基于微注入压降测试的页岩气储层快速评价方法

页岩气储层渗透率非常低,采用常规压力恢复测试方法评价储层时需要很长时间才能探测到径向流动,导致效率非常低,而微注入压降测试方法可以使页岩气储层在较短时间内出现拟径向流,从而实现储层的快速评价。在分析微注入压降测试方法快速评价页岩气储层原理的基础上,针对涪陵页岩气储层特点,从设备选择、注入排量、总注入量和注入液体选择等方面对微注入压降测试施工参数进行了优化设计。研究结果发现,涪陵页岩气田可以采用150~500 L/min排量注入清水进行微注入压降测试,待地层破裂后再持续泵注10~30 min,注入总量控制在5~15 m3,就可以获得较好的测试结果。采用微注入压降测试方法对涪陵页岩气田6口页岩气井储层进行了评价,通过对压降测试曲线进行G函数分析获得了原始地层压力和储层有效渗透率,其与试验分析和压力测试结果相吻合。这表明,采用微注入压降测试方法可以实现对页岩储层的快速评价。      

页岩气微注压降测试方法

微注压降测试方法可使超低渗透的页岩储层在短时间内出现拟径向流,可以解决传统压力恢复测试在页岩储层应用中难以达到拟径向流的难题,从而快速准确获取页岩储层原始地层压力、储层渗透率及地层可压性等参数,为压裂优化、产能评价等提供依据。通过对微注压降测试原理分析,针对涪陵页岩气井特点,开展了设备配套、工艺优化研究,并在涪陵页岩气田应用5井次,各井均在15 d以内出现了拟径向流,解释获取的储层参数与实验结果具有较好一致性,说明该测试方法适用于页岩储层测试评价,具有施工周期短、占用设备少的优点,是一种经济、高效、安全的试井测试手段。     

煤层气井注入/压降测试技术及应用

注入/压降测试是获得煤层参数的主要方法,基于注入/压降试井的理论及经验,经过大量实测数据的研究和现场实地测试,对注入压力高于破裂压力的注入/压降资料进行现场应用,总结出一套成熟的煤层气井注入/压降测试的试井设计、测试工艺、参数解释及应力分析方法,提出注入压力高于破裂压力的注入/压降测试同样适用于煤层的渗透率、地层压力等参数的分析与解释的观点。     

煤层气井单相注入/压降测试工艺技术

煤气储层具有与砂泥岩地层不同的储层物性，常规测试很难获取地层参数。采用进口专用工作泵及DST测试井下关并测试工艺可在井筒周围形成一个单相流动的压力升高区，关井测试其压力降落曲线，之后进行四个周期的微破裂压力测试，保证开关井操作一次成功，即可准确求取煤气储层的各项地层参数。     

基于各向异性扩散方程的页岩气井改造体积计算模型

超低渗透率页岩储层需要通过分段多簇大规模体积压裂形成水力裂缝与天然裂缝相互交织的复杂裂缝网络实现气井产能最大化,且微地震反演裂缝证明,许多页岩储层可以形成裂缝网络。页岩气藏的矿场压裂实践表明,储层改造体积是影响页岩压后效果的重要参数。基于流体扩散方程和岩石破坏准则,建立了一种针对均质各向异性孔隙弹性介质的改造体积计算模型。基于实例井,运用解析模型对改造体积进行了计算。结合微地震监测结果与离散裂缝网络法,进行计算对比分析。结果表明,所提方法的计算误差小,可运用于页岩压裂矿场改造体积计算评价,对完善页岩改造和压后评价理论具有重要意义。     

页岩页理分形特征及在页岩油水平井体积压裂模拟中的应用

页岩储层非均质性强,导致水力压裂裂缝的扩展行为复杂、常规方法模拟难度大.压裂人工缝扩展的有效模拟和预测对页岩油藏的开发至关重要.引入分形因子理论,对页岩储层压裂人工缝的复杂度进行定量描述,建立压裂缝与弹性模量、泊松比和脆性指数等储层岩石力学参数之间的关系,在微地震监测成果的基础上,应用非结构化网格的离散裂缝技术,精细模拟页岩储层压裂人工缝的复杂形态.案例井压裂模拟结果表明,考虑分形因子的模拟半缝长与微地震监测相对误差平均为7％,而不考虑分形因子的模拟结果与微地震监测相对误差平均达53％,运用该方法能对页岩储层压裂人工缝的扩展过程进行有效刻画表征.该模拟方法为压裂效果评估与多段压裂水平井的优化设计提供了有力支撑.     

