页岩气渗流特征及压裂井产能

依据分子运动学理论,对含纳米孔隙页岩储层气体渗流规律进行理论分析,建立适用于多尺度介质的气体运动方程和页岩气输运数学模型,得到径向流条件下的压力分布公式,形成页岩气井控制区域计算方法,建立了压裂井三区耦合非线性渗流产能方程.采用牛顿迭代法进行数值计算,研究分析了生产压差、裂缝半长、裂缝导流能力、扩散系数等参数对页岩气井产量的影响.计算结果表明:气井产量随扩散系数的增大而增大,对于含纳米孔隙的页岩储层中扩散效应对气井的产量贡献不容忽视;在一定的储层和生产条件下,气井产量随裂缝半长的增大而先快速增大后趋于平缓,因此存在一个最佳范围,各参数应进行定量的、合理的优化配置.      

复杂压裂缝网页岩气储层压力传播动边界研究

页岩气储层中存在大量的纳微米孔隙，且孔隙裂缝结构复杂，气体渗流阻力大，存在多尺度渗流的问题；页岩气储层压力扰动随时间向外传播并非瞬时到达无穷远，其渗流规律就是一个压力扰动边缘动边界的问题。基于对以上问题的研究，本文建立了渗透率分形分布和高斯分布的渗透率表征模型，对不同形态缝网压裂特征就渗流规律进行了描述，并利用稳态依次替换法，考虑页岩储层中扩散、滑移及解吸作用，进一步研究了多级压裂水平井不稳定渗流压力扰动的传播模型，得到不同压裂条件下压力扰动边界随时间变化的关系，并结合我国南方海相龙马溪组页岩气藏储层参数，应用MATLAB编程。研究表明:压力传播动边界随时间增加逐渐向外扩展，渗透率越小，压力传播越慢；未压裂储层压力传播速度<渗透率分形分布压裂储层传播速度<渗透率高斯分布压裂储层传播速度。对于渗透率极低的页岩气储层，压力传播慢，气井自然产能低，必须对页岩气储层进行大规模的储层压裂改造，并控制压裂程度，以提高页岩气开发效果；基于压力传播动边界的扩展优化页岩储层压裂井段间距90 m，优化渗透率分形分布压裂井井间距318 m，渗透率高斯分布压裂井井间距252 m。因此应合理控制页岩储层压裂改造规模，实现优产高产。模型模拟结果与实际生产数据拟合较好，验证了本研究理论模型的适用性。      

含微裂缝页岩储层渗流模型及压裂井产能

根据页岩气储层纳微米孔隙和微裂缝结构特征,建立含微裂缝表面层基质-裂缝双重介质球形模型.综合考虑扩散和滑移对页岩气产能的影响,利用Langmuir等温吸附方程描述页岩气的解吸吸附,通过Laplace变换和Stehfest数值反演,得到页岩气藏压裂井定产和定压条件下的井底流压和产量的解析解,并进行页岩气藏压裂井产能预测及影响因素分析.结果表明:微裂缝是页岩气基质微观孔隙和宏观裂缝运移的主要渗流通道;微裂缝的渗透率越大和长度越长,页岩气井产量越大.      

页岩气藏渗流机理及压裂井产能评价

为了掌握页岩气藏生产动态特征,提高页岩气井产能,对页岩气藏渗流机理及产能评价进行研究.页岩气藏与常规气藏最主要的差异在于页岩气藏存在吸附解吸特性.利用Lang-muir等温吸附方程描述页岩气的吸附解吸现象,点源函数及质量守恒法,结合页岩气渗流特征建立双重介质压裂井渗流数学模型,通过数值反演及计算机编程绘制了产能递减曲线图版.分析了Langmuir体积、Langmuir压力、弹性储容比、窜流系数、边界、裂缝长度等因素对页岩气井产能的影响.     

