鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议

赵振峰; 李楷; 赵鹏云; 陶亮

doi:10.11911/syztjs.2021075

鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议

中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710021

基金项目: 国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）部分研究内容

详细信息

作者简介:
赵振峰（1963—），男，山东博兴人，1985年毕业于华东石油学院采油工程专业，2007年获中国石油大学（北京）油气井工程专业博士学位，教授级高级工程师，主要从事低渗透油气田增产理论与技术研究工作。E-mail：zzf_cq@petrochina.com.cn。

中图分类号: TE357.1
计量
- 文章访问数: 594
- HTML全文浏览量: 342
- PDF下载量: 199
出版历程
- 收稿日期: 2021-03-23
- 修回日期: 2021-06-22
- 网络出版日期: 2021-07-12
- 刊出日期: 2021-08-24

Practice and Development Suggestions for Volumetric Fracturing Technology for Shale Oil in the Ordos Basin

Oil & Gas Technology Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an, Shaanxi, 710021, China

摘要

摘要: 体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量，但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发，原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理。为此，长庆油田根据该盆地延长组长 7 段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果，转变了体积压裂技术思路，研究形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水”压裂技术模式，优化了体积压裂参数体系；并结合该盆地页岩油储层地质特征，系统分析了体积压裂增产机理和关键技术。分析认为，对于页岩油在储层中渗流机理的认识，已逐步由常规油藏单一的有效驱替机理转变为有效驱替和油水渗吸置换复合机理；该盆地形成的体积压裂技术模式，其关键技术材料全部自主研发，且具有很好的现场应用效果。为了深化与提升该盆地页岩油体积压裂技术，追求更高产能目标，建议进一步研究压裂增产机理、优化关键技术参数、发展体积压裂可视化技术。研究结果可为页岩油水平井体积压裂优化设计提供依据，对同类储层的压裂改造具有借鉴作用。
- 页岩油 /
- 体积压裂 /
- 技术模式 /
- 压裂设计 /
- 长7段 /
- 鄂尔多斯盆地
Abstract: The use of volumetric fracturing technology can greatly increase the output of single well of shale oil in the Ordos Basin, but it is difficult to achieve economic and effective development under the condition of low oil prices due to the fact that the technical idea, technical mode and parameter system of fracturing are not reasonable enough. For this reason, based on field practice and laboratory test results of volumetric fracturing of shale oil at the Chang 7 Member of the Yanchang Formation in the Ordos Basin, the technical idea for volumetic fracturing was changed, thereby forming the technical mode of “large well clusters, long horizontal wells, subdivision cutting, cluster perforation, soluble ball seats, and variable-viscosity slickwater”. Then, the parameter system for volumetric fracturing was optimized. The mechanism and key technology for fracturing stimulation were systematically analyzed with the geological characteristics of the shale oil formation in the basin. The research results showed that the understanding of the seepage mechanism of shale oil in the reservoirs has gradually evolved from a single effective displacement mechanism for conventional reservoirs to a compound mechanism of effective displacement and oil-water imbibition displacement. The technical mode of volumetric fracturing proposed for the Ordos Basin was researched and developed independently, and its utilization obtained good field application results. In order to deepen and improve the volumetric fracturing technology and obtain higher productivity, some suggestions for the development of shale oil in the basin were put forward, including the further study of mechanism for fracturing stimulation, optimization of key technical parameters, and development of visualized volumetric fracturing technology. The research results can provide a basis for the optimal design of volumetric fracturing of horizontal shale oil wells, and can be used as a reference for the fracturing stimulation of similar reservoirs.
- shale oil /
- volumetric fracturing /
- technology mode /
- fracturing design /
- Chang 7 Member /
- Ordos Basin

HTML全文

稠油的黏度大、流动性差，且其黏度对温度特别敏感，温度每升高8～9 ℃，黏度可降低50%，因而提高温度是改善稠油流动性的有效措施^[1]，因此，普遍采用热采工艺开发稠油。目前，稠油热采工艺主要有电加热、热流体循环、蒸汽吞吐和蒸汽驱等^[2–6]，其中，电加热工艺是稠油开发的主要选择^[7]。现场常用电加热工艺主要有空心油杆电加热、伴热带电加热和电磁短节加热等，按照加热介质和加热功率是否连续，可将电加热工艺分为连续电加热和电磁短节加热两类。由于稠油黏温特性、油井井身结构的不同，电加热工艺选择、加热功率和加热时长等作业参数设计，均需要精确计算井筒温度场。因此，深入研究电加热工艺的井筒与储层间的换热机理，建立换热模型和温度场计算方法，进而获取不同加热工艺和作业参数下井筒温度场的分布特征，对电加热稠油热采工艺选择、作业参数设计和提高稠油开采效果具有重要意义。

