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气井产能计算方法介绍及应用气井产能计算方法介绍及应用摘要：本文介绍了气井产能常用的4种方法，一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。
通过实际生产实例来分析计算方法在白马庙气田蓬莱镇组气藏气井产能，白云岩气藏基质酸化后产能预测，苏里格气田特殊开采模式下的气井产能中的应用。
并在综合比较中得出不同气井应采用的计算方法，使理论值与实际值误差缩小，从而指导实际开采工作，提高开采效率和质量。
关键词：气井产能；计算方法；应用；引言：本文介绍了气井产能常用的4种方法，一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。
通过实际生产实例来分析所采用的计算方法，使理论值与实际值误差缩小，从而指导实际开采工作，提高开采效率和质量。
一、气井产能试井测试计算方法气井产能试井测试主要包括4种方法，即一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。
1．一点法测试一点法测试是测试一个工作制度下的稳定压力。
该方法的优点是缩短测试时间、减少气体放空、节约测试费用、降低资源浪费；缺点是测试资料的分析方法带有一定的经验性和统计性，分析结果有一定的偏差。
经验表明，利用该方法测试，当测试产量为地层无阻流量的0.36倍时，测试结果最可*。
测试流动时间可采用以下计算公式： [1]式中：——稳定时间，h；——排泄面积的外半径，m；——在下的气体黏度，；——储存岩石的孔隙度； K——气层有效渗透率，；——含气饱和度。
2．系统试井系统试井又称为常规回压试井，也称多点测试，是测量气井在多个产量生产的情况下，相应的稳定井底流压。
该方法具有资料多，信息量大，分析结果可*的特点。
但测试时间长，费用高。
系统试井测试产量的确定：①最小产量至少应等于井筒中携液所需要的产量，此外还应该足以使井口温度达到不生成水化物的温度；②最大产量不能破坏井壁的稳定性，对于凝析气藏，还要考虑减少地层中两相流的范围；③测试产量必须保持由小到大的顺序。
3．等时试井等时试井测试，首先以一个较小的产量开井，生产一段时间后关井恢复地层压力，待恢复到地层压力后，再以一个稍大的产量开井生产相同的时间，然后又关井恢复，如此进行4个工作制度。
致密油藏体积压裂水平井参数优化研究苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【摘要】"水平井+体积压裂"技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段.为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse 软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动.利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明:当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短.研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2018(030)004【总页数】9页(P140-148)【关键词】致密储层;水平井;体积压裂;数值模拟;离散裂缝模型;非结构化网格【作者】苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油经济技术研究院,北京100724;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司,河北涿州072750【正文语种】中文【中图分类】TE3190 引言近年来，随着非常规油气资源占比的增加，其勘探开发逐渐引起关注［1］。
体积压裂技术在苏里格气田水平井开发中的应用——以苏53区块为例叶成林;王国勇【摘要】体积压裂技术是非常规气藏后期改造的关键技术之一.苏里格气田属于致密砂岩气藏,为了实现水平井高效开发,提高气藏最终采收率,以苏53区块为例,以体积压裂适用的基本地质条件为依据,对苏里格地区水平井体积压裂适用性进行分析.同时,借用数值模拟方法,对水平井采用不同压裂改造方式进行模拟对比.结果表明:①苏里格气田储层具有微裂缝较发育、渗透率低、石英含量高等地质特征,满足体积压裂改造的基本储层条件；②通过模拟结果对比,苏里格气田水平井实施体积压裂效果明显优于常规压裂.