非常规油气藏多场耦合渗流理论研究进展

非常规油气藏是目前世界油气开发的重点领域,由于非常规油气藏的储层条件差,渗流场与应力场、温度场耦合作用,流体的流动更为复杂,以往对多场耦合理论的运用存在简易化和适应性缺陷,工程中缺少理论指导下的更有效的开采工艺与开发方法,制约了这类油气藏的大规模高效开发,亟需对多场耦合渗流力学理论进行深入认识,以对工程问题提供有效指导。从实验认识、理论分析、仿真模拟三个方面阐述了我国非常规油气资源开发领域的多场耦合渗流力学理论的研究现状,重点围绕多尺度介质力学行为特性表征、岩体和流体的温度响应机制、耦合作用的概念及数学模型、多场耦合模拟仿真方法等关键问题的最新成果、认识展开论述。在此基础上对地下真实应力及温度环境的模拟、烃类吸附及置换的热量测试等问题进行分析,建议针对岩石的塑性应变、重复压裂后的应力环境变化、混合烃类的输运模型、以及流动条件随应力和温度变化的模型等科学问题进一步深化。旨在为进一步阐明我国非常规油气藏开发的动用机理、确定高效开发方法提供指导,同时希望能够促进渗流力学的学科发展。      

基于微观机理的页岩气运移分析

认识气体在页岩孔隙中的运移机理对页岩气开采具有重要的科学意义.页岩作为一种致密岩石,孔隙尺寸分布主要集中在几纳米到百纳米之间,小孔隙尺寸与气体的平均分子自由程在同一个数量级,气体与孔隙边壁的碰撞对流动起到控制作用.本文针对页岩气开采过程中孔隙中气体流动过程,建立了考虑气体滑移、Knudsen扩散、Langmuir等温吸附、孔隙压缩等过程的多场耦合控制方程.分析了流态变化对滑移效应的影响,得到了考虑滑移效应的临界孔径,并针对实际中不同页岩储层有机质含量的差异,分析了解吸机制对页岩气产气率、产气量的贡献.研究还表明孔隙压缩性对产气率影响显著,通过考虑开采过程中孔隙压缩,可以更真实地反映页岩气运移过程.      

低、特低渗透油藏压裂水平井产能计算方法

考虑低、特低渗透油藏裸眼压裂水平井流体从基质-裂缝-水平井筒及基质-水平井筒的耦合流动,以等值渗流阻力法及叠加原理为基础,将裸眼压裂水平井渗流区域划分为三个流动区域:流体在水平井压裂裂缝内的达西线性流动区域、水力压裂裂缝泄流引起的非达西椭圆渗流区域和流体在地层中的径向渗流区域.建立裸眼水平井水力压裂多条横向裂缝相互干扰的非达西产能预测模型,分析水力裂缝参数对产能影响,揭示裸眼压裂水平井开采变化规律.模拟结果表明:裂缝条数越多,裂缝干扰越强,水平井压裂存在一最优裂缝条数;裂缝沿水平井筒排布靠近两端、中间相对较稀,且两端长、中间短的开发效果最好.      

中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选

南华北盆地中牟区块页岩气是海陆过渡相页岩气的典型代表,以地质模型为基础,结合理论分析和数值模拟手段,研究了不同储层参数对水平井开采页岩气的采收率、日产气量以及累计产气量的影响规律,通过正交设计与多指标分析方法确定了影响页岩气产能的主控因素,考虑各主控因素与页岩气产能的关系,建立了水平井压裂条件下的累计产气量和页岩气采收率方程。针对目标压裂层段,对比分析了不同压裂参数条件下的页岩气产能变化,指出水平井段长度和动用程度是决定产能大小的主要参数。在一定的压裂级数条件下,裂缝长度的增加可以有效沟通裂缝,从而提高产能。以净现值大于0和收益率达到8%～12%作为经济评价指标,优选了3类海陆过渡相页岩气压裂参数。      

我国开发页岩天然气大有前途

页岩气是指以吸附状态或游离状态,存在于暗色泥页岩或高碳泥页岩的孔隙和裂缝中的天然气,有独特的存储特征.我国常规天然气储量相对Et乏,天然气供求失衡,而非常规天然气资源-页岩气储量非常巨大,借鉴国外先进的技术和开发经验,能在不太长时间内实现页岩气的商业开发和利用.     

