页岩油藏裂缝网络多相渗流数值模拟研究

咸玉席; 陈超峰; 封猛; 郝有志

doi:10.11911/syztjs.2021090

页岩油藏裂缝网络多相渗流数值模拟研究

1.
中国科学技术大学石油天然气研究中心，安徽合肥 230027
2.
中国石油新疆油田分公司勘探事业部，新疆克拉玛依 834000
3.
中国石油集团西部钻探工程有限公司试油公司，新疆克拉玛依 834000

基金项目: 中国石油重点攻关项目“陆相中高成熟度页岩油勘探开发关键技术研究与应用”（编号：2019E-26）和国家科技重大专项“致密油气藏多尺度介质复杂结构井数值试井分析方法及应用研究”（编号：2017ZX05009005-002）联合资助

详细信息

作者简介:
咸玉席（1981—），男，山东日照人，2006年毕业于大庆石油学院工程力学专业，2009年获合肥工业大学工程力学专业硕士学位，2014年获中国科学技术大学工程力学专业博士学位，副研究员，主要从事渗流力学和冲击力学方面的研究。E-mail：yxxian@ustc.edu.cn。

中图分类号: TE319⁺.1
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出版历程
- 收稿日期: 2021-04-14
- 修回日期: 2021-07-09
- 网络出版日期: 2021-07-15
- 刊出日期: 2021-10-17

Numerical Simulation of Multiphase Flow in Fracture Networks in Shale Oil Reservoir

1.
Center for Petroleum and Natural Gas Research, University of Science and Technology of China, Hefei, Anhui, 230027, China
2.
Exploration Department, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang, 834000, China
3.
Well Testing Company, CNPC Xibu Drilling Engineering Company Limited, Karamay, Xinjiang, 834000, China

摘要

摘要: 为了准确表征页岩油藏复杂裂缝中多相流体的流动，建立了嵌入裂缝多相流动模型和多裂缝交叉网络多相流动模型，采用数值模拟方法，研究了多相流体在多裂缝交叉网络中的流动规律。研究结果表明，裂缝网络多相渗流数值模拟方法解决了表征流体单一、裂缝尺度范围大、划分网格要求精度高、流体参数在裂缝界面处不连续等问题，能够判断水力压裂裂缝与天然裂缝沟通的规模及距离，数值模拟计算的地层压力可以表征页岩油藏裂缝网络附近区域内压力随生产时间的变化规律。裂缝网络多相渗流数值模拟，实现了数值模拟的高效计算，为评价页岩油藏储层提供了新的技术方法。
- 页岩油藏 /
- 水力压裂 /
- 裂缝网络 /
- 多相渗流 /
- 数值模拟
Abstract: Models for multiphase flow in embedded fractures and multi-fracture-intersecting networks were built to accurately characterize the flow of multiphase fluid in complex fractures in shale oil reservoirs. The numerical simulation method was utilized to analyze the flow law of multiphase fluids in the multi-fracture-intersecting networks. The results show that the numerical simulation method for the multiphase flow in the fracture networks solves problems such as single fluid type characterization, large fracture scales, high requirements for meshing accuracy, and discontinuity of fluid parameters at the fracture interface. This method can be used to assess the communication scale of hydraulic and natural fracturesand the distance between them. The formation pressure calculated by the numerical simulation method can be used to characterize the pressure variation near the fracture networks of shale oil reservoirs with the production time. The numerical simulation method proposed in this paper shows high efficiency in computing, and provides a new technical approach for the evaluation of shale oil reservoirs.
- shale oil reservoir /
- hydraulic fracturing /
- fracture networks /
- multiphase flow /
- numerical simulation

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井眼轨迹挠曲特性的表征是研究井眼轨迹设计、监测及控制等技术方法的科学基础，只有掌握了井眼轨迹的挠曲特性及其表征方法，才能更好地实现导向钻井的预期目标。导向钻井需要先设计好井眼轨道，然后再确定工具造斜率和工具面角等技术参数，进而形成钻井技术方案^[1–2]。显然，要基于井眼轨迹的挠曲形态来确定导向钻具的定向造斜参数，就必须建立两者间的相互关系。习惯做法是基于井眼轨迹计算出工具面角，基于井眼曲率来确定导向钻具的造斜率并留出余量。

