计算物理 ›› 2022, Vol. 39 ›› Issue (4): 453-464.DOI: 10.19596/j.cnki.1001-246x.8435
杜旭林1(), 程林松1, 牛烺昱1, 陈玉明2, 曹仁义1,*(
), 谢永红3
收稿日期:
2021-08-16
出版日期:
2022-07-25
发布日期:
2022-11-17
通讯作者:
曹仁义
作者简介:
杜旭林(1992-), 男, 博士研究生, 从事多孔介质渗流力学与数值模拟研究, E-mail: duxulin_cup@foxmail.com
基金资助:
Xu-lin DU1(), Lin-song CHENG1, Lang-yu NIU1, Yu-ming CHEN2, Ren-yi CAO1,*(
), Yong-hong XIE3
Received:
2021-08-16
Online:
2022-07-25
Published:
2022-11-17
Contact:
Ren-yi CAO
摘要:
基于嵌入式离散裂缝模型, 提出一种可在三维空间中考虑应力状态影响的裂缝动态闭合表征方法。将任意方向裂缝的开度和渗透率考虑为作用在裂缝平面法向有效应力的函数, 同时用裂缝传导率变化表征支撑剂充填的水力压裂缝与被开启的天然裂缝由于油藏开发过程中地层流体压力下降而发生的动态闭合行为。研究表明: 致密油藏开发以缝控储量为主。对压裂水平井进行产能评价时, 裂缝动态闭合会导致产能的部分损失, 其影响不可忽略; 水力压裂缝的支撑剂材料属性及天然裂缝的刚度是其中的主控因素。因此需要增大支撑剂的浓度、粒径大小并改善支撑剂的性质, 在最大程度上降低裂缝闭合对生产的不利影响。
杜旭林, 程林松, 牛烺昱, 陈玉明, 曹仁义, 谢永红. 考虑水力压裂缝和天然裂缝动态闭合的三维离散缝网数值模拟[J]. 计算物理, 2022, 39(4): 453-464.
Xu-lin DU, Lin-song CHENG, Lang-yu NIU, Yu-ming CHEN, Ren-yi CAO, Yong-hong XIE. Numerical Simulation of 3D Discrete Fracture Networks Considering Dynamic Closure of Hydraulic Fractures and Natural Fractures[J]. Chinese Journal of Computational Physics, 2022, 39(4): 453-464.
图1 天然裂缝与水力压裂缝表面的受力分析(a) 天然裂缝;(b) 水力压裂缝;(c) 支撑剂颗粒的嵌入
Fig.1 Surface stress analysis of natural fracture and hydraulic fracture (a) natural fractures; (b) hydraulic fractures; (c) embedment of proppant particles
k1 | m1 | m2 | m3 | m4 | s1 | w1 | |
棕砂 | 0.000 089 | 2.34 | 2 550 | 2.23 × 10-6 | 0 | 22 000 | 0.116 9 |
白砂 | 0.000 15 | 2.28 | 3 150 | 1.4 × 10-7 | 0.5 | 27 000 | 0.116 4 |
高密度陶粒 | 0.000 021 | 2.6 | 3 800 | 3 × 10-6 | 0 | 45 000 | 0.098 |
表1 不同支撑剂种类的Barree模型回归系数[10]
Table 1 Regression coefficients in Barree model for different proppants[10]
k1 | m1 | m2 | m3 | m4 | s1 | w1 | |
棕砂 | 0.000 089 | 2.34 | 2 550 | 2.23 × 10-6 | 0 | 22 000 | 0.116 9 |
白砂 | 0.000 15 | 2.28 | 3 150 | 1.4 × 10-7 | 0.5 | 27 000 | 0.116 4 |
高密度陶粒 | 0.000 021 | 2.6 | 3 800 | 3 × 10-6 | 0 | 45 000 | 0.098 |
物理量 | 参数 | 物理量 | 参数 | |
原油标况密度/(kg·m-3) | 820 | 原油黏度/(mPa·s) | 2 | |
基质孔隙度 | 0.13 | 基质渗透率/mD | 0.1 | |
水力压裂缝孔隙度 | 0.4 | 水力压裂缝初始渗透率/mD | 20 000 | |
水力压裂缝长度/m | 200 | 水力压裂缝初始开度/m | 0.01 | |
水力压裂缝间距/m | 200 | 束缚水饱和度 | 0.3 | |
原始油藏压力/MPa | 20 | 井底流压/MPa | 10 |
表2 模型验证基本参数
Table 2 Basic parameters in model verification
物理量 | 参数 | 物理量 | 参数 | |
原油标况密度/(kg·m-3) | 820 | 原油黏度/(mPa·s) | 2 | |
基质孔隙度 | 0.13 | 基质渗透率/mD | 0.1 | |
水力压裂缝孔隙度 | 0.4 | 水力压裂缝初始渗透率/mD | 20 000 | |
水力压裂缝长度/m | 200 | 水力压裂缝初始开度/m | 0.01 | |
水力压裂缝间距/m | 200 | 束缚水饱和度 | 0.3 | |
原始油藏压力/MPa | 20 | 井底流压/MPa | 10 |
地层压力/MPa | 水力压裂缝传导率/(mD·m) |
20 | 86.14 |
18 | 79.95 |
16 | 74.05 |
14 | 68.48 |
12 | 63.24 |
11 | 60.74 |
表3 水力压裂缝的传导率变化
Table 3 Conductivity change of hydraulic fracture
地层压力/MPa | 水力压裂缝传导率/(mD·m) |
20 | 86.14 |
18 | 79.95 |
16 | 74.05 |
14 | 68.48 |
12 | 63.24 |
11 | 60.74 |
支撑剂浓度/(g·cm-2) | 支撑剂颗粒的中值直径/μm | 支撑剂类型 | |
方案一 | 0.5 | 300 | 棕砂 |
方案二 | 2 | 300 | 棕砂 |
方案三 | 0.5 | 450 | 棕砂 |
方案四 | 0.5 | 300 | 高密度陶粒 |
表4 不同的模拟方案
Table 4 Conductivity change of hydraulic fracture
支撑剂浓度/(g·cm-2) | 支撑剂颗粒的中值直径/μm | 支撑剂类型 | |
方案一 | 0.5 | 300 | 棕砂 |
方案二 | 2 | 300 | 棕砂 |
方案三 | 0.5 | 450 | 棕砂 |
方案四 | 0.5 | 300 | 高密度陶粒 |
图9 压裂水平井压力分布(a) 30天;(b) 100天;(c) 300天;(d) 1000天
Fig.9 Pressure distributions of fractured horizontal well at (a) 30 days; (b) 100 days; (c) 300 days; (d) 1000 days
图12 静态缝网(左)与动态缝网(右)不同时期压力分布(a) 30天;(b) 100天;(c) 300天;(d) 1000天
Fig.12 Pressure distributions of static fracture networks (left) and dynamic fracture networks (right) in different periods(a) 30 days; (b) 100 days; (c) 300 days; (d) 1000 days
图13 静态缝网与动态缝网的产量曲线(a) 日产油量;(b) 累积产油量
Fig.13 Production curves of static fracture networks and dynamic fracture networks (a) daily oil production; (b) cumulative oil production
图14 天然裂缝不同初始法向刚度的地层压力和产量(a) 地层压力;(b) 累积产油量
Fig.14 Formation pressure and production of natural fractures with different initial normal stiffness (a) formation pressure; (b) cumulative oil production
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