低渗气藏多级压裂水平井产能模型及影响因素

多级压裂水平井（MFHW）能大幅度提高低渗气藏的单井产能,提高低渗气藏的开发效益,而准确计算气井产能并分析其影响因素是压裂优化设计、气藏科学开发的基础。为低渗气藏MFHW产能计算建立了一个严格的数学模型,综合运用Laplace变换、叠加原理、积分方程的边界离散求解法、矩阵理论等数学方法成功地对模型进行了求解,并对不同因素影响下的产能进行了定量计算和分析,分析了气层有效厚度、气藏渗透率、压裂缝条数、压裂缝半长、压裂缝导流能力对气井产能的影响,同时也分析了地层流入各条压裂缝流量的差异。研究结果表明,气层有效厚度或气藏渗透率增大时,气井产量几乎呈线性增大;压裂缝条数、压裂缝半长、压裂缝导流能力增大,产量增大,但前期增速快,后期增速慢;地层流入各条压裂缝的流量在早期差别不大,晚期差别明显——端部流量大于中部流量。     

火山岩气藏压裂水平井非稳态产能模型及敏感性分析

目前我国已探明的火山岩气藏地质储量达数千亿立方米,储量规模属世界最大。与常规砂岩气藏相比,火山岩气藏储集层裂缝发育,储集层物性差、渗流机理复杂。现场多利用压裂水平井技术开发火山岩气藏,有利于改善火山岩气藏渗流状况,降低单井成本,提高单井产能。但目前缺乏适合于火山岩气藏压裂水平井的复杂双重介质的非稳态产能预测模型。利用该研究综合考虑火山岩气藏双重介质特性及有限导流裂缝的情况,建立火山岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型,应用Laplace变换和Duhamel原理,同时结合Stehfest数值反演对模型进行求解。应用建立的产能预测模型,结合XS气田火山岩气藏P1井实际储集层及压裂参数,绘制P1井的产能递减曲线,分析了裂缝半长,裂缝条数,裂缝间距及导流能力对火山岩气藏压裂水平井产能递减曲线的影响。同时,应用正交试验进行了多因素分析。研究所获得的结果有助于提高对火山岩气藏压裂水平井产能递减规律的认识,同时,也可为评价预测火山岩气藏压裂水平井产能及优化其压裂裂缝参数提供依据。     

气藏压裂水平井裂缝参数优化分析

裂缝参数是影响压裂水平井产能的主要因素,为了优化合理的裂缝参数,建立水平井及裂缝耦合的数学模型,该模型综合考虑压裂水平井长度、井筒摩擦阻力、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝间距等影响因素,应用Green函数和Newman乘积原理,给出压裂水平井不稳定渗流下的产能求解方法。研究表明:压裂水平井产能随着裂缝导流能力的增加而增大,但是当导流能力增加到一定程度后,产能增加的幅度开始逐渐变小。对于压裂水平井存在最优的裂缝导流能力;对于裂缝条数已知,压裂水平井长度存在一个最优值;对于水平井长度已知,则存在最优的裂缝条数;裂缝条数与水平井长度之间存在最优的匹配关系。     

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。     

吉林油田低渗透凝析气藏水力压裂裂缝参数优化

为了高效开发吉林油田X低渗凝析气藏,在分析原始井流物PVT实验结果的基础上,首先利用Eclipse软件PVTi模块建立组分模型,然后利用目标区块实际数值模型,对水力压裂裂缝参数及井底压力进行单因素分析和正交优化。结果表明:水力压裂能提高凝析气井产能,日产气量提高7~9倍,日产油量提高3~5倍;增加裂缝长度比增加裂缝导流能力有效;目标气藏压裂井存在最优井底压力12 MPa;对于吉林油田X低渗凝析气藏,最优的压裂裂缝参数为裂缝半长280 m,裂缝导流能力22μm2·cm。     

低渗致密气藏压裂水平井产能分析与完井优化

基于压裂水平井产能影响因素较多,基于常规产能评价方法的单因素敏感性分析法不能对各因素的影响程度做出综合定量评价,在建立并求解考虑裂缝干扰、裂缝污染表皮系数、裂缝不同分布形式、裂缝与井筒有限导流的压裂水平井产能预测模型基础上,通过正交试验分析得到压裂水平井产能影响因素的主次顺序。研究结果表明:压裂水平井产能影响因素的主次顺序依次为地层渗透率、裂缝污染表皮系数、地层有效厚度、裂缝半长、裂缝条数、裂缝导流能力、水平段长度、井筒半径和裂缝分布形式,其中地层渗透率、裂缝污染表皮和有效厚度对产能的影响尤为显著,而井筒半径和裂缝分布形式对产能无明显影响。对于实际水平井,在储层渗透率、有效厚度和储层规模等因素均无法改变的条件下,应尽量降低作业对储层的伤害,并根据实际地质参数进一步优化裂缝参数,这对提高水平井产量和开发经济效益具有重要意义。     

