文摘

重复压裂是一个令人鼓舞的方式提升气体流量和最终气体恢复从页岩气井。一个数值模型,考虑到刺激储集层体积和多尺度气体运输、应用于模拟从长垣页岩气井天然气生产。模型验证与现场数据从四川盆地的页岩气储层。两个应用场景:裂缝通过现有射孔集群和重复压裂新穿孔区,包括在仿真工作。三年之后生产确定最优时间裂缝储层压力的演化分析的基础上,有效应力、裂缝渗透率、和天然气复苏。水力裂缝传导性的作用和水力裂缝半身像在天然气生产不同的裂缝情况下探索。泵参数在四川盆地的应用工作结合灵敏度分析,讨论和注入参数优化提出了建议。

1。介绍

页岩井的天然气流量大幅下降后第一年初始液压刺激,和大量的气体仍然是页岩储层(1]。一些井可能不能实现经济的气体流量时最初的刺激是不够的:治疗规模小,支撑剂浓度低,可怜的支撑剂分布,可怜的压裂液选择、穿孔不足,完成和操作问题(2- - - - - -7]。重复压裂是一个令人鼓舞的方式提升页岩储层天然气生产和最终气体恢复通过扩大裂缝几何、创造新的骨折,提高支付保险,自然骨折卷土重来,支撑剂电导率增加,和恢复骨折电导率(8- - - - - -11]。钻井和完成加密井相比,重复压裂是一种经济替代促进生产力当选择合适的候选人12- - - - - -16]。重复压裂过程被开发和应用于巴内特,斯威尔,肯,费耶特维尔,鹰福特,伍德福德页岩水库近年来(6,15]。

气流从一个超低渗透率页岩储层通过复杂的裂缝网络,压力,压力场变化必须建模,这样引发刺激设计和完成战略可以正确评估。很难预测天然气生产和碳氢化合物改善复苏后应用治疗。几个以前作品开发流体流动数值模拟方法模型,复杂的裂缝网络,最初的重复压裂液压骨折治疗。Tavassoli等人进行敏感性研究的影响水力裂缝参数对不同储层和裂缝性能基于双重渗透率模型(11]。Rodvelt等人使用一种分析生产模拟预测生产率指数和欧元的马塞勒斯页岩井(8]。哈达德等人使用商业软件模拟长垣页岩储层的天然气生产(16]。城市等人使用一个双重渗透率模拟器,考虑自由气体在矩阵和骨折和吸附气体模拟裂缝的Eagle Ford页岩(17]。黄等人用有限元方法计算的性能在不同应用设计(18]。然而,这些模型还没有适用于描述复杂气体流传输机制在页岩气储层由于不同的吸附行为和流动机制在干酪根的口袋和无机固体培养基。

本文数值模型,考虑到刺激水库容量和多尺度气体运输,应用于模拟从长垣页岩气井天然气生产。模型验证与现场数据的长垣页岩水平井在四川盆地,中国的西南部。有效的进化压力,储层压力、裂缝渗透率、复苏和天然气分析来确定裂缝的最佳时间。两个应用场景:裂缝通过现有射孔集群和重复压裂新穿孔区,包括在仿真工作。水力裂缝传导性的作用和水力裂缝半身像在天然气生产不同的裂缝情况下探索。此外,讨论了应用工作的泵参数结合灵敏度分析。

2。控制方程

页岩储层是triple-continuum形成由有机物、无机矩阵,和自然骨折(19]。在生产过程中,气体释放的机制:干酪根system-inorganic矩阵system-fracture系统(20.]。有效应力增加,储层压力耗尽,,反过来,页岩储层的孔隙度和渗透率变化由于岩石变形矩阵。应力敏感性将进一步减少刺激地区断裂系统的流量(21),这是一个关键因素引发刺激的生产预测和优化设计。现有的复杂裂缝网络适当的特征在这个数值模型;此外,固体变形效应和复杂的气体流动行为考虑在内。唱等人提出模型假设(22]。

2.1。断裂变形多孔页岩

2.1.1。本构方程

考虑到干酪根矩阵、无机基质和断裂的固体系统线性弹性的媒体,支离破碎的本构方程多孔页岩一般可以表示为

2.1.2。初始和边界条件

假设原始地质下的并不是不安状态,因此,页岩的位移为零,可以作为初始条件

可以作为边界条件

2.2。Stress-Dependent孔隙度和渗透率

triple-continuum形成的有效压力可以表示为23]

Stress-dependent相关性用于考虑孔隙度和渗透率降低。基于实验和数值模拟的结果(24),幂律相关性用来计算这些stress-dependent属性如下:

