北美页岩气规整化产量递减分析方法应用研究——以长宁-威远示范区为例

摘要：页岩气井控压生产时,工作制度变换频繁,产量及压力递减缓慢,常规递减方法难以对其生产动态进行准确预测。针对控压页岩气井生产特征,北美Haynesville提出采用规整化产量同时耦合压力及产量影响,进行页岩气井动态分析。本文基于上述方法,通过地质参数类比、数值模拟计算和矿场实例应用等验证手段,论证了该方法对于长宁-威远示范区气井生产动态分析的可行性,并提出了采用该方法预测长宁-威远示范区页岩气井最终可采储量（EUR）的相应步骤。本文研究成果证实了北美规整化产量递减分析方法应用于国内同类型页岩气田控压限产气井的可行性及优势,对国内同类页岩气田动态分析及生产规律预测具有参考和借鉴价值。     

北美页岩气规整化产量递减分析方法应用——以长宁-威远示范区为例

页岩气井控压生产时,工作制度变换频繁,产量及压力递减缓慢,常规递减方法难以对其生产动态进行准确预测。针对控压页岩气井生产特征,北美Haynesville提出采用规整化产量同时耦合压力及产量影响,进行页岩气井动态分析。基于上述方法,通过地质参数类比、数值模拟计算和矿场实例应用等验证手段,论证了北美规整化产量递减分析方法对于长宁-威远示范区气井生产动态分析的可行性,并提出了采用该方法预测长宁-威远示范区页岩气井最终可采储量(EUR)的相应步骤。研究成果证实了北美规整化产量递减分析方法应用于中国同类型页岩气田控压限产气井的可行性及优势,对国内同类页岩气田动态分析及生产规律预测具有参考和借鉴价值。     

基于大数据挖掘技术的页岩气井压裂液产出规律分析

为了准确分析页岩气井压裂液产出规律,通过大数据的筛选和分析对影响页岩气井生产的26个因素进行得分排序,得出影响页岩气气井压裂液产出率的主控因素为地质储量、平均单段砂量、孔隙度、A靶点和B靶点深度。通过主成分分析和多元线性回归建立气井压裂液产出规律预测数学模型,计算表明,压裂液产出率的预测值与实际生产数据相比,预测精确度在90%。     

气井稳定渗流理论的研究与应用

为了解决气井稳定渗流理论对气井稳定试井(亦称产能试井)的影响问题,采用新的气井稳定渗流理论即二次三项式和三次三项式研究气井产能。研究结果表明:在一定条件下,采用该方法可应用二次三项式确定气井的产能方程,该法不仅能确定气井的无阻流量,更重要的是能确定该井的临界产量,从而能更合理的确定该气井的工作制度;用三次三项式建立高压低渗气井产能方程所计算的井底压力、平均地层压力、曲线拟合误差平方和等重要参数均比二项式更精确。该成果为矿场工作人员优选稳定试井资料的处理方法提供了依据。     

页岩气压裂水平井拟稳态阶段产能评价方法研究

根据页岩气藏的实际特点,以渗流理论为基础,考虑地层向裂缝的变质量流,通过叠加原理建立了多段压裂页岩气水平井拟稳态阶段产能方程,分析了裂缝条数、裂缝半长、页岩基质有效渗透率和裂缝导流能力等因素对页岩气井初始无阻流量的影响。研究结果表明,可以采用新的二项式方程评价页岩气井产能。裂缝参数是影响页岩气井初始无阻流量的主要因素,无阻流量随裂缝条数、裂缝半长和裂缝导流能力的增加而增加。该方法可以在早期通过多工作制度试气资料确定压裂水平井产能方程和初始无阻流量,并已成功应用于涪陵龙马溪组页岩气井的产能评价。     

页岩气产量数据分析方法及产能预测

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Eagle Ford页岩气藏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、边界效应3个流动阶段;运用基质线性流动模型计算该气藏基质渗透率,利用数值模型对计算结果进行验证;根据边界效应时间点求取该井体积压裂范围游离气储量,在此基础上进行产能预测,并研究吸附气解吸对气井产量的影响。结果表明:该井体积压裂范围游离气储量与裂缝模拟结果符合度超过85%;解吸气对页岩气井产量贡献取决于平均地层压力与吸附曲线形态;解吸气对该页岩气藏开发早中期的影响可忽略,对开发后期产量的影响很大,气体解吸能增加总采出量30%以上。     

基于压裂效果评价的页岩气井井距优化研究

针对页岩气藏最优井距很大程度上受限于压裂效果后评估的问题，开展了多段压裂水平井改造参数解释研究，并在此基础上开展井距优化。通过建立的渗流数学模型明确页岩气井生产时地层中存在的流态，形成基于线性流识别和特征线诊断技术的压裂参数解释方法，并对参数解释的不确定性进行了分析论证。之后通过定义百米地层累产气进行均匀压裂情况下井距优化。研究表明，地层进入边界控制流后能准确确定裂缝半长，且不影响气井的产能预测；井距的决定性因素是裂缝半长，二者之间的比例关系受SRV内外区相对物性和裂缝导流能力的影响，据此可指导现场井距优化及开发技术政策制定。     

