低渗透气藏范文

低渗透气藏范文（精选7篇）

低渗透气藏 第1篇

1 复合射孔技术

复合射孔技术主要是将射孔和高能气体压裂这两种功能结合, 进而完成一次下井工作。其中, 对炸药爆炸的速度以及火药实际燃烧速度之间的时间差异进行合理运用, 能够将孔眼先射穿, 而后通过高能气体的压裂方式来实现地层射孔孔道的解堵工作、造缝工作以及清洗工作。然而, 在射孔的过程中, 不仅能够避免射孔对于地层产生的污染, 同时还能够实现地层压裂的改造, 这为低孔隙度低渗透率油藏射孔工作提供了有力保障。通常情况下, 对于低孔隙度低渗透性等非均质地层可以使用高孔密射孔的复合射孔技术, 而如果是均质地层则应当使用深穿透复合射孔技术。

在均质地层当中使用深穿透射孔的方法, 最主要的原因就是在未射穿污染带的状态下, 油气井自身产能会在孔眼穿透深入不断加深的同时而增加。在均质地层中, 对产能产生极大影响的因素就是孔眼的深度, 所以, 一定要实现污染带的射穿才能够使地层应有产量功效得以发挥出来。

在复合射孔中, 内置形式、外置形式与混合形式是主要的类型。其中, 对于内置式复合射孔这一类型, 就是在射孔枪的内部以及弹架相邻的射孔弹之间安装复合火药。该器材最明显的优点就是能够使得复合火药在射孔弹的作用下爆炸引发, 而不会对射流完整性造成不利影响。另外, 火药燃烧所生成高能气体, 可以增强射孔孔道的清洗效果与压裂效果, 而且在操作方面十分简单。另外, 对于外置式的复合射孔类型, 其中主要包括了两种不同的组合。其一, 在射孔器的外部套上推进剂火药, 进而在射孔的时候能够通过射流引发药剂, 进而产生压裂效应;其二, 在射孔枪下部挂接负荷火药药柱, 同时, 通过导爆索将药柱传爆引燃并压裂, 最终形成压裂效应。而对于混合式复合射孔, 就是有效结合内置与外置形式负荷火药药柱进行使用。

2 定方位射孔技术

如果低孔隙度低渗透率油藏存在十分明显的裂缝, 且方向明确, 对于这种地层必须要将射孔眼对准裂缝, 或者是保证射孔眼与若干平行裂缝垂直方向才能够实现地层裂缝与井眼连通的目的, 这就是所谓的有效孔眼。但是, 如果裂缝未与孔眼连通, 那么对于产量来说并不会产生作用, 通常被称为无效孔眼。为此, 若无法对有效孔眼进行合理地利用, 那么就很难对某一区块的产液量进行评估, 必然会影响采收率的提高。但是, 通过运用定方位射孔技术, 能够确保孔眼对准裂缝, 或者是与裂缝垂直, 使得有效孔眼的数量能够不断增加, 进而扩大渗流的面积, 有效地降低产液的阻力, 最终实现产液量的提升。

目前阶段, 在水平井与大斜度井中, 定向射孔技术的发展相对成熟, 通过对重心原理的应用, 通过重力来实现定位目的。其中, 直井定向射孔技术很容易受到诸多因素的影响, 所以, 在我国的应用并不广泛, 也未受到一定的重视。而具体的过程就是利用油管传输射孔枪的方法, 在射孔枪到达目的层周围的时候, 可以利用电缆校深的方式来对射孔枪进行定位。随后, 需要将陀螺测井仪通过油管内部下入, 进而对射孔器的所射的孔眼方位角进行准确地测量。一旦射孔方位角与设计的要求不吻合, 就必须要使用转油管扭动射孔枪和陀螺仪进行连续性地监测, 只有保证孔眼的相位角与定向射孔要求相适应, 才能够将目的层准确地射开。

3 三联作射孔技术

三联作射孔技术是基于原油管输送射孔和地层中途测试联作, 针对低孔隙度低渗透率油气层存在的较长测试周期、数据的不准确等问题而研发的全新技术。该射孔技术在低孔隙度低渗透率地层试油中比较适用, 能够有效地规避二次污染的发生。而且地层参数的测试结果也会更为准确, 明显缩短了施工的工期, 使得油气藏评价的准确性不断提高。

在完成射孔以后, 如果地层的压力够高, 就能够保证井自喷。在这种情况下, 测试层段流体就会经由筛管而流进测试管柱当中, 通过压力记录仪来对流动压力和时间关系的曲线进行记录, 随后将测试阀关闭, 对恢复压力时间的关系曲线进行记录。

4 结语

综上所述, 对于低孔隙度低渗透率油气藏, 灵活地运用新型的射孔技术, 不仅能够实现射孔工艺的全面优化, 同时还能够更好地应对流动限制, 使得摩擦压力减小, 对裂缝导流能力具有明显的改善作用, 所以, 一定程度上提高了对低孔隙度低渗透率裂缝地层的开发效果, 实现了采收率的有效提升。

参考文献

[1]李延涛, 张俐, 张雪松, 陈俊革.低渗透油气藏优化射孔方案研究[J].内蒙古石油化工, 2007, (07) .

