CN110219630A - 一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法 - Google Patents
一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110219630A CN110219630A CN201910482321.2A CN201910482321A CN110219630A CN 110219630 A CN110219630 A CN 110219630A CN 201910482321 A CN201910482321 A CN 201910482321A CN 110219630 A CN110219630 A CN 110219630A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracture
- reservoir
- fracturing fluid
- gas
- zero dimension
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 44
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 15
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 78
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 claims description 3
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 2
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 claims 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 claims 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000010415 tropism Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明公开了一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法，包括：（1）基于现场裂缝资料，计算获取目标储层区块的裂缝分布分形维数D c、裂缝长度分形维数D l、裂缝密度系数α、Fisher常数K；（2）利用已得到的裂缝参数生成储层分形离散裂缝网络模型；（3）计算分形离散裂缝网络模型的等效渗透率张量；（4）将等效渗透率张量代入气液两相渗流的连续性方程中，建立压裂液返排模型；（5）求解压裂液返排模型，得到液相饱和度，从而计算压裂液的返排量。本发明考虑了天然裂缝的影响，计算结果更具真实性和准确性，原理可靠，操作简便，可为裂缝性砂岩气藏压裂水平井压后效果评价及产能预测提供理论依据，克服了现有技术的不足。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法。
背景技术
由于我国大部分常规油气田的开发已步入尾声，作为油气开发的下一个战略接替区，非常规油气藏逐渐成为石油工业发展的新生力量。其中，致密砂岩气藏是非常规油气开发的重要领域，这也是国家提出节能环保可持续发展战略举措的必然趋势。由于致密砂岩气藏的渗透率极低，只有通过水力压裂改造后才可能获得经济效益。通过水平井分段多簇压裂，人工裂缝不仅成为了油气汇集的高效渗流通道，并且沟通激活天然裂缝，油气在发育的裂缝网络下能够更顺利地从地层汇入井筒，再由井筒从地面产出。由此可知，压裂技术是改造低渗透砂岩气藏的主要手段，而储层内天然裂缝的发育程度，以及压裂后储层能否形成复杂缝网，则是储层改造的先天条件。水力施工完成后，压裂液会在关井一段时间后进行返排，压裂液的返排量与气井产能有着密切的联系，对于裂缝性砂岩气藏更是如此。目前，国内外压裂液的返排研究主要针对压裂液在储层中的渗流机理，而往往忽略天然裂缝或将其简化处理(Peng Cao,Jishan Liu,Yee-Kwong Leong.A multiscale-multiphasesimulation model for the evaluation of shale gas recovery coupled the effectof water flowback[J].Fuel,2017,199:191-205)，这会增加压裂液返排量的计算误差，从而影响对气井后期产能的预测。因此，裂缝性砂岩气藏压裂液返排量的计算方法存在一定程度的不足，不利于大量应用于现场实践。
综上所述，目前需要的裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法应具有以下两个特点：
(1)压裂液返排量的计算模型应考虑储层内天然裂缝的影响；(2)思路简洁直观，可操作性强，且能获得较准确的计算结果。
发明内容
本发明的目的在于提供一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法，该方法原理可靠，操作简便，由于考虑了天然裂缝的影响，计算结果更加真实和准确，可为裂缝性砂岩气藏压裂水平井压后效果评价及产能预测提供理论依据，克服了现有技术的不足。
为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。
