经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法技术

本发明专利技术公开了一种经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法，包括以下步骤：S1，建立页岩基质的气体渗流模型；S2，建立页岩裂缝的渗流数学模型；S3，根据页岩基质的气体渗流模型和页岩裂缝的渗流数学模型，得到产水页岩气井的渗流数学模型；S4，利用数值模拟方法对产水页岩气井的渗流数学模型进行求解，得到产水页岩气井的页岩气产量。采用以上方法，利用页岩基质的气体渗流模型和页岩裂缝的渗流数学模型，能够建立既考虑了地层压力下降影响、又考虑了含水饱和度升高影响的产水页岩气井的渗流数学模型，再求解产水页岩气井的渗流数学模型，能够对产水页岩气井的页岩气产量进行更为准确的预测，大幅降低了岩气产量的预测误差。

Prediction method of shale gas production in water-producing shale gas wells reformed by hydraulic fracturing

The invention discloses a method for predicting shale gas production of water-producing shale gas wells after hydraulic fracturing modification, which includes the following steps: S1, establishing gas seepage model of shale matrix; S2, establishing seepage mathematical model of shale fracture; S3, obtaining seepage mathematical model of water-producing shale gas wells according to gas seepage model of shale matrix and seepage mathematical model of shale fracture; The seepage mathematical model of water-producing shale gas wells is solved by numerical simulation method, and the shale gas production of water-producing shale gas wells is obtained. By using the above methods and using the gas seepage model of shale matrix and the seepage mathematical model of shale fracture, the seepage mathematical model of water-producing shale gas wells can be established, which takes into account both the effect of formation pressure drop and the effect of water saturation rise, and then the seepage mathematical model of water-producing shale gas wells can be solved, so that the shale gas production of water-producing shale gas wells can be more accurately calculated. The prediction greatly reduces the prediction error of rock gas production.

