李 陳，夏朝輝，汪 萍，劉玲莉，王玉華

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

致密氣藏儲量評價新方法

李 陳1，夏朝輝1，汪 萍1，劉玲莉1，王玉華2

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

針對致密氣藏圈閉界限不明顯及采收率無法確定的問題，通過致密氣藏的滲流特征和面積外推法來標(biāo)定生產(chǎn)井的控制面積，利用產(chǎn)量遞減曲線標(biāo)定生產(chǎn)井的產(chǎn)能，結(jié)合PRMS儲量劃分標(biāo)準(zhǔn)，提出了適合致密氣藏儲量評價的新方法。實例表明，該評價方法計算的西加盆地某致密氣藏可采儲量與國外專業(yè)儲量評估公司評估結(jié)果基本相同，相對誤差小于1%。為國內(nèi)外致密氣田的儲量評價提供了依據(jù)。

致密氣藏;儲量評價;典型曲線;西加盆地

0 引言

致密氣是指存在于低滲透致密儲集層中的非常規(guī)天然氣［1-4］，幾乎存在于所有的含油氣區(qū)，但除美國、加拿大外，其他的含油盆地并未大規(guī)模開展致密氣藏的勘探開發(fā)研究。由于基礎(chǔ)資料較少，導(dǎo)致儲量評價研究較難深入開展，目前致密氣藏儲量的評價缺乏成熟的體系和統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)［5-7］。通過對西加盆地某致密氣藏現(xiàn)有資料進(jìn)行分析研究，初步形成了一套在理論和實踐上均能滿足快速評價致密氣儲量的理論和方法。

1 致密氣藏水平井開發(fā)特征

1.1 單井控制面積

致密氣藏具有低滲、低孔特性，自然條件下氣體基本不流動，滲流區(qū)域局限于通過壓裂改造的區(qū)域，所以單井的控制半徑為人工裂縫半長。通過井下微地震監(jiān)測技術(shù)可以獲得裂縫的方位、半長、高度、產(chǎn)狀等參數(shù)，定量表征人工裂縫空間分布?，F(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析表明，一般致密氣藏壓裂水平井控制區(qū)域?qū)㈤L期(10 a以上)處于一維線性滲流，可以把致密氣藏人工裂縫控制面積近似為一個長寬分別為縫長和縫間距的矩形，則每條裂縫的控制面積為:

式中:S為每條裂縫的控制面積，km2;Xe為裂縫半長，km;Ye為裂縫間距，km。

1.2 致密氣藏產(chǎn)量特征曲線

由于沒有鉆井，C級商業(yè)儲量的計算一般采用特征曲線法。通過對致密氣田的生產(chǎn)動態(tài)分析，繪制出單井單段生產(chǎn)特征曲線，該曲線的預(yù)測結(jié)果即為單井單段的可采儲量計算結(jié)果。

各井開井時間和壓裂段數(shù)不同，為此，對分段壓裂水平井進(jìn)行時間和壓力歸一化，得到每個區(qū)塊單井單段生產(chǎn)曲線和平均產(chǎn)氣曲線，根據(jù)該區(qū)塊平均產(chǎn)氣曲線確定該區(qū)塊的高峰產(chǎn)氣量、遞減曲線遞減參數(shù)，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行各區(qū)塊單井單段最終可采儲量的預(yù)測。

2 致密氣藏可采儲量計算

2.1 P級商業(yè)儲量計算

對于滲透率極低的致密砂巖氣藏而言，實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)和滲流規(guī)律證明單井控制面積或體積受到水平段長度、壓裂段數(shù)、縫長和縫高控制，與常規(guī)氣藏單井控制面積或體積的確定有所區(qū)別，一般不采用采收率標(biāo)定法來計算致密砂巖氣的可采儲量，而采用特征曲線法。

遞減方式的選取需根據(jù)致密氣的遞減特征來決定［8-12］，常規(guī)的Arps［13］遞減遵循晚期的擬穩(wěn)態(tài)滲流規(guī)律，遞減速度過慢，不適用于致密氣藏長期處于非穩(wěn)態(tài)滲流這一特點。通過對西加盆地363口致密氣井遞減規(guī)律的研究，發(fā)現(xiàn)致密氣產(chǎn)量前期符合遞減指數(shù)b＞1的非常規(guī)Arps遞減，當(dāng)氣藏年遞減率降為5%時轉(zhuǎn)為指數(shù)遞減，即:

式中:q為氣井產(chǎn)量，103m3/d;qi為初始產(chǎn)氣速率，103m3/d;b為遞減指數(shù);Di為初始遞減率，%;t為生產(chǎn)時間，d;D為年遞減率，%。

在各井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，利用Arps兩段遞減曲線預(yù)測氣井產(chǎn)量。為慎重考慮，選取較為保守的初始遞減率D1p，調(diào)整遞減指數(shù)，使預(yù)測產(chǎn)量與實際產(chǎn)量達(dá)到擬合精度，得到1P預(yù)測曲線，1P預(yù)測曲線到達(dá)經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時的累計產(chǎn)量即為該井1P可采儲量;考慮到未來的不確定性，選取較為樂觀的初始遞減率D2p進(jìn)行預(yù)測，預(yù)測結(jié)果作為該井2P可采儲量;選取更為樂觀的初始遞減率D3p進(jìn)行預(yù)測，預(yù)測結(jié)果作為該井3P可采儲量。區(qū)塊內(nèi)各井1P、2P和3P可采儲量之和即為該區(qū)塊的1P、2P和3P可采儲量。

2.2 C級地質(zhì)儲量計算

根據(jù)PRMS的劃分原則，將C級儲量分為1C、2C、3C。由于致密氣藏滲透率極低，單井的控制面積基本等同于裂縫波及范圍，因此，1C儲量的控制面積等同于長寬分別為裂縫長度和壓裂間距的矩形面積。在1C控制面積的基礎(chǔ)上控制邊界平行外推一個裂縫長度作為2C儲量的控制面積，在2C控制面積的基礎(chǔ)上控制邊界平行外推至礦權(quán)區(qū)儲層邊界作為3C儲量的控制面積，各控制面積中的儲量之和即為C級控制儲量。通過特征曲線和廢棄產(chǎn)量可以得到單井單段的最終產(chǎn)量，則C級儲量為:

式中:Qt為區(qū)塊中對應(yīng)的C級儲量，108m3;St為該區(qū)塊中對應(yīng)的C級儲量控制面積，km2;So為單井單段控制面積，km2;Qc為該區(qū)塊分段壓裂水平井單井單段最終產(chǎn)量，108m3。

3 實例應(yīng)用

以西加盆地某致密氣藏為例。該氣藏分為4個區(qū)塊，現(xiàn)有生產(chǎn)井363口，幾乎覆蓋了整個氣藏，基本參數(shù)如表1所示。應(yīng)用上述評估方法對其儲量進(jìn)行評估。

表1 致密砂巖氣藏基本參數(shù)

(1)以氣藏內(nèi)每口井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，運用兩段遞減法，以實際初始產(chǎn)量作為預(yù)測曲線初始產(chǎn)量qi，選用不同的年初始遞減率(D1P=70%，D2P= 67%，D3P=65%)逐井進(jìn)行產(chǎn)量遞減分析。調(diào)整遞減指數(shù)(分析發(fā)現(xiàn)致密氣的遞減指數(shù)一般介于1～2)，使預(yù)測的產(chǎn)量遞減曲線盡可能地擬合實際產(chǎn)量，最終整個區(qū)塊擬合率R2的平均值達(dá)到0.91。

(2)3種產(chǎn)量的遞減曲線遞減至經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量4 000 m3/d時的累計產(chǎn)氣量即為生產(chǎn)井的1P、2P、3P可采儲量，各井的1P、2P、3P可采儲量之和即為該區(qū)塊的1P、2P、3P可采儲量。1P、2P、3P可采儲量的不確定性依次增加，最終結(jié)果與國際專業(yè)儲量評估公司評價結(jié)果基本一致(表2)。

表2 某致密氣藏可采儲量評價結(jié)果

(3)通過時間歸一和壓裂段數(shù)歸一遞減曲線，得到各個區(qū)塊單井單段平均遞減曲線，根據(jù)平均遞減曲線峰值、形態(tài)，選取兩段遞減法擬合平均遞減曲線，得到各個區(qū)塊的特征曲線(圖1)，參數(shù)如表3所示。

圖1 A區(qū)塊單井單段平均遞減曲線及特征曲線

表3 某致密氣藏特征曲線參數(shù)

