单井人工裂缝数值模拟
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目 录一、压裂设计的基本任务 (2)二、压裂设计参数 (2)1、油气井参数 (2)2、油气层参数 (2)3、压裂参数 (3)4、经济参数 (3)三、压裂模型与压裂几何尺寸 (7)四、压裂设计及设计的优化 (9)五、绿10井加砂压裂PT软件设计与模拟 (13)1、绿10井压裂设计界面 (13)2、绿10井压裂裂缝拟合界面 (33)3、绿10井加砂压裂产能预测模拟 (54)六、中古16井酸压PT软件设计与拟合 (60)1、中古16井Fracpro PT酸压设计界面 (60)2、中古16井Fracpro PT酸压拟合界面 (70)七、附件一:中古16井酸压PT软件设计与拟合 (88)八、附件二:酸压软件介绍 (122)一、压裂设计的基本任务1、在给定的储层与注采井网条件下,根据不同裂缝长度和裂缝导流能力预测井在压后的生产动态2、根据储层条件选择压裂液,支撑剂等压裂材料的类型,并确定达到不同裂缝长度和导流能力所需要的压裂液与支撑剂的用量3、根据井下管柱与井口装置的压力极限,确定泵注方式,泵注排量,所需设备的功率与地面泵压4、确定压裂施工时压裂液与支撑剂的泵注程序5、对上各项结果进行经济评价,并使之最优化。
6、对这一优化设计进行检验。
设计应满足:开发与增产的需要;现有的压裂材料与设备具有完成施工作业的能力;保证安全施工的要求。
二、压裂设计参数1、油气井参数1)、井的类别与井网密度2)、井径、井下管柱(套管,油管)与井口装置的规范、尺寸及压力定额3)、压裂层段的固井质量4)、射孔井段的位置、长度、射孔弹型号、射孔孔数与孔眼尺寸5)、井下工具的名称、规范、尺寸、压力定额、承受温度与位置2、油气层参数1)、储层有效渗透率、孔隙度与含油饱和度以及这些参数的垂向分布2)、储层有效厚度及其在平面上的延伸3)、储层压力梯度与静压力4)、储层静态温度5)、储层流体性质(包括密度、粘度与压缩系数等)6)、储层岩石力学性质,如泊松比,杨氏模量,抗压强度,与岩石布氏硬度等7)、储层地应力的垂向分布及最小水平主应力的方位8)、遮挡层的岩性,厚度与地应力值3、压裂参数1)、使用二维设计模型时压裂施工所形成的裂缝高度或使用三维模型时储层与上、下遮挡层的地应力差2)、裂缝延伸压力与裂缝闭合压力3)、压裂液粘度、流态指数和稠度系数4)、压裂液初滤失和综合滤失系数5)、压裂液流经井下管柱与射孔孔眼的摩阻损失6)、压裂液纯滤失高度的垂向分布7)、支撑剂类型,粒径范围,颗粒密度,体积密度8)、作为裂缝闭合压力函数的支撑剂导流能力与水力裂缝中支撑剂层的渗透率9)、压裂施工时的泵注排量10)、动用的设备功率及其压力极限4、经济参数1)、压裂施工规模2)、压裂施工费用3)、油气产量及产品的价格4)、计算净收益的时间以及净贴现值有效渗透率在多孔介质中,如有两种以上的流体流动,则该介质对某一相的渗透率称之为有效渗透率(um2 或10-3 um2或MD),有效渗透率与压裂液综合滤失系数的二次方成正比,与裂缝长度成反比,因此,在压裂设计中,最佳裂缝长将随有效渗透率的增加而变短。
页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟王伟;姚军;曾青冬;孙海;樊冬艳【摘要】To discover the effect of fracturing parameters on gas production in horizontal wells of shale gas reser-voirs, numerical simulation of staged cluster fracturing and gas flow have been carried out. The model of fracture propagation has taken the effect of stress shadowing into account. The model solved stress and displacement discon-tinuity with displacement discontinuity