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压裂井试油公差优化及其在产量预测中的应用 0 试油压差选取 如果选择的油压力过大，则会对薄结强度的地层产生大量的砂流。对于不含砂的存储层，颗粒的运移会堵塞孔的通道。裂缝和压裂井也会导致裂缝闭合，降低油气产量。此外，油层中的原油脱气，严重影响了油相的渗透，严重影响了凝析气层中的凝析油分离，严重影响了相的渗透率。若试油压差过小,则难以把井眼附近地层内因钻井、固井和完井等施工而产生的侵入液排出,不利于油气井尽早投产。因此,对试油压差的优化选取很有必要。 压裂井试油压差的合理选取需满足两个条件:一是避免由于支撑缝和酸蚀区的破坏引起压裂裂缝和地层渗透率的降低,从而引起不可恢复的“应力伤害”,依据地层和支撑剂强度校核可得到一个临界压差;二是保证在选取的试油压差下有较高的排液速度,为生产压差选取提供指导,根据计算得到的产量-压差曲线可得到另一个临界压差,合理压差应该为两者中较小者。 本文通过实验研究了压裂裂缝导流能力的闭合压力敏感性,将实验结果用于渗流场有限元模型的理论计算。建立了压裂井试油压差优化的单裂缝有限元模型和考虑天然裂缝的有限元模型,并用其模拟一定压差控制下水力裂缝周围的应力场和排液速度,从地层和支撑剂强度校核以及产量-压差曲线中得到优化的试油压差。 1 裂缝诱导试验 1.1 仪器的功能及评价体系 实验使用FCES-100型裂缝导流仪(如图1所示)导流室按照API标准设计。 该仪器的主要功能有:地层条件下的导流能力模拟评价、压裂液在裂缝中的滤失模拟及支撑剂优选。仪器最高实验温度为150 ℃,最大闭合压力为200 MPa。 1.2 支撑剂充填层流变性测定 实验按照中华人民共和国石油天然气行业标准《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法(SY/T6302-1997)》要求进行。 实验用流体选择4%NaCl盐水,流速为1～10 mL/min,环境温度为13 ℃。选择现场常用的陶粒支撑剂,考查两种粒径范围即0.841 mm/0.420 mm(20目/40目)和0.595 mm/0.297 mm(30目/50目)。根据现场施工的实际情况,铺砂浓度定为5 kg/m2,闭合压力以10 MPa为递增量从10 MPa增加到80 MPa。 进行导流能力评价实验时,在试样上施加足够长时间的闭合压力使支撑剂充填层达到稳态,在一定的闭合压力下液体通过支撑剂充填层,测量支撑剂充填缝宽、压差和流量,从而计算出支撑剂充填层导流能力和渗透率。每个闭合压力下进行2 mL/min、5 mL/min和8 mL/min 3种流量的实验,取平均值作为最终结果。 1.3 带菌带多环芳烃试样 采用塔中油田A井岩心,加工成符合导流室要求的试样,尺寸为:长17.7 cm、宽3.8 cm、厚1～2 cm。将试样在交联酸中浸泡3 h,以达到酸化的效果。图2为酸化前、后试样特征对比图,可见酸化后试样的颜色变深,表面变得凹凸不平和疏松,且产生了许多细小的矿物颗粒。 1.4 b土壤中亚硝酸盐添加量对缝均流能力的影响 图3为样品酸化前、后的导流能力实验结果。可见,酸化前,随闭合压力的增加,样品支撑裂缝导流能力逐渐下降(见图3a)。酸化后样品在实验初期导流能力下降较快;而在后期,导流能力下降较为缓慢(见图3b)。这是由于酸化导致试样表面变得凹凸不平和疏松,且产生了许多细小的矿物颗粒,这些细小矿物颗粒运移嵌入或堵塞裂缝,对导流能力产生很大影响。 2 分散优化的有限模型 建立了压裂井试油压差优化的单裂缝有限元模型和考虑天然裂缝影响的有限元模型,均由地层流体渗流场和地层骨架应力场组成。 2.1 单元渗透矩阵 假设通过孔隙介质的流体运动遵循达西定律。由达西定律,压降和平均流速的关系如下: u=-Κμdpdx(1) 对于平面定常二维流动,其渗流控制方程为: ?2p?x2+?2p?y2=0 (2) 对于二维双线性矩形单元,任意点的压力值可由节点压力表示为: p=[SiSjSmSn][pipjpmpn](3) 其中 Si=(1-X/l)(1-Y/w)Sj=Xl(1-Y/w)Sm=XY/lwSn=Yw(1-X/l) 对渗流控制方程(2)应用迦辽金方法,得到如下的积分方程: ∫ASΤ?2p?X2dA+∫ASΤ?2p?Y2dA=0(4) 计算(4)式给出的积分,可以得到单元渗透矩阵: Κe=Κw6l [2-2-11-221-1-112-21-1-22] +Κl6w 试油过程中,渗流场受地层压力和井筒压力控制,其边界条件由地层压力和井筒压力给出。压力边界条件产生的负荷矩阵为: 有限元法的计算过程是将单元矩阵组成总体矩阵,并求解方程组 Κp=F(6) 得到节点的压力,然后由(3)式可得到任意点压力分布,再由 Q=-ΚAs?p?Ν(7) 计算任意一个截面的流量。 2.2 单元刚度矩阵 地层应力状态满足有效应