另外,利用裂缝监测技术、FAST和TOPAZE软件等对2012年实施的5口体积压裂水平井进行了效果分析,认为:①体积压裂水平井平均单井加砂量、液量、裂缝条数等参数明显优于常规压裂水平井；②体积压裂水平井初期平均日产气约为12×10 4 m3,平均无阻流量、动储量分别为77.9×104 m3/d、1.75×108 m3,均为动态Ⅰ类井.【期刊名称】《石油与天然气化工》【年(卷),期】2013(042)004【总页数】5页(P382-386)【关键词】体积压裂;采收率;水平井;苏里格气田;非常规气藏【作者】叶成林;王国勇【作者单位】中国石油长城钻探苏里格气田项目部;中国石油长城钻探苏里格气田项目部【正文语种】中文【中图分类】TE357.1+3“体积压裂”指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高产量及采收率［1－3］。
近年来，美国在致密页岩气藏的成功开发，引发了我国科技工作者的广泛兴趣，体积压裂技术也逐渐成为国内非常规气藏高效开发的关键技术之一［4］。
苏里格气田是国内最大气田之一，属于致密砂岩气藏［5］，其中苏53区块水平井整体开发取得了显著成效。
为了进一步提高水平井开发效果，在大规模引进体积压裂技术之前，对苏里格气田体积压裂适用性进行研究，并对2012年开展的水平井体积压裂试验进行了效果分析。
致密气藏气水两相压裂水平井产能计算方法说实话致密气藏气水两相压裂水平井产能计算方法这事，我一开始也是瞎摸索。
我就知道这不是个简单的事儿。
最开始我以为只要按照常规的气藏产能计算方法就能行，但是我很快就发现错得离谱。
那计算结果简直跟实际差了十万八千里，就好像你要去东边的超市，结果却朝着西边一路狂奔，完全不在点子上。
然后我就开始找不同的算法。
我试过从单纯的气体渗流理论入手，就好比考虑水不存在一样，可是这也不行啊，毕竟是气水两相，水在里面的影响可不能忽视，这就像是炒菜，盐虽然少但不放也不行，少了那种味道就不对了，这水在产能计算里就像盐一样重要。
有次我看到一个方法是考虑气水相对渗透率的。
我感觉好像找到救星了，于是花费大量时间研究。
可是这里面的参数获取太难了。
需要做很多次实验，每次实验就像和一个脾气古怪的人打交道，花费了好长时间得到一些参数数据，但一计算发现还是有偏差。
我当时特别沮丧，感觉自己做了好多无用功。
后来我想，既然从理论直接推有困难，那从实际数据统计规律入手怎么样呢？我就找了好多已经开采的致密气藏气水两相压裂水平井的生产数据。
把这些数据按照产量、压力、气水比等参数分类整理起来，这就像把不同种类的衣服分开叠放一样。
然后去分析他们之间的关系。
发现可以建立一种经验公式，但是这里面很多系数又不确定该怎么取值。
虽然这个方法还不是很完美，但感觉有点接近正确答案了。
还有一点很重要的是对压裂效果的考虑。
我之前都没太重视这个。
压裂后岩石的渗透率、孔隙度这些都变了啊，这就好比原来是一片普通的土地，被翻耕疏松后种植作物肯定容易多了。
如果不考虑这个，就像在估算农作物产量的时候，忽略了土地肥沃程度的改变一样荒诞。
但是这个压裂效果在产能计算里具体怎么量化又是个难题。
我觉得要是再想深入研究这个计算方法，可能要借助一些数值模拟软件。
这些软件就像是个虚拟实验室，可以调整各种参数，能让我们看到不同条件下产能的变化。
不过我目前对这些软件还不是很熟悉，还得继续学习和摸索。
致密气藏水平井压裂气体示踪剂渗流机理石油钻采工艺致密气藏是一种储量巨大但渗透性很差的天然气储层，开采致密气藏通常需要采用水平井压裂技术。
而为了了解水平井压裂后气体在储层中的渗流机理，研究人员使用气体示踪剂进行实验和模拟。
本文将探讨致密气藏水平井压裂气体示踪剂渗流机理的石油钻采工艺。
在致密气藏开采过程中，水平井压裂技术被广泛应用。
压裂是指通过注入高压液体或气体来破裂储层岩石，从而增加储层的渗透性，提高气体的产量。
而在压裂过程中，气体示踪剂的使用可以帮助研究人员了解气体在储层中的流动路径、渗流速度以及储层的渗透性。
气体示踪剂是一种添加在压裂液中的可追踪的气体。
常用的气体示踪剂包括氦气、氮气和二氧化碳等。
在压裂过程中，这些气体示踪剂会随着压裂液一同注入储层中，并通过地层压力的驱动下，沿着裂缝或渗流通道向储层中扩散。
研究人员可以通过在不同位置设置传感器或监测装置，来实时监测气体示踪剂的运动轨迹和浓度变化，从而获得关于储层渗流机理的信息。
通过对气体示踪剂的监测，研究人员可以获得压裂液的扩散速度、扩散距离以及渗透性的变化情况。
例如，当气体示踪剂的浓度变化不明显或变化较慢时，可能意味着压裂液在储层中的扩散速度较慢，渗透性较低。
而当气体示踪剂的浓度变化快速而明显时，可能意味着储层存在高渗透性的通道或裂缝。
这些信息对于评估压裂效果、优化压裂设计以及预测气体产量具有重要意义。
研究人员还可以利用气体示踪剂的数据来构建数学模型，模拟储层中气体的渗流行为。
