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1.
以沁水盆地南部山西组高阶煤储层压裂缝的地质模型为依据,对常规储层压裂缝导流能力的计算模型进行修正,建立起适合高阶煤储层水力压裂填砂裂缝导流能力的计算模型;通过分析沁水盆地南部压裂施工工艺及煤储层力学特征,结合支撑剂在牛顿力学中的沉降理论,进行了填砂裂缝的导流能力计算,分析了影响因素,评估了结果的可靠性。研究表明:压裂缝中砂分布是分区的,且各区域的导流能力不同;缝长和缝宽越小,砂分布越均匀,单层砂重越大,则导流能力越强;导流能力与气井产能呈正相关关系。研究结果对于优化施工参数、获取最佳导流能力、提高煤层气井产能具有重要意义。 相似文献
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煤层气藏具有低渗透率特点, 这使得其在直井排采前须对产层进行压裂改造,而压裂裂缝参数对井距的确定影响很大,因此研究裂缝长度、导流能力与井距的关系具有实际意义。通过对比不同裂缝穿透比和导流能力下的煤层气产量与采出程度,探讨裂缝参数对煤层气产出的影响规律;并以煤层气开采15a采出程度达到50%时的井距作为评价指标,研究压裂效果与井距的关系。研究结果表明,裂缝越长,导流能力越大,井距就越大-尤其在渗透率较小时,裂缝参数对井距的影响更明显。因此,在确定煤层气藏井距时,由于人工裂缝影响,裂缝方向的井距可适当放大。以我国韩城矿区煤层气区块储层参数为例,在给定优化指标下,宜选择矩形井网(350m×300m),或菱形井网(对角线长度为700m×400m)。 相似文献
3.
多段压裂水平井能有效地提高致密油藏单井产量,双水平井的使用则会增大增产效果,但其压后产量影响因素并不是很明确。基于渗流力学理论,分析压裂双水平井流体流动机理,建立了考虑启动压力影响的油藏—裂缝系统分段压裂双水平井数值模型,采用网格加密方法和控制变量法,计算分析了地质因素和工程因素对双水平井压后产量的影响,并使用正交试验方法把不同的裂缝参数和特征对水平井产量的影响进行了主次排序。结果表明:地质因素中的基质孔隙度和渗透率对压后单井产量影响最大;工程因素中的水平井筒长度和裂缝导流能力对水平井产量影响较大,并且相关因素的影响力排序为:水平井筒长度>裂缝导流能力>裂缝长度>水平井筒间距>裂缝条数。研究结果对致密油藏双水平井压裂理论及优化设计具有现实的实践指导意义。 相似文献
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井筒与油藏耦合的压裂水平井非稳态产能计算模型 总被引：1，自引：0，他引：1
为了准确预测压裂水平井的产量,综合考虑流体在储层、井壁、压裂裂缝、射孔孔眼以及水平井筒中的流动过程,根据势叠加原理,建立了考虑射孔孔眼、压裂裂缝生产干扰作用下的井筒、油藏耦合压裂水平井非稳态产能计算模型。结果表明:只考虑裂缝生产与裂缝、孔眼同时生产时的水平井产量在生产初期差别较大,生产后期差别变小;由于裂缝、孔眼的干扰,水平井筒两端裂缝的产量高于中间裂缝的产量;由于井筒摩阻作用,关于水平井筒中心对称的裂缝流量不相等;随着裂缝长度增加,裂缝、射孔孔眼、水平井产量增大;随着裂缝导流能力增加,裂缝产量增大,射孔孔眼产量降低,水平井产量增大;射孔段越长,孔眼与裂缝的干扰愈强,单个孔眼的产量降低,但由于射孔数增加,水平井产量增大;射孔深度增加,压裂水平井产量增加。 相似文献
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深层干热岩水力压裂形成的裂缝网络是地下"冷注、热采"循环系统的流体流动和换热通道.注采循环井的"注不进、采不出"实质是水力压裂未成功建立沟通注水井和采热井之间的导流裂缝网络系统,该过程由流固换热(T)-流体流动(H)-裂缝形变(M)-化学溶蚀(C)耦合作用决定.通过THMC耦合开展室内测试和数值模拟研究发现:干热岩体内天然裂缝的法向剪胀形变开度是压裂改造的前提和机理,水平滑移量达到5 mm时,粗糙度对裂缝开度的影响逐渐消失,即裂缝的总开度几乎全为有效导流开度;低排量、低温的长期注入并不能快速消耗储热岩体的热能,天然裂缝的热诱导开度影响范围在5m以内,提高排量是进一步扩大天然裂缝导流能力改善范围的必要条件;近井地带热交换(TH)形成的热诱导开度对导流开度的贡献率最高达92％,大于9.4 m的远井区域主要依靠水力剪胀作用(M)提高导流能力,其对导流开度贡献率从50％逐渐上升至99％;注入冷流体的不断升温,加剧硅质矿物的溶解能力,其最大化学溶蚀诱导开度为0.48 mm,对总导流开度贡献率最大为16.3％. 相似文献
6.
