关于Joshi水平井产能公式的讨论

对Joshi水平井产能公式进行了分析 ,指出了Joshi水平井产能公式不足之处 ,其一是为垂直面流动计算引入的复势与假设不一致 ;另外是非均质储层水平井产能公式存在局限性。通过坐标变换 ,以及垂直流动面和水平流动面选取不同的渗透率 ,对Joshi水平井产能公式进行修正 ,提出了一个新的渗透率各向异性储层水平井稳定产能公式。最后 ,通过现场水平井实例对比 。

融合物理约束的压裂水平井产能智能预测框架构建与应用

水平井分段压裂是实现非常规油气藏有效开发的关键技术,准确预测压裂水平井产能对于井位优选和压裂参数优化至关重要。随着历史开发数据的不断积累和人工智能技术的迅速发展,数据驱动的人工智能方法为压裂水平井产能预测提供了新的渠道。为此,从压裂水平井生产物理过程出发,分析了产能智能预测的物理约束,提出了与物理过程相匹配的产能智能预测框架,并结合四川盆地南部(以下简称川南)地区页岩气开发生产数据开展了实例验证。研究结果表明:(1)压裂水平井产能智能预测需要以压裂段为单位进行特征融合处理,单井产能是由初始压裂段到末尾压裂段依次累计作用的结果,各压裂段之间存在顺序关系,各单井的因素输入维度存在差异;(2)采用循环神经网络能够完全匹配压裂段之间的顺序关系和汇聚作用,而Mask屏蔽机制则能够解决各单井压裂段数量不统一的矛盾。结论认为:(1)该智能预测模型能够学习各单井输入序列与产能之间的复杂映射关系,训练集相对误差为0.098、测试集相对误差为0.117,较循环神经网络(RNN)模型误差的下降幅度分别为37.6%和37.0%,较多层感知机(MLP)模型误差的下降幅度分别为77.3%和77.4%,展现出优异的预测性能;(2)该研究成果能够为非常规油气藏压裂水平井产能预测的技术进步和快速发展提供新的思路与借鉴。

各向异性致密砂岩气藏分段压裂水平井气水两相产能预测模型

致密砂岩气藏具有储层物性差、孔喉结构复杂、各向异性强、初始含水饱和度覆盖范围大等特征,导致储层中流体的渗流机理复杂,为气井产能的准确预测及评价带来了巨大挑战。为此,基于气水两相非达西渗流理论,综合考虑储层各向异性、储层基质和裂缝不同程度的应力敏感性和两相启动压力梯度、高速非达西渗流效应、气体滑脱效应以及裂缝导流能力与缝间干扰等复杂因素,利用坐标变换、扰动椭圆理论、等价发展矩形理论、当量井径原理、压力叠加原理、水电相似原理等方法,建立了适用于各向异性致密砂岩气藏分段压裂水平井气水两相产能预测的新模型。通过矿场实例验证了新模型的准确性和实用性,并绘制了气水两相产能预测曲线,评价了敏感参数对产能的影响规律。研究结果表明:随着气体滑脱效应、裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝条数、水平井井筒与地层主渗透率方向夹角的增大,压裂水平井的无阻流量增大;而随着储层各向异性、储层应力敏感性、裂缝应力敏感性、两相启动压力梯度、生产水气比增大,压裂水平井的无阻流量降低;水相对气相的流动具有抑制作用,且驱替压差越大,抑制作用越显著,因此需提前采取防水和治水措施。该研究成果进一步缩小了致密砂岩气藏产能预测结果与矿场实际产量的差距,有助于致密砂岩气藏的参数评估、动态预测以及产能评价和勘探开发决策制定。

基于水电相似原理的致密油水平井压后产能相似模拟

为明确实际生产中水平井压后产能与生产压力的潜在联系,基于水电相似原理的水电模拟实验平台,模拟研究不同输入压力下水平井压后产能的变化规律。结果表明:致密油生产压力从模型边界到裂缝中心处压力呈下降趋势,且横向下降趋势比纵向下降趋势更为明显;随着压后生产进行,电压不断下降,相同地层位置的压力随着输入电压的下降而逐渐下降,模拟电压越大其等压线数值的变化幅度越大,但等压线整体分布规律受影响较小,稳定性较强;整体来看,致密油压后产能随生产压差的增大而增加,但在同等电压增量下产能的增速和增量将逐渐变缓。该研究方法可为致密油水平井压后产能预测提供新思路。