基于岩屑定量数字化分析的吉木萨尔页岩油储层表征方法

页岩油由于储层异常致密,传统储层表征方法存在取心成本高、岩心测试周期长等问题,并且实验室测量方法对页岩储集空间、微观孔隙结构的精细刻画不足。为此提出了一种基于岩屑定量数字化分析的页岩油储层表征方法,通过对岩屑的扫描电子显微镜(SEM)图片进行基于深度学习的图像识别和分割,刻画出纳米级孔隙结构,再结合J函数分析方法,定量分析页岩油储层最低可动孔隙半径,用以辅助页岩油储层的高效开发。研究选取吉木萨尔芦草沟页岩油储层典型井吉174井岩石碎屑样品为研究对象,得到了该井页岩油储层可动用油的孔隙尺寸下限,同时核磁测井结果也验证了该方法的有效性。     

基于测井资料的页岩储层可压裂性评价新方法

影响页岩储层可压裂性的因素较多,目前难以建立连续且完整的页岩储层可压裂性评价方法。基于测井资料可以较连续、完整地获取地层信息的特点,在考虑页岩脆性指数、矿物组成、含气性、断裂韧性等因素对可压裂性影响的基础上,利用层次分析法建立长水平井段页岩储层可压裂性评价模型,并通过引入突变理论,形成一种新的页岩储层可压裂性评价方法。分别利用基于突变理论和层次分析法的可压裂性评价方法,对四川盆地威远地区的1口水平井进行可压裂性评价,并将评价结果与微地震监测的该井页岩储层压裂后裂缝的发育情况和依据测井资料进行的储层分类情况进行对比。结果表明,基于突变理论的11级压裂段可压裂性评价结果与依据测井资料的储层分类结果及微地震监测的压裂后有效压裂体积的分布结果均吻合较好。该研究成果可为威远地区压前评价以及提高增产改造效果等提供理论依据。     

基于应力反演的页岩可压性评价方法

地应力求取及可压性评价是进行页岩压裂设计的基础,由于页岩构造和组分的特殊性,目前尚未建立统一的页岩可压性评价方法.为此,以川东南某页岩气区块为研究对象,基于该页岩气区块十余口压裂井196段施工数据,在建立井口压力与井底压力实时转换模型的基础上,反演了该区块储层的破裂压力和水平主应力,反演结果与岩心测试结果相对误差低于1...     

陆相页岩油岩石可压裂性影响因素评价与应用——以沧东凹陷孔二段为例

大港探区沧东凹陷孔二段发育典型的陆相页岩油,国内外以海相页岩油气为对象的脆性指数模型不适用于指导陆相页岩油岩石压裂改造。在系统分析沧东凹陷孔二段页岩油储层地质特征基础上,开展岩心三轴破裂实验,利用分形方法建立了反应岩石变形破坏全过程特征的力学脆性指数模型;基于天然裂缝扩展分析,建立了天然裂缝和地应力影响因子的计算方法,以及综合岩石脆性、天然裂缝和地应力三因素的缝网指数模型,实现了对页岩可压裂性的定量预测。应用该模型建立水平井可压裂性指数剖面,优化水平井簇间距设计、射孔参数及压裂施工参数,优选滑溜水+低伤害压裂液体系、石英砂+陶粒组合支撑剂,形成页岩油水平井体积压裂技术。技术成果应用于GD1701H井、GD1702H井,微地震、稳定电场监测证实形成复杂网络裂缝,取得了显著的增产效果。     

