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致密油/页岩油开发渗流理论与开发技术
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致密油/页岩油开发渗流理论与开发技术

作者：朱维耀
出版社：科学出版社出版时间：2022-01-01
开本： 16开 页数： 320
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致密油/页岩油开发渗流理论与开发技术 版权信息

  • ISBN：9787030694140
  • 条形码：9787030694140 ; 978-7-03-069414-0
  • 装帧：一般胶版纸
  • 册数：暂无
  • 重量：暂无
  • 所属分类：
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致密油/页岩油开发渗流理论与开发技术 内容简介

本书针对致密油/页岩油储层及其开采的特点，通过实验、计算、理论推导和实际应用相结合的方法建立了页岩油/致密油开发的渗流理论与技术。主要包括多尺度介质多相渗流规律、压力传播动边界渗流问题、多区耦合渗流数学模型、多阶段开发指标预测模型、提高采收率机理和方法、多场耦合渗流理论等；重点阐述了致密油/页岩油开发储层流体的渗流机理、有效驱动渗流理论、多尺度非线性渗流规律及实验技术、多尺度多区多场耦合非线性渗流理论以及这些理论与方法在工程技术中的应用等。本书是有关致密油/页岩油开发理论与开发技术的优选性成果，可供从事石油工程、能源开发、渗流力学、流体力学、地下水和地热资源开发与利用、矿产资源开发与利用等专业及相关领域的科学技术人员、高等学校师生和工程技术人员参考。

