Semianalytical生产预测模型和动力学性能分析对页岩气井

文摘

基于页岩气页岩气产量模型非线性渗流机制是合理预测生产率的有效途径。不完整的气体非线性效应被认为是在当前生产预测模型会导致不准确的预测。基于传统five-zone复合流模型,综合非线性气体被认为是改善复合线性流模型在该论文提出semianalytical生产力解决方案。生产力模型的可靠性验证字段数据,然后,气井的20年生产性能分析进行了研究。最终,断裂控制阶段的关键影响因素进行了分析和矩阵控制阶段。研究表明以下几点:(1)生产率模型预测的欧元高于欧元,全面将不考虑非线性的影响,证明了各种非线性效应不容忽视在生产预测,以确保更大的计算精度;(2)早期生产阶段,页岩储层,吸附气体基本上是没有恢复,累积吸附贡献率不超过10%。最后的吸附气体的贡献率是23.28%,年度20年吸附率可超过50%,表明游离气和吸附气分别生产初期的重要来源和长期稳定生产;(3)页岩储层的广泛范围三维压裂改造和合理的井底压力在以后的矩阵应该实现开发过程增加有效储层的早期生产之前,确保天然气生产过程中矩阵的发展。本研究的发现可以帮助更好的确保估计最终复苏的预测精度的主要影响因素和理解气井的动态性能提供了理论参考生产优化和开发计划制定页岩气储层。

1。介绍

如今,页岩气已占据了能源结构的重要战略地位的全球天然气产量丰富的储备和能源效率(1]。采用生产力评估页岩气储层的开发效果,已成为页岩气领域的一个重要研究热点的利用率。页岩气生产评价方法主要包括递减曲线法和生产力模型法。递减曲线方程(2- - - - - -4和修改后的衰退方程5,6采用适合和回归页岩气井的生产性能数据。因此,关键不确定参数经验公式可以通过调整倒预定义的参数来预测页岩气井的生产。然而,产量递减特征的方法是有限的定压生产页岩气井和很容易受到生产数据的不规则的稳定性的影响,这使得它难以实现这个模型的有效性在页岩气开发实践。相反,生产力模型基于页岩气复杂流动机制是一种有效的方法来合理分析页岩气井的生产性能,可避免页岩气生产经验方程的局限性,具有理论意义和应用价值制定页岩储层压裂设计方案和指导页岩气储层的勘探和开发。

有别于常规气藏,页岩气井的动态生产是由复杂的非线性效应等多个流机制(连续流,滑流、过渡流或分子自由流动),天然气PVT属性和高压吸附在同一时间(7,8]。如今,大多数生产力模型(9- - - - - -15)缺乏考虑综合多尺度非线性效应,如真实气体效应的影响和非线性的超临界解吸法对页岩气产量,导致低效率的评估。因此,一个统一的认知建立页岩气产量模型尚未形成。

本文考虑非线性因素的缺乏现有的生产模式,开发工作流如下:首先,真实气体的物理特性的非线性,高压吸附气解吸,非达西流动滑脱效应和扩散等机制,和次级断裂的应力敏感性网络中综合考虑产量预测模型。随后,生产力模型的半解析解拉普拉斯变换,得到基于正则摄动转换,Stehfest数值反演,和迭代的方法。然后,页岩气井的生产数据验证的可靠性生产力解决方案确认的重要性,在页岩气页岩气综合非线性影响生产。接下来,页岩气井的生产性能20年来可以说明。最后,气井的关键生产影响因素已经澄清,和具体的指导方针,提出了生产优化,有一定的理论参考,提高气藏产量和最终气体复苏。

2。方法

2.1。物理模型描述

由于不规则分布的二次骨折刺激水库区域,具体骨折异质性特征参数无法准确获得,和断裂网络是方便计算过程简化。假设所有的液压骨折可以通过车身横向断裂特征(16)在这项研究和二次断裂网络和矩阵处理为等效介质。考虑到有一些如果水库区域之间的液压骨折,物理模型可分为以下5个流动领域:液压骨折,裂缝网络区域1,液压骨折之间的矩阵区域2,如果矩阵区域3和矩阵面积4。在不同的地区明显不同的流动行为。四分之一的单一选择水力裂缝在这个模型如图1:

