文摘

目前还没有合适的方法来预测孔隙压力扰动引起的多级压裂页岩气,这挑战了钻井工程在实践中,特别是对于填入内钻井/断裂附近区域。孔隙压力的数值建模方法在多级破碎再分配水平井筒的理论提出了基于多孔介质流体运输。每个阶段的断裂网络是由一个椭圆区高渗透率。五个阶段的压裂模型同时考虑到骨折之间的交互。地层渗透率的影响,压裂液粘度、和压力在骨折孔隙压力扰动的数值研究。模拟结果表明,孔隙压力扰动区扩展的渗透率和/或压差增加,虽然减少当压裂液的粘度增加。孔隙压力扰动水平变得较弱的从裂缝尖端到远场沿主裂缝传播方向。孔隙压力扰动轮廓显然有更大的斜坡上的渗透率的变化比压差。孔隙压力扰动轮廓之间的距离更小,低渗透性和高粘度。更新后的孔隙压力分布的模拟结果是非常重要的安全开采。 A case study of three wells within one platform showed that the modelling method could provide a reliable estimation of the pore pressure disturbance area caused by multistage fracturing.

1。介绍

全球页岩气变得越来越重要。页岩气的生产 米³2016年在美国,超过40%的美国天然气总产量(1]。水平井工厂和多级水力压裂的两个最重要的技术是页岩气商业化生产(2- - - - - -4]。

有超过60年的历史在多孔介质断裂传播的研究中,和许多模型已经被开发出来,如波兰模式5,6],KGD模型[7,8),和一些三维模型(9,10]。最近,更复杂的模型在水平井multiple-fracture传播被修建,如非常规裂缝模型(UFM) [11,12]。为了获得低渗透复杂的裂缝网络通过多级水力压裂页岩储层,许多研究已经完成分析断裂水平井筒周围的应力分布(13),主要集中在应力反向的程度(14和压力阴影的影响15]。除了分析裂缝萌生和扩展,应力重分布的结果进一步用于优化阶段间距(14,16,17)和空间(18]。这种类型的作品大大有助于提高页岩气形成刺激治疗的效率。

事实上,在油层水力压裂也有pressure-elevating效果。压裂后的孔隙压力将增加期间和工作。天然气压裂井的油层内将驱动附近。当气体钻井下侵入井筒附近,它将导致天然气踢和溢出。看起来容易理解水力压裂引起的孔隙压力升高,但它是不容易定量描述这些更新的孔隙压力分布。目前还没有合适的方法来预测或检测这样的孔隙压力扰动的行业,它还没有得到足够的关注,科学研究。(19]。不幸的是,它挑战了钻井工程在实践中,特别是对于填入内钻井/断裂附近区域。填入钻井实践在涪陵,第一个和最大的商业在中国开发页岩气领域,表明一些钻井作品显然是受到麻烦大型水力压裂相关工作(20.),如气体踢、溢出和钻井液被从邻近井压裂液污染。合比例的非生产性时间可能高达21.04 ~ 52.82%根据一个简单的总结六个填入井。

孔隙压力分布在一个单一的骨折可以近似描述为一个椭圆(今敏,1985;(21,22])。但对于多级的页岩气压裂,孔隙压力分布在几个骨折应评估同时考虑到骨折之间的交互。在这项研究中,首先,孔隙压力分布的数值模拟方法在多级断裂水平井筒的理论提出了基于多孔介质流体运输。然后,进行了一系列的数值模拟实验研究地层渗透率的影响,压裂液粘度、和压力对骨折内孔隙压力分布。最后,一个填满的安全钻井的含义进一步讨论。和案例研究填入钻井借助数值模拟表明,罗普平均达到11.02 m / h和没有钻井问题或发生事故。

2。方法

2.1。模型描述

页岩气生产的水平截面通常是大约1000米。多级压裂可以产生裂缝网络主要包括骨折和不同尺度的subfractures(图1(a))。裂缝网络的每个阶段的长度可以根据解释200 ~ 400米的微震的监控。为了探讨孔隙压力扰动在水平井的规模,模仿的大小 米长, 米,宽代表一半水平面沿水平井筒部分(图1(b))。根据徐网模型et al。23),每个阶段的断裂网络可以表示为一个椭圆区域。在这里,我们使用一个椭圆(半长轴 米,短轴 米)高渗透性的 医学博士代表断裂网络(如图1(c))相比,低渗透的页岩地层( mD)。在这项研究中,我们模拟压裂的五个阶段。中心的这五个点half-ellipses从左到右(440 0),(470,0)、(500 0),(530,0)和(560 0)附近的两个椭圆之间的空间是30米等于压裂阶段空间。

