致密油开发水平井段页岩坍塌周期的确定
致密油与页岩油的概念与应用
致密油与页岩油的概念与应用一、本文概述随着全球能源需求的不断增长和常规油气资源的逐渐枯竭，致密油和页岩油这两种非传统油气资源逐渐受到了广泛关注。
本文旨在深入探讨致密油与页岩油的概念、特性、勘探开发技术以及其在全球能源领域的应用前景。
文章将首先介绍致密油和页岩油的基本概念和地质特征，然后阐述其勘探开发过程中的关键技术，包括水平井钻井技术、多级压裂技术等。
接着，文章将分析致密油和页岩油在全球能源市场中的地位和作用，并探讨其在应对能源危机、促进经济发展等方面的潜在价值。
文章还将展望致密油和页岩油未来的发展趋势和挑战，以期为全球能源行业的可持续发展提供有益参考。
二、致密油与页岩油的基本概念致密油和页岩油是两种重要的石油资源类型，它们在全球能源供应中扮演着越来越重要的角色。
这两种石油资源的概念和应用，对于理解全球能源市场的变化和趋势具有重要意义。
致密油，通常指那些储存在致密储层中，渗透率较低，无法通过常规开采方法获取的石油资源。
这些储层通常具有较低的孔隙度和渗透率，使得石油难以流动和开采。
致密油的开发需要借助先进的技术和设备，如水平钻井和水力压裂等，以提高开采效率和采收率。
页岩油，则是指储存在页岩层中的石油资源。
页岩是一种由粘土、石英和少量碳酸盐等矿物组成的沉积岩，其中含有大量的有机质。
当这些有机质在适当的温度和压力下经过长时间的热解和生烃作用后，就可以形成页岩油。
页岩油的开发同样需要借助先进的技术和设备，如水平钻井、水力压裂和纳米技术等，以实现高效、环保的开采。
致密油和页岩油的开发对于全球能源市场的影响是深远的。
它们不仅增加了石油资源的供应量，缓解了能源供应压力，同时也推动了相关技术和设备的发展，促进了能源产业的创新和进步。
然而，这两种石油资源的开发也面临着一些挑战和问题，如环境保护、资源可持续利用等，需要在未来的开发中加以关注和解决。
致密油和页岩油的概念和应用是石油工业发展的重要组成部分。
随着技术的不断进步和市场的不断变化，这两种石油资源在全球能源供应中的地位和作用将会越来越重要。
鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计
鄂尔多斯盆地致密油水平井体积压裂优化设计白晓虎;齐银;陆红军;段鹏辉;顾燕凌;吴甫让【摘要】鄂尔多斯盆地长7致密油储层致密、油藏低压。
储层天然微裂缝发育程度和岩石脆性评价表明，盆地致密油储层物性对水平井分段体积压裂具有良好的适应性。
以提高水平井多段压裂井网形式和布缝的匹配性为目的，优化了与注采井网相适配的施工参数，结果表明，实现体积压裂的排量为4~8 m3/min，单段砂量40~80 m3，入地液量300~700 m3，并形成了“低黏液体造缝、高黏液体携砂、组合粒径支撑剂、不同排量注入”的混合压裂设计模式。
矿场井下微地震监测对比了体积压裂与常规压裂对裂缝扩展形态的影响，结果显示致密储层采用体积压裂的改造体积和复杂指数是常规压裂的2倍左右，且与井网适配性良好。
通过开展致密油开发矿场先导性试验，水平井单井初期产量达到8~10 t/d，第1年累计产油量达2000 t左右，且无裂缝性见水井，证明对于鄂尔多斯盆地的致密油开发，采用水平井五点井网+混合水体积压裂可以获得较高的单井产量和良好的开发效益。
该项技术对其他油田的非常规储层开发有一定的借鉴意义。
%Chang 7 tight oil reservoir of Ordos Basin features tight and low-pressure reservoir. It is shown from natural microfracture development degree and rock brittleness assessment of the reservoir that, properties of tight oil reservoir of the basin are highly adaptable to segmented volume fracturing of horizontal wells. The construction parameters which match with lfood pattern are optimized for the purpose of improving compatibility between multi-segment fracturing pattern form and fracture distribution of horizontal wells, and results indicate that volume fracturing is realized by displacement between 4 m3/min to 8m3/min, single-segment sandamount between 40 m3 to 80 