【摘要】：形狀因子是裂縫性致密砂巖氣藏產(chǎn)能模擬分析的重要參數(shù),但研究多集中在常規(guī)油氣藏中,超低滲透率致密砂巖氣藏的形狀因子研究尚未開展。通過對Ehsan模型進行改進,運用數(shù)值計算方法得到了一維徑向基質(zhì)—裂縫模型時變形狀因子,研究了滲透率、孔隙度、基質(zhì)尺寸對時變形狀因子的影響,并運用室內(nèi)實驗對該模型進行驗證。結(jié)果表明:由于壓力在超低滲透率(k10~(-5)×10~(-3)μm~2)基質(zhì)中傳遞較慢,超低滲透率致密砂巖氣藏形狀因子出現(xiàn)明顯的3個不同階段:基質(zhì)外邊界壓力下降階段,基質(zhì)內(nèi)邊界壓力下降階段,形狀因子向穩(wěn)定過渡階段。隨著滲透率和孔隙度的降低,第一、二階段所持續(xù)時間增加,氣體生產(chǎn)時間同時增加。隨著基質(zhì)尺寸的增加,形狀因子達到穩(wěn)定的整體時間增加,但各階段所持續(xù)時間的相對關系未發(fā)生變化。通過數(shù)值模擬結(jié)果與實驗結(jié)果對比發(fā)現(xiàn),發(fā)現(xiàn)運用改進Ehsan模型計算得到的形狀因子能夠?qū)χ旅苌皫r氣藏生產(chǎn)進行較好的預測。它可以為超低滲致密砂巖氣藏的產(chǎn)能預測提供更準確的理論方法,也可為試井解釋提供合適的形狀因子、計算合理的竄流系數(shù)。
[Abstract]:The shape factor is an important parameter for productivity simulation analysis of fractured tight sandstone gas reservoirs, but most of the studies are concentrated in conventional reservoirs, and the study of shape factors of ultra-low permeability tight sandstone gas reservoirs has not been carried out. Through the improvement of Ehsan model, the time-varying shape factor of one-dimensional radial matrix-fracture model is obtained by using numerical calculation method. The effects of permeability, porosity and matrix size on time-varying shape factor are studied. The model is verified by laboratory experiments. The results show that due to the slow transfer of pressure in ultra-low permeability (k10 ~ (- 5) 脳 10 ~ (- 3) 渭 m ~ (- 2) matrix, the shape factor of ultra-low permeability tight sandstone gas reservoir appears three distinct stages: the pressure drop stage of the outer boundary of the matrix; The matrix boundary pressure drop stage, shape factor to stable transition stage. With the decrease of permeability and porosity, the duration of the first and second stages increases and the gas production time increases at the same time. With the increase of the size of the matrix, the overall time for the shape factor to reach stability increases, but the relative relationship of the duration of each stage does not change. By comparing the numerical simulation results with the experimental results, it is found that the shape factor calculated by the improved Ehsan model can be used to predict the production of tight sandstone gas reservoirs. It can provide more accurate theoretical method for productivity prediction of ultra-low permeability tight sandstone gas reservoir, and can also provide suitable shape factor for well test interpretation, and calculate reasonable cross-flow coefficient.
【作者單位】： 中國石油大學(華東)石油工程學院;中國石油集團川慶鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司;卡爾加里大學化學與石油工程學院;
【基金】：國家科技重大專項(編號:2016ZX05023-001;2017ZX05049-006) 國家重點基礎研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(編號:2014CB239103) 國家自然科學基金項目(編號:51674279)聯(lián)合資助
【分類號】：P618.13

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