目前，通过研究导向钻具与井眼轨迹之间的相互作用，揭示了习惯做法的理论依据^[3]：导向钻具的造斜率决定了井眼轨迹的井眼曲率，导向钻具的定向方向决定了井眼轨迹的主法线方向；提出了普适性的工具面角方程，解决了原有工具面角公式仅适用于空间圆弧模型的问题。然而，这些研究结果仍有局限性，即没有考虑地层自然造斜对井眼轨迹的影响。换句话说，基于井眼轨迹的挠曲形态来确定导向钻具的定向造斜参数，现有方法还仅局限于不考虑地层自然造斜影响的情况。

针对上述遗留问题，笔者提出了井眼轨迹主法线角的概念，建立了主法线角的通用方程，创建了用特性曲线表征井眼轨迹挠曲形态的方法，以期厘清现有理论与技术中的一些模糊认识。

1. 主法线角的定义

井眼轨迹是连续光滑的空间曲线，既有弯曲又有扭转。为表征井眼轨迹的挠曲形态，需要定义井眼轨迹的基本向量，即单位切线向量t、单位主法线向量n和单位副法线向量b。单位切线向量t指向井眼轨迹的前进方向，单位主法线向量n指向井眼轨迹的弯曲方向，单位副法线向量b垂直于单位切线向量t和单位主法线向量n（即b=t×n），如图1所示。

图 1 井眼轨迹的基本向量和主法线角

Figure 1. Basic vector and principal normal angle of borehole trajectory

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根据数学原理和钻井工程定义，在井口坐标系O–NEH下，井眼轨迹的基本向量可表述为^[2–4]：

$\left\{ \begin{array}{l} {{t}} = {{i}}\sin \alpha \cos \phi \, + {{j}}\sin \alpha \sin \phi \, + {{k}}\cos \alpha \, \\ {{n}} = \dfrac{1}{\kappa }{{i}}\left( {{\kappa _\alpha }\cos \alpha \cos \phi - {\kappa _\phi }\sin \alpha \sin \phi } \right)\,+\\\;\; \;\;\;\;\; \dfrac{1}{\kappa }{{j}}\left( {{\kappa _\alpha }\cos \alpha \sin \phi + {\kappa _\phi }\sin \alpha \cos \phi } \right)\,- \\\;\;\;\;\;\;\; \dfrac{1}{\kappa }{\kappa _\alpha }{{k}}\sin \alpha \, \\ {{b}} = - \dfrac{1}{\kappa }{{i}}\left( {{\kappa _\alpha }\sin \phi + {\kappa _\phi }\sin \alpha \cos \alpha \cos \phi } \right)\,+ \\\;\;\;\;\;\;\; \dfrac{1}{\kappa }{{j}}\left( {{\kappa _\alpha }\cos \phi - {\kappa _\phi }\sin \alpha \cos \alpha \sin \phi } \right)\,+ \\\;\;\;\;\;\;\; \dfrac{1}{\kappa }{\kappa _\phi }{{k}}{\sin ^2}\alpha \, \end{array} \right.$

(1)

式中：α为井斜角，（°）；ϕ为方位角，（°）；κ_α为井斜变化率，（°）/m；κ_ϕ为方位变化率，（°）/m；κ为井眼曲率，（°）/m；i，j和k分别为井口坐标系N轴、E轴、H轴上的单位坐标向量。

井眼轨迹的弯曲特性可用井眼曲率κ和单位主法线向量n表征，其中井眼曲率用于表征井眼轨迹的弯曲程度，单位主法线向量用于表征井眼轨迹的弯曲方向。虽然式（1）能表征单位主法线向量n，但是不够直观，也不便于应用。考虑到单位主法线向量n和井眼高边都位于井眼轨迹的法平面内，所以基于井眼高边方向来表征单位主法线向量n更为简洁方便。若井眼高边向量用h表示，则在井口坐标系O–NEH下可表示为^[2–3]：

${{h}} = {{i}}\cos \alpha \cos \phi \, + {{j}}\cos \alpha \sin \phi \, - {{k}}\sin \alpha \,$

(2)

为基于井眼高边来表征主法线方向，将单位主法线向量n与井眼高边向量h之间的夹角定义为主法线角ω，ω是单位切线向量t自井眼高边向量h方向顺时针转至主法线向量n方向所形成的角度。

