RTA软件在页岩气藏多级压裂水平井的应用

页岩的超低渗透率决定了页岩气井生产期间持续存在的压力瞬态效应,从而使得产量预测很困难而且是非唯一解。采用三种适用于致密气和页岩气日产瞬态分析法曲线对生产资料进行分析:①双对数曲线;②特征曲线:时间均方根曲线;③流动物质平衡曲线。基于页岩气井线性非稳态流动特点,运用双重孔隙线性瞬态流典型曲线分析涪陵页岩气田JS区块一口多级压裂水平井产量数据,并进行储量评价。根据产量与时间双对数曲线关系,将该气井生产分为表皮效应、线性流动、拟稳态流3个流动阶段,运用基质线性流模型计算该气藏基质渗透率,利用流动物质平衡曲线求取该井SRV范围内游离气储量,在此基础上进行产量预测。同时,采用常规气藏工程方法预测该井可采储量,结果对比表明,常规方法预测的页岩气产量过于悲观,RTA软件预测页岩气可采储量更为真实可靠。探索建立了一套适合JS区块页岩气可采储量的预测方法。     

页岩油气典型曲线及解析模型产量预测新方法

页岩油气产量预测是页岩油气区块进行规模开发前的重点和难点工作之一。在对产量预测技术分析的基础上,提出了2种产量预测方法。一是基于页岩气流动机理及水平井特有的多级压裂改造方式提出了页岩气分段式典型曲线产量预测新方法,认为页岩气累计产量和产量半对数曲线呈现三段式特征,利用数值模拟方法验证了三段式规律,Eagle Ford和Barnett页岩气矿区现场实际应用也论证了三段式规律。二是基于生产动态数据及解析模型提出了不确定性产量预测方法,即以单井生产动态数据为基础,利用线性流理论,采用RTA软件,对储层渗透率及裂缝半长参数进行不确定性反演分析,从而获得储层及裂缝参数的概率分布,再利用RTA软件解析模型实现不确定性产量预测。本文新方法可为页岩油气产量预测提供指导。     

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。     

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。     

基于流态划分的页岩气井产量预测可靠性分析

页岩气井产量预测过程中,预测时间和排液数据干扰会影响不同地层流动阶段预测结果的可靠性,针对该问题,运用页岩气多级压裂水平井数值模拟方法,将页岩气流动划分为早期排液、线性流、复合线性流和拟稳态流4个阶段,并以实际页岩气井和PLE递减模型为例,利用不同流动阶段的产量对未来产量进行预测,得到不同地层流动阶段预测产量与实际产量的比较结果。结果表明：当地层流动达到复合线流以后,才能准确预测页岩气井长期拟稳态流阶段的产量;早期排液阶段的产量会对后期预测结果造成极大的错误,因此,在应用该方法进行产量预测时,需要把早期排液阶段的产量数据剔除掉。研究结果对页岩气井PLE产量预测模型的使用时间进行了界定,对页岩气井产量预测方法的时间范围选择具有指导意义。     

形状因子及复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解的计算方法

寻求一种实用、有效的油气藏形状位置因子(以下简称形状因子)计算方法,对于准确获取复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解及产能指数具有重要的意义。为此,针对不同形状封闭边界油气藏中的直井,根据试井分析曲线——压力及压力导数曲线之间的关系,重新计算形状因子,并且与Dietz形状因子进行对比;在此基础上,推导出复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解并进行验证,进而绘制了Blasingame递减曲线典型图版。研究结果表明:(1)通过计算不同形状封闭边界直井拟稳态流动阶段无因次井底压力及压力导数,求得两者的差值,则可以反求形状因子,并且采用该方法计算的形状因子与Dietz形状因子结果非常接近,验证了该方法的准确性;(2)通过求取复杂结构井拟稳态流动阶段无因次井底压力及压力导数之差,可以求得复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解系数(b_(Dpss)),进而可以获得任意复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解;(3)基于新方法计算的大斜度井拟表皮因子与Ozkan等的计算结果相对误差在1%以内,验证了新方法的准确性;(4)对于矩形封闭边界油气藏中的常规直井,拟稳态流动阶段Blasingame递减曲线的无因次产量曲线斜率为-1,并且长宽比越大,晚期线性流特征越明显;(5)对于矩形封闭边界油气藏中压裂直井,在外边界长度一定的情况下,若长宽比越大,单井控制面积则越小,b_(Dpss)越大,晚期线性流特征越明显,Blasingame递减曲线在非稳态流动阶段所处的位置越高,而在单井控制面积相同的情况下,若无因次裂缝导流能力越大,b_(Dpss)则越小,Blasingame递减曲线在非稳态流动阶段所处的位置越高。结论认为,采用该新方法可以快速、准确地获取任意复杂结构井拟稳态流动阶段井底压力渐近解,为复杂结构井Blasingame递减曲线典型图版的绘制提供了便捷有效的方法。     

