地质工程一体化支撑下的裂缝性致密砂岩气藏压后评估及产能预测方法研究

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基于致密砂岩气储层施工曲线图的压裂效果评价方法研究

基于致密砂岩气储层施工曲线图的压裂效果评价方法研究刘子雄;张静;周子惠;郭布民;李新发;陈玲
【期刊名称】《中国石油勘探》
【年(卷),期】2024(29)1
【摘要】压裂施工曲线中隐含了人工裂缝和储层信息,是压裂效果评价的基础,目前主要采用理论及统计的方法进行评价,对压裂工艺的改进和优化指导作用有限。

为了充分挖掘施工曲线中隐含的信息,对压裂施工曲线的图像按照压裂无阻流量分类构建样本库,采用人工智能中的卷积神经网络(CNN)进行训练,建立基于产能分类的施工曲线效果评价模型,然后应用Grad-CAM进行可解释性研究,找出人工智能进行识别的主要参考位置,进而指导压裂工艺优化和改进。

研究表明:采用CNN进行压裂曲线分类准确率能够达到85%以上,影响压裂效果的关键在压裂施工的初期和后期两个阶段,主要包括压裂初期的排量及对应的压力上升速度、停泵压力、段塞持续时间等,可以通过改变施工参数提高压裂产能。

因此采用该方法能针对性地进行压裂施工优化和改进。

【总页数】6页(P177-182)
【作者】刘子雄;张静;周子惠;郭布民;李新发;陈玲
【作者单位】中海油服油田生产研究院;中国石油玉门油田公司勘探开发研究院;中国石油玉门油田公司工程技术研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE19
【相关文献】
1.致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价
2.基于储层地应力大小与方向的致密砂岩压裂效果的评价方法
3.致密砂岩气储层水力压裂后产能测井评价技术——以鄂尔多斯盆地临兴区块为例
4.基于模糊推理的致密砂岩气储集层重复压裂井选择方法
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致密砂岩油藏三种压裂液体系优化及性能评价

第53卷第2期辽宁化工 Vol.53，No. 2 2024年2月 Liaoning Chemical Industry February，2024收稿日期： 2023-07-10 作者简介：欧阳雯（1999-），女，陕西西安人，研究方向：油气田开发。

致密砂岩油藏三种压裂液体系优化及性能评价欧阳雯，莫兰秀，李紫妍（西安石油大学，陕西西安 710065）摘要：针对长庆油田致密砂岩油藏压力低、地层能量不足、物性差、油井压后产量低、稳产时间短以及递减较快的问题，在充分研究目标区域油藏特征的基础上，结合流变性实验，初步提出3种压裂液体系，分别对3种压裂液体系进行破胶性能测试和残渣含量测试从而确定压裂液体系配方，最后通过室内试验对压裂液配方进行性能评价。

根据室内实验结果，结合现场使用要求最终确定了3种压裂液体系配方，该体系具有耐温耐剪切性能良好、破胶快、残渣少、滤失性能良好等特点。

以上研究成果较好指导了现场实践，对长庆油田致密砂岩油藏压裂改造有很好的指导意义。

关键词：致密砂岩油藏；压裂液体系；性能评价中图分类号：TE357.12 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2024）02-0272-06环西勘探新区位于鄂尔多斯盆地西南、环县以西偏北部，2019年以来，长庆油田在环西新区发现多层系高产石油富集区，其中长8储层是主力油藏之一。

储层砂岩碎屑粒度细，砂岩储层致密，孔喉连通性差，储层改造伤害大、返排率低。

压裂是非常规油气开发增产改造过程中的核心技术之一，压裂液对储层适用性的高低决定了压裂效果[1]。

压裂施工的整体思路要求包括把油气井井筒附近的地层压开、支撑，形成导流通道；压裂液尽量减少滤失到地层，彻底破胶并且返排出来，减轻地层污染，达到最优的压裂效果[2-3]。

压裂液体系发展可以分为这几个阶段：油基压裂液、水基压裂液、泡沫压裂液、乳化压裂液、滑溜水压裂液。

在20世纪的50~60年代油基压裂液被广泛地应用，由于其具有较多安全隐患，加之瓜尔胶稠化剂的发现，油基压裂液逐渐被其他压裂液所取代[4]。

阐述裂缝预测技术

阐述裂缝预测技术0引言20世纪60年代，我国陆续在松辽盆地、四川盆地、吐哈盆地等多个地区发现工业性裂缝油气藏，这些油气藏储量巨大，有着很大的开发潜力，有的单井日初产可达上百吨。

该类油气藏的大量发现，使之作为一种新的油气藏类型，成为今后重要的一个勘探新领域，也成为新增油气储量的重要来源。

这种裂缝型油气藏有多种类型，目前常见的有致密砂岩裂缝型、泥岩裂缝型、碳酸盐岩裂缝型、变质岩裂缝型和火山岩裂缝型等。

油气藏的构造裂缝不仅是储层的主要储集空间，也是形成油气藏的主要动力学诱因，但裂缝型油气藏具有储层岩性复杂、非均质性严重、低渗透、储集空间复杂多变等特点，加大了裂缝性油气藏的勘探技术方法识别和评价难度。

对于储层评价的前提条件是对裂缝发育带的准确预测，这对识别裂缝型油气藏具有重要作用，开展裂缝预测评价技术研究也具有重要的现实意义。

1裂缝的测井技术方法评价通过测井技术资料分析进行裂缝评价，开展裂缝型油气藏的识别，是当前油气藏勘探工作中广泛采用的方法。

油气藏中裂缝的存在，会使勘探中常规测井曲线等资料出现异常响应，产生一些数据的变化，通过对这些变化的分析就可识别裂缝的相关特征。

具体裂缝预测评价时，通过获取的岩心资料标定不同地层结构的测井响应，对测井曲线上的不同响应特征进行分析，计算每种测井响应形成的模糊概率，从而对裂缝发育段的具体情况用不同响应的联合模糊概率来进行预测和评价。

裂缝的长宽度、产状、密度、泥浆侵入深度、充填性状及地层流体类型等多种因素，决定了裂缝发育段在电阻率曲线上的特征。

低角度裂缝会使曲线形状尖锐，深浅侧向读数降低，显示准“负差异”现象；垂直裂缝及高角度裂缝会使深浅侧向之间相对增大，显示准“正差异”现象。

当滑行波沿岩石骨架传播时，裂缝的存在会导致纵波首波出现变化，时差变大；当裂缝出现进一步发育时，变化会出现更大的变化，首波能量会出现严重衰减，从而引起周波跳跃。

密度补偿曲线能够体现地层密度的不同变化，从而反映裂缝造成井壁不规则的程度。

致密气岩石物理实验分析方法与测井综合评价技术

60
40
20
0
进汞饱和度，%
T2截止值分布范围广，束缚水饱和度高。
T2截止值(ms)
(二）致密砂岩储层特征
致密砂岩储层孔隙结构复杂
Por=4.7%,K=0.106md
Por=4.8%,K=0.032md
相同孔隙度的岩石渗透率可以相差很大,原因:孔隙结构不同,不同大小孔隙及其与喉道的相互搭配关系是影响渗流能力的主要因素。
吐哈盆地鄂尔多斯盆地
我国致密气资源分布现状图
（一）概述
鄂尔多斯盆地
鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，
资源量为10.7万亿方，其中致密气资
源量6.6万亿方，约占总资源量的
61.7%，主要分布在苏பைடு நூலகம்格气田，面
积达5万平方公里以上。
鄂尔多斯盆地古生界地层简表
界
上古生界
下古生界
地层时代
系
统
上统
二叠系
中统
致密砂岩
4
3
光学显微镜
砂岩
最大孔喉直径主流孔喉直径中值孔喉直径平均孔喉直径
2
H2O
1
Hg
0
N2 CH4
He
-1
0.0001 0.001
粘土
0.01
0.1
1
孔喉直径大小（um）
中砂
细砂
极细砂
粗粉砂
粉砂
砂
10
100
1000
(二）致密砂岩储层特征
岩石成分
石英 100 0
石英砂岩
长石质
石英砂岩 75
20
15
10
4.35 5.80 7.25
5
0.00

致密天然气砂岩储层成因和讨论

致密天然气砂岩储层成因和讨论随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。

而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。

本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。

致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。

致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。

沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。

在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。

例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。

成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。

在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。

例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。

构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。

构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。

古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。

致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。

这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。

因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。

也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。

致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。

因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采效率和降低开发成本具有重要意义。

第7章裂缝性碳酸盐岩储层测井评价

第7章裂缝性碳酸盐岩储层测井评价裂缝性碳酸盐岩储层是一种具有特殊地质构造的岩层，其中存在着许多裂缝和孔隙，这对储层的测井评价提出了很大的挑战。

本章将介绍裂缝性碳酸盐岩储层的测井评价方法和技术，以及评价结果的解释。

首先，针对裂缝性碳酸盐岩储层中存在的裂缝和孔隙，测井评价需要选取适合的测井曲线来确定其物性参数。

常用的测井曲线包括自然伽马、电阻率、声波速度和中子密度等。

自然伽马曲线可以用来确定岩石的含油气性质，裂缝和孔隙的存在会导致自然伽马值的变化；电阻率曲线可以用来确定岩石的孔隙度和渗透率，裂缝和孔隙的存在会降低电阻率值；声波速度曲线可以用来确定岩石的密度和泊松比，裂缝和孔隙的存在会导致声波速度值的变化；中子密度曲线可以用来确定岩石的孔隙度和岩石密度，裂缝和孔隙的存在会导致中子密度值的变化。

