李 陳,夏朝輝,汪 萍,劉玲莉,王玉華
(1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2.中國(guó)石油遼河油田分公司,遼寧 盤錦 124010)
致密氣藏儲(chǔ)量評(píng)價(jià)新方法
李 陳1,夏朝輝1,汪 萍1,劉玲莉1,王玉華2
(1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2.中國(guó)石油遼河油田分公司,遼寧 盤錦 124010)
針對(duì)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(chǔ)量劃分標(biāo)準(zhǔn),提出了適合致密氣藏儲(chǔ)量評(píng)價(jià)的新方法。實(shí)例表明,該評(píng)價(jià)方法計(jì)算的西加盆地某致密氣藏可采儲(chǔ)量與國(guó)外專業(yè)儲(chǔ)量評(píng)估公司評(píng)估結(jié)果基本相同,相對(duì)誤差小于1%。為國(guó)內(nèi)外致密氣田的儲(chǔ)量評(píng)價(jià)提供了依據(jù)。
致密氣藏;儲(chǔ)量評(píng)價(jià);典型曲線;西加盆地
致密氣是指存在于低滲透致密儲(chǔ)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(guó)、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(chǔ)量評(píng)價(jià)研究較難深入開展,目前致密氣藏儲(chǔ)量的評(píng)價(jià)缺乏成熟的體系和統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)[5-7]。通過對(duì)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(shí)踐上均能滿足快速評(píng)價(jià)致密氣儲(chǔ)量的理論和方法。
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(dòng),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(zhǎng)。通過井下微地震監(jiān)測(cè)技術(shù)可以獲得裂縫的方位、半長(zhǎng)、高度、產(chǎn)狀等參數(shù),定量表征人工裂縫空間分布?,F(xiàn)場(chǎng)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(zhǎng)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(gè)長(zhǎng)寬分別為縫長(zhǎng)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(zhǎng),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(jí)商業(yè)儲(chǔ)量的計(jì)算一般采用特征曲線法。通過對(duì)致密氣田的生產(chǎn)動(dòng)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(cè)結(jié)果即為單井單段的可采儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果。
各井開井時(shí)間和壓裂段數(shù)不同,為此,對(duì)分段壓裂水平井進(jìn)行時(shí)間和壓力歸一化,得到每個(gè)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(chǔ)量的預(yù)測(cè)。
2.1 P級(jí)商業(yè)儲(chǔ)量計(jì)算
對(duì)于滲透率極低的致密砂巖氣藏而言,實(shí)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(zhǎng)度、壓裂段數(shù)、縫長(zhǎng)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(jì)算致密砂巖氣的可采儲(chǔ)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(zhǎng)期處于非穩(wěn)態(tài)滲流這一特點(diǎn)。通過對(duì)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(shí)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(shí)間,d;D為年遞減率,%。
在各井實(shí)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(cè)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(cè)產(chǎn)量與實(shí)際產(chǎn)量達(dá)到擬合精度,得到1P預(yù)測(cè)曲線,1P預(yù)測(cè)曲線到達(dá)經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時(shí)的累計(jì)產(chǎn)量即為該井1P可采儲(chǔ)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(cè),預(yù)測(cè)結(jié)果作為該井2P可采儲(chǔ)量;選取更為樂觀的初始遞減率D3p進(jìn)行預(yù)測(cè),預(yù)測(cè)結(jié)果作為該井3P可采儲(chǔ)量。區(qū)塊內(nèi)各井1P、2P和3P可采儲(chǔ)量之和即為該區(qū)塊的1P、2P和3P可采儲(chǔ)量。
2.2 C級(jí)地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算
根據(jù)PRMS的劃分原則,將C級(jí)儲(chǔ)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(chǔ)量的控制面積等同于長(zhǎng)寬分別為裂縫長(zhǎng)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(gè)裂縫長(zhǎng)度作為2C儲(chǔ)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(chǔ)層邊界作為3C儲(chǔ)量的控制面積,各控制面積中的儲(chǔ)量之和即為C級(jí)控制儲(chǔ)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(jí)儲(chǔ)量為:
式中:Qt為區(qū)塊中對(duì)應(yīng)的C級(jí)儲(chǔ)量,108m3;St為該區(qū)塊中對(duì)應(yīng)的C級(jí)儲(chǔ)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。
以西加盆地某致密氣藏為例。該氣藏分為4個(gè)區(qū)塊,現(xiàn)有生產(chǎn)井363口,幾乎覆蓋了整個(gè)氣藏,基本參數(shù)如表1所示。應(yīng)用上述評(píng)估方法對(duì)其儲(chǔ)量進(jìn)行評(píng)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(yùn)用兩段遞減法,以實(shí)際初始產(chǎn)量作為預(yù)測(cè)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(cè)的產(chǎn)量遞減曲線盡可能地?cái)M合實(shí)際產(chǎn)量,最終整個(gè)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(shí)的累計(jì)產(chǎn)氣量即為生產(chǎn)井的1P、2P、3P可采儲(chǔ)量,各井的1P、2P、3P可采儲(chǔ)量之和即為該區(qū)塊的1P、2P、3P可采儲(chǔ)量。1P、2P、3P可采儲(chǔ)量的不確定性依次增加,最終結(jié)果與國(guó)際專業(yè)儲(chǔ)量評(píng)估公司評(píng)價(jià)結(jié)果基本一致(表2)。
表2 某致密氣藏可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)結(jié)果
(3)通過時(shí)間歸一和壓裂段數(shù)歸一遞減曲線,得到各個(gè)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(gè)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(chǔ)量Qc為0.18×108m3。由式(3)計(jì)算得到 Qt1C=286× 108m3,Qt2C=620×108m3,Qt3C=2 973×108m3,與國(guó)際專業(yè)儲(chǔ)量評(píng)估公司評(píng)價(jià)結(jié)果基本一致(國(guó)外專業(yè)儲(chǔ)量評(píng)估公司評(píng)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(chǔ)量控制面積
(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(cè)P級(jí)可采儲(chǔ)量可以避免這個(gè)問題并準(zhǔn)確計(jì)算可采儲(chǔ)量。由于新開發(fā)區(qū)塊開發(fā)井相對(duì)較少,采用常規(guī)計(jì)算方式會(huì)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(jì)算C級(jí)地質(zhì)儲(chǔ)量,計(jì)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(cè),該文提出的兩段遞減預(yù)測(cè)曲線能很好地?cái)M合生產(chǎn)曲線,得到合理的單井最終可采儲(chǔ)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(zhǎng)寬分別為裂縫長(zhǎng)度和壓裂間距的矩形來刻畫單井控制區(qū)域比較準(zhǔn)確。
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編輯劉 巍
TE33
A
1006-6535(2015)05-0107-03
20150505;改回日期:20150807
國(guó)家重大專項(xiàng)“海外重點(diǎn)風(fēng)險(xiǎn)項(xiàng)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(guó)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(chǔ)量評(píng)價(jià)方面的研究工作。
10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.023