m3, and buried liquid amount between 300 m3 to 700 m3. The mixed fracturing design mode of fracture formation by low-viscosity liquid, sand carrying by high-viscosity liquid, propping agent with combined grain sizes, and injection with different displacements is formed. Inlfuence on fracture spreading form by volume fracturing is compared with that on fracture spreading form by conventional fracturing in underground micro-seismic monitoring in mine ifeld, and results show that transformation volume and complexity indicator for tight oil reservoir by volume fracturing are about 2 times of those for tight oil reservoir by conventional fracturing, and the data match with well pattern properly. It can be seen from pilot test for tight oil exploitation in mine ifeld that initial output of a single horizontal well reaches 8 t/d to 10 t/d, accumulative oil production reaches about 2 000 t in the ifrst year, and there is no breakthrough well with fracture It proves that for tight oil exploitation of Ordos Basin, the technology of ifve-point pattern with mixed water volume fracturing for horizontal wells can realize high single-well output and favorable exploitation beneifts. Therefore, the technology is of certain signiifcance for reference for exploitation of unconventional reservoirs of other oilifelds.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2015(000)004【总页数】4页(P83-86)【关键词】致密油藏;水平井;注采井网;体积压裂;优化设计【作者】白晓虎;齐银;陆红军;段鹏辉;顾燕凌;吴甫让【作者单位】中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018;中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018【正文语种】中文【中图分类】TE357.1鄂尔多斯盆地致密油主要位于湖盆中部长7与陇东长6，资源丰富，岩石脆性指数较高、天然微裂缝发育，但其储层致密、孔喉细微、油藏压力系数低。
致密油藏水平井体积压裂产能影响因素及预测方法
第50卷第1期2021年1月辽宁化工Liaoning Chemical IndustryVol.50,No.1Janudry,2021致密油藏水平井体积压裂产能影响因秦芨锁测方法赵红兵（西安石油大学，陕西西安710065）摘要：致密油是指其覆压基质渗透率＞0.1mD的砂岩、灰岩等储集油层。
与常规油气相比，致密油的储层相对常规油气更致密，资源丰度也远远低于常规油气，但致密油藏含油气面积一般远大于常规油气，并且其“甜点区”常在部分区域集中分布，圈闭对致密油藏控制相对较弱。
在常规压裂改造技术条下，单井的试油试采产量极低，且面临动液面下降快、产量递减快的困境，故目前致密油藏多采用长井段的水平井配合大面积的体积压裂的改造方式进行开发。
主要介绍了影响致密油藏水平井产能的主要因素，并对其产能预测方法进行了探讨。
关键词：致密油；水平井；体积压裂；影响因素；预测方法中图分类号：TE348文献标识码：A文章编号：1004-0935（2021）01-0096-04随着常规油气勘探情况的恶化，占资源总量80%以上的非常规能源开始进入人们的视野，并逐渐引起人们的关注。