通过对这些测井曲线的分析和对比，可以对裂缝性碳酸盐岩储层的物性参数进行评价。

其次，针对裂缝性碳酸盐岩储层中存在的裂缝和孔隙，测井评价还需要进行定量解释。

例如，可以使用裂缝密度和孔隙度来定量评价储层的裂缝和孔隙发育程度。

裂缝密度可以通过自然伽马曲线、电阻率曲线和声波速度曲线来估算，而孔隙度可以通过电阻率曲线和中子密度曲线来估算。

同时，还可以使用各种方法，如裂缝识别方法、孔隙连通性评价方法等，来定量评价裂缝性碳酸盐岩储层的裂缝和孔隙特征。

最后，针对裂缝性碳酸盐岩储层的测井评价结果，需要进行解释和分析，以制定合理的开发方案。

根据测井评价结果，可以确定裂缝性碳酸盐岩储层的含油气性质、储量和产能等参数，为储层的开发提供科学依据。

同时，还可以针对不同位置的裂缝和孔隙特征，采用不同的开发方法和措施，以最大程度地提高储层的产能。

综上所述，裂缝性碳酸盐岩储层的测井评价需要选取适合的测井曲线来确定其物性参数，通过定量的方法来评价裂缝和孔隙的特征，最后对评价结果进行解释和分析，制定合理的开发方案。

这些方法和技术的应用可以为裂缝性碳酸盐岩储层的开发提供有力的支持。

砂岩储层可压裂性评价方法研究

砂岩储层可压裂性评价方法研究彭成勇;刘书杰;李扬;邓金根;蔚宝华;刘伟;周长所;纪成【摘要】通过研究砂岩储层压裂裂缝起裂、扩展规律以及期望的裂缝形态,提出了砂岩储层可压裂性具体含义.分析KGD模型中各因素对压裂裂缝的影响规律,借助成熟的有限元方法对上述规律进行验证及补充,建立了砂岩储层可压裂性与储层岩石弹性模量和最小水平地应力之间的关系,绘制了可压裂性指标的变化规律,即弹性模量越高,最小水平地应力越小,砂岩储层的可压裂性越高.根据地震资料可以绘制砂岩储层的三维可压裂性分布图,可以为压裂选井选层提供参考.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)020【总页数】5页(P205-209)【关键词】砂岩储层;可压裂性评价;可压裂性指标【作者】彭成勇;刘书杰;李扬;邓金根;蔚宝华;刘伟;周长所;纪成【作者单位】中海油研究总院,北京100027;中海油研究总院,北京100027;中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中海油研究总院,北京100027;中海油研究总院,北京100027【正文语种】中文【中图分类】TE348随着世界经济的快速发展，能源供需关系日益紧张，促进了低渗砂岩油气藏的勘探与开发。

目前，中国发现了大量的低渗透气藏，如长庆气区、川西地区以及东海深部地层。

对于此类储层，为实现经济开发必须进行压裂作业。

储层的可压裂性是进行压裂作业之前首要考虑的因素。

现有的可压裂性评价方法大多是针对页岩的，对于砂岩储层的可压裂性评价指标较少。

页岩可压裂性是指页岩在水力压裂中具有能够被有效压裂的性质，即形成网状裂缝的能力。

唐颖，等[1]从页岩脆性、天然裂缝、石英含量、成岩作用等方面对页岩的可压裂性进行了评价；袁俊亮，等[2]从脆性指数、断裂韧性与岩石力学参数3个方面对页岩气储层的可压裂性进行了研究；R. Rickman等[3]提出用弹性模量和泊松比归一化后的平均值作为页岩的可压裂性指标，为利用测井数据评价储层的可压裂性奠定了基础。

致密砂岩气开发工程技术与实践

巴喀下侏罗统致密砂岩凝析气藏位于新疆吐哈盆地台北凹陷北部山前构造带中部柯柯亚构造带，储层埋深 2800m ～ 4300m，平均孔隙度 4. 26% ，平均渗透率 0. 26mD，地层温度 94. 8℃ ，属高温、低渗、深层致密砂岩凝析气藏。由于储层孔喉半径小、毛管压力高、渗透率低、非均质性强，导致水锁伤害严重
· 70·
第 35 卷
第2 期表1 瓜胶类型三源一级瓜胶三源特级瓜胶三源特优级瓜胶濮阳 KL － 2000 江苏鼎特瓜胶昆山瓜胶昆山特级瓜胶信德瓜胶表2 甲醇交联剂交联性能评价交联剂类型 WD － 4B WD － 4A WD － 4B WD － 4A SW － 4A SW － 4B 交联剂浓度（ %） 0. 25 0. 30 0. 35 0. 40 0. 35 0. 40
。因此，尝试
研究利用醇的热力学在压裂液中加入较低浓度的醇，特性，降低气藏含水饱和度和压裂液体系表面张力，提高残液返排效率，解除水锁伤害，改善高温深层条件下气相渗流条件。研制的醇基压裂液体系在巴喀致密砂岩气藏应用中，取得了较好的效果。
* 基金项目：中国石油天然气股份公司重点工程资助项目 “吐哈油田低孔低渗（致密砂岩气）储层试油、试采产能评价技术（ 2009D － 2404 － 01 ）。研究”
。常规瓜胶水基压裂返排效率低，措施效果
差，达不到气藏开发要求。针对致密砂岩气藏储层水锁伤害，国内外研究应用了多种压裂液体系，除了常规水基、油基压裂液和增能泡沫压裂液外，一些非常规压裂液如粘弹性表面活性剂压裂液（也称清洁压裂液）、甲醇压裂液、低浓度聚合物压裂液等也逐步［6 － 9 ］。其中甲醇压裂液能大幅进入试验和应用阶段降低低渗气藏储层含水饱和度，有效解除水锁伤害。但是，高浓度甲醇压裂液的高成本、高危险性，限制了低沸其在油田的应用和发展。醇类具有低表面张力、点、低密度及防粘土膨胀等特性，可降低体系的表面张力、毛管阻力和含水饱和度，有效解除水锁效应并增加排液速度，从而增加气相渗透率

异常高地应力致密砂岩储层压裂技术研究

异常高地应力致密砂岩储层压裂技术研究陈作;孟祥燕;杜长虹;杨俊年;庄维礼【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2005(025)012【摘要】随着勘探的不断深入,首次在新探区采用压裂技术时难度越来越大,部分井岩性致密,加之地应力异常高,导致压裂施工时在低排量情况下施工压力非常高,无法加砂而使压裂施工失败,达不到改造和认识储层的目的.文章以武1井为研究对象,该井为吐哈油田在民和盆地的一口探井,第一次压裂因施工压力异常高,在1.3m3/min 排量下井口压力达到83.3 MPa,支撑剂根本无法进入地层而未获成功.通过分析武1井首次压裂失败的原因,研究并采取了高能气体压裂、酸化解堵等近井筒处理措施和小粒径支撑剂、支撑剂段塞、优化泵注程序等针对性工艺,使第二次压裂施工获得成功,加砂26.04 m3,压后日产水5.0 m3,日产气2000 m3,这对类似储层的压裂改造积累了宝贵经验.【总页数】3页(P92-94)【作者】陈作;孟祥燕;杜长虹;杨俊年;庄维礼【作者单位】中国石油勘探开发研究院廊坊分院;中国石油新疆油田分公司采油二厂;中国石油勘探开发研究院廊坊分院;中国石油吐哈油田分公司勘探事业部;中国石油吐哈油田分公司勘探事业部【正文语种】中文【中图分类】TE3【相关文献】1.鸭西区块异常高应力储层加砂压裂探索与实践 [J], 翁定为;张庆九;蒙炯;郑力会2.高地应力下高强预应力锚杆快速施工技术研究 [J], 朱宏锐3.川中异常高应力裂缝性气藏加砂压裂现场试验研究 [J], 胥云;李长忠;田助红;谭茂军;丛连铸;赵俊生4.压裂液作用下致密砂岩储层应力敏感性研究 [J], 刘雪芬; 闫玲玲5.高地应力构造破碎带隧道大变形灾变机制及控制技术研究 [J], 李峰因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

裂缝储层预测技术及应用

作者简介:季玉新,高级工程师,1967年生;1988年毕业于青岛海洋大学海洋石油物探专业;长期从事物探方法研究及软件开发工作,发表过多篇学术论文。

地址:(100083)北京市学院路31号。

电话:(010)82312643。

E 2mail :jiyx @裂缝储层预测技术及应用季玉新(中国石化石油勘探开发研究院处理解释中心) 季玉新.裂缝储层预测技术及应用.天然气工业,2007,27(增刊A ):4202423. 摘　要　裂缝性油气藏有着巨大的勘探潜力,在实际生产中发现了不少裂缝性的油气藏,且都有高产井发现。

裂缝性储层,各向异性复杂,勘探开发难度大。

为此,在研究和开发这些先进的裂缝预测技术的基础上,选择了两个典型裂缝性油藏为研究区,根据研究区的裂缝储层的特点,选择了不同的技术,预测了目的层的裂缝方位和分布密度,圈出了目标储层的最有利区域,取得了较好的效果,为将来裂缝性储层的勘探工作提供了可以借鉴的技术应用思路,将会带来重大的经济和社会效益。

主题词　裂缝方位　构造应力　方位角　地震勘探　反演一、裂缝储层的特点及技术思路地壳中所有大小不同的断裂,可以广义地归结到裂缝的概念,包括伴有岩层位移的宏观裂缝,如巨大的断裂,逆掩断层和小型断裂(一般正断层和逆断层),以及地层没有明显位移的岩石小裂缝(微裂缝)。

地层中裂缝发育与否的信息,无非从岩石力学特征、应力应变特征、地震测井等观测数据中表现出来,根据目前的技术现状和目标区的储层裂缝特征,利用综合裂缝储层预测技术来进行裂缝储层的预测才能取得良好的效果。

新老探区往往首先具有大量翔实而准确的构造信息资料,从地质力学的角度入手,研究地质构造运动过程和对裂缝形成的作用,对于油田在裂缝性油藏尤其是构造裂缝为主的油区来说,这将是最快速、直接和有效的技术。

然后,从含有丰富地下地质信息的地震资料研究入手,在进行岩石物理特征分析和正演模拟的基础上,结合地震属性的优势,得到裂缝储层的地震属性特征,用高质量地震资料做好多方位角地震信息处理,用研究的多方位地震定量计算目的层的裂缝方位和分布密度,圈出目标储层的最有利区域。

