文摘

页岩气压裂后关井和排水影响生产率的因素很重要。由于页岩气排液的优化方法不完善,没有清楚的解释问题,如“制定合理的关井时间”和“少压裂液返排但汽油生产现象”在页岩气排水。摘要双重压力漏斗(一个漏斗形成压裂期间由井筒压差形成,和两个漏斗形成过程中返排压差从骨折到形成和从骨折到井筒)和气液双向传质(气转移和扩散的液体传递压力差)页岩气排水的研究通过计算页岩气井压裂后的压力分布。离散数值模拟采用非结构化PEBI网格进行,结果如下:当页岩气井关井为20天,1年,每日天然气生产对应压裂液返排率为20%,10%,5%是47700米³5800米³,72700³,分别。双重压力的调查漏斗和气液双向传质现象解释清楚“少压裂液返排,但较高的天然气生产。“与此同时,两个条件提出了优化压裂后油井关井时间。为研究案例,压力边界线的移动速度应小于0.1 m / d,和附近的水气比骨折应小于 随着时间的推移。因此,优化合理的关井时间是20 - 25天。这项工作的结果是有利于丰富页岩气压裂后的返排理论和优化技术提供了理论依据的页岩气压裂后排水。

1。介绍

水平井钻井的快速发展和多级压裂技术、非常规天然气已经有效地开发大规模[1,2]。四川盆地页岩气的主要产地之一,在中国和世界上增长最快的页岩气生产区域(3,4]。自2010年以来,在Changning-Weiyuan发现了高产的页岩气资源,昭通,涪陵,和其他模块,三个海洋页岩气industrial-demonstration地区已经建立了(5]。在页岩气开发的长期实践,不寻常的现象,比如“气井排液的越低,压裂后产量越高,”和“当气井关井一段时间后,打开天然气产量增加,但液体生产减少”(6)被发现。同时,后关井压裂等开发系统和小喷嘴气体测试初步形成。到目前为止研究人员已经进行了许多实验和数值模拟研究在页岩气开发7- - - - - -11),但他们没有获得系统的理解解释工程实践中的不寻常的现象,也没有定量给出油井关井时间和排水系统。

页岩气开发一般经过压裂,关井和排液阶段生产前阶段。页岩储层内部变化的本质在不同阶段的再分配压力,液体和气体的转移。目前,研究页岩气压裂,关井,和排水主要集中在三个方面:流机制,形成复杂的裂缝网络的多级压裂水平井,在排水和仿真和优化阶段。

页岩气渗流机制包括:分子尺度的范围,微型和纳米孔,宏观尺度(12),有迁移模式如滑,吸附、扩散和渗流13,14]。页岩气渗流机理研究的目的是提供数学模型为页岩气的发展在不同阶段的气体压裂,关井和排水。最重要的是修改后的达西定律。例如,修改后的视渗透率可以描述滑移,压敏,页岩气的扩散影响偏离传统的认知(15- - - - - -17]。

压裂后生成的网络结构和面积确定气液两相流的流动边界范围在关井和排水。因为它是不可能直接测量压裂后裂缝网络类型和深水区,重要的是使用裂缝延伸模型模拟和计算。常见的裂缝延伸模拟包括二维、准三维的,平面三维,和完整的三维模型18,19]。最实用和可靠的页岩气多级压裂模型飞机三维模型(20.,21]。另一种方法来获取压裂后的裂缝形态和深水区是压裂施工资料反演[22]。通过建立水力压裂stop-pump wellhead-pressure-drop曲线图表后,参数如裂缝网络形态、断裂半身像,深水区渗透率可以通过曲线拟合。

