考虑时变效应的致密气井产能评价——以延安气田为例

在致密气井的生产过程中,压裂裂缝导流能力、储层流体分布和气水相渗都会不断发生变化,具有时变效应,而传统的产能评价往往忽略了这种效应。针对这一问题,通过建立考虑裂缝导流能力时变效应和储层气水相渗时变效应的渗流数学模型,评价了时变效应对气井产能的影响。研究结果显示：压裂裂缝导流能力的时变效应增加了流体流动阻力,缩短了气井的稳产期;气井生产过程中,除了流体和岩石本身的膨胀能外,气水相渗的时变效应能够减小束缚水饱和度,使得部分束缚水转化为可动水,增大了水相渗透率,减小了气相渗透率,加快气井见水并增大气井产水量,促使气井递减提早出现。延安气田的实际气井生产表明,不考虑时变效应预测的稳产期偏长,预测的产水量远低于实际气井的产水量,时变效应对气井生产的影响不可忽略,结合延安气田开发实际还需进一步研究在立体井网开发模式下考虑时变效应的气井产能模型。     

考虑非达西效应的致密气藏裂缝参数优化设计

为了实现致密气藏裂缝参数优化设计,考虑非达西效应对裂缝渗透率的影响,引入有效渗透率,对传统的支撑剂指数进行了修正;然后,利用边界元法,作出表征无因次采气指数、支撑剂指数和裂缝有效导流能力之间关系的图版,拟合出f函数;最后,通过迭代获得最优裂缝参数和裂缝导流能力,形成了以采气指数为目标函数、考虑非达西效应的致密气藏裂缝参数优化设计方法.利用苏里格气田某致密气藏的数据,对比分析了是否考虑非达西效应对裂缝参数优化设计的影响.结果表明,考虑非达西效应后,支撑剂指数为不考虑非达西效应时的1/5,有效导流能力为不考虑非达西效应时的1/3,最优缝长缩短了1/5,最优缝宽增大了1/4.研究结果表明,利用修正支撑剂指数可以进行致密气藏裂缝参数的优化设计,利用该方法优化的缝长和缝宽与修正前相比分别缩短和增宽,设计结果更加准确.      

考虑裂缝壁面伤害的压裂井产能计算模型

为了准确计算压裂井产能,在对伤害带深度进行量化的基础上,采用压降叠加原理和直接边界元法,建立了拟稳定状态下考虑裂缝壁面伤害的有限导流压裂井产能计算模型。该模型计算结果表明:压裂液滤失造成的裂缝壁面伤害会降低压裂井产量,且随着导流能力的降低影响越严重;对于有限导流能力裂缝,随着导流能力的降低,高产段会从裂缝端部转移到裂缝根部。通过对比,忽略壁面表皮及使用平均壁面表皮与本模型楔形壁面表皮计算的产量差异,发现忽略壁面表皮及使用平均壁面表皮计算的产量始终偏大,且随着导流能力的降低,差异程度逐渐增大。图7参14     

碳酸盐岩储层孔隙结构评价方法——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例

对土库曼斯坦阿姆河右岸气田两种构造类型的碳酸盐岩储层孔隙结构进行了对比评价。结果表明,大背斜构造储层主要表现为孔洞型储层,披覆构造储层主要表现为孔隙型、裂缝-孔隙型储层。对于大背斜构造储层,孔喉中值半径越大,孔喉分布越偏向较大孔喉,呈现“好上加好”的特点。针对碳酸盐岩天然气储层及其开发特点,从动、静态角度以及物性综合指数与毛细管中值压力等试验结果的相关性角度进行分析,提出了评价碳酸盐岩储层的新物性综合指数 Z_s。结合毛细管中值压力和新物性综合指数 Z_s,将碳酸盐岩储层分为4个级别,并在实例分析中验证了 Z_s的合理性和可操作性。应用储层毛细管压力曲线,还原气藏条件下各级别储层的气柱高度,并结合常规测井、成像测井以及地层测试资料研究了储层纵向和区域上的气水分布特征。储层普遍存在气水过渡带,相比于大背斜构造储层,披覆构造储层气水过渡带要更厚一些。裂缝在该区域发育程度和有效性存在明显差异,裂缝及微裂缝对于研究区碳酸盐岩储层求产,尤其是披覆构造储层求产作用关键。     

考虑变导流能力的垂直裂缝油井产能方程

针对水力压裂后形成的垂直裂缝井中裂缝不同位置导流能力不同的特点,根据压后流体渗流规律变化,基于稳定流理论,推导了按线性、指数及对数3种形式变化的低渗气藏变导流能力的垂直裂缝油井的产能预测模型,并分析研究了裂缝导流能力的不同变化形式对油井产量的影响。研究结果表明：与考虑常导流能力的垂直裂缝油井产量相比,考虑变导流能力的垂直裂缝油井产量将下降;按线性、指数及对数3种形式的变导流能力对垂直裂缝油井产量影响程度不一致,同时3种形式的变导流能力的系数越大,垂直裂缝油井产量上升幅度越小。     

