致密砂岩油藏压后关井时间优化模型研究
发布时间：2021-10-07 12:10
水力压裂是提高致密油藏产量的有效技术。致密油藏开采分为压裂液注入阶段、关井阶段和生产阶段。在关井阶段,滤失到地层中的压裂液会与小孔道中的原油发生渗吸作用,相互置换出来。大量研究表明,渗吸作用可以明显提高单井的产量,提高整体采收率。然而,很多学者在研究关井阶段时,初始压力往往设置为原始地层压力,这显然是不合理的,因而会导致整体模型的准确性降低。同时,关井时间如何选择也会影响到最终致密油藏的产量和收益。本文针对致密油藏压裂液注入过程和关井过程的体积平衡关系,基于渗流力学理论,与数值模拟计算相结合,围绕致密油藏水平井建立了致密油藏压后关井时间的优化模型。优化模型先通过致密油藏水平井关井模型计算得到关井结束后的压裂液滤失区域,然后建立考虑复合区域的地层模型并进行数值模拟计算,分析不同关井时间下的产量变化,最终对关井时间进行优化。主要研究内容与取得的成果如下:（1）综合考虑压裂过程（压裂液注入量等于压裂液滤失量加上裂缝体积变化量）和关井过程（压裂液滤失量等于裂缝体积变化量）的体积平衡关系,结合二维滤失模型和裂缝体积模型,建立了致密油藏直井压裂关井模型。这一模型充分考虑了压裂施工特点,将压裂模型得...
【文章来源】：中国地质大学(北京)北京市 211工程院校 教育部直属院校
【文章页数】：69 页
【学位级别】：硕士
【部分图文】：
技术路线图
中国地质大学（北京）硕士学位论文19个裂缝网格，如图2-2所示。图2-2地层网格模型（蓝色网格为靠近裂缝的地层网格）图中，蓝色网格表示靠近裂缝的地层网格。在压裂施工的过程中，靠近裂缝的地层网格（蓝色网格）的压力将会等于人工裂缝的压力，并且该层网格也会随着人工裂缝的生长逐渐生长。在每一个小的时间步长计算中，假设裂缝的状态是稳定的（裂缝在该时间步长内不会发生生长），所以在每个压裂施工时间步长内基于注入过程的体积平衡关系，从而使用裂缝体积模型和压裂液二维滤失模型进行计算，最终得到压裂施工结束后的地层压力分布。2.1.4压裂液注入后地层压力分布计算在压裂液注入模型中，流体在储层中流动时，根据压裂液的体积平衡关系方程，注入到地层中的压裂液一部分会滤失进入到人工裂缝的周围区域，另一部分压裂液则会继续保留在裂缝当中。根据此体积平衡关系（压裂液的注入量等于其滤失量加上在此期间的裂缝体积变化量），将压裂液二维滤失模型和裂缝体积模型结合起来，在时间步长下进行迭代计算，就可以计算出每个时间步长后的地层压力分布及裂缝的滤失量。当压裂施工结束时，将最后一个时间步长计算得到的压力分布作为关井阶段的初始压力值。下面将介绍具体的计算流程。裂缝的滤失量是根据二维滤失模型来进行计算，裂缝体积的变化量根据井底
致密油藏直井压裂关井模型研究20压力变化和裂缝体积模型可以计算。图2-31/4油藏初始状态图、在压裂施工过程中，井底裂缝的压力是不断变化的，所以计算压裂液的滤失量时,每个时间段的压差是不断变化的。在时间步长较小的情况下，利用牛顿拉夫森方法进行时间上的迭代计算，先求出先前一个时间段内滤失量和压力变化，再把新的井底压力代入下一个时间段，这样就可以得到压裂液注入后的近井地带压力分布情况。基于以上模型，利用一口井的数据，地层深度为3645m，地层原始压力为32.56MPa，渗透率0.039mD，孔隙度为0.05，压裂施工压力为31MPa，裂缝半长为100m，裂缝高度为8m，压裂液粘度为5mPa·s，压裂液密度为1010kg/m3。首先，建立二维地质模型，图2-3表示为模型的网格图，且图2-3显示的是压裂施工之前的地层压力分布，此时的地层压力分布为原始地层压力。模型的第一行网格为靠近裂缝的地层网格，根据体积平衡关系，进行时间迭代计算，得到压裂过程中，裂缝生长过程中的地层压力分布。当压裂施工结束之后，得到地层的最终压力分布。图中，橘黄色表示考虑启动压力梯度的压力分布，黄色表示不考虑启动压力梯度的压力分布。从图2-4压裂不同阶段的近井地带压力分布可以看到，考虑启动压力梯度与不考虑启动压力梯度下的压力分布差异。a是在压裂较早时间的压力分布，b表示的是裂缝网格不断向前生长，即压裂不断进行过程中的某个阶段的压力分布，c则是注入压裂液最后阶段井底地层压力分布。