2.3。气体流量

2.3.1。干酪根系统的连续性方程

干酪根系统的传输机制包括粘性流、克努森扩散、表面扩散。无论在干酪根气体的空间传播,干酪根的连续性方程系统可以存在 在哪里是吸附气体体积单位体积干酪根和定义为 在哪里是明显的干酪根渗透率和定义为 在哪里克努森扩散系数的干酪根系统和定义为

2.3.2。无机基质系统的连续性方程

免费的无机气体运输转移包括两届。一方面,干酪根的吸附气体扩散系统无机矩阵系统。另一方面,无机矩阵系统供应天然气的断裂系统。考虑滑脱效应、克努森扩散和粘性流,无机气体连续性方程的矩阵系统可以表示为 在哪里明显的无机基质渗透率和定义为 在哪里滑脱因子和定义为 在哪里是无机的克努森扩散系数矩阵系统可以被定义为 在哪里是无机矩阵之间的转移词系统和骨折。它可以提供基于Warren-Root转移模型: 在哪里是pseudosteady状态形状因子,它可以被定义为(25]

2.3.3。连续性方程的断裂系统

断裂系统的孔隙直径等于毫米尺度,克努森扩散在断裂系统特别是小,和只考虑粘性流。因此,根据质量守恒定律,断裂系统的连续性方程可以存在 在哪里断裂系统的产量,可以定义基于Peaceman模型(26]:

2.3.4。初始和边界条件

假设的初始压力干酪根系统,无机矩阵系统,和断裂系统是相同的,那么可以作为初始条件

页岩形成被认为是一个封闭的单位。井底流动压力应用内边界条件:

应用无边界条件: 在哪里代表了生产井和的内部边界代表了外边界。

2.4。仿真过程

有限差分方法用于解决高度非线性数学模型。仿真过程如下:

步骤1。刺激区域和液压骨折网状的非均匀矩形网格系统。

步骤2。干酪根的压力系统,无机系统,分别计算和裂缝系统。

步骤3。步骤2的压力计算是用来计算网格点的体积应变;经过进一步计算平均有效压力、储层参数重新转移到气体流动模型。计算时间的停顿重复压裂。

步骤4。水力裂缝和储层参数更新时间节点的裂缝;模拟的迭代计算结束时将停止时间。

仿真过程细节如图1。

3所示。结果与讨论

3.1。对现场数据模型验证

与多级水力压裂水平井在油藏模型的中心(500×400×50米)。储层与井筒几何参数类似于四川盆地页岩气领域,中国西南,展示在表1。395米的水平井筒与6个阶段,最初的刺激和水平井实现平均每日气体流速为2.5×10⁴米³早期生产阶段。然而,《每日气体流速急剧下降到小于0.5×10⁴米³经过4年的生产;它不能满足关键的液体携带流,也就关了。

应用工作,这是由通用临时插头和转移过程。浮油注入水首先通过套管补偿储层能量。而井底压力(必和必拓)达到瞬时关井压力(ISIP)最初的压裂处理,颗粒下降被注入井下临时块穿孔开放,和更大的支撑剂质量、进度进一步注入。增加压力了砂颗粒下降和阶段表明转移到新的岩石。这个过程重复去年3阶段。改变应力场的主要不确定性导致多少外侧和阶段被刺激27,28]。幸运的是,微震监测数据证明间隔接近脚跟(相当于阶段从原始刺激治疗3到6)术。

应用工作,液压骨折电导率提升从0.1 D 0.4 D∙∙厘米厘米;储层压力和吸附瓦斯含量分布的模拟储层裂缝处理数据中所示2(一个)和2 (b),分别。与引发刺激阶段相比,5和6维护阶段的储层压力更高水平经过10年的生产由于骨折电导损耗,吸收气体的复苏非常低,和大量的吸收气体仍然在页岩储层。

通过重复压裂处理天然气产量增加,如图3。图3(一个)显示的字段数据的气体流速与初始水平井压裂裂缝治疗治疗和生产以恒定压力。这是关在重复压裂前7次,这可能是一个主要因素,导致历史数据匹配错误。一般来说,仿真结果良好的匹配字段数据,验证了数值模型的建模初始压裂和重复压裂页岩的形成。

3.2。参数研究液压骨折

最优重复压裂的作用时间、水力裂缝渗透率、天然气生产和液压骨折半身的探讨在这一节中。两个病例被认为是,如图4。在第一种情况下,应用工作是通过现有的穿孔集群。在第二种情况下,应用通过新的穿孔区执行工作。此外,还讨论了结合泵参数敏感性分析。

