文摘

生产仿真是一个重要的方法来评估刺激重复压裂的效果。因此,基于耦合流体生产仿真模型和地质力学在三重连续包括干酪根,一个无机矩阵,和裂缝网络提出了考虑页岩气多尺度流动特性,诱导应力骨折开放,孔隙弹性效应。复杂的传输机制由于多种物理,包括气体吸附/解吸,滑流,克努森扩散、表面扩散、应力敏感性,吸附层充分考虑在这个模型。明显的渗透率是用来描述多个物理发生在矩阵。验证了模型使用水平页岩气井的实际生产数据和应用于预测生产和重复压裂后增产百分比(PIP)。进行灵敏度分析研究应用模式的影响,裂缝传导性,宽度刺激储集层体积(SRV) SRV新和初始裂缝长度和裂缝的时间在生产和皮普。此外,矩阵上的多个物理渗透率的影响和生产,和矩阵和断裂的地质影响生产也进行了研究。研究表明,应用脉冲的设计参数有重要的影响。生产损失的地质效应是一个重要的原因,而滑移和扩散效应矩阵可以抵消生产损失。

1。介绍

初始的页岩气井压裂后,生产测井监测结果表明,当地的压裂阶段没有气体产生和大约三分之一的穿孔集群生产没有气体或天然气产量极少,1,2]。有限区域的初始破裂导致天然气供应不足支撑液压骨折,骨折和电导率损失在生产过程中因地质效应会导致快速生产下降(3- - - - - -7]。解决问题的快速页岩气井产量递减,大量的重复压裂技术和田间试验进行了在北美,取得了增产措施效果(8- - - - - -12]。

重复压裂是一项重要的技术,进一步利用页岩储层的刺激效应之间的间隔,骨折主要压裂是不充分的利用。生产力的预测术页岩气井是一个重要的方法来有效地评估刺激的效果。一些学者进行了生产力性能的模拟长垣页岩气井使用数值模拟方法。根据气水两相,双重渗透率模型,Tavassoli et al。13]研究了生产性能和最优时间的重复压裂页岩气井使用数值模拟和参数敏感性分析方法。结果表明,页岩气井的最终产品可以增加了约30%。黄等。14)建立了一个数学模型来预测页岩气井的生产性能考虑不同的应用场景,分析裂缝长度和电导率的影响在天然气生产。郭et al。15)提出了一个生产预测模型术在紧水库和研究最优重复压裂水平井的场景和时间。贾古玛et al。16]采用合成模型评价裂缝间距的影响,基质渗透率、裂缝传导性,取向在天然气生产和经济效益长垣井考虑不同的压裂场景。考虑到地质效应对生产的影响,提出了一种多步生产力模型,最重要的因素影响的生产率术好详细分析了(17]。城市et al。18)提出了页岩气生产模型考虑多种孔隙特征来计算最优裂缝,生产,恢复和重复压裂井裂缝和加密钻井相比的好处。然而,页岩气多尺度流动特性和复杂的传输机制在不同规模的媒体(干酪根、无机基质和裂缝)和耦合流体流动和地质力学没有充分考虑在上述数学模型。

只有明确页岩气储存和流的机制我们可以准确地评估重复压裂井裂缝在页岩气井的生产性能。证实,页岩气主要是储存在页岩储层吸附气和游离气和页岩气运输行为复杂的多尺度特征。提出了许多数学模型描述气体运输和模拟初始压裂页岩气的生产。当前模型关于页岩气生产评价建立了基于multiple-porosity页岩储层的特点和复杂流动行为在媒体多尺度(19- - - - - -22),包括克努森扩散、表面扩散、吸附/解吸和粘性流,和复杂的气体流量的影响机制和参数相关SRV调查使用单,双,三,four-porosity模型。赵et al。23)提供了一个single-porosity介质模型来分析天然气生产上的多个传输机制的贡献。Azom和Javadpour24)建立了一个双孔隙度/双重渗透率连续模型模拟页岩气生产、克努森扩散和滑流影响矩阵毛孔被合并。胡锦涛et al。(25]应用dual-continuum模型考虑到复杂的气体流动行为和应力敏感性预测页岩气的生产性能。然而,一些研究人员认为,传统single-porosity介质和dual-continuum不能准确地描述多尺度气体输运过程。因此,提出了两种类型的triple-continuum模型。一个是基于干酪根triple-continuum模型,一个无机矩阵,和骨折26- - - - - -28];另triple-porosity模型是由宏观裂缝、微裂缝,矩阵(29日- - - - - -32]。其他研究人员已经提出了一个quadruple-porosity介质模型(33- - - - - -35)除以骨折成自然裂隙和液压宏观裂缝。欣克利et al。36)建立了一个quadruple-porosity模型结合宏观裂缝、裂隙干酪根,和无机矩阵模拟非常规储层的生产。李等人。37]提出quadruple-porosity介质模型组成的有机干酪根,一个无机矩阵,天然裂缝和水力裂缝网络预测页岩气的生产。

