部分压开页岩气井产能递减分析

水力压裂技术已广泛应用于增加页岩气井的产量,由于实际页岩储层厚度普遍较大,以现有的压裂技术难以完全压开储层。因此,针对页岩气解吸、扩散和渗流特征,建立了部分压开页岩气井产能模型,分别运用Laplace变换、Fourier变换和Duhamel原理,并通过Stehfest数值反演求解产能模型,绘制了部分压开页岩气井产能递减曲线,并分析了压开程度、解吸系数、无因次储容系数、无因次解吸时间、裂缝中心位置对产能递减曲线的影响。研究表明:页岩气井的产量随着压开程度增加而增大;吸附气解吸量随着解吸系数的增大而增大,由于吸附气的解吸,气井产量递减越慢;无因次解吸时间越小,页岩气解吸发生得越早;裂缝中心越靠近储层中心,部分压开页岩气井产量递减越慢。因此,对页岩气井实施压裂时,应该尽量增大储层的压开程度并且尽量使压开裂缝中心靠近储层的中心位置。     

考虑解吸—吸附的页岩气藏压裂水平井综合渗流模型

目前压裂水平井作为页岩气藏的主要开发模式,由于页岩气藏渗流模式在发育良好的天然裂缝以及纳米级孔隙基础上衍生的极为复杂,准确建立渗流数学模型以及对其求解和应用于现场开发生产有着重要的意义。基于三线性渗流理论,考虑解吸—吸附项重新建立页岩气藏压裂水平井产能模型,借助拟压力与无因次量及拉普拉斯变换等数学方法推导出井底压力公式,并通过无因次产量和无因次井底拟压力的关系运用数值反演推导得到页岩气水平井产量计算公式,最后运用公式对气井生产的影响因素进行分析并验证单井产能递减规律。结果表明,推导出的公式能够准确计算和预测页岩气藏产量变化及产能递减规律,同时也能提供压裂设计工艺参数对应的优化分析条件。     

复杂条件下页岩气藏生产特征及规律

从页岩气藏的储层特征、生产机理及压裂施工后气井的产能特征着手,首先分析了页岩储层多孔介质的4个组成部分,确定了有机质孔隙是页岩气主要的储集体,有机质含量及孔隙发育特征直接影响页岩气藏的储量和产量;对页岩气藏的吸附、解析、扩散等渗流机理进行了细致分析,推算游离气与吸附气量,并用压力变化关系曲线解释含气量关系;在产能特征方面运用实例分析了页岩一气井产能,确定了单井初期产量高、后期递减迅速和生产周期长等特征,证实了水力裂缝是页岩气藏最主要的气体渗流通道,水力裂缝的形态最终决定气井的产能。研究结果从多方面总结了页岩气藏复杂的生产机理及特征规律,为提高页岩气井产能、规模化开发页岩气藏提供了理论支撑。     

涪陵焦石坝区块页岩气井动态合理配产技术

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井的渗流特征、产量递减特征和生产特征呈现分阶段变化和分区差异性,目前没有适用该类页岩气井的配产方法。借鉴国外页岩气生产经验,根据页岩储层应力敏感试验结果和实际生产情况,确定采用定产控压的生产方式。在此基础上,借鉴常规气藏配产方法,根据该区块页岩气井实际生产特征,选用采气指示曲线法和不稳定产量分析法确定不同产能页岩气井的合理配产系数。引进页岩气井分区、分阶段动态合理配产的理念,结合分区不同产能区间页岩气井产能的递减规律,按照页岩气井当前累计产气量对应产能的合理配产系数调整配产。按照此方法对涪陵焦石坝区块页岩气井的配产进行了调整,调整后既满足了该区块页岩气井稳产3年左右的需要,又使页岩气藏获得了较高的采收率和较好的经济效益。      

考虑应力敏感与非达西效应的页岩气产能模型

页岩气在储层中存在解吸、扩散和渗流相互作用,同时由于其特殊的孔渗特征,裂缝闭合引起的应力敏感效应和近筒地带的高速非达西效应对页岩气产能影响不能忽略。为此,基于块状模型,综合考虑页岩气解吸、扩散,渗流,应力敏感效应以及非达西渗流,建立了页岩气藏压裂水平井产能模型,应用全隐式有限差分法和牛顿—拉普森迭代法,进行数值离散,获得产量数值解,并绘制了页岩气无因次产量和无因次产量导数曲线。分析结果表明:1页岩气流动过程分为线性流阶段、双线性流阶段、窜流阶段和边界控制流阶段;2应力敏感主要发生在双线性流和边界控制流阶段,随着应力敏感系数的增大,产能降低;3考虑非达西效应影响,页岩气产能降低,并且产能越大,非达西效应影响越显著;4兰格缪尔体积越大,兰格缪尔压力越小,无因次产量递减积分导数曲线出现下凹时间越晚。上述成果对认识页岩气藏压裂水平井产能递减规律、评价预测产能及优化压裂参数具有一定的借鉴意义。     