《地质科技情报》2019,(6)
目前低渗透底水气藏压裂井见水时间预测模型考虑了压裂裂缝的导流能力,但忽略了近井区域气相非达西效应和地层表皮效应对计算模型的影响,导致见水时间的预测发生偏差。鉴于此,基于气相平面径向流和半球形向心流相结合的底水锥进模型,以渗流理论为基础,综合考虑气相非达西效应和地层表皮效应的影响,推导出低渗透底水气藏压裂井见水时间预测新模型。实例应用表明,本模型预测的见水时间更切合实际;压裂井可明显延缓底水锥进;气相非达西效应和地层表皮效应会加速底水锥进;随着裂缝半长与气藏打开程度的增大,压裂井见水时间呈现出先增大后减小的趋势,存在最优值。该研究成果为低渗透底水气藏压裂井见水时间的预测提供了理论依据。 相似文献
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页岩储层有天然裂缝和弱面发育,采用大规模压裂技术对其进行改造会在改造区域形成大量自支撑剪切裂缝,该自支撑剪切裂缝在页岩气开发中具有重要作用,研究和评价裂缝导流能力的大小对页岩气开发具有重要指导意义。常用的基于Darcy流动方程推导的裂缝导流能力评价公式,不能满足流体高速流动时的裂缝导流能力评价,需要开发适合于页岩的自支撑裂缝导流能力评价方法,为页岩体积改造形成的自支撑裂缝导流能力评价提供支持。选用龙马溪组页岩储层岩样,利用自行研制的剪切-渗流耦合实验系统对样品进行剪切,形成剪切自支撑裂缝,在应力-渗流耦合条件下进行氮气流动测试,获得一组压力和气体流量数据,基于非线性Izbash定律描述气体在自支撑裂缝中流动特征方程,和基于流动特征方法建立自支撑裂缝导流能力计算公式,根据测试数据计算了自支撑裂缝的导流能力,利用裂缝导流能力计算理论气体流量,结果表明理论流量和实测流量具有很好的符合性。开展了不同剪切位移和不同围压条件下页岩自支撑剪切裂缝导流能力评价实验,结果表明,自支撑裂缝导流能力受错位程度、粗糙度等性质影响;在围压10～40 MPa实验条件下自支撑剪切裂缝导流能力在0.1～1 D·cm范围。新建立的导流能力评价方法可为流体高速流动时裂缝导流能力评价提供一种有效途径。 相似文献
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纤维是油气井高导流裂缝压裂施工成功的最关键影响因素之一。为了优化高导流裂缝压裂工艺技术和施工参数,开展以纤维为主要影响因素的高导流裂缝压裂室内物模实验,分析纤维对高导流裂缝压裂的影响变化规律。实验表明：加入纤维可以明显提升压裂液携砂性能和效率,纤维浓度越高,支撑剂铺置越靠近裂缝中前端,促使压裂中造长裂缝;固定纤维加入比例越大,裂缝通道占有率越大,而非固定纤维加入比例的楔形方式,其通道占有率最高,压裂中采用高纤维比例楔形加入方式,有助于形成高导流裂缝;排量过大或者过小,通道占有率均减小,实验条件下最优排量为5.0 m3/h;通道占有率沿裂缝延伸方向呈先增加后减小趋势,最大值均出现在裂缝中部位置,最小值均在裂缝缝口处,纤维比例和施工排量均不影响高导流裂缝中通道占有率高低分布趋势。 相似文献
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针对裂缝性致密油藏,基于拉普拉斯变换及Stehfest数值反演, 建立了一种可用于直井体积改造产能评价的半解析两区复合模型,模型内区包含有限条无限导流水力裂缝,外区是经典的Warren-Root双重介质系统. 并分析了导压系数比α、裂缝传导率比β、储容比ω、窜流系数λ以及改造半径reD等参数敏感性,绘制了产量递减图版。结果表明：从产量递减曲线,可以看出体积改造直井产能遵循“L”形递减规律;导压系数比越大,初期产量越高;裂缝传导率比对整个生产周期的产能都有影响,裂缝传导率比越大,单井产量越高,同时还会伴有明显的复合边界流特征;储容比和窜流系数分别影响双重介质基质-裂缝系统窜流发生的程度和时间;内区人工主裂缝条数越多或改造渗透率越大,复合边界流越明显,产能也越高,这说明改造程度与改造体积对产能的增加都很重要,应注意两者的合理优化。矿场实例验证了该模型在裂缝性封闭边界油藏直井多次压裂改造以及裂缝性致密油藏直井体积改造方面的适用性和实用性。 相似文献
