裂缝性油气藏压裂滤失系数的计算方法

压裂过程中的天然裂缝诊断、滤失系数的计算是裂缝性油气藏压裂的关键技术;数值方法由于部分参数不易获得或参数代表性差,而影响其精度和实用性.分析了裂缝性地层压裂液滤失机理,建立了天然裂缝开启的滤失计算模型,根据实际压裂井的小型压裂测试数据,对天然裂缝的开启前后滤失系数进行了求解,得到了依赖于压力的滤失系数.计算表明,此滤失计算方法更能够反应天然裂缝地层的滤失特点,对裂缝性地层的压裂设计具有指导意义.     

天然裂缝性储层压裂液滤失研究

裂缝性储层压裂液滤失对裂缝的几何尺寸、支撑剂的分布都有较大的影响。现有裂缝性储层压裂液滤失模型都对天然裂缝进行了简化处理,认为天然裂缝对基质均匀切割,这与实际不符,不能准确反映裂缝分布的非均质性对压裂液滤失的影响。基于储层裂缝统计资料,应用概率统计、随机理论、Monte–Carlo 等方法,建立储层二维离散裂缝网络模型,并借助等效渗透率张量原理将裂缝性介质转化为均质各向异性连续介质,建立了基于渗透率张量的裂缝性储层压裂液滤失数学模型。计算结果表明,天然裂缝分布及其与水力裂缝的位置关系的不同使得沿裂缝长度方向,滤失速度变化较大,若天然裂缝与水力裂缝连通,则压裂液滤失主要发生在连通处,文中模拟了天然裂缝和人工裂缝存在三处连通的情况,这三处的滤失量占裂缝总滤失量的45% 以上,建议对天然裂缝进行封堵。     

考虑动态滤失系数的压裂井裂缝闭合及返排优化

依据渗流力学理论,借助岩心滤失试验,引入动态滤失系数,建立致密气井压裂后强制裂缝闭合理论模型和动态滤失系数模型,对加砂压裂及压后关井过程中的压裂液滤失量、滤液侵入机制、近缝地层压力剖面进行动态分析。结果表明:动态滤失系数模型可更好地描述压裂液滤失的动态过程,前期滤失速率大,后期滤失速率变小并趋于定值;压裂液滤失由缝口至缝端逐渐降低,侵入伤害带主要集中在缝口处,侵入深度与储层的物性参数、压裂液流体参数及施工规模有关;气井中压降主要集中在原状地层区,返排的主要能量来源于压裂及关井过程中地层气体压缩产生的附加能量。     

裂缝性油藏酸液滤失模型研究

酸液在酸压裂缝内流动时,有少数较大的岩石孔隙或天然裂缝首先受到过量酸液的溶蚀而迅速增长形成蚓孔,使滤失主要在蚓孔内发生。因此研究天然裂缝性油藏酸液滤失,必须考虑酸蚀蚓孔的影响。基于裂缝性油藏酸压中酸液的流动反应特性,建立了酸蚀蚓孔的增长模型、酸液在蚓孔内流动反应模型和滤失的酸液在地层中流动模型,提出了便于现场应用的裂缝性油藏酸压滤失计算方法;就影响蚓孔增长及滤失的裂缝净压力、蚓孔密度和酸液粘度等因素进行了实例计算分析,对于现场酸压施工中有效控制酸液的滤失具有重要的意义。     

水力压裂裂缝在页岩表面扩展特征的试验研究

为探究水力裂缝在页岩表面起裂及扩展特征,以四川省龙马溪组露头页岩为研究对象,开展岩体表面裂缝起裂扩展数字散斑观测试验,通过分析水力压裂裂缝扩展时页岩表面位移场和应变场演化揭示了岩体表面裂缝的动态扩展特征.试验结果表明:水力裂缝沿最大主应力方向起裂和扩展,裂缝走向与最大主应力呈锐角;裂缝扩展速度约为0.65 m/s,具有高速性特点,不同水力裂缝起裂扩展在时间上有先后性.扩展裂缝两侧会形成非对称分布的半椭圆状位移变化区域,影响范围是缝宽的32倍;裂缝扩展区域呈现为应变梯度值较大的拉应变.裂缝扩展只对裂缝周边有限范围内岩体起影响作用.     

页岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究

页岩气藏储层具有超低孔、超低渗的物性特征,通过体积压裂改造形成复杂人工裂缝网络,是实现页岩气有效开发的关键。试验采用大尺寸真三轴水力压裂模拟,研究水平地应力差、泵注排量,井筒数量等因素对页岩气储层压裂裂缝扩展规律的影响。通过观察压后页岩表面裂缝延伸路径,结合工业高能CT扫描确定页岩内部实际的水力裂缝形态。实验所选用页岩脆性中等,但层理特征明显,微裂隙发育,具有可压性。试验结果表明:水平应力差为3 MPa时,水力裂缝易转向,沟通近井天然裂缝或弱胶结层理面;随着水平应力差的增加,有利于横切缝的产生,沟通远处更多天然裂缝及层理;当水平应力差达到12 MPa时,仅能形成简单平面横切缝。另外,变排量压裂或双井筒同步压裂可以有效地增加裂缝密度,提高水力裂缝复杂程度;但在12 MPa的水平应力差下,双井筒同步压裂仍然仅生成2条简单的水平缝。     

陆相页岩油储层水力压裂裂缝形态的试验

水力压裂技术是在页岩油气藏中建立人工裂缝网络的一种重要方法,但由于各储层地质条件的差异性以及页岩具有的强非均质性,使得水力压裂裂缝形态十分复杂.为了了解长7陆相页岩油储层页岩水力压裂裂缝网络的形成机理,将室内真三轴水力压裂试验与基于计算机断层扫描的3D可视化模型相结合,初步探讨了水平应力差异系数、压裂液黏度和天然不连续面对岩样水力压裂裂缝形态的影响.结果 表明:页岩水力压裂裂缝形态按照复杂程度可以分为三类,即单一裂缝,鱼骨状裂缝和网状裂缝;低水平应力差异系数和低黏度压裂液有利于形成复杂的裂缝网络,较为合理的条件为水平应力差异系数为0 ～0.53,且压裂液黏度为0～17.1 mPa·s,在此条件下易形成鱼骨状裂缝或网状裂缝;此外,平行于层理面的天然不连续面有利于形成复杂裂缝网络,但是过多的天然不连续面开启是不利于主水力裂缝的形成和扩展.     

附加应力场和滤失作用下页岩水力压裂开裂机理

为了研究含有天然微裂隙和层理的页岩储层在压裂液产生的滤失和附加应力场共同作用下的开裂机理,采用复变函数保角变换方法修正了传统附加应力场解析解,基于最大拉应力强度理论,通过解析分析比较储层基质、天然裂隙和层理的复杂应力状态及相应的强度,得出水力压裂主裂纹遇天然裂隙或层理后的开裂机理和扩展方向.基于莫尔强度理论分析讨论被裂纹穿过后的储层次裂纹形成机理.结果表明:水力压裂主裂纹尖端拉应力集中,发生张性破坏;被主裂纹穿过的天然裂隙或层理在附加应力场和压裂液产生的滤失作用下发生剪切破坏,形成滑动次裂纹;附加应力场增大裂纹附近的最小地应力、降低裂纹附近的最大地应力,不利于储层次裂纹的形成;降低排量、增加压裂作用时间,提高裂纹附近储层孔隙压力,降低有效应力,可促进储层次裂纹的形成.     

浅析煤储层压裂缝滤失系数的计算

以煤储层压裂改造基本理论为基础,对石油系统相关压裂参数的计算模型进行修正,建立起适合本地区储层的水力压裂计算模型。通过分析沁水盆地南部煤层气井压裂工艺、压裂工艺参数及煤储层力学特征,建立了压裂液滤失系数计算的数学模型,并编制了相关计算程序。应用建立的数学模型,带入沁水盆地樊庄、郑庄区块压裂井的压裂施工参数,进行了压裂缝滤失系数等计算,结合压裂施工工艺与气、水产能进行施工适用性评价,优化压裂工艺参数。     

