;然后,利用该模型进行了三维致密油藏、天然裂缝性致密油藏以及裂缝分布形态影响的数值模拟研究。结果表明,嵌入式离散裂缝模型能较好反映流体在天然裂缝和压裂缝网内的流动特征;压裂施工位置应选择天然裂缝发育的区域;分段压裂水平井的裂缝分布形态对产能影响显著,缝网与基质接触面积越大,油井产能越大,因此,最优化的裂缝分布可作为体积压裂施工目标。     

应用数值模拟方法分析水平井井网高含水原因

 水平井是有效开发低渗透油藏的主要技术之一,研究水平井开发过程中的产水规律对于该项技术的成功应用具有重要指导作用。在分析常规数值模拟中处理裂缝存在缺陷的基础上,建立新的考虑裂缝的水平井数值模拟方法,研究裂缝与水平井筒不同夹角、裂缝条数、单翼缝长、导流能力等因素对水平井产量和含水率的影响。数值模拟研究结果表明,裂缝参数中对采出程度影响最大的为裂缝条数,其次为单翼缝长和导流能力。将该方法应用于水平井试验区,利用建立的模型对水平井井组的生产动态进行模拟分析,认为水平井含水率高的主要原因是水平井部分人工裂缝与注水井人工裂缝沟通。由此提出将部分水井关井或者封堵现有人工裂缝后重新压裂新裂缝的调整方案。调整方案进行现场应用,取得良好的增产效果。