页岩气藏高效离散裂缝网络数值模拟方法

裂缝多尺度分布是页岩气藏的主要特点,一种能够兼顾计算效率及渗流机理的数值模拟方法是目前页岩气藏数值模拟研究的难点,然而必须经过人工压裂等储层改造措施才能实现商业生产的页岩气藏其裂缝网络十分复杂(天然裂缝+人工裂缝),传统的离散裂缝网络模型(DFN)、离散裂缝模型(DFM)以及连续介质模型(CMM)难以满足现场尺度页岩气的数值模拟研究。为此,构建耦合天然裂缝—基质渗流特征的表观渗透率解析模型表征天然裂缝渗流特征,利用DFN模型描述人工裂缝渗流特征,提出了高效的网格划分方法,形成了可实现现场尺度页岩气数值模拟的高效离散裂缝网络(EDFN)方法。敏感性研究结果表明：①吸附可通过增加页岩气地质储量而增加产量;②Knudsen扩散和气体滑脱效应通过改善生产后期岩石渗流能力提高页岩气产量;③由于页岩基质渗透率低至纳达西,裂缝应力敏感对页岩气产量影响不大。     

页岩气藏综合地质建模技术

目前,页岩气藏地质建模采用的技术思路和实现方式主要源于常规油气藏,对页岩气藏并不适用,而可资借鉴的国内外相关成果则鲜见。为此,首先针对页岩气藏的特殊性,确定相配套的地质建模技术流程;再结合测录井资料解释、地震叠前叠后资料解释及采样地质实验分析等结果,建立工区构造和页岩小层发育模型;并在此格架体模型下应用地质统计学建模方法建立了页岩气储层厚度、孔隙度、含气饱和度、总有机碳含量、硅质含量、脆性指数等属性模型;综合应用地震AFE属性、构造曲率、应变体积膨胀资料,结合地质认识与钻井显示,采用目标建模方法,建立天然裂缝DFN模型;在人工压裂缝展布模式判断及参数拟合分析的基础上,建立了人工压裂缝模型;最后,采取逐级叠加的方法,建立了页岩气藏综合地质模型并进行气井的生产史拟合与动态预测。研究结果表明:①与常规油气藏相比,页岩气藏地质建模更为复杂,主要表现在小层划分与对比困难、基质参数多且存在着相互约束关系、天然裂缝成因和尺度多样以及天然裂缝干扰和影响下人工压裂缝分布复杂;②天然裂缝模型实现了对裂缝系统几何形态和分布的有效细致描述,人工压裂缝模型能较好地体现人工裂缝分布状况及压裂改造体积,通过逐级融合叠加页岩气藏构造和小层发育模型、多种基质属性参数模型、多尺度天然裂缝模型及其约束下的人工压裂缝模型,可以完成页岩气藏综合地质模型的建立;③气井生产史拟合结果显示,在井底压力误差小于3.3%的情况下,所建立的页岩气藏综合地质模型是可靠的。     

页岩气藏压裂动用程度及气体流动模拟研究

页岩储层孔喉细小、渗透率低,水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络加剧了页岩气流动的复杂性。为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征,提出了离散裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法,并针对储层裂缝分布形态,利用商业数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络,基于建立的多重连续介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。利用建立的模型,系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。研究发现,增大储层改造体积能够大幅度提高页岩气单井产量,但同时应当考虑主裂缝与次裂缝网络的配置关系;当储层改造体积相同时,最大限度提高裂缝与井筒之间的连通程度是提高页岩气产量的必要条件。研究认为,上述研究结果对页岩气压裂改造设计具有一定的理论指导意义。      

基于蚂蚁追踪技术的裂缝型储层建模方法

储层中的裂缝具有明显的层次性,而且小尺度裂缝的发育分布受到大尺度裂缝的控制。针对这种情况,提出以蚂蚁追踪技术为基础,遵循层次建模的原则,通过分级控制分层次进行裂缝型储层建模。利用蚂蚁追踪技术生成蚂蚁属性体,运用断裂自动提取技术从属性体中提取断片,再采用确定性建模方法建立大尺度裂缝离散模型;利用蚂蚁体属性模型约束单井裂缝密度,使用退火模拟算法,通过插值得到裂缝密度分布模型。再在裂缝产状统计数据与裂缝密度分布模型的约束下,采用示点性过程的随机建模方法,建立小尺度裂缝离散模型;通过经验公式计算得出裂缝开度和传导率,再运用Oda数据统计算法,将裂缝网络模型粗化成裂缝属性模型。为该类油藏的开发提供理论基础。     

