页岩气藏压裂缝网扩展数值模拟

第46卷第！期石油钻探技术V o l.46N o.4 2018 年7 月P E T R O L E U M D R IL L IN G T E C H N IQ U E S Ju%2018◄油气开发# doi：10. 11911/syztjs.2018058页岩气藏压裂动用程度及气体流动模拟研究赵光宇(胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司，山东东营257000)摘要：页岩储层孔喉细小、渗透率低，水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络加剧了页岩气流动的复杂性。

为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征，提出了离散裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法，并针对储层裂缝分布形态，利用商业数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。

模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络，基于建立的多重连续介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。

利用建立的模型，系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。

研究发现，增大储层改造体积能够大幅度提高页岩气单井产量，但同时应当考虑主裂缝与次裂缝网络的配置关系；当储层改造体积相同时，最大限度提高裂缝与井筒之间的连通程度是提高页岩气产量的必要条件。

研究认为，上述研究结果对页岩气压裂改造设计具有一定的理论指导意义。

关键词：页岩气；缝网压裂；连续介质模型；动用程度；数值模拟中图分类号：T E377文献标志码：A文章编号'001-0890(2018)04-0096-08Study of a Simulation of Degree of Fracturing Production andResulting Gas Flow in Shale Gas ReservoirsZ H A O Guangyu(.ShengU Oil f ield burning Oil-Gas Kxploration N Development htd. ^Dong y ing^Shandong$5000^China)A b str a ct ：Due to small p ore th:roats and low permeability of shale reservoirs,primary n and induced fracture networks hydraulic fracturing candramatically aggravate the complexity of shale gas flow.W e needed to accurately characterize the pseudo-steady seepage characteristics of sha w e propose a mathematical characterization m e h o d using discrete fractures coupled with anult tinuous media system.Taking into consideration h e distribution of reservoir fractures,the merical simulator was used to establish the discrete fractures and to couple them media took into consideration adsorption/desorption for shale gas reservoirs.The mathematical model in­corporated a kical g rid encryption method to describe the discrete fracture network.Basedon the estab­lished multi-continuum system mathematical method,it was possible to model inducts^ factures within the natural fractures,including densely distributed micro-crack system that formed after fracturing.By using the established model,it was possible to systematically analyze the effects of fracture param lfteral/longitudinal mobilization of reservoirs,fracture conductivity,fracture half-length,and fracture ar­rangement on shale g as drainage area and gas well productivity.Studies rsvealtsd that increasing the reser­voir stimulation volume could sigi^ific^ntly increase shale^^s production per well.Above all,the onfigura-tion relationship between themain fracture and the secondary fracture network model demonstrated that under t he same reservoir stimulation volume,the connectivity between the frac­ture and wsllbore was a necessary condition for increasing shale gas production,and i t should be maxi­mized.Studies suggested that t h e n e w modeling technique i s effective and that i t can be used as a guide wh e n designing shale gas fracturing stimulation.K e y w o r d s：shale g as；network fracturing；continuous medium model；production degree；numerical simulation页岩气储层渗透率极低，在成岩作用、多阶段构造演化、气体赋存状态及介质 方面都与常规 油气藏存在较大 ，其既是烃源岩又是储集层，储 层中发育大量的微纳米孔隙和干酪根有机质13]，是 典型的原地成藏[4]。

随着全球石油和天然气需求的不断增加，非常规油气资源越来越受到人们的。 其中，页岩气作为一种非常规天然气资源，因其储量丰富、开采寿命长等特点， 已经成为国内外研究的热点。本次演示旨在探讨页岩储层体积压裂产能数值模拟 研究的关键问题，以期为页岩油气开发提供理论支持和实践指导。
在国内外学者的研究中，页岩储层体积压裂产能的研究已经取得了一定的成 果。然而，由于页岩储层的复杂性和不确定性，仍存在许多挑战和问题需要解决。 其中，如何准确预测体积压裂对产能的影响是关键问题之一。因此，本次演示将 重点探讨这个问题，并提出相应的解决方案。
页岩气藏体积压裂评价及产能模拟 研究
01 一、引言
目录
02 二、研究现状分析
03 三、重要结论
04
四、未来研究方向和 建议
05 参考内容
随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源资源，逐 渐受到各国政府的重视和青睐。页岩气藏的体积压裂评价和产能模拟研究是实现 页岩气高效开发的关键环节。本次演示将就这两个方面的研究现状和发展趋势进 行分析和探讨。
影响渗流的主要因素包括：
1、多孔介质特性：多孔介质的孔隙结构、岩石颗粒的大小和形状Hale Waihona Puke 颗粒间 的连通性等因素都会影响渗流。
2、流体性质：流体的黏度、密度、表面张力等性质也会影响渗流。 3、储层压力：储层压力的高低直接影响到流体的流动能力和方向。
4、温度：温度会影响流体的黏度和岩石的渗透性，进而影响渗流。
1、体积压裂评价方面：进一步深化数值模拟方法的研究与应用，通过精细 化建模和模拟算法的优化，提高模拟结果的精确度和可信度。同时，结合地球物 理探测技术，可以更好地揭示裂缝的分布和形态。
2、产能模拟方面：针对不同类型页岩气藏的特点，研究和比较各类产能预 测模型的适用性和精度，为实际生产提供有效的决策支持。此外，应充分考虑实 际生产过程中储层参数的变化以及采收率的影响，提高产能预测的准确性。