特定的假设如下:(1)迁移的单相甲烷气体在不同渗流领域被视为一维流动。页岩气流入内部区域1和2的外区3区4,分别。区1区2中的气体收敛于水力裂缝与井筒先后。页岩气储层的厚度和均匀的外边界是封闭的。被定义为外边界的距离(2)矩阵中的吸附气体的吸附特点2、3和4可以解释为超临界朗缪尔吸附方程。自由气体的扩散和滑移现象的矩阵(3)内部断裂网络1中的自由气体流动粘性流的水力裂缝网络考虑裂缝的应力敏感性(4)液压骨折内区统一等长和对称分布,这充分渗透储层垂直。半身的,宽度,集群间距单个液压骨折和骨折半角 , , , 。水力裂缝中的气体流动行为遵循达西流(5)气体流之间的质量交换不同的渗流区域是一个非定常流的行为,和天然气生产过程是等温渗流。忽略重力和毛细力和气井产生恒定的压力

2.2。数学模型

2.2.1。控制方程矩阵的气流区4

矩阵的区4中的气体流入区域2的矩阵方向。考虑到超临界吸附气解吸的页岩矩阵,扩散,和自由气体滑脱,外边界是封闭的,内部的压力边界是连续的。

根据质量守恒定律,气体流动的控制方程矩阵(1)可以得到: 矩阵综合压缩系数在哪里吗

天然气压缩因子

作为传统的朗缪尔方程不能适应高温、高压吸附等温线法,高压吸附等温线模型(17采用,解吸气体压缩因子(18)转化为方程(4):

Javadpour表观渗透率模型(19)是用于描述气体扩散和在矩阵: 在哪里

滑动速度校正因子

液压流半径

拟压力和拟时间(18)是用来控制方程的线性化高压物性参数,容易解的方程。

拟压力是

拟时间是

根据拟压力的定义和拟时间和无量纲参数表的定义1,情商。1)可以改写如下:

的初始矩阵压区4等于原始地层压力:

情商的无量纲形式。((11)- (13)如下:

然后,无因次流量方程的拟压力可以转化为方程(15)拉普拉斯形式20.]:

接下来,双方的无量纲流量控制方程(10)乘以同时集成的无量纲时间从零到无穷大,这证明方程(16):

左边的积分项方程(16)简化方程(17):

积分项的右边方程(16)简化方程(18):

情商。17和情商。18)替换成Eq。(16)获得无量纲流量方程(19在拉普拉斯空间)外矩阵的4:

边界条件可以表示在拉普拉斯方程(形式(20.),(21)):

带4的无因次拟压力的解决方案在拉普拉斯空间表达方程(22基于方程(19)和边界条件(20.),(21)):

2.2.2。气体流量控制方程的矩阵区3

考虑到气体解吸、扩散和滑动沿着从矩阵区3区1方向,无因次气体渗流方程的矩阵区3可以推导出方程(23):

外边界是封闭和内部边界是连续的压力,无量纲初始和边界条件是反映在方程(24)- (26)如下:

类似的解决方案过程无量纲zone4流动方程的矩阵,矩阵的无量纲伪压力解区3在拉普拉斯空间可以推导出方程(27基于拉普拉斯变换:

2.2.3。控制方程的气体流量矩阵区域2

考虑之间的非定常气流交换矩阵区域4和矩阵区域2中,无量纲气体渗流方程建立区域2的矩阵方程(28):

外边界封闭,内部边界压力是连续的,和表达的初始和边界条件方程(29日)- (31日)):