页岩气井关井和排水系统优化的研究主要是实验和数值模拟。Yu et al。23不干扰]应用EDFM (embedded-discrete骨折模型)裂缝和储层模型,并数值模拟和不考虑自然骨折是开展页岩气开发。如图所示在复杂骨折(考虑到自然骨折)系统,它有大流域和high-drainage效率,因此累积气体和水产量将比简单的骨折(不考虑自然骨折)系统。陈等人。24)断裂附近的结构化网格模拟使用统一的多层压裂返排;Eltahan et al。25)进行3 d-reservoir模拟复杂的断裂网络互相结合,形成矩阵,研究了关井影响生产率和复苏的页岩油储层;Wijaya和盛26)进行了flow-geomechanical模型来研究之间的关系自吸和关井;它显示了只有在自吸主导在页岩储层恢复期间,关井会提高最终的采油和净现值(NPV);道等。27)设计了一个水自吸装置,尽管粘土矿物含量测量和盐离子浓度扩散实验中,最佳的关井时间I型和II型页岩储层是20天,15天,分别。吴et al。28]提出了一种两相流模型考虑地层损害引起粘土膨胀和基于拉普拉斯变换semianalytical-solution模型,但这种方法主要用于致密地层天然气井的生产数据分析和预测。

所涉及的三个方面的研究页岩气压裂,关井和排水现有文献中是相互独立的。关井和排水的数值模拟基础上的假设恒定初始压力和使用结构化网格有限差分。很明显,结构化网格难以描述的复杂裂缝的水平井多级压裂网络,尤其是在压裂过程中,大量的压裂液进入地层,井筒附近压力是几次的原始地层压力,因此,假设初始压力保持不变是不合理的。同时,现有的模拟结果只能分析一些参数的影响在关井、排水和没有总结出合理的规则,并从仿真结果有效的优化方法。

摘要非结构化PEBI网格用于取代结构化网格,使用有限体积法离散页岩气水两相方程实现骨折的准确描述。压裂后的压力分布是通过使用多维瞬时源函数作为初始压力条件关井和排水模拟,所以页岩的气液两相模拟。根据仿真结果,对“双压降漏斗”和“气液双向传质”的提议,和一些现象在页岩气开发的过程中很好地解释道。同时,它还提供了一种理论依据页岩气生产排水系统的优化。

2。理论和优化方法

页岩气的大规模压裂导致大量压裂液进入地层。在压裂阶段,高压断裂附近逐渐传播到遥远的距离形成地层压力较低,和一个大逆转形成压力差(定义为扭转压力漏斗)。还在排水阶段压裂后,附近的高压区域断裂和井筒附近的低压区,也形成一个漏斗的压力由于压力差,导致这一现象的双重压力漏斗,和液体渗流法从高到低压力和迁移距离的形成。另一方面,附近地区的断裂是由大量的压裂液,所以气体浓度接近0,而遥远的距离并不影响压裂液形成气体浓度是接近100%。由于浓度差,气体扩散的距离从形成到附近的断裂,导致气液双向传质现象。双重压力的机制漏斗和气液双向传质在页岩气开发(数据的特殊现象1和2)。

2.1。压力分布由压裂液注入引起的

有vertical-fractured在closed-rectangular形成和油井位置和边界图所示3。我们假设有一个矩形区域断裂,形成略可压缩流体,断裂的半身像 。

而积聚的压力测试后,页岩气生产很长一段时间,压裂液在压裂施工的注射时间短。因此,骨折液体被认为是瞬间注入( )。垂直裂缝井的压力分布可以通过使用瞬时源函数(29日)和纽曼产品方法(30.]。也就是说, 在哪里 是压力系数(m²/ s);地层渗透率(μ米²);地层孔隙度;形成的有效厚度,(m);地层中的流体的粘滞性,(MPa·s);是综合压缩系数,(MPa¹);原始地层压力,(MPa);的半身的骨折,(m);是注入压裂液的总量(m³); 好位置,(m); 是矩形的边长边界,(m)。

2.2。气液两相流的数学模型和PEBI网格

水平井多级压裂后形成一个复杂的裂缝网络,页岩分为两个系统:基岩和骨折。页岩解吸时才发生在基岩地层压力较低。眠气体通过扩散进入基岩的裂缝网络,和吸附效应可以忽略。考虑到页岩气主要是天然气以甲烷为主,黑油模型可以用于气液两相渗流。与此同时,PEBI网格可以准确描述的内部边界井和水平井多级压裂的裂缝。PEBI网格是一种非结构化网格(31日),毗邻多个网格,每个网格和相邻网格的数量不是固定的。如图4,有6个网格编号0 - 5在网格中 。由于PEBI网格的正交性,有限体积法离散化页岩气液两相的过程。