通过对气体示踪剂的渗流机理进行建模，可以更好地理解储层中气体的分布、运动路径以及渗流速度。
这些模拟结果可以用于指导油气田的开发和管理，提高开采效率。
在石油钻采工艺中，致密气藏的水平井压裂是一项复杂的技术。
通过使用气体示踪剂进行实验和模拟，可以深入了解储层中气体的渗流机理。
这些信息对于压裂设计、油气田的开发和管理以及气体产量的预测都具有重要意义。
因此，石油钻采工艺中的致密气藏水平井压裂气体示踪剂渗流机理的研究是一个重要的领域，值得进一步深入研究和应用。
《致密气藏体积压裂伤害机理实验研究》篇一一、引言随着油气资源的日益紧缺，致密气藏的开发成为了国内外研究的热点。
在致密气藏的开发过程中，体积压裂技术因其能够有效地提高油气采收率而得到了广泛的应用。
然而，体积压裂过程中可能引发的地层伤害问题也逐渐凸显出来，成为了影响开采效果的关键因素。
因此，本篇论文将通过实验研究的方法，对致密气藏体积压裂的伤害机理进行深入探讨。
二、实验设计本实验主要采用物理模拟和数值模拟相结合的方法，对致密气藏体积压裂的伤害机理进行研究。
实验设计包括以下几个方面：1. 实验材料：选用与致密气藏地质条件相似的岩石样品作为实验材料。
2. 实验设备：采用高压物理模拟实验装置和数值模拟软件进行实验。
3. 实验方案：设计不同压裂参数（如压裂液排量、压裂压力等）下的体积压裂实验，观察并记录实验过程中的各种现象。
三、实验过程与结果分析1. 实验过程：首先，将岩石样品放置在高压物理模拟实验装置中，然后按照设定的压裂参数进行体积压裂实验。
在实验过程中，通过观察并记录岩石样品的变形、裂缝扩展等情况，以及压裂液在岩石中的渗透情况。
2. 结果分析：通过对实验数据的分析，我们发现体积压裂过程中可能产生的伤害主要包括以下几个方面：（1）岩石变形：在体积压裂过程中，岩石受到强烈的应力作用，导致岩石发生变形，甚至出现裂缝。
这些变形和裂缝会对后期的油气开采产生不利影响。
（2）地层污染：压裂液中可能含有一些化学物质，这些物质在地层中的残留可能对地层造成污染，影响油气的质量。
（3）裂缝扩展不均：由于地层的非均质性，裂缝的扩展可能不均匀，导致部分区域的油气无法得到有效开采。
四、体积压裂伤害机理探讨针对上述实验结果，我们对体积压裂的伤害机理进行探讨：1. 岩石变形与裂缝扩展：在体积压裂过程中，岩石受到的应力超过了其承受能力，导致岩石发生变形和裂缝扩展。
这些变形和裂缝不仅会影响岩层的稳定性，还会对后期的油气开采产生不利影响。
对Haynesville页岩气藏进行基于气井生产动态数据的数值模拟研究摘要：对页岩气藏开发来说，水平井完井技术和压裂增产措施是进行成功经济开发的关键所在。
而水力裂缝参数包括水力裂缝和天然裂缝组成的复杂网格系统以及岩石特征对开发效果的影响有多大，这个必须有清楚的认识。
尤其对于页岩气藏来说，和其他常规研究方法相比，以数值模拟为基础的研究方法提供了一个更好的方向。
尽管这样，现有的数值模拟方法，比如双孔建模和离散化建模等技术，均具有以下缺点：1）在建立水力-天然裂缝系统时需要花费大量的时间来完成；2）需要较长的模型运行时间。
本次研究中，我们发现了一种可简化水力-天然裂缝系统的方法。
由于天然裂缝的分布多样复杂以及油藏特征，这些都导致了不可预测的复杂裂缝系统，从而使得单单依靠离散模型不能准确表征实际气藏特征。
在这里，我们把水力裂缝和水力裂缝诱导天然裂缝的复杂系统作为一个加强区来整体对待处理。
简化后的双孔模型可以用来评价压裂增产措施的有效性并使得我们可以了解页岩气藏的生产机理。
为了验证这种新方法的有效性，我们建立了一个精细化网格模型作为对比。
结果表明，简化后的模型大幅降低了模拟运行时间，而且准确度高。
我们把这种方法对Haynesville页岩气藏井进行了实验，分别对产气量和井底流压进行了历史拟合。
经过历史拟合，得到了油藏和加强区的各项参数，包括孔隙度和基质-天然裂缝系统的渗透率、半长、宽度、加强区渗透率以及EUR（估算最终储量）。
模拟结果表明，如果加强区的导流能力是一样的都是具有较短的加强区，那么与此相对应的会有快速的降产现象出现。
而如果加强区较长的话，降产就会变慢很多。
加强区的导流能力对早期产量动态和井底流压影响较大，而基质渗透率和SRV半长对晚期产量动态影响较大。
然后，我们还对各影响因素做了定量敏感性分析，研究结果可以对有效压裂增产措施涉及和页岩气藏流动机理提供有益的参考。
前言Haynesville页岩气藏形成于一亿五千年前的上侏罗纪，如图1所示，该气藏主要分布于田纳西州东北部和路易斯安那州西北部，面积约5.8百万英亩。
深层砂砾岩水平井组立体缝网压裂优化技术赵崇镇【摘要】深层致密砂砾岩储层盐227区块为厚层特低渗常压油藏，常规直井压裂效果差、建产难，单一水平井开发难以实现纵向厚层有效动用。