初始条件是

外边界是

内部边界

区域2中矩阵的无因次拟压力的解决方案在拉普拉斯空间中可以推导出方程(32基于拉普拉斯变换: 在哪里

2.2.4。控制方程的气体流动区域1的裂缝网络

考虑裂缝网络应力敏感性的影响气体粘性流,流量之间的外边界区域1和区域2是连续的,和内部的压力边界是连续的。

一个指数应力敏感性实验模型(21]本文采用特征次生裂缝的应力敏感性的影响气体流,用方程表示(34):

裂缝网络区1中的无量纲气体流动方程可以描述表达式(35):

随后的边界条件方程(36)- (38)):

初始条件是

外边界是

内部边界

由于无量纲应力敏感性的强非线性项气体流动方程,pedrosa变量(22)采用更换拟压力项。变量项表达式 在哪里是微扰的转换函数。

方程(39)被替换成无量纲方程(35)和方程(35)可以推导出方程(40)在区域1:

这个词 在方程(40)可以扩展到泰勒方程的形式(41):

因为无量纲pseudopermeability模量≪1,这个词可以视为零约;然后,方程(40)可以简化为方程(42):

初始和边界条件简化如下:

初始条件是

外边界是

内部边界

同样,结合拉普拉斯变换,方程的拟压力的解决方案(42可以用方程表示)(46): 在哪里

2.2.5。控制方程的内区气体流量液压骨折

水力裂缝中的气体流量是线性流,和无量纲气体流量控制方程(48在建立了水力裂缝):

考虑天然气井的井底压力恒定和外边界封闭,初始和边界条件如下:

初始条件是

外边界是

内部边界

的无量纲控制方程(48)的液压骨折可以简化,解决了利用pedrosa变量替换和拉普拉斯变换方程(52): 在哪里

由于气井水力裂缝的数量,总无因次产量的井底页岩气井在拉普拉斯空间可以在方程(54):

基于Stehfest数值反演[23),semianalytical无因次产量在现实空间的解决方案。然后,结合牛顿迭代法,生产解决方案在现实空间可以在恒定压力。

2.3。模型验证和分析

水平井压裂生产数据的多级倾心致力于页岩气块可采用作证的有效性提出生产模型。相关的地质参数和水平井参数如下表所示2。通过调整模型的相关参数,semianalytical模型提出了可以在历史上与气井的动态生产数据相匹配。(表明模型拟合的参数)。

从图可以看出2气井的生产过程持续了1140天,和天然气日产量数据很不稳定,但整体单调下降法是显而易见的。800天,每日气体产量降至230000米³10000 /天³/天,累计天然气产量7100万立方米,基本上进入气井的稳定生产阶段。显然,天然气产量曲线计算效率模型与典型的生产曲线基本上是一致的。此外,累计天然气产量7790万立方米计算的模型,和气井的实际天然气生产1140天达到7640万立方米,相对误差为1.986%,模型的可靠性被认为可以作证。作为显示在图3生产,非线性效应的贡献不明显气井生产的第一年,但不容忽视的增加生产时间。然后,气体的欧元20年是1.379亿立方米,高于1.117亿年的23.46%计算没有考虑全面的非线性效应,这表明,生产可以被低估严重不考虑任何上述非线性的影响。这种现象是由于气体分子的稀释效应在微纳孔矩阵的低压油藏后期的页岩气开发。气体分子间的碰撞频率和孔壁变成气体的主要运动机制的动机,所以克努森扩散等微观传质方法解吸,和滑流开始扮演了一个重要的部分在大大提高透气性,可以延迟减速的日常天然气生产和后期加强天然气供应程度。semianalytical模型紧密地依赖于现场生产信息和考虑更多multinonlinearities,从而大大提高了计算精度,合理评价气井的中期和长期的生产率和预测欧元价值。

