长宁页岩气田单井EUR计算方法

页岩气单井的EUR对指导页岩气井经济评价和后期开发方案调整至关重要。为此,对比研究了经验产量递减法、RTA分析法、线性流分析法、解析法等多种方法的适用条件和优缺点,基于长宁页岩气田页岩气井的生产方式和特点,优选出适用于长宁页岩气单井可采储量的计算方法,并且提出了页岩气单井可采储量的评价流程。即：①数据诊断,去除生产数据中的异常点,并且核实气井的生产方式,定井底压力生产、定产量生产或者是变压力变产量生产。②流态判断,不同的方法适用的流动状态不一样,可利用流动物质平衡法结合线性流分析法判断气井的流态。③根据流态判断和气井的生产制度,选择合适的计算模型,尽可能多选择模型进行计算。计算结果取各种方法计算的平均值以减小误差。研究成果为页岩气井EUR的计算提供了技术支撑。     

非常规油气藏EUR预测改进方法

正美国休斯敦大学Akash Sharma和德克萨斯AM大学W.John Lee在2016年8月召开的2016年度非常规资源技术大会(2016Unconventional Resources Technology Conference)上发表论文《非常规油气藏EUR预测改进方法》(Improved Workflow for EUR Prediction in Unconventional Reservoirs)中提出了一种改进方法,该方法不仅提高了超低渗透率油气藏产量预测的能力,还能准确预测出EUR(估算的最终采收率)。一直以来,产量和EUR预测困扰油气行业。两位学者所提出的这种方法结合了诊断图版、递减模型(用于瞬变流动的Duong模型和用于受边界控制流动的Arps模型)、先进的数据平滑处理法,以及用在介于瞬变流动和受边界控制流动     

页岩气水平井动态评价方法

页岩气在储层特征、渗流机理、完井工艺和动态特征等方面有别于常规气藏。我国页岩气开发处于探索阶段,总结国外页岩气井动态规律和评价方法,对国内页岩气井动态评价和工艺措施的制定具有借鉴和参考作用。根据国外页岩气水平井生产实践和研究成果,总结了页岩气水平井流动机理和生产特征,并重点剖析了目前页岩气水平井动态评价方法,包括流动特征的识别、有效裂缝参数的计算和改造范围内动态储量确定。从气井流动特征来看,不稳定线性流是页岩气水平井常表现出的流动特征,利用这一阶段的动态数据就能评价水平井压裂后形成的有效裂缝参数;有些井在线性流之后会出现边界流,表示整个改造范围内总体处于衰竭状态,利用这一特征可以评价改造范围内的动态储量。     

页岩气水平井产量主控因素分析及产能预测

通过W地区国家级页岩气产业示范区2个平台的水平井开发实例,从页岩气储层测井评价入手,结合W地区页岩气水平井的测试、生产数据,研究分析页岩储层总有机碳含量、矿物组份、孔隙度、饱和度、含气量、脆性指数等储层参数,以及井眼轨迹、压裂效果等因素与水平井产量的关系,评估这些因素对水平井产量的影响程度。综合考虑上述参数,定义用于评价页岩气水平井产能的表征参数,建立W地区页岩气水平井产能预测的数理统计和神经网络模型。2个模型在W地区页岩气水平井产能预测应用结果表明,数理统计模型预测产能平均相对误差为18.10%,神经网络模型预测产能平均相对误差为0.54%。     

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。     

机器学习在焦石坝页岩气水平井横波预测中的应用

页岩气水平井的横波测井资料在岩石力学计算、地应力评估、可压性评价中具有重要意义。通过对常规测井资料的预处理,采用皮尔逊相关优选特征曲线,通过多种机器学习方法的比较,采用随机森林算法,预测了焦石坝地区页岩气水平井的横波,在实际应用中取得了较好的效果,可为今后的测井资料解释提供技术借鉴。     

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。     

水平井压裂产能预测方法研究与应用

水平井压裂技术是一项新兴技术,在油田得到了越来越广泛的应用.结合Genliang Guo水平井压裂产能预测方法,通过建立不同裂缝形态的水平井压裂物理模型,对产能计算公式进行了修正和改进.现场应用表明,修正后的公式计算精度更高,更加符合现场实际.     

