一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法

技术特征：
1.一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，包括以下步骤：s1：采集单井(井组)指示的压裂前储层信息、压裂泵注信息、返排试气信息；s2：将指示信息进行分类，分为a类、b类、c类、d类信息；s3：提取每类指示信息关键特征值a1～a7、b1～b6、c1～c3、d1～d2；s4：依据所分析区块整体特征构建特征值的临界值体系a1＇～a7＇、b1＇～b6＇、c1＇～c3＇、d1＇～d2＇；s5：构建特征值与压后测试产量控制因素关联规则；s6：将步骤s3获得的特征值与步骤s4获得的对应临界值进行比对提取满足要求的典型特征；s7：将步骤s6获得的典型特征与步骤s5获得的关联规则进行对比从而获得压后测试产量的控制因素。2.根据权利要求1所述的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，所述压裂前储层信息包括储层基本特性信息、水平井开发时水平井与井层匹配性信息；所述压裂泵注信息包括定排量前置液阶段泵压特征信息、定携砂液排量阶段泵压特征信息和泵注全程泵压特征信息；所述返排试气信息包括裂缝未闭合阶段特征信息、裂缝闭合后自喷排液阶段特征信息、气举助排阶段特征信息、间断开井诱喷阶段特征信息和稳定排液阶段特征信息。3.根据权利要求1所述的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，所述a类信息包括储层基本特性、水平井开发时水平井与井层匹配性信息；所述b类信息包括压裂泵注信息和稳定排液阶段返排液的氯根含量信息；所述c类信息为裂缝未闭合阶段、裂缝闭合后自喷排液阶段、气举助排阶段的人工排液工艺信息；所述d类信息为间开诱喷阶段地层压力恢复和产液产气情况。4.根据权利要求1所述的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，所述特征值a1为射孔段气层和差气层渗透率平均渗透率；所述特征值a2为射孔段及上下20m内气层垂厚；所述特征值a3为气层评价含气饱和度；所述特征值a4为射孔段储层压力系数；所述特征值a5为最大水平主应力方向与水平井钻井方向的夹角；所述特征值a6为水平井段轨迹上下波动幅度；所述特征值a7为气层和差气层钻遇率；所述特征值b1为定排量前置液阶段泵压所反映的破裂点数；所述特征值b2为定排量前置液阶段泵压骤降幅度；所述特征值b3为定排量前置液阶段泵压骤升幅度；所述特征值b4为定携砂液排量阶段泵压波动幅度；所述特征值b5为泵注全程泵压整体下降幅度；所述特征值b6为稳定排液阶段的最高氯根含量值；所述特征值c1为裂缝未闭合阶段的排液速度；所述特征值c2为裂缝闭合后自喷排液阶段所使用的油嘴尺寸；所述特征值c3为气举助排阶段的井底回压；所述特征值d1为判断间开诱喷阶段是否存在关井压力能够恢复且不产气且开井少量产液或不产液的情况；所述特征值d2为判断间开诱喷阶段是否存在关井压力不能恢复且开井不产液不产气的情况。5.根据权利要求1所述的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，所述a1＇～a4＇为该区块高产井统计数据中对应特征值的下限值、所述a5＇为45
°
、所述a6＇和a7＇分别为该区块高产水平井统计数据中对应特征值的平均值、所述b1＇为2、所述b2＇～b5＇为该区块高产井压裂泵注曲线统计数据对应特征值的上限值、所述b6＇为目的层段地层水