借鉴国外页岩气工厂化开发理念，发展了“三层楼”工厂化整体压裂开发模式，即1套层系、3层开发，8口水平井组作为一个整体进行压裂，第一层为3口井，第二层为3口井，第三层为2口井，水平段长900～1400 m ，三层之间纵向跨度为80 m。
综合考虑平面上同层井间、纵向上层间裂缝参数匹配，建立层间立体体积缝网，提高储量控制程度。
通过优化施工参数，应用新型实时混配压裂液技术，配套泵送桥塞分段压裂工艺、裂缝实时监测技术，完成4个井组8口井87段的集中压裂，裂缝监测显示立体缝网基本形成。
工厂化整体压裂平均施工周期比单一水平井压裂缩短50％，单井投产费用减少395.5万元。
压裂后单井平均产油量11.8 t/d ，为同区块直井的4倍以上，取得了良好的改造效果，为今后同类致密油储层的经济开发积累了经验。
%Block Yan 227 is a thick tight sandstone-conglomerate reservoir with ultra low permeability . The result of fracturing in a conventional vertical well was too poor to obtain a satisfactory yield ,to the point that it is even not desirable to develop such a thick reservoir with a single horizontal well .Based on the concept of factory production from numerous countries for shale gas ,a three-layer development model was developed .The model included a group of eight horizontal wells for fracturing :three wells were includ-ed in the first layer ,another three wells in the second layer ,and remaining two wells in the third layer .The length of the horizontal section ranged from 900 to 1 400 m ,the vertical span inthe three layers was 80 m . Fracture parameter matching was done with wells within the same layer as well as between layers to estab-lish a 3-D fracture network to improve the controlling degree of reserves .Operating parameters were opti-mized ,with a new type of real-time mixing technology for fracture fluids ,which included pumping a bridge plug for staged fracturing ,and monitoring fractures in real time ,which allowed eight wells in four well groups with 87 sections to be fractured .The fracture monitoring results showed that a 3D fracture network was formed .The centralized multi-well fracturing technology has many advantages compared with single horizontal well fracturing ,including the fact that average operation cycle time was shortened by 50% ,and the production cost of a single well was reduced by 3.955 million RMB .After treatment ,average daily oil production of single well was 11.8 t/d ,which was four times higher than that in the vertical well in the same block .It is a good experiment for economic recovery in similar tight oil reservoirs .