中国深层、超深层气藏开发关键技术与对策建议

中国在深层、超深层油气勘探开发方面已经取得了重要进展,中国石油天然气集团有限公司(以下简称中国石油)已在塔里木盆地和四川盆地建成两大深层、超深层天然气生产基地,但目前仍存在制约此类气藏高效开发的核心问题。为促进深层、超深层气藏实现高效开发,回顾了中国石油在不同类型深层、超深层典型气藏的开发实践历程,系统梳理了气藏开发过程中面临的问题与挑战,总结了气藏开发的关键技术,最后提出了深层、超深层气藏开发对策与建议。研究结果表明:①形成了深层、超深层岩溶型碳酸盐岩气藏小洞微缝储层量化表征技术和裂缝—孔隙型碎屑岩气藏多尺度裂缝动静态描述技术,实现了储层孔隙结构特征参数的量化表征和不同尺度裂缝的精细刻画与空间预测,提高了开发井的成功率,确保了储量高效动用;②形成了开发单元划分与水侵通道刻画技术和裂缝非均匀水侵动态评价技术,实现了不同开发阶段水侵动态评价和水侵状况准确预报,为不同开发单元制订差异化的开发技术政策奠定了基础;③建立了岩溶型碳酸盐岩气藏全生命周期递进式控水开发模式和裂缝—孔隙型碎屑岩气藏控排水协同提高采收率技术,实现了气藏均衡开发,整体提高了气藏采收率。结论认为,深层、超深层气藏地质、工程环境复杂,储层非均质性强,需进一步加强气藏前期评价、布井模式攻关、不同区块水侵规律等方面研究,且需做好气田群协同开发的整体研究。

深层页岩压裂多级裂缝内支撑剂运移与分布规律

深层页岩天然裂缝与层理缝发育,经体积改造后易形成“主缝+支缝+次微缝”的多级裂缝结构,但受高垂向应力和高水平应力差条件的影响,深层页岩压裂裂缝开度极窄且主次缝开度差异较大。为了明确多级裂缝内支撑剂运移机制与分布规律,搭建了大型可视化支撑剂输送实验系统,研究了泵注排量、液体黏度、支撑剂粒径、支撑剂浓度、裂缝特征参数对支撑剂运移与分布的影响规律,最后基于水电相似原理计算了裂缝整体导流能力并开展了评价分析。研究结果表明:①缝内支撑剂存在多种堆积模式,其形成由流体对支撑剂的携带能力决定;②支撑剂分流效率受多种因素影响,增大排量与减小支撑剂粒径均可提高分流效率;③多级裂缝内,增大排量与压裂液黏度均在一定程度上改善了支撑剂非均匀分布,但裂缝导流能力表现为先增大后减小;④综合支撑剂分流结果与多级裂缝内支撑剂分布规律,推荐坚持“大排量+低黏度”泵注思想,以保证大粒径支撑剂占比,适当混合小粒径支撑剂,构建“近井区高导流+远井区有支撑”的高导流裂缝体。结论认为,基于含多级裂缝的大型可视化支撑剂输送实验系统,全面系统研究了不同条件下多级裂缝内支撑剂运移与堆积的模式,研究成果可为深层页岩压裂泵注工艺参数设计与优化提供理论支撑。

