涪陵焦石坝页岩气初期产能主控因素研究

涪陵焦石坝页岩气气田已经实现商业开发,至2015年底,区块累计完成压裂试气并投产191口页岩气井,建成50×10~8m~3/a生产能力。以室内实验为基础,与现场生产相结合,对影响涪陵页岩气水平井初期产能的主要因素开展研究,得到各影响因素与页岩气产能之间的关系。研究表明,页岩的有机碳(TOC)、脆性矿物以及压裂改造施工的液量是涪陵页岩气田单井初期试气产能的主要影响因素。通过地质、工程单因素与单井初期产能相关性综合分析研究,认为页岩有机碳含量(TOC)是页岩气单井高产的物质基础,和初期产能相关性最好;脆性指数(BI)其次,是页岩气单井高产的主要因素,单井压裂改造总液量是页岩气单井获得高产的必要因素,改造体积越大,增产效果越明显。     

基于机器学习的页岩气井产量评价与预测

页岩气井产量评价与预测对页岩气高效开发具有重要意义,现有解析模型的假设条件与实际页岩气井差异较大,数值模型计算难度大、效率低、不确定性高,导致页岩气井产量预测难度大。基于机器学习方法综合考虑地质因素与工程因素,整合页岩气开采全周期地质、钻井、压裂、生产等数据,对A页岩气藏气井产量进行了评价与预测。首先,对原始数据体进行处理,包括缺失值插补、相关性分析、异常值处理、主成分分析等,以减小数据的噪声;其次,采用聚类分析方法对页岩气井产量进行评价,研究影响A页岩气藏气井产量的主要因素;最后,应用随机森林方法预测A页岩气藏气井产量。结果表明:A区块页岩气藏中产量优、中、劣等井分别占比36.4%、37.8%、25.8%,其中压裂因素对A页岩气井产量评价结果影响最大。调参后的页岩气井产量预测结果准确度达到90%以上,预测结果较好,表明本文模型能够用于页岩气井产量预测。     

基于灰色关联法的滨425区块压裂效果影响因素分析

胜利油田滨425区块开发前期单井压裂后产量提高不明显,且油井自喷和转抽后产量差异很小。为改进下一步压裂措施,应用灰色关联法,结合该区块单井生产资料,从影响油井压裂效果的地质因素和工程因素两方面,对影响单井产量的主控因素进行分析,按权重给出了单井压后产能影响因素的排序。结果表明,排量、加砂强度、产层有效厚度和孔隙度对单井压后产量有较大影响。压裂方案设计时,在缝高可以控制的层段应合理调整改造规模,提高加砂强度和施工排量,增大改造体积,保证裂缝的长期导流能力。灰色关联法在滨425区块压裂效果影响因素分析中的研究结果,为低渗储层压裂参数优化和开发方案优选及改进提供了依据。     

考虑解吸扩散的页岩气藏气水两相压裂数值模拟

水力压裂是实现页岩储层有效开发的重要技术手段,而准确预测页岩气藏压裂井产量是保证页岩气高效开发的基础。以油气藏数值模拟和数值计算方法为工具,在考虑页岩基质块解吸扩散和窜流条件下,建立了页岩气藏气水两相压裂渗流数学模型,推导了数值计算模型,并研制了页岩气藏压裂产能模拟器,定量分析了裂缝参数、物性参数和解吸扩散参数对页岩气压裂井产量的影响。研究表明：水力压裂能有效提高单井产量,是页岩气藏高效开发的有效措施;压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率是页岩气开采的主控因素,日产气量和日产水量随压裂裂缝导流能力和天然裂缝渗透率增加而增加;基质渗透率和扩散系数对产量的影响相对较小。     

威远区块页岩气水平井基于灰色关联分析的产能评价方法

四川威远页岩气区块隶属国家级页岩气示范区,开发潜力大,页岩气水平井产能受多因素控制呈现出差异性,为快速准确开展压后产能评价,实现威远区块页岩气的高效开发,本文依托威远页岩气区块地质、压裂及生产资料,运用灰色关联分析方法明确水平井产能的主控因素,依此建立多元线性回归产能预测模型进行产能评价。研究结果表明,影响压裂水平井页岩气产能因素主要包括地质因素和工程因素两个方面,地质因素按影响程度大小排序依次为目标甜点钻遇率、含气量、脆性指数等,工程因素则依次为改造长度、加砂强度、加砂量等;产能评价方法综合威远区块地质开发特征和压裂改造效果,无需产能试井资料,仅需目标甜点钻遇率,改造长度和加砂强度三个主控因素作为产能预测模型参数即可快速计算测试产量,计算结果与实际测试产量误差在10%以内,该方法能够快速准确评价产能,为研究区后续水平井优化设计和合理配产提供可靠依据。     