3.2.1之上。最优裂缝的时间

寻找最优裂缝是至关重要的时间,最大化的性能应用工作;水力裂缝的流量和累计天然气生产的重要指标。有效应力增加,储层压力耗尽在生产期间,和诱导有效应力增量会导致降低水力裂缝的流量,这是预期的页岩气复苏的主要障碍之一。如图5早期生产阶段,水力裂缝渗透率的比值和生产前(后 )大幅减少,它提出了一种线性经过3年的生产和稳定的下降趋势。天然气生产性能模拟裂缝的第三,第四,第五年,分别。10年累计天然气生产图所示6。如图,裂缝在第四和第五年达到累计天然气产量几乎相同,而裂缝在第三年达到更好的性能,但不明显。然而,有一个最佳时间裂缝,根据研究结果,王et al .,等待太长时间之间的初始裂缝导致减少刺激和治疗效果(29日]。这是由于储层压力继续下降,而裂缝导流能力提供了一个稳定值。因此,裂缝工作的最佳时间是当原骨折的流量趋势是稳定的。的水平在四川盆地页岩气好,最好是生产后进行重复压裂工作3年。

3.2.2。水力裂缝传导性

如数据所示7和8,天然气生产的重复压裂与水力裂缝传导性场景呈现出正相关。数据7(一)和8(一个)说明重复压裂井裂缝通过现有的气体流速穿孔集群(四个阶段)是高于裂缝通过新的穿孔区(3阶段)。然而,裂缝通过新的穿孔区达到更好的天然气产量相比原骨折的重新考虑每个阶段的贡献。在0.4 D∙厘米液压骨折电导率,每个阶段的初始平均气流率通过现有的穿孔区重复压裂是1.57×10⁴米³,而每一个阶段的平均气体流速对裂缝通过新的穿孔集群是1.79×10⁴米³。平均累计天然气生产的每一个阶段通过新的穿孔区重复压裂裂缝通过高于现有射孔集群,如图7 (b)和8 (b)。这是因为该地区排水系统的初始液压骨折保持油层压力较高,导致更高的生产压降。如数据所示9和10重复压裂井裂缝通过现有的穿孔,而执行集群,应用通过新的穿孔集群可以沟通区域如果最初的压裂,扩大储层渗流面积,提高水库的复苏。经济上的成功将不太可能实现只需恢复液压骨折新支撑剂的流量。因此,提高支撑剂浓度和大规模治疗大小应该应用于增加断裂几何学和储层与井筒的应用场景。此外,应用高强度支撑剂有利于液压骨折维持长期导电性由于有效应力的增加29日),如图5。

3.2.3。液压骨折半身的

在裂缝的情况下通过新的穿孔集群、气体流量和累计天然气生产不同的液压骨折半身的数据所示(11日)和11 (b),分别。增加液压骨折半身的增大储层的渗流面积沿纵向方向,促进天然气生产。如图11 (b),累计天然气生产的增加从0.48×10⁸米³0.54×10⁸米³而液压骨折半身的从70增加到110。此外,较高的储层压力下降慢液压骨折半身像,有利于长期生产,如图12和13。然而,在裂缝,断裂不遵循同样的路径的初始裂缝由于应力各向异性的变化;它是不容易获得较长的裂缝14]。

3.2.4。泵参数

应用工作的泵参数应该为扩大裂缝几何设计,提高支付覆盖,恢复裂缝传导性。应该考虑现有的裂缝网络。本文讨论的水平井的抽运速率初始压裂工作是13 ~ 14米³/分钟,由于现有的裂缝网络和更高的压裂液过滤,和泵送率增加到14 ~ 16米³/分钟。此外,每一个阶段的平均体液增加从1960³到2490米³,如图14。

100网,网40/70,30/50网状陶瓷支撑剂用于初始压裂和重复压裂工作;不同大小的部分使用陶瓷支撑剂是如图15和16。首次压裂,只有平均体积为7.5 m³100目支撑剂用于波兰井筒附近的骨折治疗,每个阶段40/70网状支撑剂主要是用来支撑水力裂缝,和平均体积为9.6 m³30/50网状支撑剂是用来实现更高的断裂电导率在井筒附近。这通常是术,提高支撑剂是在井口压力的限制(流泪)。基于微地震监测和泵数据统计,100年的平均体积网格支撑剂是促进了从7.5³25米³狭窄的裂缝开放骨折了。40/70网状支撑剂也是主要的支撑剂用于恢复骨折电导率。

现场生产数据验证的泵参数应用工作通过现有的集群可以有效地恢复骨折导电率,促进气体流量(图3)。通过现有的集群,应用高部分microproppant有助于保持狭窄的裂缝开放骨折由提高天然气产量。它是最常见的方法促进泵送率、流体体积,在前面的成功的重复压裂支撑剂浓度的工作(29日- - - - - -32]。一方面,更高的泵送率有助于减少支撑剂组底部的井筒(6]。另一方面,更高的支撑剂浓度和大规模处理大小有助于恢复或增加液压骨折电导率增加天然气产量,如图7。

