预测页岩气单井产量及最终储量的经验法分析
体积压裂水平井的页岩气产能预测新方法
体积压裂水平井的页岩气产能预测新方法
随着页岩气的开采技术不断发展，体积压裂水平井已成为一种常用的开采方式。
然而，如何准确预测页岩气产能一直是一个难题。
近年来，一种新的预测方法——基于体积压裂水平井的页岩气产能预测方法逐渐被人们所接受。
这种方法的核心思想是通过对井下压裂液的监测，来预测页岩气的产能。
具体来说，首先需要在井下安装一些传感器，用于监测压裂液的流量、压力、温度等参数。
然后，通过对这些参数的分析，可以得出压裂液在井下的流动状态，从而推断出页岩气的产能。
与传统的预测方法相比，基于体积压裂水平井的页岩气产能预测方法具有以下优点：
1.准确性更高。
传统的预测方法往往只能给出一个大致的产能范围，而基于体积压裂水平井的预测方法可以更加精确地预测页岩气的产能。
2.实时性更强。
传统的预测方法需要进行大量的数据处理和分析，需要花费较长的时间才能得出结果。
而基于体积压裂水平井的预测方法可以实时监测井下的压裂液状态，从而及时预测页岩气的产能。
3.成本更低。
传统的预测方法需要进行大量的数据采集和处理，需要投入大量的人力和物力。
而基于体积压裂水平井的预测方法只需要在井下安装一些传感器，成本相对较低。
基于体积压裂水平井的页岩气产能预测方法是一种新的、高效的预测方法，可以为页岩气的开采提供更加准确、实时、经济的技术支持。
页岩气储层产量分析及预测
页岩气储层产量分析及预测于开斌(长城钻探工程公司苏里格项目部,辽宁盘锦 124010) 摘 要:针对井眼类型(直井或水平井)、压裂增产模拟和页岩储层岩心特征等影响因素,阐述了页岩气储层产量评估和预测方法的现状。
研究了直井水力压裂理论产量,以及页岩气产量分析预测的解析法和经验法,并分析了适用于预测复杂的多裂缝水平井的数值方法。
关键词:页岩气;产量分析;解析法;经验法;水平井 中图分类号:P 618.12 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0143—03 水平井分段压裂技术是页岩气成功开发的主要推动力。
到目前为止开发的页岩气储层具有多样复杂的储层和生产特征,增加了产量定量分析和预测的难度。
页岩气储层涉及到生产动态的特征主要包括以下两部分:储层性质评价(渗透率,完井有效率和可动用天然气储量)。
将生产动态预测作为估算储量和经济开采持久性的一种方式。
生产数据分析常常是致密气藏和页岩气藏储量估算的唯一实用方法。
当前的产量数据分析方法在某些方面和压力瞬变分析方法是相关联的。
两种方法(压力瞬变分析方法和产量分析方法)在各自的领域中都是适用的。
简单来说,产量数据在质量和精确度上都比不上试井数据,但是大量产量数据和压力变化情况可以用来进行一口井的“全程分析”。
目前,评价当前利用生产数据估算并页岩气储层直井和水平井储层特征的方法,以及评价出页岩气储层系统天然气产量预测,这是最实用的方法。
虽然页岩气储藏存在非常复杂的储层特性,包括多相流(气+水),双孔介质,基于压力的渗透率和孔隙度以及多层储集层等,但是本文主要将讨论重点放在相对简单的储层特性上(单相流,单孔介质)。
1 产量数据分析技术讨论这项研究中用到的产量数据分析技术(解析方法和经验方法)。
在此之前,要首先讨论与水力裂缝几何形状相关的理论增产效果。
1.1 理论增产效果:水力压裂直井油气井测试中,水力裂缝是一个半长为x f 具有有限或无限导流能力的双翼裂缝(如图1所示)。
页岩气藏储量计算方法分析
页岩气藏储量计算方法分析张茂林;廖洪;杨龙;王董东【摘要】页岩气藏是一种自生自储的非常规气藏,在进行储量计算的时候,不仅要考虑游离气的影响,更要考虑吸附气的作用.总结了类比法、容积法、物质平衡法、递减曲线法等多种储量计算方法,并阐述了它们的适用范围,对目前储量计算中存在的几个问题进行了讨论.类比法适用于勘探前期,容积法适用于开发前期,物质平衡法不太适用于页岩气藏,递减曲线法适用于气体流动达到拟稳定流动之后.常用的Langmuir等温吸附模型适用于单分子层,没有考虑多组分竞争吸附机理.进行储量计算的时候,不可忽略固态干酪根中的溶解量,吸附相视孔隙度占据部分孔隙空间.因此,需要加强对吸附模型、吸附相密度和固态干酪根中溶解气的研究,以便求取更加精确的页岩气藏储量.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2017(007)003【总页数】7页(P67-73)【关键词】页岩气;储量计算;容积法;物质平衡法;递减曲线法;溶解气【作者】张茂林;廖洪;杨龙;王董东【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;长江大学非常规油气湖北省协同创新中心,湖北武汉 430100;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE155我国天然气勘探开发已处于中期阶段，那些容易开采的天然气资源越来越少，这使得人们不得不将勘探发展的重心逐渐转移到以前不被重视的、开发效益相对较差的、勘探开发技术要求高的天然气资源[1]。
我国的页岩气资源十分丰富，开发前景广阔，已经成为诸多学者的共识[2]。
相对于常规气藏，页岩气藏的储层特征、压力系统以及产气机制明显具有特殊性[3]。
随着页岩气勘探开发的不断深入，在进行储量计算的时候要充分考虑其特殊性，选取适合生产阶段的储量计算方法。
页岩油气藏储量和产量预测方法综述
而这恰恰 绕过 了页 岩油气 藏开 发早 期较 长时 间 内发
生 的瞬态流 动 ；
（ ２ ） Ｄ Ｃ Ａ方 法 要 求 生产 井 具 有 较 长 的 生产 史 ， 但事实 上 目前 已投 入开发 的页岩 油气 藏大多 数不满
被称 为 Ａｒ ｐ ｓ 递减模 型， 根 据递 减 指数 不 同再 分 为 指数递 减模 型 、 双 曲递减模 型 和调和递 减模 型 ， 其中
又 以指 数递减 模型 （ 递减 指数 为 Ｏ ） 和 双 曲递减 模 型
数关 系 ， 并 不能体 现 各 油气 藏 特 征参 数 对 生产 的影
石 ２ ０ １ ３年 １月
油
地
质
与
工
程
Ｐ Ｅ Ｔ Ｒ Ｏ Ｌ Ｅ Ｕ Ｍ Ｇ Ｅ Ｏ Ｌ Ｏ Ｇ Ｙ ＡＮ Ｄ Ｅ Ｎ ＧＩ ＮＥ Ｅ Ｒ Ｉ ＮＧ
第２ ７卷 第 １ 期
文 章编 号 ： １ ６ ７ ３—８ ２ １ ７ （ ２ ０ １ ３ ） ０ １ —０ ０ ６ ８ —０ ４
无穷 大 ， 要 在预测 过 程 中选 取 一个 特 定 时 间点 将 超
流动 体 系中地层 压力高 于饱 和压力 的微 可压缩流 体 推导 得 出。虽然 可 以 由损 失率 （ 定 义 为递 减率 的倒 数） 的导数 设为 常数 的条件得 出双 曲递减公式 ， 但是
双 曲递减 转换 为指 数递 减 ， 这 种 方法 也 被 称 为是 改 良的双 曲递减 模 型 。另外 ， 由于 投 入商 业 开 发 的页 岩 油气 藏生产 时 间都 不 长 ， 目前 还 无 法确 定 经 济极 限产量 和生 产井废 弃 压 力 ， 因此 进 行 产量 预 测 时仅
基于概率法的页岩气单井最终可采量评估——以焦石坝页岩气田加密井为例
文章编号：１００１－６１１２（２０２１）０１－０１６１－０８㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｄｏｉ：１０．１１７８１／ｓｙｓｙｄｚ２０２１０１１６１基于概率法的页岩气单井最终可采量评估以焦石坝页岩气田加密井为例魏绍蕾１，黄学斌１，李㊀军１，苏映宏１，潘立生２（１．中国石化石油勘探开发研究院，北京㊀１０００８３；２．中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，武汉㊀４３０２２３）摘要：页岩储层大面积连续分布的地质特征和 工厂化 作业的工程特性，使得同一区域内页岩气单井最终可采量（ＥｓｔｉｍａｔｅｄＵｌｔｉ⁃ｍａｔｅＲｅｓｅｒｖｅ，ＥＵＲ）的统计分布具有可重复性，是概率法计算ＥＵＲ的基础㊂常规确定性方法只能给出一个储量值，概率法能够计算储量的概率分布㊂四川盆地焦石坝页岩气田一期工程采用６００ｍ井距开发，井间动用程度不高；为了提高气藏采收率，开展了焦石坝加密井网调整㊂采用概率法对加密调整方案的最终可采量进行计算，通过对焦石坝一期产建区页岩气井的地质㊁工程及试气情况的分析，筛选合适的类比井组，建立类比井组的ＥＵＲ概率分布；借助蒙特卡洛算法，生成加密井网内页岩气平均单井ＥＵＲ的概率分布，确定不同概率下的储量大小；借鉴类比井组动态储量评估参数，确定了加密井网内不同水平段长度页岩气井的典型井曲线㊂采用概率法实现了焦石坝气田加密井网内生产动态和最终可采量的预测，可为下一步开发方案部署和投资安排提供科学决策依据㊂关键词：页岩气；概率法；最终可采量；焦石坝页岩气田；四川盆地中图分类号：ＴＥ１５５㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码：ＡＳｈａｌｅｇａｓＥＵＲｅｓｔｉｍａｔｉｏｎｂａｓｅｄｏｎａｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄＷＥＩＳｈａｏｌｅｉ１，ＨＵＡＮＧＸｕｅｂｉｎ１，ＬＩＪｕｎ１，ＳＵＹｉｎｇｈｏｎｇ１，ＰＡＮＬｉｓｈｅｎｇ２（１．ＳＩＮＯＰＥＣＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３，Ｃｈｉｎａ；２．ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ＳＩＮＯＰＥＣＪｉａｎｇｈａｎＯｉｌＦｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｗｕｈａｎ，Ｈｕｂｅｉ４３０２２３，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｔｈｅｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆ ｆａｃｔｏｒｙ ｏｐｅｒａｔｉｏｎｌｅａｄｔｏｒｅｐｅａｔｅｄｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｍｏｎｇｗｅｌｌｓ，ｗｈｉｃｈｉｓｔｈｅｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｂａｓｉｓｏｆａｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｔｏｃａｌｃｕｌａｔｅｅｓｔｉｍａｔｅｄｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｃｏｖｅｒｙ（ＥＵＲ）．Ｃｏｍｐａｒｅｄｔｏｔｈｅｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｄｅｔｅｒｍｉｎｉｓｔｉｃｍｅｔｈｏｄ，ｔｈｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｃａｎｃａｌｃｕｌａｔｅａｒｅｓｅｒｖｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ．ＴｈｅｗｅｌｌｓｐａｃｉｎｇｏｆｔｈｅＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄｉｎｔｈｅＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎｉｓ６００ｍ，ｌｅａｄｉｎｇｔｏｌｏｗｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｅｘｔｅｎｔ．Ｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｓｈａｖｅｂｅｅｎｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄｉｎｏｒｄｅｒｔｏｉｍｐｒｏｖｅｇａｓｒｅｃｏｖｅｒｙ．Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ａｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｗａｓａｄｏｐｔｅｄｔｏｃａｌｃｕｌａｔｅｔｈｅＥＵＲｆｏｒｔｈｅｉｎｆｉｌｌａｄｊｕｓｔｍｅｎｔ．Ｓｕｉｔａｂｌｅａｎａｌｏｇｙｗｅｌｌｓｗｅｒｅｓｅｌｅｃｔｅｄｂｙｔａｋｉｎｇｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ，ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，ｔｅｓｔｉｎｇｄａｔａａｎｄｗｅｌｌｌｏｃａ⁃ｔｉｏｎｓｉｎｔｏｃｏｎｓｉｄｅｒａｔｉｏｎ．ＢａｓｅｄｏｎｔｈｅＥＵＲｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆａｎａｌｏｇｙｗｅｌｌｓ，ｔｈｅＥＵＲｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｃｕｒｖｅｓｏｆｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｓｗｅｒｅｃａｌｃｕｌａｔｅｄｗｉｔｈｔｈｅＭｏｎｔｅ⁃Ｃａｒｌｏｍｅｔｈｏｄ．Ｔｙｐｉｃａｌｗｅｌｌｃｕｒｖｅｓｗｅｒｅｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｂｙａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｄｅｃｌｉｎｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆａｎａｌｏｇｙｗｅｌｌｓ．ＦｕｔｕｒｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎｄＥＵＲｏｆｎｅｗｗｅｌｌｓｏｒｕｎｄｒｉｌｌｅｄｗｅｌｌｓｃａｎｂｅｅｓｔｉｍａｔｅｄｗｉｔｈｔｈｉｓｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄ，ｗｈｉｃｈｉｓｔｈｅｂａｓｉｓｆｏｒｆｕｔｕｒｅｓｔｒａｔｅｇｉｃｄｅｃｉｓｉｏｎｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｓｈａｌｅｇａｓ；ｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄ；ｅｓｔｉｍａｔｅｄｕｌｔｉｍａｔｅｒｅｓｅｒｖｅ；Ｊｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ；ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ㊀㊀近年来，中国页岩气资源的勘探开发不断取得突破，成为油气领域增产上储的主要阵地㊂２０１４年，中国石化提交了焦石坝页岩气区块的探明地质储量为１０６８ˑ１０８ｍ３，是国内首个大型页岩气田㊂四川盆地焦石坝页岩气田一期采用６００ｍ井距进行开发，通过微地震监测和生产动态跟踪等措施发现井间动用程度不高，为了提高气藏采收率，开展了焦石坝加密井网调整的二期工程㊂储量计算是编制二期开发方案的基础，从参数取值方法来说，页岩气可采储量评估方法［１］可分为确定性方法和不确定性方法㊂确定性方法［２－５］包括产量递减分析法㊁物质平衡法㊁解析和数值模拟法㊂一般而言，收稿日期：２０２０－０５－２８；修订日期：２０２０－１２－１６㊂作者简介：魏绍蕾（１９８７ ），女，博士，高级工程师，从事储量评估和油气田开发规划工作㊂Ｅ⁃ｍａｉｌ：ｌｅｉｓｕｒｅｗｉｎ＠１６３．ｃｏｍ㊂基金项目：国家科技重大专项 页岩气地质建模与可采储量评价技术研究 （２０１６ＺＸ０５０６０００１－０３３）资助㊂㊀第４３卷第１期２０２１年１月㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＬＯＧＹ＆ＥＸＰＥＲＩＭＥＮＴ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀Ｖｏｌ．４３，Ｎｏ．１Ｊａｎ．，２０２１当油气藏经过一段时间的开发，积累了一定的生产数据，常常选用合适的确定性方法来估算最终油气可采量；对于新建项目（新建产区㊁整体井网加密等），目前北美一般采用油气储量评估协会（ＳｏｃｉｅｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｓｔｉｍａｔｉｏｎＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ＳＰＥＥ）提出的概率法［６］进行评估㊂概率法又称不确定性法，一般不能单独使用，常常结合容积法来计算原地资源量的概率分布㊂在油气藏开发早期，对油藏的认识还带有很大的不确定性，通过给定全部或部分储量相关参数的概率分布，得到地质储量的概率分布㊂概率法不但给出了储量的大小，而且估计了不同储量值所对应的风险㊂另外，根据石油资源管理系统（ＰＲＭＳ－２０１８）应用指南［７－８］，概率法还可以结合产量递减法和其他动态法计算可采储量的概率分布㊂２０１０年，石油储量工程师评估协会（ＳＰＥＥ）专门针对非常规油气资源形成了‘非常规油气区带未开发储量评估指南“［６］，用来计算以页岩气为代表的非常规油气未开发储量，简称ＳＰＥＥ３概率法㊂目前，该方法已广泛应用于北美页岩气未开发储量评估㊂随着页岩气资源在国内勘探开发工作的推进［９－１０］，概率法的研究和应用也逐渐展开㊂与常规油气资源相比，页岩气的储层特征和所采用的工程技术更为复杂，单井开发效果的不确定性更大㊂确定性的储量评估方法只能给定一个储量值，不能估算储量的不确定性大小㊂概率法通过类比一组具有同一概率分布的页岩气井，得到新建项目的储量概率分布，既能确定储量大小，又能表征项目的开发概率㊂因此，概率法更加适用于不确定性程度高的页岩气储量评估㊂１㊀方法论述１．