国内外对电加热稠油热采换热问题的研究主要集中于连续电加热工艺，而对电磁短节加热工艺井筒温度场的研究较少。此外，温度不仅对稠油黏度影响较大，还对其比热容和热导率2个热物性参数有较大影响，而现有模型未考虑温度对稠油热物性的影响^[8–9]。为此，笔者考虑温度场工程计算精度需求和数值计算方法的可靠性，耦合半瞬态换热分析方法^[10–14]和基于流型的气液两相流机理模型^[15–17]，建立了考虑温度对稠油热物性影响的电加热稠油热采流动与换热控制方程，形成了连续电加热和电磁短节加热井筒温度场的数值计算方法，并用计算实例分析了2种电加热工艺的井筒温度场剖面特征、加热功率对2种工艺井口温度及平均温度的影响。

1. 数学模型的建立

1.1 基本假设

基于电加热稠油热采工艺，做以下基本假设：1）油管内流体为一维稳态流动和传热，流速、压力、温度只随轴向位置变化而变化；2）地层内仅发生径向换热，相同深度地层为均质地层；3）产出液可压缩，热物性随温度变化而变化；4）忽略生产期间的轴向热传导换热。

1.2 控制方程

由于产出液可压缩，其物性参数受温度场和压力场共同影响，故需耦合求解质量守恒方程、动量守恒方程和能量守恒方程。以井筒中心线为Z轴，井口指向井底的方向为正，建立一维坐标系，Z轴原点为井深参考点，井斜角为θ。

1.2.1 质量守恒方程

油管内流体流动方向与Z轴正方向相反，两相流质量流量不随轴向位置变化，质量守恒方程为：

$\frac{{{{\partial}} \left( {{\rho _{\rm{m}}}{v_{\rm{m}}}A} \right)}}{{{{\partial}} Z}} = 0$

(1)

式中： $\,{\rho _{\rm{m}}}$ 油管内为产出液平均密度，kg/m³； ${v_{\rm{m}}}$ 为产出液平均流速，m/s； $A$ 为油管横截面积，m²。

1.2.2 动量守恒方程

油管内流体动量守恒方程为：

$- \frac{{{{\partial}} ({\rho _{\rm{m}}}v_{\rm{m}}^2)}}{{{{\partial}} Z}} = \frac{{{{\partial}} p}}{{{{\partial}} Z}} - {\rho _{\rm{m}}}g\cos\;\theta - \frac{{2{\rho _{\rm{m}}}{f_{\rm{m}}}v_{\rm{m}}^2}}{{{d_{{\rm{ti}}}}}}$

(2)

式中：p为产出液压力，Pa；θ为井斜角，（°）；f_m为范宁摩阻系数；d_ti为油管内径，m。

1.2.3 能量守恒方程

微元控制体发生的能量传递过程有：Z方向对流换热，即单位时间内流入和流出控制体的能量（包括动能、势能和焓）；产出液与地层的换热量以及电加热的生热量。依据能量守恒原理，得电加热能量守恒方程为：

$G\frac{\partial }{{\partial {{Z}}}}\left( { - gZ\cos\;\theta + \frac{{v_{\rm{m}}^2}}{2} + {H_{\rm{m}}}} \right) + \frac{{{T_{\rm{f}}} - {T_{\rm{m}}}}}{{{R_{\rm{f}}}}} + q = 0$

(3)

式中：G为油管内产出液质量流量，kg/s；H_m为油管内产出液比焓，J/kg；T_f为地层温度，K；T_m为油管内产出液温度，K；R_f为产出液到地层总热阻，K/(W·m)；q为油管内单位长度的生热量，W/m。

1.2.4 辅助方程

1）稠油黏温关系方程。由于在一定温度下稠油密度变化较小，近似地认为稠油的动力黏度与温度的关系在ASTM坐标图上也呈直线关系，其精度能满足热采工程计算的要求：

$\lg \lg{\mu _{\rm{oD}}} = A - B\lg \left( {{T_{\rm{m}}} - 273.15} \right)$

(4)

