致密砂岩气藏

摘要： 为了降低开发成本、提高开发效益、实现河道砂体的高效开发,以目前天然气开发中占有重要地位的致密砂岩储层为研究对象,分析了油管固井完井技术的优势及在国内外钻井、固井方面的应用现状,剖析了在四川盆地西部中浅层致密砂岩气藏水平井应用的技术难点。对缩小井眼尺寸引起管柱安全下入、固井附件可靠性、水泥浆体系设计及固井质量难以保障等问题开展技术攻关,取得了较好的开发效果。研究结果表明:(1)研制的高承压能力油管固井附件、特殊自锁球座及胶塞性能可靠,经系列评价后入井验证,采用低密度流体替浆,应用效果良好;(2)井身结构优化调整必封点位置,能保证压力及地质复杂封隔,并且有利于管串下入,为后期完井提供良好的井筒条件;(3)采用清砂接头通井、工具串仿真模拟等多项技术措施强化井眼准备,确保管柱串顺利下入到位并成功实施固井。结论认为:(1)所形成的井眼清洁、油管串顺利下入、精准替浆等关键技术措施能有效保障致密砂岩气藏水平井油管固井实施;(2)现场先导试验20余口井,取得良好的应用效果,可以为类似气田的开发提供借鉴。

摘要： 鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。

摘要： 中江气田沙溪庙组气藏高效开发面临着河道精细刻画、高产富集模式建立、开发技术政策制定、工程压裂改造技术配套4大难点。针对窄河道砂采用多域多属性精细刻画及储层精准预测技术,对多期叠置河道砂空间展布特征刻画效果较好,实现了最薄8 m、最窄50 m河道砂的刻画,且河道砂的沉积时间顺序也非常清晰,采用基于射线参数域的改进三参数叠前反演技术实现了薄层高精度定量预测,储层厚度、孔隙度预测误差均低于10%;通过建立烃源岩断层与河道砂有效搭配模式,古今构造高或古构造高、今构造低,同时储层物性好的区域有望获得气井高产、稳产;采用井组立体部署、井型优选及水平井优化设计等技术,极大提升了窄河道致密砂岩气藏储量动用程度,同时节约了投资成本;采用地质工程一体化水平井分段压裂改造技术,单井测试产气量稳步提升,改造效果提高至实施前的10.6倍。所形成的窄河道致密砂岩气藏高效开发技术实现了中江气田的高效勘探开发,建成了年产气量超10×10^(8)m^(3)的中国石化川西第一大气田。

摘要： 克拉通盆地大面积致密砂岩气藏边界带上的气水分布往往远比盆地内部复杂,圈闭类型多样,气藏上倾方向封堵模式尚存在争议。本研究以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区二叠系盒1段气藏为例,对比分析不同区带典型河道砂体厚度、岩相组合、砂体叠置关系、储层物性及横向宏观非均质性等多因素差异分布特征及其对气藏分布的控制作用,最终建立杭锦旗地区不同构造带内盒1段气藏封堵模式。研究表明,研究区自西向东发育3种河道沉积模式,分别是西部缓坡区浅水辫状河模式、中部陡坡区冲积扇-辫状河模式、东部深水道模式,3种沉积模式控制了河道上倾方向储层宏观非均质性差异,这种宏观非均质性变化是研究区致密砂岩气藏上倾方向封堵的主控因素。根据研究区上倾方向储层变化与圈闭类型关系,划分了3种天然气封堵模式:西部缓坡区岩性封堵模式、中部陡坡区地层-岩性封堵模式、东部岩性-构造过渡封堵模式。3种天然气封堵模式构成了鄂北盆缘盒1段大面积天然气连续成藏区的边界,同时控制了不同类型圈闭分布与天然气富集。

摘要： 针对杭锦旗独贵加汗区下石盒子组致密砂岩储层如何有效开发这一难题,依据前人研究成果和大量钻探数据,明确了独贵加汗区成藏条件,并对气藏产能主控因素进行了研究。研究表明:泊尔江海子断裂以南地区煤系烃源岩厚度大(4~20 m)、成熟度整体上多于1.3%,生烃强度基本大于10×10^(8) m^(3)/km^(2),具有良好的成藏条件。储层表现为明显的低孔-特低孔、低渗特征。沉积微相是气井高产的前提,同时物性也对天然气高产有一定的控制作用。

