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。     

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一_1~1小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。     

威远区块页岩气水平井基于灰色关联分析的产能评价方法

四川威远页岩气区块隶属国家级页岩气示范区,开发潜力大,页岩气水平井产能受多因素控制呈现出差异性,为快速准确开展压后产能评价,实现威远区块页岩气的高效开发,本文依托威远页岩气区块地质、压裂及生产资料,运用灰色关联分析方法明确水平井产能的主控因素,依此建立多元线性回归产能预测模型进行产能评价。研究结果表明,影响压裂水平井页岩气产能因素主要包括地质因素和工程因素两个方面,地质因素按影响程度大小排序依次为目标甜点钻遇率、含气量、脆性指数等,工程因素则依次为改造长度、加砂强度、加砂量等;产能评价方法综合威远区块地质开发特征和压裂改造效果,无需产能试井资料,仅需目标甜点钻遇率,改造长度和加砂强度三个主控因素作为产能预测模型参数即可快速计算测试产量,计算结果与实际测试产量误差在10%以内,该方法能够快速准确评价产能,为研究区后续水平井优化设计和合理配产提供可靠依据。     

四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。     

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。     

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。     

页岩气水平井高产主控因素定量评价及应用

针对相同地质条件或施工工艺下,页岩气水平井产能差异较大的问题,以威远页岩气田WH平台为例,筛选出12项参数,利用主成分分析法,明确产量主控因素。结果表明:利用主成分分析法提取的2个主成分综合反映了原始参数94.09%的信息;压裂长度、优质储层厚度、压裂段数、压裂液用量、优质储层钻遇长度和优质储层压裂长度为WH平台水平井高产主控因素。以优质储层厚度、优质储层压裂长度和压裂液用量为代表构建了一种同时考虑SRV 3个维度的综合性参数“SRV因子”,通过与产量进行标定,建立了气井产量预测模型,实现产量快速准确预测。该研究为气井精细施工、产量预测及合理开发技术制订提供了参考。     

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。     

威远页岩气田单井产能主控因素与开发优化技术对策

针对威远页岩气田优质储集层厚度小、水平应力差大及井间产能变化大等特点,在20余口评价井页岩储集层地质和测井评价基础上,系统分析、总结了全区100余口水平井优质储集层钻遇率、优质储集层厚度和压裂参数特征与单井测试产量的关系,明确单井产能的主控因素,提出水平井开发优化技术对策。研究表明,优质储量动用程度是决定水平井单井产能的主控因素,即页岩气水平井产能受控于优质储集层发育厚度、优质储集层钻遇长度和储集层改造程度。基于上述认识,对威远页岩气田进行了开发优化:①水平井靶体位置定于龙一11小层中、下部(威202井区)和龙一11小层(威204井区);②开发井优先部署在优质储集层厚度较大的威远县城周边区域;③采用中高强度改造方式。优化方案实施后,单井测试产量和单井预测最终可采储量均大幅提高。图12表1参26     