[2]任怀丰, 屈振国, 张维平, 唐国权.深穿透复合射孔技术在低渗透油田的应用与认识[J].测井技术, 2006, (02) .

低渗透气藏 第2篇

低渗透气藏一般都具有低孔低渗、裂缝发育、高毛管压力、地层压力异常、岩石致密、高损害潜力等工程地质特征。低渗透气藏的储层特征决定了实施增产改造是其经济开发的必然选择, “后天易损害”特性又对各项工程作业的储集层保护能力提出了严格要求。

1 国内低渗透气藏增产技术现状

1.1 主体工艺技术

1) N2增能压裂技术。对于低压低渗气藏, 应用低残渣易返排的N2增能压裂技术, 提高压裂效果。优质低损害N2增能压裂液体系具有起泡、稳泡能力强, 流变性能、携砂能力好, 低滤失、破胶快、低损害等特点。该压裂液体系能较好地满足压裂工艺要求及储集层的物性条件, 增加排液时的地层能量, 提高了压后压裂液返排率, 取得了显著的单井增产效果。该技术在大牛地气田上古生界气藏改造上得到了广泛应用, 从应用情况分析, 压裂液的返排比常规压裂返排快, 各井均提高了自喷量, 缩短了排液周期, 达到了少进液、快返排、低损害的设计要求, 大大提高了压裂改造效果, 压后平均单层气产量提高2倍以上。2) CO2泡沫压裂技术。许多低压低渗水敏、强水锁储层改造不适合采用纯水基压裂液压裂, 采用CO2泡沫压裂技术。CO2泡沫压裂技术具有返排率高、地层伤害程度小的特点。随着低渗透低压气藏的逐步投入开发, 地层压力会越来越低, CO2泡沫压裂会得到越来越广泛的应用。近几年, 国内长庆、大庆、辽河、吉林等油田也开展了泡沫压裂。在吉林油田合5井25号层, 压后日产气14.27×104m 3, 产量提高了7倍;长庆油田上古生界气藏埋藏CO2泡沫压裂19口井, 压裂后全部试气, 其中14口井达到工业气流。3) 致密气藏大型压裂技术。大型压裂明确定义为:大型水力压裂施工至少用227.5-2275m3的压裂液, 400~600t (4540~454000Kg) 的支撑剂, 造缝面积≥1.858×104m2, 支撑缝长300-1100m。其技术要点主要有:a.通过小型测试压裂获得准确的滤失系数;b.压裂液具有很强的耐温耐剪切性能;c.缝高控制技术;d.大排量技术;e.压裂液破胶返排技术。4) 水平井分段压裂技术。国内水平井分段压裂的工艺技术方法, 主要以下几种工艺技术:液体胶塞隔离分段压裂技术 (化学隔离技术) 、水平井双卡上提压裂多段技术、封隔器+机械桥塞分段压裂技术、环空封隔器分段压裂、限流分层压裂技术、多级管内封隔器分段压裂技术、连续油管带底封水力喷砂射孔环空加砂分段压裂技术以及射孔+易钻桥塞联作分段压裂技术。在吉林油田, 由于井比较浅, 大部分水平井采用环空分段压裂技术, 已在扶平1井、扶平2井等23口井上实施分段环空压裂施工41段, 施工均达到设计要求, 施工成功率100%。长庆油田自1993年在安塞油田第一口水平井—塞平1井成功实施分段压裂以来, 按分段工艺统计分析了86口水平井压裂, 其中填砂打胶塞分段压裂7口井17层段, 水力喷射分段8口井, 封隔器或封隔器桥塞组合压裂71口井。封隔器分段压裂的施工井数较多, 改造后的产量为邻井直井日产量的3倍左右。5) 碳酸盐岩加砂压裂技术。碳酸盐岩加砂压裂是世界级难题。目前国内基本上形成了一套比较完善的碳酸盐岩加砂压裂技术, 主要体现在;a.在建立了存在缝洞条件下裂缝扩展和延伸的数学模型。定量评价了天然裂缝、孔洞体对水力裂缝扩展的影响。b.在高闭合应力条件 (100MPa) 下, 开展了考虑压裂液伤害、支撑剂嵌入等影响导流能力实验, 定量研究了支撑剂组合的导流能力。c.考虑到天然裂缝开启压力的影响, 建立了天然裂缝效应的滤失计算模型, 研究并试验了降滤防堵措施, 取得了良好的工艺效果。

2 低渗透气藏改造技术发展趋势

2.1 新型改造材料技术。

低固相残渣或无固相残渣、低滤失、易返排、低成本、易操作是总体要求。在压裂液研究上, 需做以下工作:进一步降低清洁压裂液的成本和提高耐温性能;各种压裂液体系的化学成因及微观伤害机理研究;压裂液携砂和支撑剂沉降的微观机理分析;改变相渗的压裂液体系研究;清水压裂液体系研究。支撑剂上需加强回流控制方面的研究;如可降解树脂技术;长期裂缝导流能力的影响因素的量化研究;超低密度、低密度支撑剂研发。在酸化酸压方面, 继续加强地面交联酸研究, 要开展VAD清洁自转向酸研究。

2.2 工艺技术研究

低渗气藏高效优化增产改造技术方面:气藏储层特性, 井网匹配与改造工艺技术匹配的研究 (气藏压裂工程研究) ;低渗气藏分层改造技术、二次改造、重复改造技术;深层高地应力低渗气藏改造技术;低渗碳酸盐岩储层 (三类储层) 深层改造工程技术 (地面交联酸与灰岩加砂压裂技术) ;气藏改造优化设计、实施与评价技术。

低渗油气水平井及复杂结构井压裂酸化改造技术研究, 包括:直井开发、水平井开发产能比较研究;低渗透油藏水平井改造前后产能预测技术研究;水平井、及复杂结构井改造射孔方案研究;水平井分段改造方法与工艺技术优化研究;水平井分段改造的现场实施工艺技术;水平井、及复杂结构井增产改造的低伤害工作液体系;水平井、及复杂结构井压后效果与施工评价技术研究。

压裂酸化改造新技术应用研究, 包括薄互层 (多层) 连续油管压裂酸化改造技术研究;适用于深层异常高压的加重泡沫酸酸化压裂技术研究;裂缝型低渗气藏活性水 (胶化水) 超低密度支撑剂压裂技术。

3 对低渗气藏改造的建议

1) 复杂储层改造技术与储层的适应性:针对深层火山岩、砂砾岩、凝灰岩、碎屑岩等复杂岩性低渗气藏特点, 研复杂储层改造技术与储层的适应性。在储层评价、材料优化、裂缝起裂及延伸机理、射孔方案优化、工艺参数设计、裂缝诊断及压后效果评估方面, 需研究不同的针对性措施及适应性。

2) 新型压裂材料研究与应用需加强压裂液和支撑剂体系的研究。

低渗透气藏 第3篇

1 缝网压裂技术概述

在水力压裂的过程中, 如果裂缝延伸净压力大于裂缝两端两个水平应力的差值, 以及大于两侧岩土的抗张强度之和时, 就会由一条主缝转变为多个分叉缝, 形成缝网。其中主裂缝为缝网的主干, 分叉裂缝分布于主裂缝周围, 可能在延伸一定长度后回归到主裂缝, 这种主干交错所形成的系统被称之为缝网, 实现缝网效果的技术被称之为缝网压裂技术。

缝网压裂技术一般适用于对基质孔隙性储层的改造, 适用于对天然缝发育不完全或者低渗透油气藏储层的改造等。低渗透油气藏垂直于人工裂缝方向的渗透性很差, 仅扩大了井控面积, 不足以提供有效的垂直渗流能力, 因此压裂产量低或者出现递减的现象。缝网压裂技术可以在垂直于主裂缝的方向压裂出支干裂缝, 改善油气储层的渗流能力, 实现储层改造和增产。缝网压裂技术的关键在于, 裂缝延伸静压力的需要大于两个水平方向主应力的差值以及大于两侧岩土的抗张强度之和, 才能实现支干缝网的出现, 是当前缝网压裂技术研究和发展的重点和难点。

2 缝网压裂技术的作用机制分析

利用库克定律计算, 如果θ, θ1和θ2为负值, 那么应分别用θ+180°, θ1+180°和θ2+180°来代替, 计算结果表明:垂直于裂缝方向的诱导水平力最大, 水平与裂缝方向的诱导水平力最小;诱导力的大小与裂缝面之间的距离成反比关系, 随之增大而减小。

水力裂缝产生诱导应力场, 与原有的应力相结合, 且在裂缝垂直方向的结合较水平方向更为明显, 因此可能导致原来最小的水平主应力大于原来最大的水平主应力, 从而改变储层的应力情况, 促使裂缝距离变大。诱导应力随着裂缝距离的增加而显著下降, 最终回归到地应力场的初始状态。缝网技术的关键计算值包括水平主应力差值和裂缝内压力梯度值的计算。