考虑任何网格在PEBI网格如图5。假设相邻网格的网格是 ,和符号代表的总和所有相邻网格的网格 ,水,气相方程的隐式离散方程 在哪里 导热系数(m³/ horsham)和几何因素面积的比例吗(两个相邻网格的相邻表面和 )用磁导率的中心点之间的距离这两个网格(32]。这是 在的比例是相对渗透率的粘度和体积系数

其他变量方程(2)和(3)定义如下: 在哪里从一定高度计算基准(m); , , ,和 相对磁导率,粘度(宾夕法尼亚州),地下流体重力、体积系数阶段,分别;解决方案的变量 , ,和 ; 孔隙度;是气体压缩系数,(爸爸¹);的体积吗^th网格单元(m³); 的时间步长不同吗 时间步长和时间步长,(s);下标表明水阶段和下标表明气相。

3所示。计算与分析

证明本文提出的效用理论,页岩气井为例。计算中使用的参数表120在矩形的中心阶段fractured-horizontal良好储层。

3.1。双压后返排压裂漏斗现象

大量的压裂液进入地层压裂过程中,井筒附近的形成和高压区域。当返排压裂后,一方面,一个压力之间的漏斗形成高压区域断裂附近的压裂液和原始地层压力,另一方面,附近的一个漏斗形成的裂缝压裂液流动,导致双重压力漏斗现象。为了计算漏斗的双重压力,分析解决方案是结合PEBI网格数值模拟。由方程(初始压力分布计算1)用于PEBI网格数值模拟。假设返排率是400米³/ d(单一骨折的返排速度20米³/ d),图6漏斗图显示了5天单裂缝双压力。图7是单一的压力变化曲线断裂沿裂缝方向的形成。有两种类型的压裂液流动时流现象。一个从骨折到井筒流动(对应区在图17),另一种是流动形成从骨折到遥远的距离(对应区2图7)。区域1的图7是一个压力烟囱附近裂缝在压裂液流井筒,和2区是另一个压力漏斗区形成的高压区由于压裂液在裂缝和原始地层压力。

图8显示20个骨折的地层压力分布在5日内返排。红色区域在图(63.84 MPa)8是造成的高压区域之间的压裂液注入两个骨折,和蓝色区域(34.61 MPa,低于原始地层压力)是骨折附近的压力分布。图9说明了三维压力分布图的图8。附近的双重压力漏斗现象可以发现每一个裂缝在压裂液返排。

3.2。压裂后气液双向转移现象

在多相系统中,天然气满足菲克扩散定律的动机。速度由于扩散(28,33可以表示为 在哪里气体扩散系数(m²/ s), 是气体浓度(公斤/米³)。从浓度的定义,形成气体扩散,浓度意味着气体形成的密度。根据真实气体状态方程,气体的密度可以表示为(30.,34]

根据天然气压缩系数的定义30.),

根据方程(14)和(15),气体迁移的速度由于扩散可以写成 在哪里是单位摩尔质量的气体混合物(公斤/ kmol), 是通用气体常数公斤/ (kmol.k),真实气体的偏差系数, , ,和是气体温度(k),密度(公斤/米³),分别和压缩系数(MPa-1)。通过比较气体渗流方程、气体迁移速度的和渗流速度和扩散速度。这样,气相导热系数从方程(5)根据PEBI网格可以定义

使用数据表1和非结构化PEBI网格数值模拟程序,计算压裂液中气体的扩散。自由气体含量形成(m³/ T)。图10显示断裂附近的水气比的变化与关井时间在不同的游离气页岩的内容。

从图可以看出10stop-pump和关井期间,断口附近的水中的气体含量是零泵时就停止了。与关井时间的增加,水中的气体含量逐渐增加,但在水中气体含量的变化率随时间的增加而减小。关井时间长时,气体含量的水变成一个常数。它还可以看到在图10形成的自由气体含量也影响着水气比。当很小,水气比曲线附近的骨折在短时间内成为常数。例如,如果 ,水气比曲线方法常数3天后关井。如果 ,水气比曲线15天关井后仍然在上升。与此同时,如果大,断裂附近的水气比很大。

