煤层气井水力压裂压力曲线分析模型及应用

为了确定煤层气井水力压裂裂缝参数,应用连续性方程建立了基于动态滤失系数的压力曲线分析模型.采用有效应力原理研究了有效应力影响下渗透率和孔隙度的变化对动态滤失系数的影响,应用压力曲线分析模型对使用不同黏度压裂液的煤层气井进行了研究.结果表明:综合滤失系数随有效应力减少量增大呈指数形式增加;天然裂隙闭合以前,煤储层的滤失与压力相关,拟合压力的求取应在天然裂隙闭合以后;随着压裂液黏度的增加,裂缝的半翼缝长和压裂液效率增加,裂缝宽度减少,但压裂液效率增加缓慢;煤储层表现出压裂液的高滤失和低效率特征,动态滤失系数为原始值的22.65倍,压裂液的效率仅有13.1％,计算结果与煤储层压裂易形成短宽裂缝的理论相一致.     

砂砾岩储层压裂液滤失模型研究

砂砾岩储层由于砾缘缝和微裂缝较发育,压裂液滤失较复杂,时常导致压裂施工失败.结合砂砾岩储层特征,在认识砂砾岩储层压裂液滤失机理的基础上,将砾石含量和粒径与砂砾岩的裂缝体积联系起来,将压裂液滤失过程考虑为滤饼区、侵入区和双重滤失区,应用达西定律和双重介质流体渗流理论建立砂砾岩储层压裂液滤失模型.模型预测结果与实验测试的结果符合度较高,进一步分析表明砂砾岩的砾石含量和大小对滤失系数影响不大,压差、压裂液黏度和滤饼渗透率是影响砂砾岩储层压裂液滤失系数的主要因素,微裂缝发育程度是影响砂砾岩储层滤失系数的主要特征,提出增加压裂液的造壁性能和使用降滤失剂是降低砂砾岩储层压裂液滤失的有效措施.     

涪陵页岩气井焖井时间与产能关系分析

涪陵页岩气井压裂后,多数井经历了3天以上的焖井,再进行钻塞后放喷排液、测试求产。随着焖井时间的变化,气井初始产能相差较大。根据调研资料表明,焖井期间人工裂缝内压裂液滤失、微裂缝沟通、页岩浸泡等因素共同影响近井地带的储层物性,进而影响气井产能。进一步统计、分析涪陵页岩气井焖井时间与压裂液返排率、气井初始产能的对应关系,认为焖井20天以上能大幅度改善气井近井地带储层物性,提高单井产能。     

压裂水平井支撑剂运移及产量研究

根据压裂水平井实际情况,首先建立了支撑剂在三维裂缝的运移分布和水平井压后产能预测模型;结合裂缝三维延伸模型、温度场模型和压裂优化设计方法研制了压裂水平井设计软件.其中支撑剂运移模型通过引入支撑剂对流质量传递方程,考虑了支撑剂对流、温度分布、压裂液滤失等因素对支撑裂缝尺寸的影响;产能预测模型考虑了水平井压后形成的多裂缝间的相互干扰、裂缝条数、裂缝间距、裂缝导流能力、裂缝平面与水平井筒夹角等因素对水平井压后产能的影响.通过实例应用,模拟结果与实际情况吻合程度高,表明了模型的可靠性.     

我国煤层气储层压裂现状及其展望

煤层气储层具有多裂缝、低压力和低渗透的特点,在压裂过程中容易造成压裂液的滤失,形成短而宽的压裂缝,使压裂效果不理想.对我国煤层气储层压裂存在的难点进行定性分析,提出相应对策.同时,介绍现有的国内外煤层气储层在压裂过程中使用的压裂液、支撑剂和压裂工艺.     

压裂液综合滤失系数的计算方法研究

准确认识和计算压裂液综合滤失系数,既是压裂施工设计中的一个关键问题,也是压后分析评估的一个核心内容.通过对压裂液综合滤失系数的四种计算方法,即理论计算方法、压后压力降落分析、瞬时关井压力梯度法和压裂过程压力反演方法综合分析后认为,理论计算方法得到的压裂液综合滤失系数往往小于实际情况,而且地层渗透率越低问题越严重,对此给出了理论计算方法计算的压裂液综合滤失系数的修正关系式,具有重要的借鉴和指导意义.     