首先，基于现场资料进行裂缝识别，利用盒维数法计算目标储层区块的裂缝分布分形维数Dc、裂缝长度分形维数Dl、裂缝密度系数α、Fisher常数K；其次，利用已得到的裂缝参数生成储层分形离散裂缝网络模型；然后，计算分形离散裂缝网络模型的等效渗透率张量，从而将已建立的分形离散裂缝网络模型转化为连续介质模型；接着，将等效渗透率张量代入气液两相渗流的连续性方程中，建立压裂液返排模型；最后，求解压裂液返排模型，得到液相的饱和度，从而计算压裂液的返排量。
一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法，依次包括以下步骤：
(1)基于现场裂缝资料，进行裂缝识别，利用盒维数法计算目标储层区块的裂缝分布分形维数Dc、裂缝长度分形维数Dl、裂缝密度系数α、Fisher常数K(李炜.基于分形理论的储层特征及压裂造缝机理研究[D].大庆石油学院,2010)。
(2)结合步骤(1)得到的裂缝参数，通过计算裂缝位置、裂缝长度、裂缝走向及裂缝开度，生成针对目标区块储层的分形离散裂缝网络模型(Kim,T.H.FractureCharacterization and Estimation of Fracture Porosity of Naturally FracturedReservoirs With No Matrix Porosity Using Stochastic Fractal Models[D].TexasA&M University,College Station,Texas,2007)。
裂缝位置、裂缝长度、裂缝走向及裂缝开度的计算过程如下：
1)通过以下公式计算裂缝位置：
式中：Pi——第i条裂缝的生成概率，无因次；
q——常数，通常取1或2，当q＝1时，表示泊松分布，本模型中取2，无因次；
sr——比例划分系数，本模型中sr＝2，无因次；
n——裂缝总数，条；
Dc——裂缝分布分形维数，无因次。
2)通过以下公式计算裂缝长度：
式中：lmin——储层中天然裂缝的最短长度，m；
N(L)——已生成的天然裂缝数量，条；
α——裂缝密度系数，表征裂缝发育密度且与选取储层区域大小无关，常数；
L——目标储层长度，m；
Dc——裂缝分布分形维数，无因次；
Dl——裂缝长度分形维数，无因次。
3)通过以下公式计算裂缝走向：
式中：——裂缝走向偏差值，°；
——高斯随机数，范围在0到1之间；
K——Fisher常数，无因次。
4)通过以下公式计算裂缝开度：
式中：H——Hurst系数，常数；
σ0——生成裂缝开度所需的正态分布的初始标准差，无因次；
σj——生成裂缝开度所需的正态分布的第j级标准差，无因次。
(3)计算分形离散裂缝网络模型的等效渗透率张量，将已建立的分形离散裂缝网络模型转化为连续介质模型(Lamb A.,Gorman G.,Gosselin O.,et al.Finite ElementVoupled Deformation and Fluid Flow in Fractured Porous Media[C].SPE Europec/eage Conference and Exhibition,2010)。等效渗透率张量是指储层岩石的渗透率具有方向性，写成张量形式后具有4个分量，在储层中建立直角坐标系，横向为x轴，纵向为y轴，将储层划分为正方形网格单元，通过叠加原理，可以求得整个储层的等效渗透率张量。
等效渗透率张量的计算式如下：
K'f＝RTKfR (6)
式中：Kfe——裂缝单元的等效渗透率张量；
Kxx,Kxy,Kyx,Kyy——渗透率张量的各分量值，mD；
Af——单元内的裂缝面积，m2；
Ae——单元面积，m2；
K'f——直角坐标下的裂缝渗透率张量，mD；
kxx——裂缝渗透率张量在x方向的主值，延裂缝走向方向的渗透率，mD；
kyy——裂缝渗透率张量在y方向的主值，裂缝壁面处的渗透率，即基质渗透率，mD；
β——裂缝与主坐标系中x轴的夹角，°；
Kf——局部坐标系下的渗透率张量，mD；
K'f——主坐标系下的渗透率张量，mD；
R——转化矩阵。
(4)将计算得到的储层等效渗透率张量代入气液两相渗流的连续性方程，结合初始条件和边界条件，建立压裂液返排模型。
气液两相渗流的连续性方程(胡景宏,何顺利,李勇明,等.考虑压后返排的气井产能数值模拟研究[J].石油矿场机械,2008(5):36-39)：
将等效渗透率张量各分量代入到式(9)和式(10)中可得：
βw＝ρwφSw(Cf+Cw) (13)
βg＝ρgφSg(Cf+Cg) (14)
初始条件包括压力及饱和度初始时刻的分布，即：
边界条件包括封闭外边界和定压内边界，具体如下：
①封闭外边界条件：
②定压内边界条件：
P(xwell,ywell,t)＝Pwf (17)
式中：K——储层的渗透率，mD；
Krw,Krg——液相和气相的相对渗透率，无因次；
Kxx,Kxy,Kyx,Kyy——渗透率张量的各分量值，mD；
x,y,xw,yw,xg,yg,xwell,ywell——分别表示直角坐标体系下的横、纵坐标值；液相单元的横、纵坐标值；气相单元的横、纵坐标值；水平井所在网格单元的横、纵坐标值，m；
ρw,ρg——液相和气相的密度，kg/m3；
Pw,Pg——液相和气相地层压力，MPa；
μw,μg——液相和气相黏度，mPa·s；
qw,qg——液相和气相产量，m3/d；
Sw,Sg——液相和气相饱和度，无因次；
Cw,Cg,Cf——分别为液相，气相和孔隙的压缩系数，MPa-1；
φ——地层孔隙度，无因次；
P0——原始地层压力，MPa；
Pwf——井底流压，MPa；
Sw0——液相初始饱和度，无因次；