致密气藏水平井测井产能预测方法研究

致密气藏水平井测井产能预测方法研究肖飞;成志刚;李戈理;罗少成;陈玉林;杨智新;陆艳萍【摘要】苏里格气田×区具有孔隙度小、渗透率低、孔隙结构复杂、各向异性和非均质性强等特点.在水平井开发过程中,由于测井系列少,水平段物性变化大,难于给出合适的解释标准,多级分段压裂难以优选射孔层段,评价水平井产能成为难点.通过构建综合反映储层物性、岩性、电性的综合指数,对水平段分段分级评估,基于简化油藏渗流模型,利用测井资料分别计算各类储层的产能指数,与试油资料相结合得到了该区的产能预测模型.应用综合指数能很好地划分储层类型并指导射孔层段的优选,该产能预测方法只需测井参数,操作简单,预测精度高.【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2019(043)002【总页数】6页(P143-148)【关键词】测井解释;产能预测;储层分类;水平井测井;致密气层【作者】肖飞;成志刚;李戈理;罗少成;陈玉林;杨智新;陆艳萍【作者单位】中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077;中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安 710077【正文语种】中文【中图分类】P631.840 引言水平井开采技术已成功地应用于各个类型的油田开发,对于非均质性强的致密储层,水平井的多级分段压裂及产能评价在水平井开发设计中尤为重要[1-3]。

研究目标区苏里格气田×区盒8段岩石类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主,具有孔隙度小、渗透率低、孔隙结构复杂、各向异性和非均质性强等特点。

本文针对目标区的储层特点及测井系列少的状况,提出采用综合指数对水平井段进行分段分级评估,为水平井段选择性开采优选射孔层段;并用考虑非均质性及各向异性的油藏产能模型与测井相结合对水平井进行产能评价。

致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术讲解

致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术（调研报告）编写人：牛宝荣孙占东主要参加人：王幸才王琦莫增敏李元萍杨丹王成辉审核：刘永军吐哈油田公司勘探开发研究院科技信息中心二零零九年三月目录一、致密砂岩油气藏形成机理及特征 (1)1.致密砂岩的形成机制 (1)2.致密砂岩的封闭机理及储层特性 (2)3.致密砂岩油气藏特征 (4)4.致密砂岩气藏的划分 (5)4.1两种气藏成藏特征异同点 (7)4.2两种气藏成藏条件异同点 (8)4.3两种气藏成藏模式及分布规律异同点 (13)二、典型致密砂岩油气藏实例 (14)1.加拿大阿尔伯达盆地深盆气藏 (14)2.美国落基山地区深盆气藏 (15)3.鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏 (16)4.四川盆地西部坳陷的中生界陆相致密砂岩气藏 (17)三、致密砂岩油气藏的勘探技术 (18)1.用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩油气层测井识别能力 (19)2.致密砂岩孔隙度计算方法 (23)3.地震裂缝综合预测技术 (26)4.致密砂岩油气层测井评价新技术 (30)5.致密砂岩气层的识别技术方法 (32)6.致密含气砂岩的多参数联合反演预测技术 (35)四、勘探技术现实中的应用 (41)1、屏蔽暂堵技术应用效果（以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为例） (41)2、致密砂岩孔隙度计算方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地北部下二叠系下石盒子组测井数据为例） (42)3．地震裂缝综合预测技术应用效果（以川西BMM 地区侏罗系沙溪庙组地层为例） (43)4、致密砂岩油气层测井评价新技术的应用效果（以鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为例） (43)5、致密砂岩气层的识别技术方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部陕北富县探区上古生界致密砂岩为例） (45)6、多参数联合反演预测技术的应用效果（以川南须家河组致密砂岩储层为例） (46)五、结论 (49)六、结束语 (51)致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术一、致密砂岩油气藏形成机理及特征1、致密砂岩的形成机制砂岩发生机械压实作用，其孔隙及喉道被粘土矿物、自生矿物次生加大充填而形成网格状微细孔喉结构，具有较高的毛细管压力，由此演化成为低渗透致密砂岩。

裂缝性页岩气藏水平井产能预测模型

裂缝性页岩气藏水平井产能预测模型徐兵祥;李相方;HAGHIGHI Manouchehr;张磊;龚崛;葛涛涛【摘要】基于页岩气藏线性、非稳态流动特点,考虑未压裂区双重介质特点及其对产气的贡献,建立页岩气多级压裂水平井渗流模型并求得定压条件下Laplace空间解.数值模型验证表明解析解与数值解吻合度高,在此基础上推导新的页岩气双孔瞬态产量典型曲线,补充和发展原有页岩气SRV模型典型曲线,并进行参数敏感分析,将新建典型曲线与SRV模型、Brohi模型典型曲线进行对比.结果表明:新典型曲线流动阶段表现为线性流与过渡流交替,较Brohi单孔外区模型典型曲线更复杂;气藏尺寸、窜流系数、内外区裂缝渗透率比对典型曲线影响很大,而储容比的影响不明显:未压裂区天然裂缝对气井产量有积极作用,对页岩气藏进行产能预测时不可忽略.【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2013(037)006【总页数】9页(P92-99,105)【关键词】页岩气;产量分析;典型曲线;体积压裂;未压裂区;双重介质【作者】徐兵祥;李相方;HAGHIGHI Manouchehr;张磊;龚崛;葛涛涛【作者单位】中海油研究总院新能源研究中心,北京100027;中国石油大学石油工程学院,北京102249;阿德莱德大学澳大利亚石油学院,SA5005;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE371页岩气商业化开发主要依赖于水平井钻井技术和多级压裂工艺的发展［1-3］。

复杂的完井方式与页岩低孔低渗、含吸附气等特点使页岩气产气规律呈现新的特点:长期非稳态流动［4-5］;线性流动［6-7］;解吸气对产量贡献。

因此常规递减曲线［8-11］已不适合页岩气藏。

页岩气渗流模型的发展经历了由径向流模型［12-13］向线性流模型［14-21］的转变，线性流模型也由最初仅考虑压裂区产量贡献的SRV模型［14-18］到综合考虑压裂区和未压裂区产量贡献的复合气藏模型［19-21］。

