井筒与油藏耦合的压裂水平井非稳态产能计算模型

为了准确预测压裂水平井的产量,综合考虑流体在储层、井壁、压裂裂缝、射孔孔眼以及水平井筒中的流动过程,根据势叠加原理,建立了考虑射孔孔眼、压裂裂缝生产干扰作用下的井筒、油藏耦合压裂水平井非稳态产能计算模型。结果表明:只考虑裂缝生产与裂缝、孔眼同时生产时的水平井产量在生产初期差别较大,生产后期差别变小;由于裂缝、孔眼的干扰,水平井筒两端裂缝的产量高于中间裂缝的产量;由于井筒摩阻作用,关于水平井筒中心对称的裂缝流量不相等;随着裂缝长度增加,裂缝、射孔孔眼、水平井产量增大;随着裂缝导流能力增加,裂缝产量增大,射孔孔眼产量降低,水平井产量增大;射孔段越长,孔眼与裂缝的干扰愈强,单个孔眼的产量降低,但由于射孔数增加,水平井产量增大;射孔深度增加,压裂水平井产量增加。     

河网非稳态水环境容量研究

基于“河道-节点-河道”法的河网水量水质数学模型具有很高的效率,但到目前为止还没有与此求解方法相对应的河网水环境容量的求解方法,在对河网水质模型进行深入分析的基础上,引入节点污染物质允许进入量的概念,求出河网各河道河段及节点的允许排放量,建立了相应于上述水质模型的求解大型河网非稳态水环境容量的“节点-河道-节点”计算模式     

贵州织金煤层气非储层水平井开发技术研究

直井开发煤层气钻井和压裂成本高,控制面积小,单井产气量低;煤层内水平井钻进难度大,风险高,薄煤层中井眼轨迹控制难度大,钻井液有害固相对储层伤害严重,采收率低。基于此,分析贵州织金区块煤系地质构造,提出在煤系地层内稳定的非储层内布水平井,通过压裂造缝沟通水平井上下煤层同时开发多层煤层的新思路。与常规开发方式相比,非储层内水平井具有钻井风险小、储层伤害小、单井产量高的优点,同时还可以开发煤系致密气和页岩气,提高非常规天然气利用率。研究非储层内水平井开发贵州织金煤层气技术,为解决贵州煤系地层煤层多而薄、层间距小等特性煤层气开发难题以及综合利用煤系气提供新的方式。     

新的页岩气多级压裂水平井产能预测模型研究

压裂水平井是快速高效开发页岩气储层和致密储层气藏的方法,而多级压裂水平井裂缝形态的复杂性是决定页岩气产能预测成败的关键技术的指标。目前能够经济、快速地获得页岩气藏压裂水平井产能的方法很少。基于此,采用裂缝形态为"主裂缝与网络裂缝的综合"这种情况,建立页岩气三孔线性流数学模型并求得拉式空间下产量解析解,得到新的页岩气井产量典型曲线,该曲线包括裂缝线性流、过渡流、基质线性流、边界流四个流动阶段。根据我国页岩气藏的地质特点,建立了新的页岩气多级压裂水平产能预测模型,其中裂缝线性流为主裂缝与裂缝网络系统的共同作用,通过对比新模型与双孔线性流模型典型曲线,发现二者的流动阶段一致,但三孔线性流模型较双孔模型产量高,说明主裂缝一定程度上增大了页岩气井产量,在压裂施工设计时,应尽可能压开主裂缝,同时诱导更多裂缝网络的形成。三孔线性流模型的建立为该类型裂缝形态页岩气多级压裂水平井提供了产能预测和分析模型。     

水平井开采煤层气藏生产动态计算新数学模型

基于朗格缪尔模型、菲克第二扩散定律和达西定律,综合考虑重力和气体压缩效应的影响,推导出描述煤层气和水渗流规律的基本偏微分方程组(并给出定解条件),且利用有限差分法对该数学模型进行了数值求解。计算结果表明,该模型能够有效模拟煤层气水平井的生产动态。通过对比是否考虑非稳态扩散和气体压缩效应时不同裂隙渗透率下的产气动态可知,忽略非稳态扩散和压缩效应,将人为缩短达到气体峰值产量的时间,增大产气峰值;将降低气体膨胀能,低估气井后期产能。煤岩裂隙渗透率越高,气井产能受渗透率回归效应影响越大,峰值产量的持续时间越短且产量下降速度快。因此在煤层气藏开采过程中,应根据气井的产气动态调整井底流压,建立合理的储层压力系统,以降低渗透率回归效应带来的不利影响。     

页岩油藏多段水平井压后关井阶段压力扩散数学模型研究

多段多簇水平井压裂技术作为页岩油藏的重要开发手段已经得到了广泛认同,压后关井能充分发挥渗吸的作用,提高单井压后产量,但目前压裂液渗吸作用区域一直是困扰油藏工程师的重要难题。本文以陇东页岩油藏多段压裂井为研究对象,基于物质平衡原理,利用渗流力学和岩石力学理论,建立了压裂施工过程中和压后关井过程中流体压力扩散数学模型,研究了压力扩散和压裂液波及体积随时间的变化关系。结果表明：压裂液波及体积随关井时间的增加逐渐增加,但增加的幅度会逐渐降低。储层渗透率越小,孔隙度越大,压裂施工时间越长,关井阶段井底压力越高,地层能量越高。该结果可为页岩油藏最佳关井时间的确定提供理论支持。     