式中：μ_oD为稠油脱气黏度，Pa·s；A、B为常数。

2）稠油比热容方程。稠油比热容主要受温度和密度的影响，采用Gambill关系式计算稠油比热容：

${c_{\rm{o}}} = \frac{1}{{\sqrt {{\rho _{15}/1000}} }}\left[ {1.684\;8 + 0.003\;39\left( {T - 273.15} \right)} \right]$

(5)

式中：c_o为稠油比热容，kJ/(kg·K)；ρ₁₅为15 ℃时稠油密度，kg/m³；T为稠油温度，K。

3）稠油热导率方程。稠油的热导率随温度升高而减小，且受稠油密度影响，计算公式为：

${k_{\rm{o}}} = \left( {134.257\;5 - 0.063\;18T} \right)/{\rho _{15}}$

(6)

式中：k_o为稠油热导率，W/(m·K)。

1.3 总热阻计算

油管内产出液与地层间的换热剖面如图1所示，其换热主要为油管壁面处强迫对流换热，油管壁、水泥环、套管等的传导换热，油套环空内自然对流换热和辐射换热。稳态换热工程意义为轴向位置相同介质（产液、油管壁面、油套环空、套管、水泥环及地层）中发生的径向换热热流量相等，即产出液与井壁的热流量等于井壁与地层的换热量，据此可得到产出液与地层的总换热热阻。

图 1 油管内产液与井筒/地层界面间的换热剖面

Figure 1. Heat transfer profile between the produced fluids in the tubing and the wellbore/formation interface

下载: 全尺寸图片幻灯片

产出液到井壁界面(r_w)的热阻R_w为：

$\begin{array}{l} \quad\! {R_{\rm{w}}} = \dfrac{1}{{\Delta {{Z}}}}\left[ {\dfrac{1}{{2{\text{π}} {r_{{\rm{ti}}}}{h_{\rm{m}}}}} + \dfrac{{\ln ({r_{{\rm{to}}}}/{r_{{\rm{ti}}}})}}{{2{\text{π}} {k_{\rm{t}}}}} + } \right.\\ \quad\quad\quad \left. {\dfrac{{\ln ({r_{{\rm{ci}}}}/{r_{{\rm{to}}}})}}{{2{\text{π}} {k_{\rm{a}}}}} + \dfrac{{\ln ({r_{{\rm{co}}}}/{r_{{\rm{ci}}}})}}{{2{\text{π}} {k_{\rm{c}}}}} + \dfrac{{\ln ({r_{\rm{w}}}/{r_{{\rm{co}}}})}}{{2{\text{π}} {k_{\rm{s}}}}}} \right] \end{array}$

(7)

式中：R_w为产出液到井壁的热阻，K/(W·m)；k_t，k_a，k_c和k_s分别为油管、油套环空、套管、套管与地层环空的热导率，W/（m·K）；h_m为产出液与管壁间的对流换热系数，W/（m²·K）；r_ti是油管内半径，m；r_to是油管外半径，m；r_ci是套管内半径，m; r_co是套管外半径，m。

由于井筒与地层间的换热量等于井筒内产出液与井壁间的换热量，则得：

$\frac{{{T_{\rm{w}}} - {T_{\rm{m}}}}}{{{R_{\rm{w}}}}} = \frac{{2{\text{π}} {k_{\rm{f}}} ({T_{\rm{f}}} - {T_{\rm{w}}})\Delta {{Z}}}}{{f(t)}}{\rm{ }}$

(8)

式中：T_w为井壁温度，K；f(t)为Ramey时间函数；k_f为地层热导率，W/(m·K)。

消去井壁温度，得到用地层温度和产出液温度表示的热流量计算公式：

$q = \frac{{{T_{\rm{f}}} - {T_{\rm{m}}}}}{{{R_{\rm{w}}} + \dfrac{{f(t)}}{{2{\text{π}} {k_{\rm{f}}}\Delta {{Z}}}}}}$

(9)

因此，油管内产出液与地层间的总换热热阻计算公式为：

${R_{\rm{f}}} = {R_{\rm{w}}} + \frac{{f(t)}}{{2{\text{π}} {k_{\rm{f}}}\Delta {{Z}}}}$

(10)

2. 井筒温度场数值计算方法

稠油自井底向井口流动过程中，温度、压力随井深变化，且温度和压力与稠油的密度、黏度、比热容、热导率相互影响，因此，求解电加热稠油热采控制方程时，需要将全井段按照井深进行网格划分，应用离散格式控制方程，耦合求解每个网格的温度、压力、热物性、截面含气率等参数。

