王根久，穆龍新，張慶春，馮明生.

(中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

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西加拿大Montney盆地不同非常規(guī)天然氣儲(chǔ)層典型生產(chǎn)曲線及總產(chǎn)量影響因素分析

王根久，穆龍新，張慶春，馮明生.

(中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

典型生產(chǎn)曲線是非常規(guī)天然氣產(chǎn)能預(yù)測(cè)的重要因素，本文中西加拿大Montney盆地非常規(guī)天然氣單井產(chǎn)能預(yù)測(cè)的評(píng)價(jià)方法是先確定氣藏單井單壓裂段的典型生產(chǎn)曲線，然后乘以單井壓裂段數(shù)，預(yù)測(cè)單井在經(jīng)濟(jì)極限內(nèi)的總產(chǎn)量。通過對(duì)西加拿大Montney盆地非常規(guī)氣田大量的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析得出，致密砂巖氣藏典型生產(chǎn)曲線一般具有三段生產(chǎn)特征，頁(yè)巖氣具有二段生產(chǎn)特征，煤層氣藏具有一段生產(chǎn)特征；典型生產(chǎn)曲線的預(yù)測(cè)精度取決于曲線遞減的計(jì)算參數(shù)優(yōu)選、生產(chǎn)數(shù)據(jù)的質(zhì)量和生產(chǎn)周期；非常規(guī)天然氣藏在經(jīng)濟(jì)極限內(nèi)的累積產(chǎn)量主要取決于儲(chǔ)層的巖性和物性；同種巖性儲(chǔ)層，物性越好，累積產(chǎn)量越高。

非常規(guī)；致密砂巖氣；頁(yè)巖氣；煤層氣；典型生產(chǎn)曲線；產(chǎn)能預(yù)測(cè)

世界非常規(guī)天然氣開發(fā)尚處于早期階段[1-3]，因此非常規(guī)天然氣單井產(chǎn)能的預(yù)測(cè)是一個(gè)難題。非常規(guī)天然氣與常規(guī)天然氣的滲流機(jī)理不同，單井產(chǎn)能預(yù)測(cè)的評(píng)價(jià)方法有本質(zhì)的區(qū)別。由于世界范圍內(nèi)非常規(guī)天然氣單井生產(chǎn)歷史不長(zhǎng)，尤其是大規(guī)模水平井生產(chǎn)歷史更短，可以借鑒的生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)比較少，目前對(duì)非常規(guī)天然氣單井產(chǎn)能的精確預(yù)測(cè)尤其是中后期的預(yù)測(cè)有一定的難度[4-6]。

西加拿大Montney盆地(以下簡(jiǎn)稱西加M盆地)以致密氣為主，頁(yè)巖氣、煤層氣次之。主要目的層為下三疊統(tǒng)Montney層，地層為海相濱岸相—半深海相沉積，沉積厚度約為300 m，巖性以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，巖石類型以巖屑石英砂巖為主。Montney組分為上、下兩段，上段為向盆地前積的濱岸相沉積，下段為海岸斜坡相和濁流沉積。頁(yè)巖氣主要分布于泥盆系的Muskwa地層，頁(yè)巖富含石英和有機(jī)質(zhì)。煤層氣主要分布于上白堊統(tǒng)HSC組。

本文對(duì)西加M盆地非常規(guī)天然氣藏10年以上生產(chǎn)歷史單井進(jìn)行了分析，對(duì)非常規(guī)天然氣單井典型生產(chǎn)曲線進(jìn)行了研究，結(jié)果表明不同非常規(guī)儲(chǔ)層的典型生產(chǎn)曲線具有不同的分布特征，典型生產(chǎn)曲線的預(yù)測(cè)精度取決于曲線遞減的計(jì)算參數(shù)優(yōu)選、生產(chǎn)數(shù)據(jù)的質(zhì)量和生產(chǎn)周期，不同類型儲(chǔ)層的典型生產(chǎn)曲線差別較大，氣藏條件和經(jīng)濟(jì)極限值對(duì)典型生產(chǎn)曲線也有一定的影響。

1 非常規(guī)天然氣典型生產(chǎn)曲線的特征

1.1 典型生產(chǎn)曲線的經(jīng)驗(yàn)計(jì)算公式

本次單壓裂段典型生產(chǎn)曲線遞減曲線計(jì)算采用經(jīng)典的Arps(阿普斯)經(jīng)驗(yàn)公式[7-9]：

(1)