治疗复杂的裂缝网络在页岩储层主要包括连续介质模型和离散裂缝模型(38]。在连续介质模型,复杂的断裂系统被视为连续介质。因此,它不适合模拟大规模骨折与当地强烈的异质性(39]。然而,基于非结构化网格离散裂缝模拟可以用来清晰地描述流体在每个骨折(40- - - - - -43因为复杂的骨折是明确使用离散裂缝模型特征(DFM)。因此,有必要来表示特定的方向每个裂缝模拟方法。通过逼近复杂的裂缝网络垂直和正交离散裂缝,Cipolla et al。44,45)应用数值模拟研究了裂缝参数对天然气产量的影响。然而,它既不实际,也不有利于模拟大量的自然和DFM骨折。因此,Moinfar et al。46)推荐采用耦合连续模型和DFM非常规储层的生产模式。在他们的文章中,提出了vlsi描述大规模复杂的骨折,而dual-continuum模型应用于模拟大量的自然骨折。徐et al。47)第一次描述了嵌入式离散裂缝模型的模拟方法(EDFM),然后应用EDFM模拟流体在复杂液压骨折。mixed-continuum方法和DFM已广泛用于模拟页岩气产量。大型液压骨折处理离散裂缝,和dual-continuum single-porosity媒体描述的地区,包括刺激和未刺激采用复合模型,分别为(48- - - - - -51]。

页岩气生产过程中主要和次要骨折闭合应力的增加,和裂缝网络导电率逐渐降低储层孔隙压力降低,导致页岩气生产的快速下降。Aybar et al。4,52)建立了一个三线的流动模型和数值模拟模型来定量分析物的影响天然裂缝和水力裂缝传导性损失SRV地区长期页岩气产量,分别。基于储层模拟软件,Yu和Sepehrnoori [53,54)计算断裂电导率的影响减少页岩气生产。然而,流体和固体变形的耦合机制不被认为是在这些模型。一些学者提出了耦合流体流动和地质模型(包括single-porosity、双重孔隙和triple-porosity模型)模拟页岩气渗流的耦合过程和储层压力变化根据有效应力和孔隙弹性理论multiple-porosity媒体。风扇等。55)建立了一个完全耦合流体和固体变形模型结合矩阵水力裂缝系统和离散分析地质力学的影响对基质渗透率和天然气生产。高et al。(2016)提出了一个流固耦合模型考虑在干酪根和无机气体传输矩阵模拟页岩气生产和建立了一个明显的干酪根渗透率模型和一个无机基质渗透率模型考虑有效应力的变化,分别。彭et al。56)提出了一种耦合流体流动和地质变形模型考虑页岩气多尺度流动。在这个数学模型,干酪根的连续性方程,无机矩阵,和断裂系统,分别和渗透率之间的相关性,孔隙度,分别推导和体积应变。基于single-porosity介质方法,金正日et al。57)开发了一种耦合气体渗流和应力模型,通过计算两个孔隙度和渗透率相关性的有效应力作为耦合条件。唱et al。58)提出了一个基于triple-continuum耦合气体流量和地质模型方法和孔隙度之间的相关性,干酪根的渗透率,无机矩阵,天然裂缝和体积应变。基于孔隙弹性理论,彭et al。59)提出了一个明显的渗透率模型考虑到吸附压力和提出了耦合气体流和地质模型来研究的进化过程明显页岩气渗透率在不同压力边界条件。