任丘潜山油藏储层划分及分类分级地质建模

任丘潜山油藏是一个以中元古界蓟县系雾迷山组碳酸盐岩地层组成的大型潜山底水块状油藏,储层具有双孔隙介质特征,目前已进入高含水开发后期。充分利用地震、钻井、测井、试井及实验分析等资料,采用成像测井技术为裂缝型储层的识别确定了精细的划分标准,将储层由原来的两级细分为三级,采用相控建模技术、蚂蚁追踪技术、裂缝网络建模技术,分步建立了储层分级相模型、基质属性模型、离散裂缝网络模型以及裂缝属性模型;在此基础上,分储层级别对储量进行复核与细化,实现了双重介质油藏的分类分级建模,为后期的数值模拟和剩余油分布研究提供基础保障。     

页岩气藏数值模拟研究现状

从页岩气藏气体赋存方式和流动机理、气藏建模方法及数值模拟理论研究和实际应用3个方面阐述了国内外页岩气藏数值模拟技术的研究进展,为该技术的深入研究提供参考。最后,对页岩气藏数值模拟研究进展进行总结,认为存在4个有待于改进和研究的问题：①完善储层模型以考虑有机质的影响;②需要阐明单相气体解吸附、扩散和渗流过程的运移规律和主控因素,并建立气、水两相流动数学模型和数值模型;③天然裂缝和压裂诱导裂缝的准确建模是页岩气藏数值模拟的关键,实际应用中应综合考虑其他监测技术的结果;④针对页岩气藏数值模拟,还需要形成相应的标准和规范,以便更好地指导该类气藏开发。     

页岩气压裂水平井开发效果的数值模拟

页岩气藏低孔、特低渗、吸附气含量比例高、人工压裂裂缝网络复杂等诸多不同于常规气藏的特点,使页岩气藏压裂水平井与常规气藏在渗流机制及产能动态分析方法上存在很大差异。数值模拟作为产能动态分析方法之一,可以有效地模拟页岩气藏独特的属性参数及复杂的渗流特征。综合考虑页岩气吸附解吸、扩散及渗流,应用油藏数值模拟方法,建立了页岩气双重介质压裂水平井模型,分析了吸附气、天然裂缝、人工裂缝参数等对页岩气井动用范围、动用形状及生产动态的影响。结果表明,页岩气藏水力压裂裂缝和天然裂缝复杂的裂缝网络系统对页岩气井的动用形状有着重要影响,人工裂缝展布形态、人工裂缝参数(裂缝半长和导流能力)对页岩气藏的开发效果具有较大影响。     

基于离散元数值法的页岩压裂复杂网络裂缝研究

页岩气藏天然裂缝发育,非均质性强,连续介质模型不能准确表征页岩储层特征。基于离散裂缝网络模型(DFN)和渗流-应力耦合数值算法,建立了水力压裂裂缝与天然裂缝相互作用的数值计算模型,利用该模型开展了相邻多裂缝间距、力学特性参数等对缝网扩展及连通性影响规律研究。结果表明,无论天然裂缝网络如何分布或者水力裂缝长短,次生人造水力裂缝的形成可稳定先压水力裂缝顶端天然裂缝的剪切破坏区域。水力裂缝尖端处的天然裂缝开度较大,裂缝间距越大,剪切破坏面积越大,缝距在一定范围内可实现远井带网缝贯通的可行性;内摩擦角对天然网络裂缝连通面积影响较大,较小的内摩擦角,易于形成复杂网络裂缝;不同天然裂缝倾角组合条件下复杂网络裂缝连通面积不同。研究结果可为页岩气井复杂网络裂缝形成预测提供理论依据。     

