文摘

水力压裂技术已经成为发展的关键技术低渗透性/致密油和天然气储层。评价postfracturing效果必须压裂和开发计划的制定和实施。基于流的特点在大规模水力压裂后裂缝网络,评价压裂效果的数值方法建立了垂直井。本研究进行postfracturing效果评估阻止C油田进行了常规压裂和体积压裂的井,分别提出了裂缝网络导电率的定义及其与累积产量的关系,并分析了压裂施工参数。结果表明,常规压裂只能形成一个断裂,而不是刺激储集层体积(SRV)地区。然而,体积压裂改造可以形成一个复杂的裂缝网络系统和深水区域同时带来明显增加生产。有效持续更长一段时间,日均石油是2.2倍的增加比常规压裂。此外,随着生产的发展,深水区体积转换的核心区域内逐步减少从6664.84²到4414.45²;SRV外部区域的面积从7913.5下降²到5391.3²。进步发展,等效渗透率和裂缝的面积逐渐减少压裂效应逐渐减弱,因此网络的电导率下降指数;良好的导电率之间的相关性观察裂缝网络,累计生产,和压裂施工参数,可以作为评价参数对压裂效果和压裂产能预测的基础,为压裂优化设计提供指导。

1。介绍

随着非常规资源勘探和开发技术的进步,紧水库和其生产的贡献逐年增加,成为相当一部分在中国当前和未来的原油储备1- - - - - -3]。致密储层的开发已经成为了关键作用的进步提高国家能源安全,实现能源自给自足。致密油和天然气储层具有低渗、孔喉结构不佳,没有自然生产(4- - - - - -6]。传统开发方法很难实现盈利,因此需要体积压裂指断裂网络的生成通过人工方法,改善储层渗流能力和裂缝之间的接触面积和水库7- - - - - -11]。生产体积压裂后的评价一直是石油工程师的关注焦点。

方法评价压裂效果可以区分为直接方法和间接方法。前者主要包括微震的,测斜仪,温度记录,和示踪剂分布的纤维。然而,该方法监测方法和时间的限制条件,因此只能检测裂缝的效果在某个时间点上,不能进行长期监测(12]。同时,间接法不限制监测方法和所需的数据很容易获得。因此,与直接法相比,间接的方法是更广泛地用于石油工业。Perrine提出了多相流测试(压力的方法13]。他指出,如果一个单相流体的流量系数和压缩系数替换为多相流体的总流动性和综合压缩系数、试井公式推导的单相流还可以用于多相流测试。马丁指出,通过理论分析,珀赖因的本质的压力方法是忽略了在储层饱和度梯度(14]。基于方法的试井分析,综合流量系数、表皮系数,和平均地层压力。生产指数也可以通过类比与单相流的稳定流动。Serra等人提出了一个计算方法相对渗透率曲线使用不稳定的压降或压力恢复数据(15]。李等人提出了一种新的生产数据分析方法解决基于虚拟等效时间突变问题。变流量的数学模型提供了新的规范化的定义与压力有关的渗透率的拟压力和拟时间考虑multifractured水平井在页岩气储层16]。Hatzignatiou等人研究了井筒储存的影响在多相流系统压力17]。张、杨采用semianalytical技术检查物影响的瞬态压力响应multiple-fractured水平井在非常规油藏任意形状;灵敏度分析对压力反应和相应的导数曲线收敛皮肤的效果,对执行边界形状,最大距离,和最小断裂导18]。许等人采取了semianalytical pseudo-3-D地质模型来描述诱导裂缝网络。液压刺激卷由横向扩张的椭圆表示包含一个简化的裂缝网络组成的两个垂直平面骨折垂直于另一个。这个模型提供了一个数学上的等价描述水力裂缝延伸的过程和诱导骨折的特点19]。

Lei建立的概念第一次数值试井模型,考虑了井筒储存效应和皮肤效应(20.]。Puchyr首次提出的概念数值试井模型,它假定流体不可压缩单相流体在单井的条件下,形成相应的油藏数值模拟器(21]。阿切尔通过数值试井模型的研究发现,格林函数数值模型解释[是最好的选择22]。

迈耶和Bazan针对复杂的裂缝网络结构的形成与高导电性体积压裂后油井基于物质平衡和动量守恒方程;提出了离散裂缝网络。然而,当使用这个模型来计算断裂网络参数,有必要结合压裂施工参数及地应力参数,和渗流场法压裂后油井的生产阶段无法获得(23]。许等人实施一个离散裂缝模型(DFM)和使用灵活的德劳内三角代表个人骨折。数值模拟进行调查的影响,岩石变形与复杂储层裂缝网络(24]。

