页岩气藏压裂水平井产能计算及其影响因素

为了研究页岩气藏压裂水平井生产动态和预测水平井产量,基于双重介质和离散裂缝模型,利用有限差分求解方法,建立页岩气藏压裂水平井数值计算模型。从储层参数、布缝模式和裂缝形态3个方面,对页岩气藏压裂水平井生产动态进行研究。结果表明：微观流动机理的准确表征对气井产量计算有着重要影响;Langmuir体积越大,基质解吸能力越强,气井稳产阶段产量越高;应力敏感系数越大,裂缝导流能力降低越快,气井产量递减速度越快;U形布缝模式气井产量要大于反U形布缝和锯齿形布缝,弯曲裂缝气井产量要大于平直裂缝,裂缝的分布特点和形态特征对压裂水平井产量计算有着显著影响。研究结果为优化和提高页岩气井产能提供了理论支撑。     

页岩气藏压裂水平井产量影响因素评价

基于对页岩岩心的核磁共振实验、扫描电镜观察结果、进气、放气实验的调研分析,并采用源函数法、Laplace变换法建立了考虑页岩中气体溶解、吸附、含水、滑脱等因素的三重介质页岩气藏多级压裂水平井产量预测模型,以评价主要开发影响因素对页岩气藏多级压裂水平井产量的影响。通过实例验证了模型的可靠性,并评价了影响开发的关键因素对产量的敏感性。分析结果表明：页岩中含有溶解气,且溶解气对页岩气井产量的影响不容忽视;页岩含水饱和度、有机质含量、溶解参数和吸附参数均对页岩气井产量存在明显影响。该研究对于页岩气藏开发过程中提高气井产量预测的准确性具有一定指导意义。     

大数据挖掘技术评价致密气藏水平井产能

为准确评价致密气藏压裂水平井的产能,通过分析致密气藏压裂水平井产能的影响因素,采用大数据技术进行数据过滤,给出了影响产能的2个大类9个子类40个因素,并优选出主要因素。运用主成分分析方法、线性回归方法进行影响因素的排序,并建立多因素影响下的产能方程。研究表明,采用大数据挖掘技术建立的产能评价方程预测的气井产量与实际产量相比,精度达到90%。研究内容为大数据技术在致密气藏储集层地质认识、大规模压裂技术、气井动态特征等领域的应用拓宽了思路。     

低渗透致密气藏压裂水平井不稳定产能研究

产能评价技术是压裂水平井的关键技术,而对于低渗致密气藏压裂水平井,其渗流机理较为复杂,常规产能监测方法难以描述压裂水平井开发早期产量、压力递减情况,无法客观地预测气井的生产动态.为了对低渗致密气藏压裂水平井产能进行准确评价,从渗流机理出发,并通过将压裂水平井地层渗流数学模型、井筒流动模型、井口节流模型相结合,建立了压裂水平井产量预测模型,采用不稳定产能评价方法,利用生产数据,实现低渗致密气藏压裂水平井产能预测.实例应用表明,常规直井压裂模型计算结果与实际生产数据明显偏差较大,压裂水平井不稳定产能评价方法计算结果更为合理,该方法可用于低渗致密气藏压裂水平井产能评价及其它生产参数的计算.     

基于综合可压性的深层页岩气压裂经济效益预测方法

水力压裂是实现深层页岩气藏经济有效开发的关键技术，但深层页岩气储层构造复杂、甜点识别困难、地质条件差，中浅层页岩综合可压性评价方法不再适用；此外，深层页岩气建井及压裂等工程成本高，试采产量低，经济开发矛盾尖锐。为此，通过研究不同地质工程参数对水平井页岩气开采产量影响规律，确定影响页岩气产量因素，通过突变理论综合页岩储层地质、缝网发育程度、岩石基质、流体用量、施工参数等特性，建立了地质-工程综合可压性预测压裂经济效益方法，利用互补准则，降低主观因素干扰，并根据可压性模型评价类型构建经济效益预测模型。以X区块DS2井为例，结合试气产量验证了模型的可靠性，该模型能客观评价页岩气开发和预测工程经济效益。实例计算表明，压裂经济效益预测方法可预测经济回报周期、净现值、内部收益率等，并可通过优化调整工程参数提升经济预测结果。研究结果对于矿场进行预期开采规划，提高深层页岩气可压性评价预测及效益预测具有重要的理论指导意义和矿场应用价值，可实现“降本增效”目标。     

APPLICATION OF WENG'S MODEL IN THE PRODUCTIVITY PREDICTION OF THE GAS WELLS IN SHALE ROCK

产量预测是页岩气井开采过程中必不可少的环节.为了评价页岩气井的生产能力,预测页岩气井高峰产量、开采年限、最终采收率、可采储量以及产量递减,根据翁氏模型理论基础,结合多元线性回归系数求解法,对实际页岩气生产井进行产能预测,分析页岩气井产量变化规律.结果表明,翁氏模型预测法的预测数据与实际生产数据相关性较好,所得的平均误差率为11.88％,具有较好的可靠性.利用翁氏模型对页岩气井产能进行预测是一种比较实用的方法,为页岩气井的开采提供理论指导,也对深入了解页岩气藏的开发动态和提高采收率具有一定意义.     

