延川南地区深部煤层气U型水平井压裂参数优化设计

鄂尔多斯盆地东缘煤层气田具有高储低渗的特点,为提高深部煤层气单井产量,基于区域构造特征、煤层厚度、含气量及水文地质特征,从优化U型水平井压裂参数的角度,对水平井及其压裂参数进行设计。通过数值模拟对影响水平井产量的水平段长度、压裂缝等主要因素进行研究。结果表明:不考虑摩阻情况下,煤层气产量随水平段长度增加而增加,当水平段超过800m后,由于阻力作用,水平段长度每增加100m,产气量降低10%;压裂缝条数和半缝长对产气量影响较大,最佳的压裂缝条数为4~5条,最佳半缝长为80~120m;裂缝间距和裂缝渗透率对煤层气产量影响不大。依据数值模拟的最优参数对该区煤层气井S1进行压裂,在相同条件下,煤层气产量比未压裂的S2井提高了10倍以上。      

从测试成果揭示新场气田特征及压裂开发效果

新场气田是四川盆地西部凹陷-典型多类型，多层系的低渗透-致密陆相碎屑岩气藏叠置而成的大气田，新场气田勘探开发各阶段中，充分应用DST测试，完井测试，压裂测试，生产试井等手段，通过对气藏（层）压力，气藏（层）温度及相应气层流体性质和流量等资料的分析来揭示气藏（层）特征及压裂开发效果是气田滚动开发较为有效的手段。     

各向异性低渗透油藏菱形反九点井网压裂裂缝优化

在低渗透油藏开发中普遍采用菱形反九点井网,但采油井等缝长压裂将导致非均匀驱替,当油藏物性各向异性时,非均匀驱替现象更加明显。以往针对菱形反九点井网的研究主要基于等缝长压裂,未考虑利用不等缝长设计改善开发效果。根据某各向异性低渗透油藏基本参数建立数值模型,进行不等缝长设计,分析油藏渗透性各向异性及油水井压裂情况对菱形反九点井网水驱效果的影响。随着储层Kx∶Ky的增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增大。在相等Kx∶Ky条件下,注水井是否压裂对角井裂缝优化穿透比影响较小,对边井裂缝优化穿透比影响较大。数值模拟结果表明,在各向异性低渗透油藏中进行不等缝长优化设计,能有效改善菱形反九点井网的开发效果,优化结果对于各向异性低渗透油藏的水力压裂设计以及井网布置具有一定的指导意义。     

致密油藏压裂双水平井参数优化研究

多段压裂水平井能有效地提高致密油藏单井产量,双水平井的使用则会增大增产效果,但其压后产量影响因素并不是很明确。基于渗流力学理论,分析压裂双水平井流体流动机理,建立了考虑启动压力影响的油藏—裂缝系统分段压裂双水平井数值模型,采用网格加密方法和控制变量法,计算分析了地质因素和工程因素对双水平井压后产量的影响,并使用正交试验方法把不同的裂缝参数和特征对水平井产量的影响进行了主次排序。结果表明:地质因素中的基质孔隙度和渗透率对压后单井产量影响最大;工程因素中的水平井筒长度和裂缝导流能力对水平井产量影响较大,并且相关因素的影响力排序为:水平井筒长度>裂缝导流能力>裂缝长度>水平井筒间距>裂缝条数。研究结果对致密油藏双水平井压裂理论及优化设计具有现实的实践指导意义。     

煤层气水平井微地震成像裂缝监测应用研究

为有效地指导煤层气水平井压裂工程,评价压裂施工效果,提出将微地震成像裂缝监测技术应用于煤层气水平井压裂施工中。利用微地震成像监测煤层气水平井裂缝延伸的方位、缝长及缝高,分析裂缝双翼不对称发育原因。以沁水盆地寺河区块为例,将水平井和同规模、同层位垂直井的裂缝监测结果进行对比分析,结果显示,因布井方位及施工工艺影响,水平井压裂液滤失量大、易产生多裂缝,且裂缝延伸距离相对较短。指出后续水平井布井应考虑水平段轴线与最小主应力方向平行,增大压裂设计规模和压裂级数,以保证煤层气水平井高效开发。      