method, coupled fluid flow in the wellbore and fractures have been solved by Newton iteration method. Taking viscous flow, Knudsen diffusion and adsorption-desorption, shale gas flow after fracturing has been solved by using discrete fracture model. Simulation results show: As to simultaneous propaga-tion of multiple cluster fractures, when fractures spacing become smaller, the deviation angles of side fractures from maximum horizontal principle stress direction become larger, and the width of middle fracture becomes smaller. When fracturing stage number of horizontal well increases, cumulative gas production increases with a decreasing rate. As to a fracturing stage, cumulative gas production of three clusters is larger than that of two clusters. The lar-ger fractures spacing is, the larger cumulative gas production is.%为探究页岩气藏水平井压裂参数对产气量的影响,开展了分段多簇压裂与流动的数值模拟研究。
裂缝单一油田注水开发方式研究X李 弓山文(大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163411) 摘 要:目前大庆油田低渗透储层多天然和人工裂缝发育,表现出了裂缝性的负面影响即油井见水快、见水后含水上升快和产量递减快的特征。
为此,在微地震和动态分析等技术手段确定储层裂缝的发育状况基础上,结合裂缝性油田的渗流机理和数值模拟结果,对井网的适应性进行有效的评价,优选出适合此类油田高效开发的注采方式。
关键词:新肇油田;裂缝发育特征;线性注水 中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)10—0153—021 概况裂缝型油田一次采油大致可分为三个阶段:从裂缝网络中采油;从裂缝和基质岩块中采油;从基质岩层中采油。
一般在一次采油后期进行注水开发,但对于外围低渗透油田如新肇油田:由于渗透率较低,平面非均质性严重,储层物性差异较大,因此采取同步注水开发。
采油九厂投入开发的油田中裂缝型油田以新肇油田最为典型。
油田投入注水开发三年,共出现见注入水井49口,占抽油井总数的24.3%。
见水井分布具有明显的方向性,主要是东西方向的水井排油井见水,49口见水井中东西向见水井数为44口,占见水井数的89.8%。
表现出了裂缝性见水特征,进一步表明,反九点注采井网还存在一定的不适应,制约了区块开发效果的进一步改善,亟须进行储层裂缝发育状况和注采系统调整方式的研究。
2 裂缝特征研究储层中裂缝的存在对油田的注水开发影响较大。
有利的是增加了储油空间与裂缝渗透率;不利的是注水开发过程中水容易沿裂缝突进,造成油层过早见水或水淹。
2.1 裂缝发育程度研究按产状,可把裂缝分为垂直、斜交和水平三类[1]。
按力学性质,裂缝又可分为剪裂缝和张裂缝[]。
按照上述的分类方法,对研究区口井岩心裂缝的发育状况,进行了详细的描述(表1):表1 裂缝基本情况分类统计表裂缝分类及基本特征裂缝条数百分比产状分类垂直1240斜交1860水平//力学类型剪裂缝1550张裂缝1550充填特征无1343泥质00方解石1240沥青517纵向切深(m)<0.117570.1-11240>113岩性裂缝发育状况泥质517过渡岩性1033粉砂岩1550 研究表明:一是储层裂缝均为垂直和斜交裂缝;二是裂缝基本未被填充;三是主要发育过渡岩性和粉砂岩裂缝;四是在20口观察井中,共发现104条裂缝,岩心长度1001.27m,裂缝发育频率为0.104条/m 。
