页岩气藏体积压裂有效改造体积计算方法

页岩气藏矿场压裂实践表明,储层有效改造体积（effective stimulated reservoir volume,简称ESRV）是影响页岩气藏体积压裂水平井生产效果的关键因素,ESRV的准确计算对页岩气藏压裂方案评价与体积压裂水平井产量预测具有重要作用.基于页岩储层改造体积（stimulated reservoir volume,简称SRV）多尺度介质气体运移机制,建立了SRV区域正交离散裂缝耦合双重介质基质团块来表征单元体渗流模型（representation elementary volume,简称REV）,并结合北美页岩储层实例研究了次生裂缝间距、宽度等缝网参数对页岩气藏气体运移规律的影响.在此基础上根据SRV区域次生裂缝分布特征,采用分形质量维数定量表征裂缝间距分布规律,结合页岩气藏次生裂缝间距对基质团块内流体动用程度的影响规律,得到了页岩气藏体积压裂ESRV计算方法.结果表明SRV区域次生裂缝间距对基质团块内吸附及自由气影响较大,次生裂缝间距小于0.20 m时可以实现SRV区域基质团块内流体向各方向裂缝的"最短距离"渗流.选取北美典型页岩储层生产井体积压裂数据进行ESRV计算,页岩气藏目标井ESRV占体积压裂SRV的37.78%.因此ESRV受改造区域次裂缝分布规律及SRV有效裂缝间距界限的影响,是储层固有性质及人工压裂因素综合作用的结果.      

离散裂隙网络对页岩气井产能影响的数值模拟

页岩作为典型的非常规储层,基质孔隙小,渗透率极低,水平井多级水力压裂为其商业开发的主要手段。准确模拟页岩气产能,应同时考虑水力裂隙和天然裂隙的渗流。基于离散裂隙模型和等效连续模型建立页岩气渗流数学模型,利用有限元分析方法进行数值求解,研究不同走向裂隙组对页岩气井产能的影响。研究认为,页岩基质为气体的生产提供了主要气源,天然裂隙作为渗流的主要通道,将气体输送到水力裂缝,进而到达井筒。模拟结果表征,离散裂隙的渗流特征对于页岩气井的产能有重要影响。根据页岩储层的天然裂隙走向,可以优化相应的水平井方位。对于二维离散裂隙网络模型,水平井沿着2个裂隙组夹角的平分线更有利于生产。      

页岩气藏储层特征及开发机理综述

页岩气藏属于含有大量吸附态天然气的致密性气藏,相比常规气藏有其独特之处,为了更有效地开发页岩气藏,在综述国内外大量研究成果基础上,介绍并分析了页岩气藏的储集特征、孔渗特征及吸附-解吸规律解,页岩气微观运移方式、流态判断以及对产能的影响;指出页岩气与煤层气的解吸、微观运移特征有很大差异,因此,今后建立适合页岩气解吸的吸附模型、分析页岩气的微观运移机理、特征及影响产能的主控因素等问题值得进一步研究。     

利用油气微生物勘探技术寻找页岩气有利目标区

利用油气微生物勘探技术,可以开展预测含油气区、油气前景分级评价、油气成藏主控因素分析等。近几年来该技术在中国12个区块应用效果良好。页岩气是一种非常规的天然气。控制页岩气富集的因素较多,如有机碳含量、有机质类型、热演化程度、页岩的孔隙与裂缝、埋深、压力等。在页岩气勘探中,原生页岩气藏较高的异常压力、气藏的隐蔽特性、页岩的孔隙与微裂缝愈发育气藏富集程度愈高等这些有利的页岩气成藏特点,均为油气微生物勘探技术充分发挥其独特优势提供了得天独厚的条件,可以更有效地反映页岩气的富集规律,进而圈定页岩气有利目标区,大大提高页岩气的勘探成功率,降低页岩气的勘探风险。     

利用油气微生物勘探技术寻找页岩气有利目标区

利用油气微生物勘探技术,可以开展预测含油气区、油气前景分级评价、油气成藏主控因素分析等.近几年来该技术在中国12个区块应用效果良好.页岩气是一种非常规的天然气.控制页岩气富集的因素较多.如有机碳含量、有机质类型、热演化程度、页岩的孔隙与裂缝、埋深、压力等.在页岩气勘探中,原生页岩气藏较高的异常压力、气藏的隐蔽特性、页岩的孔隙与微裂缝愈发育气藏富集程度愈高等这些有利的页岩气成蒇特点,均为油气微生物勘探技术充分发挥其独特优势提供了得天独厚的条件,可以更有效地反映页岩气的富集规律,进而圈定页岩气有利目标区,大大提高页岩气的勘探成功率,降低页岩气的勘探风险.     