2.1 网格划分

连续电加热和电磁短节加热2种稠油热采工艺的热源布置方式不同，连续电加热工艺是由空心油杆内加热电缆或油杆旁边的加热电缆沿井筒轴线方向连续提供热量，故泵挂深度以下井段和油杆段均可按照自定义轴向间距ΔZ均匀划分网格，如图2（a）所示。电磁短节加热工艺是由电缆供电，主要热量由电磁加热短节分散提供，同时，电缆也会发热而成为连续低功率热源，网格划分时除按照轴向步长均匀划分网格外，还需在电磁加热短节处增加相应长度的网格，如图2（b）所示。

图 2 连续电加热与电磁短节加热井筒网格划分

Figure 2. Wellbore meshing of continuous tube electric heating and electromagnetic nipple heating

下载: 全尺寸图片幻灯片

此外，为避免压力计算溢出，采用交错网格方式将温度节点布置在网格控制体中心，压力和速度节点布置在网格控制体上下2个边界处。

2.2 离散格式温度场控制方程

由于能量守恒方程中既有温度项又有焓项，不利于温度场求解，因此应用焓的温压依赖关系对能量守恒方程进行变换，得到用温度表示的能量守恒方程。

真实气体的焓热力学微分关系式为：

$\frac{{{\rm{d}}H}}{{{\rm{d}}Z}} = {c_{\rm{p}}}\frac{{{\rm{d}}T}}{{{\rm{d}}Z}} + {H_{\rm{p}}}\frac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}Z}}$

(11)

式中：c_p为定压比热容，c_p =(dH/dT)_p；H_p为焓变，H_p= (dH/dp)_T；c_p和H_p可应用真实气体状态方程计算。

将式（11）代入式（3），化简可得用温度表示的能量守恒方程：

$\begin{array}{l} - G{c_{\rm{p}}}\dfrac{{{\rm{d}}{T_{\rm{m}}}}}{{{\rm{d}}Z}} + \dfrac{{{T_{\rm{f}}} - {T_{\rm{m}}}}}{{{R_{\rm{f}}}{\rm{d}}Z}} - Gg\cos\;\theta +\\ \quad G\dfrac{{\rm{d}}}{{{\rm{d}}Z}}\left( {\dfrac{{v_{\rm{m}}^2}}{2}} \right) + G{H_{\rm{p}}}\dfrac{{{\rm{d}}p}}{{{\rm{d}}Z}} + q = 0 \end{array}$

(12)

对于节点i而言，已知控制体入口温度T_i+1和对应垂深处地层原始温度T_f,i，则节点i的温度T_i计算公式为：

$\begin{array}{l} \quad\qquad{T_i} = \dfrac{{G{c_{{\rm{pm}}}}{T_{i + 1}} + {T_{{\rm{f}},i}}/{R_{{\rm{f}},i}} - Gg\cos \theta \Delta {z_i}}}{{G{c_{{\rm{pm}}}} + 1/{R_{{\rm{f}},i}}}} + \\ \dfrac{{G\left( {\frac{{v_{{\rm{m}},i + 1/2}^2}}{2}\! -\! \dfrac{{v_{{\rm{m}},i - 1/2}^2}}{2}} \right) \!+\! G{H_{\rm{p}}}({p_{{\rm{m}},i + 1/2}} - {p_{{\rm{m}},i - 1/2}}) + {{\dot q}_{{\rm{m}},i}}\Delta {z_i}}}{{G{c_{{\rm{pm}}}} \!+\! 1/{R_{{\rm{f}},i}}}} \end{array}$

(13)

2.3 电加热温压场耦合计算方法

电加热温压场耦合数值计算基本步骤为：

1）依据井身结构、油管串及电加热工艺进行网格划分；

2）确定网格中心对应的地层原始温度剖面；

3）初始化网格节点温度、压力和产出液密度与热物性；

4）依据地层水静液柱压力设置泵挂处的压力；

5）自下而上采用试算法迭代求解质量守恒方程，判别气液两相流流型，求解动量守恒方程和能量守恒方程，计算每个网格内中心节点温度和下游边界处的压力，直至井口；

6）比较计算的井口压力与设定井口回压，若满足收敛条件，计算结束，输出计算结果；否则，调整泵挂处的压力，重复步骤5）和6）。

3. 应用实例

大港油田X井为生产井，井身结构见表1，泵挂深度为1 300.00 m，油管外径73.0 mm，日产油量5.37 m³，日产气量53.00 m³，日产水量11.40 m³，温度50 ℃时原油黏度911 mPa·s。该井采用连续电加热工艺，加热功率40 kW，加热深度1 300 m，连续电加热7 d后的平均井口温度为59.60 ℃，应用上述井筒温度场计算模型计算的井口温度为61.45 ℃，较实测值略高，但相对误差为3.10%，满足工程精度要求，表明建立的井筒温度场计算模型具有较好的可靠性。