摘要： 针对苏S区块中部区域储层含气饱和度低、气水关系复杂、部分气井出水严重以及投产成功率低的难题,从气井出水特征入手,开展气水分布规律及分布模式研究,并在常规气水识别的基础上,引入可动水饱和度参数,建立苏S区块中部高含水区可动水饱和度计算模型,制定高含水区不同气水分布模式下储层射孔原则及开发对策。结果表明1)可动水饱和度影响气井生产效果,储层可动水饱和度的大小与产出水状况基本呈正相关关系;2)生烃强度及与源岩距离、储层展布从根本上控制了气水分布格局,而沉积环境、储层物性等因素决定了局部气水分布模式;3)苏某CH井开发山1段25~29号层,可动水饱和度16.0%~33.4%,初期日产气6×104 m^(3),气水比0.7~2.0,取得较好开发效果。实践表明侧钻水平井开发低渗高含水气藏具有一定优势。该研究为实现苏S区块高含水气藏效益开发提供科学依据,对提高苏里格气田采收率、改善气田开发效果、降低开发成本具有指导意义。

摘要： 鄂尔多斯盆地庆阳气田属于典型的致密砂岩气田,主力气层为二叠系山西组山1段,砂体厚度薄且变化快,储集层分布预测难度大,制约气田的产能建设。通过井震结合开展沉积砂体刻画和薄储集层预测,探讨储集层发育的主控因素,明确有利储集层分布区。结果表明:古地貌与古流向共同控制三角洲砂体的分布,溶蚀相发育的水下分流河道砂体为最有利的储集体,局部微幅度鼻隆构造为天然气富集区。综合砂体展布规律、储集层物性、成岩作用、构造特征等因素,建立了研究区储集层分类标准,在研究区南部和中部识别出2个Ⅰ类储集层富集区。

摘要： 为了提高致密砂岩气藏采收率,以鄂尔多斯盆地大牛地气田下二叠统太原组太2段障壁砂坝气藏为研究对象,分析了该气藏的储层特征,指出了储层非均质性、储层渗透率、气水两相渗流是影响太2段障壁砂坝气藏采收率的主要因素。通过泄气范围评价法和数值模拟方法明确了剩余气分布及主要类型。基于不同剩余气的分布类型开展了井网加密调整提高气藏采收率研究,提出了不同类型剩余气对应的调整挖潜对策,并通过开展加密井生产效果分析,结合经济评价,得出了不同加密调整方式下的提高采收率效果。研究结果表明:(1)太2段障壁砂坝剩余气主要以靶点间和大井距井间未控型为主,挖潜方式以部署加密井为主;(2)通过采取靶点间斜插的方式挖潜井间剩余气,加密井未发生干扰,但水平段与主应力夹角小,压裂改造效果差;(3)井间剩余气采取排间平行加密和排间错位加密两种方式挖潜,排间平行加密井距小于600 m时,干扰井数在总井数的占比为75%,排间错位加密井距400~800 m时,干扰井数在总井数的占比为75%。加密后井距为500 m时干扰严重,加密井天然气可采储量降幅达50%,但仍能实现经济效益,井组采收率可提高5%。

摘要： 针对低气价下加拿大M致密砂岩气藏如何实现经济高效开发的问题,开展了开发层系划分、钻井完井施工参数优化、优快钻井完井施工及压后返排和井工厂开发等方面的技术攻关,形成了地质工程一体化的巨厚砂岩储层开发层系划分技术、机器学习大数据分析钻井完井施工参数匹配技术、水平井低成本优快钻井技术、闷井返排技术及井工厂立体开发技术等关键技术。现场应用后,M致密砂岩气藏钻井完井施工效率大幅提升,钻井完井成本显著降低,单井产能显著提升,实现了效率增、成本降的良好局面。M致密砂岩气藏的成功开发,为我国非常规气藏高效开发提供了技术借鉴。

