本文選題：致密氣　切入點：縫網(wǎng)壓裂　出處：《西南石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：隨著常規(guī)油氣資源日益減少,非常規(guī)油氣藏逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)槟壳翱碧介_發(fā)的重點。致密氣藏資源量豐富,有著巨大的開發(fā)潛力。致密氣藏具有天然裂縫發(fā)育、基質(zhì)滲透率低的特點,在對其進(jìn)行開采時,通常需要對儲層進(jìn)行壓裂改造。針對不同的儲層條件,壓裂裂縫各個參數(shù)對產(chǎn)能的影響不同,針對某一儲層特征,應(yīng)選擇怎樣的壓裂裂縫形態(tài),以及各壓裂裂縫參數(shù)如何影響壓裂效果,是對致密氣藏實現(xiàn)合理、高效開發(fā)亟需解決的問題之一。本文基于離散裂縫網(wǎng)絡(luò)模型,利用有限元方法建立了裂縫性致密氣藏壓裂氣井生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測數(shù)值模型,并以此為基礎(chǔ)開展了對壓裂裂縫參數(shù)的研究。首先,采用Monte-Carlo模擬方法建立了隨機(jī)分布的天然裂縫網(wǎng)絡(luò)模型。然后采用樹狀分叉結(jié)構(gòu)表征不規(guī)則的壓裂裂縫形態(tài),并將其嵌入天然裂縫網(wǎng)絡(luò)模型中,得到裂縫性致密氣藏壓后離散裂縫網(wǎng)絡(luò)模型。接著按照有限元理論對氣體滲流數(shù)學(xué)模型離散化處理:分別對基質(zhì)系統(tǒng)采用三角形單元、裂縫系統(tǒng)采用線單元對區(qū)域進(jìn)行離散,并對其選用了二次拉格朗日插值函數(shù)。采用等效積分原理和變分原理得到原滲流微分方程的泛函,進(jìn)而分別對基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)進(jìn)行單元特性分析。最后對整體特性進(jìn)行分析建立了氣體滲流的有限元數(shù)值模型,并對模型進(jìn)行求解及驗證。本文基于裂縫性致密氣藏壓裂氣井產(chǎn)能預(yù)測模型開展壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化研究,得到以下結(jié)論:(1)儲層基質(zhì)滲透率較低時,宜采用縫網(wǎng)壓裂來達(dá)到較好的改造效果。當(dāng)基質(zhì)滲透率相對較高時,可以考慮采用常規(guī)單縫壓裂來達(dá)到與縫網(wǎng)壓裂幾乎相同的改造效果。(2)開采初期,縫網(wǎng)主裂縫導(dǎo)流能力成為制約產(chǎn)量的關(guān)鍵因素,開采后期,縫網(wǎng)分支縫導(dǎo)流能力和儲層改造體積的大小成為影響產(chǎn)量的主要因素。(3)在不同儲層滲透率條件下,主裂縫導(dǎo)流能力、分支縫導(dǎo)流能力存在最優(yōu)值,分支縫導(dǎo)流能力的最優(yōu)值受基質(zhì)滲透率影響較主縫大。(4)相同壓裂規(guī)模下,生產(chǎn)前期,儲層改造體積越小,壓裂裂縫密度越大,累計產(chǎn)氣量越高;但隨著生產(chǎn)年限的增長,儲層改造體積越大,穩(wěn)產(chǎn)能力越好,累計產(chǎn)氣量越高。本文基于離散裂縫網(wǎng)絡(luò)模型,通過以裂縫為網(wǎng)格限定條件來表征樹狀分叉結(jié)構(gòu)壓裂裂縫網(wǎng)絡(luò),實現(xiàn)了對壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)不規(guī)則性的刻畫,為較為真實地描述壓裂復(fù)雜裂縫提供了新的方法,同時模擬研究結(jié)果為致密氣藏壓裂工藝的優(yōu)選提供了理論依據(jù),同時為縫網(wǎng)壓裂裂縫參數(shù)的優(yōu)化提供了思路和手段。
[Abstract]:With the decrease of conventional oil and gas resources, unconventional reservoirs gradually become the focus of exploration and development. Dense gas reservoirs are rich in resources and have great potential for development. Dense gas reservoirs are characterized by natural fractures and low matrix permeability. For different reservoir conditions, each parameter of fracturing fracture has different influence on productivity, according to the characteristics of a certain reservoir, what kind of fracturing fracture form should be selected. And how the fracturing fracture parameters affect the fracturing effect is one of the problems that need to be solved to achieve reasonable and efficient development of the tight gas reservoir. This paper is based on the discrete fracture network model. The finite element method is used to establish a numerical model for predicting the production performance of fractured gas wells in fractured tight gas reservoirs, and based on this model, the fracture parameters are studied. The random distributed natural fracture network model is established by using Monte-Carlo simulation method, and then the tree bifurcation structure is used to characterize the irregular fracturing fracture shape, which is embedded in the natural fracture network model. The discrete fracture network model of fractured tight gas reservoir after compression is obtained. Then the mathematical model of gas seepage is discretized according to the finite element theory: triangular element is used for matrix system and line element is used for discrete area in fracture system. The quadratic Lagrangian interpolation function is selected. The functional of the original seepage differential equation is obtained by using the equivalent integral principle and the variational principle. Then the element characteristics of matrix system and fracture system are analyzed respectively. Finally, the finite element numerical model of gas seepage is established. Based on the model of fractured tight gas reservoir fracturing gas well productivity prediction model, this paper studies the optimization of fracturing fracture parameters, and obtains the following conclusion: 1) when the reservoir matrix permeability is low, When the matrix permeability is relatively high, the conventional single fracture fracturing can be used to achieve the same revamping effect as fracture mesh fracturing. The main fracture conductivity of fracture net becomes the key factor to restrict the production. In the later stage of exploitation, the permeability of branch fracture and the volume of reservoir reconstruction become the main factors that affect the production. (3) under different reservoir permeability conditions, the main fracture conductivity. At the same fracturing scale, the smaller the volume of reservoir reconstruction, the greater the fracture density and the higher the cumulative gas production. However, with the increase of production years, the larger the volume of reservoir reconstruction, the better the stable production capacity and the higher the cumulative gas production. Based on the discrete fracture network model, this paper describes the tree-branched fracturing fracture network by taking the fracture as the grid qualification condition. The irregularity of fracturing complex fracture network is described, which provides a new method to describe the complex fracturing fracture, and the simulation results provide a theoretical basis for the optimization of fracturing technology in tight gas reservoir. At the same time, it provides the train of thought and means for optimizing fracture parameters of fracture mesh fracturing.
【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】：2017
【分類號】：TE377

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本文編號：1590275