特低渗透砂岩（共4篇）
特低渗透砂岩 篇1
1 前言
正理庄油田樊142块沙三下油藏埋深2800-2900m, 是金家三角洲沿缓坡由南向北推进过程中发生前缘-侧缘滑塌形成的浊积扇体, 储层孔隙度17.1%;渗透率1.5×10-3μm2。主要储集空间为直径7-31μm的微孔隙, 孔喉半径0.228μm, 属典型的中孔特低渗透油藏。整个扇体平均厚度5.4m, 含油面积8.73k m2, 地质储量353×104t, 储量丰度40.41×104t/km2。属典型的低丰度、低品位油藏。
我们在地质、开发、工艺综合研究的基础上, 结合沙三下油藏储量丰度低得地质特点, 提出“仿水平井”开发, 就是要将工艺大型压裂技术发挥到极致, 设计压裂半缝长达到200米, 相当于一口长400米的水平井, 加大采油井距, 提高单井控制储量和产能, 减小油水井排间距, 确保注水见效, 在经济合理井网密度条件下部署井网, 同时还能收到小井距的效果。
2 关键技术及集成研究
2.1“仿水平井”开发适应性评价
该技术适用条件如下: (1) 油藏层系单一且被厚层围岩包裹:根据现有裂缝检测, 上覆围岩厚度至少60m以上, 下伏围岩厚度至少20-30m以上; (2) 低丰度、低-特低渗:储量丰度50×104t/km2以下, 渗透率50×10-3μm2以下。 (3) 油藏须具备一定规模:4m以上厚度区最好在1k m2以上。 (4) 在一定的空间邻域内不存在其它油藏和水层。
地应力适应性评价:我们主要借助压裂软件评价了区内地应力剖面类型, 表明沙三下油藏地应力在剖面上具有油层段低、上下围岩段高的“夹心饼”特征, 应力差5-8MPa。这种“夹心饼式”地应力剖面环境非常有利于裂缝在上下围岩围限下、沿油层内部作长距离横向延伸, 即有利于造长缝。
2.2 地应力/裂缝分布和描述技术研究
地应力/裂缝监测技术有很多, 可包括压裂监测、地球物理资料分析、岩芯实测、应力模拟计算等多类方法。考虑技术的可行性、周期性和性价比, 我们优选“压裂监测法”作为本区地应力/裂缝方位和裂缝长度检测的基本方法。我们只根据5口井地面压裂监测结果结合油层顶面曲率、主断裂走向等信息对应力场进行了描述, 初步确定北块主应力方位为NE63度。
2.3 井网优化设计技术
参考特低渗透油藏注水经验我们认为对排状注水井网来讲, 井排方向沿地应力方向布置能够最有效延长无水采油期, 减缓或防止水窜水淹我们将井排方向设计为最大水平主应力/主裂缝方向, 以最大限度延长油井无水采油期, 有效控制中后期含水上升速度。
排距的确定主要是参考有效渗流半径来确定。根据当前胜利油田地质院低渗透油藏基本理论计算本油藏渗流半径为90-100m。因此排间要形成有效驱替, 距离应控制在2倍的渗流半径之内。由此确定油水排排距为180m, 符合胜利油田特低渗油藏理论极限井距小于200m的一般规律。
井距设计根据最终采收率和井网密度计算公式, 结合工业经济学原理, 确定油价60$/bbl时油井的经济合理井网密度为5.6口/km2 (折算方形井网下井距426m) , 据此计算在既定180m排距下, 井距应为500m, 设计本区排上基本井距500m。
2.4 仿水平井压裂完井技术
2.4.1 压裂规模优化
为确定合理的压裂规模, 利用整体压裂优化模拟软件计算的不同压裂半缝长对油井产量和采出程度的影响, 显示随着缝长比的不断增加, 油井产量相应增加。但缝长比在0.35-0.40间产量增幅较大、效益最好, 此后随缝长增加, 产量增幅有限。由此根据最佳缝长比0.35-0.4及500m设计井距确定最优半缝长为180~200m, 加砂规模也由此相应设计为80~120m3。这与根据前述最优井距500m、渗流半径90m测算的、保持井间完全泄流的最佳半缝长160m-205m的结果基本一致。综合上述分析结果, 确定本区最优压裂半缝长为200m。