超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析

东北石油大学学报第47卷第5期2023年10月J O U R N A LO FN O R T H E A S TP E T R O L E UM U N I V E R S I T Y V o l .47N o .5O c t .2023收稿日期:20230414;编辑:蔡田田基金项目:国家自然科学基金项目(52174036);四川省科技计划项目(2021Y J 0345) 作者简介:李道清(1982 ),男,高级工程师,主要从事天然气综合地质方面的研究㊂D O I 10.3969/j.i s s n .2095-4107.2023.05.006超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析李道清1,汪洋1,王彬1,闫利恒1,赵传凯1,王海涛2(1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依 834000; 2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500)摘要:对于超深超高压裂缝性致密砂岩气藏,综合考虑孔缝并存㊁离散裂缝与连续介质裂缝并存㊁应力敏感效应及3个物性分区的影响,建立裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力模型,采用P e d r o s a 变换㊁摄动变换㊁L a p l a c e 变换等方法求解模型,通过编程绘制不稳定压力典型曲线;根据不稳定压力典型曲线特征划分流动阶段,对影响因素进行敏感性分析㊂结果表明:复杂气藏压裂井渗流过程划分14个典型流动阶段;存在应力敏感效应时,导数曲线中后期位置更高;钻遇离散裂缝长度越长,Ⅰ区缝网系统线性流等阶段的导数曲线位置越低;流度比主要影响相应拟径向流和窜流等阶段的压力导数曲线㊂各区储容比越小,相应窜流阶段压力导数曲线上的凹子越深;各区窜流系数越小,相应窜流阶段压力导数曲线上的凹子出现时间越晚㊂该结果为超深超高压裂缝性复杂气藏试井解释提供支撑㊂关键词:超深;超高压;裂缝性;三区复合;致密气藏;应力敏感;离散裂缝;不稳定压力分析中图分类号:T E 353 文献标识码:A 文章编号:20954107(2023)050071110 引言随勘探开发技术的进步,一些超深超高压气田被发现并投入开发,如塔里木克深气田[1]㊁准南超高压致密砂岩气藏[2]㊂超深超高压致密砂岩气藏埋藏深度大㊁地层压力高,一般具有非均质性强㊁孔缝并存㊁离散裂缝与连续介质裂缝并存,以及应力敏感效应显著等特点,气藏气井不稳定压力模型的建立和求解较为复杂㊂对于应力敏感油藏的渗流问题,P E D R O S A O A [3]采用变换和摄动技术,实现对单区均质无限大油藏模型的求解;K L K A N LJ 等[4]采用摄动技术,将应力敏感油藏渗流模型摄动解的阶数扩展至二阶;同登科等[5]考虑应力敏感效应对分形油藏的影响,利用变形贝塞尔方程,求解分数阶贝塞尔函数;廖新维等[6]建立考虑应力敏感效应的单孔复合气藏未压裂垂直井模型,并在L a pl a c e 空间下求解模型㊂对于井与离散裂缝相交的渗流问题,C I N C O -L E Y H 等[7]采用微分㊁积分方程和单元离散方法,求解双重介质油藏中一条有限导流裂缝与井相交的渗流模型;R A G H A V A N RS 等[8]研究多条裂缝与水平井相交的不稳定渗流问题;邹文龙等[9]采用P e d r o s a 变换㊁裂缝离散等方法,建立分形煤层气藏有限导流多翼压裂直井试井模型㊂A L -K O B A I S IM 等[10]建立水平井与有限导流垂直裂缝相交的数值解析混合模型㊂对于煤层气藏多级压裂水平井的不稳定压力分析,WA N G H T 等[11]建立半解析模型;WA N G B等[12]分析含有次级裂缝的多级压裂水平井不稳定压力,并建立半解析模型㊂对于径向非均质影响的渗流问题,刘义坤等[13]建立均质复合油藏试井模型;陈方方等[14]建立三孔介质径向复合油藏试井模型;王海涛等[15]建立高含硫复合气藏试井模型;伍锐东等[16]建立低渗复合气藏非达西渗流斜井试井模型,并采用有限元法求解模型㊂考虑两种或多种因素,刘鹏程等[17]建立三区复合油藏有限导流垂直裂缝井试井模型;王文环[18]建立应力敏感砂岩地层三区复合凝析气藏不稳定试井模型;吴明录等[19]建立双重孔隙介质三区复合油藏水平井试井模型㊂对于低渗致密储层不稳定渗流及试井问题,樊冬艳等[20]建立考虑启动压力梯度的致密油藏不稳定试井模型;姜瑞忠等[21]建立考虑应力敏感效应的双重介质低渗油藏水平井试井模型,并采用有限元方法进㊃17㊃行求解;孙贺东等[22]建立多尺度离散裂缝致密砂岩气藏试井模型,并采用数值模拟方法进行求解㊂基于非结构化离散裂缝模型,欧阳伟平等[23]建立复杂缝网致密气藏压裂水平井试井模型,并采用有限元方法进行求解㊂李道伦等[24]利用无限导流主裂缝与分支缝造成的区域渗透率扩大,描述缝网改造区,建立致密储层多段压裂水平井瞬态压力分析模型,并基于P E B I网格对渗流方程进行数值求解㊂这些研究无法对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏的渗流因素进行全面考虑或有效计算,无法对不稳定压力动态进行刻画㊂对于超深超高压裂缝性致密砂岩气藏,笔者综合考虑3个物性分区㊁孔缝并存㊁离散裂缝与连续介质裂缝并存㊁应力敏感效应等影响,建立不稳定压力分析模型;采用P e d r o s a变换㊁摄动变换㊁L a p l a c e变换等方法求解模型,绘制不稳定压力典型曲线并划分流动阶段,可以全面㊁精细刻画复杂气藏气井的井底压力动态㊂1 物理模型受地质沉积(湖相碎屑沉积物及湖水能量从湖岸到湖心逐渐变化)㊁地层出砂(大压差生产导致近井地带出砂,引起内区物性改变)等因素的影响,裂缝性致密砂岩气藏表现为强径向非均质性(各区渗透率及孔隙度不同),可划分3个不同物性的区域,由内向外依次为Ⅰ㊁Ⅱ㊁Ⅲ区㊂假设条件:(1)气藏中存在一口以定产量q s c生产的气井;(2)各区孔隙度为ϕj,渗透率为K j,j=1,2, 3;(3)天然裂缝网络与基质孔隙并存;(4)将气井直接钻遇的天然裂缝处理为无限导流离散裂缝;(5)将气井未直接钻遇的储层天然裂缝网络处理为有限导流连续介质裂缝;(6)考虑储层的应力敏感效应;(7)储层水平等厚,厚度为h;(8)忽略重力和毛细管力,流体流动为等温线性渗流㊂超深超高压裂缝性三区复合致密气藏物理模型见图1㊂其中,r f1为Ⅰ㊁Ⅱ区衔接面半径,r f2为Ⅱ㊁Ⅲ区衔接面半径,r e为气藏外边界半径㊂图1 超深超高压裂缝性三区复合致密气藏物理模型F i g.1P h y s i c a lm o d e l o f t h eu l t r a-d e e p a n du l t r a-h i g h p r e s s u r en a t u r a l l y f r a c t u r e d t h r e e-z o n e c o m p o s i t e t i g h t g a s r e s e r v o i r2 数学模型根据储层孔缝发育特点,将气井直接钻遇的天然裂缝处理为离散介质裂缝,储层中纵横交错的裂缝网络处理为连续介质裂缝㊂考虑储层应力敏感效应,建立超深超高压裂缝性三区复合致密气藏线汇渗流模型,并对模型进行求解;结合积分形式叠加原理,得到超深超高压裂缝性三区复合致密气藏钻遇M条离散裂缝的气井不稳定压力解㊂2.1 线汇渗流模型建立假设一条垂直线汇位于气藏Ⅰ区的(x w,y w)处,产量为,量纲一的产量为D,用于分析不稳定压力的渗流数学模型为(1)Ⅰ区∂2ψf D1∂r D2+1r D ∂ψf D1∂r D-γD1∂ψf D1∂ræèçöø÷D2=eγD1ψf D1ω1∂ψf D1∂t D-λ1(ψmD1-ψf D1éëêêùûúú),(1)㊃27㊃东北石油大学学报第47卷 2023年-λ1(ψmD1-ψf D 1)=(1-ω1)∂ψmD 1∂t D,(2)式(1-2)中:ψf D 1为Ⅰ区缝网系统量纲一的拟压力;ψm D1为Ⅰ区基质孔隙系统量纲一的拟压力;r D 为量纲一的径向距离;γD 1为Ⅰ区缝网系统量纲一的应力敏感系数;ω1为Ⅰ区缝网系统相对于Ⅰ区孔缝系统的储容比;λ1为Ⅰ区窜流系数;t D 为量纲一的时间㊂(2)Ⅱ区∂2ψf D 2∂r D2+1r D ∂ψf D 2∂r D -γD 2∂ψf D 2∂r æèçöø÷D 2=e γD 2ψf D 2M 12ω2ω12∂ψf D 2∂t D-λ2(ψmD 2-ψf D 2éëêêùûúú),(3)-λ2(ψmD2-ψf D 2)=M 121-ω2ω12∂ψmD 2∂t D,(4)式(3-4)中:ψf D 2为Ⅱ区缝网系统量纲一的拟压力;ψm D2为Ⅱ区基质孔隙系统量纲一的拟压力;γD 2为Ⅱ区缝网系统量纲一的应力敏感系数;ω2为Ⅱ区缝网系统相对于Ⅱ区孔缝系统的储容比;ω12为Ⅰ区孔缝系统相对于Ⅱ区孔缝系统的储容比;M 12为Ⅰ区与Ⅱ区流度比;λ2为Ⅱ区窜流系数㊂(3)Ⅲ区∂2ψf D 3∂r D2+1r D ∂ψf D 3∂r D -γD 3∂ψf D 3∂r æèçöø÷D 2=e γD 3ψf D 3M 13ω3ω13∂ψf D 3∂t D-λ3(ψmD 3-ψf D 3éëêêùûúú),(5)-λ3(ψmD3-ψf D 3)=M 131-ω3ω13∂ψmD 3∂t D,(6)式(5-6)中:ψf D 3为Ⅲ区缝网系统量纲一的拟压力;ψm D3为Ⅲ区基质孔隙系统量纲一的拟压力;γD 3为Ⅲ区缝网系统量纲一的应力敏感系数;ω3为Ⅲ区缝网系统相对于Ⅲ区孔缝系统的储容比;ω13为Ⅰ区孔缝系统相对于Ⅲ区孔缝系统的储容比;M 13为Ⅰ区与Ⅲ区流度比;λ3为Ⅲ区窜流系数㊂(4)衔接面条件ψf D 1r D =r f D 1=ψf D 2r D =r f D 1,(7)ψf D 2r D =r f D 2=ψf D 3r D =r f D 2,(8)∂ψf D 1∂r D r D =r f D 1=e -ψf D 2γD 2e -ψf D 1γD 11M 12∂ψf D 2∂r D r D =r f D 1,(9)∂ψf D 2∂r D r D =r f D 2=e -ψf D 3γD 3e -ψf D 2γD 21M 23∂ψf D 3∂r D r D =r f D 2,(10)式(7-10)中:r f D 1为Ⅰ㊁Ⅱ区衔接面量纲一的半径;r f D 2为Ⅱ㊁Ⅲ区衔接面量纲一的半径;M 23为Ⅱ区与Ⅲ区流度比㊂(5)线汇内边界条件l i m εD →0e -ψf D 1γD 1r D∂ψf D 1∂r D r D =r f D 1=-q^D (11)式中:εD 为量纲一的径向无穷小量㊂(6)外边界条件ψf D 1r D →∞=ψf D 2r D →∞=ψf D 3r D →∞=0㊂(12) 式(1-12)组成超深超高压裂缝性三区复合致密气藏线汇不稳定渗流模型㊂2.2 线汇渗流模型求解引入P e d r o s a 变换[3]:ψf D l =-1γD ll n (1-γD l ξDl ),l =1,2,3,(13)式中:γD l 为第l 区缝网系统量纲一的应力敏感系数;ξD l 为第l 区缝网系统量纲一的拟压力的P e d r o s a 变换㊂引入摄动变换:ξD l =ξD l 0+γD l ξD l 1+γ2D l 2ξD l 2+ ,l =1,2,3;(14)㊃37㊃第5期李道清等:超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析-1γD l l n(1-γD lξD l)=ξD l+12γD lξD l2+ ,l=1,2,3;(15)11-γD lξD l=1+γD lξD l+γ2D lξD l+ ,l=1,2,3㊂(16)式(14-16)中:ξD l0为第l区零阶摄动;ξD l1为第l区一阶摄动;ξD l2为第l区二阶摄动㊂由于γD l非常小,取零阶摄动项作为摄动解(零阶摄动解),可满足工程精度要求,引入L a p l a c e变换:ξD l≈ξD l0=∫+∞0ξD l0e-s t D d t D,(17)式中:s为L a p l a c e变量㊂气井在I区的摄动解为ξD l =D[K0(β1r D)+αc I0(β1r D)],(18)其中:αc=K0(β1r f D1)β2M12[K1(β2r f D1)-I1(β2r f D1)α1]-β1K1(β1r f D1)[K0(β2r f D1)+I0(β2r f D1)α1]I0(β1r f D1)β2M12[K1(β2r f D1)-I1(β2r f D1)α1]+β1I1(β1r f D1)[K0(β2r f D1)+I0(β2r f D1)α1];(19)α1=-β3β2M23K1(β3r f D2)K0(β2r f D2)-K1(β2r f D2)K0(β3r f D2)β3β2M23K1(β3r f D2)I0(β2r f D2)-I1(β2r f D2)K0(β3r f D2);(20)β1=f1(s),β2=f2(s),β3=f3(s);(21)f1(s)=sω1(1-ω1)+λ1s(1-ω1)+λ1s;(22) f2(s)=M12ω12M12ω2(1-ω2)s+ω12λ2M12(1-ω2)s+ω12λ2s;(23) f3(s)=M13ω13M13ω3(1-ω3)s+ω13λ3M13(1-ω3)s+ω13λ3s;(24)ξD1=D[K0(γ1r D)+αc I0(γ1r D)]㊂(25)式(18-20)中:I0和I1分别为0阶和1阶第一类变形贝塞尔函数;K0和K1分别为0阶和1阶第二类变形贝塞尔函数㊂式(25)为考虑孔缝(基质孔隙连续介质裂缝)并存㊁存在应力敏感效应和3个物性分区的致密气藏线汇不稳定渗流数学模型的解,即线汇解㊂2.3 离散裂缝模型求解储层中的裂缝属于离散裂缝㊂由于储层中天然裂缝数多,且形态各异㊁纵横交错,很难实现对每条裂缝渗流行为进行描述,通过尺度粗化或放大,将储层中裂缝网络处理为连续介质系统,系统中相关性质可以用连续方程描述㊂当地层中大量裂缝被处理为连续介质裂缝后,连续介质裂缝系统渗透率可以反映原始裂缝数㊁裂缝间连通状况及裂缝导流能力㊂对于连续介质裂缝系统,不需考虑各条裂缝的具体情况;对于离散裂缝,应考虑各条裂缝的具体情况(如缝长㊁缝间夹角等)㊂致密气藏的气井是否钻遇裂缝对气井压力及产量动态影响很大,通常情况下气井钻遇裂缝数有限,不宜处理为经典的W a r r e n-R o o t模型中的连续介质裂缝,会掩盖气井钻遇裂缝情况(是否钻遇裂缝㊁钻遇裂缝数和缝间夹角等),因此气井钻遇的裂缝应视为离散裂缝㊂对于致密气藏,气井钻遇离散裂缝的渗流能力远大于基质孔隙的,且离散裂缝与气井直接连通,为无限导流离散裂缝;储层中裂缝纵横交错,将储层中裂缝处理为有限导流裂缝,有限导流裂缝网络经过粗化和放大,成为具有高渗透率的连续介质裂缝系统㊂基于孔缝并存三区复合应力敏感致密气藏线汇渗流模型的解(式(25)),利用积分形式的叠加原理,可㊃47㊃东北石油大学学报第47卷 2023年第5期李道清等:超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析得气井钻遇离散裂缝时三区复合应力敏感致密气藏线汇渗流模型的解:ξD1=∑M i=1∫F i f D[K0(β1r D)+αc I0(β1r D)]d l D,(26)式中:M为钻遇离散裂缝数;f D 为f D的L a p l a c e变换,f D为离散裂缝量纲一的流量密度,f D =f r r e f q s c ,f 为f的L a p l a c e变换,f为离散裂缝流量密度,r r e f为参考长度;F i为气井钻遇第i条离散裂缝的分布轨迹,若裂缝为与井筒相交的直线型裂缝,则轨迹取决于离散裂缝的长度L f i及与井筒的夹角θi;d l D为离散裂缝量纲一的微元长度,d l D=d l r r e f,r r e f=r w㊂定义第i条离散裂缝量纲一的长度L f D i=L f i/r w(i=1,2,3, ,M)㊂将第i条离散裂缝等分为N个离散单元,并考虑无限导流裂缝的特点,式(26)可表示为ξw D O=ξD1k,υ=∑M i=1∑N j=1∫F i,j f D k,υ[K0(β1r D)+αc I0(β1r D)]d l D,(27)式中:ξw D O为ξw D O的L a p l a c e变换,ξw D O为不考虑井储和表皮效应的井底量纲一的拟压力ψw D O的P e d r o s a变换㊂选取每个离散单元的中心作为离散单元的节点,压力计算点选取离散单元的节点,式(27)变换为ξw D O=∑M i=1∑N j=1∫F i,j D k,υ[K0(β1r D k,υ)+αc I0(β1r D k,υ)]d l D,(28)式中:F