考虑储层改造体积页岩气藏复合模型

针对页岩气藏中水平井结合体积压裂开采、吸附气和游离气共存的方式,建立考虑储层改造体积的页岩气藏复合模型,定义新的参数表征基质中吸附解吸气量与游离气弹性释放量的比值,且将储层分为人工主裂缝区域、储层改造区域和未改造区域,其中人工主裂缝基于离散裂缝模型降维处理,储层改造区域为双孔双渗模型,未改造区域为单孔隙介质模型;模型采用有限元方法进行求解,与双重介质解析解对比验证算法的正确性.结果表明:页岩气藏水平井体积压裂复合模型主要存在主裂缝周围线性流、过渡区域拟稳态、窜流阶段、未改造区域的拟径向流动和到达边界后的拟稳态等5个主要流动阶段,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长,压力导数曲线凹槽更加明显,定井底流压生产时压裂水平井产量更大,稳产时间更长;储层改造体积越大,到达区域拟稳态流越晚,可判定储层改造体积;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,页岩气藏稳产时间越长,产量越大,但产量的增幅越来越小.     

页岩气储层压裂水平井产能模型

在页岩气藏地质特征研究的基础上,针对页岩气的吸附解吸、滑脱、扩散及渗流等复杂流动过程,建立水力压裂条件下,页岩储层水平井单相气渗流数学模型,从而全方面描述页岩气渗流机理.采用Laplace变换、Stehfest反演和Matlab编程对模型进行求解,绘制页岩气储层压裂水平井产能递减曲线,并分析滑脱效应、吸附解吸、储容比、窜流因子、气藏尺寸对产能的影响.结果表明:滑脱效应、吸附解吸、窜流因子和气藏尺寸主要影响生产过渡期和中期,储容比主要影响生产初期和过渡期;滑脱效应和吸附解吸使得过渡期和中期的产量更高,不同的是滑脱效应使生产时间缩短,吸附解吸延长生产时间,并且有利于稳产;窜流因子和气藏尺寸越大,过渡期和中期的产量越高;储容比越小,初期和过渡期的产量越低.     

页岩气藏压裂水平井产能模型及影响因素

由于页岩气在储层中存在解吸、扩散和渗流相互作用,使页岩气藏压裂水平井与常规气藏压裂水平井在渗流特征及产能递减规律方面有较大差异.综合考虑页岩气解吸、扩散和渗流特征,建立页岩气藏压裂水平井产能模型,应用Laplace变换和Duhamel原理,结合Stehfest数值反演求解产能模型,绘制页岩气藏压裂水平井产能递减曲线,分析解吸系数、无因次储容系数、无因次解吸时间、无因次人工裂缝间距、人工裂缝条数和裂缝表皮系数对产能递减曲线的影响.该结果对认识页岩气藏压裂水平井产能递减规律、评价预测产能及优化压裂裂缝提供参考.     

考虑多组分吸附的页岩气储量计算方法

储层中的页岩气通常不只含有单一组分的甲烷,为此在储量计算时,需要考虑多组分气体的吸附解吸。以体积守恒原理为基础,运用Bangham变形理论及扩展的Langmuir吸附模型,推导了多组分吸附的页岩气藏物质平衡方程,采用线性化处理,从而得到了页岩气动态储量计算方法。计算结果表明,多组分吸附对页岩气储量计算影响较大,只考虑单组分甲烷吸附时计算的页岩气储量与使用扩展的Langmuir吸附模型计算的页岩气储量相差近20%;原始气中甲烷浓度越高,吸附相密度越低,总吸附量降低,动态储量升高;压力越高,吸附相的视孔隙度大;压力降低,页岩基质变形程度增加。      