基于物质平衡修正的页岩气藏压裂水平井产量递减分析方法

基于压裂水平井非结构PEBI网格,引入尘气模型建立了综合考虑页岩气藏吸附/解吸、扩散和达西流的运移数学模型,结合控制体有限差分法和全隐式法推导了页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减数学模型,并考虑了页岩吸附/解吸作用修正Blasingame现代产量递减分析方法中的物质平衡拟时间,将该方法扩展到页岩气藏,计算获得了页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线。结果表明:与物质平衡修正后的产量递减曲线相比,修正前的页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减曲线值偏小,并且边界拟稳定流出现的时间更早,计算出的单井控制储量偏小;页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线可划分为早期裂缝线性流、早期径向流、复合线性流以及拟稳定流4个流动阶段;页岩吸附/解吸作用对产量递减典型曲线有显著影响,其中Langmuir压力对其影响是非线性的,而Langmuir体积对其影响为线性的。     

页岩气藏压裂水平井产量递减曲线分析法

页岩气藏属于典型的超低孔、超低渗气藏,一般采用多级压裂水平井才具有经济开采价值。与常规气藏相比,页岩储层中气体流动存在吸附解吸、扩散和渗流等多重运移机制,并且页岩基质表面的气体吸附解吸、扩散与压力间存在很强的非线性关系,采用解析/半解析法开展其产量递减分析存在很大的局限性。为此,基于压裂水平井非结构PEBI网格,引入尘气模型建立并推导了综合考虑页岩气藏吸附解吸、扩散和达西流运移机制下的无限导流压裂水平井产量递减数学模型,结合Blasingame产量递减方法原理计算获得了页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线,讨论了相关参数对典型曲线的影响。结果表明:页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减曲线划分为地层线性流、裂缝早期径向流、复合线性流和边界拟稳定流4个流动阶段;吸附解吸作用越强,q/Δp_p、(q/Δp_p)_i和(q/Δp_p)_(id)值越大,且PL对典型曲线的影响是非线性的,而VL对其影响是线性的;扩散系数具有提高超低渗页岩储层的气体流动能力,起到增加气井产量的作用;渗透率、裂缝数量和裂缝半长越大,产量递减典型曲线对应值就越大;裂缝间距主要影响产量递减曲线复合线性流段,裂缝间距越大,典型曲线进入复合线性流的时间越晚;井控半径主要影响典型曲线拟稳定流段,井控半径越大,系统进入拟稳定流段的时间越晚。     

致密储层特征曲线分析常见问题及对策

致密储层低渗透率、压裂改造等特点,使得油气井呈现长时间的非稳态线性流,特征曲线方法被广泛应用于该类井渗透率、裂缝参数解释和产量预测,但实际井应用中常遇到时间均方根特征曲线"负截距"现象、变产—变压、油气两相、特征曲线多直线段等多种问题。通过大量的数据检验、理论分析和方法论证,对现场应用面临情况形成认识。研究认为:特征曲线"负截距"出现的原因,可能是原始地层压力偏小或生产时间零点值定义过早;运用物质平衡时间和线性叠加时间,可处理变产—变压问题,建议油井采用线性叠加时间、气井采用线性叠加拟时间或物质平衡时间;油气两相同产井可采用产量折算或两相拟函数法进行处理;多段线性流诊断须在双对数曲线上有明显的特征;在分析流程方面,推荐采用流动物质平衡方法计算储量和裂缝半长,从而计算渗透率。     

四川盆地焦石坝区块页岩气井产量递减典型曲线建立

借鉴常规气井和北美页岩气井产量典型递减规律,应用四川盆地页岩气田焦石坝区块9口具有地质、工艺参数、试采特征等代表性的典型井实际生产数据,初步建立了该区块页岩气井产量递减典型曲线。在排除不同生产制度、频繁调配产、关井等因素的影响条件下,采用归一化拟产量和物质平衡时间建立关系,提出了合适的双曲递减典型曲线、递减指数、递减率;建立了页岩气井A50、A30、A20产量典型递减曲线,分析了影响页岩气井产量递减典型曲线的因素,结合实际论证了产量递减典型曲线在区块的代表性,并应用产量递减典型曲线评估单井产能和可采储量。     