斜坡型强非均质页岩气藏高效开发技术——以川南威远地区龙马溪组页岩气藏为例

为了破解四川盆地南部威远地区下志留统龙马溪组斜坡型强非均质性页岩气藏高效开发所面临的钻井周期长、形成复杂缝网难度大、单井产量低等难题,经过多年的技术创新、科技攻关与生产实践,形成了"1套理论、4项关键技术",有效地支撑了威远国家级页岩气示范区的高效建成。研究结果表明:(1)创新提出了古隆起背景下"沉积选区、构造分带、保存控藏"的斜坡型页岩气藏差异富集理论,形成了多期构造叠加海相页岩气区带评价与甜点优选技术,明确了纵向上最优靶体为龙一11层中下部富有机质硅质页岩,落实核心建产区面积为165 km~2,该区域内部署井井均测试日产气量达到27×10~4m~3、EUR超过1.1×10~8m~3;(2)形成了以地质工程一体化导向技术、长水平段高效钻井技术为核心的窄箱体水平井高效导向钻井技术,并且建立了页岩气井钻井提速模版,钻井周期较之前期缩短约33.1%,优质页岩储层钻遇率提升至97.2%,水平段延伸能力突破3 000 m;(3)基于压裂缝网动态扩展模型,形成了强非均质页岩储层体积压裂优化技术,实现了对压裂缝网改造区几何尺寸、储层增产改造体积、有效改造体积、支撑裂缝面积等关键评价指标的定量预测,加砂强度由1.3 t/m增至2.7 t/m,提升了改造效果;(4)影响威远页岩气井产能的主控因素包括龙一11储层厚度、压力系数、总含气量、射孔簇数、加砂强度、压裂水平段长度等6项,采用基于广义回归神经网络与改进的嵌入式离散裂缝模型的页岩气井生产动态预测方法,使得页岩气井生产动态预测结果符合率接近甚至超过95%。     

威远页岩储层特征对测试产量的影响

为了更好地实现威远页岩气田地质工程一体化开发,在区块地质特征和储层特征等研究基础上,探索储层特征对压裂施工和测试产量的影响,建立了测试产量的静态评价模型。研究结果表明,威远202井区页岩脆性指数越高,停泵压力越低;水平应力差异系数越低,停泵压力越低。威远202H2平台压裂施工研究发现,离裂缝带越近,停泵压力越低。研究表明威远区块页岩气水平井临界钻遇率与临界改造长度分别为80%和1250m,最终建立了威远202井区测试产量与储层改造长度回归模型,计算的测试产量与实际测试产量误差小,预测的测试产量主要可用于评价早期气井产能,为随钻地质导向、压裂施工提供理论和实践依据。     

页岩气水平井产量影响因素分析

中国是全球第3个商业化开发页岩气的国家,到2030年页岩气规划产量为800×10~8~1 000×10~8 m~3,展现出良好的发展前景。长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区页岩气开发效果显示,目前该区页岩气水平井平均测试产量达到19×10~4 m~3/d,但测试产量却高低参差不齐。为此,从地质和工程两个方面分析了上述示范区页岩气水平井产量影响因素,提出了不同区块水平井提高单井产量的技术方向;根据含气量差异将优质页岩段进一步细分为4类储层,评价水平井Ⅰ类储层钻遇率;依据天然裂缝发育程度、主应力非均质性、脆性指数等工程参数来评价储层改造条件;建立压裂加液量、加砂量、施工排量和返排率与测试产量之间的相关关系;评价压裂形成裂缝复杂程度。研究结果表明:①长宁区块Ⅰ类储层钻遇率高于威远和昭通区块,且当水平井Ⅰ类储层钻遇率大于50%,可保障气井测试页岩气产量高于15×10~4 m~3/d、预计单井最终可采储量(EUR)高于8 000×10~4 m~3;②昭通区块储层改造条件和压裂形成的裂缝复杂程度均优于长宁和威远区块,但加砂量和施工排量等压裂施工参数偏低,制约了前者水平井的测试产量。结论认为,昭通和威远区块进一步提高Ⅰ类储层钻遇率、昭通区块进一步优化压裂施工参数是提高上述示范区页岩气水平井单井产量的主要技术方向。     

页岩气平台式井组井间干扰影响因素分析及井距优化

以页岩气平台井组井间干扰影响因素为研究对象,利用数值试井分析技术,研究了不同储层基质渗透率、压裂改造参数、井间距、激动强度等参数对井间干扰的影响程度.在此基础上,掌握了页岩气水平井不同生产时间的压力分布特征,明确了井间干扰对气井最终可采储量(EUR)的影响程度,形成了综合考虑气井EUR和井控地质储量采收率的井距优化分析...     

