低渗欠饱和煤层气井产能分析新方法研究

为准确获取煤层气井物理性能参数,提出了一种简便的基于生产初期排水数据的产能分析新方法,首先,考虑煤层普遍具有的低渗特征,引入调查半径公式,计算各个时刻煤层气井压力波前缘位置,然后,基于连续稳态方法,推导各个时刻考虑应力敏感与压力波扩展的稳态渗流方程;最后,对渗流方程进行线性化处理,得到适用于低渗欠饱和煤层气井的产能分析新方法,该方法的可靠性与应用性通过与数值模拟以及现场实例对比进行研究。研究结果表明:新方法预测的渗透率与实际渗透率间的误差为2.38%,表皮因子的误差为6.59%,满足现场工程应用需求,新方法能够准确获取储层物性参数,为气井后期产能预测,生产制度调整提供有效理论依据。     

不确定性页岩油气产量递减预测方法

由于页岩储层的特殊性及长水平井多段压裂效果差异化特点,通常采用针对一个区块(区域)范围给出一条代表期望产量平均值的产量递减曲线的方法,来预测评价区块(区域)页岩油气的产能。此方法简单、快捷,无需分析单井产量差异,但只能给出确定的产量预测,存在着一定的经济评价风险。为此针对区块具有充分的生产动态数据和没有生产数据两种情况,分别研究了不确定性页岩油气产量递减预测方法。当区块拥有充分的生产动态数据时,预测方法建立在各井典型曲线参数的概率分布形式分析的基础上,可获得最终可采储量(EUR)的概率分布规律;而在没有生产数据时,预测方法建立在获得地质、油藏、工程参数概率分布基础上。该不确定性页岩油气产量递减预测方法应用于实际生产数据分析、评价,效果较好。     

考虑滑脱效应的页岩气压裂水平井产能评价理论模型

水平井多级压裂和储层低孔低渗特性使页岩气呈现长期的瞬态线性流,吸附气的解吸和纳米级基质孔隙中气体的滑脱效应使页岩气藏的产气规律不同于常规气藏.基于瞬态线性流和吸附气解吸的特点,考虑基质孔隙中气体的滑脱效应,建立并求解页岩气多级压裂水平井产能评价模型.在此基础上,通过数值反演和计算机编程绘制页岩气多级压裂水平井产量典型曲线,总结出页岩气多级压裂水平井包含裂缝线性流、双线性流、基质线性流和边界效应4个流动阶段.参数敏感性分析发现储容比、窜流系数、气藏尺寸对典型曲线的影响较大.通过分析滑脱效应对产能的影响,得到滑脱效应考虑与否的判定图版,对页岩气产能模型的选择具有指导意义.     

压裂参数对页岩气井产量递减典型曲线影响分析

为研究页岩气井产量与完井压裂参数之间的关系,通过对美国地质条件相似的某区块27口页岩气井产量递减典型曲线预测,获取典型曲线参数。分析了水平段长度、压裂级数、支撑剂用量、压裂液用量、总射孔数、总簇数等完井压裂参数对典型曲线中初始产气量、递减指数、递减率等的影响。结果表明:初始产气量随完井压裂参数增加而增加,但增加幅度逐渐变小;递减指数随完井压裂参数增加而增大;递减率则随完井压裂参数的增加先快速降低后缓慢降低。研究结果对国内页岩气的压裂有一定参考作用。     

对现行煤层气资源储量规范存在的问题探讨

在研究体积法计算煤层气储量以及煤层气含量的测定方法时，发现现行的《煤层气资源／储量规范》存在一些问题，如规范性引用文件已经滞后，体积法公式基准选取欠妥，原煤基、空气干燥基和干燥无灰基三种基准的含气量换算公式不当，原煤基含气量的测定方法操作性不强等。对这些问题的原因及其造成的影响做了详细的阐述，并提出了相应的修改建议。表1参9     

考虑主裂缝的页岩气产能预测模型

多级压裂水平井裂缝形态复杂性增加了页岩气产能预测的难度,基于裂缝形态为"主裂缝+复杂裂缝网络"的情况,建立考虑主裂缝的页岩气三孔线性流数学模型,通过无因次化和Laplace变换求得拉式空间下产量解析解,编程计算得到三孔模型产量典型曲线,其中裂缝线性流为主裂缝与复杂裂缝网络系统的共同作用。对比三孔模型与双孔模型,三孔模型增加了主裂缝系统,主裂缝不仅决定着页岩储层中气体的流动模式,同时影响着页岩气井的产量。分析主裂缝对产量的影响,结果表明:裂缝半长x_F影响流动的每个阶段,x_F越大产量越高,流动到达边界时间越早;缝宽w_F影响裂缝线性流和过渡流阶段,w_F越大产量越高,但裂缝线性流阶段持续时间不变,过渡流持续时间缩短;x_F对产量的影响程度大于w_F。三孔模型的建立,不仅能指导页岩气井压裂施工,而且为存在主裂缝的页岩气多级压裂水平井提供了产能预测和分析模型,提高了页岩气井产量预测的精度。     