基于非等温加热区的厚层稠油油藏水平井蒸汽吞吐产能预测新方法

经典模型不适用于预测厚层稠油油藏水平井蒸汽吞吐产能,基于非等温加热区,提出考虑非等温和渗透率各向异性影响的厚层稠油水平井蒸汽吞吐产能预测新方法。在验证新方法的准确性后,分析加热区温度分布及前缘、不同生产制度下多周期产能、不同渗透率各向异性情况下产能。结果表明:新方法能够准确预测加热区平均温度、压力、前缘位置;同一周期内,随着生产进行,加热前缘呈现逐渐扩大的趋势;相同周期内生产时间下,加热区前缘会随着周期数增加而扩大;当保持低井底压力和高产量时,加热区平均压力较低,油藏压力衰减较快,反之亦然;厚层稠油油藏水平井蒸汽吞吐产能预测需要考虑各向异性渗透率影响,否则会降低产能预测准确度。

基于水平井的径向井开采页岩油产能模拟和参数分析

中国页岩油资源储量丰富,潜力巨大。实现页岩油资源的高效开发对于保障国家能源安全,加快行业战略转型具有重要意义。本文提出了一种结合水平井和径向水射流钻井的技术,以高效开采页岩油资源。该技术通过在水平井周围钻进一个或多个径向分布的钻孔,穿透井邻污染区,增加与储层的接触面积,并建立高导流通道以提高生产和注入性能。本文创建了一个考虑地层损伤的耦合流动模型,可以对由水平井和径向射流钻井开发的页岩油生产性进行预测,该模型使用双精细网格,能够描述页岩油储层的压力响应,并分析径向井长度、直径、起始角度、侧向数量、钻井位置和簇数对生产性的影响。文章进一步比较了在相同条件下,由径向射流钻井或水力压裂开发的储层的生产性。结果表明:径向井可显著减小水平井附近流体渗流阻力,增加储层有效泄流面积;径向井长度、分支数、簇数和直径的增加可提升页岩油累产油量;径向井的簇数增加,虽然泄流区域扩大,有利于提升产油量,但是井间的干扰随着簇数的增加而增强,使得累计产油量的增加趋势逐渐减弱;径向井起始角度受渗透率各向异性和重力影响,应以穿透垂向储层为目标;当径向井长度较大时,打开位置对产量影响不大;等簇数下四分支长30 m径向井累产油量略大于水力裂缝缝高15 m时累产油量,其与缝高15 m水力裂缝结合时,累产油量略大于水力裂缝缝高25 m时累产油量。研究发现,该开发模式不仅可以作为水力压裂技术的有效替代或补充,还能以更高效、成本更低的方式实现页岩油的高效开采。研究成果表明“水平井+径向井”页岩油开发模式具有一定的可行性,为页岩油资源高效开采提供了一种高效低成本的新方法。

沁水盆地古交区块煤层气水平井产能影响因素分析

近年来,水平井逐渐成为中国煤层气开发的主要井型,在多个区块取得显著产气效果,但井间产量差异大,整体达产率偏低。为摸清煤层气水平井产能影响因素,从地质因素、工程工艺和排采管理等方面展开研究。选取沁水盆地北部古交区块20口煤层气L型水平井,在地质条件和生产动态剖析基础上,筛选出含气性、井控地质储量、钻井质量、储层改造、生产动态参数等10个关键参数,探讨了对煤层气水平井产能的影响,并提出适用于研究区地质条件的针对性技术对策。研究表明:位于构造高部位的煤层气水平井,含气量、含气饱和度和井控地质储量是实现水平井高产的资源基础;在构造简单和断层不发育的情况下,水平段长应在600 m以上,且保证煤层钻遇率80%以上;水平段长600~800 m时,压裂段数应控制在10段以下,压裂段长最佳为60~80 m;尽量降低排采中断次数,提高排采连续性,在排水期和提产期要分别制定不同合理压降速率,增大泄压面积,实现煤层气水平井产能最大释放。