水平应力差值计算公式:

σH=3σh-pi-pf+σf

Δσh=2σh-pi-pf+σf

式中:pi为地层压力, MPa。

裂缝内流动压力梯度计算公式:

d p/d x=- (64 qμ/πHw³﹚

式中:

q压裂注入排量, m3/s;

w裂缝造缝宽度, mm;

μ缝内压裂液的黏度, mPas。

一般情况下, 近井筒处的净压力较远井筒处高, 出现多裂缝的概率也相对较高。理想的缝网压裂技术需要实现近井筒和远井筒全部的多裂缝, 实现预期增产的效果。因此, 必须对裂缝的延伸净压力沿着主裂缝水平方向的应力变化进行分析, 保证主裂缝远端的净压力与近井筒端的压力差别不大, 才能在近井筒端出现多裂缝时, 在远端同样形成多裂缝状态, 实现最大限度的缝网压裂效果, 实现预期的增产目的。由上述裂缝内流动压力梯度计算公式可知, 压裂液的粘度越低, 其在缝内进行的变化越小。在实际的施工过程中, 通过增大破胶剂的浓度或者更换低浓度的压裂液, 可以实现近井筒端和远井筒端出现裂缝的概率相一致, 促进高质量缝网的形成。

3 缝网压裂的关键技术分析

3.1 主裂缝净压力的控制

主裂缝净压力的优化和控制是实现预期缝网效果的关键所在, 净压力的大小主要与主裂缝延伸的控制方法、地层破裂的控制方法、施工排量及砂液比、压裂液的粘稠度等因素有关。通过对主裂缝不同阶段影响因素的分析, 制定不同的控制方法, 有助于实现缝网效果。

3.2 端部脱砂压裂技术

在实际的施工过程中, 储层的条件并不一定能够满足上述施工技术的需要, 导致最终仅实现部分储层的缝网压裂。施工过程中压裂液的粘度固定, 仅能依靠施工排量的控制来实现净压力控制, 最终导致对净压力的控制较难, 变化幅度不大。因此, 可以通过端部脱砂技术, 增加主裂缝的净压力, 实现缝网施工的要求。

3.3 其他的压裂技术

其他常见的压裂技术主要包括水平井多端压裂技术, 涉及的关键技术包括限流、封隔器、水力喷射和液体胶塞等;层内液体爆炸技术, 通过特种火药实现多裂缝的压裂, 可以实现主裂缝为主的多裂缝系统, 当前应用较少, 主要应用难点在于其安全问题。

4 结束语

本文结合实际的工作经验, 对缝网压裂的概念、适用的储层条件和作用机制等进行了简单的介绍, 对当前常见的净压力控制技术、端部脱砂压裂技术、水平井多段压裂技术和层内液体爆炸压裂技术等进行了分析, 为低渗透油气藏实现预期的缝网压裂增产奠定了理论基础。

摘要：在对低渗油气藏进行改造时, 由于储层基质向裂缝的供气能力较差, 单一的压裂主缝无论导流能力和缝隙多长, 都难以实现预期的增产效果。缝网压裂技术具有低渗透、低孔隙度和不含天然裂缝储层的优点, 可以利用储层两个方向水平主应力的差值与裂缝的延伸静压力之间的关系实现储层基质向人工裂缝供油气能力的提高, 实现近井以及远井地带的缝网效果, 实现预期的增产改造效果。本文结合实际的工作经验, 对低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术的设计思路、应用条件和方式进行了分析, 对其中的关键技术进行了简单的介绍, 以供相关的工作人员参考。

关键词：低渗透油气藏,改造,缝网压裂技术

参考文献

[1]李传亮.射孔完井条件下的岩石破裂压力计算公式[J].石油钻采工艺, 2011, 24 (2) :372-378[1]李传亮.射孔完井条件下的岩石破裂压力计算公式[J].石油钻采工艺, 2011, 24 (2) :372-378

[2]李传亮, 孔祥言.油井压裂过程中岩石破裂压力计算公式的理论研究[J].石油钻采工艺, 2010, 22 (2) :542-544[2]李传亮, 孔祥言.油井压裂过程中岩石破裂压力计算公式的理论研究[J].石油钻采工艺, 2010, 22 (2) :542-544

[3]曹言光, 刘长松, 林平, 等.应用断裂力学理论建立油气井压裂时岩石破裂压力计算模型[J].西安石油学院学报:自然科学版, 2010, 18 (4) :36-37[3]曹言光, 刘长松, 林平, 等.应用断裂力学理论建立油气井压裂时岩石破裂压力计算模型[J].西安石油学院学报:自然科学版, 2010, 18 (4) :36-37

