有限导流压裂水平气井拟稳态产能计算及优化

在拟稳态流动阶段,边界封闭效应会对气井产能计算及优化产生很大影响。以单条人工裂缝为研究单元,在推导有限导流因子基础上,利用积分变换、渐近分析等方法获得单裂缝拟稳态压力基本解,基于势叠加原理、物质平衡方程建立矩形地层有限导流压裂水平井产能计算模型并迭代求解,同时回归产能关于压裂参数的导数极大值获得最优参数的函数关系线。结果表明:气井产能受裂缝条数、长度、间距、导流能力、相对位置及气藏几何形状等因素影响,增大裂缝与地层接触面积、减小缝间干扰、降低边界封闭效应、平衡裂缝与地层流入流出关系能有效提高气井产能;当裂缝系统均分气藏泄流面积时裂缝布局最优,而对应的裂缝最优导流能力关系线则随气藏矩形长宽比、裂缝条数的变化而变化;在最优参数作用下气井能较为显著地达到较高的产能水平,实际使用时应选取最优参数线附近区域作为优化压裂参数的参考范围。     

火山岩气藏开发早期产能特征及其影响因素分析

通过应用大庆徐深气田开发取得的矿场资料,分析了火山岩气藏的产能特征。论述了其影响因素。火山岩气藏主要表现为井间产能及井控动态储量差异大、气井动态特征及稳产能力各不相同。受裂缝水窜的影响出水、常规评价技术对产能适应性差。同时也指出储层的物性、井控流动区域形态与物性差异、连通的高渗带(体)的规模、储层微观渗流特性等是气井产能的主要影响因素。这些结论和认识对火山岩气藏的开发具有重要指导意义。     

考虑天然裂缝下气井产量预测方法研究

裂缝发育程度是影响低渗致密气藏单井产量的主要原因之一,但是目前含天然裂缝的致密气藏单井产量预测方法均是建立在双重孔隙介质模型之上,该模型对储层等效过于理想,难以描述实际裂缝特征参数对其单井生产的影响。提出以地质静态裂缝描述为基础的蒙特卡罗法模拟储层等效随机裂缝;利用非结构Voronio网格生成方法自动生成离散裂缝网络,进一步根据质量守恒定理利用控制体有限差分法将基质和裂缝系统渗透率分开处理建立了裂缝性气藏直井产量预测数值计算格式,采用全隐式方法进行求解计算。研究结果表明:在无天然裂缝情况下,该方法预测产量结果与国外商业软件计算结果对比一致性好,验证了该方法预测致密裂缝性气藏产量的可靠性;气井产量与裂缝长度、数量间存在正相关性关系;裂缝与井之间夹角对气井产量影响显著,因此合理布井是高效开发裂缝性致密气藏的关键之一。     

考虑应力敏感性的低渗气藏压裂气井产能模型

 渗透气藏孔喉致密存在应力敏感性,而且气井投产前普遍进行压裂,因此建立考虑应力敏感性的气井产能模型具有一定的意义。选用塔里木低渗透气藏的岩心开展应力敏感性实验,实验表明低渗透气藏存在较强的应力敏感性,渗透率越低,应力敏感性系数越大,应力敏感性越强。将压裂气井的渗流区域划分为裂缝两端的径向流和裂缝两边的线性流推导了考虑应力敏感性的压裂气井产能模型。应力敏感对压裂气井产能有较大影响,应力敏感性越强的气藏,产能损失率越高,随着井底流压的降低,应力敏感性引起的产能损失增加。压裂是改善受应力敏感性影响的低渗气藏气井产能的有效途径。     