Sg0——气相初始饱和度，无因次；
Lx,Ly——分别表示储层在x方向和y方向的长度，即储层长度和储层宽度，m；
t——时刻，s。
(5)求解步骤(4)中建立的压裂液返排数学模型，求得t时刻储层中每个网格单元的液相饱和度Swi,j,t，从而计算压裂液的返排量：
Vi,j＝xi,j·yi,j·h (19)
式中：i,j——分别表示x方向上的第i个网格和y方向上的第j个网格，无因次；
ni,nj——分别表示x方向上和y方向上的网格数，无因次；
qw,t——t时刻压裂液的返排量，m3；
Vi,j——i,j位置处网格的体积，m3；
φ——地层孔隙度，无因次；
Swi,j,0——i,j位置处网格中液相在初始时刻的饱和度，无因次；
Swi,j,t——i,j位置处网格中液相在t时刻的饱和度，无因次；
xi,j,yi,j——i,j位置处网格的长度和宽度，m；
h——储层厚度，m。
利用IMPES方法，可以解出气液两相渗流方程中的t时刻的饱和度。该方法的核心思想是通过联立多相流方程，并利用多相饱和度方程消去饱和度，只剩下每个网格块的压力方程，从而进行压力求解，然后再求解饱和度，最后通过液相饱和度可以计算出压裂液的返排量(陈月明.油气藏数值模拟基础[M].东营:石油大学出版社,1989)。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)本文从裂缝网络模型的建立，到最后压裂液返排量的计算，思路简洁清晰，可操作性强，最后能得到一种行之有效的裂缝性砂岩气藏压裂液返排量的计算方法；
(2)本文考虑了裂缝性砂岩气藏中天然裂缝发育的特点，修正了之前对于返排量计算时未考虑天然裂缝而造成的计算误差，计算结果更为真实准确。
附图说明
图1为通过获取实际裂缝参数后生成的分形离散裂缝网络模型图。
图2为裂缝性砂岩气藏水平井分段压裂物理模型图。
图3为井场上压裂液的实际返排量与本发明中模型计算结果的对比图。
具体实施方式
下面根据附图和实例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，均在保护之列。
以加拿大的一口砂岩气藏水平井X为例，该井所在砂岩储层厚度为120m，气层平均孔隙度为0.05，基质渗透率为4.5×10-4mD，属于低孔低渗储层。该井在采用增产措施前无经济产能，对其进行分段压裂改造，在储层中形成复杂裂缝网络体，改善储层渗流能力，以提高单井产量，该水平井压裂后共生成了15条水力主缝。气藏的其他基本参数如表1所示。
表1裂缝性砂岩气藏基本参数表
步骤1，基于现场裂缝资料，计算获取目标储层区块的裂缝分布分形维数Dc，裂缝长度分形维数Dl，裂缝密度系数α，Fisher常数K；
步骤2，结合计算得到的裂缝参数，生成针对目标区块储层的分形离散裂缝网络模型(见图1)；
步骤3，计算分形离散裂缝网络模型的等效渗透率张量，从而将已建立的分形离散裂缝网络模型转化为连续介质模型；
步骤4，将等效渗透率张量代入到气液两相渗流的连续性方程，建立压裂液返排模型；(见图2)
步骤5，求解压裂液返排模型，计算压裂液的返排量。
将本发明计算模型所得曲线与实测数据拟合曲线进行对比(见图3)，可以发现，两条曲线的吻合度十分接近，验证了本模型的计算准确性。在返排30天后，模拟结果比实测数据低，这可能是因为本模型未考虑裂缝的闭合导致。当压裂液逐渐从地层中返排出来，裂缝内压力下降，实际情况下裂缝开度会逐渐变小，裂缝会逐渐闭合，压裂液受到挤压也会更多地被返排出地面。两条曲线的趋势基本一致，说明本发明提出的裂缝性砂岩气藏压裂水平井压裂液返排量的计算方法较为合理，可为裂缝性砂岩储层压后返排预测，压后产能计算以及压裂施工参数的优化设计提供有利的指导和参考。
Claims (5)
1.一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法，依次包括以下步骤：
(1)基于现场裂缝资料，进行裂缝识别，利用盒维数法计算目标储层区块的裂缝分布分形维数Dc、裂缝长度分形维数Dl、裂缝密度系数α、Fisher常数K；
(2)结合步骤(1)得到的裂缝参数，通过计算裂缝位置、裂缝长度、裂缝走向及裂缝开度，生成针对目标区块储层的分形离散裂缝网络模型；
(3)计算分形离散裂缝网络模型的等效渗透率张量；
(4)将储层等效渗透率张量代入气液两相渗流的连续性方程，结合初始条件和边界条件，建立压裂液返排模型；
(5)求解步骤(4)中建立的压裂液返排数学模型，求得t时刻储层中每个网格单元的液相饱和度，从而计算压裂液的返排量。
2.如权利要求1所述的一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法，其特征在于，所述步骤(2)中裂缝位置、裂缝长度、裂缝走向及裂缝开度的计算过程如下：
1)通过以下公式计算裂缝位置：
式中：Pi——第i条裂缝的生成概率，无因次；
q——常数，通常取1或2，当q＝1时，表示泊松分布，本模型中取2，无因次；
sr——比例划分系数，本模型中sr＝2，无因次；
n——裂缝总数，条；
Dc——裂缝分布分形维数，无因次；
2)通过以下公式计算裂缝长度：
式中：lmin——储层中天然裂缝的最短长度，m；
N(L)——已生成的天然裂缝数量，条；
α——裂缝密度系数，表征裂缝发育密度且与选取储层区域大小无关，常数；
L——目标储层长度，m；
Dc——裂缝分布分形维数，无因次；
Dl——裂缝长度分形维数，无因次；
3)通过以下公式计算裂缝走向：
式中：——裂缝走向偏差值，°；
——高斯随机数，范围在0到1之间；
K——Fisher常数，无因次；
4)通过以下公式计算裂缝开度：
