本文選題：頁巖氣 + 數(shù)值模擬　； 參考：《西南石油大學》2015年碩士論文

【摘要】：頁巖氣是一種非常規(guī)天然氣,主要以吸附態(tài)和游離態(tài)保存于儲層中,頁巖氣運移方式包括擴散、滑流、達西滲流、高速非達西滲流等,開展頁巖氣藏賦存、運移機理研究,旨在探索不同運移方式下流體滲流的內在規(guī)律,為提高產氣速度和最終采收率創(chuàng)造理論依據(jù)。在對頁巖氣藏賦存、運移機理研究的基礎上,建立考慮吸附、解吸、擴散的雙重介質頁巖氣藏非穩(wěn)態(tài)滲流數(shù)學模型,根據(jù)模型繪制頁巖氣多級壓裂水平井壓力響應曲線,分析裂縫間距、裂縫半長、解吸時間、表皮系數(shù)等參數(shù)對井底擬壓力的影響情況。運用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件,對川南龍馬溪組TJ1HF頁巖氣井進行單井數(shù)值模擬研究,評價壓裂施工參數(shù)和氣藏儲層參數(shù)對單井30年累計產氣量的影響程度。論文主要取得如下成果:1)對比、分析川南龍馬溪組頁巖氣藏和美國主要頁巖氣藏地質特征、儲層特征、儲層深度、儲層厚度、儲層溫度與壓力,認為川南龍馬溪組頁巖氣藏和Barnett頁巖氣藏性質相近,可以采用水平井大型水力壓裂進行開采。2)頁巖氣的吸附受氣體分子和固體分子間勢能控制,根據(jù)吸附勢理論可以建立吸附勢和吸附量特征曲線,特征曲線對同一吸附體系是唯一的,根據(jù)實驗測試出的某溫度下的吸附數(shù)據(jù),構造出這種體系的特征曲線,就能預測任意壓力、溫度下的吸附數(shù)據(jù)。3)根據(jù)K_n數(shù)劃分運移方式,引入視滲透率來表示擴散作用、滑脫效應對滲透率的影響,通過視滲透率與絕對滲透率的比值來衡量擴散、滑脫對運移的影響大小。4)針對頁巖氣在賦存、運移和產出過程中的吸附、解吸、擴散、滲流等特征,建立考慮吸附、解吸、擴散的雙重介質頁巖氣藏非穩(wěn)態(tài)滲流數(shù)學模型,繪制了頁巖氣藏壓裂水平井壓力響應曲線,通過曲線分析把流動分為7個階段,并分別研究了不同參數(shù)對擬壓力曲線的影響。5)應用Eclipse數(shù)值模擬軟件對川南龍馬溪組TJ1HF頁巖氣井進行單井數(shù)值模擬研究,在歷史擬合的基礎上,對影響30年累計產氣的敏感性參數(shù)進行分析。使用L_(27)(3~6)正交設計表對影響30年累計產氣量的水平段長度、壓裂縫長、吸附氣含量、蘭氏壓力、擴散系數(shù)、竄流系數(shù)進行正交試驗,研究每個敏感性參數(shù)的影響大小。
[Abstract]:Shale gas is a kind of unconventional natural gas, which is mainly stored in the reservoir in adsorption state and free state. The migration modes of shale gas include diffusion, slip flow, Darcy percolation, high-speed non-Darcy percolation and so on. The mechanism of shale gas reservoir occurrence and migration is studied. The purpose of this paper is to explore the internal law of fluid seepage under different migration modes, and to create a theoretical basis for increasing gas production rate and final recovery. On the basis of studying the mechanism of occurrence and migration of shale gas reservoir, a mathematical model of unsteady seepage of shale gas reservoir with dual medium considering adsorption, desorption and diffusion is established, and the pressure response curve of multistage fracturing horizontal well of shale gas is drawn according to the model. The influence of fracture spacing, half length of fracture, desorption time, skin coefficient and other parameters on bottom hole pseudo pressure is analyzed. The single well numerical simulation of TJ1HF shale gas well in Longmaxi formation in south Sichuan was carried out by using ECLIPSE software. The influence of fracturing operation parameters and reservoir parameters on the cumulative gas production of single well for 30 years was evaluated. The main achievements of this paper are as follows: 1) contrast, analyzing the geological characteristics, reservoir characteristics, reservoir depth, reservoir thickness, reservoir temperature and pressure of the shale gas reservoir in Longmaxi formation and the major shale gas reservoirs in the United States. It is considered that the properties of shale gas reservoirs in Longmaxi formation and Barnett shale reservoirs in south Sichuan are similar, and the adsorption of shale gas can be controlled by the potential energy between gas molecules and solid molecules. According to the theory of adsorption potential, the characteristic curves of adsorption potential and adsorption capacity can be established, and the characteristic curves are unique to the same adsorption system. According to the adsorption data at a certain temperature measured by experiments, the characteristic curves of this system are constructed. The adsorption data at any pressure and temperature can be predicted. 3) according to the Ks n number, the migration mode can be divided. The apparent permeability is introduced to express the diffusion, the slip effect affects the permeability, and the diffusion is measured by the ratio of apparent permeability to absolute permeability. The influence of slippage on migration. (4) aiming at the characteristics of shale gas adsorption, desorption, diffusion and seepage during occurrence, migration and production, a mathematical model of unsteady flow of shale gas reservoirs with dual media considering adsorption, desorption and diffusion is established. The pressure response curve of fractured horizontal well in shale gas reservoir is drawn, and the flow is divided into 7 stages through curve analysis. The influence of different parameters on the pseudo pressure curve is studied. 5) the single well numerical simulation of TJ1HF shale gas well in Longmaxi formation in south Sichuan is carried out by using Eclipse numerical simulation software. The sensitivity parameters affecting 30 years cumulative gas production were analyzed. The orthogonal design table is used to study the influence of each sensitivity parameter on the horizontal length, pressure crack length, adsorption gas content, Lang's pressure, diffusion coefficient and channeling coefficient of 30 years cumulative gas production.
【學位授予單位】：西南石油大學
【學位級別】：碩士
【學位授予年份】：2015
【分類號】：TE312

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