基于浓缩理论的大型压裂破胶优化技术及应用

针对储层孔、渗条件很差的致密砂岩油气藏,常规的破胶剂加量技术已经不能满足大型压裂对破胶的更高要求,在考虑了压裂液在地层中由于滤失而产生浓缩效应的基础上,提出了一种新的压裂液破胶优化技术。通过压裂施工裂缝温度场模拟,不同温度条件下的破胶实验以及考虑液体滤失浓缩后的破胶实验,认为大型压裂施工现场破胶剂加量应该在常规加量基础上进行一定程度的增加,才能保证大型压裂的破胶效果,实现快速排液,降低伤害。该破胶优化技术在CX491井155．6m^3大规模压裂施工成功应用,开井17h液体返排率达到了74．9％,且返排液破胶彻底,天然气测试产量从射孔后的0．2×10^4m^3／d（敞井）增加到14×10^4m^3／d（井口压力22MPa）,目前该技术正在川西地区大型压裂施工中逐步推广。     

压裂液滤失的二维数值模拟

结合油藏工程和数值模拟技术 ,根据压裂施工过程中滤失的压裂液在地层中二维流动和压裂液为非牛顿型流体的实际 ,建立了非牛顿型压裂液的二维动态滤失模型 ,用数值方法求解 ,并将计算结果与一维模型结果进行对比分析。计算表明 :仅考虑压裂液垂直于裂缝壁面一维流动所计算的滤失速度会偏小 ,并且这种差值会因地层渗透性的增加而加大。二维方法由于考虑了压裂液的非牛顿特性和二维流动 ,其结果也比一维模型更符合现场实际 ,可以减少压裂施工的风险 ,提高压裂设计的可靠性。     

三维压裂压力递减分析方法

在前人提出的拟三维压力递减分析模型基础上,建立了解释压裂后压力递减的三维模型,模型考虑了压裂液的续流影响.利用所建模型分析的压裂停泵后的压力递减数据,可计算裂缝几何参数(裂缝宽度、高度、长度)、压裂液滤失系数、地层应力强度因子、压裂液效率和裂缝延伸时间等,为调整大型压裂设计方案和新区整体压裂优化设计提供可靠的参数.研制了一套windows环境下的解释软件,运用该软件可获得有关评价参数.用计算实例说明了三维压裂压力递减分析方法的适用性和可靠性.     

类泡沫压裂液在陵72井区的应用前景探讨

类泡沫压裂液体系具有常规压裂液和泡沫压裂液的优点,在地面为液态状,施工时与常规压裂相同,注入地层后自动发泡形成类似泡沫压裂液的混合物,同时具有良好的携砂性能、降滤失性能、无残渣、低伤害性能。类泡沫压裂液在陵72井区14井次的压裂实践中,工艺成功率为92.3%,措施有效率为71.4%,累计增油23 125.8t。实践表明,类泡沫压裂液可用于江汉油田新沟嘴组油藏的储层改造。     

裂缝性油藏射孔参数对油井产能的影响研究

裂缝性油藏射孔参数优化设计与常规孔隙性砂岩油藏有较大的不同,裂缝的存在使得射孔完井油井的产能评价变得十分复杂.在对裂缝孔隙性油藏射孔参数与油井产能定量关系研究的有限元模拟基础上,对一组水平缝、一组垂直缝、两组垂直缝和三组直交缝情况下射孔参数对油井产能的影响进行了较为详细的讨论和分析,获得了很多有益的结论,研制了裂缝性油藏射孔参数优化设计软件,对裂缝性及裂缝孔隙性油藏的射孔参数优化设计具有重要指导作用,有利于提高油井产能.     

特低渗储层压裂水平井产能因素分析

基于井筒与油藏耦合的压裂水平井产能计算模型,优化了裂缝的流入动态,并综合考虑特低渗储层启动压力梯度和应力敏感的影响,建立了特低渗油藏压裂水平井的产能方程。通过室内实验确定某特低渗油田储层的启动压力梯度和应力敏感系数,计算裂缝间距、裂缝半长和水平段长等参数对水平井产能的影响。计算结果表明,裂缝间距与裂缝半长对产能影响显著,并且该方法预测产量准确,对特低渗油藏压裂水平井开发具有指导意义。     