基于REV尺度格子Boltzmann方法的页岩气藏渗流规律

页岩储层一般天然微裂缝发育,基质孔隙结构复杂,使得页岩气渗流过程呈现出多尺度多场耦合的特征。为了研究页岩气藏复杂的渗流规律,重构了天然微裂缝发育的页岩储层多孔介质模型,并围绕页岩气多重运移机制对广义格子Boltzmann模型进行了修正,建立了适用于模拟页岩气渗流特征的表征单元体（REV）尺度格子Boltzmann模型（LB模型）,并基于天然微裂缝物性特征以及气体滑脱、吸附/解吸、表面扩散效应等渗流特征对该模型进行了敏感性参数分析。结果表明：当页岩储层天然微裂缝较发育时,微裂缝为气体在基质中流动的主要通道;其中裂缝密度是影响储层表观渗透率的主要参数,裂缝密度增大3～4倍,储层表观渗透率可增大10倍以上,而裂缝长度以及裂缝开度的影响程度均次之;努森数（Kn）是影响页岩气渗流的主要参数,随着Kn增大,克氏效应愈显著,特别当Kn > 0.1时,多孔介质表观渗透率增幅显著增大;页岩储层多孔介质表观渗透率会随着吸附气量的增大而减小,特别是当储层压力较低时,该现象更为显著;气体表面扩散效应对页岩气渗流过程的影响程度大,同等条件下考虑气体表面扩散效应的储层表观渗透率较忽略该效应可提升2～5倍,但提升作用受制于储层吸附气量的多少。该研究成果为页岩气微观渗流理论研究提供了新思路,为页岩气藏高效勘探开发提供了技术支撑。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法 :根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为:①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

Performance-based fractal fracture model for complex fracture network simulation

The paper presents a novel hydraulic fracturing model for the characterization and simulation of the complex fracture network in shale gas reservoirs. We go beyond the existing method that uses planar or orthogonal conjugate fractures for representing the ‘‘complexity' of the network. Bifurcation of fractures is performed utilizing the Lindenmayer system based on fractal geometry to describe the fracture propagation pattern, density and network connectivity. Four controlling parameters are proposed to describe the details of complex fractures and stimulated reservoir volume(SRV). The results show that due to the multilevel feature of fractal fractures, the model could provide a simple method for contributing reservoir volume calibration. The primary-and second-stage fracture networks across the overall SRV are the main contributions to the production, while the induced fracture network just contributes another 20% in the late producing period. We also conduct simulation with respect to different refracturing cases and find that increasing the complexity of the fracture network provides better performance than only enhancing the fracture conductivity.     

水力裂缝与天然裂缝交错延伸规律

非常规与致密储层的缝网压裂或分段压裂改造技术使水力压裂裂缝与天然裂缝交错延伸的问题成为焦点。为了更好地控制水力裂缝的延伸方位,达到最优缝网状态,以位移不连续方法为基础,依据单元体的叠加原理,建立了二维裂缝延伸计算模型,对一条水力裂缝与一条天然裂缝在不同倾角、间距、应力等条件下的交错延伸规律进行了量化模拟。研究结果表明：裂缝间距、倾角能较大地影响裂缝延伸幅度,天然裂缝与压裂裂缝间距大于1 m、倾斜角小于70°时,压裂裂缝会诱使天然裂缝转弯延伸,直至相交;主应力比值对交错裂缝延伸幅度有一定程度的影响;储层泊松比与杨氏模量对交错裂缝延伸幅度却不明显。     

考虑尖端塑性的垂直裂缝延伸计算

基于断裂力学、弹塑性力学,对水力压裂裂缝延伸过程中的尖端塑性区进行了研究,给出了裂缝尖端塑性区的定量表达式,推导了缝尖塑性区影响下的缝高扩展方程,建立了考虑缝尖塑性屈服的裂缝三维延伸数学模型,模拟分析了缝尖塑性屈服对水力裂缝扩展的影响.研究表明,在缝尖塑性屈服影响下,缝长延伸略有增加,缝高延伸得到比较明显的遏制;缝尖塑性屈服导致裂缝扩展所需作业压力增加,作业压力增加的同时会导致缝宽方向扩展的增加,越靠近裂缝端部,缝尖塑性屈服对作业压力及缝宽扩展的影响越明显.     

基于压裂返排数据的有效破裂体积计算方法

压裂裂缝破裂体积是评价压裂效果的一个重要参数,常用的微地震裂缝监测无法区分有效和无效破裂的微地震点,解析模型对复杂裂缝不适用,且这些方法评估的破裂体积与压裂产能相关性低。为此,利用压裂返排初期的动态数据,建立了有效破裂体积的计算模型,通过对压裂井返排初期的动态数据变换,找出拟稳定流动阶段并拟合出线性关系,确定返排阶段的物质平衡时间段,结合压裂裂缝的综合压缩系数,确定有效的破裂体积。利用该模型计算了10口直井与水平的有效破裂体积,计算结果表明,有效破裂体积越大,压裂产能越高,两者相关性在0.9以上,所建立的方法可以准确地评价有效破裂体积并进行压裂产能预测。     