这仍然是一个巨大的挑战,准确评估页岩气生产由于多个物理耦合气体流动multiple-porosity媒体,在页岩气产量和有效应力变化。然而,目前,页岩气生产模拟考虑因素不够全面。本文耦合流和页岩气的地质模型kerogen-inorganic matrix-fracture系统建立评估页岩气生产性能。stress-dependent渗透率的影响矩阵和裂缝网络,解吸,表面扩散,在天然气生产和滑移流模型中考虑。页岩气井的实际生产数据用来验证模型。水平的生产性能和刺激效果预计页岩气井考虑不同的应用场景和压裂设计参数基于初始压裂的现场生产性能数据。此外,矩阵上的多个物理渗透率的影响和生产,和地质矩阵和断裂对天然气产量的影响也进行了研究。这项研究和研究成果提供了重要的理论和工程意义理解页岩气复杂流动机制,重复压裂设计和生产评估。

2。数学模型

页岩储层应考虑双孔隙度介质系统组成的断裂和矩阵后水库的刺激。根据双孔隙度介质理论,矩阵孔隙是主要的流体存储空间,而断裂系统流体渗流的主要通道。然而,页岩矩阵可分为有机干酪根和无机矩阵、无机和有机干酪根分散系统。因此,根据三重连续体理论26,60),页岩气的迁移路径如下(27在生产过程中,如图1:(1)解吸吸附气体的干酪根和迁移通过干酪根毛孔本身与游离气体,(2)transscale运输之间的干酪根和无机矩阵,(3)内部在无机气体传输矩阵,(4)transscale无机基质和裂缝系统之间流动,(5)和粘性流在裂缝网络系统。根据上述页岩气迁移过程,建立了数学模型,基于triple-continuum考虑多个传输机制。

2.1。在干酪根气体运输和质量守恒方程的矩阵

2.1.1。明显的基质渗透率

如图2、天然气运输在干酪根矩阵包含多个物理、滑脱效应、克努森扩散、表面扩散。在页岩气生产、物效应导致孔隙半径的减少,而薄吸附层由于气体解吸能扩大孔隙半径(61年]。由于多个物理影响,气体流动行为变得更加复杂。明显的透气性是一个重要的参数来描述上述物理。因此,考虑滑流、克努森扩散、表面扩散干酪根矩阵,干酪根的总气体质量流量,提出了通过引入贡献系数来描述滑流的贡献和克努森扩散,分别为(20.]。 在哪里总质量流量(公斤/米²/ s), Kn是克努森数(无量纲) , ,和滑移流的质量流量,克努森扩散、表面扩散(公斤/米²/ s)表达与方程(2),(3)和(4),分别37]:

取得明显的干酪根的透气性的表达方程(1),达西流质量流率的形式,描述 在哪里在多孔气体表观渗透率干酪根系统(μ米²),是孔隙曲折(无量纲)干酪根的气体滑移系数(无量纲)是有效的干酪根孔隙半径(米)天然气粘度(mPa·s),是气体密度(公斤/米³),是摩尔分子质量(公斤/摩尔),是气体常数(8.314 J / mol / K),储层温度(K),干酪根孔隙体积的百分比在总矩阵孔隙体积(无量纲)是总矩阵孔隙度(无量纲)是天然裂缝孔隙度(无量纲)干酪根的克努森扩散系数(m²/秒),表面扩散系数(m²/秒),朗缪尔卷(m³/公斤),是朗缪尔(MPa)的压力,是页岩核心密度(公斤/米³),气体摩尔体积的标准条件(m³/摩尔)干酪根系统(MPa)的压力。

吸附层和stress-dependent基质渗透率导致纳米孔半径的减少,也会影响气体微流行为矩阵毛孔(20.]。有效的干酪根孔隙半径数学表达了以下方程: 在哪里在多孔干酪根是初始纳米孔半径(米),是平均有效压力(MPa),是材料常数(无量纲),甲烷的分子直径( )。滑因素, ,被定义为(62年]: 在哪里切向动量校正系数(无量纲)的价值在这项研究中被设置为0.8。