2.4.2 裂缝的定向与定量化控制
裂缝控制方面我们重点进行了三个方面工作: (1) 应用定向射孔技术确保多裂缝的产生, 在地应力的约束下裂缝定向控制得到有效保证; (2) 优选BJ公司Viking-D压裂液控制高温下的破胶时间, 是确保缝长的关键工艺配套技术; (3) 在缝高控制方面我们主要优选“单层夹心饼”式的垂向地应力差别大的井段部署大型压裂井。
3 方案实施效果及结论
以上述关键技术研究为基础, 结合精细油藏描述结果, 综合设计了樊142沙三下特低渗油藏仿水平井开发油藏方案, 2010年完钻新井27口, 其中仿水平井19口, 取得了理想的产能建设效果, 具体效果与结论如下:
(1) 单井加砂量平均89m3, 单井加砂强度12m3/m。樊142-1-2块地应力方向为北东63°, 其它储量动用部分地应力方向确定为北东76°, 实测地应力监测结果与方案部署基本一致, 说明地应力监测技术是可靠实用的。
(2) 方案设计平均裂缝半缝长200m, 实测平均半缝长214m, 说明通过地质优选找出纵向上应力集中的夹心饼式的适合造长缝的压裂井段, 通过提高压裂规模是可以加大压裂裂缝的半缝长, 从而提高单井控制的储量范围。
(3) 当年投产的19口仿水平井18口自喷。初期产量457t/d (自喷井为3m m油嘴产量) , 平均单井24.1t/d;年末平均单井日产10.5t/d (13口自喷井为3m m油嘴产量) 。新井当年产油1.981×104t, 平均单井产油1043t, 实现了低丰度、特低渗透油藏高效建产能的目的。
(4) 低丰度、特低渗透油藏通过地质优选, 压裂工艺配套, 井网井距优化, 即使是特低渗透油藏也能获得较高的产能。
摘要：正理庄油田樊142沙三下特低渗透油藏储量丰度低, 常规开发难度大, 经济效益差, 针对该油藏特点我们进行了四项关键核心技术研究, 分别进行了“仿水平井”开发适应性评价, 油藏地应力分布描述技术研究, 油藏方面进行井网优化设计, 工艺技术方面进行定向控制、逢长控制和缝高控制。从该技术现场方案实施后, 沙三下难动储量最终得以高效开发, 从压裂监测的缝长、产量等关键指标均达到了方案设计要求。
关键词：特低渗透,砂岩,仿水平井,压裂,井网
参考文献
[1]李忠兴, 杨克文.特低渗油藏渗流特征及增产技术研究[J].油气井测试, 2003, 12 (3) :21～25.[1]李忠兴, 杨克文.特低渗油藏渗流特征及增产技术研究[J].油气井测试, 2003, 12 (3) :21～25.
[2]2]李阳, 曹刚.胜利油田低渗透砂岩油藏开发技术[J].石油勘探与开发, 2005, 10 (1) z15～18.[2]2]李阳, 曹刚.胜利油田低渗透砂岩油藏开发技术[J].石油勘探与开发, 2005, 10 (1) z15～18.
[3]闫存章, 李秀生, 常毓文, 等.低渗透油藏小井距开发试验研究[J].石油勘探与开发, 2005, 32 (1) :105—108.[3]闫存章, 李秀生, 常毓文, 等.低渗透油藏小井距开发试验研究[J].石油勘探与开发, 2005, 32 (1) :105—108.
[4]才汝成, 李阳, 孙焕泉.油气藏工程方法与应用[M].东营:石油大学出版社, 2O02:283～298.[4]才汝成, 李阳, 孙焕泉.油气藏工程方法与应用[M].东营:石油大学出版社, 2O02:283～298.