低渗透裂缝型碳酸盐岩酸压气井动态特征分析

低渗透裂缝型碳酸盐岩基质低孔低渗、天然裂缝发育,目前存在的酸压气井动态特征模型没有同时考虑储层基质低孔低渗引起的非达西渗流以及储层裂缝发育造成的储层应力敏感效应。为了分析低渗透裂缝型碳酸盐岩气藏酸压后渗流特征和产量递减规律,建立了考虑酸压改造程度、酸压改造范围、流体低速非达西流动、储层应力敏感的酸压气井渗流模型。首先针对气体拟压力形式的非线性非齐次的渗流方程进行Laplace空间变换,在Laplace空间利用摄动理论线性方程解的叠加原理进行求解,其次基于Duhamel叠加原理考虑了井储和表皮对渗流的影响,采用Stehfest数值反演方法得到实空间酸压气井不稳定产量和压力解,最后基于典型曲线特征分析了四类因素对酸压气井产量递减和井底压力动态特征的影响。结果表明:低渗透裂缝型碳酸盐岩酸压气井存在8个流动阶段,基质-裂缝窜流具有减缓产量递减速率的作用;低速非达西在生产中后期对产量递减影响明显,会削弱窜流对产量递减的补偿作用且明显降低气井产能;应力敏感在生产后期对产量递减的影响凸显,对气井递减率和产能影响较小;改造程度越高,产量递减率越大且产能下降越明显;改造范围越大,气井递减速率越稳产。结论认为:实际低渗透裂缝型碳酸盐岩气藏产能分析中,低速非达西渗流对产能的影响大于应力敏感对气井产能的影响;若以保持酸压气井稳定的产量递减速率为目标,增大改造范围比增大改造程度更重要。     

克深气田储层地质力学特征及其对开发的影响

克拉苏构造带深层裂缝型致密砂岩气藏经历强挤压构造变形,复杂的现今地应力场和天然裂缝系统导致储层非均质性和各向异性较强,不同构造之间和同一构造不同位置的气井产能差异明显。为明确影响该区天然气开发中的地质主控因素,在井筒一维地质力学参数评价和构造格架搭建的基础上开展了克深气田储层地质力学建模,深入分析克深气田多个构造带储层岩石力学性质、现今地应力场及天然裂缝的发育特征,归纳总结不同构造带、同一构造带不同部位及不同层位的储层地质力学特征,并结合克深气田典型井的开发现状,建立地质力学特征与产能的关联,最后,针对不同类型的气藏分别提出与之匹配的布井原则。研究表明：（1）不同构造类型气藏地应力场分布特征差异较大,应力方位与天然裂缝产状之间的关系也有明显不同;（2）气藏内储层地质力学属性呈现自分层特征,其直接影响储层孔隙度和渗透率分布;（3）气藏内部处于应力低值、裂缝走向与水平主应力方位之间夹角小的位置,储层渗透性能较好,单井产能更高。研究不仅为储层评价和气藏描述提供了有力的补充,同时也为井位优化提供有利的依据。     

复杂碳酸盐岩底水气藏单井产能主控因素研究——以土库曼斯坦阿姆河右岸B气田为例

针对阿姆河右岸B气田广泛发育裂缝、储层非均质性强和气水关系复杂所造成的单井合理配产难题,通过因素综合分析,将单井产能的主控因素概括为物性因素、裂缝因素和底水因素;并建立特征参数对其进行了定量表征。分析特征参数与气井产能的关系发现:储层物性和裂缝发育程度主要影响气井的无阻流量,储层各向异性、裂缝发育程度和水体活跃程度主要影响气井的配产比。在此基础上进行了气井分类;并给出了相应气井的合理配产比,为气井合理配产提供了依据。     

变形介质低渗透气藏非稳态渗流数学模型研究

本文针对低渗透气藏垂直裂缝井的渗流过程,考虑了非线性渗流和介质变形系数的影响,建立了椭圆渗流模型。根据此模型可以对不同条件下气井产能进行计算分析。计算结果表明:气嘴直径越大,气井初始产量越高,递减速度越快;气嘴直径越小,气井初始产量越低,递减速度越慢。     