式中：H——Hurst系数，常数；
σ0——生成裂缝开度所需的正态分布的初始标准差，无因次；
σj——生成裂缝开度所需的正态分布的第j级标准差，无因次。
3.如权利要求1所述的一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法，其特征在于，所述步骤(3)计算分形离散裂缝网络模型的等效渗透率张量，过程如下：等效渗透率张量是指储层岩石的渗透率具有方向性，具有4个分量，在储层中建立直角坐标系，横向为x轴，纵向为y轴，将储层划分为正方形网格单元，通过叠加原理，可以求得整个储层的等效渗透率张量：
K'f＝RTKfR
式中：Kfe——裂缝单元的等效渗透率张量；
Kxx,Kxy,Kyx,Kyy——渗透率张量的各分量值，mD；
Af——单元内的裂缝面积，m2；
Ae——单元面积，m2；
K'f——直角坐标下的裂缝渗透率张量，mD；
kxx——裂缝渗透率张量在x方向的主值，延裂缝走向方向的渗透率，mD；
kyy——裂缝渗透率张量在y方向的主值，裂缝壁面处的渗透率，即基质渗透率，mD；
β——裂缝与主坐标系中x轴的夹角，°；
Kf——局部坐标系下的渗透率张量，mD；
K'f——主坐标系下的渗透率张量，mD；
R——转化矩阵。
4.如权利要求1所述的一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法，其特征在于，所述步骤(4)将储层等效渗透率张量代入气液两相渗流的连续性方程，结合初始条件和边界条件，建立压裂液返排模型，过程如下：
将等效渗透率张量各分量代入到气液两相渗流的连续性方程，可得：
βw＝ρwφSw(Cf+Cw)
βg＝ρgφSg(Cf+Cg)
初始条件包括压力及饱和度初始时刻的分布，即：
边界条件包括封闭外边界和定压内边界，具体如下：
①封闭外边界条件：
②定压内边界条件：
P(xwell,ywell,t)＝Pwf
式中：K——储层的渗透率，mD；
Krw,Krg——液相和气相的相对渗透率，无因次；
Kxx,Kxy,Kyx,Kyy——渗透率张量的各分量值，mD；
x,y,xw,yw,xg,yg,xwell,ywell——分别表示直角坐标体系下的横、纵坐标值；液相单元的横、纵坐标值；气相单元的横、纵坐标值；水平井所在网格单元的横、纵坐标值，m；
ρw,ρg——液相和气相的密度，kg/m3；
Pw,Pg——液相和气相地层压力，MPa；
μw,μg——液相和气相黏度，mPa·s；
qw,qg——液相和气相产量，m3/d；
Sw,Sg——液相和气相饱和度，无因次；
Cw,Cg,Cf——分别为液相，气相和孔隙的压缩系数，MPa-1；
φ——地层孔隙度，无因次；
P0——原始地层压力，MPa；
Pwf——井底流压，MPa；
Sw0——液相初始饱和度，无因次；
Sg0——气相初始饱和度，无因次；
Lx,Ly——分别表示储层在x方向和y方向的长度，即储层长度和储层宽度，m；
t——时刻，s。
5.如权利要求1所述的一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法，其特征在于，所述步骤(5)是指，通过求解步骤(4)中建立的压裂液返排数学模型，求得t时刻储层中每个网格单元的液相饱和度Swi,j,t，通过下式计算压裂液的返排量：
Vi,j＝xi,j·yi,j·h
式中：i,j——分别表示x方向上的第i个网格和y方向上的第j个网格，无因次；
ni,nj——分别表示x方向上和y方向上的网格数，无因次；
qw,t——t时刻压裂液的返排量，m3；
Vi,j——i,j位置处网格的体积，m3；
φ——地层孔隙度，无因次；
Swi,j,0——i,j位置处网格中液相在初始时刻的饱和度，无因次；
Swi,j,t——i,j位置处网格中液相在t时刻的饱和度，无因次；
xi,j,yi,j——i,j位置处网格的长度和宽度，m；
h——储层厚度，m。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910482321.2A CN110219630A (zh) | 2019-06-04 | 2019-06-04 | 一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法 |
| RU2019131934A RU2723769C1 (ru) | 2019-06-04 | 2019-10-10 | Способ расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910482321.2A CN110219630A (zh) | 2019-06-04 | 2019-06-04 | 一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110219630A true CN110219630A (zh) | 2019-09-10 |
Family
ID=67819569
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910482321.2A Pending CN110219630A (zh) | 2019-06-04 | 2019-06-04 | 一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110219630A (zh) |
