致密砂岩气井体积压裂机理研究及优化设计

发布时间：2018-08-14 11:46

【摘要】：我国致密气分布广泛,资源潜力巨大,但由于大部分致密气藏储层物性差,发育有层状砂体,厚度较小,一般均发育天然裂缝,因此,常规水压力压裂等措施形成的简单裂缝对致密气藏储层的整体改造能力有限,单井产量低下,无法做到更好的效益开采,所以必须引入更加有效的压裂措施。为此,本文开展了致密砂岩气井体积压裂的缝网形成机理与应用研究,旨在为致密砂岩气藏的体积压裂开发提供理论依据与技术支持。首先开展了致密砂岩储层的地质特征和形成原理研究,并对储层滑脱效应、应力敏感性以及渗流特点进行了分析。建立了致密砂岩储层裂缝起裂模型和裂缝延伸判别模型,通过对裂缝网络形成条件进行研究,将体积压裂的造缝过程简化为三个阶段,分析了每个阶段的岩体应力变化及裂缝的延伸进情况,确定了影响体积压裂改造体积的主要影响因素。采用数值模拟手段,分析了裂缝间距、射孔参数、前置液百分比、平均砂比和排量等因素对致密砂岩体积压裂裂缝尺寸及改造体积的影响,研究结果表明:随着簇数的增加,裂缝改造体积逐渐增大;随着裂缝间距的增加,裂缝改造体积逐渐减小;裂缝簇间距和缝高的比值大于1.5时,裂缝间相互干扰较小,低于此比例时,簇间距越小,裂缝间产生的干扰就越严重;随着前置液百分比和排量的增加,裂缝长度逐渐增加,但增加幅度逐渐减小;随着平均砂比的增加,裂缝缝长及缝网体积呈现先增大后降低的趋势。本文分析了影响致密砂岩储层压裂改造体积的各种因素,为致密砂岩储层的体积压裂设计提供了新思路。
[Abstract]:Dense gas is widely distributed in China and has great potential of resources. However, due to the poor physical properties of most tight gas reservoirs and the development of layered sand bodies with relatively small thickness, natural fractures are generally developed in most of the tight gas reservoirs. The simple fracture formed by conventional water pressure fracturing has limited ability to reconstruct the tight gas reservoir as a whole, and the single well production is low, so it is necessary to introduce more effective fracturing measures. Therefore, in this paper, the formation mechanism and application of fracture network of bulk fracturing in tight sandstone gas wells are studied in order to provide theoretical basis and technical support for volume fracturing development of tight sandstone gas reservoirs. Firstly, the geological characteristics and formation principle of tight sandstone reservoir are studied, and the characteristics of reservoir slippage, stress sensitivity and percolation are analyzed. The fracture initiation model and fracture extension discrimination model of tight sandstone reservoir are established. The fracture forming process of volume fracturing is simplified into three stages by studying the formation conditions of fracture network. The variation of rock mass stress and the extension of fracture in each stage are analyzed, and the main factors affecting the volume of fracturing are determined. By means of numerical simulation, the effects of fracture spacing, perforation parameters, percentage of pre-fluid, average sand ratio and displacement on fracture size and revamping volume of compact sandstone are analyzed. The results show that: with the increase of cluster number, With the increase of crack spacing, the volume of fracture reconstruction gradually decreases; when the ratio of fracture cluster spacing and fracture height is greater than 1.5, the mutual interference between fractures is smaller, and the smaller the cluster spacing is when the ratio of fracture spacing to fracture height is greater than 1.5. The more serious the interference between the fractures is, the longer the fracture length increases with the increase of the percentage and discharge of the precursor fluid, but the increase is gradually reduced, and with the increase of the average sand ratio, The crack length and the volume of fracture net increase first and then decrease. In this paper, various factors affecting fracturing volume of tight sandstone reservoir are analyzed, which provides a new idea for volume fracturing design of tight sandstone reservoir.
【学位授予单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2016
【分类号】：TE357

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本文编号：2182761