裂缝周边脱砂带对裂缝扩展的控制作用

在脱砂压裂过程中,裂缝周边一旦形成砂桥,裂缝会在周边法向（缝长和缝高方向）停止增长,而缝宽则以较快的速度增长并形成相对意义上的“短宽裂缝”。从岩石造缝机理、流体力学和渗流力学的角度探讨了裂缝周边脱砂带对缝长和缝高的控制作用,并对“脱砂质量”问题作了简要分析。     

海底输气管道延性断裂扩展机理及断裂控制

本文介绍了海底输气管道的延性断裂扩展机理及延性断裂扩展控制。并以南海某项目天然气输送海底管道为例,对在不同工况下的管道止裂所需要的最小延性值进行了分析,为海底输气管道的止裂性的分析和设计提供了参考。     

页岩气藏网状裂缝系统的岩石断裂动力学

基于岩石断裂动力学理论,研究页岩气藏压裂网状裂缝的形成机理及天然闭合裂缝的激活机理。研究发现,水力裂缝在沟通天然裂缝后,需要在左右两端同时满足裂缝转向条件,才能形成复杂的网状裂缝,存在形成网状裂缝的最小排量(临界排量);临界排量随倾角增加而增加,倾角等于90°时,临界排量达最大值且为常数;倾角小于90°时,临界排量随裂缝与井筒夹角增加先减小后增加,垂直井筒方向的裂缝临界排量最小;天然裂缝长度越大、地层弹性模量越低需要的临界排量越高。天然裂缝面不吻合且缝面粗糙,水力裂缝开启天然裂缝后天然裂缝面上剪切应力释放使得缝面滑移,从而提高导流能力。裂缝倾角很大或很小时,对裂缝激活不利;30°～60°倾角裂缝激活效果最佳;弹性模量增加对裂缝滑移起抑制作用,泊松比变化对滑移量影响很小。     

基于粒子群和支持向量机的裂缝识别

裂缝识别是裂缝性储层勘探和开发研究中所面临的关键问题和难点之一。基于常规测井资料对裂缝的响应特征,提出粒子群优化算法(PSO)和支持向量机(SVM)相结合的裂缝识别方法(PSO-SVM)。以麻黄山西区块延安组和延长组储层为例,应用交会图技术分析能较好响应裂缝的常规测井参数,用粒子群优化算法对模型参数进行全局优化选取,从而建立起研究区裂缝识别模型。用建立起的模型对研究区单井进行裂缝识别研究,将识别结果与取心照片和测井曲线进行对比,绘制出综合柱状图。实际分析表明,基于粒子群优化算法和支持向量机的裂缝识别方法的识别结果与实际地质情况相符,能较好地反应裂缝发育情况。     

压裂液组合泵注在煤层气井压裂应用的探讨

为了有效保护煤岩储层,保证煤层气藏开发的可持续性,提出了"压裂液组合泵注"的设计思路,根据论证和分析表明:压裂液组合泵注是针对煤层气井压裂所提出的新设计思路,具有应用的可行性。     

胶结型天然裂缝对水力裂缝影响的数值计算模型及机理

页岩等非常规储层中富含由矿物填充的胶结型天然裂缝,水力裂缝与胶结型天然裂缝间的相互作用机制是控制复杂裂缝网络形成的关键。基于流动-变形耦合的内聚力模型,采用断裂能参数对天然裂缝胶结强度进行简化表征,建立了水力裂缝与胶结型天然裂缝间相互作用的数值模型。通过与单条水力裂缝极限情况渐进解对比,验证了该方法的可行性。在此基础上,研究了地应力、逼近角、胶结强度比以及压裂液黏度和注入速率等因素对水力/天然裂缝相互作用的影响。研究结果表明：水平地应力差与最小水平地应力共同控制着水力裂缝的穿越行为;地应力差相同,最小水平地应力不同,水力裂缝最终几何形态及缝内压力分布可能不同;逼近角越小,水力裂缝越容易转向沿天然裂缝扩展;胶结强度比越大,水力裂缝越不容易转向沿天然裂缝扩展;忽略缝内流体滤失,相同的注入速率和流体黏度的乘积会导致相似的裂缝几何形状及注入点压力变化。裂缝尖端前缘区域形成低孔隙压力区与内聚力区大小有关：内聚力区越小,孔隙压力越低。