CN110939430B - 一种确定页岩气压裂液返排模型的方法 - Google Patents
一种确定页岩气压裂液返排模型的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110939430B CN110939430B CN201811117662.1A CN201811117662A CN110939430B CN 110939430 B CN110939430 B CN 110939430B CN 201811117662 A CN201811117662 A CN 201811117662A CN 110939430 B CN110939430 B CN 110939430B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- water
- fracturing fluid
- flowback
- well
- 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.)
- Active
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 136
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 68
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 51
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000011031 large-scale manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- 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
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
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)
- Preparation Of Clay, And Manufacture Of Mixtures Containing Clay Or Cement (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
本发明公开了一种确定页岩气压裂液返排模型的方法，包括以下步骤：计算水以汽态形式存在于天然气中的溶解饱和度；使用页岩气井实际生产数据，绘制水气比与累计产气量的双对数曲线图，基于溶解饱和度，当水气比的变化范围与溶解饱和度相当时，表明水以蒸汽形态进行返排；根据水气比与累计产气量的双对数曲线图，分析曲线斜率与压裂液返排机理的关系，得到负二分之一斜率对应天然气置换压裂液返排，负一斜率对应水以蒸汽状态溶解于天然气中返排，从而建立压裂液返排模型；基于压裂液返排模型，根据待检测某页岩气井的水气比与累计产气量在双对数曲线中的斜率，判断其压裂液返排模型属于天然气置换压裂液返排还是水以蒸汽状态溶解于天然气中返排。
Description
技术领域
本发明涉及页岩气藏开发技术领域，特别涉及一种确定页岩气压裂液返排模型的方法。
背景技术
近十几年来，水平井分段压裂技术使页岩气藏的开发生产取得了巨大成功。在水力压裂施工过程中，大量的压裂液注入地层中形成裂缝，压裂液量是常规油气藏的5到10倍。根据压裂现场收集到的资料，压裂施工结束后只有少部分压裂液返排到地面，返排率通常为10％到40％。
研究表明，造成压裂液返排率较低的主要原因有人造裂缝中压裂液返排效果差，页岩润湿作用、毛管作用和相对渗透率造成压裂液滞留在基质孔隙中，以及复杂缝网中的压裂液不能有效排出。Mahadevan(2005)认为页岩具有较高的毛管压力使得压裂液滞留在人造裂缝周围的基质孔隙中，基质孔隙中较高的含水饱和度会降低页岩气的相对渗透率，从而影响气井产能。King(2010)指出较低的压裂液返排率与天然裂缝的渗透率、相关润湿环境和人造裂缝中返排路径曲折程度有关。储层改造有效体积可能比压裂液压穿的范围要小，而残留在复杂缝网中的压裂液会阻断天然气的产出。Clarkson(2012)压裂施工结束后的压裂液生产和压力数据可以用于确定裂缝改造参数和预测页岩气储层的最终采收率(EUR)。
Mahadevan和Sharma(2003)实验研究表明地层中残留压裂液的返排机理有两种：首先是天然气置换地层水，随后当地层压力降低时，水蒸气在天然气中的溶解达到不饱和状态，水以蒸汽形态溶解在天然气中随天然气一同生产。水以汽态形式下进行的返排通常会持续很长时间，一般达数月以上。
虽然返排测试阶段压裂液返排率较低，但实际生产数据表明北美页岩气藏的生产井在生产两年多后还在产出压裂液，很少有人研究在页岩气井生产阶段的压裂液生产规律以及压裂液生产对气井产能的影响。目前，尚未看到确定页岩气井压裂液生产机理和反映压裂液返排率对气井产能影响的研究方法，无法诊断气井生产过程中出现的问题，无法确定产水对气井产能的影响，从而限制了页岩气井的稳产能力。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中所存在的尚未看到确定页岩气井压裂液生产机理和反映压裂液返排率对气井产能影响的研究方法，无法诊断气井生产过程中出现的问题，无法确定压裂液生产对气井产能的影响，从而限制了页岩气井的稳产能力的不足，提供一种确定页岩气压裂液返排模型的方法。