高含硫气藏非稳态水平井产量预测模型研究

元素硫从含硫天然气中析出沉降会影响流体流动,常规的水平井产量预测模型无法用于高含硫气藏水平井非稳态产量预测。本文基于非稳态椭圆流理论,耦合基质内的椭圆流动和裂缝内的非达西流动,考虑元素硫沉积及缝间干扰效应的影响,建立了适用于酸化水平井与酸压水平井的非稳态产量预测模型。分析了硫沉积对渗透率、孔隙度的影响,计算了不同裂缝参数对产能的影响,该模型适用于变井底流压生产条件。计算结果表明：科学准确的元素硫溶解度模型能较好地预测高含硫气藏水平井产量。酸压改造后缝间干扰现象会降低气井产能,且随着时间逐渐增强。硫沉积会降低储层渗透率和孔隙度,使得产量下降。增大裂缝导流能力,增加裂缝半长或者裂缝数量都能有效提高水平井产量,与裂缝导流能力相比,裂缝半长和裂缝数量对产量的影响更大。     

页岩气藏缝网压裂裂缝间距优化研究

页岩气藏一般具有低孔隙、低渗透等特征,对其实施缝网压裂是高效开发页岩气的最佳途径。采用位移不连续法建立线弹性二维均质地层诱导应力场分布数学模型,通过水平应力差异系数对顺序压裂和交替压裂的裂缝间距进行优化研究。结果表明,水平应力差异系数受到裂缝净压力、裂缝缝长、原地应力场等因素的影响;裂缝净压力越大、缝长越长,水平应力差异系数越小;随着与裂缝距离的增加,水平应力差异系数呈现先减小后增加的趋势,因此,存在后续裂缝形成复杂网络的最佳裂缝间距;顺序压裂裂缝间距不宜过大,且后续压裂裂缝间距应适当减小;交替压裂裂缝间距最优时,缝间水平应力差异系数最小,对中间裂缝形成缝网最有利。     

微地震监测技术在页岩气水平井重复压裂中的应用

随着美国页岩气的开发成功,页岩气在我国油气资源里占比越来越重。在实际开发过程中,由于分段射孔位置选择不当,或井筒出现套变异常段,或受限于工艺、材料、工具等作业多方的诸多因素影响,部分页岩气水平井改造效果欠佳。为促使这类页岩气水平井重获高产,实现良好的经济效益,行之有效的手段是采取重复压裂工艺。页岩气重复压裂主要面临水平段长、级数多、施工规模大、液体效率低等困难,工艺成功的关键在于精确封堵低压区、低产区,在未改造区域和未完全改造区域开启新的裂缝。通过微地震监测技术可以准确分析分析新开启裂缝的扩展区域,缝长、缝宽等参数,进而可以实时优化调整排量、砂量、暂堵材料投送时机、暂堵材料用量等施工参数。在重复压裂中应用微地震监测技术,可有效提高重复压裂的效率,增加整个水平段均匀改造程度,压后产量是重复压裂之前产量的4~5倍,这对页岩气水平井老井高效开发具有重要意义。     

裂缝参数对考虑滑脱效应页岩气水平井产能的影响

低渗透页岩气藏中,气体渗流时会受滑脱效应的影响。建立了考虑滑脱效应的气、水两相页岩气藏渗流数学模型,并建立了理想地质模型,采用数值模拟方法,研究了水力压裂的不同裂缝参数对水平井产能的影响。模拟结果表明:裂缝条数、长度和间距是影响页岩气井产能的重要参数,而裂缝宽度和渗透率对产能的影响相对较弱;页岩气井的产能随着裂缝条数和裂缝长度的增加而增大;水平井的水平段长度及裂缝条数一定时,可通过增大裂缝间距来减少裂缝间的相互干扰。      

特低渗油藏多段压裂水平井注水可行性分析

摘要：针对特低渗油藏中多段压裂水平井注水开发的可行性问题,论文采用流线模拟方法,研究了多段压裂水平井在一注一采下的生产动态特征,探讨了影响压裂水平井注水开发的主控因素。模拟结果表明：在不发生水窜的情况下,压裂水平井注水能增大单井注入量,提高采油速度和阶段采出程度。同时,交错部署裂缝,裂缝穿透比为02~04时利于注水开发。裂缝水窜增大压裂水平井注水风险,边部水窜、多条裂缝水窜,加速油井水淹,从而丧失压裂水平井注水的优势。在地质条件稳定,裂缝规模可控的条件下,可以尝试开展多段压裂水平井注水实验。研究结果可为特低渗油藏中多段压裂水平井注水提供理论支持。     