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。     

页岩气储层测井评价与产量“甜点”识别——以美国鹰潭页岩气储层为例

以美国鹰潭页岩气储层为例,探讨了页岩气储层测井评价方法,分析了影响产量的主控地质因素。该区测井资料以常规系列为主,岩心分析数据比较丰富,分别利用多元统计建模方法与多矿物最优化方法对研究区内关键井的测井资料进行处理解释,经对比分析认为,采用多元统计建模方法计算的储层参数与岩心分析数据符合更好,精度更高。鹰潭页岩气区不同分区的产量差异大,孔隙度是影响产量的主控地质因素,利用地震资料反演纵波阻抗可以预测页岩气产量"甜点区"。     

页岩气单井产量和累计产量影响因素分析

通过递减分析方法和数值模拟方法重点分析页岩气单井产量和累计产量的影响因素。以美国主要页岩气气田为实例,结合流动机理分析递减特征,认识到不同生产动态曲线的递减率在时间上基本一致。同时,以数值模拟为手段,从理论上分析了水力压裂缝、水平井段长度、储层中自然裂缝发育程度、基质孔隙度和渗透率物性,以及基质等温吸附曲线对单井累计产量的影响。研究成果对于预测我国页岩气单井产量和累计产量,做好生产规划具有很好的实用价值。     

页岩气井产量递减分析经验法优化应用研究

页岩气井产量递减规律的分析方法,特别是准确预测页岩气单井产量及估算最终可采储量(Expected Ultimate Recovery,缩写为EUR)是页岩气开发十分重要的技术工作。预测方法主要有数值模拟法、解析法和经验法三大类,其中经验法因为只需生产数据、操作简单且有效而被广泛使用。目前主要有SEPD模型、Duong模型和YM-SEPD模型等单一模型,鉴于页岩气藏压裂水平井复杂的流动机理和渗流规律,单一递减模型难以适应现场需要。在详细分析了目前适用于页岩气藏单井产量预测最常用的两种经验方法-SEPD和Duong模型的基础上,提出了以此为基础的产量递减经验法分析新组合模型,并以四川盆地页岩气井生产数据为例,分析对比了新方法与SEPD法和Duong法的预测结果,印证了新方法更具优势、预测更为准确。     

涪陵焦石坝区块水平井组拉链压裂实践与认识

涪陵页岩气田具有不同于北美页岩气区的地面和地下地质条件,山地环境下多井压裂工程设计及现场施工如何组织运行,成为实现该区域页岩气经济有效开发的关键环节。结合涪陵国家级页岩气示范区建设需求,在高效产建模式下形成了基于地质工程一体化理念的拉链压裂整体参数设计技术及运行模式。围绕全面提高页岩气单井产能,针对焦石坝区块山地"井工厂"作业需求及特点,通过压前关键地质因素识别分析、平面—横向—段间多层次工程参数设计、现场施工动态调整等方面开展工艺参数优化,创新了以交叉立体布缝为核心的拉链压裂整体参数设计技术。实现了焦石坝区块页岩气地质工程一体化开发、单井—井组批量化施工,现场推广应用200余口井累计4000余段,在增加水平井组产量、全面提高压裂时效、降低综合成本等方面效果显著,为涪陵页岩气田一期50×108m3产能高速高效建成提供了有力技术支撑。     

基于产气剖面的页岩气离散裂缝网络反演方法

页岩气井压后裂缝描述对页岩气井生产动态预测、生产后期重复压裂设计以及加密井井眼轨迹设计等具有重要意义。以涪陵页岩气田开发和地质参数为基础,基于高效离散裂缝网络（EDFN）数值模拟方法,研究裂缝长度、压裂段裂缝累计总长、裂缝间距、裂缝相对位置等对压裂段贡献率的影响,通过水平井生产动态解释得到的裂缝特征参数反演离散裂缝网络。以JY46-3HF开发井产气剖面、产气贡献率和裂缝特征参数的相关性为基础,建立压裂裂缝网络模型,各压裂段产气贡献率模拟结果和实测结果高度吻合。研究结果表明,压裂段产气贡献率和压裂段裂缝累计总长正相关,裂缝间距、裂缝相对位置则通过影响裂缝对基质区域控制的大小影响压裂段对页岩气井的贡献率。     