10.
水力压裂是目前煤储层改造增透的主要技术措施之一,支撑剂在压裂裂缝中的铺置范围和输送距离是衡量水力压裂效果的重要指标。针对潞安矿区煤储层特点,采用物理实验和数值模拟方法,对比分析试验煤层气井压裂支撑剂导流能力、铺砂范围、粒径组合等因素对裂缝导流能力的影响,筛选出最优的支撑剂粒径和粒级配比。结果表明,随着闭合压力增大,不同粒径覆膜轻质陶粒支撑剂对裂缝导流能力降低;相同粒径覆膜轻质陶粒在裂缝中形成的砂堤和铺砂区长度是传统石英砂的2倍左右;40~60目(0.25~0.38 mm)、16~40目(0.38~1.00 mm)、12~20目(0.83~1.40 mm)3种粒级覆膜轻质陶粒中,12~20目压裂裂缝长度、支撑缝长和平均支撑剂浓度最小,而导流能力最高;当3种粒级40~60目、16~40目、12~20目配比为1∶6∶2时,覆膜轻质陶粒压裂效果最好,平均裂缝缝长320 m,裂缝宽度0.672 cm,支撑剂密度5.16 kg/m2,裂缝导流能力为1.263。潞安矿区煤层气井采用覆膜轻质陶粒支撑剂压裂时,通过优化支撑剂粒度配比,显著提高裂缝导流能力,以提高煤储层渗透性和煤层气开采效果。 相似文献
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水平井分段多簇压裂是非常规油气藏开发的关键技术,在合理利用压裂诱导应力增大储层改造体积的同时,避免井间干扰所导致的裂缝砂堵和压裂窜扰,是压裂工艺优化中的关键科学问题。文章针对超临界CO2分段多簇压裂的缝间干扰和井间干扰问题,采用流固耦合的扩展有限元方法研究单井及多井裂缝诱导应力演化特征,充分考虑裂缝内超临界CO2流动和滤失,从非常规油气储层岩性特征、地应力场分布及施工工艺等多方面对压裂扰动应力进行系统研究,揭示单井分段多簇压裂缝扩展机制及应力扰动特征,在此基础上研究多井井间压裂缝干扰规律。结果表明：高水平应力差、高弹性模量的储层中压裂干扰界限较大,低水平应力差、低弹性模量地层需适度增大簇间距,减小簇间干扰;老井压裂后,其邻井压裂缝非对称系数随井间距呈先增大、后减小的趋势;当井间距等于压裂干扰界限时,非对称系数λ达到最大,且井周改造范围最大,但裂缝两翼的非对称性可能导致储层动用不充分。本研究为水平井细分切割压裂和立体式井网设计优化提供理论基础,在“双碳”战略背景下对非常规油气资源高效开发具有重要意义。 相似文献
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水力压裂是页岩油气增产的主要手段,其核心是向储层连续泵入压裂液迫使储层产生水力裂缝/缝网形成油气运移高效通道,从而达到油气增产的目的。相较人工主缝,微裂缝具有数量大、缝宽小、走向复杂等特点,常规支撑剂无法对其形成有效支撑,如何提高微裂缝的导流能力是进一步提高页岩油气产能的关键。微缝导流能力实验表明:微支撑剂嵌入页岩裂缝表面导致一定程度的渗透率损害,但支撑微裂缝的渗透率仍比页岩基质渗透率高出2～3个数量级,仍可为页岩油气运移提供有效渗流通道。本文系统分析了微支撑剂对微裂缝的支撑特性、微支撑剂的长距离输运性能及辅助降滤等特征,提出了微支撑剂对致密油气增产的内在机制。结合我国致密油气储层基质孔隙尺度,形成了考虑微裂缝开度及基质孔隙尺寸的微支撑剂选配原则。 相似文献
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对于注水开发多年,尤其是多次采取增产增注措施后的油藏,如何准确地判定低渗透非均质储集层渗流特征及其演化规律,难度比较大。针对火烧山低渗透裂缝性油藏,根据不稳定试井曲线识别储层模型,分析了不同开发阶段储层渗流系统的演化规律。由于火烧山油田天然裂缝发育,而且多数井采用压裂方式进行投产,开发初期储层模型主要表现为人工裂缝或双孔模型。开发过程中,随着地层压力的降低及调剖堵水措施的实施,油井渗流特征往单孔模型转变、注水井渗流系统向径向复合模型转变;渗流系统的演化改变了储层的有效渗透率,使其整体上呈现降低的趋势。储层初期有效渗透率场与油井水窜特征基本吻合,有效渗透率的逐步下降与油藏含水上升速度的下降基本吻合,从而为油藏下一步开发调整可行性评价提供了重要依据。 相似文献
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Yongchao Xue Yonghui Wu Linsong Cheng Shijun Huang Shuang Ai Yanwei Yang 《Arabian Journal of Geosciences》2018,11(18):551
Multi-stage fractured horizontal wells play an important role in developing shale gas reservoirs by significantly improving productivity. By considering fracture networks, gas desorption, stress-sensitive fracture permeability, and pressure-dependent gas PVT properties, an analytical model is developed for shale gas wells. Fracture networks are handled based on transient linear flow, gas desorption is handled by defining a new total compressibility, stress-dependent hydraulic fracture permeability is handled by variable substitution, and pseudo-pressure and pseudo-time are used to handle pressure-dependent PVT properties. After obtaining the solution of the linearized model, a material balance method and successive substitution iteration procedure are proposed to convert the pseudo-time into real time and calculate the production contribution from gas desorption. The results show that induced fractures also have a great impact on the production of the well. Production contribution from free gas and adsorbed gas could be quantified using the proposed material balance principle and iterative method. The rank of parameters that influence the ultimate recovery is the following: half-length of hydraulic fracture, induced fracture length/hydraulic fracture spacing, hydraulic fracture spacing, conductivity of induced fractures, conductivity of hydraulic fracture, and induced fracture spacing. 相似文献
15.