所含氯离子浓度平均值、所述c1＇为该压裂段支撑剂回流临界流速、所述c2＇为该井协调排液油嘴尺寸、所述c3＇为地层压力、所述d1＇为是或否、所述d2＇为是或否。6.根据权利要求1所述的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，所述压后测试产量控制因素包括储层地质主控型、压裂裂缝主控型、排液试气主控型、储层伤害主控型、复合控制型五种类型。7.根据权利要求1所述的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，所述典型特征可以被提取的条件分别为：a1＜a1＇、a2<a2＇、a3<a3＇、a4<a4＇、a5<a5＇、a6>a6＇、a7<a7＇、b1>b1＇、b2>b2＇、b3>b3＇、b4>b4＇、b5>b5＇、b6>b6＇、c1>c1＇、c2>c2＇、c3>c3＇、d1＝d1＇、d2＝d2＇。8.根据权利要求7所述的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，所述a1典型特征为气层渗透率低，地层渗流能力不足；所述a2典型特征为气层厚度不足，压裂可暴露的气层面积小；所述a3典型特征为气层含气饱和度低，地层气相储集和渗流能力不足；所述a4典型特征为储层压力系数低，地层能量不足；所述a5典型特征为最大水平主应力方向与水平井钻井方向的夹角过小，垂直井筒方向改造距离受限；所述a6典型特征为水平井段轨迹上下波动幅度过大，水平段容易积液沉砂；所述a7典型特征为气层和差气层钻遇率不足，井控储层率较低；所述b1典型特征为定排量前置液阶段泵压所反映的破裂点数过多，造成多裂缝延伸，缝控范围受限；所述b2典型特征为定排量前置液阶段泵压骤降幅度过大，反应地层可能存在高滤失带，造成缝控范围受限；所述b3典型特征为定排量前置液阶段泵压骤升幅度过大，裂缝延伸受阻，造成缝控范围受限；所述b4典型特征为定携砂液排量阶段泵压波动幅度过大，裂缝带中形成复杂缝网，造成缝控范围受限；所述b5典型特征为泵注全程泵压整体下降幅度过大，压裂液滤失偏大，裂缝延伸不足，缝控范围受限；所述b6 典型特征为稳定排液阶段的最高氯根含量值过高，裂缝沟通水层，导致水相饱和度增加；所述c1典型特征为裂缝未闭合阶段的排液速度过快，导致地层出砂；所述c2典型特征为裂缝闭合后自喷排液阶段所使用的油嘴过大，地层难以连续供液；所述c3典型特征为气举助排阶段的井底回压过高，井筒中液体倒流入地层，造成水相圈闭；所述d1典型特征为间开诱喷阶段存在关井压力能够恢复但不产气且开井少量产液或不产液的情况，含水饱和度处于气水互锁的“狱渗区”，气水均无法流动；所述d2典型特征为间开诱喷阶段存在关井压力不能恢复且开井不产液不产气的情况，储层绝对渗透率受到伤害。9.根据权利要求1所述的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，其特征在于，所述压后测试产量控制因素为储层地质主控型的判断条件为在a1～a7特征值中提取出两个及以上典型特征且无其余典型特征；所述压后测试产量控制因素为压裂裂缝主控型的判断条件为在b1～b6中提取出一个及以上典型特征且无其余典型特征；所述压后测试产量控制因素为排液试气主控型的判断条件为在c1～c3中提取出一个及以上典型特征且无其余典型特征；所述压后测试产量控制因素为储层伤害主控型的判断条件为在d1～d2中提取出一个及以上典型特征且无其余典型特征；所述压后测试产量控制因素为复合控制型的判断条件为在a1～a7、b1～b6、c1～c3、d1～d2四类特征值中提取出两类及以上典型特征。

技术总结
本发明公开了一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，涉及油气田增产改造技术领域。该方法包括以下步骤：(1)采集单井(井组)指示的压裂前储层信息、压裂泵注信息和返排试气信息；(2)提取指示信息关键特征值；(3)依据所分析区块整体特征构建特征值的临界参数体系；(4)构建特征值与压后测试产量控制因素关联规则；(5)将步骤(2)获得的特征值参数与步骤(3)获得的临界值比对提取满足要求的典型特征；(6)将步骤(5)获得的典型特征与步骤(4)获得的关联规则进行对比获得单井低产的控制因素；本发明克服了压后单井低产原因分析具有多解性的问题，实现对低产井“地质-压裂-排液”开发全过程的低产原因系统性分析。过程的低产原因系统性分析。


技术研发人员：李小刚 李佳霖 易良平 杨兆中 张景强 易多 杜慧龙 张明月
受保护的技术使用者：西南石油大学
技术研发日：2022.11.09
技术公布日：2022/12/30