致密砂岩气井气水两相产能预测半解析模型

致密砂岩气井产能预测受气水两相流特征和裂缝渗流参数影响大,相比于数值模拟,基于解析模型的产能预测计算快、应用较广,但传统的解析模型在处理两相渗流方程非线性问题时简化过大,造成动态分析结果误差较大。针对这一问题,考虑了储层和裂缝中的气水两相流动特征,利用三线性流模型表征压裂缝及储层应力敏感性,建立了致密砂岩气井气水两相产能预测模型。将流动物质平衡方程与牛顿迭代法结合,利用平均地层压力逐步更新渗流模型非线性参数,并通过逐次迭代将气水两相模型线性化,获得了模型的半解析解。通过与商业数值模拟软件结果对比以及矿场实例应用验证了模型的准确性,并绘制了气水两相产能预测曲线,分析了敏感性参数对产能的影响规律。研究结果表明,所建立的半解析求解方法能够高效地处理气水两相非线性渗流问题,快速准确地获取致密气井产能预测曲线;致密储层产水严重影响了气井产能,合理的裂缝参数对提高气井产能至关重要;气藏开发过程中应合理控制生产压差,降低应力敏感效应对致密气井产能的影响。     

考虑介质变形和启动压力梯度的低渗压裂气井产能分析

低渗储层孔吼狭窄,储层物性差,基本无自然产能,需压裂才能经济开发。存在启动压力梯度并且由于有效应力改变有介质变形现象;针对低渗气藏物性特征,基于稳定渗流理论,利用保角变换原理,推导出考虑启动压力梯度和应力敏感效应以及人工压裂缝的气藏垂直井产能计算模型;分析不同应力敏感系数和启动压力梯度以及人工裂缝长度对气井产能影响。该研究对低渗气藏垂直压裂井合理产能确定有一定指导意义。     

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。     

页岩气藏分段多簇压裂水平井产能模型及影响因素分析

根据页岩气藏储集特征和分段多簇压裂水平井的开发方式,基于双重介质模型建立了考虑吸附气和游离气共存以及气体滑脱效应的页岩气藏不稳定渗流数学模型。利用Laplace变换、镜像映射和叠加原理,得到了定井底流压生产时分段多簇压裂水平井的产能解析解;结合Stehfest数值反演计算并绘制了产能曲线。研究结果表明:发生窜流后,随着压力下降,基质系统的吸附气解吸向裂缝系统供气,压裂水平井的产能增加;分段多簇压裂水平井的端部外侧裂缝对产量贡献最大,对裂缝半长非常敏感,同一段内中间裂缝对产量贡献最小,受簇间距离影响较大;水力裂缝的分布方式对分段多簇压裂水平井的产能影响较大,裂缝段簇比越大,累积产气量越高;气藏压力越低,滑脱效应对页岩气井产能的影响越大。     

页岩气藏压裂水平井产能特征研究

页岩气具有独特的储层特性与流动特征,其数值模拟方法与常规油气藏有很大差异。基于多重介质模型建立及基质离散模拟吸附气和游离气的瞬变流动方法,对储层进行体积压裂改造,实现了体积压裂模型的构建;在此基础上结合X井的生产数据对吸附类型、基质离散程度、裂缝-基质耦合系数、基质渗透率以及裂缝渗透率等因素对产能的影响进行了分析。结果表明,吸附类型、裂缝-基质传导率、油藏具有天然裂缝和基质裂缝渗透率以及压裂增产区域裂缝渗透率可以影响页岩气的生产年限、递减率以及裂缝导流能力,这对页岩气藏水平井进行压裂优化设计具有一定的指导作用。     

裂缝性致密气藏压裂水平井产能预测及敏感性分析

水平井分段压裂技术是高效开发致密气藏的重要手段,但压裂后的产能评价是开发过程中的难点。基于Al-Ahmadi的三重介质模型,建立了三重介质渗流模型,最后导出了拉氏空间下的产能公式,得了模型的解析解,并根据现场生产数据进行了有效性验证,同时还对影响裂缝性致密气藏压裂水平井产能的因素进行了详细深入的敏感性分析。结果表明:水平井长度对产能的影响在后期才有所体现,储层的生产主要是由人工裂缝控制,人工裂缝性质对产能影响显著,基质和天然裂缝对产能有着不同程度的影响。因此,裂缝性致密气藏水平井分段压裂设计以及产能评价与优化过程中应该综合考虑储层性质和人工裂缝的影响。     

