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裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型究与应用 总被引:1,自引:7,他引:1
研究的裂缝性油藏渗流介质包括人工压裂裂缝和天然微裂缝、大裂缝及基质,将大裂缝与基质的物质交换在微裂缝系统中加以描述,建立了含大裂缝的多重介质渗流数学模型,研制了裂缝性油藏压裂后生产动态模拟器,结合塔里木盆地塔河奥陶系裂缝性油藏参数,综合研究了天然裂缝、人工裂缝对压裂后产能的影响.研究表明天然裂缝渗透率是影响压裂后产能的重要因素之一;人工裂缝的导流能力随生产时间递减对压裂后产量有重大影响.压裂可能导致天然裂缝污染,应采用低伤害压裂液体系,最大限度地减小对天然裂缝的伤害;增加人工裂缝长度可以改善流体沿裂缝向井底的流动性能,但随着压裂液滤失量的增大对天然裂缝的污染会加重、加深,应确定合理的压裂施工规模以获得合理的裂缝长度,避免导致裂缝长度增加而产量下降.裂缝系统连通差、渗透率较低的油藏,实施压裂也难以获得理想的增产效果;含有大裂缝的井压后产量明显高于不含大裂缝的井,但易形成水窜,可导致油井压裂后含水上升较快.图3表1参9 相似文献
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具有裂缝的低渗透砂岩油藏数值模拟技术 总被引:7,自引:3,他引:4
在低渗透砂岩油藏中的天然或人工裂缝分析研究的基础上,描述了不同类型裂缝的特点,进而提出相应类型的数值模拟技术,其中包括低渗透砂岩油藏开启缝中应用双孔介质模拟技术、低渗透砂岩油藏闭合缝/人工缝中应用平面渗透率级差及过井人工裂缝反映天然裂缝的方向性非均质模拟技术;并对压裂井产能与人工裂缝(裂缝的长度、条数)的关系进行了分析,同时对压裂井产能模拟提出了合理的建议。 相似文献
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定井底流压下有限导流垂直裂缝井的理论模型 总被引:4,自引:3,他引:1
人工压裂后在油气藏中产生了水力裂缝,油气井的生产动态已经成为具有水力裂缝的油藏工程问题,为了经济合理地开发需要分析评价压裂效果,预测产量。分析研究了在无限大均质地层中定井底流压生产条件下有限导流垂直裂缝井的流量动态,建立其渗流模型,并利用牛曼积原理、格林函数等方法进行求解,根据推导得到的离散方程,可以得到一组合有未知量的方程组,通过程序编制绘制出了产量理论曲线。该无因次产量与无因次时间曲线对分析油藏参数十分有用,通过产量曲线拟合,可以确定渗透率、裂缝长度及裂缝导流能力等参数。同时还可利用该曲线对压裂井进行产能预测,进而从理论上对油田问题进行有效分析。 相似文献
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页岩孔隙结构及固液相互作用复杂,其微观渗流特性加大了页岩油产能预测的难度。为准确评价体积压裂后多尺度孔隙结构发育的页岩油藏产能,基于页岩储层油水两相相渗计算方法和嵌入式离散裂缝模型,考虑页岩真实孔隙结构作用下的微观油水两相渗流特性,形成了考虑页岩体积压裂页岩油藏产能的数值模拟方法。基于页岩储层孔径分布计算油水相渗曲线,结合页岩油藏压裂/生产流程,开展了页岩油藏压裂液空间分布以及油井产能评价模拟分析。结果表明,不同孔径分布下的页岩油水两相相渗曲线存在差异,压裂液主要分布在压裂裂缝、与其相连的天然裂缝以及其周边基质中,在闷井过程中裂缝内压裂液逐渐渗吸进入基质并置换基质中原油,经体积压裂可实现改造区域的整体动用。研究结果可以从微观油水两相渗流特性与宏观产能评价角度为页岩油藏高效开发提供技术支撑。 相似文献
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裂缝非达西渗流对气井水力压裂设计的影响 总被引:1,自引:0,他引:1
水力压裂技术是低渗透致密气藏增产的主要手段。在水力压裂裂缝中,气体在裂缝内高速流动产生的非达西渗流使裂缝的有效导流能力和裂缝长度大大减小,从而影响了水力压裂井的产能。在考虑气体非达西渗流的基础上,建立了非达西渗流条件下裂缝有效渗透率和裂缝参数的计算方法,研究了非达西渗流对水力压裂设计参数(裂缝长度、宽度)和产能的影响。结果表明,考虑非达西渗流时的水力压裂必须设计比达西渗流条件下更短和更宽的裂缝;由于裂缝非达西渗流的存在,气井的产能也有较大幅度的降低。考虑非达西渗流进行水力压裂设计和计算时,不能直接用流体在多孔介质或裂缝中的真实渗透率来计算水力压裂气井的产量,而必须用非达西有效渗透率。 相似文献
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考虑介质变形和长期导流能力的裂缝性气藏压裂产能模拟研究 总被引:1,自引:0,他引:1
在气藏开采过程中,由于孔隙压力的不断降低,使得介质变形而导致渗透率的变化,进而影响井的产量。针对这一问题,提出了各种流体与固体耦合的数值模拟模型。然而,对于裂缝性储层和多相渗流问题,流固耦合模型中许多参数不易获取,且求解难度很大,使得耦合模型存在一定的应用局限性。很少有文献在气井产能模拟时将介质变形和就地的长期导流能力加以综合考虑。文章考虑介质变形引起的天然裂缝渗透率的变化和裂缝导流能力随时间递减的影响,建立了裂缝性气藏压裂后气水两相渗流数学模型,推导出了数值计算模型;本模型易于编程求解,对于研究裂缝性气藏的渗流特征,特别是进行单井压后产能预测具有一定的实用意义。计算表明:不考虑介质变形和导流能力递减所预测的气产量偏高;目前普遍使用的气藏数值模拟软件中,假定渗透率、裂缝导流能力为常数,以致模拟计算结果比实际偏高。 相似文献