【技术实现步骤摘要】
经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法
本专利技术属于页岩气产量预测
，具体涉及一种经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法。
技术介绍
页岩气的开发过程中，水平井分段水力压裂是开发页岩气藏的主要技术，页岩气储层水力压裂往往能形成大规模裂缝网络，其裂缝结构复杂、迂曲度大，微小裂缝十分发育，造成压裂液返排难度大，压裂后返排时间长达几周到几个月，即使采用液氮、气举和电潜泵加速排液等助排措施，压裂井段返排率仍仅为10％～50％。由于基质的渗透率极低，压裂液一般很难进入基质，因此未返排压裂液主要存在于裂缝中，使页岩储层裂缝的含水饱和度升高，降低气相渗透率，严重影响气井的产量。含水页岩气藏在开发过程中，存在地层压力下降和含水饱和度升高的两个影响气藏开发的重要因素。地层压力的下降使气藏开发过程中存在应力敏感性，导致储层的有效渗透率、孔隙度降低以及裂缝闭合；而含水饱和度升高导致气相的有效渗透率降低，严重者将引气井积水而难以开采。因此，地层压力下降和含水饱和度升高均影响气藏的有效开发，导致采收率降低。现有的含水页岩气藏的页岩气产量预测方法均只考虑了地层压力下降的影响，而忽视了含水饱和度升高的影响，导致现有方法预测的含水页岩气藏的页岩气产量预测误差较大。为合理的开发页岩气藏，急需设计一种既考虑地层压力下降影响、又考虑含水饱和度升高影响的含水页岩气井产量预测数学模型，以弄清在页岩气藏开发过程中应力敏感和含水饱和度上升对气井产量的影响关系。
技术实现思路
为解决现有页岩气产量预测方法只考虑地层压力下降的影响，而忽视含水饱和度升高的影响，导致页岩气产量预测误差较大的技术问题，本专利技术提供一种经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法。为实现上述目的，本专利技术技术方案如下：一种经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法，其要点在于，包括以下步骤：S1，建立页岩基质的气体渗流模型；S2，建立页岩裂缝的渗流数学模型；S3，根据页岩基质的气体渗流模型和页岩裂缝的渗流数学模型，得到产水页岩气井的渗流数学模型；S4，利用数值模拟方法对产水页岩气井的渗流数学模型进行求解，得到产水页岩气井的页岩气产量。采用以上方法，利用页岩基质的气体渗流模型和页岩裂缝的渗流数学模型，能够建立既考虑了地层压力下降影响、又考虑了含水饱和度升高影响的产水页岩气井的渗流数学模型，再求解产水页岩气井的渗流数学模型，能够对产水页岩气井的页岩气产量进行更为准确的预测，大幅降低了岩气产量的预测误差。作为优选，步骤S1包括以下步骤：S1.1，构建气体表观渗透率方程：其中，Kapp为基质表观渗透率，φmeff为基质有效孔隙度，φm为基质孔隙度，φf为天然裂缝孔隙度，τ为多孔介质迂曲度，μg为气体黏度，Cgm为基质中气体压缩系数，Ds为表面扩散系数，Bg为气体体积系数，εks为干酪根的比例，ρs为页岩密度，VL为朗格缪尔体积，PL为朗格缪尔压力，Pm为基质系统的压力，Dm为Knudsen扩散系数，满足Bm为活脱系数，满足reff为基质纳米孔隙半径；S1.2，对气体表观渗透率方程进行变换，得到基质中气体二维平面流动的连续性方程：其中，ρg为气体密度，qmf为基质与人工裂缝窜流量，qa为单位基质体积的吸附气量。由于页岩气在纳米孔隙中的传输包括Knudsen扩散、表面扩散、滑移流和黏性流，这些微观传输机理可以采用表观渗透率统一表征，同时基质中的应力敏感效应会影响基质纳米孔隙半径，从而影响到基质表观渗透率。采用以上方法，能够建立气体表观渗透率方程和基质中气体二维平面流动的连续性方程，以表征页岩基质的气体渗透性。作为优选，步骤S1.1中，基质纳米孔隙半径reff与基质孔隙压力的关系满足其中，rmi为初始的孔隙半径，σm为上覆应力，Cψ为基质应力敏感常数。采用以上方法，能够更为准确地表征基质的纳米孔隙半径。作为优选，步骤S1.2中，基于Langmuir等温吸附方程得到单位基质体积的吸附气量qa满足其中，Mg为气体分子质量，Vstd为气体在标准状况下的摩尔体积。页岩中游离气和吸附气共存，大部分气体吸附于页岩基质表面，因此，采用以上方法，能够基于Langmuir等温吸附方程较为准确地表征单位基质体积吸附气量。作为优选，步骤S2具体如下：基于页岩储层裂缝中存在气水两相，在考虑源汇项基础上分别可以得到裂缝中气的质量守恒方程以及水的质量守恒方程：其中，ρw为水的密度，kf为天然裂缝的渗透率，krg为气相相对渗透率，krw为水相相对渗透率，Pg为气体的压力，Pw为水的压力，qwwell为人工裂隙流入井筒的水的质量流量，qgwell为人工裂隙流入井筒的气体的质量流量，sg为人工裂隙中流体的含气饱和度，sw为人工裂隙中流体的含水饱和度。水力裂缝是垂直于井筒的离散裂缝，由于裂缝宽度很窄，可以不考虑裂缝宽度方向的流体流动，同时忽略垂向上的流动。因此，流体在水力裂缝中的流动可以简化为沿着x方向的一维流动，同时由于未返排压裂液主要存在于裂缝中，使页岩储层裂缝中存在气水两相，故能够采用以上方法建立裂缝中气的质量守恒方程以及水的质量守恒方程，以表征页岩裂缝的渗透性。作为优选，步骤S2中，天然裂缝的渗透率kf满足以下关系：其中，kfi为裂缝初始条件下的渗透率，df为天然裂缝应力敏感系数，Pfi为裂缝初始条件下的压力，Pf为天然裂缝的压力。采用以上方法，能够更为准确地表征天然裂缝的渗透率。作为优选，步骤S2中，在生产井的网格，人工裂隙流入井筒的水的质量流量qwwell和人工裂隙流入井筒的气体的质量流量qgwell分别满足以下关系：其中，Wf为裂缝宽度，Pwf为井底流压，μw为水的粘度，re为等效井底半径，rw为井半径。对于存在生产井的网格，通过以上关系式能够较为准确地表征人工裂隙流入井筒的水的质量流量和人工裂隙流入井筒的气体的质量流量。作为优选，步骤S2中，基质与人工裂缝窜流量qmf满足以下关系：其中，Δx为基质表观渗透率网格块在x方向上的尺寸，Δy为基质表观渗透率网格块在y方向上的尺寸，Δz为基质表观渗透率网格块在z方向上的尺寸。采用以上方法，能够更为准确地表征基质与人工裂缝窜流量。作为优选，步骤S3中，联立步骤S1.2的基质中气体二维平面流动的连续性方程以及步骤S2中的裂缝中气的质量守恒方程和水的质量守恒方程，得到含水页岩气的基本流动方程：采用以上方法，利用含水页岩气的基本流动方程，建立了产水页岩气井的渗流数学模型。作为优选，步骤S4包括以下步骤：S4.1，利用有限差分法，块中心差分格式离散方程得到相应的差分方程，具体包括：裂缝系统水相差分方程：裂缝系统气相差分方程：其中，基质系统差分方程：其中，Vi，j＝ΔxiΔyiΔzi式中，Twf为裂缝中水相的传导率，Cft为裂缝综合压缩系数，Cfw为裂缝中水的压缩系数，Δt为时间步长，Tgf为裂缝中气相的传导率，Pgf为裂缝中气相压力，Pi为原始地层压力，Tm为基质传导率，为基质综合压缩系数，Cmt为基质不考虑吸附解析的压缩系数，Cfg为裂缝中气体压缩系数；S4.2，将模拟单元划分为块中心矩形网格系统；采用追赶法求解裂缝系统水相差分方程和裂缝系统气相差分方程，得到裂缝系统压力分布；采用线松弛迭代法求解基质系统差分方程，得到基质系统的压力分布；最后本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法，其特征在于，包括以下步骤：S1，建立页岩基质的气体渗流模型；S2，建立页岩裂缝的渗流数学模型；S3，根据页岩基质的气体渗流模型和页岩裂缝的渗流数学模型，得到产水页岩气井的渗流数学模型；S4，利用数值模拟方法对产水页岩气井的渗流数学模型进行求解，得到产水页岩气井的页岩气产量。