摘要： 致密砂岩气藏在勘探开发过程中极易产生严重的水锁损害,造成气井产能下降。文中以塔里木盆地M区块致密砂岩为研究对象,采用真空饱和、恒压驱替、核磁共振相结合的手段开展了不同因素对水锁损害率的影响实验。实验结果表明:岩心初始含水饱和度越低,水锁损害率越高,当初始含水饱和度为15%和35%时,驱替120 min后水锁损害率分别为74.5%和59.1%;含裂缝岩心水锁损害程度明显低于基质岩心,岩心中黏土矿物质量分数、实验流体矿化度和黏度越高,水锁损害率也越高,而实验流体表面张力越小,水锁损害率越低。塔里木盆地M区块施工时,应选择合适的作业流体和施工压差,尽可能减少作业时间,降低水锁损害程度。另外,可以通过增大生产压差、水力压裂、注入解水锁剂及干氮气等措施解除水锁损害。

摘要： 致密砂岩气藏产水层位对不产水层位产能造成了严重影响.为研究不同物性储层地层水可动性及井筒积液后近井地带渗透率损害程度,优选开发层位,设计了结合离心法和核磁共振法的地层水可动性测试、模拟井筒积液水锁伤害测试实验;建立了地层水可动性、近井地带水锁伤害与储层特征关系,结合测井资料分析了地层水可动性、水锁伤害的纵向分布.研究认为,根据可动性可将地层水划分为:束缚水、可动束缚水、可动水.束缚水饱和度、可动束缚水饱和度、可动水饱和度与孔隙度、渗透率具有良好相关性.结合测井资料可计算不同层位产水风险.不同性质储层受到井筒积液污染后,渗透率损害在30％-90％之间,呈现快速损害后期减缓及逐步损害两种特征.结合层位产水及水锁损害风险可优选开发层位,对致密砂岩气藏判断产水风险,避免近井地带产能损失具有重要参考意义.

摘要： 2012年,中国石油天然气股份有限公司提出了“体积改造”的技术理念,促使压裂理论从经典走向现代.随着鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,压裂改造技术在理念、材料和工艺等多方面都面临着新的难题和挑战.为了将体积改造技术原理的普遍性和苏里格气田致密砂岩气藏储层的特殊性相结合,建立有效的体积改造技术模式,借鉴近年来美国非常规天然气成功开发的经验,从地质特征入手,探讨了苏里格气田致密砂岩气藏储层体积改造面临的关键问题,并提出了技术发展的方向.研究结果表明:控制裂缝纵向延伸,适度提高排量、大幅增加液量的滑溜水压裂设计是提高单层产量的关键;通过直井多层、水平井多段压裂,实现致密砂岩气多层系立体式开发,是提高单井产量和采收率的基础;小井眼、小油管完井实现高排量压裂设计、长期生产,是实现提产降本的前提.

摘要： 鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大.为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值.研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式.结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:部署应以心滩和河道中部微相为主;优质砂体厚度大于8m,横向展布相对稳定;水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;轨迹类型以平直型为主;改造方式以裸眼封隔器为主.

摘要： 针对低渗透储层预测主要集中利用叠前数据的特点,为了提高预测的精度,避免直接使用地震叠前资料带来的误差,首先对地震资料的可行性进行评估.从叠前地震资料的标定、AVO正演结果、叠前模拟道集和实际道集及近偏移距道集、中偏移距道集及远偏移距道集4个方面的比对,确定资料的适用范围,最大限度发挥资料的潜力.在分析地震资料的基础上,围绕工程需要的脆性、物性这两个方面为目标进行预测.研究构建的脆性参数主要考虑了杨氏模量变化率和岩性特征,避免了考虑一个参数所带来的缺陷,构建的脆性指数通过和常规叠前参数交会分析对比,识别有效储层的能力明显提高,区分效果显著.对于物性的预测主要利用深度学习组建的关系,关系构建中充分考虑了地震、测井及相关等属性,因此具有稳定性和可靠性,预测的孔隙度和饱和度结果不管是从单井预测的相关度和在平面地震特征吻合度都比较好.最终结合叠前属性及统计融合等技术,预测了区块内有效储层分布规律,为井位上钻提供了有效保障.该技术方法在鄂尔多斯盆地sh186区块致密砂岩气藏勘探实际中取得了显著效果.