表 1 大港油田X井实钻井身结构

Table 1. Actual casing program of Well X in Dagang Oilfield

套管	外径/mm	井眼直径/mm	套管下深/m	水泥返高/m
表层套管	244.50	311.1	290.00	地面
生产套管	139.70	215.9	1 388.00	865.00

下载: 导出CSV

| 显示表格

3.1 井筒温度场剖面特征

应用建立的电加热井筒温度场数值计算方法，计算了加热功率分别为20，40，60，80和100 kW时的连续电加热和电磁短节加热（电磁短节长度为5 m，分别布置在井深400.00，600.00，800.00，1 000.00和1 200.00 m处）2种加热工艺的温度场剖面特征，分别见图3和图4。

图 3 连续电加热工艺的井筒温度场剖面

Figure 3. Wellbore temperature field profile of continuous electric heating

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 4 电磁短节加热工艺的井筒温度场剖面

Figure 4. Wellbore temperature field profile of electromagnetic nipple heating

下载: 全尺寸图片幻灯片

由图3和图4可以看出，2种电加热工艺的井筒温度场剖面具有以下共同特征：1）随着加热功率增加，温度场剖面逐渐向右偏移，产出液温度升高；2）下部井段温度梯度较高，上部井段温度梯度较低；3）随加热功率增加，产出液温度最高点对应的井深逐渐上移。2种加热工艺的井筒温度场剖面特征的主要差异为：1）连续电加热工艺的井筒温度场剖面平滑连续，而电磁短节加热工艺的井筒温度场剖面呈锯齿形，电磁短节部位产出液温度明显升高，其上部产出液的温度则快速下降；2）连续电加热工艺的井筒温度场剖面均方差小于电磁短节加热工艺（见表2），表明连续电加热工艺的温度场剖面更均匀。

表 2 连续电加热和电磁短节加热工艺的井筒温度场剖面均方差比较

Table 2. Comparison of the mean square errors of wellbore temperature field profiles formed by continuous electric heating and electromagnetic nipple heating processes

加热方法	不同加热功率的井筒温度场剖面均方差
加热方法	20 kW	40 kW	60 kW	80 kW	100 kW
连续电加热	11.63	8.40	5.31	2.97	3.82
电磁短节加热	14.40	10.96	7.40	4.40	4.01

下载: 导出CSV

| 显示表格

3.2 加热效果

连续电加热和电磁短节加热工艺的井口温度和平均温度计算结果如图5所示。

图 5 连续电加热和电磁短节加热工艺的井口温度与平均温度对比

Figure 5. Comparison on the wellhead temperatures and average temperatures of continuous electric heating and electromagnetic nipple heating processes

下载: 全尺寸图片幻灯片

由图5可以看出，连续电加热和电磁短节加热的井口温度和平均温度均随着加热功率增大呈线性升高，连续电加热工艺的井口温度略高于电磁短节加热工艺，而电磁短节加热工艺的平均温度略高于连续电加热工艺。

计算结果表明，电磁短节加热功率为100 kW时，X井多个井深处产出液的温度超过100.00 ℃，最高温度为111.83 ℃，而采用连续电加热工艺时产出液的最高温度为96.68 ℃。可见，连续电加热和电磁短节加热稠油热采过程中，井下产出液的温度会有较大的波动，从而会对油管、井下工具和仪器的安全使用造成不利影响。

4. 结论与建议

1）考虑温度对稠油热物性影响，建立了连续电加热和电磁短节加热工艺的井筒温度场数值计算方法，计算实例表明，模型计算结果与实测值相对误差为3.10%，满足工程设计精度要求。

2）连续电加热和电磁短节加热工艺的井筒温度场剖面均表现出下部井段温度梯度较高、而上部井段温度梯度较低的特征，但连续电加热的温度场剖面平滑连续，电磁短节加热工艺的温度场剖面呈锯齿形，且温度波动较大。

3）加热功率相同条件下，连续电加热工艺的井口温度略高于电磁短节加热工艺，而连续电加热工艺的平均温度低于电磁短节加热工艺。

4）稠油黏温关系对稠油热采井筒温度场预测与作业参数确定影响较大，建议在进行稠油热采温度场分析前进行5个温度点以上的黏度测试，以提高分析精度。

图 1 鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油地层岩性综合柱状图

Figure 1. Comprehensive lithology histogram of shale oil formation in the Chang 7 Member of the Yanchang Formation in the Ordos Basin