4所示。结论

数值模型,考虑到现有的刺激水库容量和多尺度气体运输,应用于模拟长垣页岩天然气生产的。验证了模型对气体流速的字段数据。重复压裂的最佳时间讨论了基于仿真结果。两个应用场景:裂缝通过现有射孔集群和重复压裂新穿孔区,包括在仿真工作。水力裂缝传导性的作用和水力裂缝半身像在天然气生产不同的裂缝情况下探讨,和注入参数进行了讨论。主要的观察和结论总结如下:(1)气体流量的仿真结果与现场数据的良好匹配。应用最优时间的工作当裂缝导流能力的趋势是稳定的。的水平在四川盆地页岩气好,最好是执行应用经过3年的生产工作。(2)生产提升可以通过执行应用工作通过现有的穿孔集群和新穿孔区。一般来说,创造新的骨折可以获得更好的天然气生产相比,重新开放原骨折。(3)天然气生产呈现出正相关的液压骨折对重复压裂方案的电导率。经济上的成功将不太可能实现只需恢复液压骨折新支撑剂的流量。更高的支撑剂浓度和大规模治疗大小应该应用于增加断裂几何学和储层与井筒接触。(4)增加液压骨折半身的增大储层的渗流面积沿纵向方向,促进天然气生产。储层压力下降慢长的液压骨折半身的,这是有利于长期生产。(5)注入参数的现场数据验证应用工作通过现有的集群可以有效地恢复骨折导电率,促进气体流量。

命名法

:	干酪根表面最大单层吸附气(摩尔/ m3)
:	自由气体的摩尔数/干酪根有机孔隙体积(摩尔/ m3)
:	自由气体/无机基质孔隙体积的物质的量(摩尔/ m3)
:	的无机气体压缩系数矩阵系统(MPa−1)
:	实验系数
:	克努森扩散系数的干酪根系统(m2/秒)
:	克努森扩散系数的无机基质系统(m2/秒)
:	表面扩散系数(m2/秒)
:	滑移系数
:	剪切模量(MPa)
:	干酪根内在渗透率(μ米2)
:	明显的无机基质渗透率(μ米2)
:	页岩储层的渗透率在生产过程中(μ米2)
:	初始渗透率页岩储层(μ米2)
:	通用气体常数(J / (K∙摩尔))
:	无机基质孔隙半径(米)
:	分子质量(公斤/摩尔)
:	干酪根压(MPa)
:	无机矩阵压(MPa)
:	破裂压力(MPa)
:	朗缪尔压力(MPa)
:	初始储层压力(MPa)
:	朗缪尔体积(m3/公斤)
:	气体摩尔体积的标准条件(273.15 K和101.325 kPa) (m3/摩尔)
:	偏差系数
:	裂缝间距设在和分别设在(m)
:	无机物和自然之间的传质术语骨折(摩尔/ (m3∙年代))
:	产量的断裂系统(摩尔/ (m3∙s))。

希腊符号

:	无机基质有效应力系数
:	干酪根有效应力系数
:	骨折有效应力系数
:	储层有效应力(MPa)
:	应力张量(MPa)
:	初始有效应力(MPa)
:	在生产过程中有效应力(MPa)
:	瞬态形状系数(1 / m2)
:	Pseudo-steady状态形状系数(1 / m2)
:	体积应变
:	体积应变引起的气体解吸
:	干酪根的部分孔隙体积总共互联矩阵孔隙体积
:	干酪根的一部分粮食卷在页岩核心粮食总量
:	在生产过程中孔隙度
:	初始孔隙度
:	矩阵总孔隙度
:	无机基质孔隙度
:	裂缝孔隙度
:	气体密度(公斤/米3)
:	天然气粘度(mPa∙s)
:	梅勒妮常数
:	位移(m)
:	Kroneker的象征(如果 ,然后 ,否则 )。

下标

:	与干酪根
:	与无机相关矩阵
:	相关的骨折
0:	参考状态。

数据可用性

本文研究的基本数据主要来自发表作品和长垣水平页岩在四川盆地,中国的西南部。术的生产数据和泵参数以及目前正在禁运而研究成果商业化。请求数据,12个月后出版的这篇文章中,将会被相应的作者。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

作者要感谢的主要项目的支持中国的国家自然科学基金(51490653)和国家科技重大项目中国科技部(2016 zx05023005 - 001 - 002)。