| RU (1) | RU2723769C1 (zh) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110863810A (zh) * | 2019-11-21 | 2020-03-06 | 西南石油大学 | 一种耦合页岩气藏水力压裂返排生产过程一体化模拟方法 |
| CN111535792A (zh) * | 2020-06-19 | 2020-08-14 | 西南石油大学 | 一种页岩气井返排率预测方法 |
| CN111832227A (zh) * | 2020-07-17 | 2020-10-27 | 中国石油大学(北京) | 基于深度学习的页岩气饱和度确定方法、装置和设备 |
| CN111948099A (zh) * | 2020-08-13 | 2020-11-17 | 西南石油大学 | 一种基于水化作用评价压裂液返排时机的测试装置与方法 |
| CN112001134A (zh) * | 2020-09-04 | 2020-11-27 | 北京科技大学 | 一种非常规气藏流场结构识别方法及装置 |
| CN112883444A (zh) * | 2021-01-25 | 2021-06-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种考虑缝网复杂度的压裂缝扩展模型求解方法及系统 |
| CN113469832A (zh) * | 2021-08-09 | 2021-10-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密砂岩加砂压裂用液强度设计方法 |
| CN114091287A (zh) * | 2021-11-30 | 2022-02-25 | 西南石油大学 | 基于复杂网络理论评价裂缝连通性及优化裂缝参数的方法 |
| CN114239365A (zh) * | 2021-12-21 | 2022-03-25 | 西南石油大学 | 一种天然裂缝钻井液污染后壁面等效渗透率的计算方法 |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111914494B (zh) * | 2020-07-08 | 2024-03-26 | 长江大学 | 一种致密储层水平井压后压裂液返排率预测方法及系统 |
| CN112084454B (zh) * | 2020-09-10 | 2024-06-14 | 合肥迪斯贝能源科技有限公司 | 一种利用压裂施工数据获得裂缝长度方法 |
| CN114183113B (zh) * | 2021-05-19 | 2024-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种简化表征页岩气井压裂裂缝形态的方法 |
| CN113553791A (zh) * | 2021-08-19 | 2021-10-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于河道展布压裂参数设计方法及河道施工方法 |
| CN114970392A (zh) * | 2022-05-27 | 2022-08-30 | 长江大学 | 一种裂缝分形表征方法、系统及可读存储介质 |
| CN117310799B (zh) * | 2023-09-08 | 2024-05-28 | 中国矿业大学 | 基于洞-缝-孔-基质多重介质的矿井底板灰岩含水层识别方法 |
| CN117930384B (zh) * | 2024-03-21 | 2024-06-11 | 中国石油大学(华东) | 基于压裂返排液离子分析的油气藏裂缝参数反演方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014099667A1 (en) * | 2012-12-18 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing the conductivity of propped fractures with in-situ acidizing |
| CN108645740A (zh) * | 2018-05-30 | 2018-10-12 | 延长油田股份有限公司 | 一种岩心自吸压裂液后返排率的测量方法及装置 |
| CN109002565A (zh) * | 2017-06-05 | 2018-12-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂液临界返排速度计算方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9618652B2 (en) * | 2011-11-04 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
| FR2981475B1 (fr) * | 2011-10-12 | 2013-11-01 | IFP Energies Nouvelles | Methode pour construire un maillage d'un reservoir fracture avec un nombre limite de noeuds dans le milieu matrice |
| US10422208B2 (en) * | 2011-11-04 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
