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。     

页岩气井扩展指数递减模型研究

页岩气藏渗透率极低,用传统产量递减模型对页岩气井进行预测,结果过于乐观。为寻求适用于页岩气井的产能评价方法,以Arps递减分析方法为基础,对扩展指数递减模型展开研究。在模型应用过程中,将传统的递减曲线分析方法与概率预测框架相结合,根据单井初始递减率进行同类井的划分,在计算单井递减曲线参数的基础上,利用P指数概率准则求取具有代表性的井组递减曲线参数值,据此对单井进行概率性预测,从而规避了页岩气藏复杂性及上产措施对产量递减分析的影响,提高了页岩气藏产量动态预测的准确性。利用美国多口页岩气井的实际生产资料,进一步验证了该方法在页岩储层应用的准确性与可行性。     

平均递减指数在致密气储量评价中的应用

针对特征曲线法评价致密气储量中产能预测精度较低的问题,运用渐进分析方法对产量平均递减指数做近似处理,提出了用该指数确定的致密气藏产能预测新方程,通过现场数据拟合证实该方程较符合致密气藏的产量递减特征。 同时以产量预测为基础,利用产量特征曲线分析方法对致密气藏进行储量评价,避免采收率预测误差,更加适合于致密气藏的储量分布规律,达到准确评价致密气藏储量的目的,为国内外致密气藏生产动态预测及储量评价提供了依据。     

苏里格气田致密气藏特征与开发技术

鄂尔多斯盆地广泛分布致密气资源,可能成为该地区天然气资源的重要接替。在对国内外致密气藏开发历程和现状进行总结回顾的基础上,对以苏里格气田为代表的鄂尔多斯盆地致密气藏储层特征进行了分析,并与美国已开发致密气田的地质特征和气藏特征进行了比较,划分出了致密储层的四大成因类型,依据目前开发现状和攻关试验研究进展,结合致密气藏开发难点和问题,指出了下一步攻关的方向。     

一种新的油田产量递减阶段预测模型

油田产量递减规律研究是进行产量递减预测的一项重要任务。目前,Arps递减曲线是一种非常重要而又常用的预测油田产量递减规律的方法,此外,国内提出了很多预测方法,使产量递减预测方法更齐全、使用范围更广泛、预测精度更高。基于Arps递减规律推导过程得到一种新的产量递减模型,可简化为Arps指数递减形式,经实例计算,可以用来预测油田产量,以此指导油田开发和管理。     

低渗致密气藏水平井分段压裂优化研究

水平井分段压裂是开发低渗致密气藏难动用储量的重要技术手段,而水平井分段压裂参数优化设计研究是这类气藏有效开发的基础。针对常规网格加密和气藏工程在描述水平井压裂方面的不足,提出了应用PEBI网格加密进行水平井分段压裂参数优化设计的方法。以某低渗致密气藏为例,通过建立低渗致密气藏的地质模型,研究了压裂水平井水平段长度、裂缝条数、裂缝长度以及裂缝导流能力对水平井产能的影响,结果显示:水平井段长800 m、裂缝5条,裂缝半长70 m,裂缝导流能力为3.03～3.06μm2·cm,且在气藏中下部时开采效果最佳。该研究对低渗致密气藏水平井渗流规律和优化水平井参数具有重要的指导意义。     

致密气藏水平井分段压裂缝参数优化

目前水平井分段压裂技术是致密气藏和非常规气藏开发的热点增产手段,而该技术的增产效果很大程度上取决于压裂缝参数。国内外很多学者对裂缝参数单因素进行了优化研究,很少考虑各参数对产能的综合影响作用,亟需裂缝参数组合优选研究。通过对X致密气藏进行数值模拟研究,探究了不同裂缝参数对致密气藏开采的影响规律,利用正交试验方法研究了不同裂缝参数对产能的综合影响作用。结果表明,X致密气藏的最佳裂缝参数组合是:压裂缝6条、裂缝长度140 m、裂缝导流能力30μm2·cm、裂缝错开分布、水平井中部裂缝间距大于根部和趾部裂缝间距。裂缝参数对X致密气藏开采效果的影响顺序是:裂缝分布>裂缝导流能力>裂缝间距>裂缝数>裂缝长度,并进一步提出X致密气藏为实现压裂增产,应主要通过优化裂缝分布方式,提高裂缝的导流能力,而不是单纯的增加裂缝的条数和长度。     

