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煤层气羽状水平井开采数值模拟研究 总被引：10，自引：1，他引：9
建立了煤层气定向羽状水平井开采的数学模型,该模型考虑了地层非均质和各向异性的影响、渗透率的压力敏感性和主支、分支井筒内压降影响;本文给出了数值模拟方法,实现了数值模拟计算;并分别对理论模型和樊庄区块煤层气试验区所设计的羽状水平井进行产能预测,证明了模型及算法的正确性。 相似文献
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深部煤层渗透性普遍较差,直井压裂开发单井产量低效果不甚理想,而U型水平井分段压裂开发煤层气技术已取得很好的效果。该项技术试验前必须进行适合该井型的地质评价。以鄂尔多斯盆地东缘延川南区块为例,首先分析影响水平井压裂产能的地质因素,主要为单井控制资源量、储层渗透性和煤层气解吸难易程度,其中单井控制资源量受含气量和煤层厚度影响,渗透性与煤层埋深、构造及煤体结构等有关,碎裂煤发育区渗透性相对好。而后假定吸附性能不变的前提下,利用数值模拟方法分别模拟了不同渗透率、含气量和煤层厚度条件下水平井压裂的产气情况,模拟结果表明水平井压裂后累计产气量与渗透率、含气量、煤层厚度正相关。最后在经济效益评价的基础上,查明适合水平井压裂的地质条件:渗透率>0.25×10–3μm2,含气量>12.3m3/t,煤层厚度>2.9m。该地质适用性评价标准在现场得到广泛应用,并收到了良好的开发效益。 相似文献
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针对低孔、低渗的致密砂岩气藏高效持续开发急需解决的气水分布及产水控制因素问题,通过苏里格气田东二区气藏地质和生产动态资料的综合分析,得出以下主要认识：地质构造和生烃强度控制本区气水分布的宏观格局,高产气井绝大多数发育在近烃源岩的低洼部位或微幅构造上;储层物性参数对气水分布起着关键的控制作用,物性好的砂体毛细管阻力小,天然气更易于驱替储集条件好的砂岩储层中的地层水形成气层,研究区气层孔隙度介于7%~14%之间,渗透率为（0.50~2.00）×10-3 μm2;泥岩隔层等因素造成气水分布的复杂化,随着下伏山1段泥岩隔层厚度的增大,对应区域盒8段日产气量减小,日产水量增加;致密砂岩气藏产能受开发方式的影响很大,在气藏合理配产过程中,需要考虑压敏及速敏效应的影响：投产时间越长、配产及生产压差越大,气井出水速率越快,出水量越大。采用水平井开发,可增加气井的泄流面积、减小生产压差、提高产能、降低水气比,可以实现延长无水或低水采气期,从而提高采收率。 相似文献
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在含有底水的气藏开发过程中,随着气体的采出,气井井底压力逐渐降低,底水会发生向上锥进的现象,严重影响产气。因此若能预先求得气井水侵动态,这对于开发底水气藏具有重要的意义。同时,与常规底水气藏不同,缝洞型底水气藏呈现出三重介质的特性,溶洞和天然裂缝较发育,其非均质性较强,气体渗流的过程更为复杂。通过采用渗透率变异处理储层中裂缝、溶洞的发育,考虑到裂缝和溶洞的存在仅改变了储集层的渗透率,同时在均质底水气藏水平井水锥动态计算方法的基础上,利用渗透率变异理论建立了缝洞型底水气藏临界产量和水锥突破时间公式,并对其影响因素进行了分析。根据所得公式可以近似求解缝洞型底水气藏中水平井的临界产量、见水时间以及见水位置,可用来指导实际缝洞型储层水平井的合理开发,延缓开发过程中底水锥进,延长见水时间,同时还可以确定见水位置为后续压锥及堵水调剖的实施提供依据。通过建立的数值模拟模型以及实际生产数据,验证了本方法研究的可靠性,数值模拟结果从直观上展示了缝洞型底水气藏水平井水锥研究的正确性。 相似文献
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页岩水平井常采用体积压裂技术获得产能,压裂形成的缝网体积、渗透率是影响压裂效果的关键因素。目前页岩体积压裂设计借用产能预测模型优化缝网参数,此模型较复杂,不便于现场应用。根据等效渗流原理,将页岩储层压裂后形成的缝网系统等效为一个高渗透带,建立了体积压裂缝网参数与施工规模关系模型,提出了体积压裂设计的3个步骤:体积压裂可行性研究、数值模拟优化缝网参数和施工参数优化。根据QY2页岩油水平井特征,进行了体积压裂设计和现场实施。结果表明:压裂形成的高渗透带对产能的贡献最大;高渗透带数量、体积和渗透率增加,压裂后的累积产量和采出程度逐渐增加,存在最优的高渗透带参数。现场应用表明这种设计方法方便实用,可以推广。 相似文献