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 2 长7段页岩油渗吸试验结果

Figure 2. Imbibition test results of shale oil at the Chang 7 Member

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 3 长7段页岩油典型水平井体积压裂微地震事件3D显示

Figure 3. 3D display of the microseismic events of volumetric fracturing in typical shale oil horizontal wells at the Chang 7 Member

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 4 长7段页岩油水平井关键地质工程参数与产量的相关性

Figure 4. Correlation between the key geo-engineering parameters and production of horizontal shale oil wells at the Chang 7 Member

下载: 全尺寸图片幻灯片

表 1 鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油与国内外典型页岩油特征参数对比

Table 1 Comparison of characteristic parameters of shale oil among the Chang 7 Member of the Yanchang Formation in the Ordos Basin and typical shale oil at home and abroad

特征参数	国内			国外
特征参数	鄂尔多斯延长组长7段	玛湖百口泉组	松辽白垩系	威利斯顿巴肯
沉积环境	湖相	湖相	湖相	浅海相
埋深/m	1 600.00～2 200.00	2 700.00～3 900.00	1 700.00～2 200.00	2 600.00～3 200.00
油层厚度/m	5.00～15.00	10.00～25.00	10.00～30.00	400.00～600.00
孔隙度，%	6～10	3～10	2～15	10～15
渗透率/mD	0.01～0.30	0.30～1.60	0.02～0.50	0.01～1.00
原油黏度/（mPa·s）	1.20～1.70	0.40～4.10	4.00～8.00	0.15～0.45
压力系数	0.77～0.84	1.20～1.60	1.10～1.50	1.35～1.58
脆性指数，%	39～45	50～51	45～52	45～55
天然裂缝	较发育	较发育	较发育	发育

下载: 导出CSV

表 2 长7段页岩油水平井RCQ分级评价标准

Table 2 Evaluation criteria for the RCQ classification of horizontal shale oil wells at the Chang 7 Member

综合品质		储层品质（RCQ）
综合品质		I	II	III
工程品质	A	ϕ_e≥5%，S_o≥70% σ_h≤30 MPa，I_B≥50%	3≤ϕ_e<5%，50%≤S_o<70% σ_h≤30 MPa，I_B≥50%	ϕ_e<3%，S_o<50% σ_h≤30 MPa，I_B≥50%
	B	ϕ_e≥5%，S_o≥70% 30 MPa<σ_h≤34 MPa，40%≤I_B<50%	3%≤ϕ_e<5%，50%≤S_o<70% 30 MPa<σ_h≤34 MPa，40%≤I_B<50%	ϕ_e<3%，S_o<50% 30 MPa<σ_h≤34 MPa，40%≤I_B<50%
	C	ϕ_e≥5%，S_o≥70% σ_h>34 MPa，I_B<40%	3%≤ϕ_e<5%，50%≤S_o<70% σ_h>34 MPa，I_B<40%	ϕ_e<3%，S_o<50% σ_h>34 MPa，I_B<40%
注：ϕ_e为有效孔隙度，%；S_o为含油饱和度，%；σ_h为最小水平主应力，MPa；I_B为脆性指数，%。

下载: 导出CSV

参考文献(20)