低渗透气藏 第4篇

B1气藏位于D-X气田东断块X-f井区, X-5井钻遇砂层36m, 其中气层22m, 至北部X-4井出现相变, 砂体变薄, 测井解释为水层, 水顶比X-5井气底高21.1m。B1气藏受构造、岩性共同控制, 气水界面-3291.0m, 气柱高度61m。气藏属正常温压系统, 原始地层压力为33.01MPa, 地层温度138℃。综合判定为常压层状边水构造-岩性气藏。

X-5井于2013年4月9日完井, 累计漏失完井液240方。完井后通过连续油管气举返出完井液115方后, 基本无液体返出, 井口压力为零。

2013年4月13日结束连续油管气举作业, 利用气举阀间歇气举, 至5月2日, 累计返出完井液303方, 仍不能自喷生产。根据随钻数据资料数据及地层物性数据资料分析, 为近井底地层堵塞伤害所致。

2 堵塞原因分析

2.1 钻完井信息

X-5井BH组B1储层为低孔低渗储层。该井在原X-f井653.90米深处实施开窗侧钻, 完井垂深3680.76米, 斜深4328米。目的层B1层6寸井段钻进中, 采用PRD钻井液体系, 裸眼筛管完井。水平井6寸裸眼井段665米 (图1) 。

2.2 堵塞原因分析

根据完井数据资料及完井液体系资料, 结合B1层岩石物性进行分析, 对地层造成综合性的堵塞伤害的因素有以下几种:

(1) 水锁;

(2) 地层中粘土发生水化膨胀运移堵塞孔喉;

(3) 泥浆侵入造成的乳堵伤害和无机垢等。

2.3 解堵机理

通过连续油管向井下注入解堵液与近井地带深部地层充分接触并发生溶蚀反应, 有效解除近井地带的综合堵塞伤害。选择合理的复合增产解堵体系进行解堵作业, 解除储层近井地带的综合堵塞污染, 且不会对储层造成二次伤害。

3 解堵技术研究

3.1 解堵技术设计思路

X-5井目的层BH组B1储层岩性为细砂岩。在解堵设计中需要充分考虑解堵液对岩石骨架的影响, 避免对储层过度溶蚀。WDF完井高温复合增产解堵体系对碳酸钙和粘土矿物均具有良好的溶蚀效果, 能有效解除由于碳酸钙、粘土运移和水化膨胀等造成的近井底地带堵塞, 且由于与碳酸钙和粘土反应速度平缓、不剧烈, 相比于常规酸化, 能更有效的控制对砂岩地层骨架的伤害。溶蚀产物为高水溶性螯合物, 无二次伤害。

3.2 解堵工艺技术要求

解堵剂的用量优化, 需充分考虑解堵施工工艺等因素, 例如:对本井而言, 连续油管能否下到筛管底部等, 将决定不同的解堵工艺。另外, 确保在浸泡时间段内有足量的解堵液与目的层接触。完井高温复合增产解堵体系可通过浸泡疏松并破坏井壁附着泥饼的结构, 解除泥饼对地层的封堵。

3.3 解堵液体系技术设计

针对X-5井目的层BH组B1储层特性, 采用对PRD钻井液体系有显著的破胶降解作用的完井高温复合增产解堵体系。该体系解堵液含有低碳醇和低碳醚等成分, 表、界面张力较低, 易气化。可确保在气藏环境下, 把水带出并防止水锁。

(1) 一级解堵液设计采用复合解堵液, 解除裸眼井壁的泥饼堵塞和近井地层浅表的液相侵入等综合堵塞伤害。配方为:淡水5方+20%WDF-012完井高温复合解堵副剂+2%WDF-002分散助排剂+4%WDF-003分散减阻剂+2%WDF-010防乳破乳剂;

(2) 二级解堵液设计采用非酸解堵液, 解除水锁和深部地层由于液相滤失、水锁、粘土运移和水化膨胀等造成的综合堵塞伤害。配方为:淡水24方+25%WDF-011完井高温复合解堵主剂+5%WDF-012完井高温复合解堵副剂+2%WDF-002分散助排剂+4%WDF-003分散减阻剂+2%WDF-010防乳破乳剂;

(3) 洗井液、顶替液设计采用低摩阻活性水, 进行循环洗井, 将一级解堵液的反应产物循环带出;顶替二级解堵液;防粘土膨胀造成重复堵塞。配方为:淡水100方+2%WDF-004粘土稳定剂。