河流相平面非均质储层水平井泄气范围确定方法

为了准确计算河流相平面非均质储层水平井泄气范围大小.通过分析完钻井、录井和测井资料获取气井水平段含气钻遇率及沿水平段不同单元物性参数大小,定量表征井控范围内储层的非均质性.再利用气井产量压力生产数据,采用流动物质平衡方法评价气井动态储量.在此基础上计算井控范围内的气井有效渗流面积,同时结合储层分布特征调整井控泄气范围边界,最终研究形成河流相平面非均质储层气井泄气范围确定方法.研究结果表明:在非均质储层条件下,计算气井泄气半径需综合考虑储层的含气性、物性参数变化和储层分布等因素,通过理论计算和实际井分析对比,可见考虑储层非均质计算的气井泄气半径更符合气井生产实际,泄气范围与有效储层分布契合度高.     

页岩气井环空带压安全风险定量评价方法研究

针对页岩气开发过程中井筒完整性失效引发的环空带压问题,开展了页岩气井井筒环空带压安全风险定量评估研究。基于模糊综合评判理论,充分考虑页岩气井的井筒实体屏障、流体屏障、运行管理等实际情况,建立了以环空压力、固井质量和地层完整性3个关键风险指标为依据的页岩气环空带压井安全风险评估方法,在某页岩气田进行了应用,对19口环空带压井的风险值和风险度进行了定量评估,并根据风险评价结果,从环空最大许可带压值确定、环空带压诊断、环空带压监测管理等方面给出了一套页岩气井环空带压安全管控推荐作法,研究成果为页岩气井的安全生产提供了重要的技术指导。     

页岩气产能评价方法及模型研究

非常规气藏渗流机理复杂,具有独特的渗流机理和生产动态特征,难以用常规的气井产能方法评价产能,预测可采储量。从渗流力学出发,根据页岩气藏压裂后储层特征,建立了页岩气藏复合模型,确定了页岩气井稳产时间,分析了内外区渗透率、内区半径、启动压力梯度、解吸压缩系数和储层厚度等影响规律;并参照Vogel方程建立了页岩气井产能方程。结果表明:内区渗透率、外区渗透率、内区半径、储层厚度和解吸压缩系数是影响页岩气井产能的敏感因素;表皮因子和启动压力梯度不是敏感因素。通过可靠性分析,参照Vogel方程建立的页岩气井产能公式能够快速、准确的判断页岩气井的产能。     

异常高压页岩气藏应力敏感及其合理配产研究

异常高压页岩气藏生产中表现为初期产量迅速递减的特征,这种情况一方面和页岩气低渗透压裂投产的方式 有关,另一方面可能和储层及压裂缝应力敏感有关。分析了页岩气井储层及压裂缝应力敏感特征,认为储层和压裂缝 在力学性质上有较大差别,应分别进行考虑,采用数值模拟方法计算了考虑应力敏感和配产大小对最终采气量的影 响,结果表明,储层的应力敏感对页岩气的生产影响较小,压裂缝应力敏感影响相对较大,如果考虑渗透率应力敏感只 和压力有关,则配产大小对最终采气量影响不大,而假设高产下具有更强的渗透率应力敏感衰竭曲线,则初期配产对 最终采气量影响较大,并采用图形诊断法进行分析,证实了这种情况下初期低配产气井生产潜能更大,研究成果可以 用于高压页岩气井的合理配产优化。     

基于ATD-BP神经网络的页岩气产量预测方法

储层改造是页岩气开发的关键步骤,根据储层改造数据进行页岩气井产量预测,对后续施工优化有重要指导意义。然而,储层改造数据与气井产量间呈非线性相关关系,不适用于传统线性预测方法。且储层改造数据存在有效数据较少、噪声数据占比较大、维数较高等问题,不适用于受噪声影响较大的传统BP神经网络非线性预测方法。由此,本文提出一种页岩气储层改造产量预测方法,首先利用自适应阈值去噪(adaptive threshold denoise,ATD)算法去除噪声,再运用BP神经网络对储层改造数据进行非线性拟合,得到页岩气井产量预测模型。实验表明,相比传统的BP神经网络,本文所提方法能够有效提高预测的准确率和稳定性。     

多级压裂水泥环界面密封失效数值模拟

四川地区页岩气开发过程中环空带压现象严重,严重影响页岩气井的高效开发,因此准确了解页岩气井多级压裂过程中固井界面微环隙的产生机理具有重要意义。考虑到页岩气改造压裂级数多的特点,采用有限元方法,基于内聚力单元,构建了周期载荷作用下的水泥环界面密封性评价数值模型,研究了多级压裂过程中的水泥环界面胶结失效演变规律。研究结果表明:第一次循环结束后,后期循环加载过程中水泥环界面位移的累计增长程度较小,控制水泥环初次加载过程中的塑性变形可以提高维持水泥环密封完整性的压裂次数;降低水泥环弹性模量,适当提高水泥环的泊松比可以有效增加水泥环的长期密封能力,进而降低多级压裂过程中油气井环空带压的现象。研究成果可为页岩气井多级压裂过程中油气井环空带压的有效控制提供理论参考。     