2.1.2。质量守恒方程在干酪根矩阵

页岩气的一部分存储为游离气和吸附气干酪根体积与高度发达的孔道网络,和天然气传输机制在干酪根具有吸附和解吸,克努森扩散、表面扩散和滑移流。因此,考虑以上传输机制和拟定的气体流从干酪根到无机基质,干酪根的连续性方程的气体迁移系统写如下: 在哪里是每干酪根孔隙体积自由气体的物质的量(摩尔/ m³),表示干酪根的比例粮食卷页岩粮食总量(无量纲)是干酪根和无机矩阵之间的传质术语(摩尔/ m³/ s),表示每干酪根体积吸附气体浓度(摩尔/ m³)。假设干酪根的吸附气体吸附在孔壁单层的形式,和干酪根的吸附阶段占孔隙空间。朗缪尔吸附等温线方程是用来描述绝对吸附气体体积在干酪根26,63年),这是由

干酪根的视渗透率略不同于无机矩阵,和稳态流可以实现在一个相对短的时间。因此,基于拟稳定流Warren-Root,双孔隙度模型应用于描述干酪根之间的气体运输和无机矩阵。干酪根之间的稳态传质和无机矩阵(26] 在哪里是多孔干酪根的形状因子系统(1 / m²),是无机基质系统压力(MPa)。

2.2。在无机气体连续性方程的矩阵

自由气体存储在无机矩阵系统,和无机气体传输机制的矩阵系统包括滑脱效应和克努森扩散矩阵考虑应力敏感性。此外,上有跨之间的传质无机矩阵和干酪根和裂缝网络,因为干酪根提供气源无机矩阵,矩阵和无机气体供应断裂系统。因此,基于质量守恒原理,在页岩无机气体连续性方程矩阵写成 在哪里是无机的克努森扩散系数矩阵(m²/秒),在无机气体滑移系数矩阵(无量纲)之间的传质术语是无机基质和裂缝网络系统(摩尔/ m³/秒),是自由气体的摩尔/无机基质孔隙体积(摩尔/ m³),代表内在的无机基质渗透率(μ米²)。

需要很长时间的流体从无机基质裂缝网络系统进入稳态自无机基质渗透率和水力裂缝网络是完全不同的。Warren-Root,不稳定的双孔隙度模型被用来描述气体迁移之间的无机基质和裂缝系统。瞬态之间的传质无机物质和断裂系统 在哪里天然裂缝的孔隙压力系统(MPa),在无机基质孔隙气体表观渗透率(μ米²),之间的瞬态形状因子是无机基质和裂缝网络系统(1 / m²)。根据定义(24,26),形状不稳定因素, ,被定义为 在哪里和代表着骨折的间距 - - - - - -和 - - - - - -方向(m),分别是初始储层压力(MPa)。

同样,无机的表观渗透矩阵系统考虑滑脱效应,克努森扩散,矩阵物效果是由(27]: 在哪里是气体压缩系数(MPa¹)。无机基质孔隙半径、克努森扩散系数和滑移因素无机矩阵方程表达的是(15),(16)和(17),分别为: 在哪里是初始无机矩阵(m)和纳米孔半径是有效的无机基质孔隙半径(米)。

2.3。在裂缝网络系统气体连续性方程

自然骨折被激活,然后连接复杂的裂缝网络将主要和次要骨折创建过程中井筒附近的页岩储层水力压裂。为了方便仿真计算,我们简化了复杂的裂缝网络变成一个垂直正交裂隙网络(44,45,64年,65年),采用dual-continuum方法描述流体在裂缝渗流网络区域(49,51]。考虑到天然气供应和生产好,裂缝网络系统中的气体连续性方程写如下: 在哪里裂缝渗透率(μ米²),是自由气体的摩尔数/孔隙体积的裂缝网络系统(摩尔/ m³),油井生产术语(摩尔/ m³/ s),它被定义为 在哪里水力裂缝宽度(米),井底流动压力(MPa),是有效半径(米)油井半径(m),是网格体积(m³)。

2.4。地质模型

诱导应力场将形成支撑液压骨折(66年,67年)和原位应力场会改变由于多孔弹性效应和开放骨折(68年- - - - - -70年]。储层渗透率将受到额外的压力。因此,有必要建立地质模型考虑多孔弹性效应和诱导应力的影响(71年]。页岩气井的生产是一个过程耦合气体渗流和储层变形。提出了多尺度页岩变形的控制方程基于多媒体孔隙弹性理论。页岩变形主要是由有效应力和气体解吸。给出了应力和应变之间的关系(56,58]: 在哪里是剪切模量(MPa);是Merla常数(MPa);是体积应变(无量纲);代表的总压力(MPa);(当代表Kroneker象征 ,然后 ,其他的 ); 是朗缪尔体积应变(无量纲); , ,和干酪根系统的有效应力系数,无机矩阵系统,和断裂系统(无量纲),分别;和是固体应变(无量纲),它被定义为 在哪里代表了位移(m)。表达的总应力方程(20.)满足应力平衡方程 在哪里是身体力量(MPa)。方程(20.)和(21)代入方程(22),位移方程写成