基于均衡降压理念的煤层气井网井距优化模型

针对煤层气开发压裂及储层各向异性特点,考虑人工裂缝与各向异性对煤层气压力传播的影响,提出用均衡降压使产气量最大化的思路并进行井网井距优化,在充分考虑各向异性煤层与水力压裂直井压力传播特点的基础上,建立了各向异性地层压裂直井最优井距模型,运用CMG软件GEM模型煤层气模块对模型进行验证.结果表明:对于各向异性煤层或压裂直井,选择矩形或菱形井网较正方形井网好;各向异性煤层矩形井网长宽比按照渗透率比的平方根确定为最优;而对于压裂直井,矩形井网按照长度与宽度的平方差等于4倍裂缝半长的平方确定;对于各向异性煤层与压裂井综合情况,井距关系受各向异性渗透率比值与人工裂缝长度共同影响.在此基础上,建立了煤层气井网井距优化流程,为煤层气开发方式的制定提供了理论方法.     

变产-变压情况下的页岩油气生产数据分析方法

页岩油气井生产动态分析中,生产数据分析方法被广泛应用于求取渗透率、裂缝参数以及预测控制储量,该方法假定油气井生产满足定产或定压条件,然而实际情况中产量和压力却是变化的。针对变产—变压的情况,国内外学者都认为可采用物质平衡时间或线性叠加时间将生产数据进行转换后进行分析,但目前对二者如何选择并没有形成统一的观点。为此,开展了物质平衡时间和线性叠加时间两种处理方法的数值试验、理论分析对比,提出了页岩油气变产—变压情况下的时间函数选择建议。研究结果表明:(1)页岩油气变产—变压情况下的生产数据分析,可通过物质平衡时间或线性叠加时间转换,将变产—变压问题转变成定产—定压问题来处理,流程包括动态数据处理、线性流诊断、控制储量和裂缝半长计算、特征曲线分析;(2)变产—变压生产的页岩油井生产数据分析,可分别采用线性叠加时间与物质平衡时间进行处理,前者的结果更准确;(3)对于页岩气井生产数据分析,建议尽量选择线性叠加拟时间,只有在拟时间难以获取时才选择物质平衡时间。结论认为:变产—变压情况下的页岩油气生产数据分析方法为页岩油气井生产动态分析提供了技术支撑,可用于指导页岩油气井产量预测和压裂设计。     

页岩油气纵向综合甜点识别新方法及定量化评价

页岩储层厚度一般较大,且储层物性纵向上非均质性强,长水平井多级压裂开发技术要求对水平井着陆点及轨迹进行优选。通过综合考虑页岩可压性、资源禀赋、流动性等因素,提出了页岩油气纵向综合甜点的概念,其是纵向地质因素与工程因素的综合。建立了页岩油气纵向综合甜点识别流程及方法,实现了纵向上从远景段、有利段、核心段,再到甜点段的识别过程。定义了纵向综合甜点指数,可以量化评价储层物性纵向分布的差异及非均质性。在此基础上,考虑地应力分布预估有效压裂裂缝高度,定义了纵向综合甜点系数,能够准确量化最优水平井着陆点,可以有效指导水平井靶点及轨迹设计,并且经过现场应用证明了该方法的有效性。     

页岩气线性流模型裂缝干扰探讨

裂缝干扰对页岩气多级压裂水平井产量具有一定影响,部分学者对于目前线性流模型是否已考虑裂缝间压力干扰存在疑问。从压力干扰的本质出发,分析对比了压力干扰与不渗透边界对油气井产量的影响,认为压力干扰对产量的影响机制等同于不渗透边界,在单裂缝控制范围相同及不考虑井筒压降损失的情况下,单裂缝与多裂缝水平井生产时各裂缝的产气贡献是相同的。基于此,分析了目前常用的页岩气线性流模型,认为单孔、双孔和三孔模型均是建立在矩形封闭边界气藏基础之上,其物理模型均假定了裂缝间基质存在不渗透边界,等同于考虑了裂缝间压力干扰;非均匀裂缝模型是在点源解的基础上通过压力叠加方法建立起来的,其方法本身就考虑了压力干扰。同时对比了几种模型的适用性,指出非均匀裂缝模型能较准确地描述裂缝形态,但在裂缝参数无法获取的情况下,运用均匀裂缝模型(单孔、双孔、多孔模型)可以快速通过生产数据反求等效的平均裂缝参数,并进行产量预测,因此更易于实际应用。