图片简介:本技术介绍了一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，包括以下步骤，获取天然裂缝分布信息，生成离散天然裂缝系统几何模型，根据实际工程问题确定水力裂缝扩展模拟相关参数，建立深层油气藏水力裂缝扩展数学模型，基于所述模型开展数值计算，得到数值模拟结果，根据数值模拟结果进行压裂效果分析，本技术采用弹塑性本构方程描述深层油气藏压裂过程中的岩石非线性变形，耦合井筒内、裂缝内和基质中流体流动，实现深层油气藏水力裂缝扩展过程的精准模拟，并对压裂效果进行定量分析，为深层油气藏人工压裂的预测、评价和优化提供有效手段。

技术要求1.一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，其特征在于，包括以下步骤:S1.获取天然裂缝分布信息，生成离散天然裂缝系统几何模型；S2.确定所述水力裂缝扩展数值模拟的相关参数；S3.建立深层油气藏水力裂缝扩展数学模型，基于所述深层油气藏水力裂缝扩展数学模型开展数值计算，得到数值模拟结果；S4.根据所述数值模拟结果进行压裂效果分析。

2.根据权利要求1所述一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，其特征在于：所述S1包括：根据深层油气藏的实际地质数据和现有地质模型数据，获取在水平面上的所述天然裂缝分布信息，包括裂缝的中心点、长度、倾角信息；根据所述天然裂缝分布信息，建立所述离散天然裂缝系统几何模型；若地层中不发育有天然裂缝，则此步骤省略。

3.根据权利要求1所述一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，其特征在于：S2所述相关参数包括：岩石弹性力学参数，包括杨氏模量和泊松比；岩石塑性力学参数，包括内摩擦角、膨胀角和粘聚力；岩石断裂力学参数，包括抗拉强度和断裂能；岩石天然裂缝性质，包括内聚力和摩擦角；岩石物理参数，渗透率和孔隙度；储层参数，储层厚度、孔隙压力和水平主应力；压裂液参数，粘度、密度和注入速率。

4.根据权利要求1所述一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，其特征在于：所述S3包括：S3.1.构建岩石非线性变形模型；S3.2.构建流体流动模型；S3.3.构建全局嵌入式内聚区模型；S3.4.多物理场耦合求解。

% ； FＲV 为有 式中： FCＲ 为裂缝网络体积百分数， m3 。 m3 ； EＲV 为预压裂储层体积， 效压裂体积， （ 2 ） 裂缝体密度增长率， 即裂缝网络中裂缝体 密度增加值与压裂前裂缝体密度比值 ： FDＲ = S sf － S sf0 × 100% S sf0 （ 11 ）
S sf0 为储层 % ； S sf 、 式中： FDＲ 为裂缝体密度增长率， m2 。 所有裂缝压裂后与压裂前的单面面积 ， 3. 2 与天然裂缝沟通效果指标 人工裂缝在沟通储层的同时， 也在沟通更多的 天然裂缝， 与天然裂缝沟通得越多， 增加储层渗透 性的效果越好。
表1
模拟地层 长度 / m 2000 模拟地层宽度 /m 1500 顶深 /m 1604 底深 /m 1640
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验证与算例
表 1 ～ 3 为某页岩气藏储层缝网模拟参数， 对
其进行缝网模拟及沟通效果评价分析 。
某页岩气储层缝网储层参数
岩石泊松比 0. 183 岩石弹性模量 / MPa 13360 最小水平主 应力 / MPa 30 最小水平主应 力方向 / （ ° ） 45
2 2
% ； SＲV 为增产 式中： SFＲ 为增产储层体积百分比， 储层体积， 即有效压裂体积中具有人工裂缝或者人 m3 ； 工裂缝沟通天然裂缝的网格块累计储层体积， FＲV 为有效压裂体积， m3 。 （ 2 ） 裂缝网络的导流能力， 即平均裂缝宽度乘 以平均裂缝渗透率， 用以描述裂缝的渗流能力： FDC = ωK f K f = 8. 33 × 10 ω f 。 其中， 10 式中： FDC 为裂缝网络的导流能力， 10 － 3 μm2 。 K f 为平均裂缝渗透率，
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天然裂缝模拟模型
模型中需要把不同大小的裂缝按裂缝组的形