i,j为气井钻遇第i条离散裂缝上的第j个离散单元的分布轨迹㊂当压力计算点取遍全部离散单元的节点时,可获得MN个线性代数方程,但未知数f D k,υ(k=1,2, ,M;υ=1,2, ,N)和ξw D O有MN+1个,需联立产量方程:∑M k=1∑Nυ=1f D k,υΔx D k,υ=1s㊂(29)联立式(28-29),进行封闭求解,可确定ξw D O㊂由于线性代数方程组构成的矩阵为小型稠密矩阵,可用高斯消元法等求解㊂考虑井储效应和表皮效应时,井底拟压力[25]可表示为ξw D=sξw D O+Ss+C D s2(sξw D O+S),(30)式中:ξw D为ξw D的L a p l a c e变换,ξw D为考虑井储效应和表皮效应的量纲一的井底拟压力的P e d r o s a变换;S 为表皮因数;C D为量纲一的井筒储集系数㊂应用S t e h f e s t数值反演,可计算求解ξw D,ξw D将代入P e d r o s a变换式(13),得ψw D=-1γD l l n(1-γD lξw D),l=1,2,3,(31)式中:ψw D为ψw D的L a p l a c e变换,ψw D为考虑井储效应和表皮效应的量纲一的井底拟压力㊂式(28-31)构成考虑孔缝并存㊁离散裂缝连续介质裂缝并存㊁存在应力敏感效应㊁3个物性分区㊁存在井储及表皮效应影响下的超高压裂缝性致密砂岩气藏气井量纲一的井底拟压力㊂3 模拟结果3.1 流动阶段划分利用S t e h f e s t数值反演编程计算,绘制超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线(见图2)㊂根据图2曲线形态,超深超高压裂缝性三区复合致密气藏的不稳定渗流可划分14个流动阶段:(1)井储段,压力及压力导数曲线表现为一条斜率为1的直线;(2)井储后的过渡段,压力导数曲线表现为一个驼峰;(3)垂直㊃57㊃于离散裂缝的Ⅰ区缝网系统线性流段,压力导数曲线斜率为0.5;(4)Ⅰ区基质孔隙流体向Ⅰ区缝网窜流段,压力导数曲线表现为一个向下的凹子;(5)垂直于离散裂缝的Ⅰ区总系统(Ⅰ区基质孔隙系统与缝网系统)线性流段,压力导数曲线斜率为0.5;(6)Ⅰ区总系统线性流后的过渡段;(7)Ⅰ区总系统拟径向流段,压力导数曲线呈一条高度为0.5的水平线;(8)Ⅰ区总系统拟径向流后的过渡段;(9)Ⅱ区缝网系统拟径向流段,若无应力敏感效应,则压力导数曲线呈一条高度为0.5M 12的水平线,若存在应力敏感效应,则压力导数曲线高度大于0.5M 12;(10)Ⅱ区基质孔隙流体向Ⅱ区缝网窜流段,压力导数曲线表现为一个向下的凹子;(11)Ⅱ区总系统拟径向流段,若无应力敏感效应,则压力导数曲线呈一条高度为0.5M 12的水平线,若存在应力敏感效应,则压力导数曲线高度大于0.5M 12;(12)Ⅱ区总系统拟径向流后的过渡段;(13)Ⅲ区基质孔隙流体向Ⅲ区缝网窜流段,压力导数曲线表现为一个向下的凹子;(14)Ⅲ区总系统拟径向流段,若无应力敏感效应,则压力导数曲线呈一条高度为0.5M 13的水平线,若存在应力敏感效应,则压力导数曲线高度大于0.5M 13,呈一条向上倾斜的直线㊂存在应力敏感效应时,第9~14阶段的压力导数曲线比无应力敏感效应时的更高,高度差由前至后越来越明显㊂图2 超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线F i g .2T y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l l y f r a c t u r e d t i g h t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s3.2 模型验证采用试井商业软件(K A P P A 公司的S a p h i r 软件)验证模型的正确性,但S a p h i r 软件(包括扩展模型)没有相同的解析或半解析试井模型用于对比㊂S a p h i r 5.20中的数值试井模块无法考虑应力敏感效应,且难以准确模拟三区复合气藏气井钻遇裂缝时的井底压力动态㊂为了与商业软件进行对比,将三区复合致密气藏气井不稳定渗流模型进行简化(称为退化模型”),与S a p h i r 5.20中的相应模型进行对比㊂当ω1=ω2=ω3=1时,各区退化为单孔介质;进一步将三区复合退化为两区复合,当钻遇离散裂缝数M =1且不考虑应力敏感效应时,模型退化为S a p h i r 软件中的 F r a c t u r e dR a d i a lC o m p o s i t e ”模型,即两区径向复合储层裂缝井模型”,将其无因次化后的结果与退化模型计算结果进行对比(见图3)㊂由图3可以看出,退化模型与S a ph i r 软件计算结果高度吻合,验证退化模型的正确性㊂3.3 敏感性分析3.3.1 离散裂缝长度量纲一的离散裂缝长度L f D l 对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响见图4㊂由图4可知,随L f D l 的增大,第3~6阶段压力导数曲线的位置降低,这是由于气井钻遇的裂缝越长,气体越容易流向井筒,总体压降损失越小;L f D l 越大,第7阶段(Ⅰ区总系统拟径向流段)开始出现的时间越晚㊂3.3.2 流度比Ⅰ区与Ⅱ区流度比M 12对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响见图5㊂由图5可知,M 12越大,第9~11阶段压力导数曲线的位置越高㊂这是由于M 12越大,Ⅱ区物性越差,流动压降损失越大㊂㊃67㊃东北石油大学学报第47卷 2023年图3 退化模型与S a ph i r 软件计算结果对比F i g .3C o m p a r i s o nb e t w e e n t h e r e s u l t s c a l c u l a t e db y t h e d e g r a d a t i o nm o d e l a n dS a ph i r c o mm e r c i a l s o f t w a re图4 L f D l 对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .4I m p a c t o f L f D l o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n d u l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l -l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 图5 M 12对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .5I m p a c t o f M 12o n t y p i c a l c u r v e so f t h eu l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r en a t u -r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s Ⅰ区与Ⅲ区流度比M 13对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响见图6㊂由图6可知,M 13越大,第12~14阶段压力导数曲线的位置越高㊂这是由于M 13越大,Ⅲ区的物性越差,流动压降损失越大㊂㊃77㊃第5期李道清等:超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析图6 M 13对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .6I m p a c t o f M 13o n t y p i c a l c u r v e so f t h eu l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r en a t u -r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 3.3.3 储容比储容比ω1㊁ω2对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响分别见图7和图8㊂由图7可知,ω1越小,第3阶段(垂直于离散裂缝的I 区缝网系统线性流段)导数曲线的位置越高,第4阶段(Ⅰ区基质孔隙流体向I 区缝网窜流段)导数曲线上的凹子越深㊂由图8可知,ω2越小,第10阶段(Ⅱ区基质孔隙流体向Ⅱ区缝网窜流段)压力导数曲线上的凹子越深,第13阶段(Ⅲ区基质孔隙流体向Ⅲ区缝网窜流段)导数曲线上的凹子越浅㊂图7 ω1对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .7I m p a c t o f ω1o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 3.3.4 窜流系数窜流系数λ1㊁λ2对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响分别见图9和图10㊂由图9可知,λ1越小,第4阶段(Ⅰ区基质孔隙流体向Ⅰ区缝网窜流段)压力导数曲线上凹子出现的时间越晚㊂由图10可知,λ2越小,第10阶段(即Ⅱ区基质孔隙流体向Ⅱ区缝网窜流段)导数曲线上凹子出现的时间越晚㊂综合考虑多种因素的影响,文中建立的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力模型更完善㊂由于研究问题复杂㊁模型参数多,在应用中面临多解性强的问题,需要结合气藏的实际地质情况,综合气藏和气井多方面的静动态资料㊂超深超高压气藏压力超高,气井井底压力资料录取风险高㊁难度大,导致压力瞬态资料极其匮乏,缺少应用实例㊂㊃87㊃东北石油大学学报第47卷 2023年图8 ω2对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .8I m p a c t o f ω2o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 图9 λ1对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .9I m p a c t o f λ1o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 图10 λ2对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .10I m p a c t o f λ2o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l -l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 4 结论(1)考虑孔缝并存㊁离散裂缝与连续介质裂缝并存㊁应力敏感效应及3个物性分区等因素影响,建立超㊃97㊃第5期李道清等:超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析东北石油大学学报第47卷 2023年深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力模型㊂与S a p h i r软件计算结果进行对比,验证模型准确性和实用性㊂(2)超深超高压裂缝性致密砂岩气藏井底压力典型曲线划分为14个流动阶段,即井储段㊁井储后的过渡段㊁垂直于离散裂缝的Ⅰ区缝网系统线性流段㊁Ⅰ区基质孔隙流体向Ⅰ区缝网窜流段㊁垂直于离散裂缝的Ⅰ区总系统线性流段㊁Ⅰ区总系统线性流后的过度段㊁Ⅰ区总系统拟径向流段㊁Ⅰ区总系统拟径向流后的过渡段㊁Ⅱ区缝网系统拟径向流段㊁Ⅱ区基质孔隙流体向Ⅱ区缝网窜流段㊁Ⅱ区总系统拟径向流段㊁Ⅱ区总系统拟径向流后的过渡段㊁Ⅲ区基质孔隙流体向Ⅲ区缝网窜流段㊁Ⅲ区总系统拟径向流段㊂在中后期阶段,存在应力敏感效应的压力导数曲线位置高于无应力敏感效应的,且由前至后曲线升高幅度逐渐增大㊂(3)气井钻遇离散裂缝长度越长,Ⅰ区缝网系统线性流等阶段压力导数曲线位置越低㊂Ⅰ区与Ⅱ区流度比越大,Ⅱ区拟径向流㊁窜流等阶段压力导数曲线位置越高;Ⅰ区与Ⅲ区流度比越大,Ⅲ区拟径向流㊁窜流等阶段压力导数曲线位置越高㊂各区储容比越小,相应窜流阶段压力导数曲线上的凹子越深㊂各区窜流系数越小,相应窜流段压力导数曲线上的凹子出现时间越晚㊂参考文献(R e f e r e n c e s):[1] 毛卫华,张思敏,唐龙,等.我国首个超深气田克深气田累产天然气超700亿立方米[E B/O L].(2023-2-13)h t t p s:∥v o d.x i a n f e n g d a n-g j i a n.c o m.c n/j/c o n t e n t/i/f/c o n t e n t_y w_27049.s h t m l?r x_t o k e n=63c f0e7b-963c-4d15-b44b-b51050c5f c85.MA O W e i h u a,Z H A N GS i m i n,T A N GL o n g,e t a l.C h i n a f i r s t u l t r a-d e e p g a s f i e l dh a s a c c u m u l a t e dm o r e t h a n70b i l l i o n c u b i cm e t e r s o f n a t u r a l g a s f r o m K e s h e n g a s f i e l d[E B/O L].(2023-2-13)h t t p s:∥v o d.x i a n f e n g d a n g j i a n.c o m.c n/j/c o n t e n t/i/f/c o n t e n t_y w_27049.s h t m l r x_t o k e n=63c f0e7b-963c-4d15-b44b-b51050c5f c85.[2] 陶拴科.中国首个超深万亿方大气区累产天然气突破2000亿立方米[E B/O L].(2022-11-12)h t t p s:∥w w w.s o h u.c o m/a/605014102_123753.T A OS h u a n k e.C h i n a f i r s t u l t r a-d e e p t r i l l i o n-s q u a r e-a t m o s p h e r e a c c u m u l a t i v e g a s p r o d u c t i o ne x c e e d e d200b i l l i o nc u b i cm e t e r s[E B/ O L].(2022-11-12)h t t p s:∥w w w.s o h u.c o m/a/605014102_123753.[3] P E D R O S A O A.P r e s s u r e t r a n s i e n t r e s p o n s e i n s t r e s s-s e n s i t i v e f o r m a t i o n s[C]∥S P EC a l i f o r n i aR e g i o n a lM e e t i n g.O a k l a n d:[s.n.],1986:2-4.[4] K L K A N LJ,P E D R O S A O A.P e r t u r b a t i o na n a l y s i so fs t r e s s-s e n s i t i v er e s e r v o i r s[J].S P E F o r m a t i o n E v a l u a t i o n,1991,6(3):379-386.[5] 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[25] V A NE V E R D I N G E N AF,HU R S T W.T h e a p p l i c a t i o no f t h eL a p l a c e t r a n s f o r m a t i o n t o f l o w p r o b l e m s i n r e s e r v o i r s[J].J o u r n a l o fP e t r o l e u m T e c h n o l o g y,1949,186:305-324.㊃18㊃。