3所示。动态生产性能分析

20年发展天然气井的性能基于生产力模型提出了研究。从数据可以看出4和5从45 MPa,当平均地层压力下降到33 MPa的生产时间1年,最初的生产主要是由自由气体从断裂系统,而吸附气体基本上是不习惯,和欧元的比例不超过40%。随着生产时间的增加,由于地层压力的下降,吸附气体的产量逐渐增加导致的高累积吸附气体比例。当平均储层压力下降到约50%的初始地层压力的第八年生产、吸附气体累积贡献率达到15%,欧元回收率为75%。第十年,储层压力下降到21.8 MPa,吸附气体累积贡献率接近18%。储备的利用率可以达到80%的欧元。最后平均地层压力下降约67%,计算累积天然气产量可以达到近1.379亿立方米,然后,欧元的吸附气体的贡献率是23.28%。与此同时,年均吸附气体的贡献曲线在图6表明吸附气体生产的年均贡献率逐步增加生产时间。具体来说,吸附气年产量占不到10%的气体输出在第一年和12年吸附气率超过40%。吸附气体在后来的天然气生产中扮演更重要的角色比自由气体成分在20年,最后每年吸附气体可以53.71%的贡献率。可以看出,眠气体在生产中扮演一个关键部分组成主要是在后期的生产周期,这有利于长期稳定气井的生产。

从图可以看出7当平均地层压力大于37 MPa,累计天然气产量的平均地层压力成线性关系,线性斜率是关于0.050.9十亿立方米/ MPa。在此期间,累计天然气产量曲线和自由天然气产量曲线基本上是重叠的,这意味着自由气体主要是由页岩气藏。地层压力下降到37 MPa时,累积天然气产量曲线开始偏离直线部分和逐渐向上弯曲;然后,吸附气开始被利用。较低的平均地层压力使吸附曲线和累计天然气产量曲线很容易出现,其斜坡,分别006.2万立方米/ MPa和002.61万立方米/ MPa。它可以显式地解释吸附气体后生产的一个关键部分组成在页岩储层。

4所示。页岩气产量影响因素分析

天然气产量递减曲线表明,气井的实际生产供应主要来自气体刺激区域的断裂和裂缝附近的大规模转移矩阵系统(图8)。大规模的页岩储层水力压裂后,诱导次生裂缝网络和自然骨折near-well区域相交,形成高导电性渗流通道。骨折的页岩气动机下的压差将很快从裂缝流入井筒,导致在日常天然气产量快速增长初期生产阶段。生产时间大约是38天,天然气日产量达到325900的峰值³/天。页岩气在骨折后流入井筒,气井进入天然气供应矩阵控制阶段。所致的低孔隙度和低渗透率页岩储层,页岩气产量的矩阵骨折相当缓慢,这使得矩阵不能供应的天然气生产的天然气生产断裂系统与高导电性在时间,天然气产量迅速下降到页岩气解吸的发生。然后,气体扩散和滑移等明显的非达西效应在低压力下将在一定程度上提高天然气产量。预计天然气井将进入一个长期稳定的生产周期在第800天。因此,页岩气井的初始生产主要受气流影响的断裂,而页岩气生产在以后生产阶段显然是矩阵提供的长期发展。基于生产预测模型,阐明天然气井的高产量的影响因素在裂缝中的气体控制阶段,天然气供应的矩阵有助于提出理论优化建议和指导测量提高储备产量和最终气体恢复水平。

4.1。压裂复杂性指数

骨折的复杂性指数(FCI) (24)反映了液压的复杂性骨折和骨折之间有效沟通的程度。它被定义为宽度的比值(Xn)水力裂缝网络的长度(2 xf)由微震的监控数据。然后,不同的裂缝网络的影响气井生产上的索引研究基于模型。

上面的图9表明,当其他因素保持不变,骨折的复杂性指数主要影响气井的生产性能的早期和中期阶段。骨折的复杂性指数越大意味着平滑每日气井产量递减曲线,和气井的累计天然气产量将大幅增加。FCI从0.25增加到0.4时,气井的欧元20年增加了3.53%,和游离气和吸附气的产量在20年内增长了1.9%和6.9%。可以看出,FCI越高意味着更复杂的水力压裂形成的裂缝和储层压裂效果更好,极大地促进了生产的游离气和吸附气解吸的断裂系统。