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2014(000)005【总页数】5页(P95-99)【关键词】砂砾岩;水平井组;立体缝网压裂;盐227区块【作者】赵崇镇【作者单位】中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部，北京 100728【正文语种】中文【中图分类】TE357.1+3盐227区块砂砾岩油藏位于东营凹陷北部陡坡带东段，含油层段为沙河街组4—5油层组，油层埋深3 170～3 950 m，厚度110～380 m，孔隙度6.1%，渗透率1.6 mD，地层压力系数1.01，地层温度137 ℃，属特低渗透常压砂砾岩油藏。
气井产能计算方法介绍及应用气井产能计算方法介绍及应用摘要：本文介绍了气井产能常用的4种方法，一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。
通过实际生产实例来分析计算方法在白马庙气田蓬莱镇组气藏气井产能，白云岩气藏基质酸化后产能预测，苏里格气田特殊开采模式下的气井产能中的应用。
并在综合比较中得出不同气井应采用的计算方法，使理论值与实际值误差缩小，从而指导实际开采工作，提高开采效率和质量。
关键词：气井产能；计算方法；应用；引言：本文介绍了气井产能常用的4种方法，一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。
通过实际生产实例来分析所采用的计算方法，使理论值与实际值误差缩小，从而指导实际开采工作，提高开采效率和质量。
一、气井产能试井测试计算方法气井产能试井测试主要包括4种方法，即一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。
1．一点法测试一点法测试是测试一个工作制度下的稳定压力。
该方法的优点是缩短测试时间、减少气体放空、节约测试费用、降低资源浪费；缺点是测试资料的分析方法带有一定的经验性和统计性，分析结果有一定的偏差。
经验表明，利用该方法测试，当测试产量为地层无阻流量的0.36倍时，测试结果最可*。
测试流动时间可采用以下计算公式：[1]式中：——稳定时间，h；——排泄面积的外半径，m；——在下的气体黏度，；——储存岩石的孔隙度；K——气层有效渗透率，；——含气饱和度。
2．系统试井系统试井又称为常规回压试井，也称多点测试，是测量气井在多个产量生产的情况下，相应的稳定井底流压。
该方法具有资料多，信息量大，分析结果可*的特点。
但测试时间长，费用高。
系统试井测试产量的确定：①最小产量至少应等于井筒中携液所需要的产量，此外还应该足以使井口温度达到不生成水化物的温度；②最大产量不能破坏井壁的稳定性，对于凝析气藏，还要考虑减少地层中两相流的范围；③测试产量必须保持由小到大的顺序。
3．等时试井等时试井测试，首先以一个较小的产量开井，生产一段时间后关井恢复地层压力，待恢复到地层压力后，再以一个稍大的产量开井生产相同的时间，然后又关井恢复，如此进行4个工作制度。
深层页岩气地质工程一体化体积压裂关键技术及应用王力发布时间：2022-11-02T07:42:11.540Z 来源：《新潮·建筑与设计》2022年6期作者：王力[导读] 页岩气作为我国一种可采储量丰富的清洁能源，其开采早已成为我国的战略任务，为缓解对清洁能源的紧张需求，我国对页岩气的开采更加迫切。
钻前工程能否保质、按时完成是制约页岩气开采的重要因素，但传统现浇方井施工工序繁琐、工期过长、受天气影响较大。
装配式方井作为一种新型页岩气方井结构，在构件质量、施工工序、施工工期及环保等方面均相较于传统现浇方井更具有优势，具有良好的工程特性，在钻前工程中具有广阔的应用前景。
徐州万源地质矿产研究有限公司江苏省徐州市 221000摘要：页岩气作为我国一种可采储量丰富的清洁能源，其开采早已成为我国的战略任务，为缓解对清洁能源的紧张需求，我国对页岩气的开采更加迫切。
钻前工程能否保质、按时完成是制约页岩气开采的重要因素，但传统现浇方井施工工序繁琐、工期过长、受天气影响较大。
装配式方井作为一种新型页岩气方井结构，在构件质量、施工工序、施工工期及环保等方面均相较于传统现浇方井更具有优势，具有良好的工程特性，在钻前工程中具有广阔的应用前景。