在低渗透油藏开发中普遍采用菱形反九点井网,但采油井等缝长压裂将导致非均匀驱替,当油藏物性各向异性时,非均匀驱替现象更加明显。以往针对菱形反九点井网的研究主要基于等缝长压裂,未考虑利用不等缝长设计改善开发效果。根据某各向异性低渗透油藏基本参数建立数值模型,进行不等缝长设计,分析油藏渗透性各向异性及油水井压裂情况对菱形反九点井网水驱效果的影响。随着储层Kx∶Ky的增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增大。在相等Kx∶Ky条件下,注水井是否压裂对角井裂缝优化穿透比影响较小,对边井裂缝优化穿透比影响较大。数值模拟结果表明,在各向异性低渗透油藏中进行不等缝长优化设计,能有效改善菱形反九点井网的开发效果,优化结果对于各向异性低渗透油藏的水力压裂设计以及井网布置具有一定的指导意义。 相似文献
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排采过程中,煤粉随着运载流体在支撑裂缝中运移,容易导致裂隙堵塞,造成煤储层渗透率和支撑裂缝导流能力的降低,为探究团聚型压裂液性质对煤粉运移产生的影响及作用机理,选取准南煤田乌鲁木齐河东矿区煤样为研究对象,以蒸馏水、活性水压裂液(1.5%KCl)、团聚型压裂液(1.5%KCl+0.05%AN)为运载流体,通过单相流驱替状态下煤粉产出物理模拟实验,获取驱替流速为100、200、300 mL/min时的煤粉产出量和支撑裂缝导流能力伤害率,结果表明:气体驱替流速为100 mL/min时3种运载流体煤粉累计产出量均呈现线性增长趋势,支撑裂缝的导流能力伤害率变化范围较小(0.6%~8.1%);气体驱替流速为200 mL/min时,随着支撑裂缝中煤粉沉积,运移通道缩小,各运载流体出粉量先达到最大值随后减少,团聚型压裂液裂缝导流能力伤害率较小,其导流能力伤害率累计值分别与蒸馏水和活性水压裂液导流能力伤害率相差分别达到24.4%和3.1%;气体驱替流速为300 mL/min时:煤粉出粉量达到最大值的时间提前,运载流体为团聚型压裂液支撑裂缝导流能力伤害率最小,其导流能力伤害率累计值与蒸馏水和活性水压裂液导流能力伤害率相差分别达到64.8%和14.9%。因此驱替流速较低时,煤粉产出量较少且导流能力伤害率较低。结合静置沉降实验和直剪实验,揭示了团聚型压裂液对煤粉运移的作用机理:煤粉运移过程中团聚型压裂液能够通过表面活性剂的亲水基和亲油基改变溶液与煤粉界面状态,增强煤粉润湿性,使煤粉颗粒在运移过程中聚集沉降;通过增加其液桥力使黏聚力增大,抑制沉降的煤粉发生相对移动,从而减少悬浮煤粉颗粒的数量,有效降低煤粉产出量和支撑裂缝导流能力伤害率,进而减少卡钻、修井的发生概率,实现对煤粉的有效防控。 相似文献
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页岩水平井常采用体积压裂技术获得产能,压裂形成的缝网体积、渗透率是影响压裂效果的关键因素。目前页岩体积压裂设计借用产能预测模型优化缝网参数,此模型较复杂,不便于现场应用。根据等效渗流原理,将页岩储层压裂后形成的缝网系统等效为一个高渗透带,建立了体积压裂缝网参数与施工规模关系模型,提出了体积压裂设计的3个步骤:体积压裂可行性研究、数值模拟优化缝网参数和施工参数优化。根据QY2页岩油水平井特征,进行了体积压裂设计和现场实施。结果表明:压裂形成的高渗透带对产能的贡献最大;高渗透带数量、体积和渗透率增加,压裂后的累积产量和采出程度逐渐增加,存在最优的高渗透带参数。现场应用表明这种设计方法方便实用,可以推广。 相似文献
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页岩气藏一般具有低孔隙、低渗透等特征,对其实施缝网压裂是高效开发页岩气的最佳途径。采用位移不连续法建立线弹性二维均质地层诱导应力场分布数学模型,通过水平应力差异系数对顺序压裂和交替压裂的裂缝间距进行优化研究。结果表明,水平应力差异系数受到裂缝净压力、裂缝缝长、原地应力场等因素的影响;裂缝净压力越大、缝长越长,水平应力差异系数越小;随着与裂缝距离的增加,水平应力差异系数呈现先减小后增加的趋势,因此,存在后续裂缝形成复杂网络的最佳裂缝间距;顺序压裂裂缝间距不宜过大,且后续压裂裂缝间距应适当减小;交替压裂裂缝间距最优时,缝间水平应力差异系数最小,对中间裂缝形成缝网最有利。 相似文献