【NGIB】贺宇廷、郭印同等:耦合THM-D过程的超浅层页岩储层水力/CO2压裂与生产一体化研究

文摘   2024-11-22 09:30   四川  



研究背景


随着页岩气资源的深入开发,向更深或更浅的页岩气藏进军是进一步提高页岩气产量的重要途径。在超浅页岩储层的开发过程存在水平井建井难度大问题迫切需要探索适合直井开发超浅层页岩气藏的压裂技术和理论。为此,研究团队针对以直井开发超浅层页岩气中的压裂问题开展了研究。


研究思路、方法


论文梳理了超浅层页岩气储层地质特征与储层改造难点,结合有效应力原理、热弹性理论、多尺度渗流等理论,构建了THM-D耦合的超浅层页岩气压裂与生产一体化模型。针对水力压裂过程,构建了新的流体压力驱动的流-固耦合的损伤本构模型以模拟压裂裂缝网络的动态演化过程。最后基于本文构建的模型,探究了不同地质参数(天然裂缝分布与地应力)、压裂技术(水力/CO2裂、加砂/无支撑剂压裂)及压裂参数(注液规模)对压裂和生产一体化过程的影响。对比了超浅层页岩气储层中水力压裂与CO2压裂的造缝与生产动态差异,及自支撑(无支撑剂)CO2压裂技术的可行性。


研究结果


研究发现较水力压裂而言,CO2压裂对地质参数的敏感程度更高。普遍认为CO2压裂具有较高的复杂裂缝造缝能力,但在超浅层页岩储层中天然裂缝较为发育的条件下,高滤失会导致CO2的造缝效率削弱,因此高渗储层中开展CO2压裂需要采取适当的降滤措施。

图1 水力/CO2压裂裂缝网络演化结果图


CO2压裂裂缝面具有更高的粗糙度,并提供了较好的自支撑导流能力。因此,针对CO2压裂成本高、加砂困难的问题,研究探讨了在完全依靠自支撑导流能力的情况下,基于本文压裂与生产动态预测一体化模型,对超浅层页岩气的生产动态进行了模拟与分析,讨论了自支撑(不加砂)CO2压裂技术的可行性。结果表明,在超浅层页岩气储层中,CO2压裂裂缝良好的自支撑导流能力能够弥补滤失带来的造缝效率降低的影响,并且采用自支撑压裂技术能够获得可喜的工业产量。


图2 水力压裂、液态/超临界二氧化碳压裂裂缝自支撑导流能力图


图3 加砂压裂与自支撑压裂生产动态数值模拟结果图



第一作者简介


贺宇廷,中国科学院武汉岩土力学研究所助理研究员/博士后,主要从事非常规油气藏增产改造技术与理论、多场耦合数值模拟、岩石力学、断裂/局部/非局部损伤力学研究。发表论文20余篇,授权发明专利5项,主持博士后面上等国家级项目2项。


 通信作者简介


郭印同,中国科学院武汉岩土力学研究所研究员、博士研究生导师,主要从事非常规油气储层岩石力学,压裂缝扩展大型物模与网缝定量表征技术、人工裂缝与天然裂缝交织多裂缝压裂理论等研究。发表论文80余篇,授权国家发明专利45项,主持国家自然科学基金等国家级课题4项,获得省部级一等奖3项、二等奖3项。


江蕊希

排版:张  敏

审核:罗  强  黄   东

《NGIB》


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