图11是1天的气体和水饱和度分布井关井。图12是5天的气体和水饱和度分布井关井。红色区域代表 ,和蓝色区域代表 。可以看出随着时间的增加,气体积累在井筒附近。这表明气体可以从高压区域低压区域扩散。

4所示。应用程序

4.1。理论解释低返排压裂液,但较高的天然气生产

如果大量的压裂液流,这意味着地层渗透率是好的。因为气体的粘度远远低于液体,根据传统的渗流理论,天然气产量应该很高。然而,一个不寻常的现象是“如果减少压裂液流,天然气产量将高”存在于页岩气开发。没有合理的理论解释。拟议的双重压力漏斗和气液双向传输理论可以解释这一现象。

页岩储层压裂后,一个巨大的重建区域形成。压裂液进入地层后,井筒附近压力不平衡地区高压和低压地层形成的距离。压裂处理有效地提高了地层的渗透性。远方的压裂液流从形成到渗流,相当于增加的平均压力的形成。另一方面,气体的初始浓度压裂液在井筒附近几乎是零,和高浓度气体压裂重建受灾地区通过扩散进入附近的断裂,导致气液双向传质现象。压裂后流动时,液体和气体的生产、井筒附近压力降低,压力漏斗区在图113逐步发展到遥远的距离。同时,区域2中的压裂液也继续推进距离的形成,进一步提高平均地层压力。如果有更少的返排液,双漏斗现象存在很长一段时间,形成维护高压很长一段时间,和天然气产量高。相反,如果有更多的返排液、双漏斗现象很快就会消失;很难保持高压,形成天然气产量将会减少。

4.2。确定合理的关井时间

有许多定性的描述页岩气关井时间,但一些定量计算的方法。理论的双重压力漏斗和摘要气液双向传质可以定量给出合理的关井时间。关井期间的页岩气井压裂后,由于压力和井筒之间的漏斗现象形成的地层压力随时间重新分配。图14显示了不同井关井时间下的压力分布计算的参数表1。井筒附近的压力趋于平缓在关井期间随着时间的增加,压力也会向外扩散。压力等值线的值之间的相对差异和原始地层压力等于0.1%定义为边界的压力线。的压力要求油井关井是由压力边界的移动速度。

自由气体扩散浓度差。当大量的压裂液进入井筒附近的气体浓度压裂液是零。如果内容的自由气体形成高,气体将从低压区扩散形成丰富的游离气的压裂液在高压区域由于浓度差,与此同时,天然气的一部分而流离失所的水也会扩散到压裂液在井筒附近。关井时间足够长时,压裂液和气体达到一个新的平衡。气体扩散达到平衡的时间随自由气体的内容。

的移动速度压力边界线和游离气体的扩散平衡时间是两个条件确定合理井关井时间。通过计算并结合浙江油田页岩气开发的领域经验的中石油和中石化的一些其他领域,合理井关井时间应符合以下要求:压力边界线的移动速度小于(0.1 m / d)。裂缝附近的水煤气比率随时间变化率小于(1 / d)。当上述条件得到满足时,井口附近的压力趋于平缓,压力漏斗的形状也几乎没有变化。为页岩气井关井时间大概在20 - 25天(根据压裂规模)。

为了保证计算的可靠性,一个高精度压力表安装在井口在压裂过程中,采样频率的1 Hz。井口压力转化为使用井筒两相流程序的井底压力。必须符合测量井底压力计算井底压力,保证了该算法的有效性。

4.3。页岩气返排率和气体生产力之间的关系

页岩气排水是水气两相渗流的复杂裂缝网络(35)(包括扩散)。图15气水两相渗流曲线用于计算,由使用PEBI网格的计算程序。初始压力分布的数值模拟计算使用公式(1从表中的数据)1。20天关井时间和自由气体含量 (m³/ T),根据气体扩散方程、气体浓度的变化在油井关井压力后可以计算。这里提供的计算方法也适用于双媒体。主要的流动通道(36)可用于等效双媒体气水两相渗流的裂缝网络。