考虑启动压力梯度的页岩气藏数值模拟

页岩气作为一种重要的非常规能源,其渗流及开发原理越来越受到关注。在页岩气井开采过程中,为了全面认识井底压力的响应特征及影响因素,根据页岩气渗流机理、吸附气解吸特征、渗流理论和质量守恒定理,建立双孔介质页岩气藏数学模型。模型以启动压力梯度和等温吸附的原理为前提,应用有限差分法,得到数值模型,编制相应程序对数值模型求解,分析了启动压力梯度、几何因子、储容比、Langmuir压力、Langmuir体积对气井井底压力变化的影响。结果表明:双重介质模型能够准确描述吸附气在储层中的解吸过程、基质系统和裂缝系统之间的窜流过程;考虑启动压力梯度更加接近实际地层;考虑吸附解吸作用使井底压力缓慢降低,探测地层边界较晚;利用地层参数分析及室内实验可以间接求出页岩气藏解吸附过程中Langmuir压力和Langmuir体积,这对气井井底压力分析和产能预测非常重要。     

考虑渗透率变化的凝析气井流入动态分析

为解决目前凝析气井流入动态预测存在较大偏差的难题,在描述储层生产状态的基础上,首次提出无因次产能系数,其实质是描述了内区渗流动态对整个储层渗流能力的影响。对无因次内外区渗透率、无因次边界半径进行了敏感性分析。结果表明,储层渗流能力主要受近井区控制。实例分析证明,内区的低渗透率会急剧降低无阻流量。因此,在生产中不可忽视内外区渗透率变化对流入动态的影响。     

考虑渗透率变化的凝析气井流人动态分析

为解决目前凝析气井流入动态预测存在较大偏差的难题，在描述储层生产状态的基础上，首次提出无因次产能系数，其实质是描述了内区渗流动态对整个储层渗流能力的影响。对无因次内外区渗透率、无因次边界半径进行了敏感性分析。结果表明，储层渗流能力主要受近井区控制。实例分析证明，内区的低渗透率会急剧降低无阻流量。因此，在生产中不可忽视内外区渗透率变化对流入动态的影响。     

页岩气藏吸附特征及其对产能的影响

页岩气藏中部分气体以吸附态存在,且受页岩性质和储集层条件的影响,吸附气约占总含气量的20%~85%.页岩吸附能力与有机质含量、矿物成分、储集层温度、压力和孔隙结构等因素有关。针对页岩气等温吸附特征（吸附曲线形状、Langmuir体积、Langmuir压力）,采用数值模拟方法,分析了吸附气对页岩气井产能的影响。结果表明,等温吸附曲线越接近于线性,Langmuir压力越高,吸附气解吸越容易,气井产出量越高;Langmuir体积越大,或者气藏中吸附气含量占气体储量的比例越高,页岩气井产能相对降低。     

变压力扩展指数模型法在页岩气井递减分析中的应用

近年来四川盆地页岩气的勘探开发取得了突破性的进展,水平井与体积压裂主体工艺技术被广泛应用于川南地区长宁区块的页岩气开发中。页岩气分段压裂水平井的产量递减规律与常规气井差异大:在初期的压裂液返排阶段,气井产量递减较快,与人造裂缝性低渗气藏气井的早期生产动态相近;后期由于页岩气的解吸附作用增强,气井长期处于低压低产阶段,产量递减慢。北美出现了多种针对页岩气井的产量递减分析方法,但这些方法局限于定压生产的假设,与页岩气井实际生产中受邻井压裂、地面管网建设等因素影响而出现的变压力变产量生产的情况不相符。通过引入压力重整产量,对扩展指数法进行改进,形成变压力扩展指数模型法(简称VP-YM-SEPD法,即Variable-Pressure drop YM-SEPD法)来解决页岩气井变压力生产数据分析的难题。应用VP-YM-SEPD法分析生产数据,需要气井生产史在半年以上,可以分析得到可靠的递减参数。该方法成功用于分析川南地区长宁区块一页岩气井的生产数据,解决了页岩气井变压力生产的递减分析难题。     