考虑应力敏感时的煤层气压裂滤失量计算

由于煤层天然裂缝发育、对应力敏感以及煤岩较软、易碎等因素,造成煤层气压裂滤失量较大,常用的Carter计算滤失的方法已经不再适用。针对这一问题,作者考虑裂缝内的压力与地层压力之间的压差,对煤层渗透率和孔隙度的影响,并根据相应的计算方法,在Carter方法的基础上对其中的滤失系数进行修正,可以计算出综合滤失系数和滤失量。通过计算实例,并与Carter计算结果进行对比,表明本文所提出的方法比较符合实际。     

基于嵌入式离散裂缝和扩展有限元的裂缝性页岩油藏流固耦合高效数值模拟方法

通过耦合嵌入式离散裂缝模型和扩展有限元建立了一种适用于裂缝性页岩油藏的流固耦合高效数值模拟方法。该方法创新性在于:通过对裂缝进行显式降维处理,可以准确刻画水力裂缝对渗流场和应力场的影响,同时可以模拟水力裂缝开度的动态变化过程以及水力裂缝内流体压力对裂缝变形的影响;在划分网格时仅需对基岩系统进行正交网格剖分,不必考虑裂缝的几何形态,渗流场和应力场均选取一套网格,使得网格划分时的复杂度大幅降低。对于渗流方程求解采取模拟有限差分方法,满足局部质量守恒并且可以有效处理全张量形式渗透率;对于岩石力学方程求解采取扩展有限元方法,可以准确处理裂缝两侧的位移间断性。通过算例分析,本文方法的正确性与优势得以验证。     

页岩纳米孔内超临界CO2、CH4传输行为实验研究

了解超临界CO₂、CH₄在页岩纳米孔内传输行为,是研究页岩储层超临界CO₂注入能力、注入后时空分布以及提高页岩气藏采收率的基础。选用渗透率小于100 nD的龙马溪组富有机质页岩基块岩样,利用岩芯流动实验装置,通过监测岩芯入/出口端气体压力与混合气体（CO₂、CH₄）浓度变化,对比了页岩纳米孔内超临界CO₂、CH₄传输能力,分析了传输能力差异的原因。结果表明：页岩纳米孔内超临界CO₂压力传递速率明显小于CH₄,实验结束后岩样入口端二元混合气体组分中CH₄百分含量显著降低,证实页岩纳米孔内超临界CO₂传输能力显著低于CH₄,主要原因是超临界CO₂吸附能力更强、扩散-渗流能力更小以及超高密度特性表现出的非混相、活塞式驱替行为。基于以上认识,选择某些压裂段注入超临界CO₂,而其他压裂段作为生产段,比单井"吞吐"方式（即注入-焖井-开井生产）更有利于驱替置换页岩纳米孔内游离态甲烷。     

超临界CO2超稠油降粘特性与计算模型研究

超临界条件下CO2和原油互溶性强,可使得原油黏度降到1/10。因此采用超临界CO2实现稠油长距离降黏输送是可行的。利用试验环道通过实验的方法对CO2稠油降黏效果进行了分析,并且分析了压力温度对降黏率的影响,得到了超临界CO2超稠油降黏特性,并推荐了溶解后稠油黏度的计算模型。     

基于有限体积法的离散裂缝模型两相流动模拟

正确认识裂缝性油藏流体流动规律是其高效开发的基础,离散裂缝模型因其对裂缝予以显式降维处理,能够大大提高计算效率而逐渐成为当前研究的热点。有限体积法在控制体单元上具有明确的物理意义,能够严格保证局部质量守恒,适用于流场性质不连续的情况。基于Delaunay三角网的对偶网格构建有限体积控制单元,推导了离散裂缝模型油水两相流动控制方程的有限体积数值计算格式,实现了离散裂缝模型油水两相数值模拟,通过算例验证了该方法的正确性与高效性。研究表明:该方法能够严格保证局部质量守恒,计算过程中收敛性较好,适用于离散裂缝油藏的数值模拟,与单孔隙介质模型计算结果具有很好的一致性,计算效率提高2.5～3.0倍。     