式中q(t)——?dú)猱a(chǎn)量，104t/a；qi——初始?xì)猱a(chǎn)量，104t/a；Di——遞減率，1/a；t——生產(chǎn)時(shí)間，a;b——常數(shù)。

Arps經(jīng)驗(yàn)公式主要用于井底流壓穩(wěn)定、滲流范圍有限的常規(guī)氣藏。統(tǒng)計(jì)分析非常規(guī)氣藏單壓裂段具有相似的生產(chǎn)特點(diǎn)，遞減曲線分析圖橫坐標(biāo)為經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量(EUR)，縱坐標(biāo)為日產(chǎn)氣量。

非常規(guī)氣藏的生產(chǎn)特征是初期產(chǎn)量高，滲流范圍有限。早期產(chǎn)量取決于壓裂工藝，遞減速率大；后期由于基巖滲透率非常低，產(chǎn)量遞減速率非常小，生產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)。通過大量的西加M盆地區(qū)非常規(guī)氣田的單井開發(fā)數(shù)據(jù)擬合后分析，典型非常規(guī)氣藏的典型生產(chǎn)曲線主要由3段組成，如圖1所示。

圖1 典型非常規(guī)氣藏的典型生產(chǎn)曲線Fig.1 Typical production curves for typical unconventional gas reservoirs

第一段為調(diào)和遞減，遞減速率非常大，一般b1?1。西加M盆地區(qū)塊平均b1=2，該段為單井早期生產(chǎn)階段，可參考的生產(chǎn)數(shù)據(jù)點(diǎn)比較多。

第二段為雙曲或調(diào)和遞減，一般0

第三段為指數(shù)遞減，該階段遞減速率緩慢，一般年遞減率為5%左右，生產(chǎn)持續(xù)的時(shí)間為20～25年，b3=0。

1.2 不同非常規(guī)儲(chǔ)層典型生產(chǎn)曲線的特征

1.2.1 致密砂巖

西加M盆地有大量的非常規(guī)致密砂巖氣藏，致密砂巖氣主要為游離氣，其巖性主要為粉砂巖，孔隙度為4%～8%，滲透率為0.005～0.020 mD，含水飽和度為5%～40%， TOC為1%～2%；石英含量為60%～70%，巖性脆，利于壓裂改造及產(chǎn)生裂縫；黏土含量低，易進(jìn)行壓裂增產(chǎn)措施。圖2為典型致密砂巖氣藏的典型生產(chǎn)曲線分布圖[10-12]，對(duì)應(yīng)的單壓裂段的總產(chǎn)量見表1。

圖2 典型致密砂巖氣藏的典型生產(chǎn)曲線Fig.2 Typical production curves of typical tight sandstone gas reservoirs

氣田孔隙度/%總產(chǎn)量/(104m3)第一段/%第二段/%第三段/%Usunrise4.7251955354421Ucore4.6081812223543Uswan4.4671727203545Saturn4.4001586213544Ufairway4.2601401203545Noel4.167647202852

數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析可以反映西加M盆地非常規(guī)致密砂巖氣藏典型生產(chǎn)曲線一般具有三段生產(chǎn)特征：

(1)第一段早期生產(chǎn)階段，產(chǎn)量占總產(chǎn)量的20%～35%，不同氣藏產(chǎn)量差異為15%左右；第二段中期生產(chǎn)階段，產(chǎn)量占總產(chǎn)量的28%～44%，不同氣藏產(chǎn)量差異為16%左右；第三段后期生產(chǎn)階段，產(chǎn)量占總產(chǎn)量的21%～52%，不同氣藏產(chǎn)量差異為31%左右。

(2)物性越好的氣藏，第一段占的比例越大，第三段占的比例越小；物性越差的氣藏，第一段占的比例越小，第三段占的比例越大。

(3)第一段早期產(chǎn)量+第二段中期產(chǎn)量>50%。

1.2.2 頁(yè)巖

西加M盆地頁(yè)巖氣藏一般孔隙度為3%～13%，滲透率為0.0001～0.0006 mD，含水飽和度為10%～40%，石英含量為70%～85%，TOC為3%～11%；以游離氣為主，占60%左右，吸附氣占40%；頁(yè)巖硅質(zhì)含量高，性脆，易進(jìn)行壓裂增產(chǎn)措施。目前該盆地規(guī)模生產(chǎn)氣田只有Horn River，在進(jìn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析時(shí)對(duì)比分析了美國(guó)主要頁(yè)巖氣田的生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