油气藏水力压裂计算模拟技术研究现状与展望

水力压裂技术是油气藏尤其是页岩气开发中的核心技术,利用数值模拟方法进行压裂优化和产能预测又是水力压裂成功的关键。本文首先介绍了水力压裂技术的发展历程。然后从计算模型(二维模型、拟三维模型和全三维模型)和数值模拟方法(基于连续介质和基于非连续介质)两方面对油气藏开发领域的水力压裂计算模拟技术进行较全面的总结。最后,从以下3个方面指出现今研究的不足并提出了进一步的研究建议:(1)全三维模型的完善-全三维模型应当与真实的工程参数和监测数据结合,用于校正模型本身,而校正后的全三维模型又可预测和优化新的现场水力压裂作业; (2)数值模拟方法的选用-已有的水力压裂数值模拟方法种类繁多,需要针对各种方法的适用范围、计算效率和模拟效果等,进行全面的比较和优化; (3)页岩储层中天然裂缝网络的数值模拟-天然裂隙网络加剧了页岩储层力学性质的各向异性,同时水力裂缝沟通天然裂缝活化扩展是有利于储层的增渗增产,对压裂缝网的形态、尺寸和连通率等起着至关重要的作用。因此,数值计算过程中综合考虑页岩储层中天然裂缝与水力裂缝的相互作用,将是未来水力压裂模拟的热点。     

柴达木盆地东部石炭系页岩气储层渗流特征研究

页岩气是一种潜在资源量巨大的非常规天然气资源,页岩气藏具有多尺度的孔渗结构及多种渗流形态,研究页岩气藏储渗特征能够为页岩气的勘探开发提供理论支撑。该研究选取了柴达木盆地东部石炭系克鲁克组与怀头他拉组的页岩钻井岩心共5个样品,应用氩离子抛光扫描电镜实验与孔径分布测试(包括压汞法、氮气吸附法、二氧化碳吸附法)对页岩的孔隙结构特征进行定性定量测试。基于页岩气质量流量渗流模型,给出页岩表观渗透率与平均压力的关系。通过甲烷渗流模拟实验测定页岩的表观渗透率。从表观渗透率随平均压力的变化特征出发,分析页岩储层中的气体渗流规律。研究结果表明：页岩气的渗流形态包括滑脱流、扩散流及达西流。在低压情况下,渗透率低的页岩中以扩散流为主,其次为滑脱流。随渗透率的增大,渗流主要形式转变为滑脱流。当压力大于2 MPa时渗流形态以达西流为主,滑脱与扩散行为不明显。研究区内页岩微孔与中孔发育较多,达西渗透率与大孔的孔隙体积相关性较大,扩散流对表观渗透率的贡献与50 nm以下的孔隙孔体积比例有一定的相关性。低压下扩散流对表观渗透率的贡献较大,扩散流是一种非常重要的页岩气运移形式。     

裂缝性低渗透油藏流-固耦合数值模拟

根据低渗裂缝性砂岩油藏的储层特征,建立适合裂缝性砂岩油藏渗流的等效连续介质模型;通过实验得出有效压力改变对储层孔隙度、渗透率影响的规律;考虑低渗透油藏渗流时启动压力梯度和低渗储层的流-固耦合特性,将渗流力学与弹塑性力学相结合,建立起适合低渗透油藏的流-固耦合渗流数学模型,并给出其数值解.在黑油模型和弹塑性有限元程序的基础上,编制了计算低渗透油藏流-固耦合渗流的计算软件.通过数值模拟和不考虑流-固耦合时的计算结果相比,可以看出低渗油藏中流-固耦合效应十分明显.     

页岩气藏多尺度微观传质机理研究

页岩气藏微-纳米孔隙发育,天然气以游离和吸附态富集,与常规气藏比较、天然气富集特征、气体传质过程等都更为复杂。页岩气藏经压裂改造后形成人工裂缝-天然裂缝-基质多尺度传质路径,其微观传质过程涉及多种方式,对页岩气藏多尺度微观传质机理的研究将有助于提高页岩气藏开采效率。调研认为,气体传质过程包括有机孔隙和无机孔隙中气体的流动,扩散-渗流模型应考虑吸附-解吸附、滑脱效应、Knudsen扩散以及无机孔隙含水等因素的影响;根据其成藏特点,建立不同孔隙类型、不同尺度孔隙通道条件下气体传质数学模型,可为页岩气藏的开发设计提供依据。     

裂隙岩体的多孔介质水力等效性研究

工程岩体中数量众多的裂隙面限制了离散裂隙网络模型在岩体渗流中的应用,迫使人们寻找能够用理论上成熟的等效连续介质模型替代,这就要求进行岩体多孔介质的水力等效性研究。在野外大量实测裂隙的基础上,进行裂隙密度、方位、大小、延续性、开度等几何参数的统计分析,以Enhanced Baecher模型建立离散裂隙网络随机模型,采用Monte-Carlo随机模拟方法进行三维裂隙网络随机模拟。在所生成的一定尺度的三维裂隙网络图基础上,给出计算研究域REV的方法,通过判断REV是否存在,确定能否用等效连续介质模型分析岩体渗流。     

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.     