裂缝性储层关键参数测井计算方法摘要:在20世纪末开始规模开发,由于储量动用难度大,截止目前仍有较大的储量未动用,后续的滚动开发仍然具有一定潜力。
研究区下沟组发育扇三角洲-湖泊相沉积体系,储集层岩性主要有碳酸盐岩和碎屑岩,2类储层均见到工业油流,储层孔隙度分布在1%~10%之间,主要集中在3%~5%,细砂岩孔隙度略大,介于2%~6%之间;渗透率分布在1~5×10-3μm2,平均4.4×10-3μm2,属特低孔-特低渗储层,裂缝的发育改善了储层的储集及渗滤能力,使储层具有良好的储集性能。
基于此,本文对裂缝性储层关键参数测井计算方法进行研究,作出以下讨论仅供参考。
关键词:裂缝性储层;关键参数;测井;计算方法引言不完全统计显示,裂缝性储层的油气储量约占国内全部储量的50%。
裂缝储层主要由碳酸盐岩、砂砾岩组成,渗漏通道主要是裂缝,根据裂缝大小,可能会分成大裂缝和小裂缝。
裂缝性储层与页岩和碎石储层相比是特殊的,因此该类储层的主要参数计算成为石油和天然气开采的困难之一。
1岩心观察在钻井取心的岩心或者岩屑样品中,可以见到填充物,确认岩样中是否有裂纹。
岩石中的裂缝通常是由地下应力的变化形成的,并向外延伸,因此根据采集的岩心进行分析后,可以大致计算裂缝间隙的大小以及裂缝的长度、宽度和切割度,还可以计算裂缝的倾斜角度以及特定的位置和渗透性,这些数字对裂缝分析和研究至关重要。
2裂缝解释裂缝性油藏的有利储层中裂缝发育是关键,裂缝开度、密度、倾角、渗透率、孔隙度等参数计算至关重要,其分析手段主要来源于成像测井和常规测井,成像测井解释裂缝基本为定性描述,常规测井主要依赖深浅侧向曲线计算裂缝参数,解释结果不够系统,由此,设计多个曲线的多因素综合方法以全面评价裂缝属性。
2.1裂缝发育程度定量评价裂缝发育程度在3个方面有较强敏感性:①成像测井能量衰减越大、高角度缝越发育,则说明储层裂缝越发育;②井径曲线扩径有较强响应;③与白云岩体积含量正相关的岩性综合系数NC越大,储层越有条件发育裂缝。
作者简介:杨君,1963年生;1983年毕业于西南石油学院,现一直从事油气田开发方面的工作。地址:(610100)四川省成都市龙泉驿区龙星天然气有限责任公司。电话:(028)84859098。E‐mail:longxing@126.com
考虑人工裂缝的单井数值模拟技术的应用杨君1 罗勇2 曾焱2 漆卫东2(1.成都龙星天然气有限责任公司 2.中国石化西南分公司勘探开发研究院)
杨君等.考虑人工裂缝的单井数值模拟技术的应用.天然气工业,2006,26(2):114‐116摘 要 常规数值模拟网格技术在描述经过压裂增产的油气井时存在不足,很少考虑裂缝的几何形态以及裂缝导流能力对油气井生产动态的影响。考虑人工裂缝的单井数值模拟网格技术(PEBI)可以更加准确地评价压裂增产油气井单井控制储量、单井控制泄流半径,预测油井的生产动态以及对裂缝效果进行敏感性分析。文章结合试井分析,确定了裂缝几何尺寸和裂缝导流能力,对低渗油田某井建立了数值模拟模型。在较高的历史拟合精度上,对油井进行了动态预测,同时分析了裂缝半长和裂缝导流能力对油井生产动态指标的敏感性。结果表明该井单井控制泄流半径约为400m,单井控制原油储量41.9×104t。增加裂缝半长会增加累积产油量,但是随着裂缝半
长的增加,累积产油量的增加幅度就越来越小。增加裂缝渗透率能较大地提高原油的稳产年限和累积产油量,当裂缝渗透率达到5μm2后,增加裂缝渗透率对油井生产动态指标的改善不明显。主题词 裂缝(岩石) 渗透率 裂缝导流能力 数值模拟 油藏模拟 试井 分析