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。     

致密气藏压裂倾斜缝压力动态分析

针对致密气藏斜井筒压裂形成的倾斜缝,将裂缝离散为微元,推导了裂缝内部有限导流数值解;采用倾斜板
源函数及势叠加原理得到了气藏流动解析解,通过将缝内流动和气藏流动在裂缝面上进行压力及流量耦合,建立了压
裂倾斜缝不稳定流动模型。划分了流动阶段,给出了对应的拟压力或拟压力导数解析表达式,分析了储层及压裂参数
对压力动态的影响。结果表明：不考虑井筒储存效应时,压裂倾斜缝流动形态分为：裂缝与地层双线性流、地层线性
流、早期径向流、拟复合线性流和晚期拟径向流。井筒存储效应产生的井筒续流段会掩盖双线性流。裂缝倾斜角和储
层渗透率各向异性对井底压力动态影响时间最长,会一直延续到晚期拟径向流阶段。无因次裂缝导流能力唯一决定
了裂缝与地层双线性流和地层线性流的出现与否及持续时间。随着气藏厚度的增大,早期径向流的持续时间增加,拟
复合线性流的出现时间推迟。最后,利用苏里格气田一口压裂定向井实例证明了该模型的正确性。     

低渗气藏压裂水平井渗流与井筒管流耦合模型

目前国内外压裂水平井已成为开发低渗透油气藏的重要手段,正确预测压裂水平井的产能对水平井的开发方案设计、地层及裂缝参数等敏感性分析具有重要的指导意义。应用复位势理论和势的叠加原理,考虑气体在地层中渗流和井筒内管流的耦合,根据流体力学理论和动量定理,结合气体的性质和实际气体的状态方程,建立低渗透气藏压裂水平井地层渗流与水平井筒管流耦合的渗流模型及其求解方法。结合长庆低渗气藏实际进行对比计算,结果表明：（1）水平井筒内的压力损失对压裂水平气井的生产动态有一定的影响;（2）井筒内的压力呈不均匀分布;（3）每条裂缝的产量并不相等。在此基础上还分析了井筒半径、水平段长度、裂缝条数以及管壁粗糙度等参数对井筒压力损失和压裂水平气井产能的影响,得出一些有用的结论。     

特低渗透油藏压裂水平井衰竭开采参数优选研究

为深入系统地研究压裂裂缝各参数对水平井开发效果的影响,应用特低渗透油藏非线性渗流数值模拟软件,以长庆油田某区块为研究对象,给出特定区块的最优裂缝参数,并分析各裂缝参数的敏感性。结果表明,在特定储集层渗透率条件下,压裂水平井具有最优的水平井长度、裂缝形态、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力;通过不同渗透率级别和水平井长度下的裂缝参数优选可知,对于压裂水平井衰竭开采效果最为敏感的参数是裂缝条数,其次是裂缝长度,裂缝导流能力最为不敏感。     

压敏性特低渗透油藏压裂水平井产能计算

基于考虑启动压力梯度和压敏效应综合影响的广义达西定律,以椭圆渗流理论和平均质量守恒定律为基础,通过当量井径原理,推导压裂水平井产能计算公式。分析启动压力梯度、压敏效应、压裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、均一性和变形系数对压裂水平井产能的影响。结果表明:启动压力梯度越大,对产量的影响越大,当油藏渗透率很低时,应该考虑启动压力梯度的影响;变形系数越大,对产量的影响越明显,并且变形系数对产量的影响与生产压差有关;在算例条件下,最佳压裂缝条数为3～4,压裂缝长度以200～280 m为宜,压裂缝导流能力为5～50μm2.cm,即长裂缝、低导流、压裂缝非均匀分布、非等长裂缝有利于均匀采油。     

压裂水平井裂缝参数优化研究

裂缝是影响压裂水平井产能的主要因素,为了成功的压裂水平井,在压前的施工设计中要充分考虑裂缝参数的优化.利用电模拟实验研究了裂缝参数与压裂水平井产能的关系,所考虑的裂缝参数包括水平井筒与裂缝夹角、裂缝长度、水平井筒长度、裂缝数目、裂缝位置及裂缝间距等.研究表明产能随水平井筒与裂缝夹角的增大而增大,超过45°后产能增加的趋势变缓;产能随裂缝长度的增加而增加,但在具体的油藏地质条件下存在最优的裂缝长度和水平井筒长度的匹配;实验中压裂水平井的最优裂缝数为3~5条,其中外裂缝对产能的贡献最大;产能随裂缝间距的增大相应增加.裂缝参数的优化研究可为压裂水平井的施工设计提供理论性指导.     