页岩气，煤层气，致密油，天然气水合物等非常规油气资源的勘探和开发已逐渐成为当前和未来石油工业的重要研究方向冋。
在多种非常规油气资源中，致密油因其分布广泛，资源潜力大而越来越受到能源行业的关注。
它被石油行业誉为“黑金”，并且在全球能源结构中发挥了重要作用。
近年来受钻井水平和开发技术的进步影响，多种油藏尝试采用水平井的开发方式并取得了良好的效果，尤其在低渗透特低渗的致密油藏开发方面，水平井的开采方式已经是替换原有开发手段而达到增产和提高采收率的重要方法。
目前，致密油藏多采用长井段的水平井配合大面积的体积压裂的改造方式进行开发，在这样的开发模式下，研究致密油藏水平压裂井长时间持续高产的主要因素，并对其产能预测方法进行研究，对后续致密油的高效开发具有重要指导意义。
1致密油藏水平压裂井产能影响因素1.1油气藏的地质因素1.1.1姪源岩及地层流体特征怪源岩是成油气成藏的物质基础，优质的桂源岩是超低渗致密油藏富集的主要控制因素。
苏里格气田泥页岩井壁水化损伤失稳周期确定
苏里格气田泥页岩井壁水化损伤失稳周期确定折海成;屈展;陈军斌【摘要】钻井过程中复杂的应力和固液作用,使围岩产生了水化扩散和水化膨胀,改变了其中的应力场和力学参数,从而导致泥页岩井壁失稳.通过试验研究,探讨了泥页岩井壁围岩水化随时间和空间的变化规律以及岩石弹性模量和抗压强度随含水率变化的损伤弱化规律,进而结合强度变形破坏理论推导出泥页岩遇水后的损伤演化方程、损伤演化极限方程和确定坍塌周期的方法.应用该方法,得出苏里格气田泥页岩井壁坍塌周期为6.8 d左右.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2014(035)001【总页数】5页(P91-95)【关键词】苏里格气田;泥页岩井壁;水化作用;损伤失稳;坍塌周期【作者】折海成;屈展;陈军斌【作者单位】榆林学院能源工程学院,陕西榆林719000;西安石油大学石油工程学院,西安710065;西安石油大学石油工程学院,西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE353.3石油钻探过程中，井壁失稳造成垮塌、缩径、卡钻等复杂情况，是普遍存在的困扰钻井工程界的严重问题。
据保守估计，井壁失稳问题每年约给石油天然气工业造成5×108～6×108美元的损失。
在长庆、塔里木、吐哈等各大油田，钻遇地层的75%以上是泥页岩，由此引起的井壁不稳定问题超过了90%[1-2]。
国内外对井壁失稳问题的研究非常重视，做了大量的工作，取得了很多成果。
2006年，屈展等人利用岩石力学及其渗流理论，将影响泥页岩井壁稳定性的力学作用与化学作用有机地结合起来，综合考察了钻井液与泥页岩地层及地下流体之间所发生的各种物理化学反应对泥页岩井壁稳定性的影响，深入系统地分析了泥页岩井壁失稳的机理。
文献［3］从实验和理论研究两方面对近年来国内外泥页岩井壁稳定耦合研究的现状进行了分析，认为泥页岩井壁稳定耦合研究主要有3种方法：一是通过泥页岩水化实验和吸水实验用热弹性比拟法，研究由于含水量变化引起的水化应力；二是通过压力传递实验用非平衡热动力法，研究化学渗透作用引起岩石内部孔隙压力变化而导致的附加应力；三是通过压力传递与水化实验用总水势法，研究基于膨胀机理和耦合渗透流动而导致的膨胀应力。
致密油藏开发方式探讨
致密油藏开发方式探讨摘要：随着我国经济的稳定增长，对各类资源的需求量越来越高，就油气资源而言，已经不能满足现代化开采需求，所以我们将开采目标逐渐转移到了非常规油气藏上。
致密油藏是非常规油藏的组成部分，致密油藏在我国分布的范围比较广泛，资源较为丰富，可以很好的解决我国目前石油需求。
基于此，本文就对致密油藏及其相关开采技术进行研究。
关键词：致密油；开采技术；技术探讨1、致密油藏特征及定义美国是最早开采页岩气的国家，页岩气的出现打破了传统的能源市场需求，对世界能源发展趋势有着一定程度上的影响，在之后的一段时间里，美国将开采页岩气的工艺技术应用到了低渗透油藏原油开采中，这里的低渗透油藏原油就是致密油。
致密油指的是：一种蕴藏在低渗透油层，以吸附或游离态存在于生油岩中，紧挨着致密砂岩且未经大规模长距离位移的石油聚集。
对致密油所采用的开发技术较为多样化，目前我们主要使用水平井技术和压裂技术，不同的开采技术其应用优势不同，需要根据致密油实际情况合理选择开采技术。
致密油藏的主要特征表现为储集层物理抗性较差，能源分布具有一定层次性，含油量较高，油气分布呈连续性特点。
致密油的油质较轻，在单井开采的情况下，一般是没有产量或者低产量，通过相关的工艺技术可以在一定程度上提高致密油开采量。
致密油的形成是一个循序渐进的过程，当然也要满足一定的需求条件才能形成，比如致密储层的分布比较连续，并且有着成熟状态下的生油层。