致密气藏分段压裂水平井产能评价新思路

由于储层物性、投产方式与渗流机理的差异,致密气藏与常规气藏的水平井产能评价存在很大差异,常规气藏水平井产能模型在致密气藏中存在诸多局限性。根据作者对国内外致密气藏分段压裂水平井开发效果的研究,从致密气藏水平井分段压裂的实际出发,提出了压裂水平井产能评价的新思路,即以单压裂段为单元,采用单压裂段压降叠加分析方法和单压裂段产量递减分析方法,合理评价单压裂段产能、最优压裂段数和对应的水平井或气藏产能。通过国内外的两个实例的应用与分析结果证明,该套思路和方法对于致密气藏分段压裂水平井产能评价具有很强的适用性和可操作性。     

低渗致密气藏气相启动压力梯度表征及测量

针对低渗致密气藏气相渗流启动压力梯度的数学表征和实验测量不成熟的问题,对液相启动压力测量方法及近似计算进行分析,从非达西渗流理论出发,推导出启动压力梯度的数学表达式,提出临界压差法和拟压力法作为新的测量方法。实验数据表明,建立的低渗致密气藏启动压力梯度数学表征及测量方法是准确、可行的。针对苏里格某区块展开实例分析,实验测得其储层启动压力梯度为０.０５～０. ２０ ＭＰａ／ ｍ。计算可知,该气区极限井控半径为８０～５７０ ｍ,该区块还有井网加密调整的空间。     

致密气藏开发的多学科风险评价

介绍了德国某低渗透致密气藏应用风险分析制定总体开发策略及评价钻井和完井方案的方法，讨论了井类型，完井方式的选择和风险模型的建立。     

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。     

致密砂岩气井递减参数的合理取值

致密砂岩气藏的特征导致气井需要多年才能进入拟稳定流动阶段,可用于做递减分析的生产数据通常包含或仅有处于不稳定流动阶段的生产数据,不同产层渗透率的差异可能引起层间不同流动阶段共存,导致拟合求得的递减指数异常（b〉1）,预测的储量过于乐观。总结了致密砂岩气藏的主要特征,阐述了递减参数选择存在的误区,引入改进的Arps递减参数取值新方法。利用一口有代表性的老井的历史生产数据,展示了如何利用新方法选择递减参数及最终预测效果。新方法预测的生产动态与真实生产情况高度吻合,预测储量与真实值的相对误差仅-2．97％。研究显示,改进的递减参数取值方法能较好地利用早期的生产数据,有效降低不稳定流动阶段生产数据对合理递减参数取值的影响,从而有效提高了致密砂岩气井的储量预测的可靠性。     

油气井产量递减分析新方法

针对油气田产量递减规律,广大研究者提出多种产量递减模型,如:Arps模型、SEPD模型、Duong模型以及它们之间的组合模型等。在实际生产中,由于递减模型种类繁复,使用条件不同等原因,在应用递减分析时难以选择最优递减模型。通常做法是利用线性拟合或非线性拟合方法拟合实际生产数据,通过相关系数高低来确定选择的模型,这种选择办法需对每种模型都进行拟合,计算工作量较大。鉴于此,提出一种新的产量递减模型,通过理论验证,确定新模型既包含Arps递减规律,也涵盖SEPD模型和Duong模型。实际生产数据分析表明,该方法拟合精度高,适用范围广,可有效避免模型选择问题,为递减分析方法选择提供了依据。     

致密气储层可压裂性测井评价方法

从致密砂岩脆性指数和断裂韧性2个方面对致密气储层可压裂性测井评价方法进行了研究.总结并对比分析了室内实验测定和利用测井数据计算致密气储层脆性指数的方法,建立了研究区适用性较好的脆性指数预测模型;为克服单纯依赖脆性指数进行可压裂性评价时的不足,应用线弹性断裂理论构建脆性指数和断裂韧性相结合的可压裂性指数.指示了筛选优良可压裂层段的标准:较高的脆性指数和较强的水力压裂造缝能力.从而,具有较高可压裂性指数的地层被认为是可压裂层段,具有较低可压裂性指数的地层被认为是压裂遮挡层.以鄂尔多斯盆地致密砂岩地层S井为例进行致密气储层可压裂性指数建模,形成基于可压裂性指数模型的可压裂性测井评价技术流程.     