四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。     

基于灰狼算法优化的支持向量机产能预测

针对常规的线性回归以及经验公式等油井初期产能预测方法应用范围有限、预测误差较大,并且难以表征初产在多因素影响下的非线性变化规律等问题,提出了基于机器学习算法的产能预测方法。以某特低渗油田为例,从地质、开发和工程3个方面,选择了影响初期产能的10种因素,采用皮尔逊相关关系分析了各因素之间的线性相关性,使用随机森林方法确定了初期产能的主控因素,首次采用灰狼算法（GWO）优化的支持向量机（SVM）建立了油井初期产能的预测模型。结果表明：特低渗油田初期产能的主控因素为：压裂加砂量,射孔段厚度,初始含水饱和度,油层有效厚度和加砂强度;与多元线性回归模型和网格寻优的支持向量机模型相比,灰狼算法优化的支持向量机初期产能预测模型精度高而且运算速度快。研究结果可为油井初期产能评估提供参考。     

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一_1~1小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。     

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。     

页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例

加密井的压裂时机直接影响着页岩气藏最终的开发效果。为了有效地指导页岩气藏加密井部署与压裂施工,基于离散裂缝网络模型、有限差分模型及有限元模型,提出了一套页岩气藏加密井压裂时机优化方法：根据页岩气田开发现状及井网加密需求,系统考虑储层非均质性和天然裂缝发育特征,建立渗流—地质力学耦合条件下四维地应力演化及复杂裂缝扩展的多物理场模型,进而模拟加密井水力裂缝扩展形态、加密井及井组开发效果,最终优选出加密井最佳的压裂时机。以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例,利用该优化方法研究了加密井压裂时机和施工参数对其复杂裂缝扩展形态、单井及井组产能的影响规律。结论认为：①该优化方法能够有效模拟老井生产过程中储层物性及力学状态变化,预测压后产量变化,优选加密井压裂参数及压裂时机;②当加密井射孔簇间距减小、每簇施工液量增大时,水力压裂改造体积、裂缝密度增大,压裂后产量提高,但射孔簇间距过小、每簇施工液量过大时,则有可能会导致分支裂缝串通和重叠,降低压裂液效率、影响压裂后产能;③压裂时机越晚,加密井井筒附近分支裂缝越密集,但改造体积越小、初期产量越低;④当目标井组生产36个月进行加密井压裂时,井组累计页岩气产量最高、开发效果最优。     

支撑剂沉降规律对页岩气压裂水平井产能的影响

压裂工艺后支撑剂的分布及裂缝形态对页岩气井的产能有很大影响。为了研究支撑剂沉降规律,建立了综合考虑页岩气吸附解吸附及应力敏感的气藏数值模型,并在模型中提出了表征支撑剂沉降的方法。通过对比分析不同射孔位置、不同沉降程度、裂缝导流能力、储层基质渗透率等参数变量,考虑了支撑剂沉降的页岩气藏压力分布和产能特征,得出影响支撑剂沉降后气井产能的主控因素。结果表明,支撑剂沉降大幅度降低了气井产能;考虑压裂过程中支撑剂运移沉降,应在油气藏中下部进行射孔;页岩气藏裂缝导流能力达到4 μm2·cm即可满足气井的有效开采,选用40/70目支撑剂进行压裂施工,建议优先造主缝;基质渗透率越高,支撑剂沉降对气井产能影响越大,高渗带要采取防止支撑剂沉降的措施。此模型考虑了支撑剂沉降的特性,对页岩气井产能的预测和现场压裂施工具有重要指导意义。     

四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:(1)威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;(2)针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了"超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量"工艺、"分段多簇射孔优化+大排量"及"缝口暂堵转向"技术、"大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂"工艺和"连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送"的套管变形井压裂改造技术;(3)将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。     

页岩气水平井井筒完整性问题及对策

在四川盆地西南部长宁—威远国家级页岩气示范区,部分页岩气井井筒完整性出现了一些问题,直接影响了页岩气水平井单井产量的提高。为此,在统计分析该区页岩气水平井出现的套管损坏、套管下入困难、水泥环密封性难保证等井筒完整性问题的基础上,建立了多因素耦合套管应力计算评价模型,研究了温度效应、套管弯曲、轴向压力等多因素耦合对套管损坏的影响机理;利用自主莫尔—库伦准则,分析了页岩层滑移机理及与套管剪切变形的关系;利用自主开发的下套管钩载预测及摩阻分析软件,对影响套管摩阻的主控因素进行了反演分析。最后,针对页岩气水平井的特点,以提高钻井质量(DQ)为核心,从设计、施工工艺等方面提出了井筒完整性控制对策:①修订页岩气井套管设计计算方法和校核标准;②优化井身结构和全井眼轨迹设计;③提高钻井质量;④优化水泥石性能并校核压裂过程中水泥石的密封完整性等。该研究成果对于指导未来页岩气井井筒完整性设计和管理具有重要意义。