关键词：深层页；岩气地质工程；一体化；体积压裂技术引言盆地页岩气和致密砂岩气储层与北美相比，普遍具有地质年代老、埋深大、构造和区域应力场复杂、微裂缝发育、储层品质和含气性非均质性较强，页岩气和致密砂岩气资源丰富但分割性强，盆地内探井测试无法获得工业气流现象突出，相邻或同一区块探井或评价井压裂产量差异大，主要原因是甜点的裂缝和应力等地质和工程关键参数的三维定量预测精度不够，针对甜点的压裂优化设计和布缝、控缝定量模拟计算技术和手段欠缺。
另外，虽然页岩气与致密气在宏观上均呈现大面积连片分布特征，但致密气储层具有更强的非均质性，页岩优质层段集中分布，而致密气优质甜点具有层薄和多层分散分布的特点。
页岩油的创新体积法
页岩油是一种非常具有潜力的能源资源，但由于其储量分布广泛且存在着复杂的地质结构，开采难度较大。
为了更好地开采和利用页岩油，需要开发出一种创新的体积法。
传统的体积法主要是通过计算储层的体积和孔隙度来确定储量。
但对于页岩油来说，其孔隙度极低，难以直接采用传统体积法计算储量。
因此，需要创新性地开发一种新的体积法来解决这一难题。
目前，研究人员提出了一种新的页岩油创新体积法，即基于比表面积的体积法。
该方法通过测量储层的比表面积来计算储量，从而避免了孔隙度过低的问题。
具体来说，该方法是通过对储层进行氮气吸附实验，得到储层比表面积，然后再通过水替代法或氮气替代法测定储层的孔隙度，最终计算出储量。
该创新体积法的优点在于，不需要考虑储层孔隙度，能够精准计算页岩油储量，同时还能够提高储层的开采效率。
随着技术的不断进步，相信这种创新体积法将会得到广泛应用，并为页岩油行业的发展带来新的机遇和挑战。
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一种有效开发致密碳酸盐岩气藏的新工艺——体积酸压李年银;代金鑫;张倩;贾建鹏;隋蕾;朱好阳【摘要】如何对致密裂缝性碳酸盐岩气藏进行有效开发,并使其稳产、高产一直是业界难题.针对这一难题,通过借鉴国外致密油气成功开发的一些研究成果,国内率先提出了针对致密裂缝性碳酸盐岩气藏的体积酸压工艺,经现场应用取得了良好效果.简要阐述了体积酸压的缝网形成机理,通过对比分析,初步明确了鄂尔多斯盆地致密气藏实施体积酸压的可能性;通过岩石脆性评价、裂缝发育及水平主应力差测试、原地应力方位与天然裂缝方位测定、裂缝潜在力学活动性预测、酸岩反应及酸液滤失实验,综合分析了目标气藏实施体积酸压的可行性;并结合现场应用简要阐述了实施体积酸压的原则和思路.最后,针对目前体积酸压实践给出了相关施工建议.该研究成果将推动致密油气藏体积酸压设计理论的发展,加快体积酸压工艺和材料研发速度,提升碳酸盐岩致密油气藏体积酸压优化设计水平,为今后致密油气藏的有效开发提供理论与技术储备.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)034【总页数】12页(P27-38)【关键词】致密油气;致密碳酸盐岩;体积酸压;缝网;鄂尔多斯盆地【作者】李年银;代金鑫;张倩;贾建鹏;隋蕾;朱好阳【作者单位】西南石油大学"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室,成都610500;西南石油大学"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室,成都610500;中国石油西南油气田分公司天然气研究院,成都610213;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710000;中石油冀东油田分公司陆上作业区,唐山063000【正文语种】中文【中图分类】TE371非常规天然气的快速发展为世人所瞩目，对全球的能源格局形成了不容忽视的影响。
作为非常规天然气勘探开发的领跑者，20世纪80年代初，美国非常规天然气勘探开发取得重大突破。
孔隙体积倍数孔隙体积倍数是指在地层中含油或含气岩石或沉积物中的孔隙空间与这一岩石或沉积物自身体积的比值，通常用百分数或者小数表示。
其作为描述和评价储层储存油气能力和产能的重要指标，影响着油气勘探和生产的高低效率和经济效益。
本文将从孔隙体积倍数的意义、计算方法、影响因素和测井应用等方面进行详细论述。
一、意义孔隙体积倍数是描述储层物性的重要指标之一。
含油或含气岩石或沉积物中所占比重越高，则其孔隙体积倍数越大。
因此，通过对孔隙体积倍数的测量和分析，可以对储层性质进行判断和评价，为油气勘探和开发提供重要依据。
其次，孔隙体积倍数还可以反映出储层的储油或储气能力和产能。
一个孔隙体积倍数高的储层相对而言具有较好的储集能力，在保证成本效益的前提下，能够吸纳更多的油气资源。
二、计算方法孔隙体积倍数的计算要求准确求取储层中含油或含气岩石或沉积物的孔隙空间和这一岩石或沉积物自身的总体积，其计算方法主要有以下几种：直接法、综合化学法、密度-孔隙度法和测井法。
