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1.
《天然气勘探与开发》2014,(1)
页岩气是一种重要的非常规资源,我国页岩气资源量巨大。国内非常规天然气的勘探开发还处于探索阶段,目前迫切需要开展页岩气井的动态分析研究。通过对传统的Arps产量递减分析方法以及1/q~t0.5分析方法的介绍,探讨了两类方法在页岩气井递减分析预测中的适用性,并将预测结果与数值模拟结果进行对比。最后应用1/q~t0.5分析方法对已投产的两口页岩气井水平井,X井和Y井进行了短期的产量预测。图9表4参10 相似文献
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由于页岩气藏的特殊储层条件和渗流特征,页岩气井递减规律不同于常规天然气气井,其递减指数往往大于1,因此递减分析的常规方法 Arps已不适用。通过美国主要页岩气气田单井产量典型曲线,说明页岩气井产量递减规律的特殊性。分析对比各种产量递减方法的使用条件及优缺点,通过研究实际压裂页岩气井相应数据,优选出Blasingame、Fetkovich、AG、FMB、NPI这5种产量递减分析方法,并介绍它们的基本原理和适用条件。运用产量递减分析软件RTA建立页岩气生产井模型,输入相应页岩气藏参数,并采用这5种方法分别与实际生产和井底流压数据进行拟合,得出各自预测结果,并相互验证。结果表明,这5种方法计算结果相近,不仅提高了计算精度,且最大限度消除了人为误差。最后利用试井分析结果验证各递减分析方法得到的页岩气井井控半径,结果表明这5种递减方法均能适用于页岩气井产量预测。 相似文献
3.
页岩气藏渗透率极低,用传统产量递减模型对页岩气井进行预测,结果过于乐观。为寻求适用于页岩气井的产能评价方法,以Arps递减分析方法为基础,对扩展指数递减模型展开研究。在模型应用过程中,将传统的递减曲线分析方法与概率预测框架相结合,根据单井初始递减率进行同类井的划分,在计算单井递减曲线参数的基础上,利用P指数概率准则求取具有代表性的井组递减曲线参数值,据此对单井进行概率性预测,从而规避了页岩气藏复杂性及上产措施对产量递减分析的影响,提高了页岩气藏产量动态预测的准确性。利用美国多口页岩气井的实际生产资料,进一步验证了该方法在页岩储层应用的准确性与可行性。 相似文献
4.
为深入研究和推动经验产量递减分析方法在页岩气藏中的应用,对国内外现有经验产量递减分析方法进行了深入广泛调研。从方法来源、基本模型、典型图版、适用条件、局限性及改进方法等方面,对Arps递减、幂指数递减、扩展指数递减和Duong递减等分析方法进行了详细阐述,同时还给出了今后页岩气藏经验产量递减分析方法的研究重点。研究表明:经验产量递减分析方法都具备产量预测和最终可采储量预测功能,只能对井底流动压力恒定或近似恒定条件下的生产数据进行分析,且要求生产数据连续稳定避免长时间关井。不同经验递减分析方法之间最主要的差异是适用流态不同,其中Arps递减和改进双曲递减仅适用于边界主导流,扩展指数递减和Duong递减适用于线性流,改进Duong递减、幂指数递减和改进幂指数递减适用于线性流和边界主导流。准确识别和划分页岩气井流态是经验产量递减分析方法推广应用的关键。国内页岩气井难以实现井底流动压力恒定或近似恒定的生产方式,如何准确将生产数据校正为定压生产条件下的生产数据是下一步经验产量递减分析方法的研究重点。 相似文献
5.
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。 相似文献
6.
页岩气井产量预测过程中,预测时间和排液数据干扰会影响不同地层流动阶段预测结果的可靠性,针对该问题,运用页岩气多级压裂水平井数值模拟方法,将页岩气流动划分为早期排液、线性流、复合线性流和拟稳态流4个阶段,并以实际页岩气井和PLE递减模型为例,利用不同流动阶段的产量对未来产量进行预测,得到不同地层流动阶段预测产量与实际产量的比较结果。结果表明:当地层流动达到复合线流以后,才能准确预测页岩气井长期拟稳态流阶段的产量;早期排液阶段的产量会对后期预测结果造成极大的错误,因此,在应用该方法进行产量预测时,需要把早期排液阶段的产量数据剔除掉。研究结果对页岩气井PLE产量预测模型的使用时间进行了界定,对页岩气井产量预测方法的时间范围选择具有指导意义。 相似文献
7.