然而,对于紧水库,很难得到解析解对复杂边界条件下渗流方程和数值试井,以前作品使用简单网格显示一定的局限性无论被结构性或非结构化。

本文基于数值试井的数学模型,我们使用了混合网格方法与径向网格和约束PEBI网格评价压裂效果基于生产数据。该方法应用于直井进行常规压裂或体积压裂C的一块油田,中国,压裂后评估和比较它们的影响。

2。模型描述

2.1。物理模型

体积压裂不仅形式主要骨折还创建了一个改革区组成的二次骨折。压裂改造后,压裂区域变得复杂,需要简化的数值解。黑油模型的基础上,提出以下基本假设:

(1)储层中的流体流动符合达西流;(2)只有水和油阶段模型中。油和水组件相互nonmiscible,没有两个组件之间的质量交换;(3)储层中的流体是在恒定的温度和热力学平衡;(4)考虑到压力灵敏度,可压缩流体和岩石;(5)储层非均质性和各向异性;(6)毛细力可以忽略不计。水库修改卷(SRV)体积压裂形成的转换是由“ 。“本文主要骨折被视为一个网格与无限的电导率;是杰出的转变成核心区域(主要断裂影响区域)和外部区域(二次骨折部位),和相应的等效渗透率面积增加(图1)。核心区域的孔隙度和渗透率相对更大,而那些外区域的更少。修改的区域的孔隙度和渗透率储层的基本参数。

2.2。数学模型

基于上述假设,达西定律的替换成连续性方程可以从下面的控制方程。

油相方程

水相方程 在哪里是网状透气性,μ米²;和是油和水的相对渗透率,无量纲;粘度,Pa·s;是地层体积系数;压力,Pa;是密度,公斤/米³;重力加速度,m / s²;垂直坐标;储层孔隙度;和油和水饱和,无量纲;和是油和水的流量为地面条件,分别m³/天;下标o和w代表油相和水相,分别。

上述两个方程有四个变量: , , ,和 。解决方程,需要添加两个额外的方程。假设只有油和水存在于储层。 在哪里的毛细力油相和液相和含水饱和度的函数,可以得到的油水相流实验。控制方程中的两个变量可以消除由方程(3)和(4),只有两个变量和被解决。

石油生产方程

水生产方程 在哪里网格相邻的距离到骨折,m;裂缝宽度,m;网格的厚度,m;井筒污染系数,无因次;井筒压力,Pa;和网格断裂附近的压力,。

很明显从方程(5)和(6),有一定的石油生产和水之间的关系:

是产生恒定液体总产量 ,在石油生产和水的生产可以通过公式(7)。考虑到存储的影响,我们可以得到以下方程: 在哪里是井筒存储系数、m³/ MPa。

方程(1),(2),(5)和(6),连同封闭边界和初始条件,形成一个适定方程组。通常情况下,笛卡尔网格通常用于油藏模拟。然而,在水库与复杂的地质条件,不能准确地描述储层的边界形状,每个网格并不是保证是有效的。使用PEBI(垂直二分)的网格可以克服笛卡尔网格的缺点,广泛应用于数值模拟领域,特别是在数值试井(25- - - - - -27]。完全隐式线性化方程的适定的数值方程可以解决(28]。

3所示。生产数据解释方法

根据开发和生产的历史数据,可以计算出井底压力在不同的发展时期;然后,指定区域模型(内区,外区和冥顽不灵的区)是用来配合,进行敏感性分析来分析中小裂缝渗透率参数如渗透率、裂缝的半身像,改革领域,基岩渗透率。以下资料显示一个垂直井的45天postfractured历史生产数据被用于曲线拟合。下面的表显示了水库的基本参数。

井底压力的任何改变将通过跟踪观察基岩渗透率、裂缝的半身像,主要和次要的断裂带渗透率。曲线拟合的过程和结果如下:(1)建立一个模型,包括井型(水平井、压裂直井和水平井压裂),沉积相分布,边界属性,和错误(2)进入储层,层的属性,包括顶部和底部边界类型、多孔介质的渗透率,压缩性,领域深度、厚度、饱和度分布和孔隙度分布(3)输入的属性包括井筒坐标,骨折半身像,裂缝方向、井筒储集系数,和皮肤的因素(4)输入流量和井底压力曲线拟合数据。油井产生恒定流量。计算井底压力将匹配测量井底压力,通常从套管压力转换和动态液位(5)预测一组压裂效果评价参数:核心区域的面积和外区,渗透率、储层渗透率分布和断裂半身像。在参数调整,区域和渗透率等参数的核心区域和外部区域需要反复调整(6)匹配计算井底压力与实测井底压力得到拟合结果。确定拟合结果满足精度要求。如果是这样,指定的参数是压裂效果评价参数;如果没有,回到步骤(5)。