2、致密油藏开发机理致密油藏因流体性质和储层物性的差异，与常规高渗透率油藏有着不同的渗流规律和渗流机理，通常表现为低速非线性渗流特征。
致密油藏内狭小的孔喉和复杂的环境使得油水通道细微，有着很大的渗流阻力和液固界面相互作用力，储层渗透率低。
上覆有效应力对低渗透多孔介质物性参数有较大影响，影响到渗流规律，偏离达西定律，出现低速非线性渗流现象。
致密油藏渗流与常规油藏渗流的主要区别在于应力敏感特征和启动压力梯度现象。
岩石润湿性、有效围压和原油黏度都会对启动压力梯度造成影响，在一定渗透率和孔隙结构相似的情况下，启动压力梯度会随着原油黏度的增加而提升。
安83致密油藏水平井开发技术政策探讨
安83致密油藏水平井开发技术政策探讨摘要：胡尖山油田安83致密油藏地质储量1.4亿吨，储量规模大，但是油藏物性差，难动用。
从2010年开始试验开发，通过定向井开发暴露出单井产量低的问题，从2011年实施水五点与七点水平井开发，水平井与定向井对比初期产量高，递减小，同时也出现水平井见水问题，2012年进行优化水平井井网，开展扩大井排距试验和自然能量开发试验。
试验效果较好，初期平均单井产量突破10吨。
关键词：水平井水驱动用程度递减裂缝注水政策通过2011-2012年在安83区开展水平开发试验，水平井初期产量高，递减小，是改善安83致密油藏开发的有效手段。
同时试验以来暴露出水平井注水见效缓慢，液面下降快，容易见水，见水方向难判断等问题。
该区水平井开发效果直接关系到1.4亿吨储量下步动用，及采油六厂两百万吨的实现及后期长期稳产情况。
因此计划开展水平强化注水政策试验、注水井深部调驱、水平井措施挖潜、找堵水等综合治理措施，探索稳定并提高水平井单井产量的技术对策。
一、油藏特征胡尖山油田安83长7油藏，长7油层组共分为3个小层（长71、长72、长73），其中长72是该区的主力含油层，其中，长722为主力含油小层。
控制含油面积330km2，地质储量1.4亿吨，已动用地质储量1870万吨，剩余地质储量1.2亿吨。
长72层平均钻遇砂层18.1m，油层9.8m，差油层5.0m。
孔隙度7.9%，渗透率0.17mD。
长72主要发育四条三角洲前缘水下分流河道沉积微相，区域内中部河道交汇，水下分流河道砂体连片，在安83区域为有利的沉积相带。
该区砂层较厚、油层连片，分布稳定。
安83区长7油藏层内层理发育，层理类型为交错层理和平行层理，倾角为10～20°。
局部钻井诱导缝发育，根据诱导缝的方向可判断最大地应力方向为NE60～80°。
通过地层露头、成像测井、岩心及薄片分析该区裂缝又是方向为NE向。
二、开发现状安83致密油藏从2010年开始试验开发，定向井共有5套井网，定向井初期产量低，初期单井产量1.19吨，递减较大，目前平均单井产能只有0.44吨。
中国致密油评价标准_主要类型_基本特征及资源前景
中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景摘要：致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。
在明确了致密油的概念和内涵基础上，提出了１０项评价致密油的关键指标。
据孔隙度与渗透率划分出３类致密油储层。
根据致密油层与生油岩层紧密接触的成因关系，确定了３种致密油类型：①湖相碳酸盐岩致密油；②深湖水下三角洲砂岩致密油；③深湖重力流砂岩致密油。
中国致密油分布广泛，目前在鄂尔多斯盆地三叠系延长组长６—长７段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地中－下侏罗统、松辽盆地白垩系青山口组—泉头组等获得了一些重要的勘探发现。
分析未来致密油发展前景，运用资源丰度类比法初步预测中国致密油地质资源总量（１０６．７～１１１．５）×１０８ｔ，是中国未来较为现实的石油接替资源。
关键词：致密油；评价标准；致密油类型；致密油储层；资源潜力Ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｃｒｉｔｅｒｉａ，ｍａｉｎ ｔｙｐｅｓ，ｂａｓｉｃ ｆｅａｔｕｒｅｓ ａｎｄ ｒｅｓｏｕｒｃｅ ｐｒｏｓｐｅｃｔｓ ｏｆｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｉｎ ＣｈｉｎａＡｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｒｅｆｅｒｓ ｔｏ ａｎ ｏｉｌ ｔｈａｔ ａｃｃｕｍｕｌａｔｅｓ ｉｎ ｓｏｕｒｃｅ ｒｏｃｋｓ ｉｎ ａ ｆｒｅｅ ｏｒ ａｄｓｏｒｂｅｄ ｓｔａｔｅ ｏｒ ｉｎ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ ａｎｄ ｃａｒｂｏｎ－ａｔｅｓ ｉｎｔｅｒｂｅｄｄｅｄ ｗｉｔｈ ｏｒ ａｄｊａｃｅｎｔ ｔｏ ｓｏｕｒｃｅ ｒｏｃｋｓ．