深层天然裂缝性页岩储层水力压裂光纤监测远场应变分析

四川盆地南部地区(下文简称川南地区)深层(埋深大于4000 m)页岩储层天然裂缝发育,地应力分布复杂,水力压裂过程中套管变形等问题严重制约了页岩气资源的高效开发。为了解决深层页岩储层天然裂缝压裂过程中远场应变监测问题,采用邻井光纤(DAS)应变监测技术对泸州区块A平台2口井拉链式压裂过程进行监测,并结合压裂施工设计和储层特征对监测结果进行分析和讨论。研究结果表明:①300~350 m监测井距和泵送式套内光纤布设方式可以对远场裂缝窜通演化评估提供大量有利数据,但对压裂井主体改造区域提供的相关信息较少;②同一平台不同井压裂时远场应变响应差异可能很大,高风险井的压裂施工参数设计对远场裂缝窜通起到了关键影响作用,低风险井主要表现为跟随作用,裂缝窜通区域一旦形成,极易演变成2口压裂井共同的裂缝窜通区;③远场应变响应区域与当前压裂段相对位置可能相差200~300 m,同井不同段间的应变沟通会提前形成,与当前压裂段可能相差400~500 m;④深层页岩储层天然裂缝压裂形成的远场裂缝形态具有全新特征,包括普遍性的倾斜裂缝和挠曲段地层附近的水平层理缝2类情况。结论认为,低频DAS应变监测技术提供了深层页岩储层天然裂缝压裂过程中远场应变演化分析的新方法,可与地质工程一体化压裂设计方案、套变机理与防控研究等工作结合,助力该区深层页岩气的规模效益开发。

煤层顶板间接压裂裂缝扩展机制及影响因素

碎软低渗煤层在我国普遍发育,制约煤层气单井产气量提高和产业发展。间接压裂是通过在邻近层产生垂直裂缝沟通煤层进而实现煤层有效改造的一种压裂方式,可以有效应对钻井塌陷、煤粉产出、压裂液滤失和煤层厚度薄等不利因素。通过间接压裂物理模拟试验和扩展有限元数值模拟分析,揭示煤层顶板间接压裂裂缝扩展影响因素,明确裂缝扩展机制,以期为间接压裂技术提供指导。通过直接压裂煤层和不同起裂位置、垂向应力和施工排量影响下间接压裂试验表明,起裂压力高,更易产生长裂缝,且受原生裂缝影响程度减小;但起裂点距离煤层越远,起裂所需能量越大,高破裂压力会对煤层造成粉碎性破坏;大施工排量下,起裂压力对应升高,起裂时间变短,原生裂缝影响程度变小。考虑地应力、起裂位置、岩石力学和施工排量等参数的数值模拟结果显示,在模型参数设置条件下,最大水平主应力和垂向应力差在<4 MPa,煤层与顶板有效应力差>3 MPa、弹性模量差<15 GPa的地层和岩性组合适合间接压裂,起裂位置距离煤层最优距离为<6 m,施工排量需要根据力学性质、断裂能密度等参数确定最优范围。

高含水致密凝析气藏稳产技术应用——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例

四川盆地安岳气田上三叠统须家河组二段气藏为低孔、低渗、有水、中含凝析油、弹性气驱、高压岩性圈闭的砂岩气藏,气藏底水能量充足。针对气井生产过程中受地层水水侵和反凝析污染影响造成稳产难度较大的情况,结合储层及气井产液特征,开展有水凝析气井稳产技术应用实践,分析并总结应用实践经验和成果,选取了应用效果较好的注气吞吐、电潜泵排水、车载压缩机气举、柱塞气举排液和自动化开关井5种稳产技术。结果表明:①针对储层反凝析液伤害,形成单井注气吞吐技术应用选井原则;②针对气藏水体赋存特征和水侵模式特征,调整气藏排水采气对策思路,采用电潜泵排水技术和车载压缩机气举技术;③针对地层压力低、举升能量不足,优化油、气、水三相流动条件下的柱塞气举排液技术;④针对低压间歇生产井采用自动化开关井技术,增加生产效率,降低人工成本。对5种主要稳产技术的应用情况进行了分析评价,认为一系列稳产技术的应用有助于安岳气田须二段气藏稳定生产,为类似高含水致密凝析气藏的稳产提供了借鉴和参考。