4.2。二次断裂网络的渗透率

在实际的天然气生产过程中,二次骨折中扮演重要角色之间的气体质量传递矩阵和液压骨折。不同的次生裂缝渗透率的影响天然气生产,游离气和吸附进行了研究。

从图10,它可以直观地反映,当二次断裂网络渗透率增加从0.1 mD 5 mD,累计天然气产量曲线的气井产量大幅增加,和每日天然气产量递减率减少。欧元、自由气体体积和吸附气体的体积气井20年增加了11.71%,6.56%,22.42%。这是因为次级断裂网络的高导磁率可以表示二次骨折的高导电性降低裂缝网络和系内气体的流动阻力压降漏斗部分的传播速度。最后,气体流动面积扩大,裂缝网络的自由气体很容易开发。由于连续增加二次断裂网络渗透率、渗透率极低的矩阵使其远离骨折足以供应气体,导致日常天然气产量的增长速度相对较慢,累计天然气生产。

4.3。应力敏感性的二次骨折

时有效的地层压力的增加,二次骨折往往显示明显的应力敏感性。当其他参数保持不变,压力灵敏度系数的影响气井的生产力进行了研究。

图11显示,每日天然气生产和累积天然气生产有很强的应力敏感性系数负相关。应力敏感性系数越高会导致较小的日常天然气生产和累计天然气气井的生产。欧元、累积吸附气体量和累积自由气体体积考虑最大应力敏感性低于没有应力敏感性31.33%,66.58%,17.91%。可以看出,气体产量减少骨折没有支撑剂会导致明显的压力阴影区域附近的骨折,不能实现有效的裂缝与井筒之间的气体传输,导致天然气产量的显著偏差。因此,陶粒支撑剂与高强度和良好的抗压力应该选择在水力压裂裂缝网络的渗透率降低损失。

4.4。井底压力

合理的井底压力的选择对气井的生产产生重大影响,它可以帮助延迟储层孔隙压力的快速衰减,维护骨折的长期开放系统,减轻渗流场的应力敏感性,增加一个的最终累计天然气生产。基于这个模型,井底压力设置为0.1 MPa, 5 MPa, 10 MPa, 15 MPa,吸附气和游离气的天然气生产特点进行了研究。

作为显示在图12,井底压力对中间的生产产生重大影响和气井的晚期。每天的天然气生产和累积天然气气井的生产与井底压力的减少显著增加。降低井底压力之间的压力梯度增加水库和井底,有效促进骨折的天然气生产和利用天然气的矩阵。欧元、吸附气体体积和自由气体体积的气体在5 MPa增长了6.38%,12.53%,和3.54%相比,在10 MPa。然而,过分低的井底压力促进大型有效应力,导致关闭二次骨折,和储层的变形流动渠道,因此,裂缝中的气体系统不能有效地生产。因此,制定一个合理的井底压力的过程中,有必要考虑有效应力对断裂的影响电导率控制关闭骨折,缓解产量减少,并确保充分利用气井产量,从而增加气井生产和页岩储层的累积回收率。

总之,页岩气井的产量递减曲线的典型特征是高初始生产,快速下降率,和长期低生产周期在以后的阶段,形成一个典型的l型产量递减曲线。加强页岩气储层产量和获得最优生产率必须依靠断裂网络控制地区的天然气供应和矩阵控制区域。首先,页岩气储层的三维水力压裂应该实现改善初始天然气生产。储层岩石转变成颗粒状形式,多层次二次骨折引起有效应力下液压骨折和水库的区别,加强二次骨折骨折和自然之间的通信,储层压裂控制区域最大化,增加水库的有效渗透率,可以大大提高页岩气井的早期生产力。此外,矩阵的天然气供应的关键是保证实现长期稳定生产气井后期。基质渗透率极低会导致几个关键问题,不利于有效生产等困难压力传播和快速下降的天然气产量的矩阵页岩储层。因此,可以进行有效的井底压力缓解压力敏感性和增加有效压力梯度之间的裂缝网络和矩阵来促进生产的游离气和吸附气解吸的矩阵,以确保气井稳定生产的早些时候发生时期,这有利于提高储层有效利用率和回收率。

