四川盆地威远页岩气开发成熟区加密井可采储量概率法评估

随着川南页岩气勘探开发快速上产,威远页岩气开发不断深入,需要井间加密提高动用储量,利用现有生产井对规划的加密井进行最终可采储量（EUR）评价成为现实问题之一。应用现代产量递减分析方法评价了威远成熟区生产井EUR并建立其概率分布,应用概率法评价规划加密井EUR,认为从单井EUR统计规律来看威远页岩气开发已经进入成熟阶段,可在威远区块使用概率法开展EUR类比,评估加密井EUR;采用概率法评价W204井区加密井的EUR目标风险和开发风险较小,表明井数越多EUR不确定性越小;在页岩气开发成熟阶段,使用概率法可以更加可靠地预测单井EUR和降低项目不确定性风险。利用概率法评价加密井EUR和气田EUR的结果和方法可以为其他类似地区提供借鉴和参考。     

基于不确定性分析的页岩气单井SEC储量动态评估的一种方法——以CN区块Well-1井为例

四川盆地页岩气规模开采时间短,页岩气单井SEC储量动态评估方法处于探索阶段,特别是评估准确度较高的不确定性方法还未普遍应用。为此,在分析国外页岩气单井SEC储量不确定性评估方法的基础上,基于贝叶斯原理,应用拉丁超空间抽样方法与单井数值模拟相结合的方法建立了页岩气单井数值建模关键参数与单井最终总可采量(EUR)的函数关系式(代理函数),再对代理函数进行蒙特卡罗模拟,从而得到页岩气单井最终总可采及SEC储量的概率分布。研究结果表明:(1)页岩气单井数值建模关键参数为随机变量,呈截断正态分布;(2)页岩气单井最终总可采量与SEC储量也呈截断正态分布;(3)不确定性评估结果能够为确定性评估方法参数取值提供直接依据。结论认为:相比页岩气单井SEC储量确定性的评估方法,不确定性方法能综合考虑页岩气勘探开发中的不确定性因素,得到SEC储量概率分布,直接反映评估风险,更适合页岩气SEC储量的评估。同时,该评估方法增强了国际通用方法的实用性。     

页岩气井EUR评价流程及影响因素

EUR是页岩气藏开发的基础,规模效益开发的前提条件。具有纳米尺度的孔隙特征、多重运移机制和“非定压、非定产”的生产模式导致其流动特征复杂和EUR评估存在较大的不确定性。为了降低EUR评价的不确定性,在文献调研的基础上探讨了页岩气井现有七大类EUR计算方法的适用性。结合国内页岩气的开发特征,建立了一套综合考虑数据质量、流态和输入参数等不确定性因素,以生产历史为检验标准的EUR计算方法优选评价流程。最后基于优选的模型,采用蒙特卡洛方法和主成分分析法评价了EUR的主要影响因素,即优质储层的钻遇体积、原始地层压力和改造程度。     

基于概率统计的页岩气探明可采储量评估方法探讨——以川渝地区某页岩气开发区块为例

由于页岩气开发自身的特点以及从投产井获得的资料十分有限,技术和经济关键参数存在较大的不确定性,因此在评估页岩气开发项目可采储量时,可采储量的大小及其经济性也存在较高的不确定性和风险.为了定量描述和分析页岩气可采储量的风险,该文从概率统计的角度出发,建立基于改进ARPS双曲递减产量预测模块和国内财税机制现金流评价模块的一...     

页岩气井投产初期单井最终可采量计算方法——以四川盆地CN气田为例

随着国内外页岩气的规模开发,越来越多的页岩气储量资产走向国际资本市场,气井最终可采量（EUR）的计算成为热点,但仅凭气井投产初期有限生产资料难以判断储层压裂改造效果,导致气井EUR计算误差大,无法判断勘探开发投资效益。为此,建立“校正气井产量百分位典型曲线预测法”,即运用流动形态法筛选井区内处于生产中后期气井作为样本井,根据样本井历史产量与EUR分布建立校正的产量百分位典型曲线,以此曲线实现井区内投产初期气井EUR的准确计算。研究结果表明：(1)运用流动形态诊断方法定量确定生产阶段,能够显著提高生产中后期气井EUR计算精度;(2)校正的产量百分位典型曲线能够代表井区气井的产量发展趋势,能显著提高投产初期气井EUR计算精度。因此,“类比”为页岩气投产初期EUR计算方法的关键,其能够定量确定井区内气井生产阶段,并通过“EUR百分位图版”与“产量百分位典型曲线”将生产中后期气井的生产规律合理类比应用于投产初期气井EUR的计算,方法可靠度高。研究提出的基于EUR百分位图版与产量百分位典型曲线的气井投产初期EUR计算方法,填补了这一领域技术空白。     