摘要： 苏里格西区储层致密、非均质性强且普遍产水,人工的物理模型模拟无法真实反映储层内部流体的流动情况及分布特征,本文利用微观多相渗流实验中的真实砂岩模型进行气水渗流特征研究,使研究结果可信度较其它模型大大增加.通过实验表明,产水机理主要为由于生产压差逐渐增大,使得在气体膨胀力的作用下的一部分束缚水转变为可动水,随气体流入井筒;其中水膜残留水、绕流形成的残余水、孔隙边缘及角隅处的可动束缚水是西区主要产水类型.因此,气井在投产时应合理配产,控制生产压差,防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、造成产水量增大的情况出现,在此基础上,制定相应的气井开发技术对策.

摘要： 本文以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏为例,研究水平井开发适应性及开发技术政策.首先,依据储层沉积特征,划分砂体叠置模式,采用剖面厚度集中度概念,建立单层式、双层式、多层式气藏模型;研究认识到水平井开发不同类型气藏效果优劣顺序:单层式＞双层式＞多层式,单层式气藏效果最佳;其次,研究气藏各层渗透率、有效厚度差异性对水平井开发的影响效果,得到水平井开发单层式气藏的最佳储层条件及双层式气藏经济储层物性界限;再次,考虑砂体展布、主应力方向、储量丰度及经济因素,分析认识到神木气田水平井方位以南北向为主、水平段最佳长度1500m;最后,研究水平井压裂裂缝参数,得到水平井开发单层式、双层式气藏分别存在最优裂缝组合与最佳改造规模.通过以上系统研究,形成水平井开发致密气藏关键技术,为国内外同类气藏水平井开发提供可靠理论依据.

摘要： 针对水平井井筒积液规律认识不清导致排水采气措施针对性不强的难题,基于相似性原理,结合川西气田水平井井身结构特征研制了水平井井筒可视化模拟装置,可通过改变支架系统参数模拟水平段不同型态、不同倾角条件下气井的排液情况.根据水平井气液产出特征开展了水平井水平段充满积液后卸载、气液同产、分段射孔气液同产生产过程模拟.结果表明水平井水平段型态、水平段倾角对水平井最终排液率影响较小;水平段呈分层流,斜井段呈段塞流,垂直段呈环状流,液相滑脱主要发生在斜井段.实验成果与现场井筒流压监测结果均表明,井筒压降损失主要发生在斜井段,且压降梯度突变点位于造斜点附近;明确了水平井的排液重点是斜井段的排液,为排水采气措施的针对性实施提供了指导.

摘要： 为了精细描述致密砂岩储层孔隙、喉道大小及分布,明确渗流能力主控因素,阐明致密砂岩气藏储层微观孔隙结构特征及低产原因,应用铸体薄片、恒速压汞、高压压汞、核磁共振、低温液氮吸附、应力敏感、水锁伤害等分析测试手段,对鄂尔多斯盆地上古生界二叠系石盒子组盒8段储层微观孔隙结构特征、渗流能力主控因素进行了详细分析,结合储层岩石学特征及试气成果,建立了盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构综合评价标准,为勘探开发目标优选提供了地质依据.结论为盒8段致密砂岩储层以次生溶蚀孔隙为主,喉道半径分布曲线主峰为0.2～2.2μm,由半径小于0.0624μm的喉道控制的孔隙体积占总孔隙体积的38.4％以上,为微细喉储层,微细喉道控制了储层的渗流能力.在应力、外来水体作用下微细喉道易发生缩颈或闭合,引发严重的应力敏感和水锁伤害.粗粒的石英砂岩、岩屑石英砂岩储层岩屑溶孔、晶间孔等次生溶蚀孔隙相对比较发育,孔隙度大于5％,渗透率大于0.1mD,主流喉道半径大于0.3μm,最大进汞饱和度大于62％,是研究区致密砂岩气勘探开发主力层和次主力层.