自201井区页岩气井水平段安全高效钻井技术

自201井区是中石油部署在自贡市荣县地区的重点页岩气勘探开发区域,根据该井区的钻井工程实践,水平段工程难点主要有坍塌掉块严重、井壁稳定性差、轨迹控制困难、优质储层钻遇率低、起下钻阻卡频繁等高风险井下故障,严重制约了安全高效施工。针对上述难题,研选无扶螺杆优化钻具组合,降低下部钻具组合的刚性和摩阻;同时,研制了可塑性变形粒子和刚性封堵材料的封堵剂复配配方,在提高密度的基础上,强化了油基钻井液对井壁的支撑性及封堵性,确保了水平段安全高效钻进。实现了自201井区页岩气水平井正常完钻,并且与前期完钻井相比,本轮施工节约钻井周期34.12%,优质储层钻遇率100%,为该区块安全高效作业提供了参考,为增储上产奠定了基础。     

海域天然气水合物浅软地层水平井钻井液技术

近年来,随着海域天然气水合物的勘探不断深入,为了进一步提高产量,加快实现海域天然气水合物商业化开采步伐,水平井开发成为了增产的重要手段。然而浅软地层水平井施工过程中,面对浅软未成岩地层,重点要解决好大斜度井段和水平井段的井眼清洁、井壁稳定、流变性能控制,润滑降摩、防漏等关键技术。本文从浅软地层水平井钻井液技术难点出发,通过室内研究和现场试验,形成了一套满足浅软地层水平井钻井施工的钻井液体系和钻井液施工工艺,并在陆地进行了多口浅软地层水平试验井施工,确保了钻完井顺利实施,为我国海域天然气水合物水平井试采提供了大量的现场试验数据。     

延长陆相页岩气水平井提速技术研究

“延安国家级陆相页岩气示范区”已钻水平井存在机械钻速低、钻井周期较长等问题,直接影响陆相页岩气的低成本、高效勘探开发。提高机械钻速是缩短钻井周期、降低钻井成本的重要手段,也是优快钻井的直接体现。在分析了延安陆相页岩地层岩石力学特性的基础上,开展了优选钻头、优化钻井机械参数和水力参数等3个方面的研究,以增强钻头对地层的适应性、提升井眼清洁能力和提高机械钻速。最终形成了适合陆相页岩气水平井的钻井关键技术,并在示范区3口水平井进行了成功应用,钻井周期缩短11 d,水平段机械钻速提高120.08%,实现了陆相页岩气水平井的优快钻井,具有较好的推广价值。     

水平井多段压裂应力场计算新模型

为了准确认识水平井多段压裂过程中井筒周围应力场变化,指导裂缝起裂和延伸机制研究,综合考虑井筒内压、地应力、压裂液渗流、热应力、射孔和先压开裂缝等因素的影响,根据应力叠加原理,建立了水平井多段压裂应力场计算模型。该模型利用位移不连续法,重点考虑了先压开裂缝在水平井筒周围水平面上产生的诱导应力大小,克服了裂缝诱导应力解析模型只能计算裂缝高度平面诱导应力大小的局限。结果表明,通过应力场模型进行的破裂压力预测与实际破裂压力值吻合度较高,验证了建立模型的准确性;人工裂缝形成后会对水平井筒周围应力场造成很大影响,在裂缝尖端出现应力集中,造成应力分量降低,在裂缝周围一定区域造成应力分量有较大的升高;多段压裂压开人工裂缝越多,应力之间干扰越严重,水平井筒周围应力分布越复杂。该研究对认识多段压裂存在先压裂缝干扰下后续裂缝的起裂和延伸机制,指导压裂施工具有一定意义。     

应力干扰下煤层顶板水平井穿层分段压裂规律

穿层压裂是提高煤层顶板水平井产气量的关键技术,而应力干扰对煤层顶板水平井穿层分段压裂效果具有重要影响,为此,建立顶板水平井穿层分段压裂数值模型,研究应力干扰对穿层分段压裂裂缝扩展的影响规律。结果表明：煤层的岩石力学参数、压裂段间距和压裂施工方式是影响顶板水平井穿层压裂段间干扰的3个重要因素,随着煤层泊松比的降低,叠加应力逐渐增加,段间干扰程度增加;随着段间距离的增加,叠加应力逐渐减少、应力干扰逐渐减弱;顶板岩层内的叠加应力和应力干扰程度明显大于煤层;渗流扩散泄压施工产生的叠加应力明显低于连续压裂施工,段间干扰程度明显降低。研究得出连续施工的中硬煤层分段间距在90 m左右,软煤层分段间距在70~80 m较合理。扩散泄压压裂施工段间距相应降低,中硬煤层的分段间距在70 m左右、软煤层分段间距在60 m左右较合理。工程实践表明,顶板水平井分段压裂裂缝穿透了煤层,形成了较长裂缝,取得了较好的产气效果,实现对煤层的高效穿层压裂改造,研究结果为顶板水平井穿层压裂段间距优化提供了理论依据。     

射流冲击器水平井段试验及失效分析

为了解决油气钻井水平井硬地层可钻性差、钻速慢的问题,同时减小水平井段滑动钻进中出现托压的现象,提高钻井效率,通过对工具原理进行分析,对结构及参数进行改进,研制出了适于水平井段的射流式冲击器,并在台架试验的基础上,进一步优化了性能参数、钻具组合及旋冲钻井参数,并开展了水平井段现场试验应用。现场试验结果表明,在水平井段采用射流式冲击器提速效果显著,具有深入研究的价值。但冲击器在水平井段失效问题影响了其提速效果,本文对其存在的问题进行了理论及试验分析并提出了改进方案。     

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.