计算液压骨折周围的诱导应力,诱导应力场的数学模型水力裂缝提出了基于二维位移不连续理论(DDM) (72年]。液压骨折分为元素,正常和剪切位移不连续的任何元素被引入边界条件方程计算(25)方程(24)。最后,引入位移不连续方程(24)计算感应压力的任何元素飞机。

任何元素的边界条件提出了如下 在哪里和诱导正常的压力吗 - - - - - -和 - - - - - -方向(MPa),分别;是诱发剪切应力(MPa); , , , , ,和代表了弹性系数(MPa / m) [72年];和代表断裂的剪切和正常的位移不连续元素分别(m);代表的数量骨折元素(无量纲);和代表的净压开裂缝(MPa)。

在页岩气产量将增加关闭压力导致液压骨折电导率逐渐下降。水力裂缝传导性和关闭压力之间的关系获得了基于实验研究[4,5]。根据相关实验和之前的研究结果73年,74年],页岩的渗透率储层裂缝系统由于可以计算有效应力增加 在哪里_年代是当前有效应力下的裂缝渗透率(mD),是初始裂缝渗透率(mD),是裂缝的应力敏感性系数系统(MPa吗¹),代表平均有效应力考虑诱导应力和孔隙弹性应力的影响(MPa)。

2.5。初始和边界条件

初始条件是写成

假设模型的外边界是封闭和内部边界是一个恒定井底压力。因此,内部边界条件

外边界条件 在哪里和分别代表内边界和外边界。

3所示。模型的解决方案

由于整体的高非线性数学模型,微分方程(8),(11),(18)和(23)使用块中心差分格式离散,使用有限差分法数值求解。具体解决方案程序如下:

步骤1。模拟区域划分为矩形网格和输入水库和初始裂缝参数

步骤2。计算的孔隙压力分布裂缝系统,无机基质和干酪根系统的每个时间步迭代法。然后,孔隙压力代入方程(23)计算位移和应变。气体传输方程(8),(11)和(18)是固体变形耦合方程(23)通过体积应变和渗透率。更多细节可以在Zhang et al。35)和Charoenwongsa et al。75年]

步骤3。在这个时间步计算天然气生产

步骤4。确定仿真时间等于应用时间,如果条件满足,裂缝和储层参数更新

第5步。继续下一个时间步,直到仿真时间结束了

4所示。模型校准

4.1。模型计算结果的比较和验证

基于典型页岩气储层的裂缝和储层参数(76年),该模型的计算结果进行比较与葛瑞斯et al。77年),于et al。76年),和现场数据。值得注意的是,仿真结果的et al。76年从商业油藏模拟器CMG-IMEX)计算。仿真结果如图所示3。可以看出,我们的模型的计算结果比较一致的仿真结果葛瑞斯et al。77年),水库模拟器的结果于et al。76年页岩气),和实际生产数据。也可以看出,日产量不考虑物的效果是完全不同于实际的现场生产数据。因此,物效果影响页岩气生产是一个重要的因素,应该考虑在页岩气生产的模拟性能。

4.2。生产匹配和预测

月平均生产数据的模型校准水平页岩气在3年内,中国西南部[37]。最初的压裂和储层参数表中列出1,图中提供的匹配和预测结果4。可以看出,使用模型的预测结果与实际生产性能良好的协议。接下来,我们将进行灵敏度分析研究应用场景的影响,裂缝传导性,SRV宽度,SRV长度,在天然气生产和应用时间和脉冲基于初始压裂生产数据。为了提高计算效率,与几个单级液压骨折进行日常生产和累积计算。水平井是产品的总生产总数的压裂阶段和一个压裂的天然气生产阶段。

