基于LatticeBoltzmann方法的页岩张性裂缝渗流特征研究

为深入了解张性裂缝结构中流体渗流特征,采用物理实验和数值模拟相结合的方法,系统研究流体在页岩张性裂缝中的渗流特征。将Barnett页岩岩心劈裂成张性裂缝,并采集裂缝面数据,将其作为物理模型,同时采用LBM-BKG方法 D3Q19模型研究流体在张性裂缝中的流动。研究尺度依次为整体、截面、截线、离散单元体,考察各尺度下渗流场特征参数分布,并分析原因。研究表明:整体上,沿渗流横向和纵向上压力均呈线性分布,横向各截线上压力呈波动式线性分布,纵向截线上压力分布呈非线性;缝面端部局部区域会产生回流区,回流区与粗糙性及粗糙性变化程度有关;近平均速度的速度等值面间基本呈平行分布,速度较大时,等值面基本对应于端面相对平缓的区域;沿同一流线,渗流速度略有差别;整体渗流为稳态,不代表渗流场各处速度相等,离散的渗流单元体的渗流速度各不相同;三维粗糙性造成了渗流速度的三维分布,但主要以渗流方向和垂向上渗流速度为主。该项研究对深入理解页岩等裂缝发育储层的裂缝系统渗流具有重要意义。     

基于页岩油水两相渗流特性的油井产能模拟研究

页岩孔隙结构及固液相互作用复杂，其微观渗流特性加大了页岩油产能预测的难度。为准确评价体积压裂后多尺度孔隙结构发育的页岩油藏产能，基于页岩储层油水两相相渗计算方法和嵌入式离散裂缝模型，考虑页岩真实孔隙结构作用下的微观油水两相渗流特性，形成了考虑页岩体积压裂页岩油藏产能的数值模拟方法。基于页岩储层孔径分布计算油水相渗曲线，结合页岩油藏压裂/生产流程，开展了页岩油藏压裂液空间分布以及油井产能评价模拟分析。结果表明，不同孔径分布下的页岩油水两相相渗曲线存在差异，压裂液主要分布在压裂裂缝、与其相连的天然裂缝以及其周边基质中，在闷井过程中裂缝内压裂液逐渐渗吸进入基质并置换基质中原油，经体积压裂可实现改造区域的整体动用。研究结果可以从微观油水两相渗流特性与宏观产能评价角度为页岩油藏高效开发提供技术支撑。     

裂缝参数对纵波各向异性影响的数值模拟

利用地震资料研究天然裂缝的纵波方位各向异性，目前还缺乏纵波属性对裂缝的敏感性系统分析。为此，基于数字图像处理技术，通过设置裂缝参数，采用邻点融合方法建立非均匀性的随机裂缝介质；基于声波波动理论，对随机离散裂缝模型的声波波场进行数值模拟，通过计算不同测线方位的声波速度和衰减系数，分析声学参数与裂缝分布、走向、密度及流体间的关系，可较准确地判定裂缝方向。对随机离散裂缝模型的声波波场的数值模拟结果表明：裂缝参数变化对声波衰减系数的影响远远大于对声波速度的影响，采用声波衰减系数最小值对应的测线方位可较准确地判定裂缝走向；随着裂缝密度增加，衰减系数相对变化量减小；随着含水饱和度增加，速度和衰减系数的相对变化量均先增大后减小。     

裂缝性油藏单井渗流规律研究

在进行裂缝性油藏渗流理论研究时，用常规方法难以对随机分布在储层中且不与油水井相连通的天然裂缝进行处理。为此，根据等值渗流阻力原理，将天然裂缝表征成果应用到油田开发研究中，考虑天然裂缝表征参数对渗流特征的影响，建立了裂缝性油藏单井稳态渗流的理论模型。用实际油藏参数进行了实例计算，研究了裂缝长度、裂缝开度、裂缝数目、裂缝线密度及裂缝与油井的相对距离等参数对压力分布和产量的影响。结果表明，在距井约10m范围内天然裂缝对压力分布和产量的影响大，超过10m，对压力分布和产量的影响减小；裂缝开度、数量和线密度超过一定值后天然裂缝对压力分布和产量的影响程度减小。     