针对非常规气井产量递减与EUR(预测最终采收率)结果差别大、准确率不高的问题,对Wattenbarger线性流法、PLE幂指数递减模型法、SEPD扩展指数递减模型法等各种方法的理论基础和优缺点进行对比分析,评价各种方法的使用对象、所需数据和适用条件。同时,通过对PLE、SEPD、Duong、LGM 4种模型在线性流阶段和拟边界流阶段的预测结果与数值模拟井的预测结果进行对比,并进行实际应用。结果表明:各种常用的非常规气井产量递减方法均适用于不同的地层流态;Wattenbarger线性流、拟恒定流动压力、水平井多级压裂模型3种方法更适用于变产量、变井底流压的流动状况;PLE和Duong模型在生产时间为2 a内预测比较准确。该研究为非常规气井产量预测提供了借鉴。 相似文献
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依据我国能源行业标准《页岩气产量预测技术规范》NB/T 14024-2017,对于未投产井或开发时间较短的井(区块),进行产量预测时不确定性较强,宜进行不确定性分析。为了搞清如何定量描述该不确定性,将广义双曲线递减分析与概率统计分析相结合,应用蒙特卡洛随机模拟技术,在Microsoft Excel电子表格中建立了页岩气(区块)产量预测不确定性分析模型,并将该模型分别应用于处于开发初期和开发中期的实际页岩气区块。应用结果表明:(1)对于生产时间较短的页岩气井,合理假设递减指数的概率分布,分析产量预测的不确定性,可以定量描述早期页岩气生产井产量预测的不确定性;(2)对于未投产井,根据该区块生产井的递减分析结果,在拟合初始产量、初始递减率和递减指数的概率分布的基础上建立典型生产曲线,可以定量分析未来新井产量预测的不确定性,提高其产量预测的合理性。结论认为:基于随机模拟建立的分析模型,从参数的概率分布定义到模拟结果的输出,整个计算过程完全使用不确定性方法,方便快捷地输出了生产井和未投产井不同概率下的可采量及其对应的产量预测剖面,为定量描述页岩气产量预测的不确定性提供了易于操作的计算平台。 相似文献
9.
威远构造页岩气钻井技术探讨 总被引:7,自引:0,他引:7
当前常规天然气资源经过长期开采已逐步衰竭,页岩气等非常规天然气资源已引起新的重视。国外页岩气勘探开发表明其生产周期长、单井产量低、产量递减快、资金回收慢、环境污染等问题,是阻碍页岩气藏工业化开发步伐的主要因素。而水平井是页岩气藏成功开发的关键因素,水平井的推广应用加速了页岩气的开发进程。文章以四川油气田威远构造的第一口龙马溪页岩气水平井—威201-H1井为依托,进行页岩气水平井钻井技术的探讨,为今后在该区块的钻井设计和钻井技术提供了一定基础支撑。 相似文献
10.
随着页岩气开发工作的持续快速推进,如何深入分析页岩气井生产动态、评价气井生产特征,成为页岩气建产区评价、新区开发方案制订和规划方案编制等工作中亟待解决的问题。已有学者将逻辑增长模型(以下简称LGM模型)应用于非常规气藏气井的产量递减分析中,但未考虑页岩气储层及开发特征的影响,该方法仍有进一步完善和发展的空间。为此,基于前人的研究成果,建立了考虑页岩气储层及开发特征的逻辑增长模型(以下简称RB-LGM模型),并且以四川盆地长宁区块页岩气开发井为例对页岩气井生产动态进行了分析,将分析结果与Arps双曲递减模型的拟合、预测结果进行了对比;在此基础上,采用RB-LGM模型来确定水平井的最优井距。研究结果表明:①在LGM模型的基础上,RB-LGM模型根据页岩气开发采取大批量集群式部署水平井的特点,将页岩气储层参数(厚度、页岩密度、含气量)及开发参数(水平段长度、井距、采收率)相结合,作为水平井产气量拟合的逻辑控制因素,从而使气井的产量预测结果更加合理;②采用RB-LGM模型既能够对气井早期生产数据进行良好拟合,又能够保证后期预测结果在逻辑条件控制下收敛;③由于RB-LGM模型考虑了页岩气储层和开发特征的影响,因而既可以用于水平井井网优化,又可以通过数据反演来分析开发区域内储层参数的变化趋势。 相似文献
11.
