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在复杂的地质条件下,页岩气储层中的天然裂缝往往呈现迂曲状几何形态,为了研究迂曲微裂缝在水力压裂过程中的起裂位置,根据描述真实裂缝几何形态的相关参数,利用自主开发的MATLAB程序,实现了对不同长度、孔隙度、迂曲度和方位角的裂缝的二维重构,借助COMSOL Multiphisics中"自由和多孔介质流动模块"以及"多孔弹性模块"建立了裂缝—基质耦合渗流模型及岩石基质应力—应变模型,对不同迂曲度、方位角以及带天然裂缝的迂曲裂缝周围应力及起裂位置进行分析。结果表明,压裂液流速在迂曲微裂缝中呈现波动下降,其压力平缓下降且压力梯度沿裂缝长度方向逐渐减小;迂曲微裂缝会在裂缝曲率较大的位置出现多个起裂点,且起裂位置数量和区域大小随裂缝迂曲度的增大而增加,而裂缝方位角的变化对起裂位置影响较小;在主裂缝中流体压力作用下,未胶结的天然裂缝两端出现破裂,更有利于页岩气储层中复杂缝网的形成。 相似文献
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基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从储层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了储层形成复杂裂缝网络的受控因素,初步建议以多因素耦合的复杂缝网体积(或有效地改造储层的体积ESRV)来表征水力压裂对储层的改造程度。复杂缝网体积,既包括了裂缝总面积与储层体积的比表面积(裂缝的密度)的作用也包括了裂缝所触及到改造体积(裂缝体积)的作用。研究表明,储层的水力压裂复杂缝网指数受到地质因素和工程因素的双重影响。 相似文献
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一维两相同向渗吸模型的求解方法 总被引:1,自引:0,他引:1
渗吸作用是裂缝性储层提高原油采收率的重要机理,润湿相在毛细管力、重力的作用下进入储层基质,通过同向或逆向渗吸作用置换基质内的非润湿相。基于渗吸模型的局限性,文中推导了一维两相同向渗吸模型的通式,在相对渗透率曲线和毛细管压力曲线简化的基础上进行无因次化处理,并采用差分法进行了求解,获得了饱和度前缘移动曲线。采用COMSOL软件,对上述模型进行结果验证,并与逆向渗吸模型进行了对比。结果表明:COMSOL求解结果与文中求解结果近似,同向渗吸模型饱和度前缘推进速度比逆向渗吸更快,同向渗吸效率更高,采出原油更多。在裂缝性储层、常规甚至致密储层中,如果采用体积改造,密集切割储层基质,形成裂缝网络,则可发挥同向渗吸作用,提高原油采出程度。 相似文献
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为实现体积改造中复杂人工裂缝网络系统中主裂缝与分支裂缝流动最优匹配关系,根据体积改造中复杂裂缝三线性渗流模式及裂缝网络最优耦合的重要性,建立考虑裂缝网络中主、支裂缝匹配关系的数学模型。结果表明:在体积改造形成的复杂裂缝网络中,由于三线性流的存在,主、支缝中也存在非达西效应,当渗透率小于0.1mD时,主缝与支缝的非达西效应影响较小,一般小于5%;当渗透率达0.1mD以上时,随渗透率增加影响增大,考察支缝数量由10条增到200条时,对产量影响明显变强,可达50%以上.揭示主、支缝匹配关系在复杂网络系统中的真实性与重要性,为现场复杂网络压裂方案优化提供理论基础. 相似文献
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微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律 总被引:1,自引:0,他引:1
微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。 相似文献
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页岩储层的应力敏感性是影响其后期开发效果的关键因素,从微观的角度深入认识其应力敏感机理及其影响因素对页岩气的开发具有重要意义。借助四参数随机生长模型构建了不同孔隙度和不同孔隙大小分布的岩心样本,利用弹性力学理论模拟了不同有效应力作用下各个岩心孔隙半径的分布变化及其对岩心固有渗透率的影响,深入分析了孔隙大小及其形状因子与上述两者之间的关系。结果表明,导致页岩应力敏感的直接原因是有效应力作用下孔隙面积的减小及孔隙位置的迁移。有效应力的增大使得各孔隙半径均有减小,孔隙半径的减小比例分别与孔隙初始面积和孔隙的形状因子呈正相关关系和负相关关系。在相同的孔隙度条件下,孔隙半径越均匀,平均孔隙半径越小,应力敏感性越强。有效应力的增加使得岩心固有渗透率呈指数型下降且孔隙度越小、固有渗透率越低的岩心,其应力敏感性越强,孔隙度对固有渗透率的影响大于孔隙半径均匀性的影响。 相似文献
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活性水携砂指进压裂的优化设计方法 总被引:1,自引:1,他引:0
针对以往常规加砂方式的局限性,提出了活性水携砂指进压裂技术,该技术利用活性水与交联冻胶黏度差异形成的"黏滞指进"效应,在正式加砂的前期采用活性水携砂,活性水携带的支撑剂会不同程度地悬浮在裂缝内的冻胶中而不沉降在缝底,既可降低对储层的伤害和压裂成本,又能获得理想的裂缝支撑剖面。长庆油田的A井和B井采用活性水携砂指进压裂技术进行了压裂施工并获得成功,与采用常规压裂技术的邻井相比,在物性变差的不利因素下,压后储层改造效果却相对较高。该压裂技术将会为长庆油田提高类似特低渗透油气田的压裂改造效果及稳产期,提供坚实的技术基础。 相似文献
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在借鉴国外煤层气开发的经验及分析国外工程技术特点的基础上,利用数值模拟方法,建立了基于渗透率量化分级的完井和增产措施优选准则。通过对数值模拟计算的累积产气量分析,将煤层分为低渗、中渗以及高渗3个类别,并依此选择相应最合适的完井增产方法。低渗煤层(<0.5×10-15 m2)适合选用水平井或者多分支水平井完井;中渗煤层(0.5×10-15~10×10-15 m2)适合选用直井压裂的方式;高渗煤层(>10×10-15 m2)适合选用洞穴和扩孔等完井方式。 相似文献
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根据煤储层中三维气-水两相流动特性,考虑主井眼与分支井眼井眼内变质量管流,建立了煤层气羽状水平井产能预测模型,利用C++计算机语言编制相应计算软件,并通过与现场监测值进行对比验证本文模型计算结果的正确性。分析了分支对称性、分支点位置、分支与主井眼夹角、分支长度与数量等参数对煤层气羽状水平井单位长度产能分布的影响规律。计算结果表明:笔者建立的计算模型具有较高精度,可以满足现场实际工程需要。主井眼单位长度产能整体呈现两端高、中间低的特征;在主支与分支交汇点处,主井眼单位长度产能出现局部下降。分支井单位长度产能沿程分布呈现跟端低、指端高,中间逐渐增大的特点。分支沿主井眼对称分布时,分支位置处主井眼单位长度产能与非对称分布时相比下降的更快;分支节点由主支跟端向指端移动,主井眼单位长度产能峰值点从指端向跟端发生转变;分支与主支夹角对主井眼单位长度产能影响较小;主井眼单位长度产能随着分支长度与数量的增加而降低。分支节点距离主井眼跟端越远,分支井单位长度产能越大;分支井单位长度产能随着分支与主井眼夹角角度、分支长度的增加而增加,随着分支数量的增加而逐渐降低。 相似文献