【摘要】：頁巖儲(chǔ)層是典型的低孔、低滲的致密儲(chǔ)層,需要采取壓裂改造技術(shù)才能獲得有效產(chǎn)能。本文以延長(zhǎng)組長(zhǎng)7頁巖為研究目標(biāo),在綜合考慮儲(chǔ)層特征、氣體賦存狀態(tài)和水力壓裂技術(shù)基礎(chǔ)上,建立了考慮頁巖氣多尺度流動(dòng)形式的離散裂縫模型,探究了壓裂后頁巖氣儲(chǔ)層滲流規(guī)律。同時(shí),運(yùn)用數(shù)值試驗(yàn)的方法對(duì)裂縫參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化,獲得了人工裂縫、天然裂縫和基質(zhì)的最優(yōu)溝通關(guān)系,并通過室內(nèi)裂縫滲透率測(cè)定試驗(yàn)驗(yàn)證了最優(yōu)關(guān)系及模型建立的準(zhǔn)確性。研究結(jié)果表明:長(zhǎng)7頁巖主要孔隙類型包括晶間孔、溶蝕孔、有機(jī)質(zhì)孔、基質(zhì)邊緣孔和微裂縫,普遍發(fā)育高角度和低角度裂縫;孔隙半徑主要分布范圍廣0~40μm,最小孔隙和裂縫尺度達(dá)到了納米、微米級(jí),平均孔隙度1.8%,平均滲透率7.8×10-6μm2,孔隙度小,滲透率極低,二者呈明顯的負(fù)相關(guān)且相關(guān)性較差,儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)較差,非均質(zhì)性較強(qiáng);根據(jù)頁巖孔隙特征及氣體流動(dòng)狀態(tài),可將整個(gè)頁巖氣滲流過程分為基質(zhì)表面的解析,微孔到大孔和微裂縫的擴(kuò)散,以及在井筒附近、微裂縫以及人工裂縫中的達(dá)西流動(dòng)三個(gè)過程。數(shù)值模擬結(jié)果表明,當(dāng)人工裂縫與天然裂縫夾角75°時(shí)溝通最優(yōu)。以此為優(yōu)化基礎(chǔ),在給定的人工裂縫參數(shù)研究范圍內(nèi)對(duì)其優(yōu)化并得出當(dāng)人工裂縫長(zhǎng)度為230m,縫寬7mm,裂縫間距120~140m,裂縫條數(shù)為3時(shí),人工裂縫與天然裂縫、基質(zhì)溝通最優(yōu)。同時(shí),對(duì)基質(zhì)系統(tǒng)和天然裂縫系統(tǒng)參數(shù)優(yōu)化得出:天然裂縫長(zhǎng)度為70m,裂縫條數(shù)為4或5,裂縫間距為70m,沿著儲(chǔ)層寬度方向改造儲(chǔ)層改造比220:400,基質(zhì)系統(tǒng)滲透率為1.686×10-2mD時(shí),人工裂縫與基質(zhì)、天然裂縫溝通最優(yōu)。通過HXDL-2C型支撐劑裂縫評(píng)價(jià)系統(tǒng)對(duì)裂縫走向進(jìn)行液測(cè)滲透率實(shí)驗(yàn)得出,人工裂縫與天然裂縫夾角為75°,裂縫走向最優(yōu),數(shù)值模擬結(jié)果與實(shí)驗(yàn)結(jié)果相契合,數(shù)值模擬結(jié)果及所建立的離散裂縫模型準(zhǔn)確性。該研究結(jié)果對(duì)于壓裂設(shè)計(jì)具有一定的理論指導(dǎo)價(jià)值。
[Abstract]:Shale reservoir is a typical tight reservoir with low porosity and permeability. Taking Yanchang No. 7 shale as the research goal, a discrete fracture model considering the multi-scale flow of shale gas is established on the basis of comprehensive consideration of reservoir characteristics, gas occurrence state and hydraulic fracturing technology. The percolation law of shale gas reservoir after fracturing is studied. At the same time, the optimum communication relationship between artificial crack, natural crack and matrix is obtained by optimizing fracture parameters by using numerical test method, and the accuracy of the optimal relationship and model establishment is verified by indoor fracture permeability measurement test. The results show that the main pore types of Chang 7 shale include intergranular pore, dissolution pore, organic pore, matrix edge pore and microfracture, and high angle and low angle fractures are commonly developed. The pore radius is mainly distributed in a wide range of 40 渭 m, the minimum pore and fracture scales are nanometer, micrometer, average porosity is 1.8, average permeability is 7.8 脳 10 ~ (-6) 渭 m ~ (2), porosity is small, permeability is extremely low, there is obvious negative correlation and poor correlation between them. According to the pore characteristics of shale and gas flow state, the whole shale gas seepage process can be divided into matrix surface analysis, micropore to macropore and microfracture diffusion, and near wellbore, the reservoir pore structure is poor and the heterogeneity is strong, and according to the shale pore characteristics and gas flow state, the whole shale gas seepage process can be divided into matrix surface analysis, micropore diffusion and microfracture diffusion, There are three processes of Darcy flow in microfracture and artificial fracture. The numerical simulation results show that the communication is optimal when the angle between artificial and natural cracks is 75 擄. On this basis, the artificial crack is optimized in the given range of artificial fracture parameters, and it is concluded that when the artificial crack length is 230 m, the fracture width is 7 mm, the crack spacing is 120 ~ 140 m, the number of cracks is 3, the communication between artificial crack and natural crack and matrix is the best. At the same time, the parameters of matrix system and natural fracture system are optimized: when the length of natural fracture is 70m, the number of fractures is 4 or 5, the distance of fracture is 70m, the reconstruction ratio of reservoir is 220: 400 along the direction of reservoir width, and the permeability of matrix system is 1.686 脳 10-2mD. Artificial crack and matrix, natural fracture communication is optimal. The hydraulic permeability test of fracture strike with HXDL-2C proppant fracture evaluation system shows that the angle between artificial fracture and natural fracture is 75 擄, the fracture strike is optimal, and the numerical simulation results agree with the experimental results. The results of numerical simulation and the accuracy of the established discrete fracture model. The research results have certain theoretical guiding value for fracturing design.
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：TE37

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本文編號(hào)：2272654