长度、宽度和高度代表的一个组成部分 ,分别。长度、宽度和高度的每个网格块设置 ,局部网格加密 每个液压骨折。在这个仿真工作,液压骨折和深水区域的特点是修改网格断裂系统的渗透性(25,78年]。

5。结果和分析

5.1。矩阵的物理模型对渗透率的影响和生产

研究不同物理矩阵对渗透率的影响和生产,6例设计如表所示2。当孔隙压力降低从30 MPa 10 MPa,它基于图的计算5(一个)案例# 2的渗透率低于案例# 1 50%左右时被认为是物的影响。然而,考虑滑脱效应的情况下# 3可以补偿渗透率损失物造成的效果,和明显的渗透率增加进一步努森扩散时考虑。案例# 5和# 6,孔隙半径和内在的渗透率降低的吸附层的存在。然而,由于吸附层空气越稀薄气体解吸和明显的渗透率增加逐渐减少孔隙压力。根据图5 (b),它可以观察到,当压力降低从10 MPa 2 MPa,案例# 5的视渗透率和案例# 6考虑克努森扩散和表面扩散迅速增加,特别是表面扩散的影响。

图6说明了滑流的贡献,克努森扩散、表面扩散明显渗透在有机基体孔隙压力降低。滑流的贡献明显渗透率降低,而表面扩散和克努森扩散增加的贡献随孔隙压力降低,分别。当孔隙压力下降到大约16 MPa,表面扩散的贡献大于滑流,和克努森扩散的贡献将会比滑流,当孔隙压力进一步降低到大约6 MPa。在低孔隙压力的条件下,表面扩散是主要的天然气运输现象。

如图7明显的损失只考虑渗透率应力敏感性大致在30%到25%的范围从30 MPa 2 MPa孔隙压力下降。当只考虑吸附层,渗透率明显减少从45%下降到12%。如果应力敏感性和吸附层被认为是明显的渗透率降低的损失从65%提高到30%,大约。与孔隙压力的减少,孔隙半径减少由于应力敏感性。然而,薄吸附层的孔隙半径的增加。因此,渗透率降低的损失随着孔隙压力下降。

页岩气的累积生产考虑不同的物理现象显示在图8。通过计算累计产量之间的区别,发现只有考虑应力敏感性在案例# 2的结果累积天然气产量减少17.33%比没有任何物理。然而,当考虑滑脱效应和克努森扩散,累计生产减少相应案例# 3和# 4是减少到5.3%和1.9%,分别。结果表明,滑移和克努森扩散可以弥补应力敏感性造成的生产损失。累计产量增加31.0%左右,当气体吸附/解吸的影响。这是因为,吸附气页岩气产量的一个重要来源。当案例# 6中的表面扩散效应考虑在内,累积产量与案例# 1相比大约增加了42.3%,这表明表面扩散对页岩气的生产有一定的贡献。

矩阵和裂缝应力敏感性的影响累计生产如图9。通过计算累计生产,可以发现所造成的生产损失考虑矩阵和裂缝应力敏感性约23.9%相比没有任何地质力学考虑。只有断裂的影响或矩阵的考虑应力敏感性结果累积产量损失在17.5%和8.4%,分别。地质力学的影响是一个重要的原因页岩气井生产损失,以及裂缝地质力学的影响比这更严重的压力灵敏度矩阵。

5.2。重复压裂井裂缝对生产的影响的设计参数

5.3。应用场景

为了研究裂缝模式刺激效应的影响,评估以下四种类型的应用场景,如图10。例1是最初的骨折的应用;第二种情况表明之间的初始创建新的骨折骨折;重复压裂井裂缝初始情况3代表最初的骨折的骨折和传播;和案例4是重复压裂的初始和新的骨折。