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。      

页岩结构面特征及其对水力压裂的控制作用

页岩是沉积岩中的一种，具有十分明显的层理构造。探究页岩层理结构面对其水力压裂行为的影响，对页岩气的开采具有重要意义。通过对鄂尔多斯盆地南部延长组页岩不同尺度下（米级到十微米级）沉积结构特点的分析，结合不同层理倾角条件下的大尺寸页岩试样水力压裂试验，研究了页岩结构面（层理面）的特征及其对水力压裂过程和结果的控制作用。结果表明，米级、分米级、厘米级、毫米级和10微米级等不同研究尺度下的纹层平均厚度分别为2.26 m，2.09 dm，1.70 cm，1.48 mm和11.7μm，呈现出分形特征，且分形维数为1.06。页岩水力压裂行为受层理结构面影响显著，主要体现在压裂前后裂缝形态对比与破裂压力两个方面。层理倾角小于30°时，页岩试样压裂前后裂缝形态对比明显，新生裂缝较多，破裂压力较大，且随着层理倾角的增大急剧减小；大于45°时，压裂前后试样的裂缝形态几乎没有改变，破裂压力较小，且随着层理倾角的增大呈现小幅度的波动；整体上不同层理面角度下页岩的破裂压力呈斜“S”型变化。试验中的裂缝扩展，水压曲线以及破裂压力随层理倾角的不同均发生变化。     

海陆过渡相页岩孔隙结构表征及页岩气渗流规律模拟

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块海陆过渡相页岩储层非均质性强,碳质页岩和纯页岩的孔隙结构特征及页岩气渗流规律具有明显的差异,然而目前针对不同岩性孔隙结构下的页岩气渗流规律研究较为缺乏。文中以这2种岩性页岩为研究对象,基于CT扫描、扫描电镜物理实验技术,测定了二者的基质孔隙和层理缝特征参数,对比了二者的孔隙结构差异,构建了考虑吸附效应和滑脱效应的格子玻尔兹曼数值模拟方法,分析了二者孔隙结构对页岩气渗流规律的影响。研究结果表明：1）碳质页岩裂缝呈空间网状结构,纯页岩裂缝为平行层理方向裂缝。与纯页岩相比,碳质页岩孔隙尺度较大,但孔隙数量较少,孔隙度更低。2）页岩孔隙中存在明显的滑脱效应。滑脱效应提高了气相流动速度,页岩气从孔隙壁面解吸减缓了孔隙压力降低速率,延长了生产时间。建议在开发纯页岩层段时,适当降低生产压差,增强小孔隙中的滑脱效应;在开发碳质页岩层段时,适当增加生产压差,通过解吸作用提高页岩气产量。     

顺宁油田长21低渗砂岩储集层非均质性特征及其开发意义

鄂尔多斯盆地顺宁油田长2^1低渗砂岩储集层具有较强的非均质性，致密夹层比较发育，渗透率剖面属正、反韵律复合型；非均质性呈现纵向强于横向、河道边侧部强于河道主体、长2^1-2层强于长2^1-1层的规律。分析认为，微观非均质性是制约储集层渗透性的关键，沉积相带和成岩作用对储集层非均质性控制明显，非均质性对油气分布及注采剖面有重要的约束和影响；致密夹层能够有效地阻挡流体的纵向渗透，约束层内渗流，并阻止人工裂缝的穿层延伸，有利于集中水驱能量，提高水驱效率和储量动用程度，是划分开发小层、编制注水开发方案的重要依据。图5表3参17     

非均质性页岩水力压裂裂缝扩展形态研究进展

水力压裂是目前中国构建页岩油气储层复杂裂缝网络的主要技术之一，而页岩储层内部矿物组分差异以及不连续界面（层理、天然裂缝）的广泛分布使其具有强烈的非均质性，直接影响并制约了储层水力压裂改造效果。基于页岩微观矿物组分非均质性和宏观结构非均质性2方面，系统阐述了水力压裂裂缝扩展形态的研究进展。首先，分析了矿物组分差异引起的脆性程度对水力压裂裂缝扩展形态的影响；其次，总结了影响水力压裂裂缝与天然裂缝相互作用模式的关键地质因素和工程因素，探讨了水力压裂裂缝与天然裂缝相互作用机制；最后，研究了页岩层理对水力压裂裂缝穿层扩展的影响机理，阐述了层理面倾角、胶结强度及密度等关键参数对层理面开裂、水力压裂裂缝穿层和扩展形态的影响规律。综述了现阶段非均质性页岩水力压裂研究中存在的问题及发展趋势，为压裂设计优化提供了重要的理论依据。     

