• / 5
  • 下载费用:1 下载币  

页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究_孙海成

关 键 词:
页岩 气储层 裂缝 系统 影响 产量 数值 模拟 研究 孙海成
资源描述:
第 39卷第 5期 石油钻探技术 Vol.39No.52011年 9月 PETROLEUM DRILLING TECHNIQUES  Sep.,2011收稿日期 :2011-05-25;改回日期 :2011-08-29。作者简介 :孙海成 (1979—),男 ,青海西宁人 ,2002年毕业于石油大学 (北京 )石油工程专业 ,油气田开发工程专业在读博士研究生 ,主要从事常规及非常规油气藏储层改造和数值模拟方面的研究 。联系方式 :(010)84898527,shc0560@163.com。基金项目 :国家科技重大专项 “复杂地层储层改造关键技术研究 ”(编号 :2011ZX05031-004)资助 。油气开采 doi:10.3969/j.issn.1001-0890.2011.05.014页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究孙海成1,2,汤达祯1,蒋廷学2(1.中国地质大学(北京 )能源学院 ,北京100083;2.中国石化石油工程技术研究院,北京100101)摘要 :页岩气储层中的裂缝系统对页岩气产量有着重要的影响 。以四川盆地志留系含气页岩气层为基础 ,利用数值模拟手段分析了页岩气储层的基质渗透率 、裂缝连通性 、裂缝密度 (改造体积 )、页岩气储层主裂缝与次裂缝对产量的影响 ,并对页岩气井的压后产量递减规律进行了分析 。结果表明 :基质渗透率越低 ,对完井方式和改造规模要求越高 ;在超低渗透页岩气储层中 ,只有相互连通的有效裂缝对产量有贡献 ;改造体积越大 ,压后产量和最终的采收率越高 ;相同改造体积下 ,主裂缝的发育程度对于初期产量的影响较大 ,但对最终采收率影响较小 ;页岩气井生产过程中的递减主要发生在投产初期的 1.0~1.5a,其递减率60%~70%。关键词 :页岩气 数值模拟 裂缝 产量 渗透率中图分类号 :TE377文献标识码 :A文章编号 :1001-0890(2011)05-0063-05Numerical Simulation of the Impact of Fracture System on WelProduction in Shale FormationSun Haicheng1,2,TangDazhen1,JiangTingxue2(1.College ofEnergyResources,China UniversityofGeosciences(Beijing),Beijing,100083,China;2.Sinopec Research Institute ofPetroleum Engineering,Beijing,100101,China)Abstract:Fracture system impacts the shale gas production significantly.On the basis of a shale gasproduction in Silurian formation in Sichuan Basin,the impact of matrix permeability,facture connectivity,fracture density(SRV),main fracture and hypo-fracture on production was investigated numericaly.Pro-duction decline of gas wel after fracturingin shale formation was analyzed.The analysis results show thatthe lower the matrix permeability,the higher the requirement in the wel completion and wel stimulation.In reservoir with ultra low permeability,onlythe connected fractures contribute to production.The higherthe SRV,the higher the production