为了实现上述发明目的，本发明提供了以下技术方案：
一种确定页岩气压裂液返排模型的方法，包括以下步骤：
步骤一：计算水以汽态形式存在于天然气中的溶解饱和度；
步骤二：使用页岩气井实际生产数据，绘制水气比与累计产气量的双对数曲线图，基于步骤一得到的溶解饱和度，当水气比的变化范围与溶解饱和度相当时，表明水以蒸汽形态进行返排；
步骤三：根据水气比与累计产气量的双对数曲线图，分析曲线斜率与压裂液返排机理的关系，得到负二分之一斜率对应天然气置换压裂液返排，负一斜率对应水以蒸汽状态溶解于天然气中返排，从而建立压裂液返排模型；
步骤四：基于步骤三所述的压裂液返排模型，根据待检测某页岩气井的水气比与累计产气量在双对数曲线中的斜率，判断其压裂液返排模型属于天然气置换压裂液返排还是水以蒸汽状态溶解于天然气中返排。
在天然气置换水的压裂液返排机制中，产水会影响页岩气井的产能，而以水分蒸发形式进行的压裂液返排对页岩气井产能影响不大，因此，明确页岩的压裂液返排模型对提高页岩气井产能具有重大指导意义。
本发明可以根据待检测某页岩气井的水气比与累计产气量的斜率关系，基于页岩气井实际生产数据，判断其返排模型。具体的，当待检测某页岩气井的水气比与累计产气量在双对数曲线中的斜率为负二分之一时，其压裂液返排模型属于天然气置换压裂液返排；当待检测某页岩气井的水气比与累计产气量在双对数曲线中的斜率为负一时，其压裂液返排模型属于水以蒸汽状态溶解于天然气中返排。
明确页岩的压裂液返排模型，可以分析页岩气井产能的影响因素，诊断气井生产过程中出现的问题，确定产水对气井产能的影响，优化井网井距，改善页岩气井工作制度，提高页岩气井稳产能力，在页岩气的规模建产中有广阔的应用前景。
优选的，所述步骤一中，根据地层压力和温度，计算水以汽态形式存在于天然气中的溶解饱和度，从而确定压裂液的返排是否是以水分蒸发形式进行。
优选的，所述步骤四中，当所分析页岩气井的水气比远大于或远小于图中直线值时，分析水气比与井间干扰、产出地层水、井底产生积液等的关系，根据研究结果得到，当页岩气生产井的水气比远大于图中直线值时，反映页岩气井由于井距过小而产生井间干扰影响或是裂缝与储水层连通而产出地层水，从而可以指示生产过程中的潜在问题，并由此得出在优化井网井距设计时应该增大井间距的结论；水气比远小于图中直线值，指示井下存在积液的可能性。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
在天然气置换水的压裂液返排机制中，产水会影响页岩气井的产能，而以水分蒸发形式进行的压裂液返排对页岩气井产能影响不大，因此，明确页岩的压裂液返排模型对提高页岩气井产能具有重大指导意义。
本发明可以根据待检测某页岩气井的水气比与累计产气量的斜率关系，基于页岩气井实际生产数据，判断其返排模型。具体的，当待检测某页岩气井的水气比与累计产气量在双对数曲线中的斜率为负二分之一时，其压裂液返排模型属于天然气置换压裂液返排；当待检测某页岩气井的水气比与累计产气量在双对数曲线中的斜率为负一时，其压裂液返排模型属于水以蒸汽状态溶解于天然气中返排。
明确页岩的压裂液返排模型，可以分析页岩气井产能的影响因素，诊断气井生产过程中出现的问题，确定产水对气井产能的影响，优化井网井距，改善页岩气井工作制度，提高页岩气井稳产能力，在页岩气的规模建产中有广阔的应用前景。
当某页岩气生产井的水气比远大于图中直线值时，反映页岩气井由于井距过小而产生井间干扰影响或是裂缝与储水层连通而产出地层水，从而可以指示生产过程中的潜在问题，并由此得出在优化井网井距设计时应该增大井间距的结论；水气比远小于图中直线值，指示井下存在积液的可能性。
附图说明：
图1是本发明所述的一种确定页岩气压裂液返排模型的方法的示意图。
图2是本发明步骤一得到的水以汽态形式存在于天然气中的溶解饱和度的示意图。
图3是本发明步骤二得到的水气比与累计产气量的双对数曲线图的示意图。
图4是本发明步骤三得到的压裂液返排模型的示意图。
具体实施方式
下面结合试验例及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于以下的实施例，凡基于本发明内容所实现的技术均属于本发明的范围。
如图1所示，一种确定页岩气压裂液返排模型的方法，包括以下步骤：
步骤一：根据地层压力和温度，计算水以汽态形式存在于天然气中的溶解饱和度。如图2所示，本实施例对Horn River页岩气藏进行了统计，其地层压力范围为313-471bar，，井底流压45-70bar，地层温度T＝448K，得到溶解饱和度大致在0.04-0.4之间。
步骤二：使用页岩气井实际生产数据，绘制水气比与累计产气量的双对数曲线图(如图3所示)，基于步骤一得到的溶解饱和度，当水气比的变化范围与溶解饱和度相当时(图中矩形阴影部分即溶解饱和度为0.04-0.4的区间范围)，表明水以蒸汽形态进行返排；
步骤三：根据水气比与累计产气量的双对数曲线图，分析曲线斜率与压裂液返排机理的关系，得到负二分之一斜率对应天然气置换压裂液返排，负一斜率对应水以蒸汽状态溶解于天然气中返排，从而建立压裂液返排模型(如图4所示)；
步骤四：基于步骤三所述的压裂液返排模型，根据待检测某页岩气井的水气比与累计产气量在双对数曲线中的斜率，判断其压裂液返排模型属于天然气置换压裂液返排还是水以蒸汽状态溶解于天然气中返排。当所分析页岩气井的水气比远大于或远小于图中直线值时，分析水气比与井间干扰、产出地层水、井底产生积液等的关系，根据研究结果得到，当页岩气生产井的水气比远大于图中直线值时，反映页岩气井由于井距过小而产生井间干扰影响或是裂缝与储水层连通而产出地层水，从而可以指示生产过程中的潜在问题，并由此得出在优化井网井距设计时应该增大井间距的结论；水气比远小于图中直线值，指示井下存在积液的可能性。
