一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法

1.本发明涉及油气田增产改造领域，具体涉及一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法。


背景技术：

2.为了获取丰富的致密砂岩气资源，水力压裂技术是目前开发致密砂岩储层的核心技术。
3.低产井指的是进行增产改造后在排液试气过程中发现单井测试产量低于地质评估预期产量的井。单井压后低产原因综合分析是指在对单井实施压裂增产措施之后，对于存在压裂后单井产量低于地质预期的情况时，针对“地质-压裂-排液”过程中资料进行系统分析，挖掘可能造成单井产量低于地质预期的原因。单井开发的流程十分繁琐，虽然在测井、录井、钻井、压裂和排液各个环节的资料中往往存在一些能够反应压裂后油气井低产原因的指示性信息，但造成单井低产的原因在多种因素的耦合作用下更加错综复杂。致密砂岩气藏储层地质条件、钻完井过程对储层的污染、增产改造措施与地质条件的匹配性、返排制度的合理性等都对单井产量起着决定性作用(柳娜等人2015年；王烽，2017年；贾慧敏等人，2019年；田苗等人，2020年)。因此，分析单井低产原因是一个具有多解性的问题，关键信息提取效率不高，通常难以准确的挖掘出低产控制(主控)因素，导致无法及时采取措施对低产井进行优化治理。在国内，这一问题逐渐得到广泛关注。赵会涛等人(2014年)通过储层岩石力学特征、物性特征、孔隙结构特征、应力敏感性特征、渗流特征资料等提取了鄂尔多斯盆地东部地区盒8段致密砂岩气井低产原因控制因素，但并未涉及钻井、储层改造、排液等过程的资料分析。张红杰等人(2015年)结合气层性质、压后效果评价、返排制度等资料分析了鄂尔多斯盆地东缘煤系地层致密气低产原因。上述分析方法的缺陷在于，均未提出针对“地质-压裂-排液”全过程的关键信息提取方法，未建立对关键因素进行判定的临界条件体系，而是直接指出低产原因分析结果。因此，目前缺乏一种行之有效且方便快捷的关键信息提取方法，需建立特征参数阈值体系，并构建地质工程一体化的低产原因分析方法。