[1]	付锁堂,姚泾利,李士祥,等. 鄂尔多斯盆地中生界延长组陆相页岩油富集特征与资源潜力[J]. 石油实验地质,2020,42(5):698–710. doi: 10.11781/sysydz202005698 FU Suotang, YAO Jingli, LI Shixiang, et al. Enrichment characteristics and resource potential of continental shale oil in Mesozoic Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2020, 42(5): 698–710. doi: 10.11781/sysydz202005698
[2]	付金华,李士祥,牛小兵,等. 鄂尔多斯盆地三叠系长7段页岩油地质特征与勘探实践[J]. 石油勘探与开发,2020,47(5):870–883. FU Jinhua, LI Shixiang, NIU Xiaobing, et al. Geological characteristics and exploration of shale oil in Chang 7 Member of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(5): 870–883.
[3]	胡祖彪,张建卿,王清臣,等. 长庆油田华H50-7井超长水平段钻井液技术[J]. 石油钻探技术,2020,48(4):28–36. doi: 10.11911/syztjs.2020050 HU Zubiao, ZHANG Jianqing, WANG Qingchen, et al. Drilling fluid technology for ultra-long horizontal section of Well Hua H50-7 in the Changqing Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(4): 28–36. doi: 10.11911/syztjs.2020050
[4]	慕立俊,赵振峰,李宪文,等. 鄂尔多斯盆地页岩油水平井细切割体积压裂技术[J]. 石油与天然气地质,2019,40(3):626–635. doi: 10.11743/ogg20190317 MU Lijun, ZHAO Zhenfeng, LI Xianwen, et al. Fracturing technology of stimulated reservoir volume with subdivision cutting for shale oil horizontal wells in Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(3): 626–635. doi: 10.11743/ogg20190317
[5]	FU Suotang, YU Jian, ZHANG Kuangsheng, et al. Investigation of multistage hydraulic fracture optimization design methods in horizontal shale oil wells in the Ordos Basin[J]. Geofluids, 2020: 8818903.
[6]	ZHANG Kuangsheng, ZHUANG Xiangqi, TANG Meirong, et al. Integrated optimisation of fracturing design to fully unlock the Chang 7 tight oil production potential in Ordos Basin[R].URTEC-198315-MS,2019.
[7]	ZHANG Kuangsheng, TANG Meirong, DU Xianfei, et al. Application of integrated geology and geomechanics to stimulation optimization workflow to maximize well potential in a tight oil reservoir, Ordos Basin, northern central China[R]. ARMA-2019-2187, 2019.
[8]	柳伟荣,倪华峰,王学枫,等. 长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井技术[J]. 石油钻探技术,2020,48(1):9–14. doi: 10.11911/syztjs.2020029 LIU Weirong, NI Huafeng, WANG Xuefeng, et al. Shale oil horizontal drilling technology with super-long horizontal laterals in the Longdong Region of the Changqing Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(1): 9–14. doi: 10.11911/syztjs.2020029
[9]	付金华,牛小兵,淡卫东,等. 鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩油地质特征及勘探开发进展[J]. 中国石油勘探,2019,24(5):601–614. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2019.05.007 FU Jinhua, NIU Xiaobing, DAN Weidong, et al. The geological characteristics and the progress on exploration and development of shale oil in Chang 7 Member of Mesozoic Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2019, 24(5): 601–614. doi: 10.3969/j.issn.1672-7703.2019.05.007
[10]	闫林,陈福利,王志平,等. 我国页岩油有效开发面临的挑战及关键技术研究[J]. 石油钻探技术,2020,48(3):63–69. doi: 10.11911/syztjs.2020058 YAN Lin, CHEN Fuli, WANG Zhiping, et al. Challenges and technical countermeasures for effective development of shale oil in China[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(3): 63–69. doi: 10.11911/syztjs.2020058
[11]	王敏生,光新军,耿黎东. 页岩油高效开发钻井完井关键技术及发展方向[J]. 石油钻探技术,2019,47(5):1–10. WANG Minsheng, GUANG Xinjun, GENG Lidong. Key drilling/completion technologies and development trends in the efficient development of shale oil[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(5): 1–10.
[12]	李士祥,牛小兵,柳广弟,等. 鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油形成富集机理[J]. 石油与天然气地质,2020,41(4):719–729. doi: 10.11743/ogg20200406 LI Shixiang, NIU Xiaobing, LIU Guangdi, et al. Formation and accumulation mechanism of shale oil in the 7th member of Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2020, 41(4): 719–729. doi: 10.11743/ogg20200406
[13]	许琳,常秋生,杨成克,等. 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层特征及含油性[J]. 石油与天然气地质,2019,40(3):535–549. doi: 10.11743/ogg20190309 XU Lin, CHANG Qiusheng, YANG Chengke, et al. Characteristics and oil-bearing capability of shale oil reservoir in the Permian Lucaogou Formation, Jimusaer sag[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(3): 535–549. doi: 10.11743/ogg20190309
[14]	WANG Guijuan, ZHAO Zhenfeng, LI Kai, et al. Spontaneous imbibition laws and the optimal formulation of fracturing fluid during hydraulic fracturing in Ordos Basin[J]. Procedia Engineering, 2015, 126: 549–553. doi: 10.1016/j.proeng.2015.11.303
[15]	FAKCHAROENPHOL P, KURTOGLU B, KAZEMI H, et al. The effect of osmotic pressure on improve oil recovery from fractured shale formations[R]. SPE 168998, 2014.
[16]	ZHAO Zhenfeng, TANG Meirong, WANG Guangtao, et al. Assessing the influence of natural fractures on the productivity of stimulated wells[J]. International Journal of Simulation: Systems, Science & Technology, 2016, 17(46): 44.1–44.6.
[17]	王晓东,赵振峰,李向平,等. 鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验[J]. 石油钻采工艺,2012,34(5):80–83. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.05.021 WANG Xiaodong, ZHAO Zhenfeng, LI Xiangping, et al. Mixing water fracturing technology for tight oil reservoir in Ordos Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34(5): 80–83. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.05.021
[18]	赵振峰,王文雄,邹雨时,等. 致密砂岩油藏体积压裂裂缝扩展数值模拟研究[J]. 新疆石油地质,2014,35(4):447–451. ZHAO Zhenfeng, WANG Wenxiong, ZOU Yushi, et al. Numerical simulation research of fracture propagation in tight sand reservoir by volume fracturing process[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2014, 35(4): 447–451.
[19]	赵振峰,白晓虎,陈强,等. 基于模糊集合理论的体积压裂水平井产量预测方法[J]. 石油钻采工艺,2019,41(4):521–528. ZHAO Zhenfeng, BAI Xiaohu, CHEN Qiang, et al. Production prediction method of volume fracturing horizontal wells based on fuzzy set theory[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(4): 521–528.
[20]	ZHANG Kuangsheng, ZHAO Zhenfeng, TANG Meirong, et al. A new type of experimentally proposed in situ heat/gas clean foam fracturing fluid system[J]. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2020, 10: 3419–3436. doi: 10.1007/s13202-020-00983-5