任何单一的运输阶段(液体或气体)在多孔形成,它是由连续性方程24根据质量守恒定律: 在哪里液体的密度,孔隙度,渗流速度。如果流体渗流遵循达西定律,运动方程应(25] 在哪里液体的粘度,是地层的渗透性,是压力的梯度。结合方程(1)和(2)

水平井,温度对液体的密度的影响可以忽略。所以密度变化与压力可以表达的 在哪里在参考压力(密度 )和 是液体的压缩性。因为页岩岩石的压缩系数远小于流体,孔隙度降低的压力很小,所以方程的右边(3)可以进一步派生

因此,方程(3)可以写成

某些研究领域( )如图1(b),初始压力( )等于的页岩气储层压力作为参考压力:

的压力边界在图1(c)、水力压裂压力( )应用:

因此,压差( )大约是断裂表面上的力量推动压裂液渗流的页岩地层,这基本上导致孔隙压力的增加( )在断裂附近。

其他的外边界模型(图1(b)),它们被定义为零流量,因为这些在远场边界条件:

定的数值计算问题描述方程(6)- (9在域如图)1(b)是由有限元软件。multifrontal大规模并行稀疏(腮腺炎)方法用于解决方程,加速收敛。三角网格用于网格模型。为了保证模型收敛性和可接受的精度,最大网格大小是1 /(2 - 3)椭圆短轴。一般来说,一个模型的网格数量大约是10⁴~ 10⁵(如图2)。压力场后 在每一个时间步计算,压力变化对输出线(见定义数据处理),可以提炼出详细的分析。

2.2。数据处理

最初的储层压力作为一个参考压力定义的孔隙压力扰动 。因此,压力扰动( )无量纲,代表了孔隙压力升高是由于水力压裂。为了定量分析孔隙压力扰动,三行数据输出如图设置1(b)。

(1)数据输出1行:y = 0。这条线从模型的起源点和向右扩展边界模型的积极的一面x设在方向。孔隙压力分布沿着这条线能反映水平井筒附近的孔隙压力的变化

(2)数据输出线2:y = 200。这条线从左边的点(0,200)模型的边界和边界延伸到正确的积极的一面 - - - - - -轴的方向。孔隙压力分布沿着这条线能反映裂缝尖端附近的孔隙压力的变化 - - - - - -轴的方向

(3)数据输出线3:x = 440, y≥200。这条线从左派的提示(440、200)断裂和延伸到顶部边界沿着积极的 - - - - - -轴的方向。沿着这条线孔隙压力分布可以反映孔隙压力的变化 - - - - - -轴的方向

对于每个模型,孔隙压力分布沿着这三行提取,然后相应的孔隙压力计算扰动进行进一步分析。

2.3。数值模拟实验的设计

调查的影响不同渗透率的因素( ),压裂液的粘度( ),和差压( ,通过水力压裂压力的变化以恒定初始储层压力)引起的孔隙压力扰动压裂,三大系列造型实验是设计成详细的表1。为每个系列中,只有一个渗透率的控制参数,压裂液的粘度,或压差是不同的,而其他人则保持不变。因此,任何合成整体孔隙压力变化扰动应该直接由不同参数的变化引起的。其他模型参数对所有这些造型如表所示2,除非另有说明。

3所示。结果和讨论

表中所示的参数范围1和2的压力分布模式,造型是相似的。图3显示了模型的一个实现的结果表1。孔隙压力扰动的影响区与差压的持续时间增加。在以下,孔隙压力分布在三个输出线在不同的时间为每个系列的定量分析模型(表1)。

3.1。磁导率的影响

调查的影响渗透孔隙压力扰动,一系列的造型(系列1表1)与不同渗透率变化从0.2到2.0 (mD)医学不断进行压裂压力和粘度( MPa和 mPa·s,分别)。结果如图所示4。

结果如图4表明,孔隙压力扰动区( )扩展明显的骨折和如果页岩地层的渗透性增加的方向。尽管页岩气储层的渗透率通常很低,孔隙压力扰动由于这样大规模、多级水力压裂是显著的。根据我们的模型 医学博士,孔隙压力扰动区增加5% ( )可以达成到40.3年方向,48.4从断裂方向。

3.2。粘度的影响

理解粘度的影响孔隙压力扰动,一系列的造型(系列1表1)不同粘度(1 mPa·s, 2 mPa·s)和3 mPa·s)进行渗透和压差保持不变( 医学博士, MPa)。结果如图所示5。

孔隙压力扰动区降低压裂液的粘度增加时(图5)。这是因为粘度的增加使得页岩中的流体运输更加困难。通常光滑水粘度较低(< 10 mPa·s)广泛用于页岩气储层的压裂。根据我们的模型 mPa·年代,孔隙压力扰动区增加5% ( )可以达到24.6米的吗方向,27.3从断裂方向。这些结果表明,孔隙压力扰动的粘度的影响远小于地层渗透率。