中扬子宜昌地区寒武系水井沱组页岩含气性及影响因素

中扬子宜昌地区作为南方海相页岩气勘探的有利目标区之一，多口井于寒武系水井沱组页岩中见页岩气显示，但含气性差异较大。基于区域地质背景与页岩气钻井资料，结合现场解析含气量测试数据，描述了宜昌地区水井沱组页岩气纵向分布特征，探讨了页岩气含量的主要影响因素。该区水井沱组黑色岩系主要为碳质页岩和灰质页岩，厚50~140 m，有机碳含量高，以Ⅰ型为主，处于过成熟热演化阶段，具良好的生烃潜力；现场解析含气量为0.32~5.48 m3/t，含气量大于2 m3/t的页岩累计厚度达到44.05 m，反映该区页岩具较好的整体含气性。水井沱组页岩含气性受沉积相带、有机碳含量、矿物组分、孔隙度、裂缝发育程度、地层压力等多种因素影响。陆棚相沉积的黑色碳质页岩含气量高于斜坡相灰色钙质页岩，而局限台地相泥灰岩含气量最低；含气量与页岩中有机碳含量、石英矿物含量均呈较好的正相关性，与碳酸盐矿物含量呈弱的负相关性，与黏土矿物含量关系不大，而有机碳含量对含气量的控制作用更为显著；页岩孔隙度大小和孔隙分布差异是导致含气量差异的重要因素，此外页岩含气量还与储层裂缝发育程度和地层压力密切相关。      

塔里木盆地北部潜山岩溶相带定量表征与储层评价

潜山型储层是中国油气资源增储上产的主要勘探方向之一，塔里木盆地北部潜山储集层经多井测试获高产油气流，揭示了其巨大的勘探开发潜力，但储层强非均质性给测井定量表征及储层评价带来很大困难。基于岩心、岩石薄片和测井资料，结合潜山发育模式及沉积演化过程，纵向上将塔里木盆地北部寒武系白云岩潜山划分为：表层岩溶带、垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带；综合常规测井、成像测井及阵列声波测井响应特征建立不同岩溶相带定性识别方法；利用深侧向电阻率、视地层水电阻率谱峰表征系数及斯通利波表征系数等测井参数实现各相带测井定量表征；在此基础上，针对不同岩溶相带的差异开展储层岩石物理建模与储层分类评价。应用结果表明：塔里木盆地北部地区表层岩溶带、垂直渗流带及水平潜流带为有利储层发育带，平面分布规律为自NE向SW方向有利储层发育带厚度逐渐减小，其中表层岩溶带以溶蚀孔洞发育为主；垂直渗流带以高角度裂缝发育为主，发育的裂缝纵向张开性差但横向延伸性好；水平潜流带以水平裂缝和溶孔、溶洞发育为主，发育的裂缝纵向张开性好但横向延伸性差。塔里木盆地北部地区有多口井应用基于电性特征和考虑裂缝形态的压缩系数分带建立的饱和度评价方法，其实...     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩岩石力学特性及可压裂性评价

页岩油储层具有油气丰度低、渗透能力差、单井无自然产能或自然产能低于工业油流下限、能量衰减快等特点，在水平井或多分支井的基础上实施高效的压裂改造是实现页岩油效益开采的关键。围绕吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩储层的可压裂性评价，实验测试与理论分析相结合，研究认识了岩石的变形破坏特征、力学强度特性及其纵向分布特征；在芦草沟组页岩储层可压裂性影响因素分析的基础上，建立了可压裂性指数评价方法。结果表明：芦草沟组含油页岩的变形破坏呈现显著的脆性特征，且层理、微裂缝等结构面发育，具备压裂改造形成复杂缝网的内在地质力学条件；芦草沟组页岩储层间存在岩石力学强度、地应力相对较高的隔层，对该类型储集体的压裂过程中在兼顾裂缝网络复杂化的同时还应强化压裂缝对上下储层的沟通能力，实现压裂改造有效体积的最大化；综合脆性指数、水平应力差、层间应力差以及断裂韧性等指标，建立了可同时表征水平井体积压裂缝网形成难易与压裂缝穿越隔层沟通纵向储层能力的可压裂性评价方法；基于微地震压裂监测结果的验证分析表明所建立的可压裂性指数评价方法在以吉木萨尔凹陷油页岩为代表的薄互层状页岩地层中具有较好适用性。     