特低渗透砂岩 篇2
关键词：特低渗气藏,致密气藏,产能,启动压力梯度
在特低渗气藏中, 气体的渗流机理极其复杂。渗流力学理论是油气田开发工程领域的基础理论, 研究存在“滑脱效应”或“阈压效应”的低渗透气藏渗流力学理论将有助于更清楚的认识低渗透气藏的渗流特征, 从而为数值模拟、试井分析、气藏工程方法研究以及开发对策制定提供科学的理论基础。
1 研究的目标和技术路线
1.1 研究的目标
针对目前对特低渗气藏渗流的研究中表现出来的一些问题, 以气井为研究对象, 从特低渗气藏的储层特征及渗流机理出发, 综合运用油气藏地质、油气渗流理论、偏微分方程等方面的知识, 研究出适合于特低渗气藏的气井产能公式。
1.2 技术路线
在全面调研目前国内外对低渗, 特低渗气藏的研究情况的基础上, 建立适用于特低渗气藏气井产能分析的渗流数学模型。在得出了特低渗气藏渗流数学模型的基础上, 得到产能方程, 得到特低渗气藏产能分析方法。然后通过气井的实测数据对模型进行检验, 并得出对致密气藏开发有指导性的结论和建议。
1.3 主要的研究成果
(1) 从气藏地质的角度分析了特低渗气藏的成因、特低渗气藏的储层特征和特低渗气藏的渗流机理。
(2) 在常规气藏的渗流机理的基础上, 通过加入启动压力梯度进行修正, 并且求解微分方程获得适合特低渗气藏气井的产能公式。
(3) 通过实例分析, 得到考虑启动压力的某单井的产能方程。并且和原来的不考虑启动压力的方程相比, 说明了其更合理可靠, 更接近于真实生产情况。
2 特低渗气藏的地质特征
2.1 特低渗气藏的成因
致密、低渗透气藏与中高渗透气藏相比, 处于同一沉积环境 (如湖盆) 中, 但致密、低渗透层有特殊的形成条件。先天的物质条件是:近物源沉积的颗粒混杂、分选差;远物源沉积的颗粒细, 泥质含量高, 矿物成熟度低。
2.2 特低渗气藏的孔隙结构特征
特低渗气藏 (致密气藏) 的孔隙结构表现出以下特征: (1) 随着渗透率的降低, 排驱压力增加; (2) 随着渗透率的降低, 孔隙中值半径降低, 致密气藏储层的中值半径为0.062m左右; (3) 随着渗透率的降低, 孔隙几何参数G增加; (4) 随着渗透率的降低, 孔隙的分选性变差; (5) 随着渗透率的降低, 退汞效率降低; (6) 随着渗透率的降低, 最终驱油效率降低; (7) 随着渗透率的降低, 驱动压力增加。
2.3 影响致密气藏渗透率的主要因素
致密气藏的渗透率是界于0.1～0.01×10-3m2之间的, 因此研究致密气藏渗透率的影响因素是有意义的。致密气藏渗透率的主要影响因素有:孔隙结构、粘土矿物。
2.3.1 孔隙结构影响
孔隙结构对致密气藏渗透率的影响因素有:上浮岩石压力对致密气藏渗透率的影响受孔隙结构的控制, 部分饱和水对致密气藏渗透率的影响受孔隙结构的控制。
2.3.2 上覆岩石压力影响
封闭围压的增加渗透率降低, 这主要是由于在强力压实和成岩过程中形成的复杂而曲折的结构所造成的。对孔隙结构进行的薄片和电镜分析表明, 在孔隙间总是存在非常狭窄的切口裂缝。当有效压力很低时, 小裂缝是流体的主要通路。然而, 当上覆岩石压力增加时, 这些扁平的裂缝极易闭合, 因而造成了渗透率的降低。
2.3.3 部分饱和水影响
