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。

页岩气井EUR快速评价新方法

页岩气井通常采用控压进行生产,这既可降低储层应力敏感效应,又可改善气井生产效果,提高气井最终可采储量(EUR)。同时,频繁变更工作制度又会导致气井生产数据波动剧烈,给准确预测气井EUR带来了新的挑战。因此,通过对现有气井生产数据处理方法的综合分析,首先,开展了变工作制度下波动数据降噪方法的研究,结果表明双对数坐标系下的压力规整化产量-物质平衡时间图版能使波动数据得到有效的收敛;然后,基于降噪处理后的数据形态特征,建立了页岩气井EUR评价新模型,提出了一套页岩气井EUR评价新方法。实例分析表明,新方法与经典方法的评价结果相近,确保了新方法的可靠性;同时,新方法操作更简便,计算更高效,避免了经典方法中参数多、拟合难的问题,可更加快速地完成页岩气井EUR评价。

四川盆地长宁页岩气井生产特征及开采方式

页岩气开发生产特征与常规气存在较大不同,采取合理的开采方式实现页岩气井在不同阶段的高效开发,提高单井采出程度,是页岩气开发过程中首先需要考虑的问题。为此,通过对规模上产的长宁页岩气田71口页岩气井的生产动态和不同阶段实施工艺措施进行分析评价,认为页岩气井具有投产初期产量、压力递减快,无稳产期的生产特征,不同的气井产能差异大,递减率相差大并呈正态分布;页岩气井储层的特殊性增加了压裂液返排难度,气井中后期低压和积液是制约生产的主要因素。研究结果表明:页岩气井投产初期采取以控压开采为主的生产方式,可以降低或减缓应力敏感效应,延缓产量递减;在中后期气井生产压力接近输压或低于临界携液流量期间,采取下小油管、泡排、气举、柱塞举升和增压工艺可维持气井相对稳定生产。本次实验探索并形成了长宁页岩气井工艺排液应用条件和适合的工艺措施类型。

安岳气田高石梯区块上震旦统灯四段气藏动态监测及认识

四川盆地安岳气田高石梯区块上震旦统灯影组灯四段气藏受地层剥蚀尖灭、岩性及构造等控制,为构造背景下的高温常压大型岩性—地层复合圈闭气藏。为了深化认识复杂气藏特征及气藏开发动态规律,实现气藏高效合理开发,以高石梯区块灯四段气藏为研究对象,从气藏试井、生产测井和流体分析等多方位开展动态监测。分析了气藏动态监测典型事例,并结合气藏地质认识及开发动态指出了气藏流体性质及分布特征、气藏储渗模式及开发方式。研究结果表明:①灯四段气藏为中含硫化氢、中含二氧化碳气藏,气藏划分为高石3储渗区、高石2储渗区和高石9储渗区3个储渗单元;②气藏未见明显的边水底水,高石1井产出液体来自于灯二段,部分气井存在井底污染;③气藏存在孔隙型、孔洞型、裂缝孔洞型3种不同的储渗模式;④利用动态监测调整配产工作制度合理。结论认为,对于大型岩性—地层复合圈闭气藏,全方位及多角度、多阶段及多类型地进行动态监测是正确认识复杂类型气藏开发特征及开发规律的有效手段,所形成的分析方法可以为类似气藏开发提供借鉴和参考。

页岩气井排采携液能力分析新方法

页岩气井排采过程中井筒呈气液多相管流特征,井筒多相管流分析是正确认识气井气液流动规律、制定合理工作制度、开展气井生产动态分析以及选择人工举升工艺的前提,如何选择准确可靠的多相管流模型进行计算分析尤为重要。因此,通过对川南地区40余口页岩气井井筒压力测试数据分析,优选出适合该地区页岩气井井筒多相管流计算模型;基于多相管流模型绘制油管流出特性曲线,结合节点系统分析原理,建立了一种新型的井筒气液多相管流临界携液气量确定方法。结果表明:①在井斜角小于等于45°的井段应采用H-BR管流计算模型,在大斜度(井斜角大于45°)井段应采用B-BR管流计算模型,并在有测试压力温度分布情况下,按测试结果选择合适的管流压降计算方法;②该井筒气液多相管流临界携液气量确定方法克服了判断气井积液通常采用Turner、Coleman等模型在高液气比条件下误差较大的应用局限性,可有效进行气井井筒携液能力分析及生产预警且节约了井筒测试成本。