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元素硫从含硫天然气中析出沉降会影响流体流动,常规的水平井产量预测模型无法用于高含硫气藏水平井非稳态产量预测。本文基于非稳态椭圆流理论,耦合基质内的椭圆流动和裂缝内的非达西流动,考虑元素硫沉积及缝间干扰效应的影响,建立了适用于酸化水平井与酸压水平井的非稳态产量预测模型。分析了硫沉积对渗透率、孔隙度的影响,计算了不同裂缝参数对产能的影响,该模型适用于变井底流压生产条件。计算结果表明：科学准确的元素硫溶解度模型能较好地预测高含硫气藏水平井产量。酸压改造后缝间干扰现象会降低气井产能,且随着时间逐渐增强。硫沉积会降低储层渗透率和孔隙度,使得产量下降。增大裂缝导流能力,增加裂缝半长或者裂缝数量都能有效提高水平井产量,与裂缝导流能力相比,裂缝半长和裂缝数量对产量的影响更大。 相似文献
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页岩作为典型的非常规储层,基质孔隙小,渗透率极低,水平井多级水力压裂为其商业开发的主要手段。准确模拟页岩气产能,应同时考虑水力裂隙和天然裂隙的渗流。基于离散裂隙模型和等效连续模型建立页岩气渗流数学模型,利用有限元分析方法进行数值求解,研究不同走向裂隙组对页岩气井产能的影响。研究认为,页岩基质为气体的生产提供了主要气源,天然裂隙作为渗流的主要通道,将气体输送到水力裂缝,进而到达井筒。模拟结果表征,离散裂隙的渗流特征对于页岩气井的产能有重要影响。根据页岩储层的天然裂隙走向,可以优化相应的水平井方位。对于二维离散裂隙网络模型,水平井沿着2个裂隙组夹角的平分线更有利于生产。 相似文献
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鄂尔多斯盆地东缘煤层气田具有高储低渗的特点,为提高深部煤层气单井产量,基于区域构造特征、煤层厚度、含气量及水文地质特征,从优化U型水平井压裂参数的角度,对水平井及其压裂参数进行设计。通过数值模拟对影响水平井产量的水平段长度、压裂缝等主要因素进行研究。结果表明:不考虑摩阻情况下,煤层气产量随水平段长度增加而增加,当水平段超过800m后,由于阻力作用,水平段长度每增加100m,产气量降低10%;压裂缝条数和半缝长对产气量影响较大,最佳的压裂缝条数为4~5条,最佳半缝长为80~120m;裂缝间距和裂缝渗透率对煤层气产量影响不大。依据数值模拟的最优参数对该区煤层气井S1进行压裂,在相同条件下,煤层气产量比未压裂的S2井提高了10倍以上。 相似文献
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以塔里木盆地库车坳陷大北12气藏为例,基于岩心、薄片、成像测井等资料表征了构造裂缝的类型与产状,分析了构造裂缝的影响因素及形成期次,分别采用随机和确定性建模方法建立了小尺度和大尺度裂缝模型,二者叠加得到总裂缝模型。结果表明：(1)在燕山运动和喜马拉雅运动近NS向的构造挤压背景下形成的大北12背斜型气藏,其目的层白垩系巴什基奇克组致密砂岩的宏观裂缝以近NS向的直立和高角度裂缝为主,剪切裂缝和张性裂缝均有发育;微观构造裂缝也可沟通基质孔隙,提高储层的连通性。(2)在岩性相同的前提下,构造裂缝密度随单层厚度增大而减小,且减小幅度也随之降低;单层平均厚度相近时,构造裂缝密度与距断层距离呈良好的负相关;细砂岩中的裂缝密度最高。(3)大北12气藏发育3期构造裂缝,其中形成于喜马拉雅中期和晚期的第2、3期有效裂缝是天然气高效富集成藏的关键因素。(4)背斜型油气藏核部的构造裂缝密度低,但张开度、渗透率高,通常具有较高的单井产能;翼部的构造裂缝密度高,但张开度和渗透率低,可采用压裂措施提高产能。该成果可为裂缝属性等效模型建立及气藏数值模拟提供数据基础,服务于气藏开发。 相似文献