基质渗透率主要影响流一个遥远的尽头。当矩阵的渗透率降低,流量在一个距离是削弱,也降低了流量矩阵的骨折。因此,矩阵的渗透率影响整个压力曲线(图的形状2(一个))。骨折的半身的主要影响前部的压力曲线的形状,而后者一半是相互平行;骨折只影响压力曲线的形状在早期阶段,因为骨折短半身像和油井的生产率指数减少,导致压力快速下降(图2 (b))。的最重要的部分压力曲线几乎重叠,表明内区渗透率影响很小的压力相对于主要的骨折。在本节中,压力曲线开始几乎平行,这意味着后期引起的流动特性无显著影响,主要断裂渗透率主要影响油井附近的流(图2 (c))。次级断裂带少影响早期压力曲线,表明第二外区主要影响中期压力(图2 (d))。

4所示。应用程序和评估

4.1。压裂效果评价

方法应用于三个典型的垂直井附近同一块油田。由于低生产和缺乏理论的理解,这三个井进行了常规压裂和改革措施在早期阶段,但是很快,刺激的效果消失了,和生产下降。近年来,“大规模水力压裂”理论的提出,在现场试验取得成功。因此,这三个井受到体积水力压裂在同一时间。水库的基本参数如表所示1。压裂参数如表所示2。

C1和骨折,2007年8月投产。最初的日常生产液体是4.12米³,石油日产量2.93 t,水分含量为14.1%,水动力表面1494米。2013年4月,液体生产下降。从那时起,日产量是0.89³,石油日产量0.81 t,含水量为9.38%。暂堵压裂后在2013年9月,《每日液体生产2.75米³,石油产量1.35吨,产量增加。水切割是稳定的。压裂生产数据和井底流动压力数据整理获得图3。

压裂生产数据和转换后的井底压力数据比较,生产数据相对稳定和压力是由相邻的间隔安装干扰。一共有两个部分安装观察压裂动态变化的影响。

第一个时间是24天的生产数据于9月19日至10月12日2013年。曲线拟合后,渗透率在骨折10 mD和修改的地区的渗透率是0.3。骨折半推半就是103米,平均液体生产2.33米³最初的85%水平。下图展示了渗透率分布。

从图可以看出4(一)SRV不是在压裂过程中,形成和只有一个主要断裂形成。图4 (b)是一个历史拟合压力图。

如图5(a),当压裂液的返排和完井在早期阶段,生产油井附近的压力高达7.76 MPa由于原油的存在。作为维持生产,造成的井底压力场生产逐渐蔓延到储层的边界,使附近的压力和裂缝下降而边界压力逐渐增加。(图的第五天5(b)),压力场的影响已经扩散到边界,但是边界压力没有达到最大值,和周围的压力降和骨折仍然很小。当生产达到第八天(图5(c)),压力影响继续扩大的边界而影响压裂液开始消失,形成明显的对比来压降和骨折。当生产走进(如图19天5(d)),井筒周围的压力和骨折是小于一个边界,形成一个减压锥所产生的压力减少。

第二个时期是38天的生产数据,从12月17日,2013年,2014年1月23日。通过曲线拟合骨折半身的62米,有效渗透率降低到2 mD,平均每日液体生产减少到0.96³,初始值的35%。压裂的刺激效应迅速减少。因此,很明显,骨折的半身的对生产有很大影响,随着裂缝逐渐接近,骨折电导率降低,和生产。

剩下的时间的三个井经过曲线拟合上述同样的方法,并拟合结果如表所示3。

从表可以看出3三井的大型水力压裂是更有效的比传统的压裂方面的刺激的结果。常规压裂井C1只能形成一个骨折由于液体和支撑剂的体积小。随着开发的进行,裂缝逐渐关闭的等效渗透率,逐步从10 mD减少到6医学博士;骨折的半身的迅速下降与降低生产。最后,随着裂缝封闭,等效磁导率降至0.8。刺激效应引起的压裂基本消失,生产不破裂水平下降。第二阶段的大型水力压裂,由于大量液体和支撑剂在地上,一个小比例,形成地下大型体积重建区域。骨折半身的解释是110 m,核心地区的渗透率是15。面积是5747.6米²;外部重建地区的渗透率是1医学博士和重建面积是8471.8米²。的流体进入地面常规压裂井中C3和C4有所上升,形成一个较小的裂缝网络。随着这个过程的发展,裂缝逐渐关闭,刺激的效果很快就消失了。在大型水力压裂过程中,大量的液体和支撑剂进入地层的体积比C3, C4是更高而渗透率和改革的渗透率区域内区和外区略比C3。它可以观察到液体和支撑剂的数量进入地层,当达到一定程度时,会减少刺激的效果。