2. 主法线角与工具面角的关系

导向钻具的定向造斜特性用工具造斜率κ_t和工具面角ω_t表征，其中工具造斜率用于表征导向钻具的造斜能力，工具面角用于表征导向钻具的工作姿态并确定定向方向n_t^[3]，如图2所示。在井底点P处，向量t指示了井眼轨迹的切线方向，垂直于向量t的平面称为井底平面。过向量t的铅垂平面称为井斜平面，导向钻具所在或所指示的平面称为工具面。在井底平面与工具面的交线上，从井眼中心P点指向钻头的方向称为定向方向，用单位向量n_t表示。显然，井眼高边向量h位于井底平面与井斜平面的交线上，且指向增井斜方向。

图 2 导向钻具的定向方向和工具面角

Figure 2. Orientation direction and tool face angle of steering tool

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工具面角ω_t是指绕井眼切线向量t自井斜平面顺时针转至工具面所形成的角度^[1–2]。显然，工具面角ω_t是工具面与井斜平面之间的夹角，也是定向向量n_t与井眼高边向量h之间的夹角^[3]，且具有方向性。

此前，业内没有主法线角概念而用工具面角代替，还认为井眼轨迹的井眼曲率与导向钻具的造斜率相等。于是，在工程上形成了一些习惯做法，例如基于井眼曲率κ来估算工具造斜率κ_t、基于工具面角ω_t建立井眼轨迹的恒工具面模型^[5–6]，等等。事实上，井眼曲率和主法线角属于井眼轨迹的挠曲参数，工具造斜率和工具面角是导向钻具的定向造斜参数，两者的研究对象和参数意义存在本质性区别。显然，井眼轨迹模型应基于井眼轨迹的挠曲参数来定义，不应基于导向钻具的定向造斜参数进行定义，所以恒工具面模型应改称为恒主法线（角）模型。业内长期混用这2组参数的主要原因是：当不考虑地层自然造斜对井眼轨迹的影响时，井眼曲率和主法线角（κ，ω）与工具造斜率和工具面角（κ_t，ω_t）在数值上分别相等。因此，以往的相关研究结果都只适用于不考虑地层自然造斜影响的情况，此后应厘清这2组参数。

3. 主法线角方程

根据井眼轨迹主法线角和向量间夹角的定义可知：

$\left\{ \begin{array}{l} \cos \omega = \dfrac{{{{n}} \cdot {{h}}}}{{\left| {{n}} \right|\left| {{h}} \right|}}\\ \sin \omega = \dfrac{{\left| {{{n}} \times {{h}}} \right|}}{{\left| {{n}} \right|\left| {{h}} \right|}} \end{array} \right.$

(3)

将式（1）和式（2）代入式（3），由于|n|=|h|=1，经整理得：

$\left\{ \begin{array}{l} \cos \omega = \dfrac{{{\kappa _\alpha }}}{\kappa }\\ \sin \omega = \dfrac{{{\kappa _\phi }}}{\kappa }\sin \alpha \end{array} \right.$

(4)

于是，有：

$\left\{ \begin{array}{l} {\kappa _\alpha } = \kappa \cos \omega \\ {\kappa _\phi } = \kappa \dfrac{{\sin \omega }}{{\sin \alpha }} \end{array} \right.$

(5)

及

$\left\{ \begin{array}{l} \kappa = \sqrt {{\kappa _\alpha }^2 + {\kappa _\phi }^2{{\sin }^2}\alpha } \\ \tan \omega = \dfrac{{{\kappa _\phi }}}{{{\kappa _\alpha }}}\sin \alpha \end{array} \right.$

(6)

这样，便得到了井眼轨迹的井眼曲率和主法线角（κ，ω）与井斜变化率和方位变化率（κ_α，κ_ϕ）之间的关系式。在上述定义及公式推演过程中，由于没有限定具体的井眼轨迹模型，所以这些公式都具有普适性。

对于具体的井眼轨迹模型，需要求得井斜角α、井斜变化率κ_α和方位变化率κ_ϕ，才能用式（6）计算井眼轨迹的主法线角ω。显然，井眼轨迹模型不同，这些参数的计算方法也不同。将任一井眼轨迹模型的井斜角（α）方程、井斜变化率（κ_α）方程和方位变化率（κ_ϕ）方程代入式（6），都可得到相应模型的主法线角ω的计算公式。