１㊀页岩区块的统计学特征页岩气储层属于 非常规范畴 ，是大范围连续性分布的油气聚集场所［１１］㊂但是，这并不代表页岩气储层是均质的；与此相反，页岩气井生产表现出非常强烈的差异性，即使井位相邻的两口井的生产状况也可能存在很大的不同［１２］㊂因此，利用单口井或少量井去预测新建项目内页岩气井的开发动态存在很大的风险［１３］㊂另一方面，由于页岩气开发采用大规模钻完井的生产方式［１４－１５］，地质（储层厚度㊁渗透率㊁孔隙度㊁含气性㊁压力系数㊁地应力和脆性矿物含量等）和工程（水平段长度㊁压裂液量和加砂量等）特征相似的页岩气井的试气产量㊁ＥＵＲ等生产参数具有可重复性㊂这就意味着在井间干扰很小的情况下，可以利用类比井组的统计学特征，预测新建项目或未开发区块内页岩气井ＥＵＲ的概率分布㊂利用概率法不仅可以估算储量大小，还可以预测对应储量下的不确定性㊂根据ＰＲＭＳ－２０１８关于储量的定义，证实储量（１Ｐ）对应累积概率曲线的Ｐ９０，证实储量＋概算储量（２Ｐ）对应累积概率曲线的Ｐ５０，证实储量＋概算储量＋可能储量（３Ｐ）对应累积概率曲线的Ｐ１０㊂从本质上说，储量的不确定性是由于储层和流体物性参数的不确定性造成的㊂根据中心极限定理，如果一个随机变量是多个独立的随机变量相乘的结果，那么这个随机变量常常表现出对数正态分布的特征，如试气参数㊁单井ＥＵＲ等㊂使用概率法，首先要筛选类比井㊂根据ＳＰＥＥ３概率法的论述，所选用的类比井组除了要满足地质和工程的相似性以外，还要达到一定的数量㊂ＳＰＥＥ３概率法按照类比井组试气参数或ＥＵＲ的概率分布来确定最小样本数，即最少类比井数㊂表１给出了不同Ｐ１０／Ｐ９０情形下的最小类比井数㊂１．２㊀ＳＰＥＥ３概率法评估流程ＳＰＥＥ３概率法对页岩气新建项目或待钻区进行储量评估的流程如图１所示㊂作为页岩气储量评估人员，首先要确定用于类比的页岩气区块，并进一步筛选类比井，类比井组和待评价区的页岩气井必须要满足地质和工程特征具有相似性㊂类比井组要有一定的生产数据，且生产规律认识较为成熟，可通过确定性方法中的动态储量预测方法得到类比井组各口井的ＥＵＲ大小，绘制类比井组ＥＵＲ概率分布㊂针对新建产井区的井数问题，ＳＰＥＥ３概率法提出利用井距单位法和扩大同心圆法来圈定证实储量面积，国内一般采用井距单位法；存在表１㊀不同Ｐ１０／Ｐ９０比值下所要求的最少类比井数目Ｔａｂｌｅ１㊀ＬｅａｓｔｎｕｍｂｅｒｓｏｆａｎａｌｏｇｙｗｅｌｌｓｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔＰ１０／Ｐ９０Ｐ１０／Ｐ９０最小类比井数备注２１５很难出现３３５常见４６０常见５７５常见６１００常见８１３０常见１０１７０数据质量／模拟可能存在问题１５２９０数据质量／模拟可能存在问题２０４２０数据质量／模拟可能存在问题３０６７０数据质量／模拟可能存在问题㊃２６１㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图１㊀概率法预测ＥＵＲ的流程Ｆｉｇ．１㊀ＦｌｏｗｃｈａｒｔｏｆＥＵＲｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｕｓｉｎｇａｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄ具体的开发方案（如探明储量报告）时，要参考开发方案设计的井数㊂然后，以类比井组ＥＵＲ的概率分布为基础，借助蒙特卡洛算法计算待评价井区页岩气井ＥＵＲ的概率分布㊂蒙特卡洛模拟是一种随机算法，它以类比井组的ＥＵＲ概率分布作为自变量，随机生成新建项目或待评价区块Ｎ口待评价井的ＥＵＲ分布，对Ｎ口待评价井的ＥＵＲ进行合并，得到新建井区内平均单井ＥＵＲ，对上述过程重复几万次甚至几十万次得到新建井区内平均单井ＥＵＲ的概率分布曲线㊂最后，根据生成的概率分布曲线，可确定不同级别下的储量大小或特定储量的不确定性㊂２㊀实例应用２．１㊀项目背景焦石坝页岩气田位于重庆市涪陵㊁南川㊁武隆等区县境内，构造上位于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜［１６－１９］㊂气田的主要开发层系为上奥陶统五峰组 下志留统龙马溪组龙一段，属于深水陆棚沉积环境，厚度８５ １２０ｍ，岩性主要为灰黑色硅质页岩㊂２０１３年１月，焦石坝一期产建项目正式投入开发，共钻页岩气井２５７口，投产２５４口㊂截至２０１９年底，一期产建区平均井口压力４．６６ＭＰａ，外输压力４．８１ＭＰａ，日产气量９１２．３７ˑ１０４ｍ３，日产水量６７６．６０ｍ３㊂为了提高气藏的动用效果，２０１８年７月焦石坝页岩气田开始了井网加密调整的二期产建工作㊂图２给出了井网加密开发调整方案的井位，共设计７４口加密井，目前已有４１口水平井完成试气，３５口水平井正式投产㊂焦石坝一期产建区已有７年开发历史，目前全部气井均已进入产量递减阶段，具备比较好的生产规律，可以利用产量递减法或其他动态储量预测方图２㊀四川盆地焦石坝页岩气田加密井网井位分布示意Ｆｉｇ．２㊀ＷｅｌｌｌｏｃａｔｉｏｎｓｏｆｔｈｅｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ法评估单井ＥＵＲ㊂借鉴北美页岩气储量评估经验，一期产建区页岩气井主要采用两段式递减方法（前期采用调和递减，待递减率降低到５％ １０％左右再转为指数递减）预测未来的生产动态，计算最终可采量㊂焦石坝页岩气田二期产建井网加密工作未完成，部分投产井生产时间很短并且采用 降压限产 的生产模式，生产规律尚不明朗，利用递减法和其他动态储量评估方法的不确定性大㊂因此，建议类比一期产建区页岩气井的储量评估结果，采用概率法评估加密井网的单井ＥＵＲ㊂２．２㊀应用过程焦石坝井网加密是在一期产建区内进行的，两者属于同一套储层，具有同样的沉积环境和地质构造，并且开发机理相同㊂因此，一期产建区是理想的 类比油气藏 ，一期产建区在产的２５４口井为备选的类比井㊂国内外已有的研究成果［２０－２７］表明，页岩气单井ＥＵＲ与试气产量／无阻流量㊁测试压力表现出很强的相关性㊂为了消除水平段长度对开发效果的影响，绘制了焦石坝一期产建区全部页岩气井单位长度的测试参数Ｆ（试气产量㊁测试压力）和单位长度的ＥＵＲ关系（图３）㊂图４给出了焦石坝页岩气田一期产建区２５４口单井试气产量的Ｐｒｏｆｉｔ图㊂一般而言，同一井组㊃３６１㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀魏绍蕾，等．基于概率法的页岩气单井最终可采量评估 以焦石坝页岩气田加密井为例㊀图３㊀四川盆地焦石坝一期产建区页岩气单井单位长度测试参数Ｆ与单位长度ＥＵＲ关系Ｆｉｇ．３㊀ＲｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎＥＵＲａｎｄＡＯＦｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ图４㊀四川盆地焦石坝一期产建区页岩气单井单位长度测试参数Ｆ累计概率分布Ｐｒｏｆｉｔ图Ｆｉｇ．４㊀ＣｕｍｕｌａｔｉｖｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉａｇｒａｍｏｆＡＯＦｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ内页岩气井的试气产量或单井ＥＵＲ在Ｐｒｏｆｉｔ图上表现为一条直线㊂由图４可以看出，一期产建区内全部井试气产量的Ｐｒｏｆｉｔ曲线与直线的偏差较大㊂另外，单位长度试气产量的Ｐ１０高达４１．６ˑ１０４ｍ３／（ｄ㊃ＭＰａ２㊃ｋｍ），Ｐ９０仅为４．６ˑ１０４ｍ３／（ｄ㊃ＭＰａ２㊃ｋｍ），Ｐ１０／Ｐ９０＝８．９㊂根据表１可知，当Ｐ１０／Ｐ９０＞８时，样本点的数据或模拟存在问题，应将样本点进一步细分㊂以试气参数为主要指标，综合其他储层和流体物性参数（孔隙度㊁渗透率㊁含气饱和度㊁储层埋深㊁有机质含量㊁脆性矿物含量等），并结合井点坐标对２５４口井划分为４个分区（主体区㊁东区㊁西区和西南区）（图５）㊂图６给出了分区后的单位长度试气参数概率分布Ｐｒｏｆｉｔ图㊂主体区包含井数１４７口，Ｐ１０／Ｐ９０＝４．２；东区包含井数３５口，Ｐ１０／Ｐ９０＝５．８；西区包含井数２７口，Ｐ１０／Ｐ９０＝４．３；西南区包含井数２７口，Ｐ１０／Ｐ９０＝６．０㊂分区后的页岩气井单位长度试气参图５㊀四川盆地焦石坝一期产建区页岩气井分组Ｆｉｇ．５㊀Ｆｏｕｒｓｕｂ⁃ｓｅｃｔｉｏｎｓｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ图６㊀四川盆地焦石坝一期产建区页岩气井分区后的单位长度无阻流量概率分布Ｐｒｏｆｉｔ图Ｆｉｇ．６㊀ＣｕｍｕｌａｔｉｖｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉａｇｒａｍｏｆＡＯＦｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒｔｈｅｆｏｕｒｓｕｂ⁃ｓｅｃｔｉｏｎｓｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ数在Ｐｒｏｆｉｔ图上有很好的线性规律，且Ｐ１０／Ｐ９０比值在表１推荐的理想范围内（图６）㊂将焦石坝页岩气田加密井区已完成试气的４１口井的单位长度测试参数Ｆ概率分布叠合到图６，可以看出加密井网介于西南区和东区之间，因此，选用东区和西南区的页岩气井构建类比井组㊂类比井组与加密井区的试气参数概率对比如图７ａ所示，两者具有很好的相似性；如图７ｂ类比井组的单井ＥＵＲ概率分布，可以用来预测加密井网的页岩气单井动态㊂２０１８年７月，焦石坝页岩气田加密井网调整方案获得公司审批通过㊂根据开发调整方案，在图２㊃４６１㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图７㊀四川盆地焦石坝页岩气田一期产建区类比井组概率分布Ｆｉｇ．７㊀ＣｕｍｕｌａｔｉｖｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｐｌｏｔｓｏｆＥＵＲｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒａｎａｌｏｇｗｅｌｌｇｒｏｕｐｓｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｓｔａｇｅｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ绿色虚线圈定的区域内进行加密，共设计水平井７４口㊂基于一期产建区优选类比井组ＥＵＲ的概率分布，对加密井网的７４口页岩气井进行２００００次蒙特卡洛模拟得到加密井网内平均单位长度ＥＵＲ概率分布（图８），１Ｐ储量对应Ｐ９０，为０．５１ˑ１０８ｍ３／ｋｍ；２Ｐ储量对应Ｐ５０，为０．５８ˑ１０８ｍ３／ｋｍ；３Ｐ储量对应Ｐ１０，为０．６５ˑ１０８ｍ３／ｋｍ㊂３㊀结果分析３．１㊀不同级别储量取值与确定性方法相比，概率法不仅能够给出储量图８㊀四川盆地焦石坝页岩气田加密井网平均单位长度ＥＵＲ概率分布Ｆｉｇ．８㊀ＰｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｐｌｏｔｓｏｆＥＵＲｐｅｒｕｎｉｔｌｅｎｇｔｈｆｏｒｉｎｆｉｌｌｅｄｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ的评估结果，还能给出特定储量评估结果下的概率取值㊂例如，焦石坝页岩气田加密井网调整方案中共设计水平井７４口，通过对７４口井进行蒙特卡洛模拟得到加密井网内平均单位长度ＥＵＲ概率分布（图８）㊂加密井网完井段长度在１２００ ３０００ｍ之间（图９ａ），根据单位长度ＥＵＲ可以计算特定完井长度下页岩气井的ＥＵＲ取值（图９ｂ）㊂例如，水平段长度为２０００ｍ的页岩气井１Ｐ储量１．０２ˑ１０８ｍ３，用作上市储量申报的依据；２Ｐ储量为１．１６ˑ１０８ｍ３，用作公司制定未来规划的依据；３Ｐ储量为１．３ˑ１０８ｍ３，为油田经营者努力实现的目标㊂焦石坝一期产建区大部分井采用 稳产 递减 的生产模式，按照测试产量的大小配置稳产期的产量㊂借鉴一期产建区页岩气井的生产规律，当稳产期日产气量为６ˑ１０４ｍ３时，进入递减阶段的初期递减率约为６５％㊂在确定的单井ＥＵＲ条件下，通过反算稳产期产量㊁稳产时间㊁初始递减率，得到不同水平段长度下的典型井生产曲线（图１０）㊂加密井图９㊀四川盆地焦石坝页岩气田加密井网页岩气井水平段长度分布及单井ＥＵＲＦｉｇ．９㊀ＰｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｐｌｏｔｓｏｆｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｆｏｒｉｎｆｉｌｌｅｄｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎａｎｄＥＵＲｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ㊃５６１㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀魏绍蕾，等．基于概率法的页岩气单井最终可采量评估 以焦石坝页岩气田加密井为例㊀图１０㊀四川盆地焦石坝页岩气田加密井网不同水平段长度下的典型井曲线Ｆｉｇ．１０㊀ＴｙｐｉｃａｌｗｅｌｌｃｕｒｖｅｓｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｓｏｆｉｎｆｉｌｌｅｄｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ网采用 限产降压 的生产模式，稳产期一般在０．５ ２年左右；进入递减阶段后，初期递减快，后来递减逐渐变缓㊂３．２㊀分组与不分组结果对比类比井的选择是概率法评估储量的关键㊂从统计意义上来说，类比井的数量越多越好，但是在实际应用中类比井的选择要符合一定的前提条件，即所选定的类比井与待评价的页岩气井满足地质和工程相似，从而保证类比井和待评价井的生产符合相同或相似的概率分布㊂影响页岩气井生产状况的因素很多，众多研究都提及试气参数和最终采出量满足很好的相关关系㊂以测试参数为主控因素，综合考虑其他地质和工程参数进一步细分组，发现加密井网的生产动态介于一期产建东区和西南区之间，因此，利用一期产建东区和西南区的页岩气井构建类比井组㊂本文分别对两种情形（情形１：优选东区和西南区作为类比井组；情形２：利用一期产建全部井作为类比井组）的结果进行了对比（图１１）㊂从概率密度曲线和累计概率曲线来看，红线比蓝线整体右移，这说明利用全部井作为类比井组时ＥＵＲ预测值偏高㊂这主要是由于在一期产建区高产井大部分集中在北部，而加密井网大部分井位于中部甚至偏南的位置，类比井组中这些高产井的存在 不合理 地高估了加密井网内页岩气井的开发效果㊂３．３㊀不同阶段储量风险对比利用概率法可以定量表征项目面临的风险㊂随着开发工程的推进，完钻井数增多，项目的风险也会发生变化㊂对于实际项目来说，一般会通过补充新井的数据对之前的认识进行调整，有时会更新或修正类比井组的概率分布曲线㊂本文从方便应用角度出发，假设在项目推进过程中所采用类比井组的概率分布曲线未发生变化㊂图１１㊀四川盆地焦石坝页岩气田不同类比井组下单井长度ＥＵＲ概率分布对比Ｆｉｇ．１１㊀ＰｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆＥＵＲｐｅｒｕｎｉｔｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｕｎｄｅｒｔｗｏｃａｓｅｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ㊀㊀图１２给出了不同完钻井数目下（早期１０口井；中期３０口井；后期７４口井）利用概率法计算的平均单位长度ＥＵＲ概率密度曲线和累计概率曲线㊂对比不同阶段的概率分布曲线可以看出，三条曲线Ｐ５０值（０．５６ˑ１０８ｍ３／ｋｍ）基本保持不变；但是随着钻井工作的推进，曲线变陡直，Ｐ１０和Ｐ９０的取值更加接近于Ｐ５０㊂当完钻１０口井时，Ｐ９０为０．４１ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０为０．７８ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０／Ｐ９０＝１．９０；当完钻３０口井时，Ｐ９０为０．４３ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０为０．６９ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０／Ｐ９０＝１．６；当７４口井全部完钻时，Ｐ９０为０．５１ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０为０．６５ˑ１０８ｍ３／ｋｍ，Ｐ１０／Ｐ９０＝１．２８，说明随着钻井数目的增加，项目的不确定性降低，风险减少㊂４㊀结论（１）与常规确定性方法相比，概率法能够给出不同概率下的储量大小㊂本文针对尚在建产的焦石坝加密井网调整，采用概率法给出了平均单井单位长度ＥＵＲ的概率分布，将水平段长度为２０００ｍ㊃６６１㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图１２㊀四川盆地焦石坝页岩气田不同完钻井数目下单位长度ＥＵＲ概率分布对比Ｆｉｇ．１２㊀ＰｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆＥＵＲｐｅｒｕｎｉｔｗｅｌｌｌｅｎｇｔｈｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｎｕｍｂｅｒｓｏｆｄｒｉｌｌｅｄｗｅｌｌｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ的页岩气井１Ｐ储量１．０２ˑ１０８ｍ３作为上市储量申报的依据；２Ｐ储量１．１６ˑ１０８ｍ３作为规划方案的编制依据；３Ｐ储量１．３ˑ１０８ｍ３作为油田经营者努力经营的目标㊂（２）类比井组的选择对储量计算的准确性具有重要的意义㊂以测试参数为主，综合其他储层地质㊁流体物性㊁工程参数以及井点坐标等因素，对焦石坝一期产建区的页岩气井分成４个井组（主体区㊁西区㊁东区和西南区），加密井网的生产规律介于东区和西南区之间，可用作类比井组㊂与选用一期所有井作为类比井相比，优选类比井后计算的储量值更加可靠㊂（３）储量评估伴随气藏开发的整个生命过程，研究表明待评价区平均单井ＥＵＲ的２Ｐ储量不受井数的影响，但是１Ｐ和３Ｐ储量受井数的影响；随着钻井数目的增加，ＥＵＲ概率曲线更加陡直，项目的风险逐渐降低㊂另外，随着气藏的开发，新的资料和认识不断增加，应及时更新储量评估结果，为下一步生产规划奠定基础㊂参考文献：［１］㊀贾承造．美国ＳＥＣ油气储量评估方法［Ｍ］．北京：石油工业出版社，２００４．㊀㊀㊀ＪＩＡＣｈｅｎｇｚａｏ．