多孔介质细观流动理论研究进展

首先,从理论分析、实验研究和数值模型三个方面概述了当前多孔介质细观流动的研究现状,重点围绕纳微孔隙中流体流动界面作用与细观力学特性关系及表征、细观?宏观网络仿真模拟、细观尺度流体（油/水、气/水）流动细观动力学机制及数学模型等关键问题展开论述。在此基础上介绍了当前细观流动界面作用与细观力学特性研究情况,明确了细观尺度流体非线性流动机理,构建了反映微观力作用下细观尺度流动的数学模型,形成了网络仿真模拟方法。将为非常规油气开发过程中揭示影响流动细观成因,进一步阐明不同条件下的动用机理,确定高效开发方法提供指导,同时促进渗流力学学科的发展,具有重要的理论和现实意义。      

中国致密油藏开发理论研究进展

为保持国家能源安全，我国油气开发领域在常规油气藏维持产量进行剩余油挖潜的基础上，积极推进非常规油气资源的勘探与开发.致密油藏地质勘探资源储量高，但储层条件差，油水关系复杂制约着其大规模高效开发.虽然我国已经在低渗-超低渗油藏的开发中积累了大量的经验并取得了丰硕的成果，但致密油藏无论从开发规模还是理论研究都处于起步阶段，急需借鉴和开展适用于致密油藏的开发方法与渗流机理研究.本文首先概述了致密油藏的资源分布、地质特点与开发现状.在此基础上介绍了致密油藏开发方法并抽提了4类基本科学问题，围绕基本科学问题系统论述了相应的流动规律以及数学模型理论研究进展，并针对各问题提出了未来发展趋势，为促进我国致密油开发提供一定的指导意义.      

压裂用支撑剂的现状与展望

水平井和水力压裂的技术突破,决定了美国页岩气革命的成功,在当时极大缓解了美国的能源危机.随着全球非常规页岩气和致密油的开发日渐风靡,作为压裂技术中不可忽略的支撑剂的相关选择、携带和运移等问题,也得到越来越多的关注.本文回顾支撑剂的发展历史,综述常用支撑剂的种类、优缺点和研发趋势,结合实例对包覆类、超高强、超轻、自悬浮、新型棒状等新型支撑剂进行介绍,并展望其发展和应用趋势.我国非常规油气资源丰富,但低渗、低压且低丰度的储层特点对压裂开采技术提出新挑战.未来支撑剂材料的研发将面向高性能、多功能、小尺寸和智能化四个大方向.      

Formation Mechanism of the Changxing Formation Gas Reservoir in the Yuanba Gas Field, Sichuan Basin, China

In a very gentle platform-margin paleogeographic environment, platform-margin reef flat facies carbonate reservoir rocks were developed in the Changxing Formation of Yuanba field. Later weak structural evolution and diagenetic evolution caused the Changxing Formation to form lithologic traps, with good reservoirs such as dissolved bioclastic dolostone and dissolved pore dolostone. The Changxing Formation gas reservoir is a pseudo-layered porous lithologic gas reservoir under pressure depletion drive, with high H2S and moderate Coz contents. This paper predictes that the conducting system for the Changxing Formation gas reservoir is possibly composed of the pores and microfractures in the Changxing Formation reservoir, the top erosional surface of the Changxing Formation, as well as the micropores and microfractures in the underlying formations. The Changxing Formation reservoir has experienced 3 hydrocarbon charging stages. This paper suggests that diffusion is the major formation mechanism for this gas reservoir. In the Middle and Late Yanshanian, the Yuanba area entered the major gas charging stage. The gas migrated mainly through diffusion and with the assistance of seepage flow in small faults and microfractures from the source rocks and the other oil-bearing strata to the Changxing Formation carbonate reservoir rocks, forming lithologic gas pools. In the Himalayan Epoch, the lithologic traps were uplifted as a whole without strong modification or overlapping, and were favorable for gas preservation.