| CN103279991A (zh) * | 2013-04-16 | 2013-09-04 | 西南石油大学 | 一种利用离散裂缝端点变形数模提高油藏开发效果的方法 |
| FR3041026B1 (fr) * | 2015-09-15 | 2017-10-20 | Ifp Energies Now | Procede pour caracteriser le reseau de fractures d'un gisement fracture et procede pour l'exploiter |
| RU2666573C1 (ru) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины |
| RU2672292C1 (ru) * | 2018-01-10 | 2018-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта |
-
2019
- 2019-06-04 CN CN201910482321.2A patent/CN110219630A/zh active Pending
- 2019-10-10 RU RU2019131934A patent/RU2723769C1/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014099667A1 (en) * | 2012-12-18 | 2014-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing the conductivity of propped fractures with in-situ acidizing |
| CN109002565A (zh) * | 2017-06-05 | 2018-12-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂液临界返排速度计算方法 |
| CN108645740A (zh) * | 2018-05-30 | 2018-10-12 | 延长油田股份有限公司 | 一种岩心自吸压裂液后返排率的测量方法及装置 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 李术才等: "考虑浆-岩耦合效应的微裂隙注浆扩散机制分析", 《岩石力学与工程学报》 * |
| 游先勇等: "考虑天然裂缝成簇分布的压裂液滤失研究", 《油气藏评价与开发》 * |
| 胡景明等: "压裂液返排率的理论计算", 《钻采工艺》 * |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110863810A (zh) * | 2019-11-21 | 2020-03-06 | 西南石油大学 | 一种耦合页岩气藏水力压裂返排生产过程一体化模拟方法 |
| CN110863810B (zh) * | 2019-11-21 | 2020-08-18 | 西南石油大学 | 一种耦合页岩气藏水力压裂返排生产过程一体化模拟方法 |
| CN111535792A (zh) * | 2020-06-19 | 2020-08-14 | 西南石油大学 | 一种页岩气井返排率预测方法 |
| CN111535792B (zh) * | 2020-06-19 | 2020-09-22 | 西南石油大学 | 一种页岩气井返排率预测方法 |
| CN111832227A (zh) * | 2020-07-17 | 2020-10-27 | 中国石油大学(北京) | 基于深度学习的页岩气饱和度确定方法、装置和设备 |
| CN111832227B (zh) * | 2020-07-17 | 2022-09-09 | 中国石油大学(北京) | 基于深度学习的页岩气饱和度确定方法、装置和设备 |
| CN111948099B (zh) * | 2020-08-13 | 2022-02-08 | 西南石油大学 | 一种基于水化作用评价压裂液返排时机的测试装置与方法 |
| CN111948099A (zh) * | 2020-08-13 | 2020-11-17 | 西南石油大学 | 一种基于水化作用评价压裂液返排时机的测试装置与方法 |
| CN112001134A (zh) * | 2020-09-04 | 2020-11-27 | 北京科技大学 | 一种非常规气藏流场结构识别方法及装置 |
| CN112883444A (zh) * | 2021-01-25 | 2021-06-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种考虑缝网复杂度的压裂缝扩展模型求解方法及系统 |
| CN113469832A (zh) * | 2021-08-09 | 2021-10-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密砂岩加砂压裂用液强度设计方法 |
| CN113469832B (zh) * | 2021-08-09 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密砂岩加砂压裂用液强度设计方法 |
| CN114091287A (zh) * | 2021-11-30 | 2022-02-25 | 西南石油大学 | 基于复杂网络理论评价裂缝连通性及优化裂缝参数的方法 |