致密油/页岩油开发渗流理论与开发技术 目录

目录
前言
**篇致密油/页岩油开采渗流理论和产能预测方法
第1章致密油/页岩油藏开发特征3
1.1致密油/页岩油的基本特征3
1.2储层特性4
1.2.1储层基质微观孔隙结构特征4
1.2.2储层微裂缝特性12
1.2.3储层孔隙度、渗透率特征13
1.2.4储层矿物组成17
1.3储层应力敏感性19
1.3.1覆压下的孔隙度测试19
1.3.2覆压下的渗透率测试21
1.3.3裂缝岩心应力敏感评价23
1.4致密油/页岩油藏开发的地质表征26
1.4.1页岩油储层特征27
1.4.2致密油储层特征28
1.5致密油/页岩油压裂工艺技术30
1.5.1长井段压裂30
1.5.2水平井多级压裂31
1.5.3水平井体积压裂32
1.6致密油/页岩油藏开发的动态特征34
1.6.1致密油/页岩油藏开发方式34
1.6.2致密油/页岩油藏开采现状36
第2章致密油/页岩油开发技术及开发方法38
2.1致密油/页岩油水平井钻井技术38
2.1.1水平井钻井技术简介38
2.1.2水平井钻井技术的应用39
2.1.3现代水平井钻井技术的发展趋势40
2.2单一压裂水平井降压开采40
2.2.1多级压裂水平井技术40
2.2.2单一压裂水平井降压开采技术42
2.3工厂化生产模式44
2.3.1致密油/页岩油开发的工厂化钻井模式44
2.3.2致密油/页岩油开发的工厂化压裂模式47
第3章致密油/页岩油储层渗流规律物理模拟52
3.1启动压力梯度52
3.1.1启动压力梯度产生机理52
3.1.2实验方法和步骤53
3.1.3实验结果及分析55
3.2可动油饱和度58
3.2.1饱和油渗吸实验59
3.2.2实验结果及分析60
3.3油水相对渗透率曲线62
3.3.1实验方法与原理62
3.3.2实验结果及分析65
3.4储层水驱油孔隙动用规律69
3.4.1核磁共振测试原理69
3.4.2岩石孔隙中水的赋存状态70
3.4.3岩石孔隙中的可动油72
3.5微裂缝岩心渗流特征74
3.6常规岩心与含裂缝岩心串并联驱油效果分析75
3.6.1实验原理75
3.6.2实验方法77
3.6.3实验结果与分析77
第4章含水条件下多尺度介质多相渗流规律79
4.1纳微米管束气-水-油流动规律79
4.1.1实验材料、仪器及方法79
4.1.2实验结果及分析81
4.2裂缝性岩心气水渗流规律84
4.2.1人工裂缝特征对渗流规律的影响84
4.2.2岩心的气-液两相流动91
4.3多尺度岩心水渗吸95
4.3.1水的赋存状态分布特征95
4.3.2水在岩心中的微观渗吸实验98
4.3.3水的渗吸实验109
4.3.4水对岩心破裂强度的影响112
4.4压裂液伤害对渗流的影响127
4.4.1实验材料127
4.4.2实验方法128
4.4.3实验结果及分析129
第5章致密油/页岩油开采压力传播动边界渗流问题136
5.1直井压力传播动边界渗流数学模型136
5.2压裂井压力传播动边界渗流数学模型140
5.2.1单一裂缝直井动边界传播模型140
5.2.2复杂裂缝直井动边界传播模型141
5.2.3多级压裂水平井动边界传播模型141
5.3致密油/页岩油渗流压力传播规律142
5.3.1致密油/页岩油储层直井渗流压力传播规律142
5.3.2致密油/页岩油储层压裂水平井渗流压力传播规律144
5.4压力传播动边界影响因素分析152
第6章致密油/页岩油开采直井渗流数学模型155
6.1直井开采稳态产能模型155
6.1.1致密油/页岩油压裂直井稳态压力分布155
6.1.2致密油/页岩油压裂直井开采稳态产能模型157
6.1.3致密油/页岩油直井开采产能影响因素159
6.2直井开采非稳态产量预测模型162
6.2.1致密油/页岩油压裂直井开采非稳态压力分布162
6.2.2致密油/页岩油直井开采非稳态产能模型162
6.2.3致密油/页岩油直井开采产量影响因素164
第7章致密油/页岩油藏多级压裂水平井渗流数学模型170
7.1致密油/页岩油藏多级压裂水平井多区耦合渗流物理模型170
7.2致密油/页岩油藏多级压裂水平井多区耦合渗流数学模型174
7.2.1模型假设174
7.2.2多区耦合渗流数学模型175
7.2.3各小区渗流数学模型177
7.3致密油/页岩油藏多级压裂模拟方法180
7.4致密油/页岩油藏流-固耦合渗流数学模型182