圖3為典型頁(yè)巖氣藏的典型生產(chǎn)曲線分布圖[13-14]，對(duì)應(yīng)的單壓裂段的總產(chǎn)量見表2。

圖3 典型頁(yè)巖氣藏的典型生產(chǎn)曲線Fig.3 Typical production curves of typical shale gas reservoirs

氣田孔隙度/%總產(chǎn)量/(104m3)第一段/%第二段/%EagleFord4～1218692872HornRiver4～621242575Haynesville5～1221802674Barnet3～938512179Marcellus5～1346442377

數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析可以反映西加M盆地非常規(guī)頁(yè)巖氣藏典型生產(chǎn)曲線一般具有兩段生產(chǎn)特征：

(1)同地區(qū)頁(yè)巖氣藏具有典型的兩段生產(chǎn)特征，第一段早期生產(chǎn)階段，產(chǎn)量占總產(chǎn)量的20%～28%；第二段中后期生產(chǎn)階段，產(chǎn)量占總產(chǎn)量的72%～79%。

(2)物性越好的氣藏第一段占的比例相對(duì)較大，第二段占的比例相對(duì)較小。

1.2.3 煤層

西加M盆地發(fā)育煤層氣藏，煤層氣主要是吸附氣，煤層含氣量為2～12 m3/t，滲透率為0.1～10.0 mD，含水飽和度小于10%。

圖4為典型煤層氣藏的典型生產(chǎn)曲線分布圖[15-16]，對(duì)應(yīng)的總產(chǎn)量見表3。

圖4 典型煤層氣藏的典型生產(chǎn)曲線Fig.4 Typical production curves of typical coalbed gas reservoirs

氣田總產(chǎn)量/(104m3)CBM850KO906TI1331DA1472MI1246

數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析可以反映西加M盆地非常規(guī)煤層氣藏典型生產(chǎn)曲線一般具有一段生產(chǎn)特征。

2 典型生產(chǎn)曲線的影響因素分析

對(duì)比不同時(shí)期、同一儲(chǔ)層類型的非常規(guī)天然氣藏生產(chǎn)曲線，不同非常規(guī)氣田預(yù)測(cè)的單壓裂段的總產(chǎn)量差別較大。研究表明，典型生產(chǎn)曲線的產(chǎn)能主要受如下幾個(gè)因素的影響。

2.1 生產(chǎn)數(shù)據(jù)的影響

單井產(chǎn)量的預(yù)測(cè)建立在生產(chǎn)井產(chǎn)量遞減速率分析的基礎(chǔ)上，生產(chǎn)歷史越長(zhǎng)，產(chǎn)量預(yù)測(cè)越準(zhǔn)確。開發(fā)早期生產(chǎn)數(shù)據(jù)有限，因此預(yù)測(cè)的生產(chǎn)趨勢(shì)存在較大的不確定性。尤其是非常規(guī)油氣藏，開發(fā)初期產(chǎn)量波動(dòng)大，影響因素多[17]。

根據(jù)西加M盆地非常規(guī)天然氣開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，如果單井生產(chǎn)歷史不夠14個(gè)月[18-20]，則采用該方法擬合預(yù)測(cè)的典型生產(chǎn)曲線可靠性差。主要原因是：

(1)第一段產(chǎn)量遞減速率大，與第二段和第三段的產(chǎn)量遞減規(guī)律差別較大，很難根據(jù)第一段產(chǎn)量遞減的規(guī)律預(yù)測(cè)第二段和第三段產(chǎn)量的遞減趨勢(shì)。

(2)第一段主要為壓裂所產(chǎn)生的裂縫中的氣產(chǎn)出，第二段和第三段主要為基巖中的孔隙氣和吸附氣的產(chǎn)出。

2.2 儲(chǔ)層物性

近年來，由于非常規(guī)天然氣藏壓裂工藝提高、壓裂段數(shù)逐年增加，單井產(chǎn)量得到很大提高。研究表明，不同類型氣藏單井的總產(chǎn)量主要取決于儲(chǔ)層巖性和物性，同巖性儲(chǔ)層物性不一樣，典型生產(chǎn)曲線的形狀和總產(chǎn)量差別較大。如CR氣田包括6個(gè)不同氣藏，圖5為6個(gè)同巖性、不同物性的氣藏典型生產(chǎn)曲線對(duì)比圖，圖6表明非常規(guī)天然氣藏單壓裂段的總產(chǎn)量與物性呈很好的線性關(guān)系，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.77；物性越好，總產(chǎn)量越高。