裂缝-孔隙型砂岩气藏可动储量综合界限

明确可动储量界限是确定气藏可动储量和难动储量的基础。综合应用裂缝性气藏等效介质模拟方法和单井经济极限评价方法确定了川西地区平落坝须二段裂缝孔隙型砂岩气藏不同裂缝发育程度储层的可动储量综合界限。结果表明,基质物性对单井累计产气量影响最为显著,而裂缝角度影响很小;基质渗透率越低,裂缝密度对单井累计产气量的影响越大;天然裂缝越发育,可动储量的综合界限越低;对于裂缝不发育储层,可动储量的综合界限为：覆压渗透率下限0.008 mD,含水饱和度上限42%,孔隙度下限6.4%。     

考虑应力敏感和水力裂缝方位角的页岩产能模型

产能预测对页岩气的高效合理开发有着重要的作用，而目前国内外对于页岩气分段压裂水平井产能的研究没有同时考虑到天然裂缝应力敏感和水力裂缝形态及渗流特征对产能的影响。为此，根据双重介质渗流理论，综合考虑了页岩储层的吸附解吸、扩散运移、天然裂缝的应力敏感效应，建立了页岩储层渗流模型；同时考虑水力裂缝的有限导流能力、裂缝方位角等因素，利用点源函数方法将裂缝离散，之后叠加建立水力裂缝模型，最后将两种模型耦合得到页岩气藏压力水平井不稳定渗流模型和产能模型。根据已建立的页岩气压裂水平井产能模型，编程计算出产能特征曲线；通过对比模拟结果分析出，与实例类似的页岩气压裂水平井的最优水力裂缝导流能为15~18 D·cm，最优缝长分布方式为外高内低的U型，最优水力裂缝间距分布为等间距分布；模拟结果与页岩气井的现场数据的对比，也验证了该模型的准确性。该研究对页岩气开发有着重要的指导意义。     

复杂渗流条件下致密气藏压裂气井分区产能计算方法

致密气藏压裂气井渗流机理复杂,压裂改造区内外渗流机理和影响因素也截然不同,常规的产能计算模型不能准确描述这种存在区域差异的渗流特征,造成最终产能计算误差较大.以气体渗流理论为基础,分析了在致密气藏压裂气井分区域渗流机理,明确了压裂气井不同区域的渗流特征及影响因素.在此基础上建立了复杂渗流条件下的致密气藏压裂气井分区产能计算方法并开展了实例验证.计算结果表明,分区产能计算模型计算产能更加接近气井实际,较现有模型更加准确可靠.     

致密气藏压裂气井产能计算新方法

超低渗致密储层孔喉细小,属于微纳米孔,物性差,属于微纳米级流动,气体普遍存在复杂的非线性渗流效应,如滑脱效应、启动压力梯度及应力敏感效应。本文将超低渗致密气井的生产划分为三个阶段,早期段大裂缝的高速非达西流动,中期段反映裂缝边界控制椭圆达西渗流,晚期段反映基质的低渗非达西渗流。根据扰动椭圆的概念和等价的发展矩形的思想,引入新的拟压力函数,建立综合考虑气体滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感效应共同影响下的气井压裂后产能预测模型,为超低渗致密气藏合理产能的求取提供理论依据。研究结果表明：在气井生产过程中,压敏效应对气井产能影响最大,其次是阈压效应,而滑脱效应仅在低压阶段起作用,并且影响较小;压敏效应较强的气藏,应减小气井生产压差。     

A new method to calculate the productivity index for vertical fractured well of tight gas reservoir

Generally the irreducible water saturation of low permeability gas reservoir is quite high which leads to the permeability stress sensibility and threshold pressure gradient. Under the assumption that permeability varies with experimental law of the pseudo pressure drop, according to concepts of perturbable ellipses and equivalent developing regulations, the calculation method of stable production of hydraulically fractured gas well in low permeability reservoirs is investigated with threshold pressure. And productivity curve is drawn and analyzed. The result shows that, permeability modulus and threshold pressure have effect on production of fractured gas well. The higher the permeability modulus and the threshold pressure, the lower the production is. Therefore, the impact of stress sensitive and threshold pressure must he considered when analyzing the productivity of vertical fracture well in low permeability gas reservoir.