rate and estimated ultimate recovery(EUR).With same SRV,the mainfractures affect more on initial shale gas production and less on EUR.Shale gas production decline mainlyoccurred in the initial production of 1to 1.5awith decline rate of 60%-70%.Keywords:shale gas;numerical simulation;fracture;production;permeability页岩储层的储气方式以自由气和吸附气为主 ,同时页岩储层具有超低渗透率 (<0.1×10-6μm2),基质渗透率过小 ,渗流阻力过大 ,因此流体的渗透通道主要是裂缝网络系统 。微地震监测结果及产量统计研究显示[1]:压裂后形成的裂缝网络所波及的面积越大 、裂缝网络越复杂 ,则改造效果较好 。利用Eclipse软件 (因目前尚未研制出针对页岩气的成熟软件 )的煤层气 、裂缝性油藏 、常规低渗透砂岩等模块对页岩气储层的裂缝系统与产量的关系进行研石油钻探技术 2011年 9月究 ,发现页岩气井生产阶段产量的递减主要发生在投产初期的1.0~1.5a,其递减率为60%~70%,生产后期逐渐进入稳产阶段 ,改造体积越大 (网络裂缝越发育 ),压后稳产时的产量越高 。1 产量影响因素和结果分析1.1 储层概况四川盆地长宁构造志留系龙马溪组发育富含有机质的页岩[2]。作为页岩气的源岩 ,该套页岩在盆地内分布广泛[3],埋深1 000~4 000m,主要集中在1 500~2 500m,页岩气层厚度达300~500m,总有机碳含量高达0.4%~4.0%,有机质类型好 ,热演化程度高 ,Ro为2.0%~3.5%,生气潜力大 ;页岩储层中既有游离气 ,又有吸附气 ,游离气存在于储层微孔隙及发育的天然裂缝内 ,而吸附气以吸附状态贮存在干酪根和黏土颗粒的表面 。由于页岩的致密性及抗构造破坏性 ,长宁构造中的志留系页岩层具有较高的成藏价值和较好的保存条件 ,具备页岩气开发的成藏条件 。长宁构造地区储层的主要矿物成分包括 :硅质质量分数52.3%,碳酸盐岩质量分数22.6%,黏土矿物质量分数25.1%。脆性矿物 (石英+碳酸盐岩矿物 )达到了75.0%,孔隙度5.0%[4],基质平均渗透率为0.18×10-6μm2,成像测井解释和岩心观测结果显示 ,裂缝中等发育 。整个模拟单元控制体的长×宽×单层厚度为1 577.6m×1 324m×30m,模拟水平井垂深2 100m,水平段长1 361m,根据上面单元体参数在x、y、z方向划分网格参数为169×141×1=23 829个 ;储层渗透率为0.1×10-6μm2,孔隙度5%;地层压力21MPa,储层温度82℃;含水饱和度20%,气体相对密度0.7,控制储量2.9×108 m3,总含气量为3m3/t,游离气和吸附气比例为40%∶60%。1.2 基质渗透率对于裂缝网络的要求对于常规气藏 (K≥0.01×10-3μm2),从模拟结果 (见图1)可以看出 ,水平井完井就能够取得良好的生产效果 。随着储层渗透率降低 ,水平井产量逐渐降低 ,单一水平井完井方式已经不能满足生产的需求 ,此时要想获得较高产量必须进行压裂改造 。压裂改造后形成的裂缝能够有效弥补基质渗透率的不足 ,使低渗储层产量显著提高 (见图2)。图 1基质渗透率对于产量的影响Fig.1 Impact of matrix permeabilityon production rate图 2不同基质渗透率地层对裂缝的要求Fig.2 Impact of matrix permeabilityon fractures结合图1和图2,对于特低渗储层 (K≤1.0×10-6μm2),分段压裂改造对产量影响特别明显 。例如 ,对基质渗透率为K=1.0×10-6μm2时与基质渗透率0.1×10-6μm2(页岩储层渗透率数量级 )时的产量进行对比分析 :如果不压裂 ,0.1×10-6μm2储层水平井初始产气量只有3 000m3/d,且递减很快 ,稳产阶段的产量只有1 200m3/d;当基质渗透率为1.0×10-6μm2时 ,储层初始产量能够提升一个数量级 ,达到30 000m3/d,稳产阶段的产量6 000m3/d;经过压裂 (分段压裂4段形成4条单一裂缝 )改造后 ,基质渗透率0.1×10-6μm2地层的初始产量能够达到81 000m3/d,该产量是基质渗透率1.0×10-6μm2时的2.7倍 ,虽然生产初期 (1.0~1.5a)产量递减较快 ,但是稳产阶段与基质渗透率1.0×10-6μm2时的产量相当 。