【摘要】：致密砂巖氣是非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)的重點,水力壓裂是其經(jīng)濟(jì)開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)。裂縫性致密砂巖氣藏是致密砂巖氣藏的重要組成部分。天然裂縫的存在提高了天然氣滲流能力,但同時天然裂縫中的壓裂液大量濾失,使得水力裂縫縫寬變窄,加砂困難,又成為開發(fā)過程中水力壓裂的突出問題�，F(xiàn)有裂縫性儲層壓裂液濾失理論對天然裂縫壓裂液濾失規(guī)律的研究不夠系統(tǒng)和深入。因此,本論文以天然裂縫壓裂液濾失規(guī)律為重點,緊密圍繞裂縫性致密砂巖氣藏的壓裂液濾失開展了相關(guān)研究。以國內(nèi)外典型裂縫性致密砂巖氣藏儲層特征為出發(fā)點,根據(jù)壓裂施工中的壓力響應(yīng),分析了壓裂液濾失。在此基礎(chǔ)上以壓裂過程中天然裂縫是否張開為標(biāo)準(zhǔn),提出了該類儲層濾失介質(zhì)的分類：當(dāng)天然裂縫未張開時,濾失介質(zhì)為未張開天然裂縫和基質(zhì)兩種；當(dāng)?shù)貙又胁糠痔烊涣芽p張開后,濾失介質(zhì)變?yōu)閺堥_天然裂縫、未張開天然裂縫和基質(zhì)三種。其中,張開天然裂縫是造成該類儲層壓裂液大量濾失的主因。開展了天然裂縫張開判別研究,基于位移不連續(xù)理論,建立了水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場模型。以此為基礎(chǔ)考慮原地應(yīng)力和誘導(dǎo)應(yīng)力,建立了張開天然裂縫濾失介質(zhì)形成力學(xué)判別模型。分析了凈壓力和泊松比等參數(shù)對誘導(dǎo)應(yīng)力和天然裂縫張開的影響。對壓裂液在張開天然裂縫中的流動,開展了流動關(guān)鍵參數(shù)的表征方法研究。研究了天然裂縫面粗糙性、濾餅和裂縫變形對開度的影響,建立了裂縫開度與分形維數(shù)、裂縫壁面壓裂液綜合濾失系數(shù)和裂縫法向剛度等參數(shù)之間的關(guān)系,提出了天然裂縫開度的表征方法；研究了剪切速率和溫度對壓裂液表觀黏度的影響,建立了壓裂液表觀黏度與流態(tài)指數(shù)、溫度和活化能等參數(shù)之間的關(guān)系,提出了壓裂液表觀黏度的表征方法。針對張開天然裂縫壓裂液濾失,壓裂液在其中的流動已經(jīng)超越了滲流范疇,因此結(jié)合裂縫介質(zhì)流體流動基本方程和提出的關(guān)鍵參數(shù)表征方程,建立了張開天然裂縫壓裂液濾失模型；針對未張開天然裂縫,將其與基質(zhì)結(jié)合組成雙重介質(zhì),利用雙重介質(zhì)滲流模型描述其壓裂液濾失。將不同裂縫介質(zhì)濾失模型組合應(yīng)用,形成了描述裂縫性致密砂巖氣藏天然裂縫張開前后濾失特征的壓裂液濾失模型。模擬分析了天然裂縫性質(zhì)、壓裂液性質(zhì)和流動壓差等因素對壓裂液濾失的影響,明確了該類儲層壓裂液濾失的控制因素。針對水力裂縫動態(tài)擴(kuò)展條件下的壓裂液濾失,考慮張開天然裂縫與水力裂縫間的流體交換,以二維水力裂縫擴(kuò)展模型為基礎(chǔ),結(jié)合天然裂縫張開力學(xué)判別模型和張開天然裂縫壓裂液濾失模型,建立了耦合水力裂縫擴(kuò)展的壓裂液濾失模型。針對這一非線性多域耦合模型,提出了模型的半解析求解方法,成功實現(xiàn)了對模型的求解。模擬分析了原地水平主應(yīng)力差和施工排量等因素對壓裂液濾失的影響。本論文的研究成果,發(fā)展和完善了裂縫性儲層壓裂液濾失理論,對該類儲層的壓裂優(yōu)化設(shè)計具有一定的指導(dǎo)意義。
[Abstract]:Fractured tight sandstone gas reservoir is an important part of tight sandstone gas reservoir. The existence of natural fractures improves the permeability of natural gas, but the fracturing fluid in natural fractures leaks a lot, which makes the fracture width of hydraulic fractures wide. The existing fracturing fluid loss theory of fractured reservoirs is not systematic enough to study the law of fracturing fluid loss of natural fractures. Therefore, this paper focuses on the law of fracturing fluid loss of natural fractures, closely around the fractured tight sandstone gas reservoirs. Based on the characteristics of typical fractured tight sandstone gas reservoirs at home and abroad and the pressure response during fracturing operation, the fracturing fluid loss is analyzed. There are two kinds of filtrate media: unopened natural fracture and matrix; when part of natural fracture is opened in the formation, the filtrate media becomes unopened natural fracture and unopened natural fracture and matrix. Based on the discontinuity theory, the induced stress field model of hydraulic fracture is established. Considering the in-situ stress and induced stress, a mechanical discriminant model for the formation of filter media with open natural fractures is established. The relationship between fracture openness and fractal dimension, the comprehensive filtration coefficient of fracturing fluid on fracture wall and the normal stiffness of fracture is established, and the characterization method of natural fracture openness is put forward. The influence of shear rate and temperature on the apparent viscosity of fracturing fluid is studied. The relationship between the apparent viscosity of fracturing fluid and the parameters such as flow regime index, temperature and activation energy is established. A method for characterizing the apparent viscosity of fracturing fluid is proposed. Combining with the basic equation of fluid flow in fractured media and the key parameter characterization equation, a fracturing fluid loss model for open natural fractures is established. A fracturing fluid filtration model describing the filtration characteristics of natural fractures in fractured tight sandstone gas reservoirs before and after opening is developed. Based on the two-dimensional hydraulic fracture propagation model, combining with the natural fracture opening mechanics discriminant model and the open natural fracture fracturing fluid filtration model, a fracturing fluid filtration model coupled with hydraulic fracture propagation is established. A semi-analytical method is proposed to solve the model successfully. The effects of in-situ horizontal principal stress difference and construction displacement on fracturing fluid filtration are simulated and analyzed. The research results of this paper have developed and improved the fracturing fluid filtration theory of fractured reservoirs, and have a certain degree of fracturing optimization design for such reservoirs. Guiding significance.
【學(xué)位授予單位】：西南石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：博士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號】：TE377

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本文編號：2183462