塔里木盆地库车山前超深气井砂垢堵塞成因及靶向解除技术

塔里盆地库车山前超深气田是西气东输主力气源地,具有超高温、超高压、高矿化度、储层裂缝非均质性强等特征,气井生产过程中砂垢堵塞问题突出,据统计最高影响气田产能达800×104 m^(3)/d。为实现超深气井高效解堵,通过气水两相结垢热力学预测模型、裂缝性储层岩石力学实验、井筒内气液固流动模拟等研究,揭示了超深气井砂垢复合堵塞成因,并形成了靶向解堵复产关键技术。研究结果表明:①“高温流动压降结垢、裂缝面破裂出砂”是超深气井出砂结垢的内在机理;②结垢固化松散砂桥形成复合堵塞是气井堵塞减产的主要原因,其中靶向除垢是解堵复产的关键所在;③靶向除垢解堵区域为井筒变径处和井周5 m内基质—裂缝系统,气井堵塞率30%~60%为最佳解堵时机;④非酸性除垢解堵液相比常用的酸性解堵液,在同级别溶垢能力的基础上,腐蚀速率降至0.49 g/(m^(2)·h),可同时满足低腐蚀和高效除垢的技术要求。结论认为,形成的超深气井靶向除垢解堵技术在塔里木盆地库车山前超深气田规模应用159井次,有效率达93.3%,累计增产天然气75.08×10^(8)m^(3),已成为西气东输主力气井快速解堵复产的“冬保良方”,可为国内外同类气田解堵复产提供技术借鉴。

天然气井多相流强化携液理论及排液采气关键技术

天然气田稳产是保障我国能源安全的重大需求,气井积液是制约稳产的瓶颈,排液采气是保障稳产的关键。我国60%气井因积液年均产气量递减23%以上,且积液井数以年均5%的速率快速递增。由于对气井多相流动特性认识不足,传统排液采气技术仅适用于积液轻微的浅直井且排液率较低。研究团队近年来聚焦天然气井排液采气难题,构建了基于气液流动结构调控的强化携液理论,突破了经典临界流速携液理论仅适用于环雾状流的局限;发明了抗油耐矿化度泡沫排液、复杂井筒速度管柱排液、超声速喷嘴雾化排液、气举柱塞接力举升排液等适用气井不同积液状态的高效低成本排液采气系列关键技术。研究成果已推广至长庆气田、中外合作开发区等11个气区,累计应用近12000口气井,占我国积液气井总数的30%以上。

塔里木盆地克深5裂缝性有水气藏数值模拟及开发对策研究

克深5气藏是一个裂缝性异常高压特低渗层状边水干气气藏,由于裂缝发育,气藏在开发之后快速见水,开展水侵数值模拟及开发对策研究是该气藏提高采收率的关键,为了更好描述储层特征,采用嵌入式离散裂缝模型进行数值模拟,针对裂缝性气藏历史拟合难度大的问题,采用敏感性分析-生产动态拟合相结合、手工调整-自动调整相结合的思路开展拟合工作,充分结合气藏实际水侵动态,通过调整大裂缝,基质与裂缝网格属性场等关键参数,最终实现了全区历史拟合符合率为91%,单井历史拟合符合率为86%。基于历史拟合结果及开发主控因素分析,综合考虑不同采气速度、排水方式、排水规模、新井挖潜等因素,设计12套提采方案,预测模拟15年结果优选出气藏排水采气方案为:气藏配产105万m^(3)/天,边部老井克深505、502、503井排水,克深5-5井堵水,鞍部部署一口水平井,克深5-3井北部部署一口定向井,最终采出程度为23.7%。