另外 ,从图2可以看出 ,在超低渗透储层 (K=0.1×10-6μm2)中 ,裂缝条数越多 ,其产量越高 ,最终的采收率越高 。在初始阶段 ,压裂裂缝条数越多 ,其产量递减速度越慢 ,稳产阶段产量也越高 ,最终累积产气量大幅度增加 ,从而提高储层最终采收率 。对于页岩气储层 ,基质渗透率对产量几乎没有·46·第 39卷第 5期 孙海成等 .页岩气储层裂缝系统对产量影响的数值模拟研究贡献 ,为了更好地开发该类气藏 ,水平井完井是前提 ,大规模压裂改造形成多段裂缝是必经之路 。1.3 裂缝有效性对于改造效果的影响页岩气储层压裂不同于常规砂岩或碳酸盐岩储层压裂 ,有其自身的特点 。由于页岩储层渗透率极低 ,气藏中流体流动过程中克服的流动阻力过大 ,导致储层产量极低或者没有产量 。较发育的天然微裂缝是该类气藏获得工业产能的前提 ,还需通过技术手段降低流体在地层中的流动阻力 。水平井完井技术和大规模压裂改造是降低储层流体流动阻力 、获得工业产能的有效方法 。天然裂缝对于页岩气开发发挥着重要作用 ,如果天然裂缝没有成为有效裂缝 (没有被沟通 ),则这些天然裂缝对于产量几乎没有贡献 。压裂改造一方面在地层中形成新的人工裂缝 ,另一方面尽可能地让储层中已有的天然裂缝重新开启并填入支撑剂 ,形成具有一定导流能力的裂缝网络 。参考其页岩气井P1井和P2井FMI(全井壁微电阻率成像测井 )资料和目标层段岩心裂缝描述结果 ,模拟地层中发育18条等效微裂缝进行数值模拟 。图3(a)表示18条裂缝中只有4条裂缝与水平井筒连通 ,成为有效裂缝 。从图3(a)可以看出 ,生产10a后地层压力扩散很慢 ,基本没有扩散到另外14条没有沟通裂缝的区域 ,压降漏斗基本上在4条有效裂缝附近 。图3(b)表示地层中的18条裂缝全部连通 ,生产10a后压降漏斗较大 ,泄油面积将近占整个气藏面积的一半 ,气藏储量得到有效动用 。图 3不同裂缝条件下气藏动用程度模拟结果Fig.3 Reservoir drainage volume in different fractures图4为上述2种裂缝条件下10a稳定产气量和累计产气量曲线 。从图4可以看出 ,有效裂缝全部沟通时的累计产气量比没有完全沟通 (只有4条有效裂缝 )时的累计产气量高出1倍多 。图 4不同裂缝条件下产气量及累计产气量对比Fig.4 Production rate and cumulative production in dif-ferent fractures页岩气储层产量贡献主要来自于有效的裂缝系统 ,没有与井筒有效连通的裂缝称为无效裂缝 ,无效裂缝发育对气井的产量没有贡献 。为了连通更多的天然裂缝 、在空间上扩大有效裂缝连通体积 ,必须进行大规模 、大液量压裂改造 。模拟结果与P1井和P2井的压裂实际效果类似 。P1井加入18m3支撑剂 ,1 000m3滑溜水+线性胶 ,压裂后稳定产量大约2 000m3/d,而P2井同一储层加入支撑剂85m3,总共注入2 000m3滑溜水 ,其压后第一个月稳定产量为10 000m3/d。这表明产量跟注入规模正相关 ,同时直井单层单段产量能够达到1.0×104 m3/d,预测水平井分段8~10段产量能够达到8.0×104 m3/d左右 。1.4 裂缝密度对于产量的影响页岩气储层中裂缝的宽度 、导流能力和单裂缝的长度对于产量的影响较小[5],而裂缝的发育程度 (有效裂缝密度 )对于产量具有重要影响 。从图5中可以看出 ,当基质渗透率为0.1×10-6μm2时 ,如果天然裂缝发育 (分别模拟裂缝为6条 、12条 、18条 ),其累计产量要远远高于基质渗透率为1.0×10-6μm2时的10a累计产量 ,并且图3(d)的压力波及范围也比图3(c)的波及范围大 ,最终采收程度也更高 。因此 ,在特低渗致密页岩气层中 ,网络裂缝能够有效弥补储层基质渗透率的不足 ,提高产量 。同时 ,地层中裂缝越发育 ,裂缝密度越大 ,累计产气量越高 。当裂缝从4条增至12条时 ,其累计产气量增加了1倍 。·56·石油钻探技术 2011年 9月图 5不同基质渗透率和裂缝条件下的累计产气量Fig.5 Cumulative production under different matrixpermeability and fractures当裂缝条数从12条增至18条时 ,裂缝密度增加50%,而10a的累计采气量只增加了15%。进一步模拟表明 ,随着天然裂缝的继续增加 ,即裂缝条数超过18条后 ,10a增加的累计采气量减小 ,此时裂缝的发育对于产气量和累计产气量的影响降低 。从图3和图5可以看出 ,随着裂缝密度增加和整个裂缝网络体积的增大 ,产量大幅度增加 。但是生产10a后的压力扩散始终在近裂缝地带 ,压力扩散到气藏边界很难 ,因此压裂施工必须以大规模 、大排量来提高裂缝中的净压力 ,增大压裂液的波及体积 ,从而沟通更多的水力压裂裂缝和天然裂缝 。常规气藏压裂是造长缝 ,沟通远井地带地层 ,增加泄油面积 ,从而将径向流改变为从地层到人工裂缝和人工裂缝到井筒的近似双线性流 ,最终实现增加产量的目的 。而页岩气储层由于基质渗透率极低 ,产量主要来自于裂缝的流动 ,这种双线性流不会存在于页岩气储层 。因此 ,页岩气储层压裂增产改造理念与常规砂岩气藏有着很大的不同 。改造时在地层中造成复杂裂缝网络 ,同时裂缝网络尽可能的延伸 ———尽量提高改造体积[6],从而实现工业产能 。页岩气储层压裂造成的裂缝网络越复杂 ,网络体积越大 ,压后的产量越高 ,最终的累计产气量和采收率也越高 。但是 ,当这种压裂规模增加到一定程度后 ,再增加其规模 、裂缝复杂性 (裂缝密度 )以及采出程度却没有增加多少 ,见图3(d)、图3(c)和图5,而措施工艺难度急剧增加 ,施工风险增大 。这是因为页岩气储层基质渗透率过低 ,压裂改造沟通天然裂缝的范围毕竟有限 、单井控制储量较小 ,因此只能以增加水平井的数量来提高气藏的采出程度 。北美地区在开发页岩气时采用水平井工厂化管理[7],很好地解决了水平井单井控制储量过小的问题 。2 产量递减规律分析从图6、图7可以看出 ,页岩气储层产气量递减主要发生在投产后的第一年中 ,其递减达到60%~70%,此后递减率逐渐降低 ,最后达到稳产 。图 6产量递减曲线Fig.6 Production rate decline curve图 7投产初期产量递减趋势Fig.7 Production rate decline curve in the initial production分析认为 ,页岩气井初始产量较高且递减迅速 ,是由于生产初期储层中的游离气被采出来所导致 ,随 着 游 离 气 的 逐 渐 采 出 后 ,储 层 中 压 力 降低 ,吸附气解吸附 ,开始主导井的产量 。也正是由于页岩气中吸附气的解吸附过程 ,所以页岩气井后期的产量虽然较低 ,但是比较稳定 。也就是说 ,游离气影响页岩气井的初期产量 ,吸附气影响页岩气井的稳定产量 。·66·第 39卷第 5期 孙海成等 .页岩气储层裂缝系统对产量影响的数值模拟研究从模拟结果得出 ,在主裂缝发育程度相同的条件下 ,次生裂缝的发育程度对初始产量的影响不大 ,只是对投产后的产量递减率以及后期的稳产影响较大 。多裂缝发育地层 (4条主裂缝 ,14条次生裂缝 )其初期的产量递减速度只有裂缝不发育地层 (4条主裂 缝 )的50%;同 时 ,后 期 的 稳 定 产 量 要 高 出54%,产量明显增加 ,最终采收率大幅度提高 。主裂缝数量对初始产量的影响明显 。在同等裂缝密度 (18条裂缝 )下 ,当主裂缝为10条 ,次生裂缝为8条时 ,其初始产气量是4条主裂缝 、14条次裂缝时产量的2.5倍 ,其累计产气量大约增加20%。当生产5a时间后 ,随着近裂缝地带的气被采出 ,产气量将趋于稳定 ,两者的稳定产量基本相当 。因此 ,页岩气水平井分段压裂时增加主裂缝数量 (水平井分段段数 )和射孔段数 (分簇射孔 )有助于提高气井初期产量 ,缩短投资回收期 。3 结论与认识1)页岩气储层渗透率过低 ,渗流阻力过大 ,水平井完井和大规模压裂改造是形成工业产能的主要技术手段 。2)页岩气储层天然裂缝相互之间的连通性对于储层产能有着重大影响 ,只有相互连通的有效裂缝网络系统对产量才有贡献 。3)水平井分段压裂和段内分簇射孔能够有效提高主裂缝数量 ,而大规模 、大排量压裂施工能够有效沟通更深层天然裂缝 ,提高改造体积 。实现更大的体积改造是页岩气储层压裂的新理念 ,裂缝密度越高 ,裂缝网络体积越大 ,压裂后产量越高 。4)页岩气储层初期的产量递减较快 ,后期的产量较低 ,稳产时间较长 ;游离气影响页岩气井的初期产量 ,吸附气影响页岩气井的稳定产量 ;主裂缝发育程度能够显著影响储层的初始产量 ,增加主裂缝网络体积能够有效提高初始产量 ,缩短投资回收期 。参考文献[1]Fisher M K,Heinze J R,Harris C D,et al.Optimizing horizon-tal completion techniques in the Barnett Shale using microseis-mic fracture mapping[R].SPE 90051,2004.[2]蒲泊伶 ,蒋有录 ,王毅 ,等 .四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析 [J].石油学报 ,2010,31(2):225-229.Pu Boling,Jiang Youlu,Wang Yi,et al.Reservoir-forming con-ditions and favorable exploration zones of shale gas in LowerSilurian Longmaxi Formation of Sichuan Basin[J].Acta Petro-lei Sinica,2010,31(2):225-229.[3]张金川 ,聂海宽 ,徐波 ,等 .四川盆地页岩气成藏地质条件 [J].天然气工业 ,2008,28(2):151-156.Zhang Jinchuan,Nie Haikuan,Xu Bo,et al.Geological condi-tion of shale gas accumulation in Sichuan Basin[J].NaturalGas Industry,2008,28(2):151-156.[4]黄籍中 .四川盆地页岩气与煤层气勘探前景分析 [J].岩性油气藏 ,2009,21(2):116-120.Huang Jizhong.Exploration prospect of shale gas and coal-bedmethane in Sichuan Basin[J].Lithologic Reservoirs,2009,21(2):116-120.[5]Mayerhofer M J,Lolon E P,Yongblood J E.Integration of mi-croseismic fracture mapping results with numerical fracturenetwork production modeling in the Barnett Shale[R].SPE102103,2006.[6]Mayerhofer M J,Lolon E P,Warpinski N R.What is stimula-ted rock volume[R].SPE 119890,2008.[7]King George E.Thirty years of gas shale fracturing:what havewe learned? [R].SPE 133456,檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷檷2010.辽河油田应用新型套变井机械堵水技术控水增油效果明显辽河曙光油田超稠油开发过程中 ,蒸汽吞吐导致油井发生套管变形 ,而油井高含水现象又加剧了套管变形 ,给超稠油开发带来了很大难题 。为此 ,辽河油田将用以降低原油黏度的可掺洗式油井管柱技术 ,与小外径套变堵水封隔器技术相结合 ,开发出了可以解决超稠油高含水套变井开发难题的可掺洗式机械堵水管柱技术 。截至目前 ,可掺洗式机械堵水技术在曙光油田高含水套管变形井中已成功应用8井次 ,累计增油4 344.5t,降水4 942.6t,稳油控水效果明显 。其中 ,杜84-31-93井应用该技术生产48d后 ,含水率从98%降至41%,日产量由0.4t增至11.2t。·76·
展开阅读全文
  石油文库所有资源均是用户自行上传分享,仅供网友学习交流,未经上传用户书面授权,请勿作他用。
0条评论

还可以输入200字符

暂无评论,赶快抢占沙发吧。

关于本文
本文标题:页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究_孙海成
链接地址:http://www.oilwenku.com/p-50590.html
关于我们 - 网站声明 - 网站地图 - 资源地图 - 友情链接 - 网站客服客服 - 联系我们
copyright@ 2016-2020 石油文库网站版权所有
经营许可证编号:川B2-20120048,ICP备案号:蜀ICP备11026253号-10号
收起
展开