5。摘要和结论

(1)基于传统five-zone复合流模型,超临界吸附、扩散、滑移应力敏感性,和天然气高压物性改善流模型全面考虑,这弥补了缺乏考虑气体非线性效应在以前生产力模型(2)提出生产模型验证了现场生产数据和说明生产力模型预测的欧元高于欧元,全面将不考虑非线性的影响,强调,天然气产量预测过程中的非线性效应是不容忽视的(3)20年生产预测模型基础上,研究了气井的生产性能:气井生产的第一年,吸附气体基本上是没有恢复,累积吸附贡献率不超过10%。最后的吸附气体的贡献率是23.28%,20年吸附率可超过50%^th一年(4)累计天然气生产曲线和自由天然气产量曲线基本上是重叠时,地层压力高于临界吸附压力;然后,气体累积天然气产量大幅上升时,地层压力低于临界解吸压力。因此,自由气体主要影响生产力和生产midstage初,和吸附气体时长期稳定生产的重要来源储层低压(5)生产影响因素的裂缝网络阶段和矩阵阶段进行了研究,包括裂缝网络渗透率、压力敏感性,骨折的复杂性指数和井底压力。优化改善页岩储层的生产提出了建议:(1)水力压裂过程中,三维的宽量程应该实现页岩储层压裂改造,增加有效的早期油藏的生产;(2)合理的井底压力后矩阵可用于开发过程增加有效裂缝网络和矩阵之间的压力梯度,促进生产的游离气和吸附气矩阵

命名法

:	井筒横向气流区,m2
:	改性超临界解吸气体压缩系数,1
:	气体压缩系数,1
:	矩阵综合压缩系数、Pa1
:	储层压缩系数,Pa1
:	标准大气压力,Pa
:	标准温度,K
:	储层温度、K
:	理想气体压缩因子,无量纲
:	天然气压缩因子,无量纲
:	原始体积系数,无量纲
:	在油藏条件下,天然气的体积系数无量纲
:	朗缪尔体积,m3/ m3
:	朗缪尔压力,爸爸
:	渗流场的压力,
:	无量纲滑移速度校正系数
:	天然气粘度不同的渗流场,爸爸。s(下标 分别代表了三个矩阵区域)
:	平均气压,Pa
:	扩散系数,m2/秒
:	明显的矩阵区域渗透率,m2
:	达西渗透,m2
:	圆形毛细管半径,m
:	液压骨折综合压缩系数、Pa1
:	有效的水平长度,m
:	井距,m
:	水力裂缝的宽度,m
:	储层厚度、m
:	地层压力,爸爸
:	原始地层压力/ Pa
:	伪,年代
:	裂缝长度的一半,m
:	储层渗透率,mD
:	水力裂缝的数量,m
:	裂缝网络渗透率考虑应力敏感性的影响后,m2
:	初始裂缝网络渗透率,m2
:	水力裂缝渗透率,m2。

希腊人

:	吸附相密度,公斤/米3
:	Pseudopermeability模量、宾夕法尼亚州的/ Pa2
:	孔隙度、裂缝网络%
:	最初形成的拟压力,爸爸2/(宾夕法尼亚州)
:	储层孔隙度/无量纲
:	天然气粘度、mPa·s
:	形成拟压力,爸爸2/(宾夕法尼亚州)
:	最初形成的拟压力,爸爸2/(宾夕法尼亚州)。

数据可用性

使用的数据来支持本研究的发现可以从相应的作者。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

这项研究是由中国国家科技重大项目页岩气渗流规律和气藏工程方法(批准号2017 zx05037 - 001)。为他的语言帮助我们欣赏Guangzhao周在准备这个手稿。

引用

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