Ｇｅｎｅｒａｌｌｙ，ｔｈｉｓ ｏｉｌ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ｈａｓ ｎｏｔ ｙｅｔ ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｄ ａ ｌａｒｇｅ－ｓｃａｌｅ，ｌｏｎｇ－ｄｉｓ－ｔａｎｃｅ ｍｉｇｒａｔｉｏｎ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｃｌａｒｉｔｙ ｏｆ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｃｏｎｃｅｐｔ ａｎｄ ｃｏｎｎｏｔａｔｉｏｎ，ｗｅ ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｔｅｎ ｋｅｙ ｉｎｄｉｃｅｓ ｔｏ ｅｖａｌｕａｔｅ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ．Ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｃａｎ ｂｅ ｇｅｎｅｒａｌｌｙ ｄｉｖｉｄｅｄ ｉｎｔｏ ３ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｔｙｐｅｓ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｐｏｒｏｓｉｔｙ ａｎｄ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｗｈｉｌｅ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｉｔｓｅｌｆ ｃａｎ ｂｅａｌｓｏ ｃｌａｓｓｉｆｉｅｄ ｉｎｔｏ ３ ｔｙｐｅｓ ｄｅｐｅｎｄｉｎｇ ｏｎ ｔｈｅ ｇｅｎｅｔｉｃ ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｏｆ ａ ｃｌｏｓｅ ｃｏｎｔａｃｔ ｂｅｔｗｅｅｎ ｔｉｇｈｔ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ａｎｄ ｓｏｕｒｃｅ ｒｏｃｋｓ，ｉ．ｅ．①ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｉｎ ｌａｃｕｓｔｒｉｎｅ ｃａｒｂｏｎａｔｅ ｒｏｃｋｓ；②ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｉｎ ｄｅｅｐ－ｌａｋｅ ｇｒａｖｉｔｙ ｆｌｏｗ ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ ａｎｄ③ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｉｎ ｄｅｅｐ－ｌａｋｅ ｄｅｌｔａ ｓａｎｄ－ｓｔｏｎｅｓ．Ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｉｓ ｗｉｄｅｌｙ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ ｉｎ Ｃｈｉｎａ，ｃｕｒｒｅｎｔｌｙ，ａ ｎｕｍｂｅｒ ｏｆ ｉｍｐｏｒｔａｎｔ ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ｄｉｓｃｏｖｅｒｉｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｈａｖｅｂｅｅｎ ａｃｈｉｅｖｅｄ ｉｎ ｔｈｅ Ｔｒｉａｓｓｉｃ Ｃｈａｎｇ－６ ａｎｄ Ｃｈａｎｇ－７ ｓｅｃｔｉｏｎｓ ｏｆ Ｙａｎｃｈａｎｇ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ Ｏｒｄｏｓ Ｂａｓｉｎ，ｔｈｅ Ｐｅｒｍｉａｎ Ｌｕｃａｏｇｏｕ Ｆｏｒ－ｍａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ Ｊｕｎｇｇａｒ Ｂａｓｉｎ，ｔｈｅ Ｍｉｄｄｌｅ－Ｌｏｗｅｒ Ｊｕｒａｓｓｉｃ ｏｆ ｔｈｅ Ｓｉｃｈｕａｎ Ｂａｓｉｎ ａｎｄ ｔｈｅ Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ Ｑｉｎｇｓｈａｎｋｏｕ－Ｑｕａｎｔｏｕ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｏｆｔｈｅ Ｓｏｎｇｌｉａｏ Ｂａｓｉｎ．Ｔｏ ｅｘｐｅｃｔ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｐｒｏｓｐｅｃｔ ｉｎ Ｃｈｉｎａ，ｗｅ ｐｒｅｌｉｍｉｎａｒｙ ｆｏｒｅｃａｓｔ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ ｉｎ Ｃｈｉｎａａｒｅ ａｂｏｕｔ（１０６．