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。     

四川盆地威远区块页岩气单井产量预测方法及应用

针对四川盆地威远区块页岩气单井产量主控因素不明的问题,基于该区132口投产1 a以上气井的地质与工程数据及生产数据,使用灰色关联法对影响页岩气单井产量的主控因素进行分析研究。研究表明:影响页岩气单井首年累计产量的主控因素为支撑剂量、压裂改造段数、水平井垂深的中值、压裂段长度、压裂液量、孔隙度、压力系数和加砂强度。通过机器学习方法与传统经验公式法对比预测首年累计产量及初期产量,明确了机器学习法精度更高。同时,基于主控因素分析的基础上,优选出适用于研究区的机器学习法为支持向量机法,其预测精度高于90%。研究结果对同类页岩气区块产能评价具有重要意义。     

页岩气藏产量递减预测模型研究及应用

页岩气藏普遍采用水平井体积压裂方式开发,压裂体积是影响气井产气特征的重要因素。在实际开发中,由于储层非均质性等影响,各压裂段压裂体积各不相同。为研究压裂体非均匀展布对产能递减规律的影响,根据页岩气渗流特征,在水平井渗流模型的基础上,引入压裂体大小及分布等表征参数,建立了页岩气藏非均匀压裂水平井渗流模型,并绘制了产能递减曲线。同时根据典型产量递减曲线划分了流动阶段,分析评价了不同压裂体展布类型下产量递减曲线特征。研究表明压裂体的展布特征主要影响产气量及线性流阶段曲线特征;非均匀压裂造成水平井产气量较少、早期线性流持续时间较长。结合压裂数据,提出了气井产量预测方法并进行了实例计算。     

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。     

页岩气水平井高产主控因素定量评价及应用

针对相同地质条件或施工工艺下,页岩气水平井产能差异较大的问题,以威远页岩气田WH平台为例,筛选出12项参数,利用主成分分析法,明确产量主控因素。结果表明:利用主成分分析法提取的2个主成分综合反映了原始参数94.09%的信息;压裂长度、优质储层厚度、压裂段数、压裂液用量、优质储层钻遇长度和优质储层压裂长度为WH平台水平井高产主控因素。以优质储层厚度、优质储层压裂长度和压裂液用量为代表构建了一种同时考虑SRV 3个维度的综合性参数“SRV因子”,通过与产量进行标定,建立了气井产量预测模型,实现产量快速准确预测。该研究为气井精细施工、产量预测及合理开发技术制订提供了参考。     

涪陵页岩气优质储层测井综合评价方法

为了准确评价涪陵页岩气田地质与工程“双优”储层,首先定性分析了气田试气资料与地质、工程评价参数的关系,并采用欧式距离方法聚类分析了各评价参数的重要程度,优选出评价优质储层的地质和工程参数;然后,选择岩心化验分析资料和测井资料,采用“岩心刻度测井技术”建立了地质与工程“双优”储层的测井评价模型;最后,利用产气剖面测试资料,运用灰度关联理论确定“双优”储层评价参数的权重,计算页岩气储层地质和工程指数,进而建立“双优”储层综合评价图版,形成了页岩气地质与工程“双优”储层测井综合评价方法。利用该方法计算了涪陵页岩气田平桥区块28口井储层的综合评价指数,结果表明,页岩气储层单段和单井产量与综合评价指数、双优储层穿行长度具有明显的正相关关系。这表明,可以用构建的页岩气地质与工程“双优”储层综合测井评价方法评价页岩气储层,为页岩气水平井设计和分段压裂提供依据。      

页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法

大规模体积压裂导致的页岩气水平井套管损坏(简称套损)或套管变形(简称套变)在现场施工过程中一直都存在,极大地影响了现场施工效率和开发项目的经济效益。为了解决上述问题,通过分析四川盆地威远页岩气区块100余口水平井的压裂资料,探讨了该区页岩气水平井套损或套变的原因和规律,并据分析结果提出了预测和控制的方法。研究结果表明:①发生套变的主要地质因素为储层地质特点、地应力和压裂规模;②对于岩石物性非均质性特别强、甜点区厚度小、压裂时储层难以吸收大规模体积压裂的"能量"的上奥陶统五峰组水平井段、A靶点附近井段、钻遇井漏的天然裂缝带井段等容易套损井段可依据录井和测井解释来预测套变;③产量受水平段轨迹所控制的页岩气水平井应提高水平井段钻进时的导向水平,让水平井段的轨迹都落在地质气藏工程精确刻画的甜点区;④对于水平井段非均质性强的储层,宜采用"分段完井、分段固井"、优化井网井距、适当降低压裂规模等工程技术措施。     

涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识

水平井缝网压裂技术的应用大幅提高了涪陵焦石坝地区试验井组产量,促进了我国页岩气商业开发。在分析区块页岩储层构造及地质特征基础上,通过岩石力学参数测试和岩石矿物组分分析,评价了储层岩石脆性及其可压性。根据焦石坝地区五峰组-龙马溪组含气泥页岩段页岩有机质类型好、含气量高、脆性指数高的特点,以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体思路,增大页岩储层的改造体积为目标,优选了压裂材料,优化了压裂设计及配套工艺,确定了试验井组压裂改造工艺技术方法,形成了适用于涪陵焦石坝地区的页岩气水平井分段压裂改造技术。经过26口井的现场实施,效果显著,压裂井均获得了较高产能,平均单井无阻流量10.1×10⁴~155.8×10⁴ m³/d,证实了以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体的页岩气水平井分段压裂技术的有效性,为我国页岩气压裂改造积累了经验。     

页岩气储层品质测井综合评价

页岩气储层品质对压裂改造至关重要,直接影响到试油层位的优选和压裂施工的效果,进而影响页岩气产能的高低。为此,针对四川盆地南部地区海相页岩储层开展综合评价研究:首先,通过岩心实验数据与测井曲线相关性分析,优选铀含量、密度计算有机碳含量,优选声波、密度、铀含量计算储层孔隙度和有机孔隙度,建立多参数计算页岩储层参数模型,参数精度高;其次,利用页岩气水平井单段测试产量与储层参数开展主成分方法分析,优选页岩孔隙度、有机碳含量、脆性指数、总含气量,建立页岩气水平井储层品质综合评价模型,形成了页岩气水平井储层品质测井综合评价方法,评价结果与生产测井测试成果有着较好的对应性。研究结果表明:(1)声波能较好地表征无机孔隙度,铀含量能较好地表征页岩有机孔隙度;(2)水平井靶体应尽量控制在页岩储层品质好、脆性矿物含量高、脆性指数高的小层内,易于被压裂,形成的压裂缝网复杂,测试产气量贡献大。结论认为,页岩气水平井储层品质测井评价方法对水平井储层品质级别具有较好的指示性,为现场水平井靶体优化和优质页岩储层压裂分段优选提供了技术支撑,可以有效地指导现场生产。     

泌阳凹陷陆相页岩油资源与有利区评价

泌阳凹陷为中国东部新生代典型富油凹陷,古近系核桃园组沉积了富含有机质湖相泥页岩,前期研究表明,泌阳凹陷深凹区核桃园组具备形成陆相页岩油的有利条件。两年多来,通过开展泌阳凹陷陆相页岩油地质评价和综合研究,形成了包括地质多参数综合评价、岩石学分析、测井储层评价、录井储层评价、地球物理储层预测、资源评价、有利目标评价、水平井优化设计等8项关键技术的地质评价技术系列,其中资源评价及有利区评价技术为页岩油气地质评价最为关键的技术。通过含油气页岩层厚度、面积及含油气量等资源评价关键参数研究,利用体积法计算泌阳凹陷主力页岩层页岩油资源量4.2253×108 t,页岩气资源量729×108 m3。利用有机碳、热演化程度、孔隙度、渗透率等6项页岩油评价指标,结合泌阳凹陷勘探实践,初步建立了泌阳凹陷陆相页岩油有利区评价标准。     

提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

为了实现深层页岩气的规模高效开发,以四川盆地川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象,系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素,进而提出了有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向。研究结果表明:①应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素,不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件,发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质,优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据;②液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障,精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心,一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大限度改造的创新流程,合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施;③提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵包括确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造、有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生、优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化、通过制订合理的生产制度以保证气井最大估算最终开采量(EUR)的获取;④开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术下一步的发展方向。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩岩石力学特性及可压裂性评价

页岩油储层具有油气丰度低、渗透能力差、单井无自然产能或自然产能低于工业油流下限、能量衰减快等特点，在水平井或多分支井的基础上实施高效的压裂改造是实现页岩油效益开采的关键。围绕吉木萨尔凹陷芦草沟组含油页岩储层的可压裂性评价，实验测试与理论分析相结合，研究认识了岩石的变形破坏特征、力学强度特性及其纵向分布特征；在芦草沟组页岩储层可压裂性影响因素分析的基础上，建立了可压裂性指数评价方法。结果表明：芦草沟组含油页岩的变形破坏呈现显著的脆性特征，且层理、微裂缝等结构面发育，具备压裂改造形成复杂缝网的内在地质力学条件；芦草沟组页岩储层间存在岩石力学强度、地应力相对较高的隔层，对该类型储集体的压裂过程中在兼顾裂缝网络复杂化的同时还应强化压裂缝对上下储层的沟通能力，实现压裂改造有效体积的最大化；综合脆性指数、水平应力差、层间应力差以及断裂韧性等指标，建立了可同时表征水平井体积压裂缝网形成难易与压裂缝穿越隔层沟通纵向储层能力的可压裂性评价方法；基于微地震压裂监测结果的验证分析表明所建立的可压裂性指数评价方法在以吉木萨尔凹陷油页岩为代表的薄互层状页岩地层中具有较好适用性。