圖5 不同物性儲(chǔ)層的氣藏典型生產(chǎn)曲線Fig.5 Typical production curves of gas reservoirs with different physical reservoirs

圖6 單壓裂段累計(jì)產(chǎn)量與孔隙度關(guān)系Fig.6 The relationship between cumulative production and porosity in single fractures

2.3 經(jīng)濟(jì)極限值

非常規(guī)氣井后期產(chǎn)量遞減速率非常緩慢，后期的產(chǎn)量對(duì)氣田的操作成本有較大影響。單井產(chǎn)氣極限值也是氣田開發(fā)方案中極為重要的評(píng)價(jià)參數(shù)。統(tǒng)計(jì)分析認(rèn)為，西加M盆地非常規(guī)氣井達(dá)到生產(chǎn)經(jīng)濟(jì)極限一般在15～30年。在氣價(jià)4.5 $/mmBtu的條件下，西加拿大非常規(guī)作業(yè)公司不同氣藏非常規(guī)氣井的經(jīng)濟(jì)極限值分別為：

頁(yè)巖氣：8500～14200 m3/d，300～500 Mcfd；致密砂巖氣：2800～4200 m3/d，100～150 Mcfd；煤層氣：85～400 m3/d，3～15 Mcfd。

3 結(jié)論

(1)氣藏單井單壓裂段的典型生產(chǎn)曲線可以對(duì)非常規(guī)天然氣單井產(chǎn)能進(jìn)行有效的預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)。典型非常規(guī)氣藏的典型生產(chǎn)曲線分為三段：第一段為早期生產(chǎn)階段，遞減非常大，可以用調(diào)和遞減進(jìn)行預(yù)測(cè)；第二段為中期生產(chǎn)階段，產(chǎn)量遞減速率變緩，可以用雙曲或調(diào)和遞減進(jìn)行預(yù)測(cè)；第三段為后期生產(chǎn)階段，產(chǎn)量遞減速率小，可以用指數(shù)遞減進(jìn)行預(yù)測(cè)。

(2)非常規(guī)典型生產(chǎn)曲線致密砂巖氣藏一般具有三段生產(chǎn)特征，頁(yè)巖氣具有二段生產(chǎn)特征，煤層氣藏具有一段生產(chǎn)特征。

(3)影響典型生產(chǎn)曲線總產(chǎn)量的因素主要為生產(chǎn)數(shù)據(jù)點(diǎn)的多少、儲(chǔ)層物性和經(jīng)濟(jì)極限值；非常規(guī)天然氣藏在經(jīng)濟(jì)極限內(nèi)的總產(chǎn)量主要取決于儲(chǔ)層的巖性和物性；同種巖性儲(chǔ)層，物性越好，總產(chǎn)量越高。

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Analysis on Typical Production Curve and Total Yield of Different UnconventionalNatural Gas Reservoirs in Montney Basin, Western Canada

Wang Genjiu, Mu Longxin, Zhang Qingchun, Feng Mingsheng

(Research Institute of Exploration and Development of PetroChina, Beijing 100083, China)

The typical production curve is an important factor in the prediction of unconventional natural gas production. In this paper, the prediction method of single-well productivity prediction of unconventional natural gas in the Montney Basin in western Canada was to determine the typical production curve of single well fractures in gas wells and then multiply by single well fracturing, so the total output of a single well within the economic limits was predicted. Based on the analysis of a large number of production data in unconventional gas fields in the Montney Basin, the typical production curves of the tight sandstone gas reservoirs were generally characterized by three sections, the shale gas had two characteristics of production, and the coalbed gas reservoirs had a production characteristic. The prediction accuracy of typical production curves depended on the calculation parameters of the curve decreasing, the quality of the production data, and the production cycle. The cumulative yield of unconventional natural gas reservoirs within the economic limits depended largely on the lithology and physical properties of the reservoir. The same kind of lithologic reservoir, the better the physical properties, the higher the cumulative yield.

unconventional; tight sandstone gas; shale gas; coal gas; typical production curve; production prediction

王根久(1966—)，男，博士，中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，高級(jí)工程師，主要從事海外非常規(guī)項(xiàng)目評(píng)價(jià)。郵箱：wgj@vip.sina.com.

TE328

A