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杭州湾地区晚第四纪浅层生物气藏盖层存在孔隙水压力封闭和烃浓度封闭机理,但其是否存在物性封闭机理目前尚存在较大争议.研究区浅层生物气藏盖层埋藏浅、时代新、结构松散,对其物性封闭能力的评价不能直接套用深部成岩盖层的评价参数和方法.通过变水头渗透实验测定盖层和储层样品渗透率数值,以渗透率作为评价浅层生物气盖层物性封闭能力的参数,对研究区浅层生物气藏盖层的物性封闭特征及其影响因素进行了详细研究.结果表明盖层渗透率数值比储层小3个数量级,具有较强的物性封闭能力,有利于浅层生物气藏的保存.研究区浅层生物气盖层物性封闭能力的影响因素包括黏土含量及黏土矿物成分、含水饱和度和盖层厚度,黏土含量及黏土矿物成分对盖层物性封闭能力起决定性作用,较高的含水饱和度促进了盖层物性封闭能力的增强,盖层厚度对物性封闭能力起到了极为重要的补偿作用. 相似文献
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从柴达木盆地涩北二号气田砂泥薄互层滩坝相高孔-中低渗细粒储层特征出发,以气层产能为评价目标,在分析其内涵的基础上,选取孔隙度、渗透率、含气饱和度、有效厚度和泥质体积分数5个地质参数,厘清各参数的影响方式,并建立层次结构模型;以单砂体为基本单元,将消除生产压差影响的"视无阻流量"作为比较参数,采用相关分析结合层次分析法确定参数权重;结合现场生产实际从产能角度将气层分为3类。结果表明:气层分布特征与实际气井产能趋势吻合较好,气层产能分布不但受控于含气丰度、储层条件及原始地层压力,同时也受隔层质量及构造位置的影响。纵向上,由深至浅各气层组的气层数量逐渐增多,但高产能级别气层比例逐渐降低;气层组内部普遍具有气层下少上多,气层产能级别下高上低的特征。平面上,高产能级别气层较多分布在构造高部位即含气面中央部位,向构造边部逐渐过渡为低产能级别气层。通过评价气层产能潜力,可全面了解气层产能分布状况,便于优化调整部署方案。 相似文献
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多段压裂水平井试井解释能对压裂规模、主裂缝半长等参数进行有效评价,为产能评价等提供基础参数.然而当前缺少针对实际井例数据进行的深入分析.基于PEBI（perpendicular bisector）网格对油水两相渗流方程进行数值求解,利用无限导流的主裂缝与分支缝导致的区域渗透率扩大来描述SRV（stimulated reservoir volume）,建立了致密油大规模多段压裂水平井瞬态压力分析方法.基于大庆油田的实测数据进行解释并进行渗透率敏感性分析,研究了复合区域下的参数调整方法.研究表明,当外区渗透率变小时,早期的压力导数变小,后期的压力导数变大,而不是所有的压力导数值都变大.压力导数由小到大的转折点时间与渗透率大小相关.因而,当前期的压力导数曲线拟合效果好、后期的压力导数拟合效果差时,不能仅通过调整外区的渗透率来拟合,还应调整其他参数.另外,大庆致密油藏多段压裂水平井实测曲线中的启动压力梯度特征不明显.相关研究结果对致密油大规模多段压裂水平井实测数据解释具有重要的指导意义. 相似文献
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致密砂岩气层压裂产能及等级预测方法 总被引：1，自引：0，他引：1
致密砂岩储层孔隙度小、渗透率低、含气饱和度低,基本上没有自然产能,需要进行压裂,因此进行压裂产能的预测很有必要。笔者研究了鄂尔多斯盆地苏里格东部地区盒8段致密砂岩气层的压裂产能及等级预测。利用反映储层流动性质的测井参数(电阻率、自然伽马、声波时差、中子、密度)与反应压裂施工情况的压裂施工参数(单位厚度砂体积、砂比、砂质量浓度、单位厚度排量、单位厚度入井总液量),选择数学统计方法神经网络法进行致密砂岩气层压裂产能等级预测。分析比较Elman神经网络、支持向量回归(SVR)、广义回归神经网络(GRNN)3个神经网络预测致密砂岩气层压裂产能模型的网络结构参数、回判及预测精度以及运行耗费时间。结果表明:3个模型中,GRNN网络参数只有1个,回判和预测精度最高,运行时间小于1 s。因此,选择GRNN模型预测致密砂岩气层压裂产能,并用于苏里格东部地区致密砂岩气层压裂产能的等级预测。等级预测准确率达到90%。 相似文献
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