页岩气藏压裂水平井Blasingame产量递减分析方法建立与应用

根据常规油气藏压裂直井Blasingame产量递减样板曲线建立方法,使用渐近法建立了拟稳态流动阶段无因次压力与无因次时间的线性关系获取方法,重新定义无因次参数,形成了考虑气体吸附和溶解的页岩气藏压裂水平井Blasingame典型样板曲线。结合页岩气藏物质平衡理论,将实例数据与样板曲线进行拟合,验证了Blasingame产量递减分析方法在页岩气藏压裂水平井生产数据解释中的有效性。研究结果表明：①基于新无因次变量,吸附、溶解影响下页岩气藏压裂水平井Blasingame样板曲线边界控制流阶段再次归结为一条斜率为-1的直线,结合吸附等实验数据,可有效降低拟稳态阶段的多解性;②页岩气藏压裂水平井Blasingame样板曲线受储量相关参数和裂缝参数的双重影响,储量相关参数越大,样板曲线位置越低,裂缝参数越大,样板曲线位置越高。③长期动态资料分析可有效获取储层物性参数、改造情况以及单井控制动态储量参数,基于拟合结果,为未来生产动态预测奠定了基础。     

致密砂岩气井产量递减组合模型的建立及应用

苏里格气田二叠系河流相砂岩气藏储集层致密,有效砂体多呈孤立状或条带状分布。气井投产后,储集层内流体长期处于不稳定流动状态,进入边界控制流时间晚,传统Arps递减方法适应性差,难以满足现场应用要求。通过分析Arps递减方法适应性差的原因,应用数值模拟方法研究了致密气藏气井递减指数变化规律,明确了递减指数与气井流体流动阶段的关系,提出在气井不稳定流动阶段采用河道线性流模型预测,进入边界控制流阶段采用Arps模型预测。气井处于不稳定流动阶段时,进入边界控制流的临界点时间由理论公式确定;已进入边界控制流阶段时,以偏离线性流的拐点为临界点时间。实例应用效果表明,采用递减组合模型预测气井递减特征及指标准确有效。     

页岩气藏压裂水平井Blasingame产量递减分析方法建立与应用

根据常规油气藏压裂直井Blasingame产量递减样板曲线建立方法，使用渐近法建立了拟稳态流动阶段无因次压力与无因次时间的线性关系获取方法，重新定义无因次参数，形成了考虑气体吸附和溶解的页岩气藏压裂水平井Blasingame典型样板曲线。结合页岩气藏物质平衡理论，将实例数据与样板曲线进行拟合，验证了Blasingame产量递减分析方法在页岩气藏压裂水平井生产数据解释中的有效性。研究结果表明：①基于新无因次变量，吸附、溶解影响下页岩气藏压裂水平井Blasingame样板曲线边界控制流阶段再次归结为一条斜率为-1的直线，结合吸附等实验数据，可有效降低拟稳态阶段的多解性；②页岩气藏压裂水平井Blasingame样板曲线受储量相关参数和裂缝参数的双重影响，储量相关参数越大，样板曲线位置越低，裂缝参数越大，样板曲线位置越高。③长期动态资料分析可有效获取储层物性参数、改造情况以及单井控制动态储量参数，基于拟合结果，为未来生产动态预测奠定了基础。     

涪陵页岩气田分段压裂水平井非稳态产能评价方法

为了摸清页岩气井生产动态特征,明确气井真实产能,对页岩气分段压裂水平井产能评价方法进行研究。基于基质线性流理论,推导出页岩气分段压裂水平井非稳态线性流产能方程,建立了在直角坐标系中页岩气分段压裂水平井非稳态产能评价图版,提出了页岩气井产能系数。经涪陵页岩气田现场生产数据验证,涪陵气田页岩气分段压裂水平井长期处于非稳态线性流阶段,单井产能系数与生产压力保持水平呈良好正相关关系,与非常规产量预测软件预测可采储量呈良好的正相关线性关系。结果表明,页岩气井产能系数是评价页岩气分段压裂水平井处于非稳态条件下生产能力的有效指标,通过求取页岩气井产能系数可以预测可采储量。建议对页岩气分段压裂水平井连续监测井底流压3-6个月,获取可靠的页岩气井产能系数后对产能进行评价。     

不同生产阶段煤层气产量预测的Weibull模型方法研究

煤层气的开采因其长时间的排水降压过程,产气量的变化规律不同于常规油气产量变化规律。Weibull模型方法可以实现对煤层气产量快速准确的预测,既能预测出产气高峰的时间及产量,又能对递减阶段产量进行预测,但是Weibull模型方法在线性回归求参数时难以获得较好的直线段。针对Weibull模型的曲线特点,对煤层气产量进行分段预测,即分为产量上升段和下降段进行预测。该方法不仅克服了Weibull模型线性回归时直线段难以获得的不足,而且能够较为准确地对不同生产阶段煤层气的产量进行预测。通过对数值模拟结果和实际资料进行拟合发现,该方法操作简便、准确性高,具有一定的实用性和推广价值。     