3.3。压差的影响

为了研究压差的孔隙压力扰动的影响,地层压力( MPa),磁导率( mD)和压裂液的粘度( mPa·s)保持不变,水力压裂压力设置为90 mPa, 100 mPa, 110 mPa。压差变化60 MPa, 70 MPa,分别和80 MPa。模拟结果如图6。

如图6,孔隙压力扰动区扩大随着压差的增加。但是增长率相对较低。根据我们的模型 医学博士, mPa·年代,当压差从70 mPa提高到80 mPa,孔隙压力扰动区增加5% ( )只会增加1.19米和1.41米和方向,分别。这意味着,压力水平通常应用于页岩气的压裂地层,压差的影响进一步扩张的孔隙压力扰动区很小,相比几乎可以忽略的大规模断裂网络区(半长轴 米)。

3.4。影响安全钻井的填满

实施的“工厂”,重要的是要设计一个安全间距,以避免干扰在钻井和压裂,尤其是对填入钻井。根据井的几何位置和骨折,沿着主裂缝的孔隙压力扰动传播方向应该仔细考虑。一般来说,有效的断裂区域将连接到附近的最亲密的两个刺激之间的另一个阶段双方的两个平行井(18),基于天然气生产的观点。然而,这样有效裂缝区域之间的连接应控制在一定程度上避免麻烦和事件在充填钻井、气体踢和井漏等,这就需要一个安全间距。

例如,有两个平行的水平井(A和B)在同一平面和他们两人一直采用水力压裂法(如图7)在相同的条件下,孔隙压力扰动区域是相同的。现在一个填满(C)是加快页岩气复苏计划钻。如果钻井液的密度是根据最初设计储层压力和井控的能力可能干扰低于处理压力 ,然后C可能进行气体踢在部分的孔隙压力扰动区A和B重叠( )。钻安全C,钻井液的密度应考虑孔隙压力扰动进行了优化。因此,重要的是要理解沿着主裂缝的孔隙压力扰动传播的方向。

为了定量研究孔隙压力扰动沿主裂缝传播方向(摘要方向),模拟结果数据输出线(图3进一步分析8)。如图8,孔隙压力扰动水平变得较弱的从裂缝尖端到远场沿主裂缝传播方向。孔隙压力扰动轮廓显然有更大的斜坡上的渗透率的变化比压差(数字8(一个)和8 (b)),这表明,孔隙压力扰动的距离方向是对渗透率的变化更加敏感。孔隙压力扰动轮廓首先以相对较低的粘度迅速下降,然后慢慢走到高原的进一步增加粘度(图8 (c))。孔隙压力扰动轮廓之间的距离更小,低渗透性和高粘度(数字8(一个)和8 (c)),这意味着孔隙压力的梯度沿方向是大。

分析孔隙压力的敏感性以通用的方式不同的参数,我们定义两个无量纲参数沿主裂缝传播方向:(1)无因次压力( ): (2)无量纲距离( ): 在哪里的半身的骨折, 渗流距离吗从断裂提示方向,渗流速度。

我们的模拟结果系列3(见详细参数表1)表明,~曲线为不同微分压力完全互相重叠。这意味着之间的关系和在特定的时间是独立水力压裂压力( )和由流体流动控制( )。这是因为达西渗流速度与压力梯度成正比的流动方程是一致的(10)和(11)。这里我们讨论的无量纲压力分布数据输出线在一个恒定的压差(3 MPa, MPa),结果如图所示9。总的来说,无因次压力减少很快随着无量纲距离的增加。内的流体流动是形成越低,无量纲压力下降越快,这意味着一个较小的孔隙压力扰动区域(图9)。为不同类型的移动,有一个急剧下降的无量纲压力裂缝尖端附近( )。和大幅下降后,有一小部分较慢的无因次压力降,甚至稍微无因次压力增加由于断裂的相互作用。附近的骨折会引起孔隙压力和渗流速度,导致异常高价值的无量纲压力根据方程(10)。这种效应更加明显随着流动性的增加。孔隙压力扰动轮廓也添加到图中9进行比较。

根据套管程序的设计方法26),等效密度对天然气的安全裕度是0.05 - -0.10克/厘米³。这表明这将是填满的安全钻井具有类似的设计(包括钻井液密度和套管程序)的地区附近的井的孔隙压力扰动小于1.05(即, )。如果填入井需要渗透孔隙压力扰动的区域 以满足油藏工程或地质设计要求,套管程序或/和填入井的钻井液密度应该仔细优化基于更新的孔隙压力分布。在这种情况下,孔隙压力扰动的数值模拟主要讨论在本研究可以提供有用的和实际的结果。

4所示。领域的应用

两个附近的间距平行水平井相对较大的涪陵页岩气领域的早期发展阶段,主要是600 - 1300米[27,28]。相比之下,井网在同一个钻探页岩气生产单位在美国通常是200 - 300米[29日]。对于这样一种大井距在涪陵,填入钻井是一种很有前途的方法来加速经济复苏。然而,感兴趣的块的孔隙压力已经大大被无数多级水力压裂,填入井的钻探工作推到巨大的风险。