| US11687693B2 (en) | 2021-11-30 | 2023-06-27 | Southwest Petroleum University | Method for evaluating fracture connectivity and optimizing fracture parameters based on complex network theory |
| CN114239365A (zh) * | 2021-12-21 | 2022-03-25 | 西南石油大学 | 一种天然裂缝钻井液污染后壁面等效渗透率的计算方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2723769C1 (ru) | 2020-06-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110219630A (zh) | 一种裂缝性砂岩气藏压裂水平井的压裂液返排量计算方法 | |
| CN105095986B (zh) | 多层油藏整体产量预测的方法 | |
| CN104747180B (zh) | 一种用于注水开发的缝洞型油藏分析方法及其应用 | |
| CN109488259B (zh) | 基于温海水-砾石吞吐置换开采i类水合物系统的方法 | |
| CN110359899B (zh) | 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 | |
| CN108319756A (zh) | 一种致密储层体积压裂缝网扩展模拟及表征方法 | |
| CN110608024A (zh) | 一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 | |
| CN113076676B (zh) | 非常规油气藏水平井压裂缝网扩展与生产动态耦合方法 | |
| CN105735960A (zh) | 一种低渗透油气藏水平井分段多簇压裂簇间距优化方法 | |
| CN105952432A (zh) | 一种超低渗致密油藏体积压裂水平井准自然能量开发交错布井方法 | |
| CN105625990A (zh) | 一种体积压裂水平井开采页岩油的方法 | |
| CN109710965B (zh) | 一种水平井人工压裂裂缝参数有效性的评价方法 | |
| CN107965315A (zh) | 一种低渗透油藏产能预测方法 | |
| CN114647957A (zh) | 一种基于酸压“改造区”理论的酸压效果评价方法 | |
| Sun et al. | Comparison of the characteristics of compressed air energy storage in dome-shaped and horizontal aquifers based on the Pittsfield aquifer field test | |
| CN106600693A (zh) | 含油饱和度的四维建模方法 | |
| Dakuang | On concepts, strategies and techniques to the secondary development of China's high water-cut oilfields | |
| CN214499020U (zh) | 水热型地热井工厂 | |
| Jensen et al. | Field simulation of naturally fractured reservoirs using effective permeabilities derived from realistic fracture characterization | |
| Zimmermann et al. | Well path design and stimulation treatments at the geothermal research well GtGrSk4/05 in Groß Schönebeck | |
| Helmy et al. | Reservoir Simulation Modeling With Polymer Injection in Naturally Fractured Carbonate Reservoir | |
| Qiu | Application of 3D Geological Modeling and Numerical Simulation Technology of Computer in Modern Reservoir Development | |
| Lei et al. | A performance analysis model for multi-fractured horizontal wells in tight oil reservoirs | |
| Siddhamshetty et al. | Design of online pumping schedules in naturally fractured shale formations to enhance total fracture surface area | |
| Malik et al. | Field-scale compositional simulation of a CO2 flood in the fractured Midale field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20190910 |