对于空间圆弧模型，假设井眼轨迹为空间斜平面内的圆弧线，井眼曲率 $\kappa$ 为常数，其特征参数是井眼曲率κ和井段始点A处的主法线角ω_A^[2]。

$\cos \alpha = \cos {\alpha _A}\cos \varepsilon - \sin {\alpha _A}\cos {\omega _A}\sin \varepsilon$

(7)

${\kappa _\alpha } = \frac{\kappa }{{\sin \alpha }}\left( {\cos {\alpha _A}\sin \varepsilon + \sin {\alpha _A}\cos {\omega _A}\cos \varepsilon } \right)$

(8)

${\kappa _\phi } = \kappa \frac{{\sin {\alpha _A}\sin {\omega _A}}}{{{{\sin }^{\rm{2}}}\alpha }}$

(9)

$\tan \omega = \frac{{\sin {\alpha _A}\sin {\omega _A}}}{{\cos {\alpha _A}\sin \varepsilon + \sin {\alpha _A}\cos {\omega _A}\cos \varepsilon }}$

(10)

$\!{\text{其中}} \qquad\qquad\qquad \varepsilon = \kappa \left( {L - {L_A}} \right) \qquad\qquad\qquad$

(11)

式中：α_A为A点的井斜角，（°）；L为井深，m；L_A为A点的井深，m；ε为弯曲角，（°）。

对于圆柱螺线模型，假设井眼轨迹为等变螺旋角的圆柱螺线，其垂直剖面和水平投影均为圆弧，特征参数是垂直剖面和水平投影的曲率κ_v和κ_h^[2]。

$\alpha = {\alpha _A} + {\kappa _{\rm{v}}}\left( {L - {L_A}} \right)$

(12)

${\kappa _\alpha } = {\kappa _{\rm{v}}}$

(13)

${\kappa _\phi } = {\kappa _{\rm{h}}}\sin \alpha$

(14)

$\tan \omega = \dfrac{{{\kappa _{\rm{h}}}}}{{{\kappa _{\rm{v}}}}}{\sin ^2}\left[ {{\alpha _A} + {\kappa _{\rm{v}}}\left( {L - {L_A}} \right)} \right]$

(15)

式中：κ_v为井眼轨迹垂直剖面的曲率，（°）/m；κ_h为井眼轨迹水平投影的曲率，（°）/m。

对于自然曲线模型，假设井眼轨迹的井斜变化率κ_α和方位变化率κ_ϕ都为常数，其特征参数是井斜变化率κ_α和方位变化率κ_ϕ^[2]。

$\alpha = {\alpha _A} + {\kappa _\alpha }\left( {L - {L_A}} \right)$

(16)

$\tan \omega = \frac{{{\kappa _\phi }}}{{{\kappa _\alpha }}}\sin \left[ {{\alpha _A} + {\kappa _\alpha }\left( {L - {L_A}} \right)} \right]$

(17)

4. 主法线角的功用

4.1 表征井斜规律

由于井眼曲率κ恒为正值，且在井斜角值域内sin α≥0，所以由式（5）可知，井斜变化率κ_α和方位变化率κ_ϕ的正负号取决于主法线角ω的数值，即：

$\left\{ \begin{array}{l} {\kappa _\alpha }> 0 \quad 0^\circ \leqslant \omega < 90^\circ , 270^\circ < \omega < 360^\circ \\ {\kappa _\alpha }= 0 \quad \omega {\rm{ = }}90^\circ , \omega {\rm{ = 27}}0^\circ \\ {\kappa _\alpha }< 0 \quad 90^\circ < \omega < 270^\circ \end{array} \right.$

(18)

$\left\{ \begin{array}{l} {\kappa _\phi }> 0 \quad 0^\circ < \omega < 180^\circ \\ {\kappa _\phi }= 0\quad \quad \omega {\rm{ = }}0^\circ , \omega {\rm{ = 18}}0^\circ \\ {\kappa _\phi }< 0\quad \quad 180^\circ < \omega < 360^\circ \end{array} \right.$

(19)

还可根据式（18）和式（19），用图示法来表征主法线角ω对井斜角α和方位角ϕ的影响规律（见图3）。

图 3 主法线角对井斜的影响规律

Figure 3. Influence rules of principal normal angle on hole inclination

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4.2 表征挠曲特性

为表征井眼轨迹的挠曲形态，现已定义了很多挠曲参数，常用的挠曲参数及分组有：井斜变化率和方位变化率（κ_α，κ_ϕ）、井眼曲率和主法线角（κ，ω）。显然，井眼轨迹的挠曲参数都沿井深变化，要形象直观地表征这些挠曲参数的变化规律，就需要构建井眼轨迹的挠曲特性曲线。