产量预测是页岩气井开采过程中必不可少的环节.为了评价页岩气井的生产能力,预测页岩气井高峰产量、开采年限、最终采收率、可采储量以及产量递减,根据翁氏模型理论基础,结合多元线性回归系数求解法,对实际页岩气生产井进行产能预测,分析页岩气井产量变化规律.结果表明,翁氏模型预测法的预测数据与实际生产数据相关性较好,所得的平均误差率为11.88%,具有较好的可靠性.利用翁氏模型对页岩气井产能进行预测是一种比较实用的方法,为页岩气井的开采提供理论指导,也对深入了解页岩气藏的开发动态和提高采收率具有一定意义. 相似文献
12.
为降低页岩气产量评价风险,指导和优化页岩气开发,研究了页岩气产量递减的不确定性分析方法。利用双曲递减理论,基于某页岩气区块19口井的生产动态数据,建立每一口井的典型曲线,用P90,P50和P10表示典型曲线的实现概率,提出了页岩气产量递减典型曲线的不确定性分析方法。利用该方法得到该区块P90,P50和P10典型曲线参数,计算的最终可采储量分别为0.26×108,0.91×108和2.11×108 m3,而采用确定性方法得到的最终可采储量为1.01×108 m3。结果表明,确定性分析方法得到的典型曲线较接近于P50典型曲线。利用不确定分析方法评价页岩气产量递减典型曲线,可以为产量评价风险提供参考,指导开发方案设计和优化。 相似文献
13.
考虑页岩基质中页岩气的解吸,基于三线性流模型,建立了页岩气产量递减分析模型。对模型各个参数敏感性分析基础上,确定了需要反演的关键参数。考虑页岩气的解吸,定义物质平衡拟时间和规整化产量,处理了变产量/流压生产数据。以无因次产量、产量积分和积分导数建立了关于无因次时间的产量递减图版,结合线性流分析方法和图版拟合法,提出了页岩气压裂水平井产量递减分析新方法。最后,运用长宁H3-4井的生产数据进行了实例分析。结果表明:①考虑页岩气解吸作用,通过修正物质平衡方程和物质平衡拟时间,可以有效处理页岩气井变产量/流压生产数据;②针对只生产了几年的页岩气井,改造区以外区域对产量递减分析的影响可以忽略,以减小生产数据拟合的多解性;③所提出的产量递减分析方法能够反演改造区的渗透率、裂缝渗透率、裂缝半长3个关键参数。 相似文献
14.
对以裂缝流动为主的低渗、超低渗致密气井或页岩气井,传统的递减方法,如Arps产量递减及其变形,不再适用。这些井的大多数产量数据呈现出裂缝流动为主的流态,即使生产几年后也很难达到晚期流动状态。如果没有拟径向流和边界控制流动存在的话,不论是岩石基质渗透率或泄油面积都很难确定。这表明,与裂缝贡献相比,基质贡献微不足道,且预期最终采收率(EUR)不能建立在泄油面积的传统概念基础上。介绍了一种对低渗、超低渗气井或页岩气井适用的产量递减方式,用以估算以裂缝流动为主、基质贡献可忽略井的预期最终采收率,以低渗、超低渗致密气井的例子来验证这种新的递减模型。所有显示预测了直线的趋势,其斜率和截距与裂缝流态类型有关。证实此方法能得到可靠的预期最终采收率,用来代替非常规气藏传统的递减方法,分析资源远景带的产量预测和储量估计。 相似文献
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页岩气井产量评价与预测对页岩气高效开发具有重要意义,现有解析模型的假设条件与实际页岩气井差异较大,数值模型计算难度大、效率低、不确定性高,导致页岩气井产量预测难度大。基于机器学习方法综合考虑地质因素与工程因素,整合页岩气开采全周期地质、钻井、压裂、生产等数据,对A页岩气藏气井产量进行了评价与预测。首先,对原始数据体进行处理,包括缺失值插补、相关性分析、异常值处理、主成分分析等,以减小数据的噪声;其次,采用聚类分析方法对页岩气井产量进行评价,研究影响A页岩气藏气井产量的主要因素;最后,应用随机森林方法预测A页岩气藏气井产量。结果表明:A区块页岩气藏中产量优、中、劣等井分别占比36.4%、37.8%、25.8%,其中压裂因素对A页岩气井产量评价结果影响最大。调参后的页岩气井产量预测结果准确度达到90%以上,预测结果较好,表明本文模型能够用于页岩气井产量预测。 相似文献
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《中国石油勘探》2016,(5)