７～１１１．５）×１０８ｔ．Ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｆｕｔｕｒｅ ｐｒｏｓｐｅｃｔｓ ｏｆ ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｗｅ ｃａｎ ｃｏｍｅ ｔｏ ａ ｃｏｎ－ｃｌｕｓｉｏｎ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｉｎ Ｃｈｉｎａ ｓｈｏｕｌｄ ｂｅ ａ ｒｅａｌｉｓｔｉｃ ｒｅｐｌａｃｅｍｅｎｔ ｒｅｓｏｕｒｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ ｏｉｌ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｃｒｉｔｅｒｉｏｎ；ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ；ｔｙｐｅ ｏｆ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ；ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｒｅｓｏｕｒｃｅ ｐｒｏｓｐｅｃｔ 致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点［１－２］，被石油工业界誉为“黑金”［３］。
致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法
致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法1. 引言1.1 背景介绍致密油藏是指储层孔隙度低、渗透率小、孔隙结构较为复杂，导致原油难以流出的油藏。
在传统的压裂工艺中，采用垂直井无法有效开采致密油藏储层中的油藏，因此水平井的应用成为了一种重要的手段。
水平井可以增加油藏的开采面积，提高整体的产能。
然而，对于致密油藏水平井来说，如何评价其产能仍然是一个挑战。
传统的致密油藏产能评价方法主要依靠采集的地质信息和试油数据进行分析，然而由于复杂的油藏结构和多峰产量曲线的影响，传统方法存在一定的局限性。
因此，寻找一种新的产能评价方法显得尤为重要。
本文旨在探讨一种新的致密油藏体积压裂水平井产能评价方法，通过结合压裂数值模拟和产能指数的评价方法，提高对产能的准确评估。
希望通过新方法的研究，能够为致密油藏水平井产能评价提供一种有效的技术支持，为油田开发提供新的思路和方法。
1.2 研究意义致密油藏是指储层孔隙度低、孔隙连通性差、渗透率低的油气藏。
由于致密油藏的特殊性质，使得原油开采难度较大，产能评价显得尤为重要。
在当前技术水平下，对致密油藏进行产能评价主要基于传统的方法，如经验公式、解析模型等。
这些方法存在一定局限性，难以准确评价致密油藏的产能。
致密油藏体积压裂水平井产能评价是目前研究的热点之一。
其研究意义主要表现在以下几个方面：致密油藏的开发对我国油气资源的储备具有重要意义，通过有效评价产能，可以为油田开发提供可靠依据；随着油价波动不断，提高产能评价的准确性可帮助企业制定更科学的开发策略，降低勘探开发成本；致密油藏体积压裂水平井产能评价方法的研究可以促进该领域的技术创新，为实际生产提供更为有效的指导。
研究致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法具有重要的现实意义和科学价值。
通过开展相关研究，可以进一步提高对致密油藏产能的评价准确性，促进我国油气资源的有效开发利用。
1.3 研究目的研究目的是为了提出一种适用于致密油藏体积压裂水平井产能评价的新方法，以解决传统评价方法在该类油藏中存在的不足之处。
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致密油开发水平井段页岩坍塌周期的确定程远方;黄浩勇;韩忠英;贾江鸿;李梦来;吴学升【摘要】鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,具有很大的开发潜力,但长庆油田A井区在页岩油长水平段钻进时井壁失稳问题突出.现有的水平井防塌技术重点关注钻井液体系优化问题,无法给出页岩的坍塌周期.本井区页岩的主导坍塌机制是钻井液滤液沿天然微裂缝渗入地层,引起黏土矿物水化,导致岩石强度降低.考虑化学势变化和流体流动与骨架变形的耦合作用以及岩石吸水扩散过程和强度弱化规律,建立致密页岩井壁坍塌周期分析模型.结果表明:活度较低、膜效率较高的钻井液可以有效抑制地层孔隙压力增长;封堵性强的钻井液可以降低地层水含量的增长,减缓地层岩石强度的弱化;A井区使用密度为1.3 g/cm3的细分散聚合物钻井液体系和复合盐钻井液体系钻进水平段时井眼坍塌周期分别为4.5和9d,而使用油基钻井液体系时相同密度下浸泡10 d井眼扩大率仅为4％,油基钻井液体系效果最好,坍塌周期大于10 d.