基于树状分叉裂缝网络的致密气藏压裂水平井产能预测模型

致密气藏压裂水平井产能预测时常常将裂缝简化为直线状裂缝,而实际地层中裂缝形态一般较为复杂,因而导致其产能预测的准确性受到一定程度的影响。基于更符合实际复杂裂缝形态的树状分叉裂缝网络,考虑了裂缝的形态特征及气体的滑动效应,建立了压裂水平井产能预测的新模型,并进行了产能的敏感性分析。计算结果表明,相比于直线状裂缝模型,树状分叉裂缝模型给出的水平井产能要高,其与树状分叉裂缝长度分形系数和分叉级数正相关,与分形角度负相关,与宽度分形系数几乎无关。此外,水平井产能随努森数和泄压半径增大而减小,随裂缝间距和长度的增大而增大,受裂缝渗透率的影响较小;裂缝产能与裂缝间距正相关,与裂缝渗透率几乎无关;然而裂缝长度的增加仅使两端裂缝的产能增加,中间裂缝的产能却有所减小。研究结果对致密气藏压裂水平井的设计和开发具有一定的指导意义。

基于树形回归法预测页岩油藏压裂水平井产能研究

页岩油井水平段体积压裂段数多且产能差异大,常规产能预测和压裂效果评价难度大,借助机器学习建立一种稳定、高效的智能产能预测方法是提升页岩油藏开发的有效途径。使用吉木萨尔页岩油藏的91口生产井的地质参数、工程参数和生产数据库,基于热力学图版和特征参数相关性分析对参数进行验证,从14个特征参数中确定6个涵盖地质因素与施工因素的最佳主控因素。采用树形回归法的决策树(DT)、随机森林(RF)和梯度提升决策树(GBDT)三种机器学习方法进行产量预测建模,利用均方根误差对模型性能进行评估。研究结果表明,含水率、含油饱和度、加砂量、压裂液用量、压裂段簇数和压裂级数是影响压裂水平井产能的主控因素;随机森林模型的预测效果最好,预测准确度达到94%,测试集均方根误差为0.934;三种树形模型中的随机森林模型优于决策树模型和梯度提升决策树模型,解决了其他树形模型的过拟合问题。

东胜致密低渗产水气藏水平井一点法产能模型研究

为进一步提升气藏产能预测的精度,针对东胜气田锦30井区作了水平井产能模型研究。借鉴Giger、Joshi、Borisov、陈元千等人提出的油藏水平井产能公式推导过程,并遵循渗流规律建立了气藏水平井产能公式;基于气相渗透率与含水率的拟合关系分析水气比对气井流入动态曲线的影响规律,发现不同水气比条件下的无因次流入动态曲线重合且为直线,但无阻流量受水气比的影响较大;提出产水气井无因次无阻流量新理念,建立了无因次无阻流量与水气比的关系式,进而在此基础上推导出一点法产能预测模型。

苏里格致密气藏水平井产能主控因素分析与评价——以苏53区块为例

苏里格致密气藏水平井开发效果显著,但投产效果差异较大,影响产能的因素众多且因素间尚无定量认识。为指导水平井井位部署,实现目的储层高效压裂改造,以苏53区块已投水平井为例,利用皮尔逊相关性分析法筛选出影响水平井产能的主要参数,即:投产初期地层压力、水平段钻遇有效储层长度、气层渗透率、含气饱和度和孔隙度,并基于分析结果建立水平井产能快速预测方法。选取区块内已投50口水平井计算预测产量,误差在17%左右,能够满足水平井产能快速评价的需求,对区块后期以侧钻水平井主导的开发模式提供技术保障。

永宁油田河川区水平井产能控制因素分析

通过对永宁油田河川区水平井产能现状的深入分析,从水平井的水平段长度、方位走向、有效厚度、储层物性、压裂规模及注采参数等多个维度探讨了影响水平井产能的关键因素,并通过实例对这些因素进行了验证。分析结果显示,水平井的水平段长度、油层的有效厚度及储层物性与水平井的产能控制紧密相关,特别是对初期产能的影响显著。此外,与主应力方向垂直的水平井产能显著优于与主应力方向平行的水平井,方位越垂直于主应力方向,开发效果越佳。通过深入分析水平井产能的控制因素,总结出一系列适用于水平井开发的产能控制参数,为该区域后续的规模化开发奠定了坚实的基础,并为类似区域的长期稳定开发提供了重要的指导。