为提高利用典型曲线方法预测页岩气产量的准确性,指导和优化开发方案设计,进行了页岩气产量递减典型曲线模型的总结和分析。页岩气产量递减典型曲线模型主要包括:基于Arps典型曲线双曲递减曲线、指数递减曲线和调和递减曲线模型、修改的双曲递减模型、幂律指数模型、混合典型曲线模型和Duong模型等,在阐述每种模型的原理、优缺点基础上,以实际页岩气井为研究对象,对比分析不同典型模型预测结果差异,提出典型曲线模型存在的问题及其发展建议。研究表明,就预测同样生产时间段内的最终可采储量而言,双曲递减模型的预测结果最高,其他模型预测结果需根据流体及储层情况进一步论证。典型曲线模型理论及应用仍旧存在一些问题,需要加强典型曲线基础理论研究。建议采用概率分析方法,给出典型曲线的概率分布范围,正确评价产量风险。 相似文献
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《天然气勘探与开发》2017,(4)
近年来四川盆地页岩气的勘探开发取得了突破性的进展,水平井与体积压裂主体工艺技术被广泛应用于川南地区长宁区块的页岩气开发中。页岩气分段压裂水平井的产量递减规律与常规气井差异大:在初期的压裂液返排阶段,气井产量递减较快,与人造裂缝性低渗气藏气井的早期生产动态相近;后期由于页岩气的解吸附作用增强,气井长期处于低压低产阶段,产量递减慢。北美出现了多种针对页岩气井的产量递减分析方法,但这些方法局限于定压生产的假设,与页岩气井实际生产中受邻井压裂、地面管网建设等因素影响而出现的变压力变产量生产的情况不相符。通过引入压力重整产量,对扩展指数法进行改进,形成变压力扩展指数模型法(简称VP-YM-SEPD法,即Variable-Pressure drop YM-SEPD法)来解决页岩气井变压力生产数据分析的难题。应用VP-YM-SEPD法分析生产数据,需要气井生产史在半年以上,可以分析得到可靠的递减参数。该方法成功用于分析川南地区长宁区块一页岩气井的生产数据,解决了页岩气井变压力生产的递减分析难题。 相似文献
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《天然气勘探与开发》2017,(1)
<正>水平钻井技术和压裂完井方式的引进从根本上改变了页岩气储层系统的渗流机理,需要利用新的递减曲线来预测产气量。本次研究对美国马塞勒斯页岩气井进行递减规律分析,对每口井的最终采收率进行预测。通过建立模型,录入气井开采过程中的基础物性参数及几何特征参数。通过该模型,把所有井的天然气产量按比例拟合到归一曲线上,利用拟合曲线预测产气量递减,分析其递减规律最终为指数递减。将累产气量与模拟结果相对应,由此确定气井压力波到达边界的流动时间与最终采收率。对于尚未进入边界控制流动的气井,采用该 相似文献
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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,为裂缝线性流主导的致密气井产能预测提供了指导意义。 相似文献
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致密砂岩气是我国重要非常规天然气,一般需要增产措施才能获得工业气流,因此多以压裂直井或多段压裂水平井开发为主。由于致密砂岩储层具有应力敏感和较强的非均质性等特征,考虑这些因素的渗流模型复杂,难以求解,而常规递减模型往往预设了较为理想条件,难以应用到实际致密砂岩气井的预测,或者难以真实描述其渗流动态。鉴于这种情况,许多学者提出了经验递减模型,其中扩展指数递减模型广泛应用于非常规天然气井,在致密砂岩气井和页岩气井取得很好的应用效果,尤其在美国页岩气井取得了较好的效果。将本模型引入国内致密气井时,发现产量由于季节性调峰或者人为关井等因素,使得模型精度有限。以扩展指数递减方法(SEPD)为基础,引入了累计产气量和套压,降低数据噪点,并以鄂尔多斯盆地苏里格气田实际生产数据为例进行拟合分析和生产预测,发现修正指数递减模型(Modified SEPD)既可以用于压裂直井,也可用于多段压裂水平井,计算简便实用,可以预测气井采出量和采出程度。 相似文献