页岩储层各向异性对裂缝起裂压力的影响

页岩储层水平方向上的层理性结构导致了页岩较强的非均质性和各向异性。基于岩石横向各向同性本构关系以及渗流与变形耦合数值方法,建立了页岩水平井裂缝起裂的三维有限元数值模型,对射孔方位角、弹性力学各向异性以及地应力各向异性对水力裂缝起裂压力的敏感性进行了研究。研究结果表明：随射孔方位角的增加,起裂压力增大,起裂压力应力分布云图呈部分“椭圆状”且倾向于最大水平主应力方向;弹性模量各向异性较大和泊松比各向异性较小时,岩石表现出在水平方向上较强的刚性特征,裂缝起裂的可能性较大;弹性模量各向异性较小和泊松比各向异性较大时,岩石表现出在垂向方向上较强的刚性特征,岩石不易起     

济阳坳陷页岩油储层孔隙结构与渗流特征

微观孔隙结构是控制渗流特征的内在因素,渗流特征是微观孔隙结构的外在表现。借助高压压汞测试技术,获取表征页岩油储层孔喉大小、分布及连通性的微观孔隙结构参数,分析不同尺度孔喉对渗流能力的贡献程度。基于稳定流法,建立页岩油单相渗流曲线,分析岩石渗透率、地层原油黏度对渗流规律的影响。研究结果表明,济阳坳陷页岩油储层孔隙结构具有强非均质性特征,孔喉以亚微米-纳米级为主,纳米级孔喉连通的孔隙体积占比最大,参与渗流的主要为微米级孔喉(层理缝)和亚微米级孔喉。亚微米-纳米级孔喉是页岩油储层产生非线性渗流和启动压力梯度的主要原因,启动压力梯度随着流度的减小而增大,二者之间呈幂函数关系。建立页岩油储层极限泄油半径预测公式,可根据储层渗透率、地层原油黏度预测一定生产压差下页岩油可流动的最远距离,为井距设计或压裂裂缝间距优化提供参数依据。     

压裂水平井的产能研究

目前国内在多裂缝水平井流入动态的计算方法、压裂水平井在低渗透率油藏中的开发动态、水平压裂气井的渗流过程，以及水平井筒内压力损失对产能的影响等方面的研究工作中取得了初步的进展；而国外的学者主要针对产能预测方法、裂缝条数的优化、外侧裂缝间距等问题做了进一步的研究和探讨。研究认为，横向缝的生产效果好于纵向缝，压裂水平井的开发效果和经济效益均优于压裂垂直井；压裂裂缝条数以3～5条为好，最佳裂缝长度和导流能力与储层渗透率有关；井筒长度存在一个最优值。未来的研究方向和工作重点主要是缝、筒、层内的流体流动特性等方面的问题。     

徐家围子断陷营城组火山岩宏观裂缝分布规律研究

宏观裂缝对改善储层渗流能力和增加储集空问具有重大作用,因此对宏观裂缝分布规律的研究具有重要意义。根据井壁成像测井资料识别结果。徐家围子断陷营城组火山岩裂缝呈成组、成带性分布。具多期次发育特点。平面延伸集中在几个优势方向;纵向上以不整合面或风化面为界具有明显旋回性。火山岩中原生裂缝的主要控制因素为火山岩岩性和岩相、喷发期次及地形坡度等;次生裂缝成因主要包括构造应力作用、风化作用、溶蚀作用及原生裂缝限制作用。     

微裂缝性特低渗透油藏单向稳态渗流压力分析

为研究微裂缝性特低渗透油藏特殊的流体渗流规律，重新建立了考虑启动压力梯度和压敏效应综合影响的渗流运动方程，并在此基础上建立了完整的微裂缝性特低渗透油藏一维单向稳态渗流的数学模型，采用Kirehhoff变换，获得了压力分布解析公式。最后采用算例，对压力分布特征及影响因素进行了分析。结果表明，微裂缝性特低渗透油藏一维单向渗流的压力分布影响因素比较多，如启动压力梯度、变形系数、生产压差和排距等，并且这些因素均以非线性方式产生综合影响。单向渗流的压力分布不再是直线形式，而是凸形曲线。等压线分布亦不均匀，近井附近压力消耗严重。启动压力梯度大时，压力损失主要是沿程损失；启动压力梯度小时，压力损失主要由压敏效应消耗在近井区域。远离井底仍然是近似直线压降。放大生产压差和减小排距能够在一定程度上缓解启动压力梯度和压敏效应的影响。     