ＳＥＣｅｓｔｉｍａｔｉｏｎａｐｐｒｏａｃｈｆｏｒｏｉｌ＆ｇａｓｒｅｓｅｒｖｅｓ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｅｓｓ，２００４．［２］㊀朱维耀，亓倩，马千，等．页岩气不稳定渗流压力传播规律和数学模型［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１６，４３（２）：２６１－２６７．㊀㊀㊀ＺＨＵＷｅｉｙａｏ，ＱＩＱｉａｎ，ＭＡＱｉａｎ，ｅｔａｌ．Ｕｎｓｔａｂｌｅｓｅｅｐａｇｅｍｏｄｅｌｉｎｇａｎｄｐｒｅｓｓｕｒｅｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１６，４３（２）：２６１－２６７．［３］㊀王勇，张林霞，徐剑良，等．页岩气井产量递减分析经验法优化应用研究［Ｊ］．石油化工应用，２０２０，３９（１）：８－１２．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＹｏｎｇ，ＺＨＡＮＧＬｉｎｘｉａ，ＸＵＪｉａｎｌｉａｎｇ，ｅｔａｌ．Ｅｍｐｉｒｉｃａｌｍｅｔｈｏｄｆｏｒｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｄｅｃｌｉｎｅａｎａｌｙｓｉｓｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎａｐｐｌｉｅｄｒｅｓｅａｒｃｈ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌＩｎｄｕｓｔｒｙＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ，２０２０，３９（１）：８－１２．［４］㊀汤亚顽．涪陵页岩气田可采储量评价方法优选［Ｊ］．江汉石油科技，２０１９，２９（４）：２３－３４．㊀㊀㊀ＴＡＮＧＹａｗａｎ．ＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆｒｅｃｏｖｅｒａｂｌｅｒｅｓｅｒｖｅｓａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｆｏｒＦｕｌｉｎｇｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ［Ｊ］．ＪｉａｎｇｈａｎＰｅｔｒｏｌｅｕｍＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２０１９，２９（４）：２３－３４．［５］㊀覃利娟．概率法在油气储量不确定性分析中的应用［Ｊ］．断块油气田，２０１９，２６（６）：７２３－７２７．㊀㊀㊀ＱＩＮＬｉｊｕａｎ．Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｔｏｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙａｎａｌｙｓｉｓｏｆｏｉｌａｎｄｇａｓｒｅｓｅｒｖｅｓ［Ｊ］．Ｆａｕｌｔ⁃ＢｌｏｃｋＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄ，２０１９，２６（６）：７２３－７２７．［６］㊀王永祥，李建忠．非常规油气区带未开发储量评估指南［Ｍ］．北京：石油工业出版社，２０１２．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＹｏｎｇｘｉａｎｇ，ＬＩＪｉａｎｚｈｏｎｇ．Ｇｕｄｅｌｉｎｅｓｆｏｒｔｈｅｐｒａｃｔｉｃａｌｅｖａｌｕａ⁃ｔｉｏｎｏｆｕｎｄｅｖｅｌｏｐｅｄｒｅｓｅｒｖｅｓｉｎｒｅｓｏｕｒｃｅｐｌａｙｓ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：Ｐｅｔｒｏ⁃ｌｅｕｍＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｅｓｓ，２０１２．［７］㊀王永祥，张君峰，谢锦龙，等．‘石油资源管理体系应用指南“导读［Ｍ］．北京：石油工业出版社，２０１２．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＹｏｎｇｘｉａｎｇ，ＺＨＡＮＧＪｕｎｆｅｎｇ，ＸＩＥＪｉｎｌｏｎｇ，ｅｔａｌ．Ａｃｏｎｄｕｃｔｏｎｇｕｉｄｅｌｉｎｅｓｆｏｒａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｐｅｔｒｏｌｅｕｍｒｅｓｏｕｒｃｅｓｍａｎａｇｅ⁃ｍｅｎｔｓｙｓｔｅｍ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｅｓｓ，２０１２．［８］㊀ＳＰＥ，ＡＡＰＧ，ＷＰＣ，ｅｔａｌ．Ｇｕｉｄｅｌｉｎｅｓｆｏｒａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｐｅｔｒｏ⁃ｌｅｕｍｒｅｓｏｕｒｃｅｓｍａｎａｇｅｍｅｎｔｓｙｓｔｅｍ［Ｍ］．Ｈｕｓｔｏｎ：ＳｏｃｉｅｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｓ，２０１１．［９］㊀董大忠，邹才能，杨桦，等．中国页岩气勘探开发进展与发展前景［Ｊ］．石油学报，２０１２，３３（Ｓ１）：１０７－１１４．㊀㊀㊀ＤＯＮＧＤａｚｈｏｎｇ，ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＹＡＮＧＨｕａ，ｅｔａｌ．ＰｒｏｇｒｅｓｓａｎｄｐｒｏｓｐｅｃｔｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２０１２，３３（Ｓ１）：１０７－１１４．［１０］㊀马永生，蔡勋育，赵培荣．中国页岩气勘探开发理论认识与实践［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１８，４５（４）：５６１－５７４．㊀㊀㊀ＭＡＹｏｎｇｓｈｅｎｇ，ＣＡＩＸｕｎｙｕ，ＺＨＡＯＰｅｉｒｏｎｇ．Ｃｈｉｎａ ｓｓｈａｌｅｇａｓｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ：ｕｎｄｅｒｓｔａｎｄｉｎｇａｎｄｐｒａｃｔｉｃｅ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１８，４５（４）：５６１－５７４．［１１］㊀邹才能，陶士振，袁选俊，等． 连续型 油气藏及其在全球的重要性：成藏㊁分布与评价［Ｊ］．石油勘探与开发，２００９，㊃７６１㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀魏绍蕾，等．基于概率法的页岩气单井最终可采量评估 以焦石坝页岩气田加密井为例㊀３６（６）：６６９－６８２．㊀㊀㊀ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＴＡＯＳｈｉｚｈｅｎ，ＹＵＡＮＸｕａｎｊｕｎ，ｅｔａｌ．Ｇｌｏｂａｌｉｍｐｏｒ⁃ｔａｎｃｅｏｆ ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ ｐｅｔｒｏｌｅｕｍｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ，ｄｉｓｔｒｉｂｕ⁃ｔｉｏｎａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２００９，３６（６）：６６９－６８２．［１２］㊀易积正，王超．四川盆地焦石坝地区龙马溪组海相页岩储层非均质性特征［Ｊ］．石油实验地质，２０１８，４０（１）：１３－１９．㊀㊀㊀ＹＩＪｉｚｈｅｎｇ，ＷＡＮＧＣｈａｏ．Ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｉａｌｐｏｒｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ⁃ｔｉｃｓｉｎｖａｒｉｏｕｓｓｈａｌｅｌｉｔｈｏｆａｃｉｅｓｏｆＬｏｎｇｍａｘｉＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａａｒｅａ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１８，４０（１）：１３－１９．［１３］㊀陈劲松，韩洪宝，年静波，等．概率法在页岩气未开发最终可采量评估中的应用：以北美某成熟页岩气区块为例［Ｊ］．天然气工业，２０１８，３８（７）：５２－５８．㊀㊀㊀ＣＨＥＮＪｉｎｓｏｎｇ，ＨＡＮＨｏｎｇｂａｏ，ＮＩＡＮＪｉｎｇｂｏ，ｅｔａｌ．ＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｍｅｔｈｏｄｔｏｕｎｄｅｖｅｌｏｐｅｄＥＵＲａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｏｆｓｈａｌｅｇａｓ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｎｏｎｅｍａｔｕｒｅｓｈａｌｅｇａｓｂｌｏｃｋｉｎＮｏｒｔｈＡｍｅｒｉｃａ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１８，３８（７）：５２－５８．