4.2。刺激的计算方法和影响因素分析储层电导率(SRC)

大型水力压裂的主要目的是形成渗流通道刺激水库内的高导电率,从而减少阻力的石油和天然气从形成到井筒流动。测量了储层的导电性,它已被广泛认识到单一骨折电导特性的方法不适合裂缝网络电导率。因此,在这里,裂缝网络的等效磁导率的产品和相应的地区使用。它的定义是表示如下: 在哪里是刺激水库的面积,米²,是相应的等效渗透率。

从图可以看出6SRC显示了指数随时间减少,但刺激外部地区储层电导率(SRCE)减少得更快。这个特点是符合法律的电导率下降一个断裂,也充分体现了SRC公式提出了。外部区域主要由压裂产生的裂隙。随着开发过程,这些裂隙更容易形成应力敏感性,因此可以更容易接近高电导率下降。

图7是一个刺激油藏电导率之间的关系图的内部区域(SRCI)和SRCE压裂后1.5年的累积生产。根据图中,累计生产有很强的相关性与断裂网络电导率的内部和外部区域,相关系数是0.83和0.88,分别。这个结果证明,反向断裂网络导电率定义为参数计算从本文的数值方法能够反映大型水力压裂效果,可以按照石油和天然气产量预测。

为了探索造成的影响压裂操作参数SRC, SRCI的第一阶段的相关性和SRCE分解压力,注入体积、支撑剂体积,支撑剂浓度、储层厚度、断裂半身的进行了分析。分析结果如图所示8。

从图可以看出8第一阶段SRCI没有相关性,破裂压力和储层厚度,但微弱的相关性与支撑剂体积和强烈的负相关支撑剂浓度的相关系数0.95;强烈的正相关性与注入体积和裂缝半身的观察,的相关系数分别为0.88和0.99。第一阶段SRCE与油层的厚度没有相关性,但弱相关的破裂压力,支撑剂体积,和骨折半身的注入体积有很强的正相关关系,相关系数为0.83;与砂率存在一个强大的负相关,相关系数为0.93。

通过上面的分析,有一个好的SRC和累计产量之间的相关性,这反映了一个大型水力压裂的效果的重要参数。SRC注入体积也相关,支撑剂体积,和支撑剂浓度,因此,它可以提供指导大型水力压裂的优化;与此同时,它还可以影响储层的地质特征根据石油和天然气井的生产力和压裂工程的影响。重新评估将改善储层的空间分布特征和甜点预测的准确性。在实际应用过程中,石油和天然气井在同一地区,评价结果之间的关系的大型水力压裂工程重建效果和效率计算。然后,通过实际例子,石油和天然气的生产力大型水力压裂后油井比较和分析;刺激效应也受地质条件的影响,如储层孔隙度、渗透率、和石油丰富。最后,导致生产率的因素确定井之间的差异,这样的因素影响生产力可以区分和储层的空间分布可以确认,评估的特点和形成的身体位置更准确。

5。结论

(1)大型水力压裂的效果优于传统的压裂。裂缝网络区域和等效磁导率的转换形成的内部和外部的区域明显更好的比常规压裂;大型水力压裂后,压裂改造的影响是不同的,在不同的生产阶段和渗透率和压裂改造区域的面积随时间逐渐减少(2)内部和外部断裂网络的导电率显示了指数下降随着时间的推移,和外部断裂网络的导电率下降得更快,这是符合电导率的降低单个断裂,举例并验证的公式提出了裂缝网络的电导率(3)有一个好的裂缝网络导电率和累积产量之间的相关性,可以用来反映大型水力压裂的效果,可以作为依据石油和天然气井压裂后的生产预测。同时,之间存在良好的相关性也SRC和注入量,支撑剂体积,和支撑剂浓度,可为大型水力压裂的优化设计提供指导和影响储层的空间分布特征和甜点,提供判断的依据

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,他们没有利益冲突的工作。

确认

我们感激地承认金融支持国家科技重大项目(2017 zx05013 - 001)。