非常规油藏水平井产能预测方法与应用

随着采油技术的飞速发展,一些非常规油藏相继投入开发.为了更好地适应非常规油藏水平井采油技术的发展,应用Topaze生产分析软件,根据预先设定好的油藏参数、井的参数、层的参数、模型参数等数据,由假设一组流压的生产历史进行试井设计,依据生成的试井数据结果对非常规油藏水平井进行产能预测.准确合理的产能预测,可以辅助水平井采油...     

体积压裂水平井的页岩气产能预测新方法

页岩气是典型的非常规油气藏,需借助水平井压裂技术形成高导流人工裂缝进行开发.由于支撑剂的沉降作用,人工裂缝渗透率存在各向异性;同时,近井筒附近气体的汇集作用以及水平井筒偏心所引起较大的压降对页岩气产能的影响也不容忽略.传统的三维隐式差分法,一方面需要结合其他时刻的产能数据,另一方面需要对整个三维空间进行网格离散而变得异常复杂,而且时间步长的取值对其精度影响也较大.在三孔块状模型基础上,建立了考虑页岩气解吸、扩散、人工裂缝各向异性和井筒表皮影响的页岩气产能模型.利用拉普拉斯变换,将空间三维转化为平面二维问题,消除时间变量影响,结合隐式差分法,获得拉普拉斯空间解,最后运用Stehfest数值反演获得产能数值解,并对各种产能影响因素进行分析.该方法对页岩气开发具有一定指导意义.     

涪陵页岩气水平井产出剖面测试技术分析与应用

产出剖面测试技术在涪陵地区页岩气井的应用还不成熟,面临着诸多技术难点和挑战。在分析各种技术难点的基础上,有针对性地提出了解决涪陵地区页岩气井产出剖面测试技术难题的技术思路和方法。分别论述了仪器输送方式的选取、井控设备的优选、测试仪器的优选、测试制度的制定和资料解释方法。通过1口页岩气水平井产出剖面测试的现场试验和资料解释,表明了测试工艺的可行性和资料解释方法的可靠性。     

涪陵页岩气水平井工程甜点评价与应用

针对涪陵页岩气水平井多段分簇射孔压裂时加砂量符合率低、产气量低的问题,提出了寻找水平段工程甜点、并结合地质甜点进行压裂优化设计的方法。首先利用声波时差和密度测井资料,拟合得到涪陵页岩气藏横波时差计算模型,再结合密度、自然伽马等测井资料,利用地应力剖面计算软件求取涪陵页岩气藏水平井水平段的岩石力学参数,然后通过分析已压裂井段产气剖面测试结果与岩石力学参数的相关性,得到涪陵页岩气藏工程甜点参数为:水平应力差小于8 MPa、脆性指数0.45~0.50。焦页30-1HF井采用了工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,其压裂施工压力平稳,总液量和总砂量符合率较好,压后无阻流量88.54×104 m3/d,取得了较好的增产效果。现场试验表明,工程甜点与地质甜点相结合的压裂设计方法,能够提高涪陵页岩气水平井压裂的加砂量符合率和产气量,有助于实现页岩气的高效开发。      

涪陵页岩气水平井定向技术应用

涪陵页岩气示范区产能建设启动以来,定向技术经历了不断摸索、完善和成熟的阶段,特别是进入南区以来,边缘井增多,地质条件复杂,定向难度增大,主要表现在反向三维水平井施工时二开定向扭方位托压现象严重、水平段轨迹调整频繁造成的摩阻扭矩大等方面。为解决这些问题,在已有成熟技术的基础上,通过技术革新和新工具的应用,有效推进复杂区块的施工进度,为一期产建完美收官提供强有力的技术保障。     

页岩气藏压裂水平井产能方法研究

本文主要是给页岩气藏压裂水平井建立物理模型,对其产能公式进行推导以此研究页岩气藏压裂水平井产能方法,得到页岩气在基质和裂缝中以及井筒中的产能公式。得出结论是单井产能随着水平井水平段长的增加而逐渐增加,随着裂缝导流能力增加,单井日产气量增加。     

