酸蚀裂缝导流能力数值模型研究

酸蚀裂缝导流能力的计算对于酸压方案优化及压后产能评估有着非常重要的作用。采用裂缝面离散化思想,将裂缝面法向变形过程离散为有限个微凸体法向应变的集合作用,从而反映酸蚀裂缝在闭合应力作用下的变形过程;考虑裂缝内流体非达西流动的影响,建立了裂缝导流能力数值计算模型,可描述裂缝内压力及流场分布。通过计算分析表明:在闭合应力作用下,裂缝闭合前后流场分布发生较大差异,且闭合应力越大,导流能力下降越快;当裂缝内处于高速非达西流动时,裂缝的导流能力将大大降低,流体向井筒流动过程中消耗大量能量,使得地层压力下降更快。     

塔中地区碳酸盐岩储层酸压曲线特征分析

塔中地区碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率较低,且裂缝发育具有强非均质性的特点,钻完井往往需要进行酸压改造储层以期沟通井周缝洞体。根据该区块酸压施工曲线的形态,并结合地质和生产资料,将酸压施工曲线分为:未沟通缝洞体、沟通一定规模裂缝系统、沟通较大规模裂缝系统、沟通天然裂缝4类,以此判断酸压施工对储层的沟通改造效果。在实际酸压施工进行储层改造时,可根据压力曲线的变化形态及时调整施工方案和施工参数,以达到有效沟通储层的目的。     

特低渗透油藏水平井整体压裂裂缝参数优化

在特低渗透油藏水平井分段压裂数值模拟过程中,模型网格对压裂缝的描述精度直接影响了模拟仿真程度。采用整体PEBI网格方法,以牛圈湖油田东Ⅱ井区为例,进行了水平井整体压裂开发井组油、水井裂缝匹配关系以及裂缝半长和导流能力的优化研究。研究发现,压裂缝的导流能力与裂缝半长综合影响油井产能,但两者作用阶段存在差异;在低导流阶段,油井产能主要受裂缝导流能力影响,受裂缝半长影响较小;而高导流阶段,油井产能主要受见水快慢影响,即受注水井裂缝端部间压力梯度的影响。     

洛河油田“平注平采”整体压裂工艺技术研究

针对天然能量弹性开发的致密低渗透油藏水平井压后初期产量高、产量递减快、稳产难度大等难点,为了进一步提高鄂尔多斯盆地洛河油田长7储层的开发效益,基于储层工程地质特征,单井测录井及井网条件,采用油藏数值模拟和全三维压裂设计软件相结合的方法,优化了"平注平采"水平井组的裂缝形体布局,裂缝参数及施工参数。裂缝采用不等间距交叉布缝(避开注水井水线位置),缝间距为60~112m、裂缝条数为7~9条,裂缝半长为120~150m,导流能力为30~40μm2·cm,远离注水水线位置的施工排量为4.0~4.5m3/min,规模为35~40m3,离水线近位置的施工排量为3.0~3.5m3/min,规模为22~28m3。通过现场试验,压后水平井试油期间日产油量5t,关井注水地层能量达110%时开井生产,LH1-2-7P16井稳定日产油量5.1t,LH1-2-7P18井稳定日产油量3.8t,相比邻近水平井分别提高了1.7和2.3倍,增产效果明显,实现了区块水平井组整体开发的技术突破,为其他类似油藏开发提供技术依据。     

裂缝壁面损伤及支撑剂导流能力试验研究

进行了裂缝壁面压实作用损伤性试验,得出了压裂液在滤失过程中对裂缝壁面渗透率的损伤程度。利用API裂缝导流仪在模拟人工裂缝条件下,研究了支撑剂嵌入、压实作用对导流能力的影响,分析了裂缝导流能力随闭合应力、铺砂浓度和时间的变化规律。     