(4)根據(jù)劃分原則，該氣藏1C控制面積為11.93 km2，2C控制面積為25.83 km2，3C控制面積為123.86 km2(圖2)，單井單段控制面積So為0.007 5 km2，單井單段特征曲線最終可采儲量Qc為0.18×108m3。由式(3)計算得到 Qt1C=286× 108m3，Qt2C=620×108m3，Qt3C=2 973×108m3，與國際專業(yè)儲量評估公司評價結(jié)果基本一致(國外專業(yè)儲量評估公司評估結(jié)果分別為292×108、630× 108、2 995×108m3)。

圖2 外推法確定3種地質(zhì)儲量控制面積

4 結(jié)論和建議

(1)致密氣藏?zé)o法準(zhǔn)確標(biāo)定采收率，采用遞減曲線法預(yù)測P級可采儲量可以避免這個問題并準(zhǔn)確計算可采儲量。由于新開發(fā)區(qū)塊開發(fā)井相對較少，采用常規(guī)計算方式會產(chǎn)生較大誤差，采用特征曲線和單井控制面積相結(jié)合的方法計算C級地質(zhì)儲量，計算精度較高。

(2)傳統(tǒng)Arps遞減不適合致密氣藏產(chǎn)量預(yù)測，該文提出的兩段遞減預(yù)測曲線能很好地擬合生產(chǎn)曲線，得到合理的單井最終可采儲量。

(3)研究表明，致密氣藏中的滲流主要發(fā)生在裂縫波及區(qū)域，采用長寬分別為裂縫長度和壓裂間距的矩形來刻畫單井控制區(qū)域比較準(zhǔn)確。

［1］Spencer C W.Review of characteristics of low permeability gas reservoir in Western United States［J］.AAPG Bulletin，1989，73(5):613-629.

［2］Masters J A.Deep basin gas trap，Western Canada［J］.AAPG Bulletin，1979，63(2):152-181.

［3］Rose P R.Possible basin centered gas accumulation，Roton Basin，Sourthern Colorad［J］.Oil＆Gas Journal，1981，82(10):190-197.

［4］位云生，賈愛林，何東博，等.蘇里格氣田致密氣藏水平井指標(biāo)分類評價及思考［J］.天然氣工業(yè)，2013，33 (7):47-51.

［5］徐海霞，王建君，齊梅.加拿大致密氣資產(chǎn)儲量評價方法及應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報，2012，34(8):57-61，165.

［6］王京艦，王一妃，李彥軍，等.鄂爾多斯盆地子洲低滲透氣藏動儲量評價方法優(yōu)選［J］.石油天然氣學(xué)報，2012，34(11):114-117.

［7］王少軍，李寧，邱紅楓，等.累積產(chǎn)量圖版法預(yù)測致密氣藏動態(tài)儲量［J］.石油天然氣學(xué)報，2013，35(5):83-87.

［8］熊健，曾山，王紹平.不對稱垂直裂縫井產(chǎn)量遞減規(guī)律［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報，2014，21(1):74-77，83.

［9］張百靈.致密氣藏產(chǎn)能分析方法研究［D］.成都:西南石油學(xué)院，2004.

［10］位云生，賈愛林，何東博，等.致密氣藏分段壓裂水平井產(chǎn)能評價新思路［J］.鉆采工藝，2012，35(1):32-34.

［11］馬靜.致密氣藏壓裂水平井產(chǎn)能評價及井網(wǎng)優(yōu)化方法研究［D］.青島:中國石油大學(xué)(華東)，2011.

［12］陳汾君，湯勇，劉世鐸，等.低滲致密氣藏水平井分段壓裂優(yōu)化研究［J］.特種油氣藏，2012，19(6):85-87.

［13］Arps J J.Analysis of decline curves［C］.AIME，1944: 228-247.

編輯劉 巍

TE33

A

1006-6535(2015)05-0107-03

20150505;改回日期:20150807

國家重大專項“海外重點風(fēng)險項目勘探綜合配套技術(shù)”(2011ZX05029)

李陳(1986-)，男，2010年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為中國石油勘探開發(fā)研究院油氣田開發(fā)專業(yè)在讀博士研究生，從事油氣田開發(fā)及非常規(guī)儲量評價方面的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.023