由于毛细管力的作用, 水有聚捕于细小孔隙和裂缝中的特性, 使传递的气体无法通过这些通道, 除非压力梯度大到足以将水从孔道中躯替出去。某些用水力压裂改善气层的措施之所以无效, 部分原因可能就是由于驱替水所需的气体压力梯度很大, 当压裂液渗入地层一定范围后, 在裂缝两侧产生了一个气体渗透率几乎为零的小区域。
2.3.4 粘土矿物影响
粘土矿物的单个颗粒形态和它们的组合形态, 均是广泛变化的。这些特征影响着表面积和微孔隙度的相对丰度, 从而影响着地层渗透率。有研究表明, 高岭石呈现一种密集的书本状形态, 并仅有一部分孔隙成组存在。大部分绿泥石显示卡片盒状排列, 其表面积和微孔隙性都比高岭石的高得多。混合层蒙脱石一伊利石普遍呈现卷曲碎片的蜂窝状组合, 并从边缘突出短粗的凸起。它的表面积和微孔隙性界于蒙脱石与伊利石之间。
3 特低渗气藏的渗流机理
3.1 渗流的一般特征
(1) 特低渗气藏中气体渗流具有与一般高、中渗透率地层中气体达西渗流完全不同的渗流特征。
(2) 在所研究的渗流速度范围内, 低渗气体渗流曲线是由非线性段和线性段连接而成的上凸曲线。
(3) 渗流曲线表现了非达西流动的特征, 线性流动段延长线不通过坐标原点而与流量轴相交, 存在一“拟起始流量”。
(4) 由非线性段过渡到线性段具有一转变的临界点, 相应于此点, 存在临界流量和临界压力 (平方) 梯度。
3.2 渗流机理
对于致密气藏, 在不含束缚水或束缚水饱和度较低时, 气体低速渗流的运动规律与液体低速渗流完全相反, 表现为低速渗流时, 渗流曲线是一条上凸型曲线。即当压力 (平方) 梯度小于临界压力 (平方) 梯度时, 表现为曲线斜率递减的非线性流动;当压力 (平方) 梯度大于临界压力 (平方) 梯度时, 表现为拟线性流动。
4 特低渗气藏气井的产能特征
通过对某致密砂岩湿气气藏p139井的产能特征分析表明如下。
(1) 用本文提出的方法分析得出的产能方程比通过压力校正得出的产能方程更适合实际生产情况, 因而本文提出的方法分析特低渗气藏的产能, 具有更大的合理性和可靠性。
(2) 考虑启动压力梯度后计算的无阻流量要比不考虑计算所得的无阻流量低, 也就是说启动压力梯度的存在减小了气井的产能。
一般特低渗气藏都含有束缚水, 因此对绝大多数特低渗气藏来说, 启动压力梯度对气井产能所产生的影响远远大于滑脱效应所产生的影响。经过现场实验得出为低渗、特低渗砂岩气藏存在启动压力, 只有井底流压小于地层原始压力到一定程度, 井中才有气体产出。
5 结论和建议
本文为特低渗气藏气井产能分析提供了形式简洁、科学、实用的公式和理论基础, 而且还为进一步研究特低渗气藏奠定了基础, 建议开展以下方面的研究。
(1) 加强考虑更复杂的渗流条件下的特低渗气藏产能特征的研究, 使之研究结果更接近气井实际生产动态, 为合理、高效地开发致密气田服务。
(2) 研究含水饱和度饱和度和渗透率对启动压力梯度大小的影响, 建立启动压力梯度梯度和含水饱和度之间的曲线关系。
参考文献
[1]任晓娟, 闫庆来, 何秋轩, 等.低渗气层气体的渗流特征实验研究[J].西安石油学院学报, 1997, 12 (3) :22～25.
[2]吴凡, 孙黎娟, 乔国安, 等.气体渗流特征及启动压力规律的研究[J].天然气工业, 2001, 21 (1) :82～84.