页岩气井EUR评价流程及影响因素

EUR是页岩气藏开发的基础,规模效益开发的前提条件。具有纳米尺度的孔隙特征、多重运移机制和“非定压、非定产”的生产模式导致其流动特征复杂和EUR评估存在较大的不确定性。为了降低EUR评价的不确定性,在文献调研的基础上探讨了页岩气井现有七大类EUR计算方法的适用性。结合国内页岩气的开发特征,建立了一套综合考虑数据质量、流态和输入参数等不确定性因素,以生产历史为检验标准的EUR计算方法优选评价流程。最后基于优选的模型,采用蒙特卡洛方法和主成分分析法评价了EUR的主要影响因素,即优质储层的钻遇体积、原始地层压力和改造程度。     

威远页岩气储层水平井轨迹优化设计与分析

威远页岩气田开发过程中,合理的井身剖面设计对降低钻井施工难度、保证井筒质量、提高经济效益至关重要.由威远地区地质条件对井身剖面设计的影响出发,通过计算分析目前威远常用的3种井身剖面类型,从现场可操作性、降低实钻难度、减小钻柱摩阻和扭矩以及钻井提速等方面,将二维+三维复合剖面模式与双二维剖面模式相对比.结果表明:采用修正...     

页岩气水平井轨迹导向物探技术方法

2016年初,涪陵页岩气田正式启动气田二期50×10~8m~3的产能建设,确定二期产建区主力区块为江东、白涛、平桥、白马等四大区块,其中平桥区块地质上处于川东南高陡褶皱带平桥断背斜。前期钻探实践表明:该区地层产状复杂、地层横向速度变化快;伽马测井资料反映本区块地层放射性横向变化快、规律不明显。二期钻探中地质导向难度更大,而保证水平段在优质页岩气层中穿行是获得高产页岩气井的基础条件之一。结合一期产建区情况,总结出以小层对比、地震趋势、井斜法为主的页岩气井水平段导向方法,作为现场导向判断层位的依据。     

页岩气水平井产量影响因素分析

中国是全球第3个商业化开发页岩气的国家,到2030年页岩气规划产量为800×10~8~1 000×10~8 m~3,展现出良好的发展前景。长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区页岩气开发效果显示,目前该区页岩气水平井平均测试产量达到19×10~4 m~3/d,但测试产量却高低参差不齐。为此,从地质和工程两个方面分析了上述示范区页岩气水平井产量影响因素,提出了不同区块水平井提高单井产量的技术方向;根据含气量差异将优质页岩段进一步细分为4类储层,评价水平井Ⅰ类储层钻遇率;依据天然裂缝发育程度、主应力非均质性、脆性指数等工程参数来评价储层改造条件;建立压裂加液量、加砂量、施工排量和返排率与测试产量之间的相关关系;评价压裂形成裂缝复杂程度。研究结果表明:①长宁区块Ⅰ类储层钻遇率高于威远和昭通区块,且当水平井Ⅰ类储层钻遇率大于50%,可保障气井测试页岩气产量高于15×10~4 m~3/d、预计单井最终可采储量(EUR)高于8 000×10~4 m~3;②昭通区块储层改造条件和压裂形成的裂缝复杂程度均优于长宁和威远区块,但加砂量和施工排量等压裂施工参数偏低,制约了前者水平井的测试产量。结论认为,昭通和威远区块进一步提高Ⅰ类储层钻遇率、昭通区块进一步优化压裂施工参数是提高上述示范区页岩气水平井单井产量的主要技术方向。     

页岩气水平井固井质量测井评价方法及应用

通过研究页岩气水平井水泥胶结影响因素,结合现有常规固井质量评价方法经对比分析,形成了一套适应于页岩气水平井的固井质量评价方法,主要包括CBL-VDL法和RIB法。两种评价方法均能较准确地反映第一、第二界面水泥胶结状况,评价结果能够满足页岩气水平井生产的需要,取得了较好的应用效果,先后有多口井大型压裂后获得高产工业气流。     

水平井生产预测方法

根据国内近200口水平井的生产资料,归类总结出底水油藏、超稠油油藏、低渗透油藏、薄层油藏等8种不同油藏类型水平井的生产递减规律,给出了水平井的产量公式和累计产量公式。利用初期产能公式和递减经验公式可以在设计水平井时就能对水平井未来的生产有准确的预测。