裂缝非达西渗流对气井水力压裂设计的影响

水力压裂技术是低渗透致密气藏增产的主要手段。在水力压裂裂缝中,气体在裂缝内高速流动产生的非达西渗流使裂缝的有效导流能力和裂缝长度大大减小,从而影响了水力压裂井的产能。在考虑气体非达西渗流的基础上,建立了非达西渗流条件下裂缝有效渗透率和裂缝参数的计算方法,研究了非达西渗流对水力压裂设计参数(裂缝长度、宽度)和产能的影响。结果表明,考虑非达西渗流时的水力压裂必须设计比达西渗流条件下更短和更宽的裂缝;由于裂缝非达西渗流的存在,气井的产能也有较大幅度的降低。考虑非达西渗流进行水力压裂设计和计算时,不能直接用流体在多孔介质或裂缝中的真实渗透率来计算水力压裂气井的产量,而必须用非达西有效渗透率。     

低渗透气藏压裂井不稳定产能分析

低渗透气藏中大多数气井自然产能较低,需要实施压裂改造措施后才可获得经济开发.同时,这类储层中往往具有较高的束缚水饱和度,气体渗流时一般不遵循达两定律,而是存在启动压力梯度影响的低速非达西渗流.为此,建立并求解了低渗透气藏考虑启动压力梯度影响的有限导流垂直裂缝井不稳定渗流的数学模型,绘制并分析了不稳定产能典型曲线.分析结果表明:随着生产时间增长,启动压力梯度对气井产量影响显著,启动压力梯度越大,气井的产量下降就越快.裂缝导流能力和表皮效应均对压裂气井初期产能影响显著.导流能力越大,压裂气井的产量就越高.随着裂缝导流能力的增加,气井的增产幅度不断降低.表皮效应越严重,裂缝气井的产量就越低.这对深入认识低渗透气藏有限导流垂直裂缝井的生产动态具有重要意义.     

致密砂岩气藏垂直压裂井拟稳态流动产能分析

基于致密砂岩气藏中气体非达西渗流特征,考虑应力敏感效应的影响,推导了致密砂岩气藏在拟稳态流动阶段的垂直裂缝气井产能方程,并得到了气井无阻流量计算式。实例计算结果表明:受到应力敏感效应影响,气井产能向压力轴弯曲,在相同的生产压差下,气井产量比不考虑应力敏感效应的产量低;应力敏感系数越大,产能曲线弯曲越早、弯曲度越大,气井产量越低,产量下降率越大;应力敏感系数越大、基质有效渗透率越低、裂缝半长越小、裂缝导流能力越小,垂直裂缝气井的产量越小。为保证垂直压裂气井的开发效果,压裂作业应尽量布置在基质渗透率较高的区域。     

气井压裂裂缝参数优化设计

低渗透气藏渗透率低，渗流阻力大，往往须通过压裂改造才能获得工业气流，而合理的裂缝参数是水力压裂取得良好效果的关键。从气体在低渗透气藏中的渗流机理研究入手，考虑了气体非达西渗流对产量的影响，建立了气井压裂产量预测模型，在裂缝导流能力的计算中考虑了裂缝的失效性。对现场实例进行了模拟计算，以压裂改造后的采出程度为目标进行了裂缝参数优化设计，并分析了渗透率各向异性对产气量的影响。研究结果表明，渗透率各向异性越强，产气量增加幅度越小；优化的裂缝导流能力为30～40μm^2·cm，缝长比为0．25—0．3。     

考虑裂缝非达西渗流时气井压裂优化设计方法研究

气井压裂产生的垂直裂缝中存在非达西渗流,渗流阻力显著增大,产能明显降低。在建立考虑了非达西渗流的裂缝有效渗透率计算模型基础上,建立了气井产能计算新模型,改进了基于支撑剂数的压裂气井优化设计方法。计算表明,裂缝中存在非达西渗流时,裂缝有效渗透率大幅度减小,设计所得最优缝长明显缩短,缝宽明显增加,压裂气井产能显著降低。气井压裂设计时,以考虑非达西渗流的气井产能为基础,可以更准确的得到最优压裂设计参数,从而更好地指导现场压裂施工。     