深层页岩纳米孔隙中气水微观动用机理

深层页岩气已成为我国天然气产量增长最现实的领域之一。已有研究结果证实深层页岩纳米孔隙发育,但页岩储层在高温高压含水条件下气水的动用复杂程度加剧。传统页岩岩心尺度的解吸和驱替实验成本高、周期长,难以解析纳米孔隙中气水在深层储层条件下的微观动用机理。为此,基于分子模拟方法,在考虑气水质量扩散传递的基础上,提出了1套页岩气水动用模拟方法,并模拟了深层页岩双重介质复合纳米孔隙中的甲烷和水分在2种不同模式下的动用机理,并量化了甲烷吸附气、溶解气和自由气,揭示了孔隙水和甲烷不同赋存状态的微观动用机理。研究结果表明:①页岩中伊利石对甲烷的亲和性强于干酪根,伊利石亲水性远大于干酪根;②2种动用模式下,伊利石中赋存的水分基本不发生动用,干酪根表面水分团簇可发生动用;③双重介质复合纳米孔隙中,甲烷的自由气动用率最大,溶解气和吸附气动用率较低,是后期页岩气储量挖潜的重要潜在资源。结论认为,深层页岩纳米孔隙中气水的微观动用理论研究对深层页岩气可采储量评估、产能评价和提高采收率等方面具有重要理论意义。

深层煤岩气压裂研究进展与展望

中国深层煤岩气资源丰富,勘探开发潜力巨大。水力压裂是开发深层煤岩气的重要工程技术,目前深层煤岩气水力压裂仍然存在技术瓶颈,在一定程度上制约了深层煤岩气的勘探开发。为进一步明确深层煤岩气水力压裂技术现状和发展趋势,基于鄂尔多斯盆地和沁水盆地深层煤岩气勘探开发案例,分析了深层煤岩气压裂地质特征的特殊性,论述了深层煤岩气压裂工程技术现状,剖析了深层煤岩气压裂存在的理论与技术挑战,最后展望了压裂改造理论与技术发展方向。研究结果表明:①与中深层页岩、低渗透致密砂岩和浅层煤层相比,深层煤岩具有更复杂的裂缝和割理裂隙网络系统,具有低孔低渗、煤体结构完整、高地应力、高弹性模量、低泊松比的特征,这些地质特征差异使得深层煤岩对应的压裂改造技术内涵应有差异;②深层煤岩主流压裂改造主体技术为水平井超大规模极限体积压裂和多轮次转向缝网弥合压裂;③下一步需持续研究不同煤阶、不同地域的深层煤岩气压裂地质特征差异性、压裂裂缝起裂及延伸规律、低成本压裂材料、高效压裂工艺技术。结论认为,深层煤岩气压裂改造开发需要结合压裂地质特征构建多尺度地质模型,建立“地质-工程”双甜点预测模型,并大力发展低成本、环境友好的压裂材料及工艺配套技术,进而实现深层煤岩气的规模效益开发。

苏里格致密砂岩气田效益开发技术对策研究

苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居中国第一。随着开发不断深入,气田储量品质劣质化及未动用储量碎片化趋势明显,增加了未来效益开发的不确定性。为确保气田致密砂岩气藏的可持续效益开发,基于深化气田开发过程中所获得的地质与气藏工程认识的基础上,梳理了影响气田效益开发的影响因素,建立了该气田效益开发的技术对策。研究结果表明:①基于以经济产量为中心的评价模型对气田各区块经济效益进行实证分析,可以评价气田目前整体效益开发现状,指导未来整体开发方向;②为了支持气田致密气产业进一步发展,根据气田各区块效益评价,从地质和气藏工程的角度去寻求有效开发的配套措施,分类治理,分类施策,进而形成苏里格气田效益开发技术对策,实现气田持续经济有效开发。

低压气井修井用压井液体系研制与现场应用

通过对自生气试剂、起泡剂以及稳定剂的种类与用量进行优选,形成自生气体系,并应用于膨胀微球压井液,最终形成一套低压气井修井用压井液体系。该体系配方为0.25%~0.5%自生气试剂SJ-4+0.5%~0.75%复合起泡剂+0.5%~0.75%稳泡剂YH-15+膨胀微球压井液,体系密度在0.6~0.8 g/cm 3范围内可调,该压井液体系具有良好的稳定性、储层保护性能。现场试验结果表明:该压井液体系在长庆油田苏东44-62A井和榆46-15井的压井作业中均可实现有效压井作业,且与地层配伍性良好。