Numerical Modeling of Natural Fracture Distributions in Shale

The production efficiency of shale gas is affected by the interaction between hydraulic and natural fractures. This study presents a simulation of natural fractures in shale reservoirs, based on a discrete fracture network (DFN) method for hydraulic fracturing engineering. Fracture properties of the model are calculated from core fracture data, according to statistical mathematical analysis. The calculation results make full use of the quantitative information of core fracture orientation, density, opening and length, which constitute the direct and extensive data of mining engineering. The reliability and applicability of the model are analyzed with regard to model size and density, a calculation method for dominant size and density being proposed. Then, finite element analysis is applied to a hydraulic fracturing numerical simulation of a shale fractured reservoir in southeastern Chongqing. The hydraulic pressure distribution, fracture propagation, acoustic emission information and in situ stress changes during fracturing are analyzed. The results show the application of fracture statistics in fracture modeling and the influence of fracture distribution on hydraulic fracturing engineering. The present analysis may provide a reference for shale gas exploitation.     

Production rate analysis of multiple-fractured horizontal wells in shale gas reservoirs by a trilinear flow model

Most multiple-fractured horizontal wells experience long-term linear flow due to the ultralow permeability of shale gas reservoirs. Considering the existence of natural fractures caused by compression and shear stresses during the process of tectonic movement or the expansion of high-pressure gas, a shale gas reservoir can be more appropriately described by dual-porosity medium. Based on the assumption of slab dual-porosity, this paper uses the trilinear flow model to simulate the transient production behavior of multiple-fractured horizontal wells in shale gas reservoirs, which takes the desorption of adsorbed gas, Knudsen diffusion and gas slippage flow in the shale matrix into consideration. Production decline curves are plotted with the Stehfest numerical inversion algorithm, and sensitivity analysis is done to identify the most influential reservoir and hydraulic fracture parameters. It was found that the density and permeability of the natural fracture network are the most important parameters affecting the production dynamics of multiple-fractured horizontal wells in shale gas reservoirs. The higher the density and permeability of the natural fractures are, the shorter the time is required to exploit the same amount of reserve, which means a faster investment payoff period. The analytical model presented in this paper can provide some insight into the reserve evaluation and production prediction for shale gas reservoirs.     

基于嵌入离散裂缝的页岩气藏视渗透率模型

页岩储层具有不同类型的储集空间,但综合考虑不同储集空间,对页岩储层渗透率进行评价的模型未见报道.基于嵌入离散裂缝模型,建立的页岩气藏视渗透率模型包括4个步骤:（1）构建天然裂缝、有机质和无机质的空间分布模型;（2）筛选不同类型储集空间的渗透率计算方法;（3）基于嵌入离散裂缝模型,结合空间分布模型和渗透率计算方法,建立数值模拟模型;（4）在模型的入口和出口端施加压差,求得一定压差下通过该岩心的气体流量,采用达西定律得到该页岩气藏的视渗透率.其计算结果与文献报道的渗透率实验值吻合较好.通过对不同因素的探讨,结果表明,天然裂缝对页岩气藏视渗透率的贡献大于无机质和有机质孔隙.因此,计算页岩视渗透率时有必要对天然裂缝、有机质和无机质孔隙进行综合考虑.      

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。     

页岩储层体积压裂裂缝扩展机制研究

页岩储层天然裂缝、水平层理发育,水力压裂过程中可能形成复杂的体积裂缝。针对页岩储层体积裂缝扩展问题,基于流-固耦合基本方程和损伤力学原理,建立了页岩储层水力压裂体积裂缝扩展的三维有限元模型。将数值模型的模拟结果与页岩储层裂缝扩展室内试验结果进行对比,二者吻合较好,从而证明了数值模型的可靠性。通过一系列数值模拟发现：（1）水力压裂过程中水平层理可能张开,形成水平缝,水平与垂直缝相互交错,形成复杂的体积裂缝网络;（2）水平主应力差增大,体积裂缝的分布长度（水平最大主应力方向压裂裂缝的展布距离）增加、分布宽度（水平最小主应力方向压裂裂缝的展布距离）减小,体积裂缝的长宽比增加;（3）压裂施工排量增大,体积裂缝的分布长度减小、宽度增加,压裂裂缝的长宽比降低;（4）天然裂缝的残余抗张强度增大,体积裂缝分布宽度减小、分布长度增加,体积裂缝的长宽比增加。研究成果可以为国内的页岩气的压裂设计和施工提供一定的参考和借鉴。     

川南地区龙马溪组页岩储层裂缝特征

我国页岩气资源储量巨大,四川盆地更是我国主要的页岩气产区.在页岩气勘探开发中一个重要指标便是裂缝,它承载着气体储存和运输通道两大功能.因此了解储层裂缝的微观性质对于判断储层含气量以及开采远景具有重要意义.本文以页岩气主要产区——川南地区页岩气气田泸201井的岩芯为主要研究对象,以手持显微镜、体式显微镜为主要观察工具,对...     

泥页岩裂缝研究进展

国内外大量泥岩裂缝油气藏不断发现和近年来北美地区页岩气勘探获得的巨大成功表明,泥页岩裂缝的研究尤为重要.在对国内外泥页岩裂缝研究成果全面系统调研和详细深入分析总结的基础上,认为与其他岩石类型的储层相比,塑性相对较大的泥页岩储层在裂缝类型与成因、裂缝识别方法、裂缝参数估算、裂缝分布预测等方面既有共性也有其特殊性.依据成因...