低渗透气藏压裂井产能公式推导与分析

低渗透气藏一般具有极低的孔隙度和基质渗透率,受滑脱效应和启动压力梯度的影响更为突出。为了更精确地预测低渗透气藏的产能,指导低渗透气藏的合理有效开发,有必要弄清滑脱效应和启动压力梯度对低渗透气井产能的影响大小。针对低渗透气藏特征,基于非达西渗流理论,根据保角交换原理,推导了考虑启动压力梯度、滑脱效应和人工压裂影响的低渗透气井产能方程。分析了不同启动压力梯度和滑脱效应下各流入动态曲线,以及不同的基质渗透率下滑脱效应对气井产能的影响大小。结果表明：随着启动压力梯度的增加,压裂气井产量下降,但下降不明显;随着滑脱系数的增加,压裂气井产量增大;井底流压越低,气井产量随滑脱系数的增加变化越明显;气藏的基质渗透率越低,滑脱效应的变化对气井产能的影响越大。因此,对于特低渗气藏,在低压情况下,滑脱效应的影响不可忽略。     

低渗透气藏中气体低速非达西渗流特征实验研究

近年来，随着低渗透油气藏的不断开发，对低渗透油气藏中流体渗流规律的研究越来越引起人们关注。本文针对低渗气藏中气体低速非达西渗流进行了大量的实验研究。通过对实验现象的探讨认识到：低渗储层岩石中单相气体低速渗流具有非达西渗流特征，表现为渗流曲线直线段的延伸与流速轴相交，即存在一个“拟初始流速”；低渗储层岩石在一定含水饱和度下，气体低速非达西渗流特征更为明显。残余水饱和度存在所产生的毛管阻力，使气体渗流曲线低速段的形态与单相气体渗流时相反，呈现上凹形态。在相应的克氏回归曲线上，存在着明确的临界点。临界点以下，气体渗流受毛管阻力影响，表现为气体(视)有效渗透率随压力增大而增大；临界点以上，气体渗流受滑脱效应影响，表现为气体(视)有效渗透率随压力增大而减小。气体低速渗流曲线特征与储层岩石渗透率和残余水饱和度密切相关，随渗透率增大和残余水饱和度的降低，气体低速非达西型渗流逐渐向达西型渗流过渡。     

压裂水平井生产动态数值模拟研究

针对压裂水平井的渗流特征,建立了低渗透气藏压裂水平井定产开发数学模型,模型考虑了应力敏感效应和含水饱和度的影响。通过数值模拟,研究了渗透率、含水饱和度、裂缝条数、裂缝半长、水平段长度等因素对压裂水平井产能的影响规律,得到了不同参数下的产气量及采出程度动态变化曲线,并分析了不同参数对动态变化曲线的影响程度。研究表明:渗透率越小,含水饱和度对采出程度影响越大;渗透率小于0.1×10-3μm2时,稳产时间和采出程度显著下降,所以渗透率小于0.1×10-3μm2的储层是压裂水平井参数优化的重点;对于裂缝条数已知,渗透率越低,合理水平井长度越短,对于水平井长度已知,渗透率越低,合理裂缝条数越多、合理裂缝半长越大;对于具体气藏来说,在储层基本参数给定的情况下,裂缝条数、裂缝长度、水平段长度都不是越大越好,应该存在一个最优的匹配关系。     

岩心渗透率的计算方法与适用范围

由于低渗透和高渗透储层都存在不同程度的非线性渗流特征,而且渗透率越趋向于两个极端,非线性就越严重,由此造成渗透率计算结果偏差较大。为此,对于易发生非达西渗流的储层,通过引入克氏方程,可校正计算低渗透岩心的非达西渗透率;通过推导气体的非达西二项式渗流方程,可得到计算高速非达西渗透率的新方法。结合400块岩心的渗透率测试实验结果,明确了不同渗透率计算方法的适用范围:储层渗透率小于1 mD时,滑脱效应对气体渗流产生的影响较大,应进行克氏渗透率校正计算;渗透率大于10 mD时,气体高速非达西渗流特征明显,应采用高速非达西渗透率的计算方法;渗透率介于1~10 mD之间时,需要同时考虑两种渗流规律的影响而采用复合计算。对比分析计算结果后认为,常规计算获得的表观渗透率与考虑储层实际状况得到的渗透率相差较大,相对误差一般都在20%以上或更高。因此,岩心渗透率计算方法的选取应根据实验测试的表观渗透率而定,其计算结果才能更加真实地反映储层的渗流能力和开发动态。     

致密油藏长缝压裂直井基质-裂缝耦合流动模型

致密油藏长缝压裂压力动态和产量变化规律目前尚未明确,开发方案设计缺少理论模型指导。针对长缝压裂基质-裂缝复合流动问题,建立了考虑储层启动压力梯度、裂缝内高速非达西渗流影响的长缝压裂直井基质-裂缝复合流动模型,并运用Laplace变换、点源函数、Stehest数值反演等方法进行求解,明确了致密油藏长缝压裂井压力响应特征和影响因素。研究结果表明,无因次压力及压力导数随启动压力梯度的增加而增大,但启动压力梯度对无因次压力及压力导数的前期影响较小,后期影响较大;非达西渗流系数对无因次压力及压力导数曲线的前期影响较大,随着非达西渗流系数的增大,无因次压力及压力导数增大;裂缝中非达西渗流系数越大,压裂井的产量越低,且压裂井的最佳裂缝半长越小。研究成果为致密油藏长缝压裂方案设计、试井分析等工作提供理论指导。     

The Effects of Immobile Water on Hydraulic Fracturing Design Taking Into Account Non-Darcy Flow

The author studied effects of immobile water saturation on hydraulic fracture design. So the effect of immobile water saturation on the non-Darcy flow coefficient characterizing the flow of gas in the reservoir and in the hydraulic fracture was considered. There is single-phase gas flow in both subsystems, but the immobile water saturation affects the actual value of the non-Darcy coefficient. An additional simplification often used in the literature is that in the hydraulic fracture there is no immobile water saturation. The goal of this work was to develop a consistent fracture design procedure taking into account non-Darcy effects on the flow of gas both in the reservoir and in the fracture, but affected by the immobile water saturation only in the reservoir.     

裂缝性有水气藏水平气井产能分析

裂缝性有水气藏在川渝地区分布广泛，该类气藏开发存在复杂性。裂缝的存在有助于增加气体流动能力，当气体高速流动时表现为非达西流动。另一方面，裂缝也为钻井、完井液以及边底水侵入气藏提供了便利的通道。侵入水或者钻井、完井液能引起气藏水锁，导致气井产能降低，甚至气井水淹遭到破坏。文章提供了一个简单的预测有水裂缝性气藏水平气井产量公式，模型能考虑非达西流动以及水锁效应对水平气井产量的影响。应用该公式预测了宝元气藏BP1水平气井的产能，分析了水锁效应、非达西流动效应以及含水饱和度变化对该气井的影响。结果表明：以上三个因素引起大量气体圈闭在该气藏中，导致水平气井产量低和气体采出程度低。建议裂缝性有水气藏进行水平气井设计和产能预测时，应综合考虑非达西流动、水锁效应以及含水饱和度变化对水平气井产能的影响。     

低渗透变形介质气藏压裂井产能分析

低渗透变形介质气藏压裂井生产过程中,气体渗流一般不遵循达西定律,而是存在启动压力梯度和介质变形影响的低速非达西渗流.变形介质的渗透率随有效应力的增大而降低,一般与压力变化呈指数关系.为此,基于压裂井三线性渗流模型,建立并求解了低渗透变形介质气藏考虑启动压力梯度和介质变形影响的有限导流垂直裂缝井不稳定渗流的数学模型,来研...     

Investigation of non-Darcy flow in tight-gas reservoirs with fractured wells

Inertial non-Darcy flow effects can significantly lower the productivity of fractured gas wells. The effects were investigated numerically, taking into account inertial flow in the fracture and the reservoir. Simulations are performed by means of a fully-implicit in-house simulator. The non-Darcy flow implementation is based on an implicit treatment with relaxation of the non-Darcy control parameter. Contrary to the conventional method, the present approach facilitates the consideration of highly inertial flow and accounts also for permeability (stress) dependency of non-Darcy flow coefficients. The simulation tool is applied to a synthetic production scenario in typical tight-gas wells for constant and stress-dependent parameters. Results suggest that non-Darcy flow effects will influence the productivity despite the relatively low gas rates. Regarding a realistic scenario, the total gas production is reduced by 21% to 40%. New type-curves are presented for fracture and reservoir non-Darcy flow to identify the impact of reservoir non-Darcy flow and to facilitate the prediction of the performance of a fractured well. Technical contributions in this paper include (i) the illustration of stable and robust non-Darcy flow implementation in a fully-implicit reservoir simulation tool, (ii) unfolding the impact of inertial flow effects on a tight-gas well, and (iii) developing new type-curves accounting for non-Darcy flow in the reservoir and the fracture.     

Constant-pressure well test analysis of finite-conductivity hydraulically fractured gas wells influenced by non-Darcy flow effects

Non-Darcy flow effects have long been recognized to have serious adverse impact on the performance of high flow rate gas wells. These effects may mask the presence of fractures around the wellbores of naturally fractured reservoirs and may render the effective fracture conductivity and fracture half-length of hydraulically fractured wells much less than the designed parameters.Even though the effects of non-Darcy flow have been identified in the field and properly acknowledged in the well testing literature, little has been done to improve the well test analysis results. This paper presents a new technique that accurately determines the fracture conductivity of hydraulically fractured gas wells producing at constant-bottomhole pressure and provides direct means to calculate the magnitude of turbulence in the fracture around the wellbore from a single well test.A semi-analytical equation that incorporates the effects of non-Darcy flow in the fracture is presented for the first time. A detailed investigation of the various parameters that influence the flow behavior of real gas in the fracture nearby the wellbore is also illustrated. Furthermore, a systematic method for calculating the fracture conductivity and non-Darcy flow coefficient from a single well test is outlined. The final working equations are presented in such a way that permits a straightforward, simple, yet accurate analysis of the variable flow rate with time. No type-curve matching, multirate tests or correlations are required. The methodology of the proposed technique is illustrated using several synthetic examples.     