【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2016(040)001【总页数】7页(P62-68)【关键词】致密油;坍塌周期;钻井液优选;强度弱化【作者】程远方;黄浩勇;韩忠英;贾江鸿;李梦来;吴学升【作者单位】中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257017;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;长庆油田油气工艺研究院,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE254.3致密油藏指的是渗透率小于0.3×10-3μm2、石油赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中且未经过大规模长距离运移的油藏，包括致密砂岩油和页岩油两大类［1-3］。
中国鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，以延长组7段致密砂岩和油页岩最为典型，具有很大的开发潜力［4-5］。
由于致密油藏具有低渗或超低渗的特点，直井采收率低，已经不能满足生产需要，须利用水平井提高产能［6-8］。
长庆油田A井区在致密储层长水平段钻进时经常钻遇大段页岩，坍塌、掉块等井壁失稳问题突出，严重制约着工程进度和质量，因此有必要对钻井液体系和密度进行优化，并确定致密页岩地层坍塌周期，防止井壁失稳。
目前国内外许多学者针对泥页岩地层钻井开展了大量的研究工作，有些学者基于半透膜等效孔隙压力理论建立了多孔弹性力化耦合模型［9-11］，考虑了水化膨胀、溶质流动以及流体流动与骨架变形耦合，但是模型中存在过多难以确定的参数，同时也忽略了地层岩石强度的变化；有些学者将泥页岩水化膨胀应力比拟为膨胀温变应力［12-14］，建立了坍塌周期分析模型，考虑了地层岩石强度的变化，但是忽略了钻井液与泥页岩之间作用的本质，且未考虑页岩塑性变形。
笔者在前人研究成果基础上，考虑页岩地层的地质力学因素、钻井液化学因素、页岩强度弱化和塑性变形特性，建立新的页岩地层坍塌周期计算模型，定量分析页岩地层的坍塌周期，并对长庆油田A井区致密页岩水平井段的坍塌周期进行实例分析。
1.1 地层矿物组成利用D/max-IIIA X-射线衍射仪对A井区长7段致密页岩岩心进行全岩矿物和黏土矿物分析，图1为全岩矿物和黏土矿物分布饼图。
从图1可以看出，A井区致密页岩以石英、黏土矿物、斜长石和钾长石为主，黏土矿物含量较高，平均含量达到30.5%。
黏土矿物中以伊/蒙混层和伊利石为主，伊/蒙混层含量最高达到了42.1%，该地区致密页岩伊/蒙混层的间层比为20%，伊利石次之达到了38.8%。
由于伊/蒙混层是膨胀性和非膨胀性黏土相间的矿物，且极易吸水，导致水化后非均匀性膨胀，减弱了岩石的结构强度，造成井壁失稳，因此高伊/蒙混层比例是该地层井壁失稳的内因。
1.2 页岩微观构造利用扫描电子显微镜分析A井区致密页岩微观结构和矿物组成，扫描结果如图2所示。
从图2可以看出，A井区致密页岩虽然压实程度高、胶结较好，但是天然微裂缝、层理以及粒间微缝隙较发育；岩石中石英和黏土矿物含量较高，可以看到石英、伊利石和伊/蒙混层等矿物，较多的碎屑颗粒被溶蚀，产生多种类型的次生孔隙。
综合上述岩石组分和微观结构的分析结果可知，导致该地区水平井钻井过程中井壁失稳的主要因素有以下两点：一是黏土矿物含量较高且黏土矿物中以伊/蒙混层和伊利石为主，极易发生水化反应；二是致密页岩天然微裂缝、层理以及粒间微缝隙较发育。
钻井液同地层接触后，钻井液中滤液容易沿着微裂缝、层理以及粒间微缝隙渗入岩石内部，导致滤液渗入量增大，接触更多的黏土矿物，加大黏土矿物的水化反应，造成岩石强度降低，增大井壁坍塌风险，因此钻井液优选时须考虑钻井液滤液在地层中的扩散和岩石的强度弱化。
为了有效解决页岩地层井壁失稳问题，须给出致密页岩在钻井液长期作用下的坍塌周期，本文中根据坍塌机制分析结果，综合考虑力化耦合作用下的压力传递和钻井液滤液在地层中扩散所导致的强度弱化建立致密页岩地层坍塌周期模型。
2.1 压力传递模型钻井液进入地层后，地层流体同钻井液之间的化学势差和水力压差导致地层孔隙压力重新分布，建立综合考虑化学势变化和流体流动的孔隙压力计算模型，具体如下：式中，p为地层流体压力，MPa；k为渗透率，μm2；μ为流体黏度，mPa.s；C为流体压缩系数，Pa-1；φ为孔隙度；Im为膜效率，膜效率是页岩渗透能力与理想半透膜渗透能力的比值，可根据页岩压力传递试验中化学势差阶段试验数据计算得到；R为气体常量，8.314 m3.Pa.K-1.mol-1；T为绝对温度，K；V为水的偏摩尔体积，1.80×10-5m3.mol-1；θ为钻井时地层流体活度；θshale为泥页岩中地层水活度。