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

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（Estimated Ultimate Reserve,EUR）的统计分布具有可重复性,是概率法计算EUR的基础。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。四川盆地焦石坝页岩气田一期工程采用600 m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。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、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。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。      

关键技术进步促进页岩气产业快速发展——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源量巨大,但较之于北美地区的页岩气田,前者的地质条件复杂、地面条件较差,因而对川南地区页岩气勘探开发技术的要求就更高。为了实现页岩气工业化大规模开采,必须形成适应于川南地区的页岩气勘探开发关键技术。为此,在长宁—威远国家级页岩气示范区建设过程中,通过不懈探索和持续攻关,从无到有,创新建立了适合我国南方多期构造演化海相页岩气勘探开发的6项关键技术——综合地质评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、丛式井工厂化作业技术以及高效清洁开采技术。该系列技术在上述页岩气示范区产能建设过程中,历经三轮优化调整,产能建设效果一轮比一轮好,平均单井评估最终可采页岩气储量(EUR)逐步提高,第三轮井均EUR比第一轮提升了128%。生产实践表明,上述页岩气示范区建设过程中持续优化完善了6项关键技术,使其技术适应性和可复制性不断增强,为川南页岩气快速上产提供了有力的技术支撑。     

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

中国南方海相页岩气资源丰富,但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此,以该区下志留统龙马溪海相页岩为例,基于其开发潜力,分析了现有页岩气资源的开发特征,认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×10~(12) m~3,可采资源量为2.9×10~(12) m~3,其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体,具备建成约300×10~8 m~3的产量规模。在此基础上,研究了国内外页岩气井的开发特征,建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法:(1)单井初产值可表征页岩气井产能,测试产量可近似为初产,由于页岩气井递减率相似,由单井初产值可大致推测单井EUR(最终可采储量)值,再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模;(2)目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×10~4 m~3/d,单井EUR预测值约为1.5×10~8m~3。结论认为:中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长,钻井工作量与气田产量密切相关,因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×10~8 m~3。     

威远页岩气井EUR主控因素量化评价研究

针对威远页岩气藏地质条件复杂、增产效果差异大及生产存在多个流动阶段等特点,根据威远页岩气井开发特征,建立了典型气井评价动态模型;从地质条件、工艺措施和生产条件等方面,研究了威远页岩气井估算的最终可采储量(EUR)的主要影响因素;采用蒙特卡罗法和主成分分析法,量化评价了影响EUR的主控因素,量化评价出5个主成分综合反映22项原始指标98.31%的信息,综合威远页岩气田60余口生产井的动静态资料分析,评价认为龙一1a的钻遇长度、压裂效果是影响页岩气井EUR的主要因素。开展精准地质导向提高龙一1a小层钻遇长度及试验新技术、新工艺提高储层改造体积具有重要意义。     

地质—工程—经济一体化页岩气水平井井距优化——以国家级页岩气开发示范区宁209井区为例

为了最大限度地提高资源动用率,通常都采用一次性井网整体部署的方式开发页岩气,而水平井井距设计则是页岩气井网部署的关键。在确定最优井距时,既需要掌握地质特征和钻井压裂工艺,也必须考虑气价、成本等经济因素的影响,目前国内外均没有形成较为可靠的页岩气水平井井距设计方法。为此,首次建立了一种基于地质—工程—经济一体化的页岩气水平井井距分析方法,通过地质建模、数值模拟、现金流分析3种技术手段,使用最终可采储量(EUR)、采收率和内部收益率(IRR)等3项指标对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区宁209井区的页岩气开发井距进行了综合评价。研究结果表明:①宁209井区在当前的地质、工程、经济条件下,井距大于240 m可以确保页岩气平台开发的内部收益率大于8%;②井距控制在330～380 m时,可以同时兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益。结论认为,该研究成果支撑了该井区页岩气开发技术政策的制定,为其实现页岩气规模效益开发奠定了基础。     