以上实施例仅用以说明本发明而并非限制本发明所描述的技术方案，尽管本说明书参照上述的各个实施例对本发明已进行了详细的说明，但本发明不局限于上述具体实施方式，因此任何对本发明进行修改或等同替换；而一切不脱离发明的精神和范围的技术方案及其改进，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (2)
1.一种确定页岩气压裂液返排模型的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：计算水以汽态形式存在于天然气中的溶解饱和度；
步骤二：使用页岩气井实际生产数据，绘制水气比与累计产气量的双对数曲线图，基于步骤一得到的溶解饱和度，当水气比的变化范围与溶解饱和度相当时，表明水以蒸汽形态进行返排；
步骤三：根据水气比与累计产气量的双对数曲线图，分析曲线斜率与压裂液返排机理的关系，得到负二分之一斜率对应天然气置换压裂液返排，负一斜率对应水以蒸汽状态溶解于天然气中返排，从而建立压裂液返排模型；
步骤四：基于步骤三所述的压裂液返排模型，根据待检测某页岩气井的水气比与累计产气量在双对数曲线中的斜率，判断其压裂液返排模型属于天然气置换压裂液返排还是水以蒸汽状态溶解于天然气中返排；
当所分析页岩气井的水气比远大于或远小于步骤三所述的压裂液返排模型的水气比时，分析其水气比与井间干扰、产出地层水、井底产生积液的关系；当页岩气井的水气比与累计产气量的比值远大于步骤三所述的压裂液返排模型的水气比时，反映页岩气井由于井距过小而产生井间干扰影响或是裂缝与储水层连通而产出地层水；当页岩气井的水气比与累计产气量的比值远小于步骤三所述的压裂液返排模型的水气比时，指示井下存在积液的可能性。
2.根据权利要求1所述的一种确定页岩气压裂液返排模型的方法，其特征在于，所述步骤一中，根据地层压力和温度，计算水以汽态形式存在于天然气中的溶解饱和度。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811117662.1A CN110939430B (zh) | 2018-09-20 | 2018-09-20 | 一种确定页岩气压裂液返排模型的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811117662.1A CN110939430B (zh) | 2018-09-20 | 2018-09-20 | 一种确定页岩气压裂液返排模型的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110939430A CN110939430A (zh) | 2020-03-31 |
| CN110939430B true CN110939430B (zh) | 2022-09-06 |
Family
ID=69904928
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811117662.1A Active CN110939430B (zh) | 2018-09-20 | 2018-09-20 | 一种确定页岩气压裂液返排模型的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110939430B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| CN114810026B (zh) * | 2022-04-20 | 2023-11-03 | 中海油田服务股份有限公司 | 气井返排设置方法及装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106437629A (zh) * | 2016-10-31 | 2017-02-22 | 延安大学 | 一种基于启动压力梯度的分支水平井开采方法 |
| CN106446587A (zh) * | 2016-11-02 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井压裂返排率校正方法 |
| CN107301306A (zh) * | 2017-08-04 | 2017-10-27 | 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 | 用于致密砂岩气藏压裂水平井的动态无阻流量预测方法 |
| CN107545088A (zh) * | 2016-06-29 | 2018-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种常压页岩气水平井体积压裂方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7983845B2 (en) * | 2008-05-15 | 2011-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for analyzing a laminated sand/shale formation |