3.4 解堵施工技术要求

完井高温复合增产解堵体系的主体处理液采用正循环方式注入, 挤注到地层。解堵施工时, 保证解堵液与地层接触12小时。开井后排液时, 吸入口尽可能接近产层;并且要充分的排液。排液或者投产之后的初期返出液对设备无腐蚀, 可直接进入生产流程或者测试地面流程;对设备 (钻具, 地面管汇与泥浆罐) 无腐蚀, 对环境无污染。结合前期研究结果, X-5井采用连续油管挤注, 确保连续油管能够下到筛管底部。解堵工艺分两个阶段实施:

(1) 解除裸眼井壁的泥饼堵塞和近井地层浅表的液相侵入等综合堵塞伤害;

(2) 解除深部地层的由于液相滤失、水锁、粘土运移水化膨胀等造成的综合堵塞伤害。

4 结论与认识

利用连续油管解堵技术并采用对PRD钻井液体系有显著的破胶降解作用的完井高温复合增产解堵体系对X-5井B1主力气层储层进行增产解堵, 解除低渗储层受到的水锁和在钻完井过程中受到的综合性堵塞伤害, 恢复近井地带的导流能力, 获得了产能。

低渗透气藏 第5篇

根据熊健等人建立的模型:假设一个各向异性气藏,储层顶、底边界呈封闭状,水平方向可以无限延伸,且四周无限大;水平井位于气藏中心,将拟压力公式中和的值按平均压力处的值计算

水平井产量q为:

式中:

Q—简化的水平井产量,m3/d;K—水平方向平均渗透率,m D;

η—非均质因数,小数;λ—启动压力梯度,Pa/m;h—气层厚度,m;

pe—油气藏边界压力,MPa;pw—井底流压,MPa;

rw—水平井筒半径,m;re—水平井泄气半径,m;

T—温度,K;v—渗流速度,m/s;

Z—气体偏差系数;μ—气体黏度,m Pa·s;

a—椭圆长半轴,m;b—滑脱因子,MPa。

2 实例及影响因素分析

以某低渗透气藏水平井为例,对其产能及影响因素进行分析,基本参数为:h=5m;K=0.35m D;pe=40MPa;rw=0.1m;re=800 m;L=400m;μg=0.015m Pa·s;Bg=0.003;Z=0.98;λ=0.002MPa/m;α=0.05MPa-1;b=4MPa。

(1)不同井底流压下滑脱因子与启动压力梯度对产量的影响

将参数代入公式(1-1),pwf取不同值,研究结果得知随井底流压的降低,水平井的产量会越来越来越大,即压差越大,产量越高;启动压力梯度和滑脱因子作用相反,滑脱因子会增大产量,启动压力梯度会减小产量;井底流压越低,对产量的影响越来越明显,且启动压力梯度的影响程度更明显。

(2)滑脱因子和启动压力梯度影响下的无阻流量

取井底流压为0.101MPa,代入公式(1-1),L取不同值,研究结果得知随水平井段长度的增加,无阻流量呈线性增加;滑脱因子的存在使无阻流量增加,启动压力梯度使无阻流量减少;滑脱因子与启动压力梯度相互制约,都会对水平井的产量造成影响,在计算低渗透气藏的水平井产能时要充分考虑二者的影响。且水平井段越长,两者对水平井产量的作用越明显。

(3)启动压力梯度和滑脱效应对水平井产量的影响

不同滑脱因子和启动压力梯度下与产能关系见图2.1和图2.2。

3 结语

(1)气体滑脱效应会使水平井产量小幅提升,但影响程度不明显,随滑脱效应的增加,水平井的产量越来越大。

(2)启动压力梯度的存在会使气体流动受阻,使得水平井的产量降低,启动压力梯度越大,水平井的产量下降程度越大。

(3)水平井段的长度对其产量影响很大,长度越长,产量增加越多。

(4)启动压力梯度相对于滑脱效应的影响更明显。

参考文献

低渗透气藏 第6篇

1 渗流运动方程

库车裂缝性砂岩气藏产能受裂缝发育程度影响较大,裂缝性气 藏压裂后 的渗流属 于复合流动[11,12]。在天然裂缝中的渗流服从达西定律,在压裂裂缝中的流动速度大,属于高速非线性渗流,可以用Forchheimer方程进行表征,基质与裂缝间的流动属于低速非达西,需要考虑启动压力梯度,为研究方便,引入启动压力梯度Gl,采用式( 1) 来描述裂缝性砂岩气藏渗流运动方程

式( 1) 中,Φ为势函数,ξ为高速非线性系数。α、β为高、低速非达西修正系数,无因次。

当α = 0,β = 1时,流体为达西流动,当α = 0,β = 0时,流体为高速非达西流动,当α = 1,β = 1时,流体为低速非达西流动。

2 多重介质渗流数学模型的建立

2. 1 基本假设

假设: 1储层内只有气、水二相流体流动,气、水两相不互溶; 2三重介质,含压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙,基质孔隙为主要储集空间,裂缝为流动通道; 3岩石微可压缩,且各向异性; 4流体可压缩,考虑重力、黏滞力、毛管力等因素的影响; 5裂缝导流能力不随时间变化; 6压裂裂缝为垂直裂缝。