特低渗透油田节能措施探讨 篇3
一、油藏系统部分
1、限压注水
扶余裂缝性储层加密调整后, 由于排距缩小及局部井区注水压力已超过非东西向裂缝开启的压力, 油井水淹风险增大。为保持加密注采系统调整效果, 根据压裂施工曲线的瞬时停泵压力, 结合注水井分层注水指示曲线, 确定限压注水井各层的合理注水压力, 选择最低压力作为该井的合理注水压力。在现场应用中严格控制在该压力下注水, 并针对层间矛盾的差异优化限压注水方案, 采取全井限压注水、全井限压结合主水淹层停注方式, 获得了较好的控压控水效果。此措施可以有效控制非东西向裂缝的开启延伸, 从而控制油井含水上升速度, 减少油田无效产液;同时降低注水压力后, 注水泵电机运载负荷得到降低, 以达到节能降耗目的。
2、机械堵水
机械堵水工艺技术采用由自验封FXZY445-114型封隔器、自验封FXZY341-114型封隔器、DSⅢ型配产器、死堵组成的井壁悬挂式管柱, 管柱与生产管柱脱开, 可以任意多级使用封堵多个高含水层;同时所用封隔器是由两组胶筒组成, 两组胶筒之间有验封机构装置, 检验胶筒密封和管柱密封率, 增加油井堵水的成功率。对管柱情况较差的井可以用水泥将下面水淹层封死;对管柱条件较好但水淹层位不明确的高含水井, 可以采用可调式的封堵。
针对扶余油层主力油层厚度大, 产液量高、含水高的问题, 对油井主力层实施机械堵水, 可以减少无效产液量, 提高非主力层动用程度。
3、水井调剖
针对葡萄花超薄油层见水后含水上升速度较快, 含水超过40%以后, 含水上升率高达10%左右, 自然递减率18%, 稳油控水难度大。2004年开始研究调剖控水技术, 经过不断地优化方案设计, 改进调剖工艺, 目前已形成了一套以水淹机理分析为基础, 针对裂缝水淹和基质水淹设计个性化调剖方案, 同时优化调剖工艺, 结合调前预处理, 实现重复调剖的稳油控水技术, 取得了较好的效果, 大幅度降低了此部分井区的无效产液量。
二、采油系统部分
1、优化抽汲参数
依据“头台油田机采井抽汲参数调整管理办法”, 利用动态控制图及时找出沉没度低于50m、产液量低于3t、有调整潜力的参数偏大井。在保证产液量不变的前提下, 调小参数以保证设备在高效节能区间运行。
2、加强间抽油井管理
随着低渗透油田开发的逐步深入, 油井供液能力变差, 单井产量低, 生产参数已无调整余地。通过油井合理流压研究、优化工作参数后, 可以采取油井间抽措施, 定期抽查间抽机的运行状况, 根据液面恢复速度, 及时调整间抽制度, 减少起抽时间, 降低无效能耗。
3、应用抽油机二次减速节能器
抽油机二次减速节能器可以将冲次从6次/min降为1次、1.5次、1.7次、2次、3次/min, 同时可以减小电机装机功率, 是治理间抽井、低产井、低效井的有效技术措施。
4、应用智能提捞抽油机技术
智能提捞抽油机技术把油管作为泵筒, 采用柔性连续抽油杆, 在捞油抽子下部配重, 通过电机正反转实现提捞, 根据液面深度、液面恢复速度等自动设定合理的间抽时间, 避免干抽, 满足低产采油的需要。在生产过程中可以从下入深度、抽子直径、运行次数三方面探索合理的生产参数。与同排量常规抽油机相比, 日节电80 KWh。
5、更换小电机
通过对配备37KW电机的油井悬点负荷进行计算, 符合同区块典型井 (产液、产油情况能代表此区块井况, 采用18.5或22KW节能电机) 情况的油井, 可以将37KW电机更换为18.5或22KW节能电机。不考虑永磁电机高功率因数、高启动转矩、无转子励磁等特点, 只通过计算空载损耗的减少, 此措施单机组年可节电1.7万KWh。
6、对淘汰、老化机型抽油机进行下偏杠铃改造