其中钻井时地层流体的活度计算式［15］为式中，D为活度扩散系数，m2/s，它是表征地层水活度传递快慢的一个参数，可根据页岩压力传递试验数据拟合得到。
溶液的活度是指盐溶液和纯水的逸度比，它是表征溶液中化学势强弱的一个参数，可以通过活度仪直接测量或者通过等温吸附试验间接测量。
2.2 多孔介质弹塑性流固耦合模型（1）应力平衡方程。
基于压力传递模型、有效应力原理和弹塑性力学理论，得到综合考虑化学势变化和流体流动与骨架变形耦合的应力平衡方程［16］为式中，σxx、σxy和σyy分别为泥页岩的3个应力分量，MPa；fx和fy分别为作用在岩石上的单位体积力在x和y方向的分量；α为流固耦合系数又称为Biot系数，它是表征孔隙压力在岩石中传递能力的参数，可通过试验确定；为流固耦合项。
（2）几何方程。
几何方程的张量形式为（3）弹塑性本构方程。
本文中采用增量的形式描述塑性屈服区的应力应变关系，模型中材料都具有各向同性，塑性屈服区的本构关系采用相关联的塑性流动法则，此时塑性势函数同屈服函数相等，具体的本构关系［17］为式中，Dε为弹性矩阵；Dp为塑性矩阵；Dep为弹塑性矩阵；F（σ，σp，κ）为应力屈服函数；M为材料硬化参数；κ为内变量的取值。
（4）强度屈服准则。
弹塑性屈服准则采用考虑三向应力状态的Drucker-Prager准则，其中式中，pp为地层孔隙压力；A和H为材料参数。
2.3 强度弱化模型泥页岩中强度参数随地层岩石含水量变化，因此须先求得含水量的分布。
含水量的分布方程为式中，w为含水量；Cf为泥页岩的吸水扩散系数，cm2/h，吸水扩散系数是一个表征地层水变化传递速度的参数，可以通过泥页岩吸水扩散试验测得。
求得含水量后可获得岩石强度参数（黏聚力和内摩擦角）的动态变化规律为式中，cb为含水量为wb时的黏聚力，MPa；φb为含水量为wb时的内摩擦角；Ks为黏聚力系数，MPa；Ls为内摩擦角系数。
综合以上压力传递模型、多孔介质弹塑性流固耦合模型和强度弱化模型，再辅以相应的边界和初始条件，构成了完整的泥页岩弹塑性—多场耦合坍塌周期模型。
采用有限元法对坍塌周期模型的几组强非线性、非稳态偏微分方程进行求解，利用FEPG有限元平台开发出页岩坍塌周期数值模拟软件。
利用该软件对A井区致密页岩地层井壁坍塌周期的变化规律进行分析，并利用综合分析法对现场常用钻井液体系进行优选。
3.1 模型建立图3为有限元计算所用几何模型。
模拟延长组长7段致密页岩地层的水平段，根据井眼的对称性，有限元模型考虑井眼的四分之一。
模型的长度为2 m，长宽比为1∶1，模型的中央是井眼，井眼半径为0.108 m。
网格划分如图4所示，采用三角形网格，并利用渐变网格对井眼及模型中间线进行局部加密，网格总数为2322，节点数为1230。
致密页岩骨架变形场边界条件：CD和BC两边分别施加上覆岩层压力和最大水平地应力，AE边施加井眼液柱压力，AB边为水平滑移边界，DE边为垂向滑移边界。
压力传递模型和强度弱化模型边界条件：BC和CD两边施加原始地层压力、活度和含水量，AB和DE两边为自由边界，AE井眼处施加钻井液液柱压力、钻井液活度和原始地层饱和含水量。
模型内部分布有原始地层水活度、地层孔隙压力和原始地层含水量。
3.2 计算参数（1）根据现场资料、测井资料和室内试验获得致密页岩坍塌周期计算所需要的基本参数：井深1850 m，最大水平主应力34.78 MPa，最小水平主应力30.53 MPa，垂向应力 43.85 MPa，孔隙压力13.83 MPa，Biot系数0.597，弹性模量26.591 GPa，泊松比0.288，内聚力6.148 MPa，内摩擦角30°，地层原始温度330.55 K，水偏摩尔体积1.8×10-5m3. mol-1，气体常量8.314 m3.Pa.K-1.mol-1，活度扩散系数5×10-9m2/s，孔隙度0.08，流体压缩系数1.45×10-9Pa-1，流体黏度1 mPa.s，地层水活度0.9。
（2）通过室内试验对现场3种钻井液体系即细分散聚合物钻井液体系、复合盐钻井液体系和油基钻井液体系进行测试，获得不同钻井液条件下坍塌周期计算基础参数，如表1所示。
3.3 计算结果分析3.3.1 孔隙压力分布图5为3种不同钻井液体系作用下不同时刻的地层孔隙压力分布曲线。
从图5可以看出，随着浸泡时间的不断增加，1#和2#钻井液作用下的地层孔隙压力逐渐增高，这是由于1#和2#钻井液膜效率低，化学势差产生的渗透压较小，地层孔隙压力主要受水力压差控制，因此在力化耦合的综合作用下，地层孔隙压力仍然逐渐增大。
同1#和2#钻井液相比，3#钻井液作用下的地层孔隙压力显著降低，这是由于3#钻井液膜效率高，化学势差可以产生较大的渗透压，降低了近井地层孔隙压力，抑制了远井地层孔隙压力的升高；同时随着流体和离子不断运移，渗透压影响的范围不断增大，远井地层孔隙压力在化学势差的作用下也逐渐降低；3#钻井液作用下地层孔隙压力最小，抑制性最好。