基于多裂缝扩展形态的水平井压裂施工参数优化

为研究多簇压裂裂缝扩展的实际形态对水平井产能预测的影响,进而科学指导压裂施工设计,基于位移不连续法(DDM)研究了布缝间距和布缝数量2个因素对多裂缝扩展形态、流量分配的影响,并采用CMG数值模拟软件结合吉林油田H区块的实际地质参数,建立了单水平井压裂均质模型,基于产能最大化,优选出最佳的压裂施工参数。结果表明,随着簇数增加,进液量百分比极差和裂缝长度极差先增大,后略微减小;当进行4簇射孔压裂时,裂缝2、3的进液量百分比和缝宽都过小;簇间距对多裂缝扩展均匀程度有着重要影响。为了保证多裂缝扩展均匀程度更高,在实际压裂施工中应采用较大的簇间距。在H区块地层参数条件下,最优裂缝簇数为3簇,最佳簇间距为40 m,最优裂缝半长为120 m,最佳裂缝导流能力为10μm^(2)·cm。该区块适合使用黏度30 MPa·s、排量6 m^(3)/min的压裂液进行压裂。

顶板水平井分段分簇压裂治理掘进巷道瓦斯模式研究

为了解决淮南矿区碎软低渗煤层掘进巷道瓦斯抽采效率低的问题,提出了煤层顶板水平井分段分簇压裂瓦斯治理模式。运用数值模拟方法和物理相似模拟方法研究了煤层顶板水平井水力压裂裂缝扩展过程;运用产能模拟的方法研究了分段分簇压裂的产气效果,对分簇压裂和不分簇压裂进行了剩余瓦斯含量对比分析。裂缝扩展数值模拟结果表明:煤层顶板水平井内的裂缝能够扩展至煤层,将煤层全部压开,且由于煤层的塑性大于顶板砂质泥岩,煤层形成比顶板更为宽泛的压裂缝。裂缝扩展物理相似模拟结果表明:在考虑了泥岩伪顶发育的条件下,水平钻孔布置在碎软煤层顶板的砂岩内,在合理的垂直距离和大排量压裂液施工的环境下,若煤层发育有较薄的泥岩伪顶,裂缝能沿着射孔孔眼穿过直接顶−伪顶界面(粉砂岩−泥岩界面)和伪顶−煤层界面(泥岩−煤层界面),扩展至下伏煤层内,裂缝延伸形成1条弯曲不规则的阶梯型裂缝,能实现对碎软煤层的压裂改造目标。但是,当煤层发育有较厚的泥岩伪顶时,泥岩对水力压裂产生了阻挡作用,导致裂缝难以压开下伏煤层。产能模拟结果表明:在相同的地层环境和施工条件下,经过3 a的抽采,单段不分簇压裂能够产生更大的瓦斯抽采影响范围,但不能均匀降低掘进巷道的瓦斯含量,压裂段之间出现了瓦斯抽采空白带,分簇压裂产生的瓦斯抽采影响范围小,却能够更均匀的降低掘进巷道的瓦斯含量。经过在淮南地区潘谢煤矿的工程验证,在10 m^(3)/min的施工排量下,裂缝长度最长可以达到193.8 m,最大缝高27.0 m,单井日产气量最高达到1490 m^(3)/d,2 a的瓦斯抽采量达到31×10^(4) m^(3),说明煤层顶板水平井分段分簇压裂技术是淮南地区碎软低渗煤层掘进巷道瓦斯高效抽采的有效模式。