施引文献(7)

期刊类型引用(7)

1.	何斌斌，柳华杰，郑若臣，步玉环，殷慧，霍美桦，张军义，马小龙. 盐岩地层矿物离子对水泥浆性能的影响规律. 中国石油大学学报(自然科学版). 2024(06): 85-94 . 百度学术
2.	周军，胡承强，彭井宏，梁光川，黄薪宇，马俊杰，王涛. 基于腔体稳定性的盐岩储气库注采方案优化研究. 断块油气田. 2023(01): 161-167 . 百度学术
3.	霍宏博，刘东东，陶林，王德英，宋闯，何世明. 基于CO_2提高采收率的海上CCUS完整性挑战与对策. 石油钻探技术. 2023(02): 74-80 . 本站查看
4.	王涛，申峰，展转盈，窦倩，郭庆. 页岩气小井眼水平井纳米增韧水泥浆固井技术. 石油钻探技术. 2023(03): 51-57 . 本站查看
5.	孙晓峰，陶亮，朱志勇，于福锐，孙铭浩，赵元喆，曲晶瑀. 页岩储层水平扩径井段固井顶替效率数值模拟研究. 特种油气藏. 2023(04): 139-145 . 百度学术
6.	赵新学，陈鹏，王木乐，郭伟成，马文涛，王世红，郭永胜. 普光气田套管补贴用抗硫膨胀管及其性能测试. 断块油气田. 2023(06): 1034-1039 . 百度学术
7.	俞天喜，王雷，陈蓓蓓，孙锡泽，李圣祥，朱振龙. 基于盐溶和蠕变作用的含盐储层裂缝导流能力变化规律研究与应用. 特种油气藏. 2023(06): 157-164 . 百度学术

其他类型引用(0)

资源附件(0)

图(4) / 表(2)

计量

文章访问数: 594
HTML全文浏览量: 342
PDF下载量: 199
被引次数: 7

1. 数学模型的建立
1.1 基本假设
1.2 控制方程
1.2.1 质量守恒方程
1.2.2 动量守恒方程
1.2.3 能量守恒方程
1.2.4 辅助方程
1.3 总热阻计算
2. 井筒温度场数值计算方法
2.1 网格划分
2.2 离散格式温度场控制方程
2.3 电加热温压场耦合计算方法
3. 应用实例
3.1 井筒温度场剖面特征
3.2 加热效果
4. 结论与建议

1. 数学模型的建立
1.1 基本假设
1.2 控制方程
1.2.1 质量守恒方程
1.2.2 动量守恒方程
1.2.3 能量守恒方程
1.2.4 辅助方程
1.3 总热阻计算
2. 井筒温度场数值计算方法
2.1 网格划分
2.2 离散格式温度场控制方程
2.3 电加热温压场耦合计算方法
3. 应用实例
3.1 井筒温度场剖面特征
3.2 加热效果
4. 结论与建议

参考文献(20)

施引文献(7)

资源附件(0)

鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议

计量

出版历程