页岩气开发综述

中国页岩气资源具有广阔的开发前景。目前中国尚未实现页岩气的工业开发,对页岩气综合评价、采出机理、开采技术的研究还不成熟。基于前期研究及文献调研,对国内外页岩气的研究进展以及美国页岩气开发经验进行了归纳总结,探讨以下几个方面:1综合评估页岩气资源是开发的第一步,分析了决定页岩气开发潜力的各个参数;2深入研究页岩气的采出机理对开展数值模拟和指导压裂设计有重要意义,总结了页岩气的复杂开采机理及流动模型;3页岩气开发中的关键技术主要是水平井与水力压裂,重点揭示了储层特点与技术之间的内在联系,为优化开采提供参考;4回顾中国页岩气的开发进程和资源特点,展望未来开发前景。     

四川盆地长宁区块页岩气水平井地质目标关键技术参数优化

近年来,针对四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组在页岩气地质评价、工程试验和开发优化研究等方面均取得了较大的进展,初步掌握了页岩气开采主体技术,并在焦石坝、长宁、威远等区块实现了规模建产。为了给类似页岩气水平井的开发设计提供技术参考,以长宁区块五峰组—龙马溪组页岩气井为研究对象,采取地质与工程相结合、动态与静态相结合、统计分析与模拟预测相结合的技术手段,量化页岩气井产能主控因素,建立页岩气井产量预测模型,优化该区块页岩气水平井巷道方位、巷道位置、巷道间距、水平段长度以及气井生产指标等地质目标关键技术参数。结论认为:(1)水平段方位与最大主应力和裂缝发育方向之间的夹角最大、水平井巷道位于最优质页岩内、水平段钻揭Ⅰ类储层长度超过1 000 m,是页岩气井获得高产的基础;(2)水平井的井筒完整、优选低黏滑溜水+陶粒压裂工艺造复杂缝是页岩气井获得高产的保障。依据该研究成果形成了长宁区块页岩气开发的技术政策,指导了该区块页岩气的开发建产,也为类似区块页岩气水平井的开发设计提供了借鉴。     

裂缝性封闭页岩气藏物质平衡方程及储量计算方法

从物质平衡原理出发,运用Langmuir吸附模型,同时考虑基质孔隙体积和裂缝孔隙体积随地层压力的变化,推导出了封闭性页岩气藏物质平衡方程.实例应用表明,该方程可有效计算页岩气藏储量.计算结果表明,页岩气藏基质系统储量很小,裂缝系统储量更小.     

外源补给型页岩气的发现及油气地质意义

野外调查发现,四川盆地及周缘五峰组内发育一套稳定的滑脱层,不仅厚度稳定（0.3~1.5 m）,而且产出层位特殊,可能为五峰组-龙马溪组页岩气主产层底部的一套高渗输导层。根据滑脱层对页岩气富集控制作用的差异,可将页岩气分为外源补给型和原位富集型,华地1井和新地2井页岩气的重大发现,初步证实了该划分方案的可操作性。钻探也证实,华地1井投资回本周期与现今页岩气探井投资回本周期相近,滑脱层产生的"面"连通油气输导能力可能高于现今页岩气水平井人工压裂产生的"线"连通油气输导能力。外源补给型页岩气富集规律不仅能解释现今页岩气勘探开发过程中发现的诸多理论问题,而且对其进行深入研究将有助于中国页岩气富集规律和复杂构造区内油气动态成藏机理研究。配套羽状水平井技术将攻克因页岩气水平井压裂导致成本高、环境污染严重的行业技术瓶颈,实现页岩气免压裂商业开发。     

地质—工程—经济一体化页岩气水平井井距优化——以国家级页岩气开发示范区宁209井区为例

为了最大限度地提高资源动用率,通常都采用一次性井网整体部署的方式开发页岩气,而水平井井距设计则是页岩气井网部署的关键。在确定最优井距时,既需要掌握地质特征和钻井压裂工艺,也必须考虑气价、成本等经济因素的影响,目前国内外均没有形成较为可靠的页岩气水平井井距设计方法。为此,首次建立了一种基于地质—工程—经济一体化的页岩气水平井井距分析方法,通过地质建模、数值模拟、现金流分析3种技术手段,使用最终可采储量(EUR)、采收率和内部收益率(IRR)等3项指标对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区宁209井区的页岩气开发井距进行了综合评价。研究结果表明:①宁209井区在当前的地质、工程、经济条件下,井距大于240 m可以确保页岩气平台开发的内部收益率大于8%;②井距控制在330～380 m时,可以同时兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益。结论认为,该研究成果支撑了该井区页岩气开发技术政策的制定,为其实现页岩气规模效益开发奠定了基础。     