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对于致密油储层来说,目前国内外对其开采主要是通过压裂形成人工裂缝增加储层的渗流能力,提高原油产量。然而在压裂施工的过程中势必会造成压裂液对地层的伤害及对支撑裂缝导流能力的伤害。弄清压裂液对人工裂缝渗透率的影响因素,对于提高致密油储层压裂改造效果及提高原油产量有着重要的意义。本文是针对致密油储层的真实岩心人工裂缝,进行室内试验研究,主要从压裂液破胶液对人工裂缝的伤害出发,研究了破胶液对人工裂缝的伤害及对渗透率的影响,支撑剂的分布对人工裂缝渗透率的影响及破胶液对支撑剂分布的影响等几个方面进行了系统的研究。并得出了影响人工裂缝渗透率的主要因素是裂缝断面粗糙度、支撑剂的运移及裂缝表面的性质等。 相似文献
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塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。 相似文献
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水力压裂关键技术分析与研究 总被引:2,自引:0,他引:2
传统的水力压裂分析一般是基于岩石的抗拉强度、断裂力学的破坏准则或是Mohr-Coulomb准则的线弹性断裂力学理论(LEFM),很难对大型水力压裂中观测到的多缝起裂和分支延伸等方面进行合理的解释和模拟。为此,系统分析和讨论了基于岩石断裂力学强度理论的水力压裂研究存在的问题和不足,运用分形理论、岩石损伤力学、细观岩石力学、非线性动力学和岩石断裂力学等相关领域的最新研究成果,结合水力压裂现场实践,从一个崭新的视角对水力压裂岩石破裂机理、裂缝延伸规律和裂缝真实形态描述等方面进行了分析和对比,分析了水力压裂双翼对称裂缝和多裂缝起裂延伸机理、压裂对天然裂缝系统的影响、压后产量变化特征和重复压裂作用增产机理,提出了若干新问题和新思路,为压裂优化设计的进一步改进和完善具有重要的意义。 相似文献
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油气藏开发过程中地层有效应力的改变,会导致渗透率的变化,进而影响井的产量。为了更准确地预测低渗、特低渗气藏中压裂水平缝气井的产量,建立了一套考虑渗透率随应力变化及裂缝导流能力随时间和位置变化等因素影响的二维径向渗流数学模型,编制相应的数值模拟程序,对影响气井产量的水平裂缝导流能力、裂缝半径、有效应力等进行了计算分析。 相似文献
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水力压裂是开发特低渗透锗层的有效措施之一。随着特低渗透锗层整体压裂规模的不断扩大和重复压裂井次的不断增多,压裂液滤液对特低渗透储层的伤害已不是单一的近井地带伤害,而是对储层整体开发效果有直接影响。利用天然特低渗透岩心,从压裂液滤液对特低渗透储层的伤害研究入手,进行了压裂液滤液对特低渗透锗层驱油效率影响的室内实验。实验结果表明:不同体系的压裂液滤液对特低渗透锗层均会产生伤害。基质渗透率的降低、润湿性的改变以及毛细管压力的增大是储层驱油效率降低的主要因素。 相似文献
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非线性渗流下低渗气藏压裂井产能评价 总被引:3,自引:0,他引:3
气体渗流受启动压力梯度、滑脱效应和应力敏感等多个因素影响,以前的研究没有综合考虑以上因素。针对低渗气藏渗流特征,根据气井压裂后气体渗流规律的变化,基于稳定渗流理论,建立了综合考虑启动压力梯度、滑脱效应和应力敏感等因素的低渗气藏有限导流垂直裂缝井产能预测模型,并利用该模型分析了启动压力梯度、滑脱效应、渗透率变形系数、地层污染等对低渗气藏压裂井产能的影响。研究表明:随着启动压力梯度和应力敏感的增大,气井产能呈近线性下降趋势,其中应力敏感的影响程度更大;随滑脱效应的增大,气井产能呈近线性上升趋势;在低渗气藏压裂参数设计中,增加裂缝长度比增加裂缝导流能力更重要,一定裂缝长度下存在一个最佳的裂缝导流能力;污染带半径增大和污染带渗透率降低都可使气井产能下降,下降幅度随着污染带半径增大和污染带渗透率降低而增大。 相似文献
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在油气田勘探与开发中,低渗透储层产能测井预测是一个关键也是一个难点。依据测井、测试和岩心实验资料,首先针对自然生产与压裂生产的不同生产措施,确定物性下限,孔隙度10%、渗透率1×10-3μm2为自然生产储层物性下限,孔隙度6%、渗透率0.1×10-3μm2为储层产能物性下限;然后根据生产情况,将产能分为自然生产、压后产气大于10 000m3/d、压后产气3 000~10 000m3/d和压后无产4个等级,总结常规测井响应特征,采用自然伽马与密度—中子视石灰岩孔隙度差值结合储层孔隙度、渗透率建立产能分级预测模型;其次由渗流力学和毛管理论可知,压后每米无阻产气量与可动流体孔隙度呈现指数关系,利用核磁共振测井确定储层有效流动孔隙度,建立压后每米无阻产气量测井定量预测模型;最后将产能测井预测模型应用于鄂尔多斯盆地某地区石盒子组低渗透天然气储层的产能预测,预测结果与测试结果符合很好,压后定量预测结果与测试结果相对误差均在10%以内。 相似文献
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