淘汰、老化机型抽油机抽油机能耗高的问题, 可用下偏杠铃游梁复合平衡技术解决。下偏是指杠铃的质量中心与过游梁的回转中心的连线与游梁中心水平线下偏一个角度;杠铃是指偏置平衡配重装置状如“杠铃”。与常规抽油机相比, 改造后平衡条件得以改善, 四连杆拉力、减速器和电机的扭矩大幅度下降, 动力臂变长, 游梁中央轴承座上所受的铅垂力下降, 延长了四连杆机构、电机以及减速箱的使用寿命, 节电率可达8%以上。
三、地面工程系统
1、低温集输方面
头台油田通过实施转油站内生产精细化管理, 严格控制转油站内掺水系统掺水量, 在夏季平均单井掺水量控制在0.3m3/h以下, 在冬季平均单井掺水量控制在0.5m3/h以下, 努力降低原油集输系统掺水耗气。
对于采用电热管树状单管流程的油井, 根据室外环境温度情况, 通过井口防盗温控箱调节电热管加热段及保温段运行温度, 使电热管保持在经济且合理的运行状态下, 尽力降低电能的消耗。
2、供配电系统方面
1) 优化设计:从设计源头上全面推广应用节能变压器、永磁电机、低压无功就地补偿装置、注水变频等节能设备, 避免重复建设。
2) 合理分配负荷, 降低线路网损:头台油田部分区块采用电加热集油方式, 随着气温的降低, 电加热负荷逐渐增大。在冬季电加热负荷超过抽油机井负荷, 使该区块线路压降增加。针对此问题, 头台油田电网在冬季运行管理上通过环线采取合理分配线路负荷的方式, 来降低线路网损。
3) 无功补偿技术的应用:针对线路长、变电所无功集中补偿装置容量不足的情况, 采取低压无功就地补偿的方式, 来提高线路的功率因数, 减少线路电压降, 降低线路网损。
四、生产管理方面
1、完善节能管理制度:
依据抓大放小的原则, 完善电量的分区计量, 重点对电能的消耗制定考核办法。以吨油耗电量为基数, 参考每年的自然增长率, 把吨油耗电量纳入各采油区年终考核指标。
2、加强亮化系统控制:
公司厂区、各采油区办公楼亮化系统由原来的每天夜晚都启用, 改为平时不开、节日夜晚启用。
3、加强防窃电工作力度:
每年生产部组织人员对电网周围可能存在窃电的区域进行地毯式检查4-6次, 同时各作业区不定期自查。同时对村屯附近的油井采取将原来380V的变压器更换为660V的变压器与低压电缆架空相结合的措施, 以达到防窃电的目的。
4、加强车辆及成品油的管理.
1) 定车定油:每辆车用油超过定额部分的80%换算成现金从司机当年的年终考核中扣回 (特殊情况除外) , 用油低于定额部分的80%换算成现金在司机当年的年终考核中予以兑现。
2) 在车辆的使用上由原来的定岗定车改为现在的统一派车。这样能减少跑私车现象的发生。
结束语
特低渗透油藏压裂井产能分析 篇4
关键词：低速非线性渗流,垂直压裂井,产能,有限导流能力,保角变换
低渗透岩心驱替实验和开发实践表明:低渗透储层中, 油气渗流不符合达西定律, 即存在启动压力梯度和低速非线性渗流。为表征低渗透储层的渗流特征, 许多学者提出了各种数学模型, 其中主要有拟启动压力梯度模型, 分段模型, 连续模型。上述数学模型都是基于实验数据的函数拟合, 很难清楚地解释低渗透油藏的渗流特征。笔者基于毛细管模型, 结合边界层理论, 推导了考虑启动压力梯度和非线性渗流的低渗透渗流新模型, 该模型形式简单, 拟合精度高, 从根本上解释了启动压力梯度和非线性渗流产生的原因。低渗透油藏由于渗透率比较低, 往往通过水力压裂提高单井产能。低渗透油藏压裂井产能公式的建立大部分是基于等效的椭圆渗流流理论, 且很少考虑裂缝的导流能力。本文应用低速非线性渗流新模型, 运用保角变换推导了低渗透油藏垂直压裂井的产能公式, 为低渗透油藏压裂井的产能评价提供了理论依据。
1 低速非线性渗流新模型
根据毛细管模型和边界层理论建立的低速非线性渗流新模型如下:
2 基于新模型的垂直压裂井产能公式的建立
