页岩气藏体积压裂产能影响因素研究

发布时间：2018-11-22 17:16

【摘要】：体积压裂是目前有效开发页岩气藏常用的压裂技术,体积压裂在地层中形成复杂的裂缝网络,同时沟通储层中的微裂缝,为天然气提供高效的流动通道。要通过体积压裂水平井实现页岩气藏的高效开发,一方面需要充分认识页岩气在储层中的渗流机理；另一方面对于体积压裂在地层中形成的复杂裂缝网络要能够准确描述。解决以上两个问题是实现体积压裂页岩气藏产能影响因素分析这一目标的必要基础。本文在认识分析页岩气的储集和运移产出机理基础上建立了考虑滑脱、扩散和吸附解吸的体积压裂页岩气藏水平井渗流微分方程；应用商业数值模拟软件Eclipse模拟了体积压裂后地层中形成的复杂裂缝网络,在此基础上进行了页岩气藏水平井的单井生产动态模拟,就气藏自身参数和体积压裂参数对气井产能的影响进行了敏感性分析,通过正交实验分析法确定了气井产能影响因素的主次顺序。通过以上研究工作,本文主要取得了如下研究成果：(1)通过调研分析了页岩气在页岩中的储集状态和运移产出机理,建立了综合考虑滑脱和扩散的视渗透率模型,并分析了视渗透率系数与压力的关系。(2)建立了页岩气藏体积压裂水平井三线性流模型,对模型进行求解并通过数值反演绘制了封闭页岩气藏产量变化的典型曲线,划分流动阶段,讨论了视渗透率系数、吸附指数、窜流系数、储集系数、主压裂缝导流能力、主压裂缝半长等因素对产量的影响。(3)利用数值模拟软件Eclipse建立了页岩气体积压裂水平井模型,在模型中通过控制网格尺寸模拟了体积压裂后地层中的复杂裂缝网络。通过模拟得到滑脱效应有利于页岩气井中后期产量的提高；岩石压缩系数、Langmuir压力和Langmuir体积对产量的敏感性弱；气体扩散系数、窜流系数和吸附气含量敏感性中等；天然裂缝渗透率、压裂缝网导流能力、改造体积敏感性很强。(4)改造体积是影响体积压裂页岩气藏产能的最主要因素,在实际页岩气藏开发中,应尽可能增大改造体积,以提高页岩气藏的采收率。
[Abstract]:Volume fracturing is a commonly used fracturing technique to effectively develop shale gas reservoirs. Volume fracturing forms a complex fracture network in the formation and communicates the micro-fractures in the reservoir to provide an efficient flow channel for natural gas. In order to realize the high efficiency development of shale gas reservoir through volume fracturing horizontal well, it is necessary to fully understand the percolation mechanism of shale gas in the reservoir on the one hand, and to accurately describe the complex fracture network formed by volume fracturing in the formation on the other hand. Solving the above two problems is the necessary foundation to realize the objective of productivity analysis of volume fracturing shale gas reservoir. On the basis of understanding and analyzing the mechanism of shale gas accumulation and migration, the differential equation of horizontal well percolation in volume fracturing shale gas reservoir considering slippage, diffusion and adsorption desorption is established in this paper. The commercial numerical simulation software Eclipse is used to simulate the complex fracture network formed in the formation after volume fracturing, and on this basis, the single well production performance of the horizontal well in shale gas reservoir is simulated. The sensitivity analysis of gas reservoir's own parameters and volume fracturing parameters on gas well productivity is carried out, and the primary and secondary order of influencing factors of gas well productivity is determined by orthogonal experimental analysis. Through the above research work, this paper mainly obtained the following research results: (1) through investigation and analysis of shale gas in shale reservoir state and migration and production mechanism, a comprehensive consideration of slip and diffusion apparent permeability model, The relationship between apparent permeability coefficient and pressure is analyzed. (2) the trilinear flow model of volume fracturing horizontal well in shale gas reservoir is established. The model is solved and the typical curve of output change of closed shale gas reservoir is drawn by numerical inversion. The apparent permeability coefficient, adsorption index, channeling coefficient, reservoir coefficient and main pressure fracture conductivity are discussed. (3) using the numerical simulation software Eclipse, the model of shale gas backlog fracture horizontal well is established, and the complex fracture network in the formation after volume fracturing is simulated by controlling the mesh size in the model. The results show that the slippage effect is beneficial to the increase of shale gas production in the middle and late stage, the rock compression coefficient, Langmuir pressure and Langmuir volume are not sensitive to the production, the gas diffusion coefficient, the channeling coefficient and the adsorption gas content are moderately sensitive. The permeability of natural fracture, the conductivity of pressure fracture network and the sensitivity of revamping volume are very strong. (4) revamping volume is the most important factor affecting the productivity of volume fracturing shale gas reservoir. In the development of actual shale gas reservoir, the reconstructed volume should be increased as much as possible. In order to improve the recovery of shale gas reservoir.
【学位授予单位】：西南石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2016
【分类号】：TE377

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本文编号：2350024