7.5考虑渗吸特征的渗流数学模型183
7.6考虑溶解气驱的渗流数学模型191
第8章致密油/页岩油藏水平井多阶段开发指标预测模型197
8.1多阶段、多区耦合数学模型解析解197
8.2压力场及饱和度场求解199
8.3模型检验204
第9章致密油/页岩油藏开发动态变化规律及影响因素206
9.1启动压力梯度对致密油/页岩油藏开发产量影响规律206
9.2应力敏感性对致密油/页岩油藏开发产量影响规律207
9.3渗吸特征对致密油/页岩油藏开发产量影响规律208
9.4溶解气油比对致密油/页岩油藏开发产量影响规律209
第10章致密油/页岩油开发流场变化规律与产能影响因素分析211
10.1致密油/页岩油开发流场变化规律研究211
10.1.1渗吸置换作用211
10.1.2缝间激励作用219
10.2致密油/页岩油藏开发产能影响因素分析222
10.2.1岩石-流体性质因素对致密油/页岩油藏产量的影响223
10.2.2压裂开发工艺因素对致密油/页岩油藏产量的影响231
10.3油藏开发经济效益评价及压裂工艺参数优化238
10.3.1经济效益评价方法238
10.3.2压裂开发工艺参数优化方法240
10.4致密油/页岩油藏高效开发方法252
第二篇多介质驱替页岩油提高采收率机理和方法
第11章页岩油多重介质多尺度多相流动规律257
11.1CO2/H2O-页岩油相态特征257
11.1.1页岩油相态特征257
11.1.2CO2相态特征258
11.1.3H2O相态特征258
11.2页岩油储层CO2/H2O-页岩油多相流动规律259
11.2.1纳微米孔隙岩心CO2/H2O-页岩油多相流动规律259
11.2.2带裂缝页岩CO2/H2O-页岩油流动规律260
第12章超临界CO2/H2O驱替页岩油流动机理262
12.1超临界CO2/H2O混合驱替页岩油多尺度多相流动机理262
12.1.1超临界CO2/H2O驱替页岩油研究现状262
12.1.2页岩油储层CO2/H2O-页岩油相态变化规律及超临界特征264
12.1.3纳微米孔隙CO2/H2O-页岩油流动传输机理266
12.1.4微米级微裂缝CO2/H2O-页岩油流动机理266
12.2页岩储层多尺度介质固液界面行为与多相流体传输机制267
12.3超临界CO2/H2O混合驱提高采收率机理268
第三篇致密油/页岩油开采多场耦合渗流理论
第13章致密油/页岩油开采多场耦合作用机理273
13.1应力场耦合作用对致密油/页岩油渗流规律的影响273
13.1.1岩样选取及物性273
13.1.2实验设备及实验方法274
13.1.3实验结果与分析274
13.1.4应力场作用耦合机理278
13.2渗流场-应力-介质变形耦合作用机理281
13.2.1实验样品选取及物性281
13.2.2实验设备与实验方法282
13.2.3Biot数实验结果与分析283
第14章水平井分段压裂多场耦合非线性渗流理论286
14.1致密油/页岩油输运的多场耦合作用机理286
14.1.1流-固耦合286
14.1.2流-热耦合287
14.1.3固-热耦合287
14.2流-固耦合理论基础287
14.2.1渗流场的控制方程287
14.2.2应力场控制方程288
14.3致密油/页岩油水平井流-固耦合简化数学模型290
14.4致密油/页岩油水平井流-固耦合参数的非均匀分布模型291
14.4.1已有的水力压裂页岩储层的介质模型291
14.4.2孔隙度的非均匀全流场分布模型292
14.4.3固有渗透率的非均匀全流场分布模型294
14.4.4弹性模量的非均匀模型295
14.4.5Biot数模型296
第15章致密油/页岩油多场耦合数值模拟方法297
15.1致密油/页岩油产能预测问题的压力场数值模型297
15.2快速模拟方法及算例分析298
15.3流-固耦合效应对页岩油产能预测的影响301
15.3.1弹性模量的影响301
15.3.2Biot数的影响302
15.3.3泊松比的影响303
15.3.4在不同区域上流-固耦合效应的强弱分析304
15.4压裂缝网特征对产量的影响305
15.5不同区块典型生产井的模拟验证和产量预测307
参考文献313
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致密油/页岩油开发渗流理论与开发技术 节选