裂缝性页岩暂堵压裂复杂裂缝扩展模型与暂堵时机

通过修正页岩水力裂缝非线性拉-剪混合模式的黏弹塑性损伤本构方程，考虑射孔簇之间的流体竞争分流和压裂液对孔眼的动态冲蚀效应，发展了基于离散裂缝网络全局嵌入有限元法（DFN-FEM）的暂堵裂缝扩展数值算法，并通过现场压裂施工监测参数进行了验证。针对四川盆地深层页岩特征，建立了多簇复杂裂缝的交错扩展数值模型，开展了水平井多簇裂缝竞争扩展形态及泄流面积研究，分析了暂堵前后复杂裂缝的竞争干扰及交错扩展规律，优化了不同天然裂缝走向、密度及分簇方式下的暂堵时机。研究表明，两侧射孔簇的裂缝扩展对中间簇裂缝有显著限制作用，暂堵两侧裂缝有利于各簇均匀扩展；天然裂缝密度越高或天然裂缝走向越低，最优暂堵时机越靠后；威远页岩气天然裂缝分布特征下，不同分簇方式下最优暂堵时机以注液总时长的2/3为主。     

毛细管力在非常规油气藏开发中的作用及应用

相对于常规油气藏而言，非常规油气藏储层岩石孔喉尺度小、毛细管力作用突出，极大地影响油气勘探与开发。对于常规油气藏的研究，通常忽略毛细管力效应，但是对于页岩油气与煤层气等自生自储的非常规储层，其纳米孔隙发育，润湿性、毛细管力及其相渗特征的研究还存在难点。通过结合地质成藏理论和开发过程渗流理论，以致密油、煤层气和页岩油气为例，阐明了毛细管力在非常规油气成藏及开发中的作用及应用。同时，进一步刻画了油藏原始条件下油水多种分布关系及对应的流体压力分布特征，借此可以分析评价注水（气）过程润湿相与非润湿相流体渗流机理及非润湿相的卡断尺度，为二次采油、三次采油参数设计提供理论依据；通过评价高有机质含量（TOC）的煤层气储层，发现其多呈现水湿特征，强极性的水分子与孔隙介质少数极性官能团的结合力要比甲烷与孔隙有机质结合力高几倍到几十倍，而润湿角测量与毛细管力测量均体现了极性与非极性吸引力的作用，因此尽管煤层气储层有机质含量远高于无机质，但是其分子间作用力较弱导致润湿性更倾向于水湿；区别于煤层气，页岩气储层无机质体积分数远大于有机质体积分数，由于无机质孔隙原始条件多为水湿，因此该类储层多为水湿；页岩油岩石组成尽管与页岩气类似，但是由于油相具有复杂的组成，其中的表面活性物质将会影响储层的润湿性，据此影响储层的毛细管力；由于页岩油要比页岩气流动困难，渗流阻力大，但是页岩油的油水毛细管力又小于页岩气的气水毛细管力，因此需要对二者量化计算评价。     

毛细管力在非常规油气藏开发中的作用及应用

相对于常规油气藏而言，非常规油气藏储层岩石孔喉尺度小、毛细管力作用突出，极大地影响油气勘探与开发。对于常规油气藏的研究，通常忽略毛细管力效应，但是对于页岩油气与煤层气等自生自储的非常规储层，其纳米孔隙发育，润湿性、毛细管力及其相渗特征的研究还存在难点。通过结合地质成藏理论和开发过程渗流理论，以致密油、煤层气和页岩油气为例，阐明了毛细管力在非常规油气成藏及开发中的作用及应用。同时，进一步刻画了油藏原始条件下油水多种分布关系及对应的流体压力分布特征，借此可以分析评价注水（气）过程润湿相与非润湿相流体渗流机理及非润湿相的卡断尺度，为二次采油、三次采油参数设计提供理论依据；通过评价高有机质含量（TOC）的煤层气储层，发现其多呈现水湿特征，强极性的水分子与孔隙介质少数极性官能团的结合力要比甲烷与孔隙有机质结合力高几倍到几十倍，而润湿角测量与毛细管力测量均体现了极性与非极性吸引力的作用，因此尽管煤层气储层有机质含量远高于无机质，但是其分子间作用力较弱导致润湿性更倾向于水湿；区别于煤层气，页岩气储层无机质体积分数远大于有机质体积分数，由于无机质孔隙原始条件多为水湿，因此该类储层多为水湿；页岩油岩石组成尽管与页岩气类似，但是由于油相具有复杂的组成，其中的表面活性物质将会影响储层的润湿性，据此影响储层的毛细管力；由于页岩油要比页岩气流动困难，渗流阻力大，但是页岩油的油水毛细管力又小于页岩气的气水毛细管力，因此需要对二者量化计算评价。