威荣深层页岩储层水力压裂多井压窜现象及机理

威荣深层页岩气田五峰组—龙马溪组储层埋藏深,地质构造复杂,强非均质性天然裂缝发育,地应力高且水平地应力差大,非连续性构造在高临界应力环境下易出现扰动失稳。在储层局部连续裂缝带发育和高应力环境的共同作用下,前期400 m井距条件下出现邻井压窜和多井巷道压窜现象,导致大量生产井产能下降、续建井井壁失稳及套变问题。针对以上问题,文中基于地质-工程一体化思路,考虑了多种复杂天然裂缝分布特征和复杂裂缝扩展应力干扰效应,建立了基于DFN-FEM的井组压裂复杂裂缝扩展模型。研究发现:1)天然裂缝带和大型断裂是多井巷道压窜的主要地质因素;2)天然裂缝面法向刚度越小,压裂应力扰动范围越大,压窜越严重;3)内摩擦角和内聚力越小,岩石越容易破裂并诱发压窜;4)井组压裂顺序对压窜类型和程度均有显著影响,交错压裂最优。该研究结果可为威荣页岩储层水平井井间干扰防治与产能恢复提供依据,进而有效支撑以威荣为代表的深层页岩气田的安全高效开发。

高邮凹陷花庄地区页岩油二维核磁测井评价应用

苏北盆地高邮凹陷古近系阜宁组二段泥页岩具有孔隙结构复杂、层理发育、非均质性强的特点,应用常规测井系列难以准确评价孔隙及流体类型,二维核磁共振测井在流体识别方面具有独特优势。应用“盲源分离”信号处理技术进行数据聚类分析,通过花庄地区流体分区模型识别出地层中不同赋存状态的流体及含量。研究结果表明:二维核磁测井提高了储层流体评价精度,提供较为可靠的总孔隙度、有效孔隙度、含油饱和度、可动油含量等参数,通过与岩心实验分析对比,有效孔隙度平均绝对误差为0.4%,含油饱和度平均绝对误差为7.3%。通过阜宁组二段泥页岩主要岩性中流体性质分析,表明长英质灰云质混积页岩在物性、含油性、可动性方面最优,是页岩油优质“甜点”层。花庄地区应用二维核磁测井能够有效地解决页岩油孔隙度、饱和度评价的难题,也能为页岩油“甜点”优选、储层产能预测提供参考。

页岩气开发过程水资源管理及水环境保护对策探讨

水力压裂和水平钻井技术是页岩气高效经济开采的关键,随着页岩气大规模商业性开发,会带来水资源大量消耗、地表水与地下水污染风险等水环境问题,可能造成页岩气开发区域内水环境影响。为此,本文系统对比研究了中国、美国、加拿大的页岩气开发水资源管理、水环境保护、监管制度相关的环保法规与标准规范,在借鉴北美页岩气开发的环保经验基础上,结合我国页岩气开发过程面临的水资源管理问题,以及国内页岩气企业在水管理中的实践经验,分别从取水用水、废水处置、水污染预防和控制三个方向提出水资源管理及水环境保护措施建议,目的在于促进页岩气企业规范水资源保护措施,改进清洁生产工艺、采用先进的技术与设备、不断改善管理水平,源头削减新鲜水消耗,减少处置风险,提高水资源循环利用效率,最大限度缓解页岩气开发中的用水问题。