**篇 致密油/页岩油开采渗流理论和产能预测方法 第1章致密油/页岩油藏开发特征 1.1 致密油/页岩油的基本特征 从一般意义上来说，页岩油是指储存于以富有机质、纳米级孔径为主的页岩地层中的石油，是成熟有机质页岩石油的简称，大多为暗色泥页岩及其所夹的薄层其他岩石组合[1-3]。按成因机制，页岩油是赋存于暗色富有机质、极低渗透率的页岩、泥质粉砂岩和砂岩夹层系统中，自生自储、连续聚集的油藏。在页岩油藏中，富烃页岩一般既是储层，又是油源岩 [4]。富有机质页岩烃源岩可大量(可高达总生烃量的50%左右)滞留油，形成可供商业开采的页岩油。与页岩气不同，页岩油主要形成于有机质演化的液态烃生成阶段。在富有机质页岩持续生油阶段，石油在页岩储层中滞留聚集，只有在页岩储层自身饱和后才向外溢散或运移。因此，处在液态烃生成阶段的富有机质页岩均可能聚集页岩油。页岩油以吸附态和游离态形式存在，一般油质较轻、黏度较低。 致密油是指以吸附态或游离态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储层中，且未经过大规模长距离运移的石油。一般无自然产能，需通过大规模压裂才能形成工业产能 [5]。中国致密油 /页岩油资源非常丰富，分布范围广。资源评价表明，中国致密油地质资源量大约为 200×108t，技术可采资源量为 20×108～25×108t；中国页岩油地质资源量大约为 1300×108t，技术可采资源量为 30×108～60×108t[6]。“核心区”评价的关键包括储集空间分布、储层脆性指数、页岩油黏度、地层能量和富有机质页岩规模等。 为保证致密油/页岩油的有效性和可操作性，初步提出 8项指标：①泥页岩层系厚度＞30m；②夹层单层厚度＜1m；③夹层总厚度占比泥页岩层系厚度＜20%；④总有机碳(TOC)含量＞1%；⑤烃源岩成熟度 Ro＞1%(油＞0.5%)；⑥脆性矿物含量＞40%；⑦含气量＞1m3/t；⑧埋深＜4000m。 致密油/页岩油藏的开采和常规油田相比不同，它具有自身的一些特点。致密油/页岩油藏渗透率很低，流体流动具有一定的启动压力梯度，在宏观上表现出了低速非达西渗流的特征。所以对于这种超低渗透储层一般都需要采用改造油藏体积的办法进行开采，通过压裂开采所形成的渗流场极为复杂。这些在实际生产中的复杂流动状态亟须创新思路和方法，通过先进的理论研究以及新的勘探开发技术，来解决实际生产过程中所存在的问题。 致密油/页岩油开采不同于常规油气藏开采，常规油气藏采用直井或者水平井进行开采，有的油田采用直井和水平井共采的形式进行作业，但对于渗透率极低、渗流阻力大、连通性差的油藏来说，常规水平井开发满足不了经济开发的要求。为了提高单井产量和*终采收率，改善致密油 /页岩油开采的经济效益，要对水平井采用改造油藏体积压裂技术进行开采。改造油藏体积压裂技术促使储层产生多条裂缝，增加油气渗流通道以扩大单井泄油面积，可以大大提高油气井的产能，增大采收率。 水平井经压裂后一般形成多条复杂裂缝，在压裂过程中，地应力在水平井长度方向上的差异及压裂工艺技术的限制，使形成的多条裂缝在长度、导流能力等方面可能会不相同；同时在生产过程中各条裂缝间会发生相互干扰，进一步增加了压后水平井产能计算的复杂性。所以要准确分析压裂水平井产能就要考虑到压裂后储层各方面的影响。 为了解决体积压裂技术开发过程中所遇到的问题，应从根本问题上入手，从储层各个方向、各个角度进行分析研究，弄清储层的地质特征、渗流特征、压力敏感、压裂缝形态特征、渗透率变化等问题来提高油藏的采出程度。因此，若要开发好这类油田必须先将上述问题解决好，只有把问题理清楚，才会在今后的生产过程中少走一些弯路，才能使我国的致密油 /页岩油生产走上高效、合理、经济的可持续发展道路。 1.2 储层特性 页岩通常被定义为“细粒的碎屑沉积岩”，但它在矿物组成 (黏土质、石英和总有机碳含量等)、结构和构造上却多种多样，包括细粒的粉砂岩、细砂岩、粉砂质泥岩及灰岩、白云岩等。页岩作为岩层，为不同颗粒大小和不同岩性的混合。 一般页岩发育毫米—厘米级纹层。致密油 /页岩油储层中广泛发育纳米级孔喉，孔径主要为 50～300nm，局部发育微米级孔隙，孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔、晶间孔等。微裂缝在致密油 /页岩油储层中也非常发育，类型多样，以未充填的水平层理缝为主，干缩缝次之，近断裂带处发育直立或斜交的构造缝。大部分页岩发育较好的片状结构，有黏土矿物片状结构、碳酸盐片状结构、有机质片状结构、黄铁矿片状结构等多种类型，致密油 /页岩油广泛赋存于这些片状层理面或与其平行的微裂缝中[7]。 1.2.1 储层基质微观孔隙结构特征 油气储层孔隙结构研究的主要技术手段有铸体薄片分析法、高压压汞法、低温氮气等温吸附法和扫描电镜法等。应用铸体薄片分析法研究时，由于普通光学显微镜受到分辨率的限制，难以观察到铸体薄片中的纳米级孔隙。高压压汞法常用于测试连通的中孔和大孔。低温氮气等温吸附法侧重于表征微孔和中孔的孔隙结构。扫描电镜法不能分辨在机械抛光过程中页岩表面硬度不同所造成的不规则形貌和纳米孔，难以识别新鲜断面上样品破裂造成的假孔隙。由于页岩储层的平均孔径只有纳米量级，在制备页岩实验样品时要采用特殊手段防止样品在制备过程中被污染，常规的技术手段不能有效描述页岩的孔隙结构和表面形态，就需要将多种实验方法相结合。作者使用氩离子抛光技术对页岩样品表面进行刻蚀处理，然后采用高分辨率场发射环境扫描电镜直接观察页岩表面的纳米级孔隙结构形态，并对页岩储层孔隙类型进行划分。 压汞法是在一定的压力下记录进汞量测定岩石孔隙结构的方法，进汞过程可以看成是从一个静止状态到另外一个静止状态的过程，在两个压力差的作用下，就会有一定量体积的汞被注入被检测的岩石孔隙中，根据压力的涨落变化和相对应进入岩石汞体积的涨落变化情况，就可以测得岩石的孔隙大小和分布曲线，绘制出岩石的进入 -退出毛细管力曲线，经过进一步计算就可以得出该样品的其他孔隙结构特征参数。该方法测试样品速度快、准确，仪器设备测试原理相对简单、操作比较容易，是大多数油田测试储集岩孔隙结构*普遍、采用*多的方法，也是油气田开发初期勘探开发、储量计算、开发方案设计等*重要的基础资料。 常规压汞法一般压力较小，不能突破纳米尺度的毛细管力，因此采用高压压汞法。本次实验的高驱替压力为 300MPa，可识别的*小毛细管半径为 2.451nm。岩心压汞曲线如图 1.1所示。 图 1.1 岩心压汞曲线 实验选取鄂尔多斯盆地长 7页岩油储层岩心，岩心直径 2.50cm，岩心经处理后切成长度为 1.50cm的岩心柱，利用压汞仪分别开展实验，实验结果如表 1.1所示。 表 1.1 压汞实验结果汇总表 由表 1.1可以看出，对于长 7页岩油储层，*大孔喉半径主要分布在 0.10～ 0.61μm，分布范围较小，平均值为 0.36μm；排驱压力为 1.21～7.49MPa，平均值为 2.56MPa；分选系数平均值为 1.574，说明其都属于喉道极其细小且渗透性较差的储层。 10块岩心都具有细歪度的特征，细孔道发育远大于粗孔道发育。结合中值半径 r50(图 1.2)和中值压力 pc50的分布(图 1.3)可以看出，所测 10块岩心中，中值半径 r50小于 0.10μm的比例占到了 80%，相应的中值压力 pc50大于 9MPa的比例也占到了 80%，说明岩心的岩性极其致密，孔渗特性较差。 图 1.2 中值半径分布曲线

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