苏里格气田压裂水平井裂缝参数优化——以苏53区块为例

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,后期压裂改造是目前苏53区块水平井提高开发效果的有效手段之一。针对苏里格地区地质条件复杂,压裂水平井裂缝参数设计研究少的现状,以苏53区块开发经验和丰富的动静态资料为基础,利用数值模拟方法,对苏53区块压裂水平井裂缝参数进行了优化。结果表明,苏里格气田压裂水平井裂缝长度为200~300 m,导流能力保持在30~40 mD·cm之间时,在裂缝与水平段垂直的情况下,1000 m水平段分4~6段压裂为最优方案。     

一种精准的水力压裂井产能计算模型

在考虑水力压裂过程中流体渗滤对产能影响的基础上,提出了一种简单而又精准的产能计算模型,并将其与现有的三种模型（McGuire,Prats和Raymond）的计算结果进行了比较。现有模型假设油井附近流体的流动是椭圆流或径向流,且在不同的方位都具有渗透性,这种假设造成的结果是对油井采油指数的估计偏高。其中,Prats模型对于有限导流能力裂缝和无裂缝影响的油井得出的结果是一样的。McGuire和Raymond模型对压裂井的产能预测与实际相比,对油井采油指数的估计依然偏高。新模型针对存在有限导流能力裂缝和污染带的油井,提供了一种更为优化的预测方法,即UTPI模型,该模型能够快速而准确地计算油井的产能。这种简单的模型具有离散性,使其在计算机中更易于实现,而且所建立的水力压裂井产能计算模型更加符合生产实际。     

考虑非达西效应的低渗气藏压裂井产能分析

相应研究表明,气体渗流特征受到启动压力梯度、滑脱效应、应力敏感等因素影响,针对这些特征,基于非达西渗流理论,应用保角变换方法并引入新的拟压力形式,推导了考虑气体上述因素共同作用下的低渗气藏无限导流垂直裂缝井产能方程。结果表明:启动压力梯度效应对低渗气藏中无限导流垂直裂缝井的产量影响较小;在高流压阶段,产量受滑脱效应和应力敏感效应影响并不明显;而在低流压阶段,随着滑脱因子增大,裂缝井产量越来越高,而随着应力敏感系数的增大,裂缝井产量越来越低。     

考虑裂缝导流能力时效性的多级压裂水平井产能半解析模型

目前多级压裂水平井产能计算模型研究较多,但大部分产能模型都没有考虑裂缝导流能力时效性对产能的影响。而室内实验和矿场实践表明,在实际生产过程中,裂缝导流能力随时间不断变化。本文利用源函数法求解油藏渗流模型,利用有限差分方法离散求解考虑裂缝导流能力随时间变化的裂缝渗流模型,并通过裂缝和油藏接触面处的流量和压力相等这一边界条件,将这两者进行了耦合,得到了考虑裂缝长期导流能力的多级压裂水平井产能半解析模型。模型计算结果表明,导流能力随时间的降低,在产能预测分析中是不可忽略的因素,这一因素会改变油藏的渗流场分布,改变裂缝内的流量和压力分布,会使更多的流体通过井筒附近的裂缝流入井内。本文建立的模型和计算结果对于储层产能预测研究和实际生产都有较大的指导意义。     

断块型沉火山碎屑岩致密气藏有效储层控制因素及分布规律——以松辽盆地南部王府气田白垩系沙河子组为例

沉火山碎屑岩致密气属于特殊的复杂岩性非常规气藏,目前研究程度和勘探开发程度低。松辽盆地王府断陷沙河子组发育断块控制的沉火山碎屑岩致密气藏,由于兼具断块、沉火山碎屑岩、致密气藏的复杂性,对储层发育控制因素认识不清导致气藏勘探开发难度极大。采用多种技术手段,在评价沉火山碎屑岩致密气藏特殊性和储层岩性、储集空间、孔隙结构、物性和有效性特征基础上,分宏观气藏、中观砂体及微观储层3个层次,揭示了研究区源-储关系、成藏要素、层间非均质、层内非均质和微观成岩作用对有效储层发育特征的影响,形成了构造控制成藏圈闭、断层控制运移通道、砂体控制气藏分布、非均质性控制层内气水关系、成岩作用控制甜点富集的认识。在此基础上进一步揭示有效储层平面上沿缓坡带由东向西整体呈树枝状发散分布,垂向上为丘状岩体控制下的块状、反韵律分布等规律。研究成果在城深6井区开发井位部署、老井复查中取得较好效果,为类似复杂致密气藏的勘探部署和分类精细开发提供参考。     