摘要： 毛管力资料作为解释原始含气饱和度的常用方法之一,与测井解释饱和度存在一定差异,计算储量也不同.为了厘清毛管力曲线解释含气饱和度的影响因素,从解释方法入手,通过调整不同影响参数来分析解释结果的差异及对储量的影响程度,为毛管力资料在储层研究中的应用提供依据.研究结果表明,地下气水界面张力的取值是毛管力资料求取含气饱和度的最大影响因素,地下界面张力取值越小,计算的含气饱和度越大;其次为自由水界面的取值,自由水界面取值越低,纯气底越低,解释的含气饱和度相对越高;图版分类数目影响较小,图版分类越细,解释的含气饱和度则越低;图版分类参数对最终解释的含气饱和度影响最小,可以忽略不计.在毛管力资料解释含气饱和度的实际应用中,建议应采用多种方法来确定地下气水界面张力及自由水面的取值,尽量减少换算拟合过程,以减小最终计算误差.

摘要： 毛管力资料作为解释原始含气饱和度的常用方法之一,与测井解释饱和度存在一定差异,计算储量也不同.为了厘清毛管力曲线解释含气饱和度的影响因素,从解释方法入手,通过调整不同影响参数来分析解释结果的差异及对储量的影响程度,为毛管力资料在储层研究中的应用提供依据.研究结果表明,地下气水界面张力的取值是毛管力资料求取含气饱和度的最大影响因素,地下界面张力取值越小,计算的含气饱和度越大;其次为自由水界面的取值,自由水界面取值越低,纯气底越低,解释的含气饱和度相对越高;图版分类数目影响较小,图版分类越细,解释的含气饱和度则越低;图版分类参数对最终解释的含气饱和度影响最小,可以忽略不计.在毛管力资料解释含气饱和度的实际应用中,建议应采用多种方法来确定地下气水界面张力及自由水面的取值,尽量减少换算拟合过程,以减小最终计算误差.

摘要： 本发明提供一种致密气藏储量品质分类的综合评价方法，涉及石油与天然气勘探开发技术领域。基于本发明方法，提出了致密气储量品质分类的8个一级指标和34个二级指标，采用层次分析方法计算获得了各二级和一级指标权重，从而构建了完备的致密气藏储量品质分类指标体系，以此为基础，建立了二级模糊层次综合评价方法，解决了致密气储量品质分类综合评价难题，实现了对致密气储量品质好、中、差三级分类的准确、合理、快速评价。

摘要： 本发明提供一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，包括以下步骤：1)收集N个致密砂岩样品，获取每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，其中，N个所述致密砂岩样品的渗透率各不相同；2)对所述每个致密砂岩样品进行预处理后，将所述每个致密砂岩样品进行地层水饱和；3)对所述每个致密砂岩样品进行天然气步进式增压充注，获取所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力；4)根据所述每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力‑物性临界曲线。该方法能够准确确定实际气藏条件下致密砂岩天然气充注的临界条件。

摘要： 本发明公开了一种连续型致密砂岩气藏含气范围的测量方法及系统，其中，所述方法包括：获取烃源岩供排气量；分别建立盖层处溢出气量、气水界面处扩散气量、连续型致密砂岩气藏圈闭气量、圈闭溢出气量与含气范围的对应关系式；根据烃源岩供排气量与盖层处溢出气量、气水界面处扩散气量、连续型致密砂岩气藏圈闭气量及圈闭溢出气量的关系，利用对应关系式建立计算含气范围的计算方程；根据计算方程迭代计算得到含气范围。

摘要： 本发明提供一种确定致密砂岩气藏成藏终止深度的方法和确定致密砂岩气藏的成藏范围的方法，根据岩石颗粒半径、束缚水膜的厚度、校正系数计算束缚水体积百分比Φs，而后根据束缚水体积百分比Φs确定致密砂岩气藏成藏终止深度Zt。并最终根据确定的天然气充注深度Z0、饱和深度Zs和终止深度Zt确定致密砂岩气藏的分布范围。本发明解决了预测致密砂岩气藏分布范围的定量化难题，为预测致密砂岩气藏的分布范围，指导当前致密砂岩气藏勘探提供了重要的技术支持。