［１４］㊀黄昌武．页岩油气压裂理论方法和技术体系初步形成［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１２，３９（４）：４４３．㊀㊀㊀ＨＵＡＮＧＣｈａｎｇｗｕ．Ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｍｅｔｈｏｄｏｌｏｇｙａｎｄｔｅｃｈｎｉｃａｌｓｙｓｔｅｍｆｏｒｓｈａｌｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１２，３９（４）：４４３．［１５］㊀吴奇，胥云，王晓泉，等．非常规油气藏体积改造技术：内涵㊁优化设计与实现［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１２，３９（３）：３５２－３５８．㊀㊀㊀ＷＵＱｉ，ＸＵＹｕｎ，ＷＡＮＧＸｉａｏｑｕａｎ，ｅｔａｌ．Ｖｏｌｕｍｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｃｈｎｏ⁃ｌｏｇｙｏｆｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ｃｏｎｎｏｔａｔｉｏｎ，ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｄｅｓｉｇｎａｎｄｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１２，３９（３）：３５２－３５８．［１６］㊀王玉满，董大忠，李建忠，等．川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征［Ｊ］．石油学报，２０１２，３３（４）：５５１－５６１．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＹｕｍａｎ，ＤＯＮＧＤａｚｈｏｎｇ，ＬＩＪｉａｎｚｈｏｎｇ，ｅｔａｌ．ＲｅｓｅｒｖｏｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｉｎＬｏｎｇｍａｘｉＦｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｔｈｅＬｏｗｅｒＳｉｌｕｒｉａｎ，ｓｏｕｔｈｅｒｎＳｉｃｈｕａｎ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２０１２，３３（４）：５５１－５６１．［１７］㊀郭彤楼，张汉荣．四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１４，４１（１）：２８－３６．㊀㊀㊀ＧＵＯＴｏｎｇｌｏｕ，ＺＨＡＮＧＨａｎｒｏｎｇ．ＦｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔｍｏｄｅｏｆＪｉａｏｓｈｉｂａｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１４，４１（１）：２８－３６．［１８］㊀刘智颖，张柏桥，许巍，等．焦石坝地区页岩Ｃｏｌｅ－Ｃｏｌｅ模型参数的快速计算方法［Ｊ］．油气藏评价与开发，２０２０，１０（５）：４２－４８．㊀㊀㊀ＬＩＵＺｈｉｙｉｎｇ，ＺＨＡＮＧＢａｉｑｉａｏ，ＸＵＷｅｉ，ｅｔａｌ．ＡｆａｓｔｃｏｍｐｕｔｉｎｇｍｅｔｈｏｄｆｏｒｒｏｃｋｅｌｅｃｔｒｉｃｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆＣｏｌｅ－ＣｏｌｅｍｏｄｅｌｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａｚｏｎｅ［Ｊ］．ＲｅｓｅｒｖｏｉｒＥｖａｌｕａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０２０，１０（５）：４２－４８．［１９］㊀李金磊，尹成，王明飞，等．四川盆地涪陵焦石坝地区保存条件差异性分析［Ｊ］．石油实验地质，２０１９，４１（３）：３４１－３４７．㊀㊀㊀ＬＩＪｉｎｌｅｉ，ＹＩＮＣｈｅｎｇ，ＷＡＮＧＭｉｎｇｆｅｉ，ｅｔａｌ．Ｐｒｅｓｅｒｖａｔｉｏｎｃｏｎｄｉ⁃ｔｉｏｎｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｓｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａａｒｅａ，Ｆｕｌｉｎｇ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１９，４１（３）：３４１－３４７．［２０］㊀陈新军，包书景，侯读杰，等．页岩气资源评价方法与关键参数探讨［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１２，３９（５）：５６６－５７１．㊀㊀㊀ＣＨＥＮＸｉｎｊｕｎ，ＢＡＯＳｈｕｊｉｎｇ，ＨＯＵＤｕｊｉｅ，ｅｔａｌ．Ｍｅｔｈｏｄｓａｎｄｋｅｙｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｏｕｒｃｅｓｅｖａｌｕａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１２，３９（５）：５６６－５７１．［２１］㊀方栋梁，孟志勇．页岩气富集高产主控因素分析：以四川盆地涪陵地区五峰组 龙马溪组一段页岩为例［Ｊ］．石油实验地质，２０２０，４２（１）：３７－４１．㊀㊀㊀ＦＡＮＧＤｏｎｇｌｉａｎｇ，ＭＥＮＧＺｈｉｙｏｎｇ．Ｍａｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｓｈａｌｅｇａｓｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔａｎｄｈｉｇｈｙｉｅｌｄ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆＷｕｆｅｎｇ－ＬｏｎｇｍａｘｉｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｉｎＦｕｌｉｎｇａｒｅａ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０２０，４２（１）：３７－４１．［２２］㊀胡德高，刘超．四川盆地涪陵页岩气田单井可压性地质因素研究［Ｊ］．石油实验地质，２０１８，４０（１）：２０－２４．㊀㊀㊀ＨＵＤｅｇａｏ，ＬＩＵＣｈａｏ．ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌｆａｃｔｏｒｓｏｆｗｅｌｌｆｒａｃａｂｉｌｉｔｙｉｎＦｕｌｉｎｇｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｅｒｉ⁃ｍｅｎｔ，２０１８，４０（１）：２０－２４．［２３］㊀张汉荣，王强，倪楷，等．川东南五峰 龙马溪组页岩储层六性特征及主控因素分析［Ｊ］．石油实验地质，２０１６，３８（３）：３２０－３２５．㊀㊀㊀ＺＨＡＮＧＨａｎｒｏｎｇ，ＷＡＮＧＱｉａｎｇ，ＮＩＫａｉ，ｅｔａｌ．Ｓｉｘｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ⁃ｔｉｃｓａｎｄｍａｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｓｈａｌｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎｔｈｅＷｕｆｅｎｇ－Ｌｏｎｇｍａｘｉｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１６，３８（３）：３２０－３２５．［２４］㊀庞河清，熊亮，魏力民，等．川南深层页岩气富集高产主要地质因素分析：以威荣页岩气田为例［Ｊ］．天然气工业，２０１９，３９（Ｓ１）：７８－８４．㊀㊀㊀ＰＡＮＧＨｅｑｉｎｇ，ＸＩＯＮＧＬｉａｎｇ，ＷＥＩＬｉｍｉｎ，ｅｔａｌ．Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆｇｅｏｌｏ⁃ｇｉｃａｌｆａｃｔｏｒｓｆｏｒｈｉｇｈｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙｉｎＣｈｕａｎｎａｎｄｅｅｐｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ｔａｋｉｎｇＷｅｉｒｏｎｇｓｈａｌｅｇａｓｆｉｅｌｄａｓａｎｅｘａｍｐｌｅ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１９，３９（Ｓ１）：７８－８４．［２５］㊀刘华，王卫红，王妍妍，等．页岩气井产能表征方法研究［Ｊ］．油气藏评价与开发，２０１９，９（５）：６３－６９．㊀㊀㊀ＬＩＵＨｕａ，ＷＡＮＧＷｅｉｈｏｎｇ，ＷＡＮＧＹａｎｙａｎ，ｅｔａｌ．Ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｏｆｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｓ［Ｊ］．ＲｅｓｅｒｖｏｉｒＥｖａｌｕａ⁃ｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１９，９（５）：６３－６９．［２６］㊀熊小林．威远页岩气井ＥＵＲ主控因素量化评价研究［Ｊ］．中国石油勘探，２０１９，２４（４）：５３２－５３８．㊀㊀㊀ＸＩＯＮＧＸｉａｏｌｉｎ．ＱｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｎＥＵＲｏｆｓｈａｌｅｇａｓｗｅｌｌｓｉｎＷｅｉｙｕａｎｂｌｏｃｋ［Ｊ］．ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ，２０１９，２４（４）：５３２－５３８．［２７］㊀宋振响，徐旭辉，王保华，等．页岩气资源评价方法研究进展与发展方向［Ｊ］．石油与天然气地质，２０２０，４１（５）：１０３８－１０４７．㊀㊀㊀ＳｏｎｇＺｈｅｎｘｉａｎｇ，ＸｕＸｕｈｕｉ，ＷａｎｇＢａｏｈｕａ，ｅｔａｌ．Ａｄｖａｎｃｅｓｉｎｓｈａｌｅｇａｓｒｅｓｏｕｒｃｅａｓｓｅｓｓｍｅｎｔｍｅｔｈｏｄｓａｎｄｔｈｅｉｒｆｕｔｕｒｅｅｖｏｌｖｅｍｅｎｔ［Ｊ］．Ｏｉｌ＆ＧａｓＧｅｏｌｏｇｙ，２０２０，４１（５）：１０３８－１０４７．（编辑㊀黄㊀娟）㊃８６１㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀。
页岩气藏的产能分析和预测
页岩气藏的产能分析和预测张文龙;涂广玉;吴世东【摘要】作为非常规能源的重要组成部分,页岩气一直备受关注.特别是随着水平井压裂工艺的不断成熟以及水平井在页岩气开采中的广泛应用,页岩气开发逐步在天然气中占有一席之地.同常规气田开发一样,准确分析页岩气动态、了解页岩气藏特性、预测产能是其科学开发的基础.通过多点回压法求得平均无阻流量并带入经验产能公式求得不同试气制度下的井底流压,以此为已知,对理想气藏条件下水平井二项式产能方程进行回归拟合.在拟合得到的公式中,气井日产能主要与生产压差和水平段长度相关.当确定水平段长度和平均地层压力后,利用该公式就可以完成页岩气产能预测.【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2016(045)007【总页数】3页(P1622-1624)【关键词】页岩气;产能预测;多点回压法;二项式产能方程;水平井【作者】张文龙;涂广玉;吴世东【作者单位】东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318【正文语种】中文【中图分类】TE373页岩气顾名思义就是指赋存于页岩、泥岩、高碳泥岩和粉砂质岩类夹层中的非常规天然气[1]。
页岩储层一般具有低孔隙度和低渗透率的特征，其采收率变化范围较大，一般为5%~60%，且初期采收率较低一般5%~10%[2]，经济收益较低，为提高页岩气产量以获得最大化经济效益，页岩气水平井压裂工艺是如今开采页岩气藏的关键技术之一[3]。
在油气生产中，产能评价是分析气井动态、预测气井产能、了解储层特性最常用和最主要的手段，也是最重要和最复杂的问题，能够分析产能影响因素，以满足配产、开发方案编制和生产管理的需要[4]。
本文利用多点回压试讲法、经验产能公式并结合水平井二项式产能方程对某页岩气藏进行产能预测。
作为自生自储式非常规气藏，页岩气藏储层被钻开后，井底附近裂缝中的气体在压力作用下进入井筒，裂缝中气体减少，在基质岩石和裂缝间会形成浓度差，原始地层中吸附气与游离气所建立的平衡被打破，基质中高浓度吸附气就会解吸形成游离态气体，游离态气体得以采出，随着开釆持续，此过程反复进行[5]。
页岩油气典型曲线及解析模型产量预测新方法
页岩油气典型曲线及解析模型产量预测新方法白玉湖;徐兵祥;陈岭;陈桂华【摘要】页岩油气产量预测是页岩油气区块进行规模开发前的重点和难点工作之一.在对产量预测技术分析的基础上,提出了2种产量预测方法.一是基于页岩气流动机理及水平井特有的多级压裂改造方式提出了页岩气分段式典型曲线产量预测新方法,认为页岩气累计产量和产量半对数曲线呈现三段式特征,利用数值模拟方法验证了三段式规律,Eagle Ford和Barnett页岩气矿区现场实际应用也论证了三段式规律.二是基于生产动态数据及解析模型提出了不确定性产量预测方法,即以单井生产动态数据为基础,利用线性流理论,采用RTA软件,对储层渗透率及裂缝半长参数进行不确定性反演分析,从而获得储层及裂缝参数的概率分布,再利用RTA软件解析模型实现不确定性产量预测.本文新方法可为页岩油气产量预测提供指导.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2018(030)004【总页数】7页(P120-126)【关键词】页岩气;页岩油;产量预测;分段式;典型曲线;不确定性【作者】白玉湖;徐兵祥;陈岭;陈桂华【作者单位】中海油研究总院有限责任公司北京 100028;中海油研究总院有限责任公司北京 100028;中海油研究总院有限责任公司北京 100028;中海油研究总院有限责任公司北京 100028【正文语种】中文【中图分类】TE32+8在对页岩油气区块进行规模开发前，开展页岩油气井产量预测是开发方案设计的重要环节之一，但由于页岩储层、油气赋存方式以及开发技术的特殊性，导致了页岩油气产量预测技术与常规油气有着明显的差别。
页岩油气藏作为一种自生自储的非常规油气藏，其储层非均质性极强，储层中含有有机质，储层内部孔隙包括有机质孔隙和无机质孔隙，孔隙尺度是纳米级的，渗透率为纳达西级［1-2］，在这些微小的有机质孔隙中存在着一定量吸附气，因此页岩油气的商业性开发必须依赖于对页岩储层的强烈改造［3］。
页岩气井复杂裂缝情况下的产能预测方法
目录硕士专业学位论文独创性声明 .......................................................硕士专业学位论文版权使用授权书 ...............................................摘要 .......................................................................................................................... I I ABSTRACT . (III)第1章绪论 (1)1.1页岩气现状 (1)1.2 国内外研究现状 (2)1.2.1国外页岩气的研究发展现状 (3)1.2.2 国内页岩气的研究发展现状 (4)1.2.3 吸附理论的发展历程 (6)1.3研究内容 (7)1.4 研究路线 (9)第2章页岩气储层性质分析 (10)2.1页岩气的成藏机理 (10)2.2 页岩气的渗流特性 (11)2.2.1储层渗流空间特征 (11)2.2.2 物性特征 (11)2.2.3矿物组成 (12)2.2.4 页岩气藏富集规律 (12)2.2.5 页岩气的流动主要过程 (12)2.3 页岩气的吸附与解吸 (13)2.4 页岩气的达西渗流 (16)2.5 本章小结 (16)第3章页岩气产能预测模型研究 (18)3.1 保角变换理论 (18)3.1.1保教变换的研究现状 (18)3.1.2 保角变换的应用 (19)3.1.3 常见保角变换与曲线坐标 (19)3.2 水平气井产能公简介 (23)3.3 保角变换在产能计算中的应用 (24)3.3.1 保角变换在裂缝井中的应用 (24)3.3.2 水平井产能公式推导 (27)第4章页岩气复杂裂缝情况下的产能计算 (32)4.1模型说明 (32)4.2产能公式推导 (32)4.3吸附气的产量 (35)4.4产能计算 (35)4.5结果验证与开发方案优化 (37)第5章结论 (41)参考文献 (42)致谢 (44)第1章绪论1.1 页岩气现状天然气的使用量越来越多，页岩气作为一种新型的，非常规的天然气资源，受到的关注越来越多。
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预测页岩气单井产量及最终储量的经验法分析李海涛;王科;补成中;张庆;张砚【摘要】为了简单、快速且准确有效地预测页岩气单井产气量及估算最终储量(EUR),详细分析了目前最常用的2种适用于页岩气藏单井产量及EUR预测经验方法的优缺点,以此为基础,提出了一种基于裂缝流主导的产量递减预测新方法,并结合四川盆地一口页岩气井详细地给出了该方法的应用步骤.实例应用表明,与YM-SEPD法和Duong法的预测结果相比,新方法预测的未来日产气量和EUR最为准确,预测EUR相对误差仅为3.98％.该方法为准确、快速预测页岩气单井的未来日产气量及EUR提供了借鉴,对裂缝线性流主导的致密气井产能预测具有一定指导意义.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2019(026)003【总页数】5页(P74-78)【关键词】页岩气;经验方法;产量预测;EUR;四川盆地【作者】李海涛;王科;补成中;张庆;张砚【作者单位】西南石油大学,四川成都 610500;西南石油大学,四川成都 610500;中国石油川庆钻探工程有限公司,四川成都 610051;中国石油川庆钻探工程有限公司,四川成都 610051;中国石油西南油气田分公司,四川江油 621700【正文语种】中文【中图分类】TE3280 引言页岩气藏存在吸附气[1]及需经过分段多簇压裂改造才能有效产气[2]的特征，其产气规律有别于常规气藏[3-5]。
