页岩气藏基质渗透率修正及试井分析方法

【摘要】：由于页岩储层其特殊的储藏岩石特性、气体贮存特性以及气体输运特性,导致其流动机理和描述方法有别于传统的方法,此时基于传统理论的试井和描述方法已无法实现对页岩气藏的准确认识和预测。本文开展了对页岩气藏渗流规律及特殊开采方式下的试井分析方法研究,这样一方面加深了对地下流动情况的认识,有助于我们深入的理解页岩气藏的生产和开发方式,另一方面可以通过对其井底压力进行预测,实现对生产的指导和改进。 通过对页岩气藏的贮藏输运特性的分析,使用真实气体状态方程来描述页岩气藏内气体,并给出了混合气体物性包括偏差因子、相对压缩系数、气体粘度在不同温度、压力情况下的计算公式：依据双重介质模型,实现了对页岩气藏天然裂缝网络的描述,基于Langmuir吸附理论考虑了页岩气藏内气体的吸附／解吸附特性,应用Palmer-Mansoori模型来描述页岩气藏内的压敏效应等；综合上述模型并考虑气体扩散,建立了适用于页岩气藏的流动基本方程,引进拟压力的概念将页岩气方程线性化,最终得到了Laplace空间下与单相流体渗流方程形式类似的页岩气藏渗流偏微分方程。 基于页岩基质致密性和孔隙尺寸极小的特征,使用分子动力学方法研究微观情况下纳米孔道内气体的分布输运规律,发现纳米尺度情况下孔道内气体分子在孔道剖面上并非均匀分布,而是在壁面处存在明显的分子积聚现象。依据分子非均匀分布的修正二阶滑移边界,推导了适用于页岩气藏的基质视渗透率修正公式。给出该模型与常见视渗透率修正模型的对比,发现分子积聚现象对渗透率的影响无法忽略。对视渗透率修正模型的参数分析发现,TMAC即切动量自适应系数对视渗透率影响很大,而滑移距离与分子平均自由程之比也对视渗透率曲线有较明显影响。 通过将人工大裂缝离散为多个小裂缝,应用无限传导裂缝模型描述页岩气藏内边界条件,并根据叠加原理得到了其在Laplace空间内的井底压力求解方程组。考虑到上述方法中解的最终形式较为复杂,且对不同的油藏边界差异较大难以通用,因此通过定义辅助问题实现了基于Newmann乘积法和Green函数法的辅助方法求解,并给出了常见油藏边界类型的求解方式。考虑到气井生产中的井储和表皮效应,给出了所求井底压力与考虑井储、表皮情况下压力在Laplace空间的关系式,实现了对井储和表皮的考虑。 基于本文提出的页岩气流动模型,研究了页岩气生产前期和中后期地层流动特征,分析了其井底压力响应,指出页岩气藏一般存在六个流动阶段,通过计算给出了各流动段在压力图中的特征,并分析了吸附、窜流、井储和表皮效应对压力响应的影响。依据流动特征分析,提出了裂缝半长、间距均相等情况下其压力近似求解方法。最后利用油田现场实验数据,验证了本文提出模型的有效性和准确性。