考虑应力敏感效应的复合油藏多级压裂水平井压力动态分析

应力敏感效应是影响致密油气藏压力动态分析的重要因素。考虑应力敏感效应、体积压裂改造区(SRV)及水力裂缝的有限导流能力,建立水力裂缝为树状缝网的双重介质复合油藏多级压裂水平井数学模型。运用摄动变换、Duhamel原理、Laplace变换等方法求解模型,得到井底压力线源解,绘制井底压力动态曲线并对相关参数进行敏感性分析。结果表明:多级压裂水平井的渗流过程划分为12个阶段。渗透率应力敏感系数使压力曲线上翘;储容系数影响窜流的时间与强度;窜流系数影响基质向裂缝窜流出现时间;内外区流度比主要影响内区向外区过渡流及晚期径向流阶段;裂缝间距和裂缝长度增大有助于增加泄油面积,减小整体渗流阻力;内区半径主要影响内区向外区过渡时间。该结果对致密油气藏多级压裂水平井渗流规律分析和试井解释具有指导意义。     

缝洞型低渗透碳酸盐岩油藏产量递减曲线分析

针对缝洞型低渗碳酸盐油藏,建立考虑启动压力梯度和动边界共同影响的三重介质低渗透油藏非线性非稳态渗流模型.鉴于数学模型的非线性和非齐次性,通过引入新定义的压力(量纲一)线性化压力扩散方程,应用Laplace变换和Duhamel原理结合Stehfest数值反演对模型进行求解,获得三重介质低渗油藏产量递减典型曲线,在产量递减双对数图上出现3个递减阶段和2个相对平缓稳定阶段;分析启动压力梯度、溶洞窜流系数、基质窜流系数、裂缝弹性储容比和溶洞弹性储容比与基质弹性储容比之比等敏感参数对产量(量纲一)的影响规律.计算分析表明,启动压力梯度越大,中后期产量递减曲线下降幅度越大.通过绘制的产量递减曲线图版,可以预测缝洞型低渗透碳酸盐岩油藏未来产量的变化.     

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。      

考虑吸附相体积的页岩气储量计算方法

页岩气赋存于发育大量天然微裂缝的页岩中,主要以吸附态和游离态2种形式存在。准确评价裂缝中自由气量对于页岩气井开采的早期评价具有明显的实用价值。从物质平衡原理出发,运用Langmuir吸附模型、Bangham固体变形理论,同时考虑基质孔隙体积和裂缝孔隙体积随地层压力的变化,以及吸附气所占体积对储量的影响,推导出了修正吸附相所占体积的页岩气藏物质平衡方程,并给出了线性化方法。计算结果表明,考虑了吸附气所占孔隙体积后,基质中自由气量比不考虑吸附相体积时减小,且吸附气量减小,裂缝中自由气量相对增加,总储量减小,使得计算模型更符合实际,计算结果更为准确。      

低渗透油藏油水相对渗透率模型的分形表征方法

在多孔介质分形理论基础上,建立低渗透储层油水相对渗透率数学模型,研究储层孔隙结构、驱替压力、油相剪切应力、毛细管压力对油水相对渗透率曲线形态的影响。结果表明:随驱替压力的增加,油相相对渗透率逐渐增加,对水相相对渗透率影响较小;水相剪切应力对相对渗透率曲线的形态影响较小;油相剪切应力对相对渗透率曲线的形态影响较大,随油相剪切应力的增加,油相相对渗透率减小;迂曲度对水相、油相相对渗透率影响较大,迂曲度越大,水相和油相相对渗透率越小;毛细管压力越大,油相相对渗透率越小,水相相对渗透率越大。该结果为认识储层流体的渗流规律提供指导。     