超临界CO2分段多簇压裂井间干扰规律研究

水平井分段多簇压裂是非常规油气藏开发的关键技术,在合理利用压裂诱导应力增大储层改造体积的同时,避免井间干扰所导致的裂缝砂堵和压裂窜扰,是压裂工艺优化中的关键科学问题。文章针对超临界CO₂分段多簇压裂的缝间干扰和井间干扰问题,采用流固耦合的扩展有限元方法研究单井及多井裂缝诱导应力演化特征,充分考虑裂缝内超临界CO₂流动和滤失,从非常规油气储层岩性特征、地应力场分布及施工工艺等多方面对压裂扰动应力进行系统研究,揭示单井分段多簇压裂缝扩展机制及应力扰动特征,在此基础上研究多井井间压裂缝干扰规律。结果表明：高水平应力差、高弹性模量的储层中压裂干扰界限较大,低水平应力差、低弹性模量地层需适度增大簇间距,减小簇间干扰;老井压裂后,其邻井压裂缝非对称系数随井间距呈先增大、后减小的趋势;当井间距等于压裂干扰界限时,非对称系数λ达到最大,且井周改造范围最大,但裂缝两翼的非对称性可能导致储层动用不充分。本研究为水平井细分切割压裂和立体式井网设计优化提供理论基础,在“双碳”战略背景下对非常规油气资源高效开发具有重要意义。     

Cluster spacing optimization of multi-stage fracturing in horizontal shale gas wells based on stimulated reservoir volume evaluation

The multi-stage fracturing in horizontal well is a common technique for shale gas reservoir exploitation, in which cluster spacing governs the fracturing performance. Undersized cluster spacing might make the stimulated reservoir volume (SRV), activated by the respective hydraulic fracture, excessively overlap with each other, while oversized cluster spacing might leave a large unstimulated volume between neighboring hydraulic fractures; in either case, fracturing would be inefficient. Previous design of cluster spacing has failed to maximize the SRV due to the absence of a dynamic SRV evaluation model. A numerical model of SRV evaluation in shale reservoir was established by integrating four main modules, including fracture propagation, reservoir pressure distribution, formation stress distribution, and natural fracture failure criterion. Then, a method to optimize cluster spacing was developed with the goal of maximizing SRV. In order to validate this method, it was applied in Fuling shale gas reservoir in Southwest China to determine the optimal cluster spacing. The sensitivity of key parameters on the optimal cluster spacing has been analyzed. This research proposed a compelling cluster spacing optimization method, which could reduce the uncertainty in cluster spacing design, and provides some new insights on the optimal design of multi-stage fracturing in horizontal shale gas well.     

页岩水平井多段分簇压裂起裂压力数值模拟

页岩储层孔隙度和渗透率极低,天然裂缝和水平层理发育,常规压裂增产措施无法满足页岩气的开发要求,水平井多段分簇压裂是页岩气开发的关键技术之一,该技术能够大幅度提升压裂改造的体积、产气量和最终采收率。为确定页岩储层水平井多段分簇射孔压裂的起裂点和起裂压力,采用有限元方法建立了水平井套管完井（考虑水泥环和套管的存在）多段分簇射孔的全三维起裂模型。数值模型的起裂压力与室内试验结果吻合较好,证明了数值模型的准确性和可靠性。利用数值模型研究了页岩水平井多段分簇射孔压裂的起裂点和起裂压力的影响因素,研究发现：射孔孔眼附近无天然裂缝或水平层理影响,起裂点发生在射孔簇孔眼的根部;射孔簇间距越小,中间射孔簇的干扰越大,可能造成中间的射孔簇无法起裂;射孔密度和孔眼长度增大,起裂压力降低;天然裂缝的存在,在某些情况能够降低起裂压力且改变起裂位置,主要与天然裂缝的分布方位及水平主应力差有关;水平层理可能会降低起裂压力,但与垂向主应力与水平最小主应力的差值有关。获得的起裂压力变化规律,可作为进一步研究水平井多段分簇射孔条件下的裂缝扩展规律的基础,可以为压裂设计和施工的射孔参数确定及优化给出具体建议。     

Summary of Numerical Models for Predicting Productivity of Shale Gas Horizontal Wells