【参考文献】：
期刊论文
[1]页岩气储层压后返排特征及意义[J]. 杨海,李军龙,石孝志,朱炬辉,邓才,王丹. 中国石油大学学报(自然科学版). 2019(04)
[2]致密凝析气藏压裂伤害及返排控制技术[J]. 秦华,尹琅,牛会娟,王文利. 天然气技术与经济. 2019(01)
[3]页岩气井返排规律及控制参数优化[J]. 韩慧芬,王良,贺秋云,杨建. 石油钻采工艺. 2018(02)
[4]致密油气储层基质岩心静态渗吸实验及机理[J]. 吴润桐,杨胜来,谢建勇,王敉邦,闫嘉威. 油气地质与采收率. 2017(03)
[5]考虑渗吸和驱替的致密油藏体积改造实验及多尺度模拟[J]. 李帅,丁云宏,孟迪,卢拥军,许江文. 石油钻采工艺. 2016(05)
[6]静态渗吸对致密油开采效果的影响及其应用[J]. 濮御,王秀宇,濮玲. 石油化工高等学校学报. 2016(03)
[7]页岩气储层压裂数值模拟技术研究进展[J]. 金衍,程万,陈勉. 力学与实践. 2016(01)
[8]低渗透砂岩储层渗吸机理研究[J]. 沈巍,贾东林. 辽宁化工. 2015(11)
[9]基于混合方法的二维水力压裂数值模拟[J]. 王理想,唐德泓,李世海,王杰,冯春. 力学学报. 2015(06)
[10]致密油与页岩油内涵、特征、潜力及挑战[J]. 邹才能,朱如凯,白斌,杨智,侯连华,查明,付金华,邵雨,刘可禹,曹宏,袁选俊,陶士振,唐晓明,王岚,李婷婷. 矿物岩石地球化学通报. 2015(01)
硕士论文
[1]L26区块致密油水平井体积压裂后开采方法研究[D]. 梅显旺.东北石油大学 2018
[2]新疆低滲透砂砾岩油藏渗吸机理研究[D]. 程晓倩.中国科学院研究生院(渗流流体力学研究所) 2014
[3]水平井压裂模拟模型及软件研制[D]. 曾凡辉.西南石油大学 2006
[4]裂缝性油藏渗吸开采数值模拟研究[D]. 刘浪.西南石油大学 2006
本文编号：3422017
【文章来源】：中国地质大学(北京)北京市 211工程院校 教育部直属院校
【文章页数】：69 页
【学位级别】：硕士
【部分图文】：
技术路线图
中国地质大学（北京）硕士学位论文19个裂缝网格，如图2-2所示。图2-2地层网格模型（蓝色网格为靠近裂缝的地层网格）图中，蓝色网格表示靠近裂缝的地层网格。在压裂施工的过程中，靠近裂缝的地层网格（蓝色网格）的压力将会等于人工裂缝的压力，并且该层网格也会随着人工裂缝的生长逐渐生长。在每一个小的时间步长计算中，假设裂缝的状态是稳定的（裂缝在该时间步长内不会发生生长），所以在每个压裂施工时间步长内基于注入过程的体积平衡关系，从而使用裂缝体积模型和压裂液二维滤失模型进行计算，最终得到压裂施工结束后的地层压力分布。2.1.4压裂液注入后地层压力分布计算在压裂液注入模型中，流体在储层中流动时，根据压裂液的体积平衡关系方程，注入到地层中的压裂液一部分会滤失进入到人工裂缝的周围区域，另一部分压裂液则会继续保留在裂缝当中。根据此体积平衡关系（压裂液的注入量等于其滤失量加上在此期间的裂缝体积变化量），将压裂液二维滤失模型和裂缝体积模型结合起来，在时间步长下进行迭代计算，就可以计算出每个时间步长后的地层压力分布及裂缝的滤失量。当压裂施工结束时，将最后一个时间步长计算得到的压力分布作为关井阶段的初始压力值。下面将介绍具体的计算流程。裂缝的滤失量是根据二维滤失模型来进行计算，裂缝体积的变化量根据井底