低渗透油藏压裂水平井产能计算新方法

应用复位势理论和势的叠加原理,推导出考虑裂缝与水平段同时生产的油层中渗流模型;应用流体力学理论、质量守恒定理和动量定理,推导出考虑水平井筒沿程油层流体流入和裂缝流体流入的井筒内压降计算模型。在此基础上建立了油层中渗流和井筒内管流耦合的产能模型,并给出其求解方法。实例计算结果与实验结果对比表明,进行压裂水平井生产动态分析时,不能忽略水平井筒沿程油层流体流入的影响;水平井筒内的压力降对产量有一定的影响,水平井筒长度存在最优范围;各条裂缝产量不相等,裂缝条数存在最优范围。

压裂水平井产能影响因素

水平井压裂后一般形成多条裂缝,由于地应力在水平井长度方向上的差异以及压裂工艺技术的限制,形成的多条裂缝在长度、导流能力、与水平井筒的夹角等方面不尽相同,且在生产过程中各裂缝相互干扰,增加了压裂后水平井产能计算的复杂性。结合水平井压后裂缝形态和生产过程中油气在裂缝中的渗流机理,建立考虑裂缝干扰的产能计算模型,并进一步分析了压裂水平井产能的影响因素。结果表明:产量随着裂缝条数、裂缝长度和裂缝导流能力的增加而增加;裂缝与水平井筒夹角越大,产量越高;对于不同的裂缝布局,不同位置的裂缝应该尽量错开排列,根部和端部裂缝的间距小于内部裂缝的间距;由于裂缝的干扰作用,不同位置的裂缝产量不同,处在中间位置的裂缝产量低。

低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素

通过科学的抽象，建立了大量的非均质地质模型，以油藏数值模拟为手段，系统地研究了压裂水平井在低渗透率油藏中的开发动态，建立了压裂水平井累积产量增产倍数图版。所考虑的影响因素包括人工裂缝的方向、Ｋｖ／Ｋｈ、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、储层渗透率、裂缝间距和非均匀裂缝长度等。研究表明：压裂水平井裂缝条数以３条相对较优；最佳裂缝长度与裂缝导流能力和储层渗透率有关；对于特定的油藏，存在相对较优的裂缝导流能力值；两条最外边裂缝的间距对压裂水平井产能有一定的影响；由于压裂水平井段上不同位置裂缝的产量贡献值有差别，建议加大中间裂缝的长度或导流能力，以达到裂缝间产量贡献值的均衡。在对裂缝条数、长度和导流能力研究的基础上，建立了增产倍数图版。

低渗透油气藏压裂水平井产能计算方法

在前人研究的基础上 ,应用复位势理论、叠加原理和矩阵方程的数值分析求解方法 ,并考虑裂缝内的渗流阻力及压力损失 ,对压裂水平井产能预测公式进行了重新推导和修正 ,使计算结果更加合理和符合实际 ;利用所推导的计算公式 ,结合我国一实际的低渗透气田 ,对影响压裂水平井产能的几个重要因素进行了对比和分析 ,并得出有益的结论 。

水平井分段压裂多段裂缝产能影响因素分析

国内外水平井应用情况表明,低渗透油藏的水平井,不经过压裂酸化改造很难达到工业开采价值,而水平井水平段分段压裂改造是提高水平井在低渗储层应用效果的技术瓶颈。水平井多段裂缝如何优化设置,将决定压裂工艺和工具的选择,最终关系到压后效果。以压后产量为目标函数,以数值模拟为技术手段,研究了影响水平井多段裂缝压后产量的8种因素,为下步水平井分段压裂多段裂缝优化研究提供了参考。

压裂水平井裂缝与井筒成任意角度时的产能预测模型

通常采用裂缝与水平井垂直时的产能公式预测低渗透油田压裂水平井产量,而对于裂缝与水平井成任意角度时的产量预测并没有针对性的计算公式,若采用垂直裂缝压裂水平井产能预测公式则使计算结果与实际生产结果偏差较大。为了使压裂水平井产量的预测更加符合实际,综合考虑水平井压裂时的有效缝长及裂缝与水平井所成角度两方面的因素,引用了缝长因子,应用位势理论和叠加原理基本渗流理论,建立了压裂水平井产能预测模型。对S油田某一口水力压裂水平井的产量进行了预测,该井在2008年6月的产液量为4.2t/d,根据该模型预测的产液量为4.5t/d,相对误差为7.1%,验证了该模型的可行性和实用性。