致密砂岩储层裂缝研究进展_丁文龙

［11 ］［10 ］
更强的非均质性及各向异性
［23 ］
。这些特殊性导致
致密砂岩储层中裂缝的发育特征极为复杂，在裂缝、、类型几何形态形成演化及分布规律等方面均与常规储层间具有一定差别，对裂缝识别、定量评价及分联合布预测等方面研究提出了更高的要求。因此，测井、地震及地球化学等方面方法定量表征致地质、密砂岩储层不同级别裂缝发育层段、裂缝发育层段特征参数、裂缝形成机理、裂缝发育主控因素、裂缝发育程度与含气性间关系、裂缝控气模式、水力缝与天然裂缝及应力间耦合关系是裂缝评价的基本方法前人对此已经进行了大量相关及重要研究内容，研究
［26 ， 28 ］［26 ， 27 ］
储层渗透率相比基质渗透率提高 2 个数量级，储集［14 ］层平面渗透率各向异性相差 100 倍；对于裂缝性致密砂岩储层而言，裂缝甚至可以成为油气分子的［15 ， 16 ］，主要赋存场所因此，在裂缝发育区打井往往可获得高产
［6 ］
。但是，受强应力场、先存构造挤压
及破坏性成岩作用的影响，天然裂缝在地下可能呈［17 ］闭合态或被完全充填，此时油气主要赋存在储层裂缝一方面会使岩石破裂强度大幅降基质孔隙中，低；另一方面使水力缝沿着天然裂缝延伸方向进行扩展，形成复杂裂缝网络，从而达到高产。但当开启性天然裂缝的垂向延伸距离过大时，有可能会对致密气藏的保存不利；压裂中造成天然气的散失，水力缝的高度与天然裂缝分布状态、施工措施及地应力有关，也应控制在一定合理范围内，否则也会导。致天然气的散失储层裂缝评价是油气地质学研究的热点和难［19 ， 20 ］，点国外最早对该方面的系统研究起始于 20 世纪 70 年代，目前已有 40 多年的发展历史。天然裂缝特征综合评价是帮助人们深入认识裂缝对流体

项目名称大型致密砂岩气藏高效评价开发一体化关键技术及

项目名称：大型致密砂岩气藏高效评价开发一体化关键技术及工业化应用主要完成单位：中国石油大学（北京）、中国石化西南油气油田分公司、中国石化华北分公司、北京石大油源科技开发有限公司主要完成人：王志章, 刘成川, 刘忠群, 曹思远, 韩秀梅, 黎平, 高青松, 张国印, 刘绪刚, 黎化继, 秦学菲, 冉令波, 陈奎, 葛中伟, 王鹏项目简介：大型致密砂岩气藏高效评价开发一体化关键技术及工业化应用是国家十一五重大专项东部盆地深层砂岩输导体预测及定量表征、大牛地气田多层叠合岩性气藏描述；十二五重大专项致密砂岩气藏地球物理识别方法及评价技术（2011ZX05008-004-64）、大牛地气田（大66）致密砂岩气藏描述及预测（2011ZX05045）；中石化西南分公司新场气田、川西凹陷，中石化华北分公司大牛地气田，中石油长庆油田公司苏里格气田致密砂岩油气重点研究项目成果的集成与总结。

研究成果以实现扩大勘探开发领域、致密砂岩气藏高效评价开发技术为目标，建立了完善的理论技术创新体系，有效解决大型复杂致密砂岩气藏从油气田评价、开发地质到气藏工程的基础理论、前沿应用技术到工业化应用的关键技术，重点突破大型致密砂岩气藏高效评价与开发的技术关键，取得如下创新性成果：1. 提出了基于“皮尔森体系”独立分量分析实现信号去噪的方法以及基于HHT的点谱白化的高分辨率处理方法，在数学跟石油勘探之间搭起了一座桥梁。

