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页岩压裂中压裂液返排率低的孔隙尺度模拟与解释

ISSN号：0023-074X
期刊名称：《科学通报》
时间：0
分类：TE357.12[石油与天然气工程—油气田开发工程]
作者机构：[1]中国石油大学华东石油工程学院,青岛266580, [2]Los Alamos National Laboratory, Los Alamos 87544, USA, [3]中国石油大学华东地球科学与技术学院,青岛266580
相关基金：国家科技重大专项（2008ZX05014-005-03）; 长江学者和创新团队发展计划（IRT1294）; 国家自然科学基金（51234007）; 教育部博士点基金（20110133120012）; 中央高校基本科研业务费专项（11CX05007A）; 高等学校学科创新引智计划（B08028）资助,作者张磊感谢国家留学基金管理委员会（CSC）的资助,在美国Los Alamos国家实验室进行为期一年的学习交流,并利用实验室的高性能计算机完成了文中的并行计算工作.

关键词：页岩, , 孔隙尺度, , 格子Boltzmann方法, 数字岩心, 水力压裂, shale, pore-scale, lattice Boltzmann method, digital core, hydraulic fracturing

中文摘要：

针对页岩压裂过程中,压裂液返排效率普遍很低的现象,基于高分辨率页岩岩样SEM（scanning electron microscope）电子显微镜扫描图像,利用马尔科夫链蒙特卡罗（Markov Chain Monte Carlo）方法重构得到页岩的三维数字岩心,采用具有高密度比的格子Boltzmann模型,从孔隙尺度来模拟页岩中气水两相驱替过程.首先通过计算表面张力和相对渗透率来验证模型的准确性,然后模拟页岩数字岩心中的油水两相流动,页岩中首先饱和水（气）相,然后从一端注入气（水）相,模拟终止条件为驱替相在出口端发生突破,气水运动黏度比和密度比分别设置为10：1和1：1000.水驱气过程中发生突破时,水相的饱和度为70%,而气驱水过程中发生突破时,气相的饱和度只有4.5%,给出了三维数字岩心中驱替相分布,在气驱水的过程中发生突破时,大部分水被滞留在页岩孔隙中,从而解释了页岩水力压裂中,压裂液返排效率低于10%的现象.

英文摘要：

Within the low recovery of fracturing fluid during hydraulic fracturing in shale, the displacement between water and gas is simulated in pore-scale. The lattice Boltzmann model with high-density ratio is employed, and the geometry is three-dimensional shale digital core,which is reconstructed by Markov Chain Monte Carlo method with a high resolution SEM scanning image as input. The model is verified by calculating the surface tension and relative permeability. Water（gas） is saturated at first, and then, gas（water） is injected at inlet. The simulation is terminated when breakthrough of displacement phase occurs at outlet. The kinetic viscosity ratio and density ratio of gas and water are set to 10：1 and 1：1000, respectively. The water saturation is 70% at breakthrough when water displaces gas,while the gas saturation is only 4.5% at breakthrough when gas is advancing phase. The distribution of displacement phase is given in three-dimensional digital core. Most water is trapped in the pore at breakthrough, when water is displaced by gas. Hence, the phenomenon of recovery of fracturing fluid is less than 10% in shale is explained.

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