由式（6）可知，井眼曲率κ和主法线角ω均为κ_α和κ_ϕsin α的函数。若以κ_ϕsin α为横轴、以κ_α为纵轴建立直角坐标系，则井眼曲率κ和主法线角ω分别为极坐标系的极径和极角，如图4所示。据此，将井眼轨迹上各点处的井眼曲率κ和主法线角ω都绘制在这张图上，便可得到随井深变化的κ–ω曲线。若将设计轨道和实钻轨迹的井眼曲率和主法线角绘制在同一张图上，便可随钻监测两者的变化规律及两者的符合情况。

图 4 井眼轨迹的挠曲特性曲线

Figure 4. Deflection characteristic curve of borehole trajectory

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需要说明的是，图4内涵丰富，它不仅基于极坐标系表征了κ–ω曲线，也基于直角坐标系表征了κ_α–κ_ϕsin α曲线，而且还表征了井眼曲率和主法线角（κ，ω）与井斜变化率和方位变化率（κ_α，κ_ϕ）之间的相互关系。

5. 结　论

1）提出了井眼轨迹主法线角的概念及定义，明确了井眼轨迹挠曲特性（井眼曲率和主法线角）与导向钻具定向造斜特性（工具造斜率和工具面角）之间的区别。只有不考虑地层自然造斜对井眼轨迹的影响时，两者才相等。

2）揭示了井眼轨迹不同挠曲参数间的关系，建立了井眼轨迹的主法线角方程，并给出了常用井眼轨迹模型的主法线角计算公式。

3）建立了用特性曲线表征井眼轨迹挠曲形态的方法，基于直角坐标系和极坐标系耦合的特性曲线可表征多组挠曲参数及其之间的关系，可用于随钻监测井眼轨迹的挠曲特性及其变化情况。

图 1 油藏中垂直于裂缝方向上的油相饱和度分布曲线

Figure 1. Saturation distribution curve of oil phase perpendicular to the fracture direction in oil reservoirs

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图 2 裂缝网格两侧的参考点

Figure 2. Reference points on both sides of fracture meshes

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图 3 内边界替代覆盖裂缝的基质网格

Figure 3. Replacement of matrix meshes covering fractures by the inner boundary

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图 4 交叉于一点的3条裂缝

Figure 4. Three fractures intersecting at one point

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图 5 页岩油藏相对渗透率曲线

Figure 5. Relative permeability curve of the shale oil reservoir

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图 6 多级压裂水平井裂缝示意

Figure 6. Fractures of a multistage fractured horizontal well

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图 7 含有不同类型裂缝的多级压裂水平井离散网格

Figure 7. Discrete meshes of a multistage fractured horizontal well with different types of fractures

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图 8 不含有天然裂缝的多级水力压裂地层压力分布

Figure 8. Formation pressure distribution of a multistage hydraulically fractured horizontal well without natural fractures

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图 9 不含有天然裂缝的多级水力压裂水平井在初始压力40 MPa下压裂改造后的压力波及区域

Figure 9. Pressure swept zone of a multistage hydraulically fractured horizontal well without natural fractures with an initial pressure of 40 MPa

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图 10 不含有天然裂缝的多级水力压裂水平井在闷井10 d后的地层压力分布

Figure 10. Formation pressure distribution of a multistage hydraulically fractured horizontal well without natural fractures after 10 d of shut-in

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图 11 不含有天然裂缝的多级水力压裂水平井井底压力相对对数曲线

Figure 11. Relative logarithmic curves of the bottomhole pressure of a multistage hydraulically fractured horizontal well without natural fractures

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图 12 含有天然裂缝的多级水力压裂水平井井底压力相对对数曲线

Figure 12. Relative logarithmic curves of the bottomhole pressure of a multistage hydraulically fractured horizontal well with natural fractures

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参考文献(16)

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施引文献(9)

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1. 主法线角的定义
2. 主法线角与工具面角的关系
3. 主法线角方程
4. 主法线角的功用
4.1 表征井斜规律
4.2 表征挠曲特性
5. 结　论

页岩油藏裂缝网络多相渗流数值模拟研究

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