2. 2 数学模型

2. 2. 1 压裂裂缝渗流方程

气组分方程为

水气组分方程为

2. 2. 2 天然裂缝渗流方程

气组分方程为

水气组分方程为

2. 2. 3 基质系统渗流方程

气组分方程为

水组分方程为:

式中g、w分别代表气、水相; f代表压裂裂缝系统; p代表裂缝系统; m代表基质系统。

式( 2) ~ 式( 5) 中,Ql为源或汇( l = g,w) ,Qlfm、Qlf为压裂裂缝上的源或汇,分别表示从基岩和天然裂缝流入压裂裂缝中的量。Qw、Qg分别为水和气的产率,产出为正,注入为负。

式中Ig、Iw分别为基岩与裂缝的交换项; Krl为气、水两相相对渗透率( 无因次) ; Km为基质渗透率,10- 3μm2; Bl为流体体积系数,无因此; vl为气、水相的渗流速度( m/s) ; D为深度( m) ; φ为孔隙度( 无因此) ; Bl为流体体积系数,无因此; θ为非达西因子,无因此; Δx、Δy、Δz为网格块沿x、y、z方向的单位长度( m) ; Φ为流体的流动势( MPa) ; ρ为密度( g /cm3) ; μ为黏度( m Pa·s) 。

3 辅助方程

辅助方程包括饱和度方程、相对渗透率和毛管压力方程。采用全隐式差分方法离散可得到数值计算模型[13,14],在此基础上,研制了裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器。

( 1) 饱和度及相对渗透率方程。

式( 8) 中ω代表p、f、m。

( 2) 封闭外边界条件。

式( 10) 中Γ为代表边界条件; C1为常量。

( 3) 定井底压力内边界条件

式( 11) 中ω珚为裂缝宽度,m; h为产层厚度,m。

4 渗透率模型

4. 1 天然裂缝渗透率

根据库车地区天然裂缝发育程度的“参数-产能”综合量化分类( 如表1) ,把裂缝发育程度分为三类: 裂缝发育、裂缝较发育和裂缝次发育。压裂后产气量随天然裂缝渗透率的增加几乎呈线性增加,天然裂缝的发育程度是影响裂缝性气藏压后产能重要的因素。因此,对于天然裂缝次发育的气藏,实施压裂难以获得理想的增产效果。

4. 2 天然裂缝非均质性

当天然裂缝渗透率最小的方向为最大主应力方向时,称为天然裂缝非均质有利; 当天然裂缝渗透率最小的方向为最小主应力方向时,称为天然裂缝非均质不利[15]。计算表明,如果天然裂缝发育或者较发育且非均质性有利,压裂井的产气量高,压后效果好。但如果压后产量较低,这并不能说明压裂效果不好,可能是天然裂缝非均质不利及其它工程因素方面的原因。

4. 3 渗透率模型的建立

对于压裂裂缝对产能的影响,在文献[15]中予以了说明,合理设计压裂裂缝参数是非常必要的。本文综合考虑压裂裂缝和天然裂缝,建立了渗透率模型。裂缝参数主要包括裂缝密度、面缝率、裂缝倾角、裂缝延伸长度,统计分析库车地区压裂后压裂裂缝和天然裂缝参数与测试渗透率关系,结果显示裂缝密度与渗透率相关性好,如图1所示,裂缝密度指岩体中发育的裂缝密集程度。

建立渗透率模型

式( 12) 中k为测试渗透率,10- 3μm2,n为裂缝密度,条/m。

以库车KS203井为例,其裂缝密度为0. 87条/m,利用公式 ( 12 ) 计算KS203渗透率为6. 5×10- 3μm2,建立KS203井的渗透率地质精细模型,图2为其渗透率剖面图。利用渗透率模型计算了KS203井的渗透率网格分布,根据裂缝性砂岩气藏生产动态模拟器计算了KS203井161 d的井底压力,如图3所示。对比实际生产压力与计算井底压力,发现压力之间差值较大,说明该渗透率模型计算得到的渗透率与实际渗透率存在一定差值。

4. 4 渗透率模型的修正

基于裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器和渗透率模型,通过拟合试采压力修正渗透率,该渗透率为测试段平均渗透率,以每米为单位,计算每层平均渗透率

式( 13) 中ki为第i层的渗透率,10- 3μm2; k修正为修正后测试段平均渗透率,10- 3μm2; ni为第i层裂缝条密度 ,条/m; n为整个测试段裂缝条密度,条/m。