【技术特征摘要】
1.一种经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法，其特征在于，包括以下步骤：S1，建立页岩基质的气体渗流模型；S2，建立页岩裂缝的渗流数学模型；S3，根据页岩基质的气体渗流模型和页岩裂缝的渗流数学模型，得到产水页岩气井的渗流数学模型；S4，利用数值模拟方法对产水页岩气井的渗流数学模型进行求解，得到产水页岩气井的页岩气产量。2.根据权利要求1所述的经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法，其特征在于，步骤S1包括以下步骤：S1.1，构建气体表观渗透率方程：其中，Kapp为基质表观渗透率，φmeff为基质有效孔隙度，φm为基质孔隙度，φf为天然裂缝孔隙度，τ为多孔介质迂曲度，μg为气体黏度，Cgm为基质中气体压缩系数，Ds为表面扩散系数，Bg为气体体积系数，εks为干酪根的比例，ρs为页岩密度，VL为朗格缪尔体积，PL为朗格缪尔压力，Pm为基质系统的压力，Dm为Knudsen扩散系数，满足Bm为活脱系数，满足reff为基质纳米孔隙半径；S1.2，对气体表观渗透率方程进行变换，得到基质中气体二维平面流动的连续性方程：其中，ρg为气体密度，qmf为基质与人工裂缝窜流量，qa为单位基质体积的吸附气量。3.根据权利要求2所述的经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法，其特征在于，步骤S1.1中，基质纳米孔隙半径reff与基质孔隙压力的关系满足其中，rmi为初始的孔隙半径，σm为上覆应力，Cψ为基质应力敏感常数。4.根据权利要求2所述的经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法，其特征在于，步骤S1.2中，基于Langmuir等温吸附方程得到单位基质体积的吸附气量qa满足其中，Mg为气体分子质量，Vstd为气体在标准状况下的摩尔体积。5.根据权利要求2所述的经水力压裂改造的产水页岩气井页岩气产量预测方法，其特征在于，步骤S2具体如下：基于页岩储层裂缝中存在气水两相，在考虑源汇项基础上分别可以得到裂缝中气的质量守恒方程以及水的质量守恒方程：其中，ρw为水的密度，kf为天然裂缝的渗透率，krg为气相相对渗透率，krw为水相相对渗透率，Pg为气体的压力，Pw为水的压力，qwwell为人工裂隙流入井筒的水的质量流量，qgwell为人工裂隙流入井筒的气体的质量流量，sg为人工裂隙中流体的含气饱和度，sw为人工裂隙中流体的含水饱和度。6.根据权利...

【专利技术属性】
技术研发人员：黄小亮，戚志林，严文德，李志强，李继强，雷登生，
申请(专利权)人：重庆科技学院，
类型：发明
国别省市：重庆,50