致密储层地层参数对体积压裂缝网的影响研究

针对致密储层的关键地层参数如何影响水平井体积压裂缝网效果这一问题,应用岩石力学参数计算方法和储层压裂裂缝启裂和延伸基本原理,建立了岩石脆性系数、水平应力差异系数、天然裂缝密度3个地层参数对缝网影响的模拟模型,计算和评价了页岩储层的缝网效果,分析了3个地层参数不同情况下对缝网的有效压裂体积、增产储层体积、增产储层体积百分比等参数的影响变化规律,算例分析认识到:岩石脆性系数越大或者水平应力差异系数越小,分支缝密度会越大,缝网区域半长相反越小,早期生产优于后期;天然裂缝密度越大,近井缝网沟通越密集,缝网区域外仍可参与渗流,由此可弱化缝网半长。模型的建立和参数影响分析可以为现场提供参考依据。     

安塞特低渗油田动态裂缝变化特征及其影响

安塞油田油水井人工裂缝方向单一,裂缝长度是动态变化的,且具有规律性,对油田开发有着重要的影响。研究裂缝动态变化特征对油田开发技术政策调整具有重要的意义。通过试井资料分析计算出注水井动态裂缝延伸速度和采油井动态裂缝闭合速度,并阐述了动态裂缝的变化对井网部署和单井产量有着决定性作用。认为井网与裂缝进行匹配优化,可以最大限度地发挥油藏潜力。周期性重复压裂,可以不断延长采油井人工裂缝长度,提高单井产量,改善开发效果。     

酸化过程中储层条件对注酸强度和注酸速度的影响研究

储层条件直接影响着注酸速度和注酸强度,而最佳注酸速度和注酸强度又是决定酸化成功与否和酸化施工效果的关键参数。通过地层水和煤油进行室内储层岩心敏感性试验研究分析了储层岩心敏感性(速敏和酸敏)对注酸速度的影响,建立了酸液在基质和天然裂缝中的渗流模型、反应模型和温度场模型,模拟了天然裂缝的分布对注酸强度和注酸速度的影响,并对模拟结果作了分析研究。研究表明,储层的敏感性不对注酸速度和注酸强度作限制;随裂缝频度增加,为了增大酸液的有效作用距离,应适当提高注酸强度和注酸速度,天然裂缝愈宽,所需的注酸速度较小,天然裂缝宽度越小,注酸强度应适当增大;一定的注酸速度条件下酸液存在"最佳注酸强度",且不同的酸液类型,其"最佳注酸强度"不同。     

苏里格低渗气藏水平井压参数优化分析

为了保证水平井开发效果，达到提高气藏产能和采收率的目的，以区域地质特征为基础，通过数值模拟的手段，建立单井数值模型，对苏里格气田苏6井区压裂水平井裂缝参数，包括裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数和裂缝夹角等影响因素进行了优化研究。研究结果表明，总体而言，产量随着裂缝长度、间距、数量和夹角的增加而增加；裂缝长度大干120m以后，产量增加的幅度明显变缓，建议裂缝半长在50-60m之间，裂缝间距250m，6条裂缝且两端裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距；在同等裂缝长度下，供给区域小，产能较高；在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求不小于设计缝长。     

脉冲加砂压裂支撑剂铺置状态的CFD模拟

脉冲加砂压裂过程中,支撑剂的有效铺置是形成高速油气渗流通道及获得高裂缝导流能力的基础条件。针对物理模拟实验受装置承压能力、泵注排量和材料成本限制等缺点,应用CFD(计算流体力学)方法模拟计算了携砂液与中顶液交替注入时的流动状态,分析了不同黏度比、注入速度及脉冲间隔时间对支撑剂铺置状态的影响。研究结果表明,增大携砂液与中顶液黏度比,通道率与支撑剂有效铺置距离减小,支撑剂簇团分散效果变差,现场施工时黏度比不宜超过5;注入速度增大,支撑剂有效铺置距离和通道率增大,但支撑剂分散性变差,综合考虑通道率和砂团分散效果,折算现场合理施工排量为3.2~4.3m3/min;过短或过长的脉冲间隔时间均不利于有效渗流通道的形成,脉冲间隔时间为整个脉冲周期的0.5~0.6倍时效果较好。     

储气库井油套环空的合理氮气柱长度

针对储气库井的油-套环空异常带压问题,建立注入氮气柱的密闭环空数学模型,综合分析了在压力、温度影响下密闭环空的压力变化情况.对储气库井注气过程和采气过程中的环空压力进行分析计算,研究了环空氮气柱长度、注采过程中油管温度和压力等因素对油-套环空压力的影响规律.结果表明:环空注入一定长度的氮气能有效缓解储气库井环空带压问题;氮气柱越长,套压值越低,当氮气柱长度超过100m时,套压变化越来越小,环空氮气柱长度范围宜选取100～200 m,初始氨气注入压力为2 MPa;油管压力和温度变化影响环空套压值,其中温度是主要影响因素,使用隔热材料,有助于减小或防止注采过程中由于油管温度升高引起的环空压力升高.     

低伤害压裂改造工艺技术在X15-16井中的应用

随着油气田勘探开发的不断深入，低渗透、非常规油气藏已经成为近年来勘探开发的主体目标之一，由于低渗透油藏普遍需要采取压裂措施后才能获得经济效益，但在改造过程中，由于压裂液的破胶、返排不彻底，滤饼残渣造成的伤害大大降低了裂缝的导流能力，影响了压裂改造效果。为此，大港油田通过应用VES清洁压裂液体系、压采联做等工艺，在X15—16井上取得了很好的增产效果，为该区块的储量评价及开发提供了重要依据。     

支撑裂缝长期导流能力模拟研究

目前主要采用裂缝导流能力仪、生产历史拟合及压力恢复试井法评价支撑缝长期导流能力,已有的方法或难以全面考虑各种伤害因素对导流能力的影响,或测试时间长、难度大、成本高。用颗粒物质力学、对流扩散理论和压力溶蚀理论,考虑支撑剂颗粒成岩作用的3个过程(接触面溶蚀过程、边缘扩散作用控制的传质过程和颗粒自由表面沉淀过程)共同作用的压力溶蚀成岩作用、支撑剂颗粒弹性压缩变形、颗粒排列方式及由弹性和蠕变变形引起的支撑剂颗粒嵌入等因素对导流能力的影响,导出了新的支撑裂缝长期导流能力模型。该模型计算结果与温庆志等的实验数据更相符,证明了该模型的正确性。该模型能准确方便地预测复杂条件下支撑缝导流能力变化规律,为正确评价和选择支撑剂提供可靠的依据参考,有效地指导压裂油气井的合理开发。     

川东北元坝区块裂缝对渗流场的影响分析

针对元坝地区含裂缝储层,在充分考虑含裂缝储层裂缝孔隙度、渗透率以及真实天然气物性的基础上,分别建立含45°倾斜裂缝、水平裂缝和垂直裂缝有限元模型,利用Comsol Multiphysics软件对含裂缝储层模型渗流场进行计算,得到含裂缝储层中近井壁的渗流场分布规律。从中进一步研究不同裂缝对基岩渗流速度的影响程度。研究得出:含裂缝储层渗流场中,在裂缝穿过的地层中,等压面上的压力弱有变化,表现为光滑等压面有折断趋势,相同的压力在裂缝更靠近井底。裂缝对基岩内渗流场分布影响并不大,但裂缝内的渗流速度相对于基岩内渗流速度有数量级上的变化,会显著的增加单井产量。因此在低渗地层尽量利用贯穿裂缝或人工造缝提高地层导流能力。     

基于离散裂缝模型的煤层压裂缝数值模拟方法

如何准确描述煤层压裂缝中的流体流动规律是当前煤层气开发所面临的重要技术难题。采用管道网络状的离散裂缝模型（DFM ）处理压裂缝,采用Cui ＆ Bustin模型描述煤岩的强应力敏感性,同时考虑非瞬时解吸扩散、双重介质渗流等煤层气解吸扩散渗流的基本特征,提出一种用多分支井描述煤层压裂缝的数值模拟方法。该方法的优点在于,用结构网格系统就能实现复杂离散裂缝的模拟,即采用已有的主流商业数值模拟软件,如CMG , Eclipse ,就能够实现具有压裂缝的煤层气藏数值模拟。将该方法与采用非结构网格系统的数值模拟器相比较,应用实例表明两者计算结果相近,从而验证了该方法的合理性。利用该方法研究了煤岩应力敏感对气井产能的影响,结果表明,在生产条件下,应力敏感现象使研究区块煤层渗透率增加,有利于煤层气的产出。该方法为煤层压裂缝数值模拟提供了新思路,具有一定的便捷性和实用性。     

常见酸压压降评价方法与储层特征相关性研究

通过对碳酸盐岩不同储层类型酸压后评价体系的研究,建立了G函数曲线评价、裂缝净压力双对数曲线评价、酸压后不稳定试井曲线评价等3种酸压压降评价方法,分析了3种评价方法对储层特征定性判别的系统评价体系,定性地判断出井周围的缝洞发育情况,有效地指导下一步的酸压设计和施工。以某井区A井酸压施工层段为例,运用3种评价方法对储层特征有较明确的认识,建立了一套酸压压降评价方法对储层特征判别的评价体系。     

一种改良压裂泵注工艺在焦石坝西部裂缝发育区的应用

涪陵页岩气田焦石坝区块西部裂缝发育区液体滤失严重,压裂改造难度大。为提高施工改造效果,研发出了一套针对页岩裂缝发育区的压裂泵注工艺。该工艺通过改变施工排量、调整液体性能等措施手段,增强了工艺对于页岩裂缝发育地层的适应性,具有液体滤失低、加砂强度高、工艺流程简单可控的特点。在涪陵页岩气田焦石坝区块裂缝发育区的压裂施工中进行了应用,优化后的工艺相比于优化前同等规模的工艺,形成的人工裂缝更为复杂,有效改造体积更大,产量更高,取得了更好的压裂改造效果,具有良好的应用前景。     

近井筒分支缝起裂形成机制研究

针对多分支缝水力压裂井筒起裂问题,从弹性力学的理论方向出发,在考虑初次压裂诱导应力对近井地带应力场的作用下,建立多分支缝起裂、起裂角及起裂压力的力学模型。在此模型的基础上,通过编制计算机程序的方法,计算分析多分支缝起裂的影响因素。研究表明,低水平应力差及高闭合应力条件下,所形成分支缝的起裂角度大,分支缝水力压裂效果好;初始缝长度也是分支缝起裂的影响因素之一,在低水平应力差、初始裂缝缝长短的条件下,分支缝偏转程度高,更易重新定向;对比7口井分支缝的力学模型起裂压力及现场施工起裂压力,验证了模型的准确性。研究成果对多分支缝水力压裂工艺提供了理论基础并且一定程度上指导现场作业,优化分支缝压裂的效果。     

随钻堵漏剂含量对裂缝性灰岩承压能力的影响

漏失造成地层承压能力低是裂缝性灰岩钻井面临的主要问题,随钻堵漏是解决该问题的有效方式。随钻堵漏剂的含量与提高地层承压能力的数量关系是确定钻井液密度范围和固井液柱压力、保障井壁稳定和固井质量的关键。针对裂缝性灰岩开展了随钻堵漏剂对承压能力影响的试验研究。研究表明,随钻堵漏剂含量越高,地层承压能力增强;地层压力越高,随钻堵漏对提高地层承压能力的效果越强;孔隙度越大,随钻堵漏对提高地层承压能力的效果越弱。该技术应用在米桑油田灰岩钻井过程中,提高地层承压压力0.27~0.34g/cm3,有效解决了卡钻、卡仪器和固井质量不合格等问题,为同类井作业提供借鉴。     

裂缝对致密砂岩储层应力敏感性及渗流特征影响研究

裂缝的存在对致密砂岩油藏渗流特征和开发效果有较大影响。选取松辽盆地北部致密砂岩岩样,采用恒定驱替压差、恒定净围压2种试验方法评价了人工裂缝对致密砂岩岩心应力敏感性影响,通过建立考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算模型,利用非稳态恒压法测定得到了致密砂岩储层岩心造缝前后的油水相对渗透率曲线,分析评价了裂缝对致密砂岩油藏渗流特征的影响规律。结果表明,带裂缝致密砂岩岩心具有强应力敏感性,增大孔隙内压可以促进裂缝开启,降低应力敏感性损害程度;裂缝的存在,使致密储层岩心油水相对渗透率曲线的共渗区范围增大,驱油效率增加,残余油饱和度下水相相对渗透率显著增大,改善了致密砂岩储层的整体开发效果。