摘要： 本发明属于石油天然气勘探与开发技术领域，公开了一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法及系统，所述确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的系统包括：砂岩样品获取模块、样品预处理模块、样品数据获取模块、数据传输模块、中央控制模块、增压充注模块、临界条件获取模块、稳定性评估模块、数据存储模块、更新显示模块。本发明提供的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的系统能够很好匹配实际气藏条件，准确厘定致密砂岩气藏天然气充注的临界条件，具有可操作性强、可重复性强、实用性高、可靠性高、依据充分的优点，对于确定致密砂岩气藏有效勘探区、提高致密气藏开采效果具有重要意义，能够为油田增储上产提供有效指导。

摘要： 本发明提供一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，包括以下步骤：1)收集N个致密砂岩样品，获取每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，其中，N个所述致密砂岩样品的渗透率各不相同；2)对所述每个致密砂岩样品进行预处理后，将所述每个致密砂岩样品进行地层水饱和；3)对所述每个致密砂岩样品进行天然气步进式增压充注，获取所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力；4)根据所述每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力‑物性临界曲线。该方法能够准确确定实际气藏条件下致密砂岩天然气充注的临界条件。

摘要： 本发明公开了一种连续型致密砂岩气藏含气范围的测量方法及系统，其中，所述方法包括：获取烃源岩供排气量；分别建立盖层处溢出气量、气水界面处扩散气量、连续型致密砂岩气藏圈闭气量、圈闭溢出气量与含气范围的对应关系式；根据烃源岩供排气量与盖层处溢出气量、气水界面处扩散气量、连续型致密砂岩气藏圈闭气量及圈闭溢出气量的关系，利用对应关系式建立计算含气范围的计算方程；根据计算方程迭代计算得到含气范围。

摘要： 本文提供了一种致密砂岩气藏多层合采产能预测方法、装置及设备，所述方法包括：获取致密砂岩气藏中每个地层的地质参数；根据每个地层的地质参数，结合预先建立的考虑井筒储集效应和表皮效应的致密砂岩气藏单层产能渗流模型，计算得到每个地层在指定时间段内的致密砂岩气藏单层产能渗流模型在拉式空间中的无因次井底压力解；根据每个地层在指定时间段内的致密砂岩气藏单层产能渗流模型在拉式空间中的无因次井底压力解，以及地层叠加原理，计算获得致密砂岩气藏多层合采的无因次产量，本文能够在考虑井筒储集效应和表皮效应的基础上，准确全面快速的进行致密砂岩气藏多层合采产能的预测。

摘要： 本发明涉及一种致密砂岩气藏水力压裂缝网三维展布与属性的解释方法、装置、介质及设备，包括如下步骤：S10：分析致密砂岩气藏体积压裂缝的空间展布及渗流参数基本特征，分类并三维表征不同类型的裂缝；S20：建立致密砂岩气藏水力压裂缝网三维展布与属性的试井分析物理模型；S30：根据试井分析物理模型建立致密砂岩气藏水力压裂缝网三维展布与属性的试井分析模型的数学模型；S40：对数学模型进行求解得到无因次井底压力解；S50：基于无因次井底压力解得到致密砂岩气藏水力压裂缝网三维展布与属性的试井解释双对数理论样版曲线；S60：将试井解释双对数理论样版曲线与实测数据进行拟合并进行试井解释得到储层及裂缝关键渗流参数。

摘要： 本申请公开了一种致密砂岩气藏的矿场阈压梯度的获取方法及装置，属于油气田开发工程领域。该方法首先获取致密砂岩不同储层物性条件下的多个实验阈压梯度；基于多个实验阈压梯度中的一部分与不同储层物性条件的关系，得到实验阈压梯度、渗透率及含水饱和度的关系模型；通过多个实验阈压梯度中的另一部分验证该关系模型的可靠性；基于可靠的关系模型与矿场实际的渗透率和含水饱和度情况，获取矿场阈压梯度。该方法通过物理模拟实验建立实验阈压梯度、渗透率及含水饱和度的关系模型，再将实验阈压梯度转换为矿场阈压梯度，能够获取矿场更准确的实际阈压梯度，以用来指导该类气藏单井配产。