非常规气井产量递减与EUR预测方法评述

针对非常规气井产量递减与EUR(预测最终采收率)结果差别大、准确率不高的问题,对Wattenbarger线性流法、PLE幂指数递减模型法、SEPD扩展指数递减模型法等各种方法的理论基础和优缺点进行对比分析,评价各种方法的使用对象、所需数据和适用条件。同时,通过对PLE、SEPD、Duong、LGM 4种模型在线性流阶段和拟边界流阶段的预测结果与数值模拟井的预测结果进行对比,并进行实际应用。结果表明:各种常用的非常规气井产量递减方法均适用于不同的地层流态;Wattenbarger线性流、拟恒定流动压力、水平井多级压裂模型3种方法更适用于变产量、变井底流压的流动状况;PLE和Duong模型在生产时间为2 a内预测比较准确。该研究为非常规气井产量预测提供了借鉴。     

涪陵焦石坝区块页岩气井产量递减典型曲线应用研究

为研究涪陵焦石坝区块页岩气井产量递减规律和影响产量递减典型曲线的主要因素,依据该区块典型页岩气井生产数据,采用拟合方法,建立了归一化拟产量与物质平衡时间的递减典型曲线,分析了气井初始产能、生产时间、配产、产水量、地层压力和井底流压对产量递减典型曲线和可采储量评价的影响,并研究了产量递减典型曲线在页岩气井可采储量评价、合理配产、流动阶段划分等3个方面的应用问题。研究表明,采用产量递减典型曲线评价可采储量时,既考虑了研究井目前的生产特征又可反映后期变化特征,因此该方法较常规的物质平衡法、弹性二相法、经验类比法更为可靠;页岩气井产能和生产规律是一个动态变化的过程,因此应动态合理配产,注意分区、分井、分阶段的差异性;对产量递减典型曲线取归一化拟产量和物质平衡时间的双对数曲线后,在完整的生产周期内可根据斜率判别页岩气井所处的流动阶段。该研究结果可为涪陵焦石坝区块页岩气井可采储量评价、合理配产和区块开发方案的设计提供参考和指导。      

一种判别页岩气流动状态的新方法

为探索页岩气开发规律,针对传统数据分析中未考虑气体分子沿孔隙表面发生具有滑脱效应的非达西渗流的情况,基于涪陵焦石坝页岩储层地质特征,运用双重介质渗流理论,分析焦石坝页岩气藏多级压裂水平井产量数据,推导出规整化产量与物质平衡时间双对数曲线,将涪陵页岩分段压裂气井流动阶段分为早期裂缝线性流动、裂缝-基质双线性流动、基质线性流动3个可以识别的阶段。采用该方法对焦石坝区块累计产量超过4 000×10⁴m³的10口井进行预测,生产动态表明,所建模型具有较好的适应性,为页岩气的规模开发提供了指导作用。     

页岩气井渗流机理及产能递减分析

在研究页岩气藏特征及渗流规律的基础上,建立了考虑解析作用的页岩气井渗流微分方程,求解了定生产压力圆形封闭地层中心一口垂直页岩气井的无因次Laplace空间流量解,并通过Stehfest数值反演绘制了页岩气井无因次的产能递减曲线。研究表明,页岩气井达到拟稳态流动时间比常规气井晚,其生产周期长;Langmuir体积对产能递减的影响是线性的,而Langmuir压力的影响是非线性的。     

北美致密油气开发早期产量分级预测方法探讨

非常规油气开发早期的产量预测存在诸多不确定性。以北美地区的致密油项目为研究对象,依据非常规油气在统计学上的典型特征,使用几乎不随时间变化的统计数据来描述非常规区带单井的生产动态,将传统递减分析与概率统计相结合,提出一种建立不同概率下典型生产曲线的方法。用一个预测范围描述可能的典型生产曲线,较好地解决了非常规油气开发早期产量预测过程中的不确定性问题,为非常规油气产量分级预测及未开发储量评估提供了一种实用方法。由于本方法只对初始产量和初始递减率两个最主要的参数进行了概率统计分析,不能完全反映产量预测过程中的不确定性,因此随着项目生产数据的增多,应扩大概率分析的参数范围,增加预测的合理性。实际生产验证,该方法预测结果和生产数据吻合较好。