基于分步有限元法的多级压裂过程中套管应力敏感性分析

目前中国四川地区页岩气开发大多采用大排量分段压裂工艺技术,部分页岩气井在施工过程中出现套管变形的现象,导致后续施工改造无法顺利进行,严重影响了页岩气井的正常生产。因此准确了解压裂过程中套管应力的变化规律具有重要意义。区别于传统模型,基于分步有限元方法,考虑了钻井、完井、压裂整个施工过程,构建了页岩各向异性下套管-水泥环-地层组合体有限元分析模型,模拟多级压裂过程中组合体应力以及温度场随时间的变化特征。分析了两种模型下注液温度、套管内压、地应力变化、地层孔隙压力变化、水泥环弹性模量以及地层弹性模量等因素对套管受力状态的影响。研究结果表明:(1)压裂过程中,采用传统模型会低估套管应力的增大程度;(2)大排量压裂施工过程中,井筒内温度震荡变化,注液温降导致套管应力明显升高;(3)地应力分均匀性以及孔隙压力的增大会导致套管应力有所增加;(4)页岩各向异性对套管应力的影响较小,其中地层性质的下降会导致套管损坏的几率增加。因此在今后的页岩气压裂改造过程中,有必要采用分步有限元模型,综合考虑这些影响因素,合理优化相关的压裂作业参数,从而确保后续压裂完井作业的正常进行。     

页岩气井环空带压临界控制值计算方法

页岩气井由于大规模压裂导致井筒完整性破坏而引起大量环空带压问题，严重影响页岩气井的安全生产。针对页岩气井环空带压问题，基于API RP 90-2环空带压临界控制值计算方法，考虑页岩气井储层压力、产量变化、腐蚀以及磨损等因素，分析实际生产中环空各组件承压能力随服役时间的变化情况，建立了页岩气井环空带压临界控制值计算方法及环空带压控制图版，并进行了实例计算。研究结果表明，页岩气井环空带压临界控制值在服役早期主要受井口装置、技术套管承压能力影响，到服役后期时，随着腐蚀及地层压力降低，主要受油管薄弱点抗外挤强度影响，且随服役时间、腐蚀速率增加而不断降低，当环空带压控制值小于地层压力时，需要对环空压力值进行监测并采取相应措施，以保证现场安全生产。     

页岩气水平井重复压裂关键技术进展及启示

由于页岩气水平井初始增产措施的种种不利因素，产量达不到预期，加之目前低迷的油价背景，页岩气水平井重复压裂技术越来越受到页岩气资源开发的关注。随着压裂技术的不断发展，许多页岩气区块已经成功实施了这一技术，以提高生产率，并增加页岩气井的最终采收率。综述了页岩气水平井重复压裂优化选井的程序，并讨论了关键工艺技术和监测分析技术，最后，结合目前不同技术的研究现状，对今后页岩气水平井重复压裂技术的研究方向进行了展望，提出了结合“大数据”技术选井、套损变形井柔性修复、基于损伤力学的裂缝监测以及新型材料的压裂液和支撑剂等技术攻关的建议。中国页岩气资源潜力巨大，加速形成适合中国页岩气水平井重复压裂配套技术，会对未来中国页岩气商业开发起到促进作用。     

考虑压裂液流体特征的井筒多相流模型建立

针对页岩气井流体与常规气井流体的差异,基于页岩气井流体特征实验,对压裂液黏度、密度及表面张力与温度的变化关系进行研究。依据实验结果进行拟合得到返排液各物性的相关式,对常用压降模型及井筒温度预测模型进行修正并联立得到页岩气井筒温度压力耦合模型。利用F页岩气田气井真实数据进行实例计算,分析表明修正后的Gray模型精确度最高,验证了新温度压力耦合模型的科学性与合理性。     

页岩气井射流泵排水采气工艺下泵深度优化设计

为了恢复页岩气井的正常生产,本文通过提出一种新型射流泵排水采气工艺设计思想,该设计是以常压高气液比页岩气井的产气量能够满足携液要求时的井筒动液面为分析目标,从气井产能和临界携液流量两个方面进行分析,研究确定射流泵的下深。该工艺在XX区块XX井开展了现场试验,措施后页岩气井的平均日产气量为14.86×104m3,平均日产液量12.39m3,现场生产结果表明：本设计对XX区块常压高气液比页岩气井射流泵的下入深度的确定提供了新的理论指导。     

页岩气井暂堵重复压裂技术研究进展

我国页岩气井重复压裂技术较国外有明显差距。近几年国内页岩气田的部分压裂井出现了产量递减快、井口压力低于输压的情况,亟需采用重复压裂技术进行有效增产。在调研国外页岩气暂堵重复压裂选井标准、工艺设计方法、现场施工及重复压裂监测诊断与评估技术研究进展的基础上,系统总结了国外暂堵重复压裂的先进经验。基于对页岩气井重复压裂面临技术挑战的分析,对我国重复压裂技术的研究提出了建议。