考虑启动压力梯度的致密油藏不稳定试井解析方法

致密油藏不稳定渗流特征源函数方法常以达西渗流为主,忽略启动压力梯度影响.基于低速非达西渗流,考虑启动压力梯度,建立无限大地层点源数学模型;求解Laplace空间下的修正点源解,分解点源解为达西项和启动压力梯度修正项,运用镜像映射和叠加原理,附加启动压力梯度修正项;考虑井筒储集系数和表皮因数影响,得到井底压降解.应用模型分析启动压力梯度对不同油井类型压力动态的影响.结果表明:仅对达西项运用叠加原理的处理方式更加合理,在数学上能够严格证明成立,又具有明确的物理意义;不同井型中启动压力梯度主要影响中后期流动形态,考虑启动压力梯度后,压力及压力导数曲线后期出现不同程度的上翘,压力导数曲线径向流阶段不再出现0.5水平线.致密油藏需要更多的能量消耗,在实际开发过程中,应注意合理配产,防止地层压力消耗过快.该结果对致密油藏开发具有指导意义.     

下寺湾地区延长组长7陆相页岩气储层敏感性实验

利用X射线衍射、场发射扫描电镜、氮气吸附、岩心驱替实验等技术方法对鄂尔多斯盆地下寺湾地区延长组长7陆相页岩气储层进行了敏感性实验研究。结果表明,储层具中等偏弱或弱的盐敏、水敏和碱敏,弱-无酸敏,中等偏强或强的应力敏感特征,矿物组分、储层物性及储层微孔结构是影响储层敏感性的主要因素。考虑到页岩储层的特殊性,在敏感性实验中对部分关键实验技术的条件和方法进行了改进:①将压汞法毛管压力曲线与氮气吸附法BJH函数孔径分布曲线资料结合,拼接出完整的孔喉分布曲线图;②敏感性实验的样品除油采用常规洗油与高温(150~200℃)烘烤方法结合;③采用了目前最适合页岩气储层敏感性实验的脉冲气体渗透率仪,用气体驱替法代替常规液相驱替法,获取敏感性实验前后的渗透率值。通过一系列改进后的敏感性实验,取得了符合泥页岩储层特性的敏感性数据,达到了本次实验的目的和要求。      

普光气藏长井段合采产能方程异常特征及消除方法

针对普光气藏储层普遍具有储层厚度大、层间非均质性强、生产井段长、产量高、生产压差小特点,导致二项式产能分析的直线段斜率对井底流压非常敏感,巨厚气藏的井底流压的取值深度不再能简单地选取地层的中部深度,产能试井解释出现异常(负斜率),综合考虑储层的巨厚、非均质性对井筒压力分布影响,利用数值模拟,分析井底压力计位置对产能方程影响,给出长井段合采产能方程出现异常(负斜率)原因,建立考虑地层系数影响的消除长井段合采产能方程异常的方法,即将压力计放在地层系数为总地层系数1/2的位置.该方法能有效避免二项式产能分析过程中出现负斜率的现象.     

页岩储层体积压裂缝网形成的主控因素及评价方法

页岩储层的体积压裂能有效沟通天然裂缝使其形成缝网系统,极大地提高了页岩气的产能,让页岩气的开采尽快获得经济效益,因此对体积压裂缝网形成研究显得尤为重要,在对国内外大量页岩储层测试数据和体积压裂缝网形成研究成果全面系统调研和深入分析总结的基础之上,认为页岩储层体积压裂缝网的形成主要受控于3个方面的因素:①储层本身质量好,高的脆性矿物含量、杨氏模量,低的断裂韧度、泊松比、应力衰减速率和储层敏感性等,即储层的可压裂性越高,越易形成缝网;②地质背景条件优越,低的应力各向异性、天然裂缝发育、小的逼近角等,利于压裂裂缝延伸并扩展成缝网;③压裂工程措施适当,包括起裂方位和压力、支撑剂及压裂液性能、施工液量及排量等施工参数设计合理,有利于水力裂缝的充分扩展;另外,对以上控制因素的评价方法主要有室内实验、软件数值模拟及现场监测等,这些认识对体积压裂缝网形成机理研究及压裂优化设计具有重要的理论价值和实践意义。      

Preparation of adsorbent with magnesium sulfate and straw pulp black liquor and its phenol adsorption properties