-
2018
- 2018-09-20 CN CN201811117662.1A patent/CN110939430B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107545088A (zh) * | 2016-06-29 | 2018-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种常压页岩气水平井体积压裂方法 |
| CN106437629A (zh) * | 2016-10-31 | 2017-02-22 | 延安大学 | 一种基于启动压力梯度的分支水平井开采方法 |
| CN106446587A (zh) * | 2016-11-02 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井压裂返排率校正方法 |
| CN107301306A (zh) * | 2017-08-04 | 2017-10-27 | 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 | 用于致密砂岩气藏压裂水平井的动态无阻流量预测方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 页岩气井压后返排动态模拟研究;陈守雨等;《中外能源》;20161231;第21卷(第7期);第43-50页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110939430A (zh) | 2020-03-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2723769C1 (ru) | Способ расчета объема обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта при гидроразрыве в горизонтальных скважинах в залежах газа трещиноватых песчаников | |
| CN105626006B (zh) | 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 | |
| CN104747180B (zh) | 一种用于注水开发的缝洞型油藏分析方法及其应用 | |
| 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 | |
| CN107545088A (zh) | 一种常压页岩气水平井体积压裂方法 | |
| CN109751037A (zh) | 一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法 | |
| CN107060704B (zh) | 超临界co2雾化深穿透酸压方法 | |
| RU2513895C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
| CN110939430B (zh) | 一种确定页岩气压裂液返排模型的方法 | |
| CN105569613A (zh) | 一种中高阶煤煤层气排采方法 | |
| CN112541287A (zh) | 疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法 | |
| CN105631754A (zh) | 一种确定海外油田的产量剖面数据的方法和装置 | |
| CN106651158B (zh) | 一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法 | |
| Byrnes | Role of induced and natural imbibition in frac fluid transport and fate in gas shales | |
| CN113239499A (zh) | 一种页岩气井最大油嘴尺寸优选方法 | |
| CN115288647B (zh) | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| CN107451671B (zh) | 用于预测页岩地层压裂后初始产能的方法及系统 | |
| RU2474676C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
| CN107247816B (zh) | 一种稠油油藏开展冷采化学降粘最远施工半径的判定方法 | |
| CN108446511A (zh) | 缝洞型油藏油、水的储量预测方法 | |
| CN104389569A (zh) | 一种蒸汽吞吐开采方法 | |
| CN110805438A (zh) | 一种确定煤层气临界解吸压力的方法 | |
| CN106321053A (zh) | 一种油气井增产方法 | |
| RU2490437C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородного сырья |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |