缝洞型碳酸盐岩近井筒裂缝转向模拟研究
发布时间：2022-01-20 06:55
缝洞型碳酸盐岩油气储层在非主应力方向上存在许多储集体,水力压裂开采技术产生的压裂缝传统的扩展模式为对称双翼扩展线性裂缝,此方式很难沟通大量存在于非最大主应力方向上的储集体。定向射孔并控制水力裂缝扩展路径是解决此问题的关键。通过定向射孔压裂起裂模型判断水力裂缝起裂,最大周向应力准则作为判断裂缝转向扩展的依据,结合顺北某油气田实测参数,利用Abaqus扩展有限元法对射孔方位角、水平地应力差、射孔深度、压裂液排量等影响水力裂缝近井筒转向扩展的因素进行数值模拟。结果表明:射孔方位角、水平地应力差是水力裂缝转向扩展的主要控制因素;射孔深度的影响受水平地应力差的控制;压裂液排量的大小对于水力裂缝转向扩展几乎没有影响。
【文章来源】：科学技术与工程. 2020,20(27)北大核心
【文章页数】：7 页
【部分图文】：
定向射孔模型及孔眼壁面应力分布
如图2所示,为顺北某油气田区块碳酸盐岩油藏分布示意图。由图2可知,缝洞型碳酸盐岩油藏储层存在很多孔洞和天然大裂缝,储存着大量的油气资源。目前现场压裂施工的主要手段就是利用竖井沿水平最大主应力方向进行定向压裂,尽可能沟通最大主应力方向上的孔洞,进行油气回采。但是针对存在于非最大水平主应力方向上的孔洞储集体如何沟通,目前没有一套切实可行的施工压裂技术。以定向压裂技术为基础,控制水力裂缝的转向扩展轨迹,从而沟通孔洞进行油气回采是目前最好的解决方案。在当下初期探索阶段,结合现场实测数据进行数值模拟是研究各个因素对近井筒水力裂缝转向扩展影响效果最有效的方法。根据顺北油田现场某区块实测参数设置模拟过程中的主要参数,如表1所示。弹性模量为38.54 GPa,泊松比为0.19,最大水平主应力σmax为170 MPa,最小水平主应力σmin为136 MPa,垂向应力σz为190 MPa,地应力差异系数为k为 0.25(k= σ Η -σ h σ h ) ,井筒直径为0.2 m。
由图3所示,模拟在不同射孔方位角条件下,水力裂缝扩展轨迹受水平地应力差变化的影响。射孔深度L=1 m,排量5 m3/min固定。通过模拟结果可知,在不同射孔方位角条件下,不同的水平地应力差大小对于压裂缝转向半径的影响程度不同。在低射孔方位角下(θ≤30°),随着水平地应力差值的增加,近井筒转向半径在1～1.5 m之间小幅变化,水力裂缝的转向半径没有发生明显的变化。在中高射孔方位角下(θ≥45°),如θ=60°时,降低水平主应力差,转向半径从1.7 m增加至7.9 m,变化幅度陡增。从而可得在中高射孔方位角条件下降低水平主应力差值能有效地增加压裂缝转向半径,对提高定向射孔压裂缝沟通储集体的能力具有很好的指导作用。如图4所示,模拟在不同水平地应力差条件下,水力裂缝扩展轨迹受射孔深度变化的影响。射孔方位角60°,排量5 m3/min固定。由模拟结果可知,在不同的水平地应力差下,高射孔深度都可以获得较大的转向半径,且随着射孔深度的减小,裂缝扩展的转向半径也随之减小。在高水平地应力差下,增加射孔深度对于压裂缝转向半径的增大影响不明显,转向半径在1.5～3.4 m变化。在低水平地应力差下,增加射孔深度值能有效增加压裂缝转向半径,由7 m增加到13 m,是提高定向射孔压裂沟通储集体能力的有效方法。
【参考文献】：
期刊论文
[1]水力压裂近井裂缝转向延伸轨迹模拟[J]. 胡阳明,毕曼,陈宝春,马占国,张平. 大庆石油地质与开发. 2019(02)
[2]裂缝性地层中水平井压裂裂缝起裂新模型[J]. 陈曦宇,李勇明,赵金洲. 科学技术与工程. 2013(32)
[3]顺北地区奥陶系碳酸盐岩储层发育特征[J]. 闫娥,张艳红,黄英. 内江科技. 2013(05)
[4]不同构造地层水平井压裂起裂规律研究[J]. 赵立强,邢杨义,刘平礼,邢杨梅,龚云蕾. 石油天然气学报. 2013(05)
[5]裂缝性储层水平井压裂过程中起裂条件研究[J]. 邢杨义,赵立强,刘平礼,龚云蕾,邢杨梅. 石油天然气学报. 2013(05)
[6]定向射孔水力压裂起裂压力的预测模型[J]. 朱海燕,邓金根,刘书杰,闫伟,陈峥嵘,文敏,彭成勇. 石油学报. 2013(03)
[7]裂缝性储层射孔井水力裂缝张性起裂特征分析[J]. 任岚,赵金洲,胡永全,王磊. 中南大学学报(自然科学版). 2013(02)
[8]裂缝性地层射孔井破裂压力计算模型[J]. 赵金洲,任岚,胡永全,王磊. 石油学报. 2012(05)
[9]水力压裂横向多裂缝延伸模型[J]. 罗天雨,赵金洲,王嘉淮,郭建春. 天然气工业. 2007(10)
[10]天然裂缝地层斜井水力裂缝起裂压力模型研究[J]. 金衍,陈勉,张旭东. 石油学报. 2006(05)
硕士论文
[1]岩石定向起裂水压裂缝的转向扩展模型研究[D]. 张佳兴.中国矿业大学 2017
本文编号：3598372
【文章来源】：科学技术与工程. 2020,20(27)北大核心
【文章页数】：7 页
【部分图文】：
定向射孔模型及孔眼壁面应力分布
如图2所示,为顺北某油气田区块碳酸盐岩油藏分布示意图。由图2可知,缝洞型碳酸盐岩油藏储层存在很多孔洞和天然大裂缝,储存着大量的油气资源。目前现场压裂施工的主要手段就是利用竖井沿水平最大主应力方向进行定向压裂,尽可能沟通最大主应力方向上的孔洞,进行油气回采。但是针对存在于非最大水平主应力方向上的孔洞储集体如何沟通,目前没有一套切实可行的施工压裂技术。以定向压裂技术为基础,控制水力裂缝的转向扩展轨迹,从而沟通孔洞进行油气回采是目前最好的解决方案。在当下初期探索阶段,结合现场实测数据进行数值模拟是研究各个因素对近井筒水力裂缝转向扩展影响效果最有效的方法。根据顺北油田现场某区块实测参数设置模拟过程中的主要参数,如表1所示。弹性模量为38.54 GPa,泊松比为0.19,最大水平主应力σmax为170 MPa,最小水平主应力σmin为136 MPa,垂向应力σz为190 MPa,地应力差异系数为k为 0.25(k= σ Η -σ h σ h ) ,井筒直径为0.2 m。
由图3所示,模拟在不同射孔方位角条件下,水力裂缝扩展轨迹受水平地应力差变化的影响。射孔深度L=1 m,排量5 m3/min固定。通过模拟结果可知,在不同射孔方位角条件下,不同的水平地应力差大小对于压裂缝转向半径的影响程度不同。在低射孔方位角下(θ≤30°),随着水平地应力差值的增加,近井筒转向半径在1～1.5 m之间小幅变化,水力裂缝的转向半径没有发生明显的变化。在中高射孔方位角下(θ≥45°),如θ=60°时,降低水平主应力差,转向半径从1.7 m增加至7.9 m,变化幅度陡增。从而可得在中高射孔方位角条件下降低水平主应力差值能有效地增加压裂缝转向半径,对提高定向射孔压裂缝沟通储集体的能力具有很好的指导作用。如图4所示,模拟在不同水平地应力差条件下,水力裂缝扩展轨迹受射孔深度变化的影响。射孔方位角60°,排量5 m3/min固定。由模拟结果可知,在不同的水平地应力差下,高射孔深度都可以获得较大的转向半径,且随着射孔深度的减小,裂缝扩展的转向半径也随之减小。在高水平地应力差下,增加射孔深度对于压裂缝转向半径的增大影响不明显,转向半径在1.5～3.4 m变化。在低水平地应力差下,增加射孔深度值能有效增加压裂缝转向半径,由7 m增加到13 m,是提高定向射孔压裂沟通储集体能力的有效方法。
【参考文献】：
期刊论文
[1]水力压裂近井裂缝转向延伸轨迹模拟[J]. 胡阳明,毕曼,陈宝春,马占国,张平. 大庆石油地质与开发. 2019(02)
[2]裂缝性地层中水平井压裂裂缝起裂新模型[J]. 陈曦宇,李勇明,赵金洲. 科学技术与工程. 2013(32)
[3]顺北地区奥陶系碳酸盐岩储层发育特征[J]. 闫娥,张艳红,黄英. 内江科技. 2013(05)
[4]不同构造地层水平井压裂起裂规律研究[J]. 赵立强,邢杨义,刘平礼,邢杨梅,龚云蕾. 石油天然气学报. 2013(05)
[5]裂缝性储层水平井压裂过程中起裂条件研究[J]. 邢杨义,赵立强,刘平礼,龚云蕾,邢杨梅. 石油天然气学报. 2013(05)
[6]定向射孔水力压裂起裂压力的预测模型[J]. 朱海燕,邓金根,刘书杰,闫伟,陈峥嵘,文敏,彭成勇. 石油学报. 2013(03)
[7]裂缝性储层射孔井水力裂缝张性起裂特征分析[J]. 任岚,赵金洲,胡永全,王磊. 中南大学学报(自然科学版). 2013(02)
[8]裂缝性地层射孔井破裂压力计算模型[J]. 赵金洲,任岚,胡永全,王磊. 石油学报. 2012(05)
[9]水力压裂横向多裂缝延伸模型[J]. 罗天雨,赵金洲,王嘉淮,郭建春. 天然气工业. 2007(10)
[10]天然裂缝地层斜井水力裂缝起裂压力模型研究[J]. 金衍,陈勉,张旭东. 石油学报. 2006(05)
硕士论文
[1]岩石定向起裂水压裂缝的转向扩展模型研究[D]. 张佳兴.中国矿业大学 2017
本文编号：3598372
本文链接：https://www.wllwen.com/kejilunwen/shiyounenyuanlunwen/3598372.html