低渗致密气藏压裂过程中伤害实验研究

水力压裂是川西低渗致密气藏勘探评价及开发建产的关键技术,但压裂过程中由于液相的浸入、压裂液破胶不彻底、压裂液残渣的滞留、压裂液老化等因素,大大降低了压裂增产效果。针对压裂过程中的各种伤害,通过实验进行了评价。研究结果表明,水锁与压裂液滤失是造成储层伤害的2个主要因素。水锁增加了启动压差,使得压后返排困难,破胶液在地层中长时间逗留,加大了压裂液对地层的伤害。压裂液滤失形成的滤饼大大降低了储层的渗透率,一般可达50％以上。研究结果表明,压裂施工中可以通过减少压裂液中的固相颗粒与加快返排速度等措施来减少对地层的伤害。     

柳杨堡气田盒1段致密砂岩气藏储层特征研究

鄂尔多斯盆地柳杨堡气田下石盒子组盒1段致密砂岩气藏储层储集及渗流能力差,制约气藏产能的分布,急需对其储层特征进行研究。研究表明:盒1段储层的岩石类型以岩屑石英砂岩为主,石英砂岩、岩屑砂岩和长石石英砂岩次之,储层平均孔隙度为5.8%,平均渗透率为0.42×10-3μm2,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝为主,储层岩石孔隙度、渗透率与孔喉结构密切相关。根据毛管压力曲线形态和中值压力、排驱压力、平均孔喉半径等特征参数将毛管压力曲线分为三种类型。综合研究储层岩性、物性、微观孔喉特征参数、测井参数和试气试采特征及其相互关系,把盒1段致密砂岩储层分为三类,分别为较好储层、一般储层及非有效储层,其中前两类是气藏后期开发的重点选层。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

苏里格致密砂岩气田潜力储层特征及可动用性评价

苏里格气田开发已全面进入稳产阶段,后备优质储量资源相对不足,对低于物性下限标准的储层进行潜力储层筛选并评价其开发可动用性,具有重要意义。面对气田致密砂岩储层分类不尽完善的问题,继承性开评展了储层系统性综合评价,将储层划分成5大类6种类型,并明确Ⅲ₂类储层是未来最具有开发潜力的储层类型。潜力储层形成主控于同砂岩粒度密切相关的储层物性,即发育于高能心滩-辫状河道微相中上部、中-低能心滩-辫状河道微相主体及中下部物性较差的中-细粒岩相部分。总结了潜力储层的6种发育模式,提出了间接动用、组合动用和直接动用等3种开发动用方式。可动用性评价表明,直接和间接动用方式开发效果相对较好,潜力储层具备较好的开发前景。潜力储层特征及可动用性评价可为未来此类储层开发提供有力支撑。     

致密气藏压裂井产能预测方法

对低渗透致密气藏实施压裂增产改造是改善储层导流能力、提高储层产能的必要措施。低渗透致密气藏压裂后的产能受多种因素影响,如储层物性、裂缝几何形状、启动压力梯度等。分析产能影响因素、进行压裂井产能预测。有利于制订合理的生产制度,是加快低渗透致密气藏开发进程的关键．基于低渗透致密气藏流体渗流规律。并结合传统的二维裂缝延伸几何模型,通过表皮因子将裂缝几何参数设计与产能分析相结合,形成一种能够快速预测低渗透致密气藏压裂后的拟稳态和瞬态条件下产量的方法．．实例分析表明,地层渗透率、气藏厚度、近井伤害表皮因子和压裂施工规模是影响最终产量的主要因素．提出的致密气藏产能预测方法求出的结果与实测数据拟合后误差较小,可为低渗透致密气藏水力压裂设计提供有效技术支持．