气体流量和累计天然气水平井的生产基于不同的应用场景图所示(11日)和11 (b),分别。此外,图12显示储层气体含量的分布在十年之后,对应于四个不同的应用场景。生产增加的百分比在表中列出了四种不同的应用场景3(一个)和3 (b),分别。应该注意的是,百分比表的生产增加3计算根据日常生产和累积1和7年的重复压裂后,分别。是观察到日常生产的皮普的四个应用场景1年后是33.5%,112.4%,130.7%,和117.1%,分别和累积产量的皮普是12.8%,37.5%,30.5%,和41.0%,分别。经过7年的重复压裂生产、日常生产的PIP是1.9%,36.0%,56.6%,和32.3%,和累积产量增加的比例为11.2%,48.5%,52.3%,和49.5%,分别时的情况相比,不考虑重复压裂。发现案例1的皮普是最小的,和之间的差异百分比情况2,3,4和案例虽小,但是比这大得多的案例1。根据图11 (b)和表3(一个)和3 (b),可以发现,例4是最大的皮普在一定的生产周期,但情况3将成为最大的直到生产阶段。一般来说,皮普的最后的差异累积之间的生产情况下2,3,4很小。然而,第二种情况的治疗成本是最小的,因为只有新的骨折需要创建,而有必要术最初骨折除了新的案例3和4。

5.3.1。初始裂缝电导率对重复压裂的影响生产

为了研究初始裂缝电导率对重复压裂的影响生产。我们计算页岩气井的日常生产和累积两个场景的重复压裂裂缝初始裂缝电导率时,没有0.025和0.2 D·D·厘米厘米,分别如图(13日)和13 (b)。两个场景,重复压裂裂缝传导性是0.2 D·厘米。观察到当初始裂缝传导性是0.025 D·厘米,最初的日常生产和重复压裂后产量显著增加,累积和累积产量增加约时间。然而,当初始裂缝传导性是0.2 D·厘米,每日重复压裂后增产小,累计生产几乎没有增加。

5.3.2。如果重复压裂井裂缝初始裂缝的长度

同样重要的是调查的影响术SRV初始裂缝长度对日常生产和累积产量,和模型场景见例图310。每日生产,累计生产,生产增加的百分比根据不同裂缝长度的初始断裂裂缝提供了数据(14日)和14 (b)和表4。当SRV初始裂缝裂缝的长度是100米,125米,150米,分别日常生产的皮普是1.1%,26.8%,和56.6%,和累积产量的皮普是11.2%,32.7%,和52.3%,分别经过7年的裂缝。应该注意的是,当裂缝长度是100米,这种情况表明,只有最初的骨折是骨折没有创造新的骨折。皮普很小只有最初的骨折术不增加初始SRV长度。然而,增加SRV初始裂缝裂缝的长度可以达到更好的刺激效果。

5.3.3。SRV初始裂缝的宽度

数据(15日)和15 (b)说明了SRV带宽的初始裂缝对日常的影响和累积天然气生产。表5显示了皮普的日常生产,累计生产经过10年的生产基于不同初始SRV宽度。根据表中的数据5,它是观察到当SRV初始裂缝的宽度从6米增加到18米,日常生产的皮普从36.0%下降到17.1%,皮普的累积产量从48.5%减少到20.3%经过10年的生产。它也发现页岩气生产初始SRV宽度增大而增大,但重复压裂后产量增加的比例随初始SRV宽度增加而减小。

5.3.4。裂缝传导性术新断裂

根据应用场景的案例2图所示10新,我们调查了不同的长垣断裂导率水平的日常生产和累积生产页岩气,结果提供了数据(16日)和16 (b)。产量增加的比例根据不同术经过7年的重复压裂新断裂导率提供了表6。可以看出,每日生产增量显著应用的初级阶段,但它将减少生产时间。也观察到当骨折电导率增加从0.025 D·厘米到0.2 D·厘米,日产量增加的百分比从19.1%增长到36.0%,和累积产量增加的比例从21.2%提高到48.5%经过7年的裂缝。增加再骨折的骨折电导率新骨折可以显著提高页岩气术的刺激效应。

5.3.5。SRV术新裂缝的长度

关键是调查各种SRV长度基于案例的应用场景2,显示在图10。为此,三个不同的SRV长度被认为是,结果给出了数据(17日)和17 (b)7年后,生产的比例增加裂缝对应不同的术新SRV长度表中列出7。

观察到日常生产的皮普是8.7%,36%,和74.2%,和累积产量的皮普是23.9%,48.5%,和71.4%对应SRV 50米的长度,100米,150米,分别相比,没有裂缝。它也发现页岩气产量增加大大重复压裂后的初期,如图(17日)。然而,减少骨折的导电性和储层压力随着生产时间的增加将导致脉冲的下降。一般来说,增加电脑的长度可以显著提高页岩气井的刺激重复压裂的效果。

