全三维水力压裂过程中裂缝及近缝地层的温度计算模型

根据全三维水力压裂模型 ,建立了水力压裂施工过程中裂缝、盖层、底层以及裂缝附近地层中三维温度分布的数学模型。在该模型中 ,考虑了裂缝内的液体沿缝长和缝高方向作二维流动及裂缝向上、向下延伸到盖层和底层中的情况。计算实例表明 ,液体沿裂缝长度和高度方向同时流动时 ,在其长度和高度方向上都存在温度梯度。并且在沿裂缝高度方向上 ,由于滤失带对地层传热的影响 ,使得油层范围内的温度变化较小 ;而在油层范围以外 ,温度变化则较大     

考虑启动压力的整体压裂优化设计及应用

通过建立整体压裂数学模型和物理模型,结合鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段长6层位的启动压力梯度和渗透率的关系图版,形成适用于陕北鄂尔多斯盆地低渗透油藏菱形反九点井网、考虑启动压力梯度的整体压裂优化设计模型.通过数值模拟,分析启动压力梯度对具体某区块菱形反九点井网中压裂油井采出程度、采油速度、含水率、见水时间、油水井最佳缝长比和最佳导流能力等参数的影响.应用正交设计法和熵信息法等方法,模拟优化筛选出适用于该区块的最佳整体压裂参数组合.现场压裂试验表明,数值模拟计算结果与实际生产数据相符程度高,且通过对比试验井与邻井生产数据,验证了优化后的设计对开发效果具有明显的提升作用,验证了整体压裂模型及优化设计方法的有效性,对低渗透油藏压裂开发具有借鉴作用.     

青海油田乌101区块整体压裂数值模拟研究

水力压裂是低渗透油藏增产改造的主要措施。针对青海油田乌101区块低渗透油藏的地质特点,对压裂井的压裂效果和难点进行了分析;对给定的五点井网进行了整体压裂优化研究,研究了不同裂缝长度和导流能力对压裂井产能的影响,在此基础上采用正交设计方法进行了整体压裂综合研究。结果表明:对于五点井网,井距一定,压裂效果并不是缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围,并通过正交分析,得到了最优的裂缝参数。     

考虑非达西流的低渗透油藏水力压裂优化研究

建立充分考虑低渗透油藏渗流特征以及压裂井导流能力失效性的数学模型,并在原有黑油模拟器的基础上,实现该模型的数值求解。以井生产时所诱发的压力波为基础,基于渤海湾某低渗透油田实际数据,从极限波及区域的角度对水力压裂进行优化研究。结果表明:压裂后波及区域的增加是单井增产的主要原因;发生井间干扰时,干扰部位的极限波及区域形态可以比较直观地反映井网控制程度及剩余油分布情况;可以根据注水井和采油井在投产后压力波及系数变化开始减缓时的波及区域,确定压裂注采井的合理井距,当注采井连线与裂缝方向的夹角大于70°时,井组系统和裂缝系统的匹配性最优。     

超稠油掺稀油开采实验及数值模拟研究

蒸汽吞吐是增加稠油产量的一种经济而有效的方法,但该方法存在热损失大等问题,使注汽效果达不到预期的目的.采用在注蒸汽过程中向地层掺入稀油的方法来降低地层稠油的粘度,实验研究了超稠油掺稀油后粘度的变化,并按非线性混合方法计算了稠油与稀油混合后的粘度.通过数值模拟,考察了掺稀油的注入量、注入方式、注入时机、注稀油后的生产时间等参数对开发效果的影响.结果表明,在掺稀油开发超稠油的过程中,焖井结束后可适当延长生产时间,以增加周期产油量;掺稀油的最佳注入时机应选在第3或第4周期开始;周期注入稀油的量为10～15 m3,在此范围内,换油率较大;稀油的注入方式按2～3个段塞注入比较合适.注汽过程中掺稀油的方法可在很大程度上改善超稠油的开发效果.     

页岩压裂剪切裂缝形成条件及其导流能力研究

页岩气藏清水压裂形成的缝网中存在大量非支撑剂充填裂缝,粗糙裂缝面的剪切错位是其主要的导流机理。理论分析了剪切裂缝形成条件及裂缝错位程度,并通过实验研究了缝面错位程度和粗糙度对导流能力的影响。理论分析表明,水力裂缝诱导天然裂缝发生剪切滑移的条件是裂缝内净压力超过地层水平主应力差。高应力差、低杨氏模量和低泊松比地层中的天然裂缝易形成较大的错位程度。在压剪闭合状态下形成最大错位的有利天然裂缝角度是arccotKf/2。实验结果表明,页岩裂缝发生滑移错位,导流能力可提高2个数量级以上;但错位程度的影响存在随机性。粗糙度较大的裂缝更易形成高导流能力,但没有绝对的相关性,粗糙度对剪切裂缝导流能力仅在低闭合应力条件下影响显著。软页岩缝面凸起易破碎,粗糙度相近情况下软页岩错位裂缝的导流能力可比硬页岩的低一个数量级以上。