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薄差层水力压裂控缝高技术研究被引量：15: 2015年; 对于低渗透薄差层的开发,水力压裂是非常有效的增产措施,而薄差层改造的最大技术难题是缝高的控制.本文归纳了影响缝高扩展的主要因素,针对这些因素,结合冀东油田的地质参数和施工参数设计了五水平七因素的正交方案,并利用FracproPT软件模拟了不同参数下裂缝的扩展情况,对影响缝高的各因素进行了敏感性分析和单因素分析.分析结果表明:影响缝高的各因素依次为隔/产层地应力差、施工规模、施工排量、压裂液粘度、隔/产层杨氏模量差、地层渗透率、断裂韧性差;隔/产层地应力差越大越有利于控制缝高,减小施工排量和压裂液粘度能减小缝内净压力而有利于控制缝高;油田实例表明,综合人工隔层、变排量和使用较小粘度压裂液能有效控制缝高.本研究对于薄差层的水力压裂优化设计和现场施工具有一定的指导作用.; 周祥张士诚马新仿柳明; 关键词：薄差层水力压裂缝高控制正交设计

页岩气藏体积压裂水平井产能模拟研究进展被引量：9: 2015年; 页岩气储层孔喉细小,渗透率极低,一般无自然产能,需借助水平井和体积压裂技术才能实现经济开发。国内外关于页岩气的研究多集中于地质评估和开发工艺,而适用于页岩气体积压裂水平井产能的理论研究相对较少。页岩气产能研究的关键在于多尺度渗流机制的准确描述和复杂裂缝网络的精细表征。通过广泛调研和分析,探讨了页岩储层多尺度渗流机制;总结了页岩气藏多裂缝水平井试井模型,阐述了不同模型关于流态划分、储层和裂缝参数评估的应用;系统介绍了页岩气数值模拟方法,包括常规数值模拟方法、离散裂缝网络模型方法及有限元方法,认为后两者是未来页岩气产能数值模拟的发展趋势。; 周祥张士诚马新仿张烨; 关键词：页岩气体积压裂水平井产能

致密油藏水平井体积压裂裂缝扩展及产能模拟被引量：15: 2015年; 阐述了地质因素和工程因素对体积压裂裂缝形态的影响;利用数值模拟方法,模拟了不同储层条件下水平井体积压裂裂缝扩展情况,分析了不同裂缝参数下水平井产能变化规律。结果表明:1对于高水平主应力差且天然裂缝欠发育储层,增加射孔簇数有利于提高裂缝复杂性;对于低水平主应力差且天然裂缝较发育储层,适当减少射孔簇数有利于增强体积压裂效果。2水平井体积压裂后产能比常规压裂有大幅增加,改造体积越大、导流能力越高,则产能越大;当地层渗透率从0.1×10-3μm2降低至0.001×10-3μm2时,次裂缝对产能的贡献程度从近1/6增加至近1/3。3当储层渗透率大于0.01×10-3μm2时,较大的簇间距(30 m)能减弱缝间压力干扰,保持较高产能;当储层渗透率小于0.01×10-3μm2时,压力传播速度慢,压力干扰相对较弱,较小的簇间距(15 m)有利于获得较高产能。; 周祥张士诚邹雨时潘林华柳凯誉张雄; 关键词：致密油藏体积压裂产能数值模拟

碳酸岩储层水力裂缝方向预测仿真研究被引量：1: 2016年; 碳酸盐岩储层天然裂缝发育,当水力压裂人造裂缝与天然裂缝相遇时,裂缝扩展方向可能发生改变,而常规裂缝扩展仿真中裂缝扩展多基于平面扩展,无法研究裂缝转向问题。针对碳酸盐岩储层压裂过程中主裂缝遇到天然裂缝后的裂缝扩展方向问题,利用扩展有限元和常规有限元的接触算法,编制扩展有限元的UEL用户子程序嵌入ABAQUS平台,并结合塔河碳酸盐岩储层参数,进行碳酸盐岩储层的方向预测仿真。仿真结果表明,水力裂缝遇到天然裂缝后是否转向取决于水平主应力差值的大小,存在一个发生转向的极限值。对于塔河储层算例,极限值为8MPa,当储层水平主应力差高于8MPa时,水力裂缝直接穿过天然裂缝,不发生转向;当低于8MPa时,水力裂缝遇天然裂缝后发生转向,沿天然裂缝扩展,且缝宽减小。水力裂缝沿天然裂缝扩展后是否发生二次转向取决于水平主应力差与极限值差值的大小。当水平主应力差较大时(5MPa),在天然裂缝尖端将发生二次转向,裂缝宽度进一步降低;当水平主应力差较小时(2MPa),将不发生二次转向,裂缝沿天然裂缝方向继续扩展。研究结果为解决裂缝的非平面扩展做出了有益探索,为裂缝性油藏的水力裂缝扩展仿真提供了支撑。; 周祥张士诚潘林华

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周祥