基于气体扩散模型的页岩气体散失规律研究

针对不同页岩损失气量计算方法计算结果差异大的问题,分析了传统单孔扩散模型的特点及不足,建立了耦合更贴近实际的时变气体扩散系数和时变岩芯边界气体浓度的修正单孔扩散模型。研究表明,原始气体浓度、气体扩散系数、岩芯边界气体浓度和岩芯尺寸是影响页岩气体散失的关键参数。当气体扩散系数较大或损失时间过长时,USBM直线法对页岩损失气量的计算不够准确。与分段线性递减相比,岩芯边界气体浓度指数递减模式可能更贴近实际情况。岩芯边界气体浓度递减速率主要控制岩芯内气体扩散完成的总时长,而气体扩散系数变化速率主要影响气体扩散前期的特征。建立的修正单孔扩散模型可较好地从气体扩散角度揭示页岩的气体散失特征,但该模型仍需耦合气体在压差下的流动过程并基于实测数据优化其关键参数,进而提高页岩损失气量的计算精度。     

超临界CO2染色技术研究

研究了纤维织物超临界CO2状态下用分散染料染色的操作方法和工艺技术,对超临界状态下溶解度、染色牢度、匀染性、织物强力、染色机理进行分析探讨,确定了影响染色效果的主要因素.经实验验证超临界CO2是可行的,对于我国纺织染整行业从源头上节约水资源和清洁化生产具有重要意义、     

黔北地区牛蹄塘组页岩储层裂缝特征

以黔北地区下寒武统牛蹄塘组页岩储层为研究对象,通过岩心、薄片、场发射扫描电镜和测试分析等手段,对牛蹄塘组页岩储层裂缝发育特征和主控因素进行了分析.结果表明:研究区牛蹄塘组页岩岩心裂缝以构造裂缝为主,包括高角度剪性裂缝、高角度张性裂缝、低角度滑脱缝,岩心裂缝充填程度较高,以方解石充填为主;镜下微观裂缝以非构造缝为主,包括...     

超临界CO2提取青蒿素的工艺

研究了超临界CO2提取青蒿素的工艺,考察了粒度、压力、温度、时间、CO2流量等影响因素.以萃取率为目标,综合考虑产品收率,优化了超临界萃取工艺条件,得到较佳的操作条件:萃取压力20 MPa,萃取温度50℃,每千克原料CO2质量流量1 kg/h,分离器Ⅰ的温度为60℃,压力为14 MPa.在优化条件下萃取4 h,萃取率达到95%以上,萃取物纯度在15%以上.     

超低渗油藏超临界CO2驱油特征及原油动用能力

为明确超临界CO_2驱替特征,结合核磁共振技术对比了超低渗透油藏超临界CO_2非混相、混相驱及水驱对储层孔隙原油动用效果,明确了长庆超低渗油藏岩心内原油分布特征,对比了不同注入介质对不同孔喉内原油采出程度的贡献程度。结果表明:超临界CO_2混相及非混相驱的见气阶段是采出程度迅速增加阶段,气窜后驱油效率大幅降低,对比了不同驱替方式采出程度,油藏条件下水驱主要动用大、中孔隙;CO_2非混相驱主要提高中、小孔的采出程度;水驱及非混相驱均无法动用小于0.1μm的微孔内原油;而CO_2混相驱对小、微孔提升较大,在混相气驱后,大、中孔隙动用程度接近100%,小孔和微孔分别达到34%和10%。混相气驱效果最佳,其次为非混相驱与高压水驱,低压水驱对原油动用能力较差。研究为超低渗油藏驱油方式的选择提供了理论依据。     

超临界CO2萃取薯蓣皂苷元的研究

实验研究超临界C02萃取穿山龙水解物中薯蓣皂苷元的工艺条件．采用单因素法确定了超临界CO2萃取工艺的最佳条件,并对该法作了技术和经济上的评估．确定主要参数为：萃取压力35．0MPa,萃取温度45℃,以95％乙醇为携带剂,携带剂含量为3％．与有机溶剂提取方法相比,超临界CO2萃取法的收率及纯度均较高,且安全高效．超萃法直接从固体水解物滤渣中提取苷元,在设备规模较小时,生产能力较小．