辽河油田东部凹陷页岩气成藏条件及含气性评价

通过类比国外页岩气盆地的页岩有机质类型、有机碳含量、热演化程度、厚度等指标,初步确定辽河油田东部凹陷存在发育页岩气藏的条件。页岩吸附气量实验研究表明,东部凹陷页岩吸附气量与暗色泥页岩有机碳含量和热演化程度呈正比关系,东部凹陷页岩吸附气量为0.2～1.2 m³/t,与加拿大Gordondale页岩和中国四川盆地下志留统龙马溪组页岩基本相当。利用气测全烃值,结合有机碳含量、热演化程度、含气页岩厚度等指标,对不同层系页岩含气性进行了整体评价。依据评价结果,指出驾掌寺-二界沟洼陷为东部凹陷内页岩气勘探的首选目标。     

陆相页岩气储层特征与潜力评价

在日益剧增的能源需求与北美页岩气成功开发的推动下,近年来我国页岩气勘查与潜力评价取得了一系列成果。我国广泛发育中生代以来的陆相沉积,各主要含油气盆地内陆相富有机质页岩极为丰富,评价其页岩气成藏潜力具有特殊的理论与现实意义。与海相页岩气储层不同,陆相富有机质页岩的热演化程度较低,有机质含量高;石英含量相对较低,而长石、碳酸盐矿物含量较高,总体脆性条件好;黏土矿物含量高,后期构造活动改造弱。这些特点决定了陆相气页岩储层评价的标准不能简单照搬海相储层的评价标准。在总结了目前我国主要陆相页岩气勘查评价成果的基础上,参照北美海相页岩气储层评价标准,认为陆相页岩气储层评价标准可定为：TOC＞2.0%,热成熟度RO＞0.9%,脆性矿物含量＞40%,黏土矿物含量＜40%,含气量＞1.0m³/t,孔隙度＞2%,有效厚度＞30m。     

页岩气水平井全井筒临界携液流量模型

目前的临界携液流量模型均未完整反映页岩气井的复杂井身结构和返排液量变化特征,无法准确预测页岩气水平井积液。为此,通过对液滴动力学和能量分析,综合考虑井筒产液量、液滴变形和造斜率变化引起的液滴能量损失,建立了页岩气井全井筒临界携液流量模型。根据最大稳定变形液滴能量平衡关系,确定了最大稳定变形液滴长轴长度;选取了适用于页岩气水平井的曳力系数和表面张力公式;根据误差分析优选了Mukherjee-Brill两相流模型计算页岩气水平井井筒压力分布。实例分析表明,与现有临界携液流量模型相比,新模型对于页岩气水平井的积液预测符合率最高,预测精度达92.3%。新模型可以准确预测积液井和接近积液井,对不积液井的积液预测精度也能满足现场应用要求,可以有效指导页岩气井积液判断与排采工艺选择。     

断裂对页岩气保存条件的影响机制——以渝东南地区五峰组-龙马溪组为例

上扬子地区广泛发育多套烃源岩,其中渝东南地区五峰组—龙马溪组具有有机质页岩厚度大、TOC丰度高、有机质成熟度适中等特点,整体具备页岩气发育的气源条件;但各钻井含气性差异显著,可见区域构造对页岩气的后期保存存在重要影响。以渝东南地区为例,通过野外地质调查、岩心观测、含气性分析等手段,研究区域构造分布对页岩气赋存条件的影响,并认为：渝东南地区主要断裂均为逆断裂,且靠近褶皱核部的断裂盘地层变形更为明显,属于相对受伤盘;濯河坝向斜西翼的主控断裂——王家湾—大河口逆冲断裂两盘差异明显：向斜核部、断裂下盘构造缝高度发育,整体含气性较差,是页岩气保存条件的欠佳区域,不利于页岩气成藏。通过分析发现,区域应力背景控制褶皱体系,褶皱变形程度决定断裂分布和组合样式,断裂形态决定地层变形和裂缝发育,从而进一步控制页岩气的保存和富集。因此,全面分析构造匹配模式,是研究不同地区页岩气保存能力的先决条件。     

考虑表面扩散作用的页岩气瞬态流动模型

针对甲烷气在页岩孔隙中的流动规律问题,建立了考虑孔内扩散、孔壁表面扩散、黏性滑脱流动和气体解吸附等多种流动机理的瞬态流动毛管束模型,并采用有限差分法的三层隐式差分格式离散控制方程对模型进行了数值求解。该模型考虑了“表面扩散”和吸附层对气体滑脱速度的影响,其预测产气量高于以往模型预测值。实例计算结果表明,孔壁表面扩散是页岩孔隙中不可忽略的传质方式,且表面扩散通量对总流动通量的贡献随孔径减小而增强,孔径小于5 nm孔隙中表面扩散通量占总流动通量百分比可超过50% ;黏性流动通量所占百分比随孔径增大而增加,孔径大于50 nm孔隙中黏性流动通量所占百分比接近100% ;孔内扩散通量相比于表面扩散通量和黏性流动通量可忽略不计。