页岩气探井测试压裂方案设计与评价

由于各探区页岩气成藏条件、岩性、物性、含气性和有机地化指标等存在差异,具体压裂方案也大不相同。为正确认识压裂目的层的地质特征、明确主压裂设计目标,探井在正式加砂压裂之前有必要先进行测试压裂。在对比某页岩气探井(A井)关键地层参数指标与美国页岩气开发成熟参数指标的基础上,分析了页岩层可压性条件,提出了测试压裂具体设计思路及方案,并对测试压裂监测结果进行了系统解释与评价。分析评价可知,页岩气井测试压裂所需排量和用液量高于常规测试压裂设计水平;通过分析测试压裂,除了可以得到大量关于主压裂设计施工所需的地层压力、渗透性、闭合应力、裂缝起裂及扩展行为等参数信息外,还可用来判断页岩可压性和网络裂缝形成条件。      

永川深层页岩气藏水平井体积压裂技术

深层页岩气藏水平井压裂存在注入压力高、加砂难、稳产能力低等问题,针对永川龙马溪气藏地质特点,以形成体积压裂缝网为目标,采用优化后的高黏、低黏组合液体及粒径70/140目+40/70目+30/50目组合支撑剂,选择大通径免钻桥塞和可溶桥塞分段工艺,采用地质工程双甜点地球物理预测技术确定分段分簇位置,结合6段制混合注入模式和特殊加砂工艺保证顺利加砂,并配套了射孔优化、缝口暂堵技术、压后闷井方案增加裂缝复杂程度。实施井获得了较好的增产效果,达到体积改造目的。     

关井时机对页岩气井返排率和产能的影响

页岩气井压后返排率普遍较低,大量的压裂液永久赋存于储层中,对页岩气井的生产有可能造成不利影响。为此,以实际生产数据为基础,分析了页岩气井早期生产返排特征,并根据典型数据建立相应的数值模型,研究了不同时机关井持续时间、生产制度对页岩气井返排率和产能的影响。结果表明:①在返排前关井期间,极窄的相渗曲线共渗区急剧降低压裂液在储层中的渗吸运移速度,关井100 d后移动距离小于3 m,随着关井持续时间增加,压裂液返排率呈指数降低,开井的初始产气量先减小后增大,对长期产气量的影响则恰好相反,因此,并不能简单得出关井时间越长,越有利于生产的结论 ;②而在生产返排后关井期间,随着关井持续时间增加,返排率减小,开井的初始产气量增大,长期产气量则会减小,但相比之下,返排后关井效应弱于返排前;③对于生产制度而言,生产压差增大会掩盖应力敏感导致的渗透率降低效应,最终表现为累计产气量、累计产水量都增加,同时,高生产压差人工缝底部积液,而低压差含水饱和度则几乎为0。该研究成果为认识压裂液的滤失机理及其在储层中的赋存方式、确定页岩气多段压裂水平井的最佳关井时间与生产制度,提供了技术支撑。     

页岩油水平井压裂渗吸驱油数值模拟研究

为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数,建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型,利用控制体积有限元法求其数值解,模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程,获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化。分析了压裂渗吸驱油特征,优化了闷井时间和压裂液用量,并研究了基质渗透率和缝网复杂程度对渗吸驱油的影响。研究结果表明:毛细管力越大,闷井时间越长,则含水率越低,渗吸增产作用越明显;压裂液用量增加能够提高渗吸驱油产量,但同时会引起含水率升高,可通过含水率和产量增幅确定压裂液合理的用量;最优闷井时间受毛细管力、基质渗透率和缝网复杂程度的影响,其中毛细管力和基质渗透率决定了渗吸速度,而缝网复杂程度决定了渗吸面积。所建立的渗吸油水两相渗流模型可为页岩油水平井压裂优化设计提供依据。      

二氧化碳无水蓄能压裂参数优化

二氧化碳无水蓄能压裂技术在形成地层高导流裂缝的同时,通过与原油相互作用表现出了一系列有别于常规压裂的增产特性,包括降黏、体积膨胀和混相等。因此其优化设计过程也不同于常规压裂优化设计。首先利用地层原油取样进行室内二氧化碳与原油相互作用实验,获取最小混相压力;利用液态二氧化碳压裂时裂缝长度与储层物性参数关系模板,确定裂缝参数;以最小混相压力为条件,以裂缝参数和井底注入压力为基础,利用三维油藏数值模拟方法预测二氧化碳波及范围、混相带范围,最后确定最优的二氧化碳用液量。利用FracProPT拟三维压裂裂缝模拟软件,结合沿程摩阻损失,以保证井口和井下管柱结构安全稳定为设计前提,从水马力效率和经济效益角度优化施工排量;建立压后地层温度压力计算模型,模拟关井后混相带面积,确定最优关井时间为混相带面积最大时即压后井底压力大于最小混相压力的时间。吉林油田二氧化碳无水蓄能压裂技术已成功应用于致密油井,二氧化碳无水蓄能压裂后产油量均较压前有显著提高,6口井压后平均日产油是同区块常规重复压裂的2.7倍。研究结果表明,该二氧化碳无水蓄能压裂参数优化设计方法是合理可行的。      