5.3.6。SRV术新裂缝的宽度

SRV术新裂缝宽度的影响日常和累积产品数据中所示(18日)和18 (b)分别和日常的增量比例和累积生产经过10年的生产对应不同SRV新裂缝的宽度的裂缝显示在表中8。可以看出累计天然气产量增加而SRV宽度的增加,但增量减少程度。根据表中的数据8,也观察到日常生产增量的比例是34.7%,35.5%,和36.0%,分别和增量累积产量的百分比是37.4%,48.5%和54.9%对应SRV 0米,宽度6米和12米,分别相比,不考虑重复压裂。因此,建立深水救生艇在重复压裂和增加新的断裂的SRV宽度可以提高天然气产量的长垣页岩气井。

5.3.7。重复压裂时间

数据(19日)和19 (b)显示不同的重复压裂的影响次每日和累积产品,和表9提供增量的日常生产的百分比,累计生产经过10年的生产。相比之下,没有裂缝,裂缝在第三,第四,第五年导致了36.0%,41.7%,和51.7%的增长在日常生产中,和48.5%,43.8%,和累积产量增加41.0%。根据生产数据表9可以看出,应用时间影响皮普的累积水平页岩气井的生产。增量的比例累计生产应用第三年大于重复压裂的第五年。随着生产时间的增加,相对应的增量累积产量的差异百分比不同重复压裂时间将会变得更小。

6。结论

摘要生产仿真模型基于耦合流体/地质力学triple-continuum包括干酪根,无机矩阵,提出了裂缝网络预测重复压裂页岩气井的生产性能。数学模型是数值求解和验证使用水平页岩气井的实际生产数据。在此基础上,该模型应用于预测日常生产,累计生产和增量的比例生产基于不同裂缝参数。是得出以下结论:(1)重复压裂的裂缝和传播的初始裂缝的天然气生产和重复压裂相比可显著提高初始骨折。增量比例的初始断裂裂缝大约是10% ~ 13%,而新增量比例的重复压裂裂缝和传播的初始裂缝约为30% ~ 50%。然而,当初始裂缝的导电率很小,裂缝初始裂缝仍然可以得到更好的刺激效果(2)增加骨折术新裂缝的电导率可以大大提高页岩气井产量。重复压裂的PIP 7年后大约是20% ~ 50%当骨折导电性增强从0.025 D·D·厘米厘米到0.2(3)页岩气产量的增加也明显增加SRV术新裂缝的长度。增量累积产量的比例经过7年的裂缝的长度约为24% ~ 70%时SRV术新断裂从50米到150米(4)页岩气产量的增加大量的裂缝初始裂缝和传播的初始裂缝长度。增量的比例累计生产经过7年的重复压裂约11.2% ~ 52.3%作为初始裂缝扩展长度从100米到150米(5)页岩气井的生产增加而增加SRV术新裂缝的宽度。7年后增量生产比例约为37.4% ~ 54.9%时SRV术新裂缝的宽度增加从0米到12米(6)页岩气井生产初始SRV宽度增大而增大,但增量累积重复压裂后产量下降的百分比的增加最初SRV宽度(7)页岩气产量的影响裂缝。早期的应用时间,初始生产和累计产量越高。然而,累积重复压裂后产量增加的比例差异将成为小随着生产时间的增加(8)滑流的贡献减少,而表面扩散和克努森扩散的贡献变得更加显著的孔隙压力下降,分别。降低渗透率损失变小了,小如孔隙压力降低,因为明显的磁导率将大大增加由于扩散和滑脱效应的显著增强(9)物的效果是天然气生产损失的一个重要原因,但滑移和扩散效应可以抵消矩阵应力敏感性造成的产量损失在一定程度上。气体解吸的贡献和表面扩散页岩气产量具有重要意义

数据可用性

使用的数据来支持本研究的结果都包含在这篇文章,可从相应的作者。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突有关的出版。

确认

作者要感谢重庆的金融支持中国自然科学基金会(cstc2019jcyj-zdxmX0032;cstc2019jcyj-bshX0030;cstc2018jcyjAX0700;cstc2019jcyj-msxmX0507;cstc2019jcyj-zdxmX0024)。我们也想表达我们的感激之情的评论家的仔细审查手稿。他们的评论非常有价值的研究和改进。