页岩气藏裂缝网络内气液两相渗流规律研究

Shale gas reservoirs are mainly developed by multi-fractured horizontal wells, and gas-liquid two-phase flow is still lack of clear understanding in the fracture networks. It is a typical two-phase flow under multi-medium and multi-physics. Due to shale multi-scale structures, various reservoir modes, liquid imbibition and retention, the gas-liquid two-phase transport mechanism is very complex. Therefore, this project intends to study the gas-liquid two-phase flow under different fracture networks, fluid properties, shale stratification and wettability by experiments, which consider the two-phase exchange between shale matrix and fracture, and the model of gas-liquid two-phase flow is established in shale fracture. Fracture parameters’ distribution is studied by Micro-CT scanning, the micro seismic monitoring and well test, and the distribution mathematical models are established for both disperse hydraulic fractures and fractal natural fractures, and then these models are coupled with the gas-liquid two-phase flow model. According to embedded fracture network model and finite difference method, gas-liquid two-phase flow is simulated in shale gas reservoir with fracture networks. After field verification, the models will be applied in shale gas wells' performance prediction and reservoir parameter analysis.

页岩气藏主要采用水平井多段水力压裂技术开发，压裂后复杂裂缝网络中的气液两相渗流规律尚缺乏清晰的认识，属于典型的多重介质多物理场耦合下的两相流动问题，并且由于页岩多尺度孔缝介质结构、多储集方式特性以及液相渗吸滞留使得页岩中气液两相运移机制非常复杂。为此，本项目拟开展考虑页岩基质与裂缝间流体交换的气液两相渗流物理模拟实验，揭示缝网结构、液体性质、页岩层理和润湿性等多因素耦合作用下的气液两相渗流规律，建立页岩裂缝介质中的气液两相渗流模型。采用Micro-CT扫描、微地震监测和试井解释等方法探究裂缝参数的分布规律，建立离散人工缝与分形天然缝交织的裂缝网络数学表征模型，并与页岩裂缝介质中的气液两相渗流模型相互耦合，基于嵌入式裂缝网络模型和有限差分方法开展气液两相渗流数值模拟，经矿场数据拟合验证后将模型应于页岩气井生产动态预测和储层参数反演。

页岩气藏主要采用水平井多段水力压裂技术开发，压裂后复杂裂缝网络中的气液两相渗流规律尚缺乏清晰的认识，属于典型的多重介质多物理场耦合下的两相流动问题，并且由于页岩多尺度孔缝介质结构、多储集方式特性以及液相渗吸滞留使得页岩中气液两相运移机制非常复杂。为此，本项目开展考虑页岩基质与裂缝的气液两相渗流物理模拟实验，揭示多因素耦合作用下的气液两相渗流规律，建立页岩裂缝介质中的气液两相渗流模型。开展相关物理模拟实验研究页岩基质气体的扩散以及液相渗吸对气液两相渗流的影响规律。采用有限差分等数值计算方法求解页岩裂缝网络中的气液两相渗流模型，并通过拟合现场实测生产动态数据对模型的有效性进行验证。将验证后的气液两相渗流模型进行现场应用，利用数值试井方法对储层参数进行反演和井间干扰特征分析。研究发现：裂缝页岩岩心气驱水后核磁孔隙度由5.23%～7.44%下降至4.29%～6.11%，岩心总吸水量和驱出水量为0.57g～0.78g和0.18g～0.25g，气驱后束缚水饱和度为68.32%～87.14%。束缚水主要赋存在0.3～100nm孔隙中，其中0.3nm～3nm孔隙中的水不能被排出，3nm～100nm以上孔隙中15.4%的水被驱出，100nm以上的大孔隙和裂缝中接近98%的水驱出随着气体压差的增大，气体压差对页岩渗透率的影响逐渐减小。含水饱和度主要影响低压下页岩渗透率，对高压下页岩渗透率影响不大随着有效应力增加，束缚水饱和度增高，气水两相相渗快速降低，存在较强的应力敏感。说明控制降压开采速度有助于强化地层排液，延缓递减。综合邻井压裂干扰压力响应分析、干扰试井压力响应分析、生产动态干扰特征分析以及试井资料约束的数值模拟预测，提出了一套定量化评价页岩气压裂水平井井间干扰的方法。本井受到干扰时关井拟压力双对数曲线出现“后段下掉”现象，干扰出现的越早越严重曲线下掉的越早且幅度越大；井间距离越近、邻井越多以及对应水平段内连通层段越多，本井受到的干扰越严重；无层段直接连通且有间隔的邻井依然可对本井产生干扰；有多段压裂缝连通时干扰严重会影响生产，SRV诱导缝网连通时干扰较弱反而增大了单井控制面积有益于生产。对已出现严重干扰的井需及时关井恢复压力，同时控制本井与邻井的产量延长稳产时间。