致密油藏直井压裂关井模型研究20压力变化和裂缝体积模型可以计算。图2-31/4油藏初始状态图、在压裂施工过程中，井底裂缝的压力是不断变化的，所以计算压裂液的滤失量时,每个时间段的压差是不断变化的。在时间步长较小的情况下，利用牛顿拉夫森方法进行时间上的迭代计算，先求出先前一个时间段内滤失量和压力变化，再把新的井底压力代入下一个时间段，这样就可以得到压裂液注入后的近井地带压力分布情况。基于以上模型，利用一口井的数据，地层深度为3645m，地层原始压力为32.56MPa，渗透率0.039mD，孔隙度为0.05，压裂施工压力为31MPa，裂缝半长为100m，裂缝高度为8m，压裂液粘度为5mPa·s，压裂液密度为1010kg/m3。首先，建立二维地质模型，图2-3表示为模型的网格图，且图2-3显示的是压裂施工之前的地层压力分布，此时的地层压力分布为原始地层压力。模型的第一行网格为靠近裂缝的地层网格，根据体积平衡关系，进行时间迭代计算，得到压裂过程中，裂缝生长过程中的地层压力分布。当压裂施工结束之后，得到地层的最终压力分布。图中，橘黄色表示考虑启动压力梯度的压力分布，黄色表示不考虑启动压力梯度的压力分布。从图2-4压裂不同阶段的近井地带压力分布可以看到，考虑启动压力梯度与不考虑启动压力梯度下的压力分布差异。a是在压裂较早时间的压力分布，b表示的是裂缝网格不断向前生长，即压裂不断进行过程中的某个阶段的压力分布，c则是注入压裂液最后阶段井底地层压力分布。
【参考文献】：
期刊论文
[1]页岩气储层压后返排特征及意义[J]. 杨海,李军龙,石孝志,朱炬辉,邓才,王丹. 中国石油大学学报(自然科学版). 2019(04)
[2]致密凝析气藏压裂伤害及返排控制技术[J]. 秦华,尹琅,牛会娟,王文利. 天然气技术与经济. 2019(01)
[3]页岩气井返排规律及控制参数优化[J]. 韩慧芬,王良,贺秋云,杨建. 石油钻采工艺. 2018(02)
[4]致密油气储层基质岩心静态渗吸实验及机理[J]. 吴润桐,杨胜来,谢建勇,王敉邦,闫嘉威. 油气地质与采收率. 2017(03)
[5]考虑渗吸和驱替的致密油藏体积改造实验及多尺度模拟[J]. 李帅,丁云宏,孟迪,卢拥军,许江文. 石油钻采工艺. 2016(05)
[6]静态渗吸对致密油开采效果的影响及其应用[J]. 濮御,王秀宇,濮玲. 石油化工高等学校学报. 2016(03)
[7]页岩气储层压裂数值模拟技术研究进展[J]. 金衍,程万,陈勉. 力学与实践. 2016(01)
[8]低渗透砂岩储层渗吸机理研究[J]. 沈巍,贾东林. 辽宁化工. 2015(11)
[9]基于混合方法的二维水力压裂数值模拟[J]. 王理想,唐德泓,李世海,王杰,冯春. 力学学报. 2015(06)
[10]致密油与页岩油内涵、特征、潜力及挑战[J]. 邹才能,朱如凯,白斌,杨智,侯连华,查明,付金华,邵雨,刘可禹,曹宏,袁选俊,陶士振,唐晓明,王岚,李婷婷. 矿物岩石地球化学通报. 2015(01)
硕士论文
[1]L26区块致密油水平井体积压裂后开采方法研究[D]. 梅显旺.东北石油大学 2018
[2]新疆低滲透砂砾岩油藏渗吸机理研究[D]. 程晓倩.中国科学院研究生院(渗流流体力学研究所) 2014
[3]水平井压裂模拟模型及软件研制[D]. 曾凡辉.西南石油大学 2006
[4]裂缝性油藏渗吸开采数值模拟研究[D]. 刘浪.西南石油大学 2006
本文编号：3422017
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