八面河油田低渗透疏松砂岩地层水平井压裂技术研究

分析研究了八面河油田低渗疏松砂岩油藏面14区沙四段主力含油层4,5,6砂组层间应力差,通过优化压裂规模和控制缝高沟通主力含油小层,提高水平井压后产能。针对面14区沙四段低渗疏松砂岩油藏特点,采用低交联度低温破胶压裂液体系,实现端部脱砂压裂,适当增加支撑剂用量减少因支撑剂嵌入对疏松砂岩人工裂缝导流能力的影响。现场应用产液量和产油量显著增加,水平井压后产能是同区块定向井压后产能的3倍。     

裂缝-孔隙型油藏新的试井模型解

针对裂缝－孔隙油藏的渗流特征，在裂缝和基块之间存在流体的交换；以往的裂缝性油藏并没有考虑流体之间的渗流，仅仅将裂缝和基块之间的流体交换作为源和泄；考虑裂缝与基块之间的渗流建立裂缝－孔隙油藏全耦合的渗流微分方程；该渗流微分方程考虑压差对裂和基块的影响，对方程采用无因次化，将方程简化，通过Laplace变换，利用解的迭加原理，获得模型的Laplace空间解，这解对理解裂缝－孔隙性油藏的渗流规律和试井分析都具有重要的指导意义。     

油气井压裂裂缝高度分析

按二维线弹性断裂力学理论,分别用解析法及有限元法分析了水力压裂过程中,原地应力、岩层性质和压裂液密度等因素对裂缝扩展的影响,提出了预测裂缝高度的方法和计算程序。     

压裂压后裂缝闭合模型及其应用

综合运用流体力学和岩石力学的相关理论以及物质平衡原理,建立压裂压后裂缝闭合模型.通过模型求解分析裂缝闭合过程中井口压力的变化规律,给出裂缝闭合时间和支撑剂沉降距离的计算方法.实例分析和应用表明,低渗透储层人工裂缝自然闭合时间过长,支撑剂沉降距离较大,导致压裂液对地层和裂缝的污染严重,最终影响压裂效果,因此,压裂压后合理选择液体返排时机非常重要.     

裂缝型底水油气藏开发模式研究

裂缝型底水油气藏的一个重要特点就是底水供给充足,储油岩层裂缝系统极其发育,造成油气藏极易在开发过程中发生水窜,而裂缝发育的不均质及产状类型的多样化,使水窜进入油气藏后的油气水关系变得十分复杂."水窜式"的活动更多地表现为降低了油气藏的有效厚度和单井泄油范围,在油气层和井筒中消耗油气藏的能量,降低油藏的采收率.针对裂缝型底水油藏水窜特点,在建立基岩-裂缝超双重介质模型基础上,通过全隐式数值模拟研究方法,分析比较了两向裂缝对油气藏动态开发指标的影响.     

低渗透油藏垂直裂缝井的产能分析

根据低渗透油藏的非达西渗流规律,建立并求解常流压条件下垂直裂缝井双线性流数学模型,推导出低渗透油藏垂直裂缝井的产能公式.研究表明,随表皮系数的增加,垂直裂缝井的产量在减小并趋于平缓,表皮系数5是一个明显的分界点,同时表皮系数对压裂井的初期产量影响很大.启动压力梯度对压裂片的初期产能影响不大.在生产后期,肩动压力越大,产量下降越快.因此,在进行低渗透油藏垂直裂缝井产能分析时,必须在生产的后期考虑启动压力梯度的影响.     

体积压裂裂缝网络对导流能力的影响

体积压裂产生的裂缝网络不同程度地影响裂缝的导流能力,从而影响油气井的产能。把体积压裂产生的裂缝看做是一个矩形凹槽,利用带有不同连接方式凹槽的模板来模拟经过体积压裂产生的裂缝网络,其凹槽的截面形状、大小相同,连接方式不同。把储层经过体积压裂产生的裂缝网络看做有若干个凹槽相互并连或串连而成。用实验方法测量每个模板凹槽的总长度以及通过凹槽的流体流量和模板两端流体的压力差。结果表明,通过不同连接方式凹槽的流体流量相同时,模板两端的压力梯度不同;说明体积压裂产生的裂缝网络不同程度的影响到流体的导流能力。建立了在达西渗流条件下的裂缝网络导流能力计算模型,并用实验方法回归出不同连接方式裂缝的导流能力经验公式,从而得出体积压裂产生的裂缝网络的导流能力的计算公式,为油气井的产能预测提供理论基础。