垂直压裂井生产时, 在地层中产生平面二维椭圆渗流, 形成以裂缝端点为焦点的等压椭圆和双曲线流线族。设基质渗透率为km, 裂缝渗透率为kf, 地层厚度为h, 流体粘度为µ, 裂缝半长为L, 裂缝宽度为w, 泄油半径为er, 泄油边界压力为ep, 井底压力为pw。
取保角变换z=Lcosh (ω) , 该变换将z平面的椭圆区域映射为ω平面宽为π的矩形区域, 将z
平面 (-L, 0) 到 (L, 0) 的裂缝映射为ω平面 (0, 0) 到 (0, ð) 的线段。取裂缝半长为研究对象, 即ω平面的阴影部分, 推导考虑裂缝无限导流能力和有限导流能力的产能公式。
(1) 无限导流能力裂缝产能公式
在ω平面内, 基质渗流速度为:
则产量为:
令 整理上式得:
求解上述一元二次方程得:
对上式积分得裂缝井的产能公式为:
(2) 有限导流能力裂缝产能公式
在ω平面内, η处基质渗流速度为:
对上式积分得η处得产量为:
则裂缝η处得渗流速度为:
得:
对上式求导得:
2 算例分析
取如下数据:基质渗透率为0.5×10-3um2, 裂缝渗透率为2um2, 地层厚度为5m, 流体粘度为5m Pa·s, 裂缝半长为50m, 裂缝宽度为2cm, 泄油半径为200m。图1是不同模型的无限导流能力裂缝产能对比图, 其中达西模型 (1c=0, 2c=0) , 拟启动压力梯度模型 (1c=0.1251MPa/m, 2c=0MPa/m) , 非线性新模型 (c1=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m) 。
从图1可知, 三个模型所预测的产量只有在驱替压差非常小时有区别 (如图1 (a) 所示) , 达西模型预测的产量最高, 非线性渗流新模型次之, 拟启动压力梯度模型最小。随着驱替压差的增大, 三个模型的产量几乎一样 (如图1 (b) 所示) 。这是因为压裂后渗流形式发生改变, 提高了地层中的压力梯度, 使渗流处于低渗透渗流的线性段。
为便于工程应用, 将有限导流能力裂缝的产量用等效井径直井产量公式表示, 即 从上述推导过程分析可知, rwe由无因次裂缝导流能力FCD=kf w/ (km L) , ln (2 er/L) /L, 1c, 2c决定。
图2是非线性新模型无因次裂缝导流能力FCD与无因次等效井径rwe D=rew/L的关系图, 其中1c=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m, ln (2r e/L) /L=2.7726×10-4。从图2可知, 随着FCD增大, rwe D迅速增加, 很快接近无限导流能力。由于低渗透储层渗透率低, 向裂缝的供液能力有限, 裂缝中的压降几乎可以忽略。所以, 一般情况下, 低渗透储层中的压裂裂缝几乎可以认为是无限导流。图3是ln (2 er/L) /L与rwe D关系图, 其中FCD=0.0008, 1c=0.1403MPa/m, 2c=0.0968MPa/m。从图3可知, 随着ln (2 er/L) /L增加, rwe D减小。
3 结论
(1) 基于非线性渗流新模型建立了低渗透无限导流能力和有限导流能力垂直裂缝井产能公式。结果表明, 基于达西模型, 拟启动压力梯度模型和非线性渗流新模型的裂缝井产能只有在驱替压差非常小时有区别, 随着压差的增大, 三个模型的产量几乎一样。所以, 在驱替压差较小时, 需考虑采用低渗透的非线性模型和引入启动压力梯度。
(2) 裂缝井的无因次等效井径rwe D由FCD, ln (2 er/L) /L, 1c, 2c决定。rwe D随FCD增大而增大, 随ln (2 er/L) /L增大而减小。一般情况下, 低渗透储层中的压裂裂缝可以认为无限导流。
参考文献
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