低渗透油气藏水平井压裂优化设计

介绍了水平井压裂裂缝的形态、压裂水平井的渗流特征、压后产能预测;探讨了裂缝条数、裂缝长度和裂缝导流能力的优化以及不同的裂缝布局和不同位置的裂缝对压后产量的影响.通过X井水加喷砂压裂位置测井数据进行压裂裂缝模拟,优化设计与现场施工的加砂量和排量比较一致.     

一种新的多因素压裂水平井产能评价方法

水平井压裂是致密砂岩气井重要的开发手段,且裂缝之间存在干扰,渗流规律复杂,因此准确的产能预测尤为重要。本文研究在充分考虑气-水两相流在地层和裂缝中不同渗流规律及裂缝间相互干扰,并同时考虑在滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感和高速非达西等因素条件下,建立了强适用性的压裂水平井气-水同产产能预测模型。此外,还对气-水两相流中地层应力敏感、气体滑脱因子、启动压力梯度、裂缝各项参数及水气比等因素进行了分析,结果表明：水气比、裂缝导流能力和裂缝半长与产能呈正相关;裂缝应力敏感与产能呈负相关;地层压力敏感、气体滑脱效应和启动压力梯度对产能影响相对较小。研究结果为致密砂岩压裂水平井产能评价提供了理论依据。     

基于可解释机器学习的水平井产能预测方法

准确预测致密气藏分段压裂水平井产能是压裂效果评价和优化设计的关键环节。现有的产能预测方法，引入了过多的假设和简化，很难全面反映致密储层流体多尺度的运移机理和复杂物理过程，导致产能预测误差较大。提出一种基于机器学习的致密气藏分段压裂水平井产能预测方法，该方法综合利用已收集的地质、压裂水平井产能及钻完井等多类型数据，通过机器学习算法直接挖掘数据内部规律，建立产能预测模型。此外，为解决常规机器学习模型的“黑盒子”问题，还利用SHAP（SHapley Additive exPlanations）方法对建立的机器学习模型进行全局和局部解释，分析影响产能的主要因素，增加了模型的可信性和透明度。以苏里格气田苏东示范区为例，验证了该方法的有效性和实用性。与油气藏数值方法相比，该方法不仅提高了产能预测的精度，而且缩短了建模周期，加快了计算速度。     

油井酸压后三维渗流动态预测

本文综合考虑了影响酸压裂缝导流能力的诸因素;生产压降变化、非达西效应、油藏污染、裂缝几何尺寸、和导流能力沿缝变化等;推导并建立了三维酸压油井生产动态预测模型。通过模拟计算表明,裂缝闭合应力和岩石嵌入强度是酸压适应性的重要影响因素,非达西效应、油茂藏污染和裂缝闭合应力使油井产量降低,优化设计合理的裂缝几何尺寸和导流能力可提高产量。     

分段压裂水平气井产能数值模型建立

随着水平井分段压裂技术在致密气藏开发中广泛应用,压裂后产能的预测对开发此类气藏具有重要意义。应用复位势理论和势叠加原理等基本渗流理论,结合水平井压后裂缝形态和单相气体渗流机理,推导出考虑水平井筒内压降损失时的产能预测新模型。模型综合考虑了多条裂缝间的相互干扰和各条裂缝的长度、缝宽、导流能力、缝间距对各条裂缝产量的影响以及水平井筒内压降损失对产能的影响,建立了考虑多因素的水平气井产能数值模型。编制了模拟计算软件。并以长庆油田某致密气藏区块为例进行了裂缝方案优化设计。研究成果对于低渗致密气藏井网部署及开发方案编制具有一定的指导意义。     

页岩气藏压裂井产能评价及分析

页岩气储存在自生自储的纳米级孔隙中，压裂成为页岩气开发的重要技术。在考虑了多尺度非达西渗流机理的基础上，建立了多种流态多尺度渗流模型，求出考虑有限裂缝流动的页岩气藏压裂井稳态产能方程，在该模型中充分考虑了孔隙尺寸对Knudsen扩散系数的影响，并探索了滑脱现象、Knudsen扩散系数D_K、渗透率K、裂缝半长L_f、裂缝穿透比L_f/R_e与裂缝流动能力K_f·W_f对压裂井产能的影响规律。研究结果表明，渗透率修正因子ξ对产能的影响较大，以多尺度渗流模型确定的页岩气压裂井产能与实际生产数据非常稳合。当井底流压<15 MPa时，滑脱效应对压裂井产能的影响开始增强，并且随着滑脱因子增加，压裂井的产能随之增加；岩芯渗透率越低，Knudsen扩散系数D_K和滑脱效应对产能影响越大。