1.直接法直接法是指对采自井下岩心样品的浸泡重量、饱和重量及干重等进行称量，并通过计算求解各种孔隙度值，进而得到孔隙体积倍数。
孔隙度φ的计算公式如下：φ =（W-S）/ W其中，W为原样体积，S为干样体积。
孔隙体积Vp的计算公式如下：Vp = Wxφ孔隙体积倍数K的计算公式如下：K = Vp/Vr ×100%其中，Vr为实际岩石体积，K表征了孔隙在岩石中所占的百分比。
2.综合化学法综合化学法的基本原理是使用酸性溶液，去除岩石中的粘土、碳酸盐等成分，计算去除前后岩石样品的重量变化，进而求得孔隙体积倍数。
该方法对岩石成分的分析要求较高，有时还需要进行一系列的化学试验和处理，相对较为复杂。
3.密度-孔隙度法密度-孔隙度法是在岩石密度与水密度的不同之处基础上推导出来的。
其核心原理是测量岩石的容积体积和干重，再测定其飘浮重量，据此求出孔隙度和孔隙体积倍数。
孔隙度φ的求解公式如下：φ = 1-（权重密度/飘浮密度）其中，权重密度为样品的干重与样品的总体积之比；飘浮密度为水的密度。
一种致密气藏压裂改造区有效孔隙体积的新型计算方法
在低渗致密气藏压裂过程中，注入的的压裂液体积并不等于在地层中压出的缝网体积，如果单纯使用压裂液注入体积来代替压出的缝网有效體积，将会导致较大的误差，对施工以及气藏研究产生影响。
本文根据返排数据划分了返排阶段，应用归一化压力和物质平衡时间的拟合直线段斜率来确定采用哪段返排数据，然后计算有效孔隙体积。
标签：致密气藏；返排数据；物质平衡；有效孔隙体积
在低渗致密气藏（如致密砂岩气和页岩气气藏）的压裂过程中，在压差作用下压裂液侵入基质中的含气孔隙或天然裂缝，在压裂缝网附近形成滤失区。
受压裂液大量滤失的影响，注入地层的压裂液体积远高于压裂缝网的体积，因此不能直接用压裂液体积来替代压裂缝网的有效体积[1]。
在返排早期，井底流压大于闭合压力，压裂缝处于开启状态，返排主要受井筒储集效应的影响；随着井底流压下降，当压裂缝闭合后，由于基质渗透率低，不能及时对压裂缝网补给能量，返排曲线表现为拟稳态渗流的特征[2]；井底流压进一步下降，基质内气体开始发生弹性膨胀，并且向压裂缝网补充能量，返排曲线表现为线形渗流的特征。
根据拟稳态渗流阶段的返排数据，可以建立与有效孔隙体积的关系，进而确定压裂改造区的有效孔隙体积。
1 压后返排的阶段划分
气井从压裂到投产前，一般会经历返排、关井等几个阶段（如表1所示）。
在返排阶段早期，只产出压裂残液。
返排中后期，产气量逐渐上升。
Yingkun（2017）对返排期间的井底流压、气、水产量进行了分析，划分为三个阶段[3]：
第1阶段：主压裂缝内残液的线性渗流与拟稳定线性渗流，只产出水；
第2阶段：压降波及到基质，基质内气体开始发生弹性膨胀，向压裂缝网内残液的补充能量。
井底流压下降变缓，但井口仍只产出水；
第3阶段：基质内气体在压裂缝网内的线性渗流，气水同产。
在图2中，根据井底压力与裂缝闭合应力的关系，第1阶段可以进一步划分为两个小段：
井底流压大于裂缝闭合应力，压裂缝处于开启状态。
受井筒储集效应的影响，这个小段的返排曲线无明显的渗流特征。
②井底流压小于裂缝闭合应力，压裂缝处于闭合状态。
由于基质渗透率低，不能及时对压裂缝网补给能量。
随着压裂缝网内残液压力的衰竭，井底流压快速下降，表现为拟稳定流的特征。
2 压后拟稳定返排阶段的渗流特征
先对返排期间压裂液的拟稳定渗流过程进行分析。
引入归一化压力RNP和物质平衡时间tMB的定义：
式中：Ct为SRV区的总压缩系数；Cf为压裂缝的压缩系数；Sw为压裂残液（视为水）的饱和度；Cw为压裂残液（视为水）的压缩系数；Sw为天然气的饱和度；Cg为天然气的压缩系数；Vf为SRV区内压裂缝的有效体积；Wf为SRV区宽度；hf为SRV区厚度；?f为SRV区缝网的有效孔隙度；xe为SRV区长度。
在返排期间主要产压裂残液，根据物质平衡原理，有：
和返排期间的三个阶段相对应，规一化压力RNP和物质平衡时间tMB之间的关系特征可分为三个阶段：①压裂缝网内残液的线性渗流。
但是，受井筒储集效应的影响，RNP与tMB的关系不明显；②压裂缝网内残液的拟稳定线性渗流；RNP与tMB的关系满足（12）和（13）式；③压力从缝网波及到基质，基质内气体弹性膨胀，补充SRV 区的地层能量。
受气体渗流的影响，RNP与tMB的关系图的斜率减小。
在图2中，只有第1阶段的第2小段符合拟稳定流的渗流特征，其RNP和tMB在双对数图中的斜率为1。
并且在采用返排第1阶段的第2小段进行计算Vf时，由于压裂缝网中只有水，含水饱和度Sw=1。
总压缩系数的定义为：
这里考虑到裂缝压缩系数Cf大于水的压缩系数Cw，忽略掉Cw应采用Cf 代替总压缩系数。
压裂缝的净应力的定义为：
支撑裂缝和自支撑裂缝的压缩系数与净应力的关系如图所示[4]。