81 - 2高频,81 - 3高频,81 - 4 -高频是水平井在同一个平台没有。81(图10)。这三个井套管程序相似: (第三马铃薯)。他们的目标是在相同的形成。

81 - 2高频是钻到5005米( 米)在第三个马铃薯使用油基泥浆(理论),密度1.47克/厘米³(图10)。这是2015年6月12日完成。然后,1000米水平截面与十五阶段采用水力压裂法。压裂工作持续了大约十天,完成8月9日,2015年。近31200³流体被注入到形成。泵的压力与泵位移约50 ~ 95 MPa 2 ~ 15米³/分钟。瞬态测试气体生产 米³/ d。然后,81 - 2高频由于一个未完成的天然气管道网络被关闭。

造成的孔隙压力扰动在81 - 2高频是水力压裂数值模拟。尽管没有微震的检测数据来定量描述好81 - 2的断裂半身的高频,类似压裂微震的数据104年阶段的刺激从涪陵4井气田显示平均断裂半身像是189.4米。我们根据井的压裂参数建模结果81 - 2高频表明,孔隙压力扰动的轮廓 从制作大约48.73沿着裂缝延伸方向。然而,最近的距离的目标点好81 - 2的高频好81 - 3 -高频只有217.4米 m。这意味着81 - 3 -高频渗透区域的孔隙压力扰动 ,它有一个高概率进行气体踢。

事实上,井的钻井实践81 - 3 -高频验证上述预测。81 - 3 -高频和81 - 4 -高频钻了“工厂”模式后,81 - 2高频破碎。钻井顺序如图11。第三马铃薯钻探81 - 3高频是严重影响了多级压裂井的81 - 2高频。81 - 3 -高频时第三个马铃薯,81 - 2高频是封闭井口压力高达40 MPa。有踢15次气井81 - 3 -高频在2994 ~ 4505米的深度。其中15气体踢、十三踢不得不关闭油井和废气燃烧的气体。的火焰焚烧这些事件达到2 ~ 6米,平均燃烧时间是将近70分钟。钻井液是加权的七倍,其密度增加从1.36克/厘米³1.85克/厘米³(图11)。由于这些非生产性时间将达到288小时,平均罗普第三马铃薯下降到5.17 m / h。作为对比,没有气体踢在第三马铃薯钻探井的81 - 2高频的钻井液密度1.47克/厘米³和平均罗普是6.77 m / h。

直接证据的钻井问题81 - 3 -高频与压裂井的81 - 2 -高频是一个字符串粘在4129 4月21日,2016年。它未能释放坚持传统的方法。但在81 - 2井的井口压力高频降至30 MPa 4月24日上午8点钻柱被成功释放(图11)。这表明,地应力和孔隙压力扰动引起的水力压裂负责粘。

另一方面,最近的距离目标点的81 - 2 - 81 - 4的高频hf约为528.0米 m。根据模拟结果,81 - 4的轨迹——高频的孔隙压力扰动面积81 - 2高频。井的钻井实践81 - 4 -高频与这个结果是相一致的。只有一个天然气踢第三马铃薯钻井的81 - 4 -高频的钻井液密度1.54克/厘米³(图10),平均罗普是8.14 m / h。

5。结论

孔隙压力的数值建模方法分配在多级断裂水平井筒的理论提出了基于多孔介质流体运输。每个阶段的断裂网络是由一个椭圆区高渗透率。五个阶段的压裂模型同时考虑到骨折之间的交互。

地层渗透率的影响,压裂液粘度、和压力在骨折孔隙压力扰动的数值研究。模拟结果表明,孔隙压力扰动区扩展的渗透率和/或压差增加,虽然减少当压裂液的粘度增加。孔隙压力扰动水平变得较弱的从裂缝尖端到远场沿主裂缝传播方向。孔隙压力扰动轮廓显然有更大的斜坡上的渗透率的变化比压差。孔隙压力扰动轮廓之间的距离更小,低渗透性和高粘度。

更新后的孔隙压力分布的模拟结果是很重要的安全开采。三个井的案例研究表明,该建模方法在一个平台可以提供一个可靠的预测的孔隙压力扰动区域由多级压裂引起的。

数据可用性

表中的数据用于支持本研究的结果中包括这篇文章。数据中的数据用于支持本研究的发现可以从相应的作者((电子邮件保护))要求。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突有关的出版。

确认

这项研究支持国家重点实验室的页岩油气富集机制和有效的发展,中国(没有。zc0607 - 0016);中国的国家自然科学基金(51704309);和基础研究基金为中央大学、中国(18 cx07008a)。