页岩气未开发区单井可采储量评估方法

页岩气作为非常规气藏,储量评估结果受地质特征和工程因素的双重影响。已开发区在产井的单井最终可采储量（EUR）通常根据产量递减规律直接评估。北美页岩气勘探开发实践表明,同一地质区带内,在相似的钻完井技术条件下,不同年度完钻井的单井最终可采储量的统计分布具有可重复性,其累积概率曲线通常服从对数正态分布。因此,可以选取生产时间较长、评估结果较为准确的在产井作为类比井,分析其单井最终可采储量的统计分布规律,用于类比评估未开发区单井最终可采储量。实际工作中,需要根据已开发区的非均质性（P₁₀/P₉₀）,结合地质特征与工程因素的差异将在产井划分为不同区带,建立不同分区的单井最终可采储量概率统计分布图版,类比评估与在产井相邻的、钻完井技术条件相似的未开发区单井最终可采储量。未开发区单井最终可采储量取值方法包括Swanson法、P^法和修正系数法等,各种取值方法应用条件有差异,应根据勘探开发进展和认识程度合理选值,为项目决策提供可靠依据。     

川南地区百亿立方米页岩气产能建设地质工程一体化关键技术

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富,但地质、工程条件复杂,页岩气规模效益开发面临着严峻的挑战。为了解决川南地区页岩气"部署设计难度大、优质储层钻遇率提高难度大、复杂缝网形成难度大、单井产量和单井估算最终采收量(EUR)提高难度大"等问题,通过系统梳理和总结10余年的页岩气勘探开发成果,形成了适用于该区的页岩气地质工程一体化高产井培育方法,并开展了现场试验和推广应用。研究结果表明:①所形成的三维地质建模、三维地质力学建模、复杂缝网模拟和产能数值模拟等4项关键技术,为该区页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施、实时调整提供了重要的决策依据和指导,有效提高了页岩气单井产量和EUR;②实施地质工程一体化高产井培育方法,可以大幅度提高长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气单井产量,其中长宁区块井均测试日产量由10.9×10~4 m~3提高到26.3×10~4 m~3、最高测试日产量达到62×10~4 m~3,威远区块井均测试日产量由11.6×10~4m~3提高到23.9×10~4 m~3、最高测试日产量达到71×10~4 m~3;③推广应用地质工程一体化高产井培育方法,可以实现高产井的"复制",培育了一批EUR超过1.5×10~8 m~3、部分超过2×10~8 m~3的高产井,其中泸州区块4口深层页岩气井,井均EUR达1.98×10~8 m~3。结论认为,所形成的地质工程一体化页岩气高产井培育方法,是破解页岩气规模效益开发难题的有效措施,可以为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。     

页岩气井产量递减分析经验法优化应用研究

页岩气井产量递减规律的分析方法,特别是准确预测页岩气单井产量及估算最终可采储量(Expected Ultimate Recovery,缩写为EUR)是页岩气开发十分重要的技术工作。预测方法主要有数值模拟法、解析法和经验法三大类,其中经验法因为只需生产数据、操作简单且有效而被广泛使用。目前主要有SEPD模型、Duong模型和YM-SEPD模型等单一模型,鉴于页岩气藏压裂水平井复杂的流动机理和渗流规律,单一递减模型难以适应现场需要。在详细分析了目前适用于页岩气藏单井产量预测最常用的两种经验方法-SEPD和Duong模型的基础上,提出了以此为基础的产量递减经验法分析新组合模型,并以四川盆地页岩气井生产数据为例,分析对比了新方法与SEPD法和Duong法的预测结果,印证了新方法更具优势、预测更为准确。     

页岩气井网井距优化

基于页岩气一井一藏及工厂化作业的开发特点,一次性部署开发井是区块效益开发的关键,故合理的井网井距对于提高页岩气采收率具有重要的意义。为此,以国家级页岩气开发示范区长宁区块为例,以单井动态分析结果为依据,以"多井平台"数值模拟为分析手段,建立以基质接触面积、缝间干扰、井间干扰、裂缝—基质流入流出4种关系为核心的井网井距优化设计方法,并论证井网井距优化流程:(1)通过干扰测试分析和施工参数类比,定性判断井距范围;(2)建立以支撑剂总体积为约束的裂缝参数优化模型,形成页岩气开发井距理论分析方法,定量评价以簇为单元的主裂缝长度、间距、条数、导流能力以及裂缝穿透比,确定最优井距;(3)通过网格指数加密精细数值模拟,初步论证了下志留统龙马溪组一段采用"W"形的上下两层交错水平井部署的立体开发效果。结果表明:天然裂缝是影响井距优化的关键因素,长宁示范区天然裂缝不发育,现有压裂规模下采用300 m井距、采用"W"形的上下两套水平井部署立体开发,页岩气采收率可提高15%以上。