A magnesia adsorbent was prepared from straw pulp black liquor and magnesium sulfate for the first time, and its adsorption of phenol from aqueous solution was examined. The characteristics of the adsorbent were tested through chemical analysis, surface analysis, X-ray diffraction and FT-IR spectroscopy. The effects of various factors, such as dose, adsorption time and adsorption temperature, on phenol adsorption behavior were studied. The results show that the adsorption processes can be fitted to the isotherm Langmuir model very well. It was found that the adsorption process was strongly influenced by temperature and the optimal temperature for phenol removal was 40 °C. The optimum adsorption time was 10 min, and desorption would happen afterwards. Between the models of Langmuir and Freundlich, the adsorption process of phenol onto magnesia fitted the Langmuir equation better.     

焦石坝地区五峰组-龙马溪组页岩孔隙结构特征及其主控因素

孔隙结构是评价页岩储气能力、渗流能力以及是否具有商业开采价值的关键。以重庆焦石坝JY1井五峰组-龙马溪组底部富有机质页岩为研究对象,选取了15块页岩样品开展了有机碳含量、X射线衍射、压汞、氦气孔隙度测定,低温氮吸附、氩离子抛光电镜观察,并结合沥青反射率测定、天然气碳同位素等资料表征页岩孔隙体积、大小和分布特征;从外部和内部两方面探讨了孔隙结构的主要控制因素。研究表明:①JY1井五峰组-龙马溪组页岩孔隙类型主要为无机孔(黏土矿物晶间孔、粒间孔和粒内孔)、有机质孔和微裂缝;②压汞和吸附实验显示页岩孔隙结构相对较复杂,以孔径小于50nm的孔隙为主,微孔提供了大部分的比表面积(约占65%),中孔提供了大部分的比孔容(约占57%),且以四面开放的平行板状孔隙为主,兼有多种其他形态的孔隙;③自白垩纪以来的多次挤压抬升剥蚀过程中,构造应力或温压的变化可能形成了大量微裂缝,沉积环境的差异制约了富有机质页岩发育的厚度、分布以及有机碳的富集程度;④相关性分析表明,微孔、中孔的比表面积和比孔容与有机碳质量分数关系密切,其中中孔体积和微孔的比表面积表现最明显;黏土矿物和石英质量分数对孔隙结构的影响呈现此消彼长的效果;当R_o<3.0%时,微孔和中孔的比表面积、比孔容与R_o值呈弱的负相关,反之呈现增大趋势,这与过高热演化阶段,生气速率变慢反而制约了纳米级孔隙发育,导致微孔数量减少有关。      

上斜坡区筇竹寺组沉积环境及其页岩气勘探潜力:以四川盆地威远地区威207井为例

为深入分析早寒武世(541~509 Ma)海洋化学状态、有机质富集机制，积极评价四川盆地西南部下寒武统筇竹寺组页岩气资源潜力，基于四川盆地威远地区威207井筇竹寺组岩石学、地球化学、主微量元素、孔隙结构与吸附特征，对寒武纪早期上斜坡区古海洋环境、有机质富集控制因素及页岩含气潜力进行了探讨。沉积旋回显示筇竹寺组细粒沉积期发育多个海平面升降控制下深水-浅水陆棚交互转换旋回，但以浅水陆棚相为主，发育典型斜坡浊积体(扇)、重力流沉积。以威远地区为代表的上斜坡区未长期处于深水区，富有机质黑色泥页岩沉积厚度受限。有机地球化学测试结果显示，威207井筇竹寺组有机质以Ⅰ型干酪根为主，热演化程度高，残余烃较少，生烃能力偏低。氧化还原参数指示地处上斜坡的威远地区寒武纪初期海洋环境处于中等限制程度，仅存在一定程度的上升流，海水经历了“缺氧-氧化-缺氧-次氧化-氧化”的转变过程，致使上斜坡区古海洋生产力水平整体较低，由下至上呈明显下降趋势。微观孔隙结构与氮气吸附曲线指示筇竹寺组储层以复杂的、无规则狭缝型孔为主，甲烷吸附量和w(TOC)呈正相关性，但与温度呈负相关性，表明筇竹寺组现今普遍面临的高压高温条件不适于甲烷吸附。上述证据指示上斜坡区筇竹寺组页岩气地质条件较复杂，勘探风险较高，建议资源评价方向应往以深水陆棚相沉积为主的拉张槽区转变。      