Shale gas production has gradually achieved high and stable output, which makes it possible to make up for the shortage of oil and gas energy as an alternative energy source. Shale reservoir is compact, with well-developed nano-pore, and has the characteristics of adsorption and desorption, diffusion and slippage. At the same time, there are a large number of natural cracks, bedding and foliation. Hydraulic fractures expand irregularly after volume fracturing in horizontal wells. The whole system has multi-field coupling and cross-scale flow effects. Productivity prediction of shale gas is difficult and uncertain, which restricts the efficient development and evaluation of shale reservoirs. In this paper, the development status of productivity numerical models for shale gas horizontal wells is reviewed in consideration of the multi-scale transport characteristics of shale gas. These models include dual media capacity models, multiple media capacity models, and complex seam productivity models. It is considered that the dual medium and multi-media productivity models weaken the large permeable flow area and channel provided by the complex seam network system after shale reservoir lamination, and cannot comprehensively characterize the full-scale coupled transport characteristics of shale gas. The numerical model for productivity prediction of shale gas horizontal wells based on complex fracture network provides a multi-scale flow embedded fracture network system, which solves the problem of systematic flow without losing the ability to accurately characterize each scale flow. It is necessary to obtain the complex fracture network morphological characterization which conforms to reservoir geological characteristics, rock mechanical behavior and fluid-solid coupling mechanism. Fracture network characterization is the key to the productivity prediction of shale gas horizontal wells.     

An analytical model for multiple fractured shale gas wells considering fracture networks and dynamic gas properties

Multi-stage fractured horizontal wells play an important role in developing shale gas reservoirs by significantly improving productivity. By considering fracture networks, gas desorption, stress-sensitive fracture permeability, and pressure-dependent gas PVT properties, an analytical model is developed for shale gas wells. Fracture networks are handled based on transient linear flow, gas desorption is handled by defining a new total compressibility, stress-dependent hydraulic fracture permeability is handled by variable substitution, and pseudo-pressure and pseudo-time are used to handle pressure-dependent PVT properties. After obtaining the solution of the linearized model, a material balance method and successive substitution iteration procedure are proposed to convert the pseudo-time into real time and calculate the production contribution from gas desorption. The results show that induced fractures also have a great impact on the production of the well. Production contribution from free gas and adsorbed gas could be quantified using the proposed material balance principle and iterative method. The rank of parameters that influence the ultimate recovery is the following: half-length of hydraulic fracture, induced fracture length/hydraulic fracture spacing, hydraulic fracture spacing, conductivity of induced fractures, conductivity of hydraulic fracture, and induced fracture spacing.     

煤层顶板分段压裂水平井地质适应性分析与施工参数优化

煤层顶板分段压裂水平井是实现碎软低渗煤层煤层气高效抽采的有效技术.依托"十三五"国家科技重大专项课题,围绕煤层顶板分段压裂水平井煤层气高效抽采技术,采用理论分析、数值模拟等手段,对比不同地应力状态下裂缝的穿层扩展形态,研究水平井布井方位与最小水平主应力方向夹角对裂缝转向扩展的影响,分析多簇射孔条件下裂缝的竞争扩展现象....     

新场气田须二气藏天然裂缝有效性定量表征方法及应用

天然裂缝是地层中广泛分布的一种地质构造现象,当其在油气开发过程中保持一定有效性时具有重要作用,其有效程度高低是裂缝性油气藏高产富集的关键.本次研究以川西新场气田须二气藏裂缝特征及成因认识为基础,利用气藏各类动静态资料对裂缝张开度、裂缝渗透率、裂缝孔隙度等参数进行解释和评价,明确了不同资料计算获取裂缝参数的物理含义及相互之间的关系,为裂缝有效性评价奠定了基础.文中以井筒附近、地质模型网格单元体内裂缝网络系统作为裂缝有效性定量表征对象,通过裂缝网络系统裂缝参数的分布特征,选取并组合了参数分布的特征变量从而建立了裂缝有效性定量表征指标;基于裂缝有效性定量表征方法和建立的定量表征指标对新场气田须二气藏单井产层段裂缝的有效性及气藏裂缝有效性的纵横变化规律进行了研究和评价,其评价结果与区域构造、应力场分布、井下监测、生产动态具有很好的一致性.本文对油气藏中天然裂缝有效性的认识和定量表征方法为裂缝性油气藏地质建模中裂缝有效参数场的建立和数值模拟工作奠定了基础,为裂缝性油气藏的描述和生产动态研究提供了方向和思路.