一、引 言 在低渗透油气藏的开发中,大多进行了压裂增产,所以在对这类经过压裂改造后的油气井进行数值模拟时,需要考虑裂缝的半长、裂缝宽度、裂缝导流能力。网格技术在油藏数值模拟方面占据着重要的地位,近年来考虑垂直裂缝的数值模拟网格技术发展迅速。笔者运用考虑人工裂缝的单井数值模拟技术对低渗油田X井进行了研究,表明这一技术对经过水力压裂改造的川西致密砂岩气藏的数值模拟研究具有实际参考价值。二、单井模型 1.地质几何模型X井在射孔后进行了水力加砂压裂并进行了压力恢复测试。 建立单井几何模型前需要结合压恢测试的解释成果,以此得到裂缝半长、裂缝宽度和裂缝导流能力。本次X井网格模型的建立采用了Schlumberger公司的Eclipse/Flogrid模块。考虑到PEBI网格在描述水力压裂垂直裂缝井方面的灵活性,所以对X井数值模拟网格类型选择为PEBI网格。试井解释双对数曲线如图1。结合试井解释成果,设置裂缝半长为42.9m,裂缝宽度为0.009m,裂缝渗透率1.4×102μm2。网格孔隙度取0.18,渗透率除裂缝网格外取2.3×10-3μm2。根据射孔完井数据,该井纵向上划分了8个层,其中的3、4、6层测试结果显示为干层,其余各层的有效厚度自上而下分别是1.7m、1.0m、1.8m、2.2m和2.2m。在确定单井控制泄流半径的时候,笔者采用了试凑法,即先选择几条不同长度的半径进行模拟计算,通过观察井底流压拟合情况,选择拟合情况最好的半径作为该井的控制泄流半径。井底流压拟合情况认为单井控制泄流半径取400m较为合适。算出单井的控制原油地质储量是41.9×104t。最后建立数值模拟网格系统为:
104×18×8,图2是这个网格系统的平面图。
图1 X井试井解释比对数曲线 2.PVT数据X井流体高压物性显示其所属油藏具有挥发性
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第26卷第2期 天 然 气 工 业 开发及开采油藏特性,所以本次模拟模型选用了组分模型。根据实验结果,把原油的加组分进行了劈分,并且划分了拟组分,最后得到了8个拟组分。拟合等组分膨胀(CCE)实验和微分分离(DL)实验后得到了各个拟组分的流体特征参数值。
图2 平面网格图 3.相渗数据在使用相渗数据前对实验室岩心渗透率实验数据进行归一化处理。
三、历史拟合及动态预测 在历史拟合过程中主要调整了单井控制泄流半径、油水界面、地层渗透率等参数,拟合效果较好。 X井的开采方式属于弹性+溶解气驱。从2004年10月开始以产油13.11t配产,直到井底流压降到5MPa,然后定井底流压生产至2048年12月31日。本次预测假设裂缝一直保持当前状况,并不会随着地层压力的降低或者支撑剂破碎而闭合。表1给出了X井2003~2013年间的动态预测结果。
四、裂缝敏感性分析 1.裂缝半长敏感性分析X井经过加砂压裂后,裂缝的几何尺寸(裂缝半
长,裂缝宽度)以及裂缝的导流能力对油井的产能,稳产年限和最终采收率都有影响。本次单井数值模拟对不同裂缝半长(20m,30m,42.9m,60m,90m和120m)情况进下的单井模型进行了研究。在确定产油60t/d、井底流压保持在5MPa以上的工作制度下,定量的得到在不同裂缝半长情况下的累积产油量和累积采出程度。表2给出了在不同裂缝半长情况下预测的生产动态指标。随着裂缝半长越长,油井与地层的连通性越好,油井的产能就越好,10a的累积产量和采出程度就越高。 为了定量的评价裂缝半长对油井生产效果的影响。本次研究设定目标评价函数:Y=Q(Xf)-Qxf=20Xf-20式中:Y为原油产量增长幅度;Xf为裂缝半长,m;Q(Xf)为裂缝半长是Xf条件下10a累积产油量,t。 由于没有做无垂直裂缝的模拟计算,所以本次比较分析是以裂缝半长等于20m为基准点。计算结果如表3所示。容易看出随着裂缝半长的增加,10a后的原油累积产量是不断增加的,但是增长幅度是越来越小了。只要把以上数据与压裂施工规模和成本相结合就能得到最优裂缝长度。表1 X井动态指标预测结果时 间年均日产油(t)累积产油量(×104t)采出程度(%)2003-12-310.0290.0010.0032004-12-3117.210.631.502005-12-3113.111.112.642006-12-3113.111.593.792007-12-3113.112.074.932008-12-3113.312.556.092009-12-3112.463.017.172010-12-318.623.327.922011-12-316.963.578.532012-12-315.993.799.052013-12-315.684.009.55表2 不同裂缝半长下的油井生产动态指标裂缝半长(m)裂缝渗透率(×102μm2)10a后累积产油量(×104t)10a后累积采出程度(%)201.44.069.68301.44.2910.2442.91.44.5210.78601.44.8111.48901.45.1612.331201.45.3912.85 2.