底水气藏打开不完善井二项式产能公式

底水打开不完善气井的渗流是由井附近区域遵循二项式径向流规律的非达西流动及此区域外遵循由底水驱动向不完善井三维达西流动两部分组成。由于底水气藏的产气主要由底水驱动而得，侧边边界影响可忽略，故假定气藏由上边界封闭和下边界定压的无限大区域所导出的产能公式便具有普遍意义。文章首先导出底水气藏打开不完善井在达西区域的压降公式，再结合非达西区域的二项式产能公式最终得到底水气藏向打开不完善井流动的二项式产能公式。目前仍使用改进的上下封闭边界的裘比公式，未能充分地反映底水驱动特点，而该公式能准确地描述底水驱动的打开不完善井非达西流动规律下的产能。     

带隔板底水气藏见水时间预测方法

气井水淹对气井产能和气藏采收率均具有较大影响,准确预测气井见水时间及延缓底水过早锥进对于底水气藏的合理开发至关重要。针对厚层气藏的高产气井,基于两相渗流理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立了物理模型,推导了考虑非达西效应带隔板底水气藏见水时间公式,分析了人工隔板位置和长度对气井见水时间的影响,并利用作图法对人工隔板的位置和长度进行了优化。实例应用表明,人工隔板对于抑制底水起到了很好的作用,较大程度地延长了气井的无水采气期。该项研究对于带隔板底水气藏的见水时间预测以及无隔板底水气藏中人工隔板位置和长度的确定,均具有一定的指导作用。     

一种考虑紊流影响的产水气井开采动态预测模型

根据渗流力学的基本原理 ,建立了气、水两相稳定渗流的数学模型 ,并将气、水两相流动的二项式产能方程结合在一起 ,推导出了考虑紊流影响的产水气井生产水气比 (WGR)预测模型。实例分析表明 ,非达西流动对产水气井开采动态的影响不能忽略 ;对于较均质的砂岩水驱气藏 ,只有在水淹层厚度占气层有效厚度的比例相当高时 (本次研究中为 80 %左右 ) ,产水气井的WGR值才会很高 ,因此大部分天然气可以在产水量大幅度增加之前采出。这一研究成果为改善产水气藏的动态分析提供了理论基础     

低渗透气藏压裂井三项式方程推导及应用

低渗透气藏压裂前自然产能很低或基本无产能，压裂是低渗透气藏增产和保持经济开采的重要措施。传统的二项式产能方程只能描述高速非达西渗流，对于这种低渗压裂井，地层的低渗透性和裂缝的高导流能力使得其渗流规律已经和压裂前大不一样，二项式产能方程已无法描述气井的生产状况，必须建立新的产能方程。文章从渗流力学基本理论出发，建立了低渗透气藏压裂井三项式产能方程。该模型全面考虑低渗透气藏压裂井的低速非达西渗流和高速非达西渗流的影响，得出了低渗透气藏压裂井渗流阻力由三部分组成，即启动压力阻力、粘滞阻力、惯性阻力，三者同时存在使得渗流阻力加大，并提出了低渗压裂井产能预测方法，能够更精确地确定渗流阻力系数和合理产量等重要参数，为科学合理开发低渗透气藏提供了理论依据。     

考虑高速非达西效应的油水相对渗透率计算模型

油水相对渗透率是描述储层多孔介质油水渗流的重要参数,高产的高孔高渗油藏在近井地带可能会发生单相或两相的非达西渗流,以致于在常规条件下得出的相渗曲线并不能准确地表达该类油藏的渗流特征,导致产能评价及预测不合理。通过考虑高孔高渗储层多孔介质的油水渗流特征,建立了考虑高速非达西效应的高孔高渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行了非稳态油水相对渗透率实验,计算了不同油相或水相非达西系数对油水相对渗透率曲线的影响,最后数模分析了高速非达西效应对高孔高渗油藏的影响。研究表明,水相对油水相对渗透率曲线的影响较为显著,非达西效应的影响在油水相渗曲线的两端更为明显。两相高速非达西效应虽然降低了油藏的总体产液量,但是抑制了产水,增加了产油量,与单相高速非达西效应相比,两相高速非达西效应对油田生产并不一定具有负面作用。