基于低温氮气吸附和高压压汞表征潜江凹陷盐间页岩油储层孔隙结构特征

为了更全面地表征潜江凹陷潜江组页岩油储层孔隙结构特征,系统选取了距物源不同距离的A井和B井多块页岩样品进行了分析测试,通过场发射扫描电镜、低温氮气吸附和高压压汞实验综合分析了页岩孔隙结构特征;通过对比抽提前后场发射扫描电镜图像、低温氮气吸附和高压压汞实验数据,进一步研究了页岩中滞留烃的赋存空间特征;通过对典型页岩样品的二次压汞实验,探讨了页岩中连通孔隙的孔径分布特征。结果显示:潜江凹陷潜江组页岩油储层孔隙大小为纳米-微米级,孔径2~180 nm的黏土矿物层间孔和白云石晶间孔是该区发育最主要的两种孔隙类型;A井页岩中的滞留烃主要赋存在孔径2~20 nm的黏土矿物层间孔中,滞留烃含量较低,连通孔径主要集中在3~15 nm范围内,B井页岩中的滞留烃赋存在孔径8~100 nm的白云石晶间孔中,滞留烃含量多,连通孔径主要分布在10~130 nm范围内;白云石和黏土矿物的存在都有利于页岩储层储集空间的发育,但远离物源的生物成因的白云石更有利于滞留烃的赋存和可动性。研究成果可以为潜江凹陷页岩油的勘探和开发提供一定的理论支撑。      

鄂西宜昌地区五峰组-龙马溪组页岩储层特征及其脆性评价

依据鄂西宜昌地区五峰组-龙马溪组页岩X射线衍射全岩分析、X射线衍射黏土矿物分析、物性分析、含气性测试和地球物理测井等资料,对区内页岩储层发育特征和页岩脆性特征进行了研究和综合评价。结果表明:宜昌地区五峰组-龙马溪组页岩依次主要由石英、黏土矿物、长石、白云石、方解石、黄铁矿等组成;具有自底部“高硅、低黏土”页岩向上过渡为“低硅、高黏土”页岩的发育特征。页岩孔隙度主要为1.01%~1.77%,平均1.29%,渗透率主要为0.001×10-3~0.843×10-3 μm2,平均0.234×10-3 μm2,属于低孔特低渗储层;五峰组-龙马溪组下部页岩含气量普遍大于1 m3/t,厚度可达20 m。脆性矿物含量法脆性分析结果显示,页岩脆性指数分布于39.6%~89.6%之间,平均55.4%,其中底部10 m厚的页岩脆性指数均大于60%,利于储层压裂改造后形成复杂的裂缝网络系统。弹性参数法脆性分析结果显示,五峰组-龙马溪组页岩杨氏模量主要为25.2~67.5 GPa,平均38.9 GPa;泊松比主要为0.177~0.327,平均0.297;脆性指数主要介于8.5%~97.3%之间,平均33.2%;其中底部13 m厚的页岩具有典型高杨氏模量、低泊松比和高脆性指数的特征。页岩脆性综合评价结果表明,五峰组-龙马溪组底部9 m厚的页岩发育相对最优杨氏模量和泊松比条件,脆性属于中-高等程度,造缝能力强,可压裂性好。将页岩段划分为4类可改造储层,其中底部2 714.4~2 723.4 m段页岩具有泊松比相对最小、含气性最好、脆性最优和有机质含量高等特征,构成研究区最优改造层段。