页岩气井压后返排规律

岩气藏通常都需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值,但是页岩气井压后返排率普遍较低。针对这一问题,采用数值模拟和实验相结合的方法,研究了天然裂缝间距、裂缝导流能力、压裂规模、压力系数和关井时间等因素对返排的影响,并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因。结果表明:返排率随天然裂缝间距、裂缝导流能力和压力系数的增加而增加,随压裂规模和关井时间的增加而减少;从微观机理进行分析,水通过毛细管自吸作用进入微裂纹,页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用,造成新的微裂纹的产生和主裂缝的扩展,形成复杂的裂缝网络,使得大部分水难以返排,返排率低;对于页岩气井压裂,一般裂缝间距和裂缝导流能力较小、压裂规模很大,很大一部分注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中,以致无法返排。结论认为:页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响,不应该刻意追求返排率;低返排率的页岩气井的产量一般较高。     

非自喷井压力恢复曲线形态实例分析

压裂前后非自喷井的压力恢复曲线形态有所差异,通过实例,对非自喷井压力恢复曲线形态进行了分析,并对导数后期曲线上翘或下掉反映油气藏是否存在边界问题进行了研究,指出用试井资料计算的地层参数是评价压裂效果的最佳参数,也是制订下步骤施工方案的重要依据。但对于测恢复曲线的井,产量一定要按标准达到稳定,且要有足够的,适当的关井时间。     

涪陵页岩气水平井工程甜点评价与应用

针对涪陵页岩气水平井多段分簇射孔压裂时加砂量符合率低、产气量低的问题,提出了寻找水平段工程甜点、并结合地质甜点进行压裂优化设计的方法。首先利用声波时差和密度测井资料,拟合得到涪陵页岩气藏横波时差计算模型,再结合密度、自然伽马等测井资料,利用地应力剖面计算软件求取涪陵页岩气藏水平井水平段的岩石力学参数,然后通过分析已压裂井段产气剖面测试结果与岩石力学参数的相关性,得到涪陵页岩气藏工程甜点参数为:水平应力差小于8 MPa、脆性指数0.45~0.50。焦页30-1HF井采用了工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,其压裂施工压力平稳,总液量和总砂量符合率较好,压后无阻流量88.54×104 m3/d,取得了较好的增产效果。现场试验表明,工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,能够提高涪陵页岩气水平井压裂的加砂量符合率和产气量,有助于实现页岩气的高效开发。      

泥页岩脆-延转化带及其在页岩气勘探中的意义

泥页岩的脆-延性在页岩气勘探开发中备受关注,如何确定泥页岩脆-延转化深度是页岩气保存条件和水力压裂评价的关键问题。基于岩石力学试验,建立了一套泥页岩脆-延转化带确定方法。通过单轴应变试验确定名义固结压力、三轴压缩试验确定泥页岩超固结比（OCR）门限值和脆-延转化临界围压。依据最大古埋深和OCR门限值确定脆性带底界深度。由脆-延转化临界围压确定延性带顶界深度。脆-延转化带即脆性带底界和延性带顶界之间的深度带。按照以上方法确定的泥页岩脆性带、延性带和脆-延转化带,可用于页岩气保存条件和水力压裂评价。在脆性带内,页岩气保存条件不好,构造作用下易于发生脆性破裂。在延性带内,水力压裂效果不好,压裂裂缝容易闭合。在脆-延转化带内,不仅页岩气保存环境较好,而且泥页岩又具有较好的可压性。脆-延转化带是中国南方海相页岩气勘探开发的最佳深度带。勘探实践表明,志留系龙马溪组页岩气高产稳产探井产层的埋深位于按此方法所确定的脆-延转化带之内。