因此，根据常规油气藏产量递减规律总结得到的Arps经典递减模型[6-7]，并不适用于页岩气藏。
前人经过研究，提出了几种适用于页岩气藏的经验方法[3，8-16]，但大多存在如下缺点：参数较多，且以试算得到，没有累计产气量的直接计算公式，计算过程复杂，计算结果误差大。
只有YM-SEPD法及Duong法的模型参数可通过Excel拟合历史产量数据获取，不需要预估试算或者通过专门图版拟合获取，计算步骤简单，不会产生多解[4]。
因此，这2种方法在石油工业被广泛使用，但YM-SEPD及Duong法依然有较大的缺陷。
对比分析了这2种模型产生缺陷的根本原因，结合Duong法优势，提出了一种最新的基于裂缝流主导的递减模型，通过Excel进行操作、计算更加简便且结果更加准确。
利用该方法分别对四川盆地涪陵区块、威远区块、长城区块的典型页岩气井进行计算，并对比了YM-SEPD和Duong法计算结果，新方法优势明显。
1 YM-SEPD及Duong法的优缺点分析大量学者[17-20]经过实际案例分析得到：①SEPD法使用边界控制流前的数据预测页岩气井EUR，结果会偏小，数据越少，结果偏差越大；②与SEPD法相比，Duong法预测EUR更准确，但是在数据少于2 a的情况下，EUR预测结果偏大。
另外，YM-SEPD法只是改进了SEPD法参数的获取途径，并没有改变其本质，所以YM-SEPD法依然存在SEPD法的缺点。
YM-SEPD法的日产气量公式及递减率公式[10]分别为：(1)Duong法的日产气量公式及递减率公式[11]分别为：(3)(4)式中：q为日产气量，104m3/d；q0为递减段最大实际日产气量，104m3/d；q1为模型第1天的产气量(非实际产气量)，104m3；t为时间，d；τ为YM-SEPD模型时间参数，d；n为YM-SEPD模型时间指数，n>0；D为递减率，d-1；m、a为Duong模型递减参数。
Duong法[11]的基础公式为：q=q1t-nf(5)式中：nf为裂缝时间指数，当气藏为线性流时，nf=0.50；当气藏为双线性流时，nf=0.25。
式(5)为式(3)的一种特殊形式，当m=1.0时，式(3)即为式(5)。
对于页岩气藏，m>1.0，a为常数，且a≈1-nf[11]。
通过观察可知，式(2)、(4)可表示为：(6)式中：c为常数；f(t)为可变函数。
对于YM-SEPD法，f(t)=A=(t/τ)n；对于Duong法，f(t)=B=1-(a/m)t1-m≈nf。
2种方法递减率公式常数部分n、m很接近，只需比较f(t)部分即可。
由上述分析可知：①A随着时间的增加逐渐增大，τ一般为100～500，当t>τ后，A>1，t趋近于无穷大时，A趋近于无穷大；②nf为固定值，B不受时间影响。
因此，在气井生产周期内，A>B，且随时间的推移，差距也会越来越大，则YM-SEPD法的递减率也将大于Duong法，YM-SEPD法预测的未来产量及EUR将小于Duong法。
实际应用发现，YM-SEPD法不适用于低产能井，对于高产能井预测结果很不乐观；Duong法能较好地预测低产能井，但是对于高产能井预测结果过于乐观。
整体上Duong法更加适用于开发历史较短的中国页岩气田储量评价，其预测结果比YM-SEPD法更加准确，这是因为Duong法的理论来源于裂缝的线性流及双线性流时的产气特征，而页岩气藏的线性流及双线性流阶段持续时间很短，约为0.5～4.0a[20]，符合中国大部分页岩气田的开发情况。
2 预测页岩气单井未来产量及EUR的新方法2.1 新方法的假设与推导对于小于4 a的页岩气藏单井历史生产数据，Duong法有明显优势，但是对于高产能井，预测结果还是偏大。
因此，可以依据Duong法的基础原理，增大Duong法的递减率，既能保持Duong法的优势，又能优化Duong法的计算结果。
根据上述分析，Duong法的递减率公式可简化为D=nf/t，YM-SEPD法的递减率公式可简化为D=(2～20)n/t，其中，0.2<n<1.0。
不妨设新方法的递减率为D=2nf/t，则新方法的递减率将处于Duong法及YM-SEPD法之间，从而保证新方法的预测结果更加准确。
根据Duong[11]的研究，裂缝时间指数为常数，但实际上裂缝时间指数并不是固定的0.25或0.50，而是在这2个数值的上、下小范围浮动，主要原因是气藏的非均质性、改造裂缝的不均衡造成各段裂缝期间流态的混乱。
裂缝时间指数与时间之间有如下经验关系[4]：(7)式中：λ为新方法递减指数。
则新方法的递减率公式为：(8)根据式(8)可反推得到新方法的日产气量及累计产气量计算公式[4]为：q=qle-λ(lnt)2=q1t-λln(t)(9)(10)式中：Gp为累计产气量，104m3。
2.2 新模型的应用步骤将式(9)两边同时取对数，则有：lnq=lnq1-λ(lnt)2(11)以式(11)为基础，作lnq与(lnt)2关系曲线，该关系曲线为一直线，直线公式可表示为y=ax+b，那么直线的截距b即为lnq1，直线的斜率a即为-λ。
以四川盆地威远区块某口页岩气井Well-1为例(图1)，新方法具体应用步骤如下：(1) 数据选取。
选取产量递减段的数据，去掉比较离散的点，若存在上产期及稳产期，应先求上产期及稳产期累计产气量(Gp1，104m3)。
根据计算，Well-1井上产期Gp1为356.5×104m3。
(2) 求取q1及λ。
作lnq与(lnt)2关系曲线，并去掉比较离散的点，Well-1井的lnq与(lnt)2关系曲线如图1a所示，则Well-1井的q1为23.5×104m3，λ为图1 新方法处理四川盆地威远区块某口页岩气井Well-1的过程曲线(3) 日产气量及累计产气量预测。
先将步骤(2)中所求的q1及λ分别代入式(9)和式(10)。
若λ的值较大，Excel出错，则使用式(12)进行累计产气量计算：(12)对于存在上产期及稳产期的井，求取累计产气量时应先加上上产期及稳产期的Gp1，如图1b所示，累计产气量曲线起点为Gp1(图中红色虚线箭头所示)，由图1b可知，新方法预测日产量及累计产气量曲线与实际生产曲线吻合性很好。
(4) 根据经济极限生产时间求取EUR。
若求取Well-1井30 a的EUR，将步骤2获取的q1、λ值带入式(10)，t取值为30 a，则：(13)EUR30=18821(Gp)+356.5(Gp1)=19177.5×104m3(14)式中：EUR30为Well-1井30 a的估算最终储量，104m3。
3 新模型的验证取四川盆地威远区块另一口页岩气井Well-2，采用IHS-Harmony-RTA软件上的数值模拟法作进一步验证。
该井地层及改造裂缝信息比较准确，基本参数如表1所示。
分别采用数值模拟法、YM-SEPD法、Duong法及新方法拟合历史生产数据，并预测未来260个月的产量及生产30 a的EUR，对比拟合效果如图2所示。
新方法预测EUR为16487×104m3，Duong法预测EUR为18 866×104m3，YM-SEPD法预测EUR为14 114×104m3，数值模拟法预测EUR为15 856×104m3，新方法的相对误差为3.98%，而Duong法的相对误差为19.00%，YM-SEPD法的相对误差为11.00%，新方法预测结果最为准确。
由图2可知，新方法预测的日产气量更接近数值模拟法，进一步说明新方法优于YM-SEPD法、Duong法。
表1 四川盆地威远区块某口页岩气井Well-2储层及改造裂缝参数参数数值参数数值储层原始压力/MPa33.33孔隙度/%5.7储层原始温度/℃97.9页岩密度/(g·cm-3)2.6储层厚度/m39.5页岩压缩系数/kPa-18.91×10-7储层宽度/m440x方向裂缝与渗流边缘距离/m30有效水平井长度/m1540y方向裂缝与渗流边缘距离/m175裂缝区表皮系数0裂缝半长/m165页岩Langmuir吸附量/(cm3·g-1)2.86无因次裂缝导流能力2.5页岩Langmuir压力/MPa9.18改造段数19气体饱和度/%65.5改造区域平均渗透率/mD0.01含水饱和度/%34.5非改造区域平均渗透率/mD10-4图2 Well-2井的日产气量预测结果图3a为涪陵区块某口典型页岩气井Well-3井。
由图3a可知，新方法在预测未来产气量时明显小于Duong法、高于YM-SEPD法；图3b为长城区块某口典型页岩气井Well-4井，该井日产气数据比较离散，但是新方法拟合实际历史日产气及累计产气量曲线效果很好，表明该方法的实际可操作性强。
表2为新方法、YM-SEPD法、Duong法计算Well-2、Well-3、Well-4井时所需的参数值。
由表2可知，新方法计算时只需2个参数，而YM-SEPD法及Duong法计算时都需要3个参数，说明新方法操作更为简便。
新方法计算的30 a 的EUR位于YM-SEPD法及Duong法之间，预测结果最为准确。
图3 四川盆地某些井的历史拟合及未来日产量预测曲线4 结论(1) 当预测未来产气量及EUR时，对于低产能井，Duong法预测结果优于YM-SEPD法；对于高产能井，YM-SEPD法预测结果偏小，Duong法预测结果偏大。