Sharma[5]（2015）指出：在采用活性水进行水平井分段压裂时，90%的压裂缝为自支撑裂缝（无支撑剂）。
由于自支撑裂缝的压缩系数在返排期间变化较大。
计算步骤建议如下：①收集返排期间的Pwf、qw，绘制综合动态曲线；②根据（1）式和（2）式计算RNP和tMB，在双对数图中确定斜率为1的时间段的起止范围（即：图4中的第2段）；③估算初始流体压力Pfi、总压缩系数Ct；
④用第一阶段第2小段的数据点，根据（14）式计算Vf的范围。
3 方法应用
以四川盆地龙马溪组某井为例，该井压裂液体积为 3.27×104m3，返排体积为0.92×104m3。
在返排早期，首先根据该井生产资料绘制井底流压与时间的关
系图、产水量与时间的关系图，如图5所示。
由上图可以看出根据井底流压的变化情况分为三个阶段，而我们计算的数据点选取的是第一阶段的第二小段，上图的第一阶段的压力曲线只包含了第二小段；由曲线图可以直观的看出第二小段，但是为了保证准确性，下面先做tMB 与RNP的曲线图，看斜率为1的段与上图第一阶段第二小段的吻合情况。
如图6所示，第一阶段的第二小段斜率为1，与图5吻合情况较好。
计算步骤是：
①采用上节中的计算公式，计算RNP和tMB；在双对数图中确定斜率为1的时间段的起止范围（即：图6中的第1阶段红线）。
在纯产水段，根据井底流压下降的快慢程度，选择下降较快，且小于Pclosure的时段，作为返排第1阶段的第2小段的起止时间（即图2中第1阶段的第2小段），确定Pwfmin和Pwfmax；
②绘制RNP和tMB的图像，计算得到直线段的斜率m（如图7所示）；③采用闭合应力梯度，计算Pclosure，该压力也是第一阶段第2小段开始时的压力；④计算与Pwfmin和Pwfmax对应的净压力Pnet，参照图4确定Cf的范围，即：Cfmax和Cfmin；⑤分别用Cfmin和Cfmax代替总压缩系数Ct，代入（14）式，计算出相应的Vfmin和Vfmax。
计算过程：由返排数据可知Pclosure为46MPa，Pwfmin和Pwfmax分别为35.93MPa和45.66MPa。
根据式（16）计算净应力：Pnetmax=Pclosure-Pwfmin46-35.93=2.602MPa
Pnetmin=Pclosure-Pwfmax=46-45.66=12.335MPa
根據图4曲线可以确定Cf的范围，即：Cfmax=5×10-4 MPa和Cfmin=2×10-4 MPa
根据式（14）：计算，
因为该阶段产纯水，所以Bw=1，由图7可知曲线斜率m=0.1882。
得Vfmax=2.657×104m3、Vfmin=1.063×104m3。
4 结论
①致密气藏压裂后的返排期间，根据井底流压和气水产量可以划分为三个阶段，在第1阶段只产出压裂缝内残液。
在第1阶段的第2个小段表现为拟稳定流的特征，根据这个小段的数据，可以计算压裂缝网的有效体积；②四川龙马溪某井的数据符合返排阶段曲线，第一阶段第2小段的RNP和tMB双对数图上斜率为1。
根据计算结果得到了压裂缝网有效孔隙体积的范围，证明注入地层的压裂液体积远高于压裂缝网的体积，因此不能直接用压裂液体积来替代压裂缝网的有效体积。
参考文献：
[1]刘乃震，柳明，张士诚.页岩气井压后返排规律[J].天然气工业，2015，35（03）：50-54.
[2]韩慧芬，王良，贺秋云，等.页岩气井返排规律及控制参数优化[J].石油钻采工艺，2018，40（02）：253-260.
[3]Fu Y，Dehghanpour H，Ezulike D O，et al. Estimating Effective Fracture Pore V olume From Flowback Data and Evaluating Its Relationship to Design Parameters of Multistage-Fracture Completion[J]. Spe Production & Operations，2017.
[4] Aguilera，R. 1999. Recovery Factors and Reserves in Naturally Fractured Reservoirs. J Can Pet Technol38（7）：15-18. PETSOC-99-07-DA.
[5] Sharma，M. M. and Manchanda，R. 2015. The Role of Induced Unpropped （IU）Fractures in Unconventional Oil and Gas Wells. Presentedat the SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Houston，28–30 September. SPE-174946-MS.。