薄层识别符合率由传统的60%，提高到85%。

随着开采技术的不断提高和社会生活对石油需求量的不断增长，人类对石油勘探技术提出了更高的要求。

常规的地震资料的去噪方法已经越来越不能满足高精度数据处理的需要。

通过多年实践研究，并基于“皮尔森体系”已有的相关知识，创新性地提出了“基于‘皮尔森体系’独立分量分析地震去噪”的方法，并获得了国家发明专利。

在本项专利中提出的解决方案，既无须大量的观测样本，也无须信号的先验信息，就可实现信号与噪声的有效分离；过程简单、计算速度快、应用方便灵活。

致密砂岩储层地球物理识别及预测技术

5、叠前弹性参数反演技术（流体检测）
原理：
Rpp() (1 tan2)Rp 8
பைடு நூலகம்
V2
s 2 Rs sin2 (
Vp
1
tan2 2
2
V
s 2 sin2)
Vp
叠前道集
2
叠加
（1） FEI流体弹性阻抗反演技术
含气砂岩
（2）射线弹性阻抗反演技术
5、叠前弹性参数反演技术（流体检测）
（1）FEI流体弹性阻抗反演技术
饱水岩样饱气岩样
识别能力
Vp Vs Vp/Vs
ρ Ip Is Ip-Is μ μρ λ λρ λρ·μρ σ K
Ip-Is
流体识别因子
2.5
0
10
20
30
40
50
60
λρ
气水识别的流体敏感因子按敏感度由大到小依次为：λρ ·μρ， λρ ，K等。
2、三项一体的沉积相规分律性析、技宏术观（认定识性）
流体因子反演技术流程
问题：
解决方案：
从Russell近似方程出发，用弹性阻抗的对数值表示反射系数，得到流体弹性阻抗，直接反演流体项参数。
FEI f a b c
流体因子反演创新点
新弹性阻抗方程
直接提取
减小了误差累计
Gassmann流体项
5、叠前弹性参数反演技术（流体检测）
（1）FEI流体弹性阻抗反演技术
K K 1 sat
dry
Kmin
K Kmin dry
Kmin Kf
2660 2665 2670
2660 2665 2670
Kn Kdry (1D)2
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苏里格致密砂岩气藏直井缝网压裂适应性研究

苏里格致密砂岩气藏直井缝网压裂适应性研究张大飞【摘要】针对苏里格气田产量日益下降的趋势,提出了直井缝网压裂技术以提高单井产量.据此,首先从岩石的矿物组成与脆性指数、天然裂缝、水平应力差异及敏感性等方面对盒8、山1储层缝网压裂可行性进行了分析,苏里格储层岩石脆性矿物含量大于59.2％,脆性指数40 ～ 65,微裂缝部分发育,水平应力差系数小,且储层岩石水敏、速敏均为弱-中等偏弱,表明缝网压裂改造在地质上是可行的;接着,从流体黏度的选择、高低施工净压力的实现以及大排量施工作业等方面分析论证,表明缝网压裂在工艺上是行的通的,为苏里格致密砂岩缝网压裂的实施提供理论支撑;最后,在总结的基础上,给出了苏里格致密砂岩缝网压裂可行性建议方案:滑溜水+线性胶+冻胶混液油管注入,该方案对于苏里格气藏直井缝网压裂的现场实施具有重要的指导意义.【期刊名称】《西安文理学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(018)003【总页数】6页(P103-108)【关键词】缝网压裂;致密砂岩;净压力;苏里格气田;混合液【作者】张大飞【作者单位】长城钻探工程公司压裂公司,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE142Keywords：networkfracturing;densesandstone;netpressure;Suligegasfield;mixedliquid致密储层盒8段、山1段是苏里格气田主力开发层系，与常规气藏相比，具有岩性致密、孔喉更细的特点.近年来随着勘探开发的不断深入，该区块储层物性逐年变差，单井产量明显下降，采用常规的开发技术已很难实现致密储层的有效开发.因此，通过借鉴国外致密油气藏改造的成功经验，深入分析苏里格致密砂岩力学和工艺条件，探索出适用于盒8段、山1段致密储层缝网体积改造技术，提高直井单井产量成为该区开发过程中急需解决的首要问题.缝网压裂技术是新兴的、从页岩储层发展而来的体积压裂技术，通过大排量注入低黏流体，沟通天然微裂缝形成网状裂缝，具有增大储层体积，提高气藏泄流面积的优势.然而，该技术对改造储层地质力学及施工工艺条件有着严格的要求.胡永全、[1-2]研究认为，储层能否实现缝网压裂主要受到两方面因素的制约，第一，储层岩石力学特征为主的地质因素，主要包括岩石矿物组成及脆性指数、天然微裂缝或层理以及水平应力差异系数与天然逼近角等等；第二，工程技术因素，即压裂液黏度、施工排量、净压力等参数.因此，从这两方面开展苏里格致密砂岩气藏缝网压裂技术适应性分析，提出合理的致密砂岩气藏缝网压裂施工工艺技术.2.1 岩石矿物成份含量与脆性指数岩石的脆性很大程度上由岩石的矿物成份所控制，即由硅质和钙质与粘土之间的相对含量所决定.硅质和钙质含量越高，储层的脆性就越大，也就越容易在水力作用下形成裂缝网络.通过室内实验测试，苏里格主力层位山1段石英含量60%，岩屑含量21.6%，长石含量3.1%，填隙物含量12.5%.盒8段下石英含量79.5%，岩屑含量9.4%，长石含量2.5%，填隙物含量6.3%.盒8段上石英含量59.2%，岩屑含量21.0%，长石含量5.1%，填隙物含量8.9%.三个层段填隙物主要为泥质与胶结物，具体见表1.与美国各盆地岩石矿物组成含量相比，苏里格砂岩石英含量明显较高，大于59.5%.脆性指数是用来表征岩石脆性特征的无因次量，根据Rickman提出的采用弹性模量与泊松比的方法[3]计算岩石脆性指数为式中：B—岩石脆性，E—杨氏模量，10MPa，σ—泊松比.苏里格气田苏11主力层20块岩心岩石力学实验，单轴抗压强度都在20MPa以上，抗拉强度在2～12MPa之间.盒8段杨氏模量8 286.9～33 102.5MPa，平均20 694.7MPa；泊松比0.22～0.16，平均0.19；山1段杨氏模量10 780.6～43 294MPa，平均27 037.3MPa；泊松比0.20～0.12，平均0.16.根据式(1)计算岩石脆性指数结果如表2所示.根据测井结果评价苏里格致密砂岩脆性指数，认为砂岩脆性指数范围为40～65.结合测井及计算结果，可以得出苏里格砂岩为硬脆性地层，在进行储层改造时容易形成裂缝.2.2 天然裂缝发育对于缝网压裂，天然微裂缝是诱导形成复杂网络裂缝的主因[1]，它可以降低分支裂缝开启所需要的净压力.天然裂缝性储层是天然微裂缝张开形成的力学条件，在施工过程中，裂缝内净压力在数值上至少大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和.大量的岩心观察表明，苏里格气田苏东区块主要发育高角度裂缝、垂直裂缝.同时，广泛分布的低角度斜层理在一定程度上也有利于网状缝的形成.在显微镜下可见到微裂缝及破裂缝.通过苏53区块储层全区域非均质能量扫描，如图1所示，可知盒8段、山1段均分布有北东和北西向的天然裂缝网，天然裂缝方位与水力裂缝方位处于有利角度. 因此，苏里格气田致密砂岩储层天然微裂缝部分发育.2.3 储层水平应力差与天然裂缝逼近角要改变主裂缝的延伸轨迹，形成网状裂缝，主要受主裂缝与天然裂缝的夹角和水平应力差的大小这两个参数的控制.Rahman等[3]研究认为，主裂缝与天然裂缝夹角为0～60°，水平应力差异系数为0～0.3时，水力压裂能够形成充分的裂缝网络；水平应力差异系数为0.3～0.5时，水力裂缝在高净压力时能够形成较为充分的裂缝网络；水应力差异系数大于0.5时，水力压裂不能形成裂缝网络.苏里格致密砂岩测试水平应力差为7.7MPa，计算抗张强度4.1～6.08MPa，平均为4.91MPa.最小水平应力值在50.43MPa左右，泥岩与砂岩的应力差在6.19MPa，最大、最小应力差异系数0.19～0.23.详见图2.岩心测试表明，苏里格致密砂岩压裂裂缝延长方位NE69.8°～81.3°，与砂体走向垂直.测井测试，人工裂缝走向近东西向.结合图1可知压裂裂缝与天然微裂缝夹角处于有利角度.因此，苏里格致密砂岩储层水平应力差异系数小于0.3，天然裂缝逼近角均处于有利角度，水力压裂施工时人工裂缝能够沟通天然微裂缝形成缝网.2.4 致密砂岩储层敏感性评价苏里格气田共完成储层水敏实验8口井16个样品，实验数据表明：苏里格气田储层主体表现为弱-中偏弱水敏，水敏不会对气井产能造成大的影响.酸敏实验共完成4口井19个岩样，实验数据表明：储层岩石主体表现为无-弱酸敏.速敏实验共完成6口井11个岩样，其中弱速敏样品占45.5%，中～弱速敏样品占54.5%，实验数据表明：储层岩石主体表现为弱-中偏弱速敏.盐敏实验共完成6口井19个岩样，实验数据表明：储层岩石主体表现为无-中偏弱盐敏.通过对目前收集到的资料数据进行分析，与形成缝网的地质条件指标进行比对，由表3可以看出，苏里格区块具备很多有利于形成缝网的地质条件，如果工程措施得当，是能够形成裂缝网络的.要想实现缝网压裂，除了必须满足一定的储层岩石力学条件外，还需要有相应的施工工艺的配合施工.根据国外经验，缝网压裂具有低粘度、大排量、低砂比、大液量的施工特点，并充分利用了缝间干扰和暂堵技术以增加缝内净压力，形成复杂的裂缝网的压裂工艺.因此，压裂液体的黏度、施工规模以及净压力等都影响着缝网压裂的成功与否.3.1 压裂液黏度ReugelsdijkLJL等[4]通过物理模拟研究认为以高排量注入或提高压裂液黏度可以提高施工净压力.KingGE[5]，胡永全等[1]研究认为流体黏度越低越有利于缝网的形成.表4[6]所示为裂缝形态与液体类型对照表，随着脆性指数的增大，形成的缝网更复杂，需要的液体体系粘度较小，液体用量需要增多，支撑剂用量减少，支撑剂浓度相应的也降低.针对苏10区块储层特征以及储层改造的目的，既要实现形成复杂的缝网，又到达到横向上裂缝的延伸.同时，借鉴以往施工经验[7-9]，可考虑采用混合液压裂技术.首先注入高黏度流体造主裂缝，利用高黏流体低滤失高摩阻的特点，提高缝内净压力，增大裂缝扩展；其次，注入低黏流体，利用高滤失、大排量提高施工压力，沟通天然裂缝，通过低砂比加入粉陶，结合多级段塞技术，暂堵微裂缝实现转向造新缝，同时还能桥接裂缝网络；第三，注入较高黏度流体加段塞，降低滤失，提高液体造缝效率，增加井底缝网各处的裂缝宽度，并对裂缝壁面进行打磨，为后续的大粒径支撑陶粒的进入做好准备；最后，再次注入高黏度流体，进行连续加砂，支撑主裂缝，在缝内形成高的导流能力，进一步提高产能.3.2 施工净压力净压力是压裂施工压力相对大小的表征，是压裂施工净压力与水平主应力差的比值. OlsonJE等[10]研究认为，净压力系数越高，天然裂缝对水力裂缝延伸形态的影响就越大，缝网就越复杂.翁定为等[9]研究认为，只要施工净压力大于应力差与岩石抗张强度之和就可以在岩石中产生新的分支缝.针对苏里格地区微裂缝部分发育的特征，为确保裂缝内流体净压力能够满足天然裂缝的破坏和开启条件，有3种方法可以提高缝内净压力.第1种方法采用变排量施工的方法，施工期间，通过不断的改变施工排量和砂浓度控制不同尺寸的裂缝的延伸，高排量时大裂缝容易吸收更小的支撑剂而易形成砂堵，从而实现小裂缝的扩展和延伸；第2种方法注入高密度粉陶，结合多级段塞技术暂堵微裂缝实现转向造新缝，或者是采用端部脱砂的方式提高缝内净压力造新缝[11]；第3种方法就是利用暂堵剂缝内转向技术，提高施工净压力，开启新的分支裂缝.具体实施需根据具体井选择恰当的方法.3.3 施工排量根据国外施工经验，缝网压裂普遍采用大排量施工，排量一般大于12m3/min.而苏里格气田直井普遍采取51/2″套管完井，为降低井筒摩阻，提高施工排量，只有采取51/2″套管注入和31/2″油管注入两种方式.如果采用套管注入，受套管头承压能力的限制以及井筒固井质量的影响，缝网压裂存在风险.因此，为保护套管，优选31/2″油管+封隔器注入施工.根据本区块前期压裂施工经验，伴氮排量为0.1m3/min时，井口泵压会增加4～6MPa，延伸压力梯度按0.015～0.019MPa/m预测，滑溜水降阻率按70%计算，冻胶降阻率按50%计算，对31/2″油管注入(深度3 100m)进行了施工压力预测，结果见表5、表6.根据前面储层岩石力学分析，苏里格储层水平应力差小于 7.7MPa，抗张强度4.1～6.08MPa，设计裂缝延伸净压力4.5～13.7MPa.采用31/2″油管注入,KQ105MPa压裂井口，限压80MPa，且苏10区块破裂压力梯度一般小于0.016 5MPa/m.因此，滑溜水阶段设计排量为8m3/min，冻胶阶段设计排量为6m3/min可满足施工要求.(1)从储层岩石力学和施工工艺两方面分析，缝网压裂在苏里格地区是可行的，只要采取合适的工艺技术完全有可能实现复杂的网络裂缝.(2)由于苏里格储层天然微裂缝部分发育，所以要想实现缝网压裂还必须借助相关的配套技术，比如变排量泵注技术、暂堵剂缝内转向技术或端部脱砂技术等等. (3)针对苏里格气田特殊的储层特征，借鉴过往的施工经验，建议采用滑溜水+线性胶+冻胶的混合液缝网压裂技术.(4)考虑到套管的安全性，压裂管柱采用31/2″油管+封隔器分层施工.[1] 胡永全，贾锁刚，赵金洲，等.缝网压裂控制条件研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2013，35(4)：126-132.[2] 赵金洲，任岚，胡永全，等.页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析 [J].西南石油大学学报(自然科学版)，2013，35(1)：1-9.[3]RAHMANMM，ALIA，SHEIKS.Interactionbetweeninducedhydraulicfractureandpre-existingnaturalfractureinaporo-eslastic environment:effectofporepressurechangeandtheorientationofnaturalfracture[C].SPE122574，2009.[4]REUGELSDIJKLJ，PATERCJ，SATOK.Experimental hydraulicfracturepropagationinmultifractredmedium[C].SPE 59419，2000.[5]KINGGE.Thirtyyearsofgasshalefracturing:Whathavewelearned?[C].SPE133456，2010.[6]RICKMANR，MULLENM，PETREE，etal.Apracticaluseofshalepetrophysicsforstimulationdesign optimization：allshaleplaysarenotclonesoftheBarnettShale[C].SPE115258,2008.[7] 李进步，白建文，朱杏安，等.苏里格气田致密砂岩气藏体积压裂技术与实践[J].天然气工业,2013，33(9)：65-69.[8] 马兵，闫永萍，王蓓，等.新型缝网压裂技术在镇北致密储层的研究与应用[J].科学技术与工程，2014，14(4)：212-216.[9] 翁定为，雷群，胥云，等.缝网压裂技术及其现场应用[J].石油学报，2011，32(2)：280-284.[10]OLSONJE，TALEGHANIAD.Modelingsimulationgrowthofmultiplehydraulicfracturesandtheirintercationwithnaturalfracture[C].SPE119739，2009.[11]雷群，胥云，蒋廷学，等.用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术[J].石油学报，2009，30(2):237-241.Vol.18No.3Jul.2015。