低渗致密复杂叠置储层组合立体井网高效动用方法——以延安气田为例

延安致密砂岩气田具有纵向主力开发层系多、层间跨度大、有效砂体分布范围广、储层非均质强、区域差异明显等特征,需要采用"因层制宜、因区制宜"的组合立体井网高效动用技术进行开发。通过"分级约束"的立体井网设计思想,基于地面环境约束、宏观约束、局部约束以及属性约束的四级约束条件,建立从宏观到局部、从空间到属性、从地面到地下的多维度、多尺度、多因素耦合的立体井网优化设计体系。在该设计思想的指导下,结合延安气田地质特征,划分出了"河道富集区多层系"、"非河道低富集区双层系"、"非河道低富集区三层系"以及"河道低富集区多层系"4个开发区域,并给出了相应的"大井组直/定向井"、"大井组直/定向井+水平井"相结合的4套混合井网模式。另外,提出致密砂岩气田富集储层以采收率为主要约束函数、低富集储层以单井产气量为主要约束函数的井网密度优化标准,据此给出了延安气田最优井网密度为富集储层1 000 m×800 m,低富集储层1 200 m×1 000 m。     

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。     

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．     

苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考

致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差３类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议：非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。     

致密砂岩气藏高温高压敏感性评价及机理探讨——以塔里木盆地B区块致密气藏为例

致密砂岩气藏储量丰富,因其低孔低渗、高毛细管力、高黏土矿物含量、孔喉细小、非均质严重等特点,导致其易受到敏感性损害。目前大多数敏感性评价研究针对常规中、低渗储层,对于致密砂岩气藏敏感性评价技术尚未成熟。文中以塔里木盆地B区块致密砂岩气藏为例,通过岩心流动实验,进行模拟地层条件下的高温高压敏感性评价。结果表明,该区块高温高压敏感性具有弱速敏损害、中等偏强水敏损害、中等偏弱盐敏损害、中偏弱碱敏损害、弱酸敏损害、强应力敏感损害的特点。进一步运用X射线衍射、扫描电镜、铸体薄片等测试手段,分析了B区块致密气藏矿物类型、体积分数、形态及分布特征,剖析了敏感性的成因——储层敏感性矿物及微观孔喉结构。     

低渗透气藏压裂井产能分析

基于低渗透气藏渗透率随拟压力呈指数函数规律的基础，考虑拟启动压力梯度存在的影响，根据扰动椭圆概念和等价发展矩形思想，研究了垂直裂缝井的产能计算方法，绘制并分析了产能理论曲线。研究结果表明，渗透率模数、拟启动压力梯度以及裂缝的长度均对压裂井产能产生影响。渗透率模数和拟启动压力梯度越大，裂缝越短，气井产能越小。     

川西致密砂岩气藏压裂效果的试井解释评价

川西砂岩气藏属于低孔隙度，低渗透率的致密－超致密气藏。该文利用试井曲线特征及解释结果，将压裂后的裂缝分为均质有限导流垂直裂缝，径向复合有限导流垂直裂缝，多孔有限导流垂直裂缝和均质无限导流垂直裂缝四类，从裂缝长度和裂缝导流能力等方面对压裂效果进行了评价，且分析了提高压裂效果的途径。     

低渗致密气藏产能预测方法

与常规气藏相比,低渗致密气藏具有低孔、低渗、含水饱和度高等特点,其产能评价方法与常规气藏有很大不同。影响低渗气井产能的因素主要有启动压力梯度、应力敏感性和滑脱效应。文中针对低渗致密气藏的渗流特点,推导了考虑启动压力梯度、应力敏感性、滑脱效应的气井产能方程,只需对该产能方程两端求极限,即可得到其他形式的产能方程;结合具体实例,对产能测试资料进行分析,结果表明,所推导的低渗致密气藏产能方程及产能测试资料处理方法准确可靠,可广泛应用于低渗致密气藏的产能评价。     

窄河道致密砂岩气藏采气速度优化——以ZJ气田沙溪庙组气藏为例

窄河道致密砂岩气藏具有河道砂体薄窄、储层物性差、气井控制储量规模小、压力及产量递减迅速的特点,地质条件及开采规律均与层状致密砂岩气藏存在较大差异,需开展针对性的采气速度优化研究。以ZJ气田沙溪庙组气藏为例,综合考虑河道砂体、测井、储层物性特征参数,将主力河道划分为3种类型;结合气藏工程及经济评价方法对各类河道中气井配产及采气速度进行优化,并分析了造成窄河道致密砂岩气藏采气速度高于层状致密砂岩气藏的原因。结果表明:窄河道致密砂岩气藏中水平井合理配产比为1/6~1/3,最优采气速度为4%~6%;河道砂体窄、动用储量规模小,是造成此类气藏采气速度偏高的主要原因。适度提高采气速度,可有效缩短单井的投资回报期,提高窄河道致密砂岩气藏开发的经济效益。