基于上述计算,如图16一年,生产曲线随时间模拟返排率是5%,10%,和20%,分别。结果表明:(1)在初始阶段的返排,的最大天然气日产量214000米³,最大程度上的每日输出是压裂液的返排率影响较小;(2)之后,每日天然气产量迅速下降,和不同的液体返排率的影响日常天然气产量显著增加;(3)大约100天后,每日天然气生产趋于稳定。当生产达到一年,每日天然气生产的压裂液返排率为20%,10%,5%是47700米³5800米³,72700³,分别。计算结果证明结论,降低压裂液返排将产生更多的天然气。

5。摘要和结论

摘要瞬时源函数和纽曼产品方法用来获取地层压力分布在水平井多级压裂。它是作为气液两相数值模拟的初始压力分布状况,和双重压力漏斗和详细研究气液双向传质。这项工作的主要结论总结如下:(1)双压力漏斗现象存在在压裂液返排。页岩气井压裂后,大量的压裂液积累在断裂附近,形成一个高压面积远高于原始地层压力,和一个漏斗形成的高压区域和原始地层压力。在生产阶段,另一个漏斗断裂附近形成压力。最终,每个骨折漏斗出现双重压力(2)气液之间的双向传质现象存在游离气和压裂液。高压形成的漏斗区和原始地层压力使液体流进地层渗流。同时,气体压裂液的浓度远低于在形成。因此,气体扩散从形成到附近的骨折通过扩散,形成气液双向传质(3)双压力漏斗和气液双向传质解释“少返排压裂液的生产现象但汽油生产。”两个条件给出合理的关井时间,他们的移动速度压力边界线应该小于0.1 m / d,和附近的水气比骨折应小于(1 / d)(4)从PEBI网格数值模拟发现,当页岩气井关井为20天,1年,每日天然气生产对应压裂液返排率为20%,10%,5%是47700米³5800米³,72700³,分别。仿真结果证明减少压裂液返排的生产现象但汽油生产(5)注入压裂液在压裂导致油井附近的高压带的形成,相当于补充形成一定量的能量,因此增加了地层压力在排水。如果返排的初始生产太大,井底压力将下降迅速,生产压差大,这可能会导致砂生产和裂缝闭合等风险。根据双漏斗压力研究,可以确定合理的生产优化页岩气产量

研究的优点如下:使用PEBI网格实现骨折的准确描述,和压力分布的解析解压裂后用于关井和排水过程的数值模拟。双压力漏斗及气液双向传质理论提出,有些现象在页岩气开发井解释说,和合理的关井时间的理论依据和排水优化。

为进一步研究的理论和应用,最近的缺点和局限性的研究如下:

缺点。如果形成游离气含量太低,方法的准确性相对较低。

限制。的计算,应用矩形油藏模型,但是对于其他形状模型,该方法需要改进。

缩写

:	地层渗透率,μ米2
ϕ:	地层孔隙度、无量纲
:	形成的有效厚度,m
μ:	流体的粘滞性的形成,MPa·s
:	综合压缩系数、MPa1
:	压力传导系数,m2/秒
:	原始地层压力,MPa
:	骨折的半身像,m
:	压裂液注入总额,m3
:	x轴的位置
:	y轴的位置
:	矩形边界的x轴
:	矩形边界的y轴
:	两个相邻网格的几何因子和 ,无量纲的
:	导热系数两个相邻网格和 ,米3/宾夕法尼亚州
:	两个相邻网格的相邻表面和 ,米2
:	两个相邻网格的距离,m
:	从一定高度计算基准,m
:	水和气体,无量纲
:	相对渗透率的阶段,无量纲
:	粘度的阶段,宾夕法尼亚州
:	水饱和,无量纲
:	气体饱和,无量纲
:	解决方案的变量 , ,和
:	气体压缩系数,Pa1
:	的体积th网格单元,米3
:	时间步长,年代
:	时间步长,年代
:	气体扩散系数,m2/秒
:	气体浓度,公斤/米3
:	单位气体混合物的摩尔质量,公斤/ kmol
:	通用气体常数,公斤/ (kmol.k)
:	真实气体偏差系数,无量纲
:	温度、k
:	密度,公斤/米3
:	压缩系数、MPa1
:	自由气体含量,m3/ T。

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有关的出版。

确认

这项工作由基础理论和关键技术支撑下的页岩气勘探和开发批准号XDB10030402。