通过调整每一层渗透率的值,拟合井底压力,直至拟合精度达到95% 以上为止,如图4。修正之后的渗透率值为8. 38×10- 3μm2,与实际测试渗透率误差为3. 7% ,拟合效果较好。

根据裂缝分布情况,劈分修正后的渗透率,重新建立KS203井的渗透率地质模型,如图5所示。

5 结论与建议

( 1) 建立了含压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙的裂缝性砂岩气藏压裂井气、水两相渗流模型,研制了生产动态模拟器,模型中考虑了压裂裂缝中存在高速非达西及基质中存在启动压力梯度的情况,为裂缝性砂岩气藏开发提供理论依据。

( 2) 裂缝发育程度和非均质性是影响裂缝性气藏压裂后产能的重要因素,天然裂缝连通性较差、裂缝次发育的气藏压裂后难以获得工业气流。

( 3) 统计分析了裂缝参数与测试渗透率的关系,建立了库车地区渗透率地质模型,随着油田的继续开发,该模型需进一步完善。

( 4) 利用裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力修正渗透率,试采压力拟合精度较高,修正之后的渗透率值误差较小,为油田开发提供了一种新的思路。

摘要：裂缝性气藏中孔隙介质包括压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙。考虑裂缝与基质间的物质交换,建立了考虑压裂裂缝的多重孔隙介质渗流数学模型,研制了裂缝性气藏压裂后生产动态模拟器。根据库车天然裂缝发育程度综合量化分类,天然裂缝发育程度是影响压裂后产能的重要因素之一;裂缝系统连通差、发育差的气藏,压裂后也难以获得理想的增产效果。统计分析了裂缝参数与渗透率的关系,裂缝密度与测试渗透率相关性好,给出了裂缝密度与渗透率的关系,建立了渗透率地质模型。结合裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力校正渗透率,打破了关井测试计算地层渗透率的传统做法。通过实例计算表明,所建立的多重介质渗流数学模型和渗透率地质模型是合理的,试采压力拟合精度高,校正渗透率准确且误差较小,为油田开发提供了一种新思路。

低渗透气藏 第7篇

关键词：带状,低渗,气藏,纵向,分支水平井,产能公式

0 引言

随着国民经济对天然气需求的增长,工程师们开始研究低渗气藏中天然气的开发。开发低渗气藏,采用分支水平井无疑会获得较高的日产量。因而,研究低渗气藏中分支水平井的产能预测,具有巨大的工程价值。

2009年7月4日齐成伟改进了辐射状分支水平井的拟三维产能公式[1,2];2009年12月28日,齐成伟等人发表了带形地层中横向和纵向分支水平井的拟三维产能公式[3]。2011年陈小凡等人发表了低渗气藏水平井产能修正公式[4]。

于是,我们自然要问——陈小凡等人的公式能否推广为齐成伟描绘的带状储层中纵向分支水平井模型(见图1)?本文着力于解答该疑问,以期将陈小凡等人的公式进行合理化推广。

1 公式的推广

低渗气藏水平井产能修正公式[4]为

对公式(1)中供液边界和外部渗流阻力的自然对数部分做如下替换

陈小凡等人的公式便成功推广为齐成伟描绘的带状储层中纵向分支水平井模型,即Q=

特别地,当Si=0、So=L/2时,公式(4)便退化为单分支水平井的产能公式。同理,我们可以得到带形低渗气藏中横向水平井的产能预测公式[3],从略。

2 推广的依据

采用齐成伟的带形地层中纵向双裂缝复势公式,重复陈小凡等人的推导过程,便得到公式(4)。以下给出推广过程中的关键步骤。

为了得到带状储层中纵向双分支水平井(见图1)产能公式,齐成伟应用共形映射理论推导出了带形地层中纵向双裂缝的复势公式

根据公式(5),替换(3)是显然的。应用公式公式(5)变形为

从而,替换(2)也是合理的。特别注意,替换过程中,我们取z=a/2+i0,且在式(6)中取“+”。

3 结论和建议

(1)成功地将低渗气藏中水平井的产能修正公式推广为带状低渗气藏中纵向分支水平井的产能预测公式。(2)建议将低渗气藏中水平井的产能修正公式推广为带状低渗气藏中横向水平井的产能预测公式。

参考文献

[1]齐成伟.环形裂缝群激发的渗流场之复分析[J].内蒙古石油化工,2009,35(21):39-40.

[2]梁峰,孟维龙,刘晓辉.分支水平井产能方程式研究进展[J].石油钻采工艺,2010,32(05):64-68.

[3]齐成伟,龙芝辉,汪志明等.带形地层中裂缝激发的渗流场之复分析[J].内蒙古石油化工,2010,36(22):38-39.