煤层气水平井筒倾斜-水平耦合流动规律影响分析

精确掌握煤层气水平井井筒内气液流动规律,对煤层气水平井的合理开发工艺和设备的选择具有重要意义。基于气液两相流理论采用Fluent软件模拟分析的方法,研究了煤层气水平井段倾斜-水平耦合条件下变状态流动规律。分析结果表明:水平段井筒中,上倾斜段井筒内的流动会加剧井筒内气液两相界面的波动。高气、液量下水平段井筒内持液率在流体流动方向上不断增大,低气、液量下水平段井筒内持液率在流体流动方向上不断减小。上倾段倾斜角小于20°时,倾斜角对水平段平均持液率影响较大;下水平段井筒中,倾斜段井筒的长度和倾斜角会影响水平井筒中假想断面的位置,同一流动条件下,出口上倾井筒的倾斜角越大、长度越大,假想断面位置越远离出口端上倾井筒。研究结果可为煤层气水平井下泵深度等排采工艺设计和优选提供理论依据。

四川盆地海相页岩水平井压裂裂缝研究进展及认识

页岩气作为清洁、低碳的非常规天然气,规模化开发有利于推动中国实现“碳达峰、碳中和”。经过近10a的理论与技术体系攻关,中国页岩气压裂实现了从无到有、从跟跑到部分领跑的跨越。从页岩气压裂工艺出发,围绕裂缝布局、压裂造缝、支撑裂缝3个方面进行了详细阐述,得到以下几点认识:①储层改造体积和裂缝复杂程度的最大化是缝网特征的2个优化目标,进而实现页岩气产能的最大化;②压裂造缝时,需要保证各簇裂缝均匀起裂,同时由于地应力场的非均质性与天然裂缝等结构弱面的存在,压裂裂缝会发生簇间串通或重叠,导致裂缝缝间距并不等于簇间距;③在密切割、强加砂条件下,极限限流压裂适用性不强,缝口暂堵压裂、缝内暂堵压裂、狭窄分叉缝铺砂均涉及复杂的液固两相流的科学问题尚需解决;④对于含支撑剂的支撑裂缝,需要根据产能或产量的需求,确定导流能力需求值与分布模式,进而优化支撑剂参数和铺砂工艺。结论认为:持续加强深层、超深层页岩储层压裂改造的相关理论研究和工艺技术攻关,精细化、精准化、差异化设计相关压裂施工参数,明确支撑剂在复杂裂缝网络的运移机制及分布模式,综合优化各级裂缝导流能力至关重要。研究成果对中国深层、超深层页岩气开发实现降本—提质—增效具有参考意义。

非常规储层压裂支撑剂多级裂缝运移和沉降规律

水力压裂过程中支撑剂在裂缝中有效填充是形成高导流裂缝通道的关键。目前,关于支撑剂在裂缝中运移与沉降规律的研究方法多为物理实验或数值模拟,且主要聚焦支撑剂沉降结果,对支撑运移和沉降机理的研究较少。为进一步揭示支撑剂在裂缝中的运移和沉降规律,采用实验与数值模拟结合的方法探究了支撑剂尺寸、注入速度以及压裂液黏度对支撑剂在单一与交叉裂缝中的运移沉降行为的影响。研究结果表明:①支撑剂尺寸主要通过对沉降角的影响决定颗粒运移的分布,支撑剂尺寸越大,颗粒沉降角越大,运移距离越短;②注入速度对砂丘形态影响较大,当注入速度从0.2m/s增加至1.0m/s时,单一裂缝内砂丘有效支撑面积比和最大高度都明显降低,而分支缝内砂丘有效支撑面积比增加34.3%,表现出与单一裂缝中相反的变化趋势;③压裂液黏度主要影响流体携砂能力,随着压裂液黏度增加,主裂缝内砂丘有效支撑面积比降低8.4%,砂丘最大高度下降6.1cm,而在分支裂缝内表现为先增加后降低。结论认为,分支裂缝与主裂缝内支撑剂运移受施工因素影响往往表现出不同变化规律,该研究成果将进一步完善了水力压裂相关理论认识,同时为压裂现场施工设计优化提供了理论支撑。

东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明:①东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;②通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③合采井稳定生产临界携液(携泡)流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为:①东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度(高水气比)区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;②合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③合采气井水气比越高,稳定生产临界携液(携泡)流量越大。

东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。