深层裂缝性碳酸盐岩油气藏立体酸压数值模拟

摘要:为了实现对深层裂缝性碳酸盐岩油气藏储层的有效改造，基于立体酸压的技术理念，结合裂缝性碳酸盐岩储层的特征，建立了综合考虑酸压过程中水力裂缝扩展、酸液在复杂介质中滤失、热传导影响的多场耦合酸压模型，开展了酸液刻蚀天然裂缝、水力裂缝数值模拟研究；在此基础上，对经过立体酸压改造形成的“酸压裂缝体”改造体积及无因次产能指数进行了分析，明确了影响立体酸压效果的主控因素。

研究结果表明：①储层基质渗透率、天然裂缝初始流动能力是影响立体酸压后“酸压裂缝体”改造体积的主要因素，在基质渗透率较低（小于等于1.0 mD）并且天然裂缝较宽（大于等于150 μm）的条件下，采用立体酸压能够获得较大的改造体积；②注酸量越大，改造体积越大，无因次产能指数也越大，而后两者的增量逐渐降低；③在基质渗透率为0.1 mD、天然裂缝宽度为250 μm 的条件下，注酸量超过600 m3后，改造体积增量迅速降至10 m3/m3以下，而无因次产能指数增量则趋于平缓；④在基质渗透率相同的情况下，天然裂缝宽度越大无因次产能指数越高，而在裂缝宽度及密度相同的条件下，基质渗透率越低无因次产能指数越高；⑤通过立体酸压形成“酸压裂缝体”，对于裂缝性低渗透碳酸盐岩储层中油气井产能的提升效果更加显著；⑥为了同时获得天然裂缝和水力裂缝的良好改造效果，在立体酸压过程中需要适当增加注酸量。

关键词:深层；裂缝性；碳酸盐岩油气藏；储层立体酸压；体积改造；多场耦合；酸压裂缝体0 引言近年来，深层裂缝性碳酸盐岩油气藏在塔里木盆地、四川盆地不断被发现[1]，酸压是实现该类油气藏高效开发的主要手段之一。

对于深层裂缝性碳酸盐岩储层，地层高温、天然裂缝发育及酸压过程中形成的酸蚀蚓孔都会影响酸液对水力裂缝的有效刻蚀[2]。

但同时，滤失进入天然裂缝的酸液也会刻蚀天然裂缝壁面，增加天然裂缝的导流能力[3]。

利用酸液对天然裂缝的刻蚀，郭建春等[4]提出了以构建“酸压裂缝体”（由酸蚀水力裂缝和酸蚀天然裂缝构成）为目标的立体酸压技术理念。

库车坳陷深层裂缝性砂岩气藏可压裂性评价

库车坳陷深层裂缝性砂岩气藏可压裂性评价张辉;尹国庆;王志民;王海应【摘要】库车坳陷深层裂缝性砂岩气藏经历强挤压构造变形,储集层地应力高,且各向异性强,同时天然裂缝广泛发育,作用于天然裂缝面的地应力严重影响了储集层渗透性能和流体的流动.为优化气井压裂工程方案,从储集层地应力场、裂缝剪应力与有效正应力之比、岩石脆性及断裂韧性等4个方面,对库车坳陷深层裂缝性砂岩储集层可压裂性进行了评价.根据岩石力学实验、地应力场建模及天然裂缝剪切变形能力对压后产能的影响分析,建立了一种适用于高应力背景裂缝性砂岩储集层的可压裂性指数评价模型.相对基于岩石脆性和断裂韧性可压裂性评价模型,其更多考虑了现今地应力场和天然裂缝对压裂效果的影响,对高应力背景裂缝性致密储集层井间和层间压裂难易程度反映更敏感,可用于压裂段优选、射孔位置确定、注入压力选择、泵注程序优化等.可压裂性评价技术在库车坳陷气井中成功应用30井次,为需要储集层改造气井的定量化压裂方案优化提供了依据.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2019(040)001【总页数】8页(P108-115)【关键词】库车坳陷;裂缝性砂岩储集层;地应力;天然裂缝;脆性;断裂韧性;可压裂性【作者】张辉;尹国庆;王志民;王海应【作者单位】中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000【正文语种】中文【中图分类】TE357塔里木盆地库车坳陷中—新生界发育蕴含丰富天然气资源的裂缝性砂岩气藏，但由于该区域经历多期构造运动，尤其在喜马拉雅运动期，南天山强烈造山作用导致地下构造十分复杂[1]，目前勘探开发的天然气储集层普遍埋深较大，物性较差，基质渗透率极低，断裂破碎带和天然裂缝是储集层渗透率和导流能力的主要贡献者[2-3]。