裂缝导流能力敏感性分析裂缝的导流能力是评价裂缝质量的指标,它对油井的生产动态指标影响也很大。在定产油13.11t、井底流压控制在5MPa以上的工作制度下,对裂缝导流能力进行了敏感性分析。裂缝导流能力为:Fd=Kf・W式中:Fd为裂缝导流能力,10-3μm2・m;W为裂缝宽度,m;Kf为裂缝渗透率,10-3μm2。为了研究方便,本次模拟比较是在保持裂缝宽・2・
开发及开采 天 然 气 工 业 2006年2月度不变的条件下(w=0.009m),通过改变裂缝渗透率而改变裂缝导流能力。表4给出了在不同裂缝渗透率条件下的生产动态指标。裂缝渗透率越高,单井的产能就越好,稳产年限、累积产油量、最终采收率等开发指标就越好。但是裂缝渗透率在5~140μm2变化时,原油累积产量等动态指标并没有明显的差异。表3 裂缝半长敏感性分析Xf(m)Q(×104t)Q-Qxf=20(t)Xf-20(m)Y(t/m)204.06304.29233710233.7042.94.52461322.9201.44604.81756440189.10905.161108770158.391205.3913306100133.06表4 不同裂缝渗透率下的生产动态指标裂缝半长(m)裂缝渗透率(10-3μm2)稳产年限(a)最终累积产量(104t)最终采收率(%)42.91400005.9847.71218.4142.9100005.8567.67418.3242.980005.8197.67118.3142.950005.7677.64718.2542.930005.7507.60818.1642.910005.57.40717.68五、结 论 (1)结合完井射孔资料和试井解释成果对X井建立了地质属性模型。用PEBI网格完成该压裂井的单井的网格模型。在较好的历史拟合基础上对X井进行了动态预测。研究表明:X的单井控制半径约为400m,单井控制原油储量41.9×104t。在定产
原油13.11t/d、保持井底流压5MPa以上的工作制度下,预测出单井累积产油量7.71×104t,原油弹性
+溶解气驱采收率18.41%。 (2)裂缝半长的敏感性研究表明,增加裂缝半长会增加累积产油量,但是随着裂缝半长的增加,累积产油量的增加幅度是越来越小的。通过评价函数Y可以定量地评价动态开发指标,即10a累积产油
量对裂缝半长的敏感性。裂缝半长为20m时,10a累积产油量为4.06×104t。裂缝半长为60m时,10
a累积产油量为4.81×104t,单位裂缝半长增量下的
累积产油量增量为189t/m;裂缝半长为120m,10a累积产油量为5.39×104t,单位裂缝半长增量下的
累积产油量增量只有133t/m。 (3)裂缝导流能力增加,各项开发指标会改善。当裂缝渗透率较小时(Kf=1μ
m2),增加裂缝渗透率
能较大地提高原油的稳产年限和累积产油量。当裂缝渗透率达到5μm2后,增加裂缝渗透率对油井生产动态指标没的改善但并不十分明显。
参 考 文 献[1]张学文.低渗透率油藏压裂直井开发数值模拟研究[J].断块油气藏田,1998,5(4):20‐22.[2]刘立明,等.混合PEBI网格精细油藏数值模拟应用研究[J].石油学报,2003,24(3):65‐67.[3]王永辉,等.低渗层重复压裂的油藏数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1997,24(1):47‐49.[4]杨君,郭春华,曾焱,等.新场气田地应力特征综合研究[J].天然气工业,2005,25(9):20‐22.
(收稿日期 2005‐10‐25 编辑 韩晓渝)
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第26卷第2期 天 然 气 工 业 开发及开采