【摘要】：體積壓裂是目前有效開發(fā)頁巖氣藏常用的壓裂技術(shù),體積壓裂在地層中形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò),同時溝通儲層中的微裂縫,為天然氣提供高效的流動通道。要通過體積壓裂水平井實現(xiàn)頁巖氣藏的高效開發(fā),一方面需要充分認(rèn)識頁巖氣在儲層中的滲流機(jī)理；另一方面對于體積壓裂在地層中形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)要能夠準(zhǔn)確描述。解決以上兩個問題是實現(xiàn)體積壓裂頁巖氣藏產(chǎn)能影響因素分析這一目標(biāo)的必要基礎(chǔ)。本文在認(rèn)識分析頁巖氣的儲集和運移產(chǎn)出機(jī)理基礎(chǔ)上建立了考慮滑脫、擴(kuò)散和吸附解吸的體積壓裂頁巖氣藏水平井滲流微分方程；應(yīng)用商業(yè)數(shù)值模擬軟件Eclipse模擬了體積壓裂后地層中形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),在此基礎(chǔ)上進(jìn)行了頁巖氣藏水平井的單井生產(chǎn)動態(tài)模擬,就氣藏自身參數(shù)和體積壓裂參數(shù)對氣井產(chǎn)能的影響進(jìn)行了敏感性分析,通過正交實驗分析法確定了氣井產(chǎn)能影響因素的主次順序。通過以上研究工作,本文主要取得了如下研究成果：(1)通過調(diào)研分析了頁巖氣在頁巖中的儲集狀態(tài)和運移產(chǎn)出機(jī)理,建立了綜合考慮滑脫和擴(kuò)散的視滲透率模型,并分析了視滲透率系數(shù)與壓力的關(guān)系。(2)建立了頁巖氣藏體積壓裂水平井三線性流模型,對模型進(jìn)行求解并通過數(shù)值反演繪制了封閉頁巖氣藏產(chǎn)量變化的典型曲線,劃分流動階段,討論了視滲透率系數(shù)、吸附指數(shù)、竄流系數(shù)、儲集系數(shù)、主壓裂縫導(dǎo)流能力、主壓裂縫半長等因素對產(chǎn)量的影響。(3)利用數(shù)值模擬軟件Eclipse建立了頁巖氣體積壓裂水平井模型,在模型中通過控制網(wǎng)格尺寸模擬了體積壓裂后地層中的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。通過模擬得到滑脫效應(yīng)有利于頁巖氣井中后期產(chǎn)量的提高；巖石壓縮系數(shù)、Langmuir壓力和Langmuir體積對產(chǎn)量的敏感性弱；氣體擴(kuò)散系數(shù)、竄流系數(shù)和吸附氣含量敏感性中等；天然裂縫滲透率、壓裂縫網(wǎng)導(dǎo)流能力、改造體積敏感性很強(qiáng)。(4)改造體積是影響體積壓裂頁巖氣藏產(chǎn)能的最主要因素,在實際頁巖氣藏開發(fā)中,應(yīng)盡可能增大改造體積,以提高頁巖氣藏的采收率。
[Abstract]:Volume fracturing is a commonly used fracturing technique to effectively develop shale gas reservoirs. Volume fracturing forms a complex fracture network in the formation and communicates the micro-fractures in the reservoir to provide an efficient flow channel for natural gas. In order to realize the high efficiency development of shale gas reservoir through volume fracturing horizontal well, it is necessary to fully understand the percolation mechanism of shale gas in the reservoir on the one hand, and to accurately describe the complex fracture network formed by volume fracturing in the formation on the other hand. Solving the above two problems is the necessary foundation to realize the objective of productivity analysis of volume fracturing shale gas reservoir. On the basis of understanding and analyzing the mechanism of shale gas accumulation and migration, the differential equation of horizontal well percolation in volume fracturing shale gas reservoir considering slippage, diffusion and adsorption desorption is established in this paper. The commercial numerical simulation software Eclipse is used to simulate the complex fracture network formed in the formation after volume fracturing, and on this basis, the single well production performance of the horizontal well in shale gas reservoir is simulated. The sensitivity analysis of gas reservoir's own parameters and volume fracturing parameters on gas well productivity is carried out, and the primary and secondary order of influencing factors of gas well productivity is determined by orthogonal experimental analysis. Through the above research work, this paper mainly obtained the following research results: (1) through investigation and analysis of shale gas in shale reservoir state and migration and production mechanism, a comprehensive consideration of slip and diffusion apparent permeability model, The relationship between apparent permeability coefficient and pressure is analyzed. (2) the trilinear flow model of volume fracturing horizontal well in shale gas reservoir is established. The model is solved and the typical curve of output change of closed shale gas reservoir is drawn by numerical inversion. The apparent permeability coefficient, adsorption index, channeling coefficient, reservoir coefficient and main pressure fracture conductivity are discussed. (3) using the numerical simulation software Eclipse, the model of shale gas backlog fracture horizontal well is established, and the complex fracture network in the formation after volume fracturing is simulated by controlling the mesh size in the model. The results show that the slippage effect is beneficial to the increase of shale gas production in the middle and late stage, the rock compression coefficient, Langmuir pressure and Langmuir volume are not sensitive to the production, the gas diffusion coefficient, the channeling coefficient and the adsorption gas content are moderately sensitive. The permeability of natural fracture, the conductivity of pressure fracture network and the sensitivity of revamping volume are very strong. (4) revamping volume is the most important factor affecting the productivity of volume fracturing shale gas reservoir. In the development of actual shale gas reservoir, the reconstructed volume should be increased as much as possible. In order to improve the recovery of shale gas reservoir.
【學(xué)位授予單位】：西南石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2016
【分類號】：TE377

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本文編號：2350024