技术实现要素：

4.因此本发明通过分析和抓取测井、录井、钻井、压裂和排液的各类指示性图件和数据上的特征表现，描述井控地层特征、压裂裂缝匹配性特征，并判断排液工艺合理性，探索形成基于“地质-压裂-排液”关键指示信息特征值的综合分析方法。
5.为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案：
6.一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，包括以下步骤：
7.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；
8.s2：将指示信息进行分类，分为a类、b类、c类、d类信息；
9.s3：提取每类指示信息关键特征值a1～a7、b1～b6、c1～c3、d1～d2；
10.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＇；
11.s5：构建特征值与压后测试产量控制因素关联规则；
12.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；
13.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单井低产的控制因素；
14.进一步的技术方案是，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；
15.进一步的技术方案是，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。
16.进一步的技术方案是，所述特征值a1为射孔段气层平均渗透率；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。
17.进一步的技术方案是，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。
18.进一步的技术方案是，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。
19.进一步的技术方案是，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＇。
20.进一步的技术方案是，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。
21.进一步的技术方案是，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。
22.有益效果：
23.与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
24.以工程资料为基础，提出针对“地质-压裂-排液”全过程的关键信息提取方法，并建立对关键因素进行判定的临界条件体系和特征值与压后测试产量控制因素的关联规则，便于准确高效的获取挖掘可能造成单井产量低于地质预期的原因。本发明除用于分析致密砂岩气层单井压后低产原因中，还可推广用于分析常规油气、页岩气等类型储层的单井低产原因分析中，具有广泛的应用价值。
附图说明
25.图1压裂施工曲线图。
26.图2压裂后试气数据曲线图。
27.图3裂缝未闭合阶段油嘴尺寸敏感性分析曲线图。
28.图4裂缝闭合阶段油嘴尺寸敏感性分析曲线图。
29.图5气举阶段井底回压计算结果图。
30.图6特征值与压后测试产量控制因素关联规则图。
31.图7典型特征提取过程示意图。
具体实施方式
32.下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
33.本发明的一种致密砂岩气井压后低产原因综合分析方法，包括以下步骤：
34.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；
35.其中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；
36.s2：将指示信息进行分类，分为a类、b类、c类、d类信息；
37.其中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；
38.s3：提取每类指示信息关键特征值a1～a7、b1～b6、c1～c3、d1～d2；
39.其中特征值a1为射孔段气层平均渗透率；特征值a2为射孔段及上下20m内气层垂厚；特征值a3为气层含气饱和度；特征值a4为射孔段储层压力系数；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；特征值a6为水平井段轨迹上下波动幅度；特征值a7为气层和差气层钻遇率；特征值b1为定排量前置液阶段泵压所反映的破裂点数；特征值b2为定排量前置液阶段泵压骤降幅度；特征值b3为定排量前置液阶段泵压骤升幅度；特征值b4为定携砂液排量阶段泵压波动幅度；特征值b5为泵注全程泵压整体下降幅度；特征值b6为稳定排液阶段的最高氯根含量值；特征值c1为裂缝未闭合阶段的排液速度；特征值c2为裂缝闭合后自喷排液阶段所使用的油嘴尺寸；特征值c3为气举助排阶段的井底回压；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；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。
40.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＇；
41.其中a1＇～a4＇为该区块高产井统计数据中对应特征值的下限值、a5＇为45
°
、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、b1＇为2、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、b6＇为目的层段地层水所含氯离子浓度平均值、c1＇为该压裂段支撑剂回流临界流速、c2＇为该井协调排液油嘴尺寸、c3＇为地层压力、d1＇和d2＇为是或否。
42.s5：构建特征值与压后测试产量控制因素关联规则；
43.其中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。
44.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；
45.其中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＇。
46.其中a1典型特征为气层渗透率低，地层渗流能力不足；a2典型特征为气层厚度不足，压裂可暴露的气层面积小；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；a4典型特征为储层压力系数低，地层能量不足；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；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；a7典型特征为气层和差气层钻遇率不足，井控储层率较低；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；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；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；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；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；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；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；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；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；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；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。
47.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单井低产的控制因素；
48.其中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至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至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至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。
49.实施例：
50.第一步，采集本井指示的压裂前储层信息、压裂泵注信息(如图1)、返排试气信息(如图2～图5)；
51.第二步，将指示信息进行分类，分为a类、b类、c类、d类
52.第三步，提取指示信息关键特征值a1～a7、b1～b6、c1～c3、d1～d2，如表1所示；
53.表1实施案例井“地质-压裂-排液”指示信息关键特征值
[0054][0055][0056]
第四步，依据本区块整体特征构建特征值a1＇～a7＇、b1＇～b6＇、c1＇～c3＇、d1＇～d2＇的临界参数体系，如表2所示；
[0057]
表2所构建的特征值临界参数
[0058][0059][0060]
第五步，构建特征值与压后测试产量控制因素关联规则(如图6)；
[0061]
第六步，将第三步获得的特征值参数与第四步获得的对应临界值进行比对提取满足要求的典型特征(如图7)，根据特征值提取结果，该实施例井存在裂缝未闭合阶段排液速度大于临界排液速度、裂缝闭合后自喷排液阶段油嘴尺寸大于协调排液尺寸、气举助排阶
段井底回压大于地层压力3个典型特征；
[0062]
第七步，将第六步获得的典型特征与第五步获得的关联规则进行对比从而获得单井低产的控制因素，发现c1至c3中提取出一个及以上典型特征且无其余典型特征，符合排液试气主控型条件，表明该实施例井压后测试产量控制因素为排液试气主控型。
[0063]
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。