基于机器学习的页岩气井产量评价与预测

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。     

四川盆地威远页岩气藏高效开发关键技术

威远页岩气藏地质条件复杂,工程技术面临很大挑战,因此,通过地质和工程技术的相互融合,以“选好区、打准层、压好井、采好气”为核心,从地质评价及井位部署优化、水平井优快钻井及精准地质导向、水平井体积压裂、排采及动态分析等4个关键环节入手进行技术攻关,形成了适合威远页岩气藏勘探开发的6项关键技术,即页岩气高产区带评价与优选技术、复杂地表条件下一体化井位部署与优化、长水平段丛式水平井高效钻井完井技术、页岩甜点录井辅助地质导向技术、页岩气体积压裂技术、排采测试及气藏开发动态分析技术。6项关键技术在威远页岩气藏开发中得到推广应用并不断完善,开发效果不断提高,主力产层龙一₁1小层的钻遇率达到98%,钻井周期缩短至69.2 d,测试产量达到19.7×104 m3/d,单井最终可采储量增至10 482×104 m3。6项关键开发技术为威远页岩气藏的高效开发提供了技术支持,且技术的适应性不断增强。      

水平井地质导向技术在四川威远204井区页岩气开发中的应用

四川威远204井区龙马溪组地层底部发育一套富含烃类气体页岩,为了提高水平井优质页岩钻遇率和页岩气产量,在威远204井区共实施了4口水平井地质随钻导向钻井技术,根据随钻GR值的变化调整轨迹纵向位置,保证钻头在设计地质层位钻进,优质页岩钻遇率达95.11%,节约了钻井成本,单井初期日产气达22.6×104 m3,达到了预期效果。     

地质工程一体化在涪陵页岩气示范区立体勘探开发中的应用

四川盆地涪陵海相页岩气区具有不同于北美页岩气区的地质条件,很难直接采用北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式。针对四川盆地涪陵页岩气田下部气层一次井网开发后剩余资源精细刻画难度大、剩余资源动用率低和提高老井最终技术可采储量（EUR）技术不完善等难题,提出了适用于涪陵海相页岩气立体开发特点的地质工程一体化思路。在页岩气立体开发方案实施过程中,对剩余气分布、钻完井、压裂和生产等多学科知识进行系统总结,建立地模数模一体化储量动用评价技术、立体开发调整井位一体化优化技术和钻井、完井配套工艺一体化实施技术,形成了一套地质工程一体化技术系列,有效指导了涪陵海相页岩气高效立体勘探开发。     

考虑技术经济条件下的威远页岩气田水平井长度优化

页岩储层水平井合理长度优化对合理开发至关重要.综合考虑技术与经济条件,对威远页岩气田不同长度水平井开发周期内(10 a)的产量、单井投资、经济效益进行详细分析,明确了该区最优经济价值条件下水平井长度范围,讨论了天然气价格、页岩气补贴、建设投资、单井产量对不同长度水平井开发效益的影响.研究结果表明:威远页岩气田高产井比例...     

页岩气水平井生产规律

随着我国页岩气开发工作的逐步深入和开发规模的不断加大,适时开展气井生产数据分析、评价已投产井生产规律是评价阶段开发效果和制订下一步开发部署的依据和保障。为此,通过分析北美地区6个页岩气开发区块和我国国家级页岩气示范区长宁—威远区块、昭通区块的页岩气水平井生产数据,采用双曲—指数混合递减模型建立不同区块的归一化产量递减曲线,探讨了页岩气井初始产量的变化趋势和产量递减规律,并建立了页岩气水平井估算最终开采量(EUR)的快速评价方法。研究结果表明:①在开发初期页岩气水平井平均初始产量均呈现逐年上升的趋势,而初始产量分布则存在着差异,而后,气井平均初始产量变化呈平台式,后期则呈逐年下降的趋势;②双曲—指数递减模型应用于中国和北美地区页岩气水平井的产量递减分析具有较好的适应性,同一区块不同批次的气井产量递减规律相似;③长宁区块前3年产量递减比例依次为55%、38%和33%,与北美地区Fayetteville区块接近,威远区块生产初期产量递减比例依次为63%、 46%和37%,明显高于北美地区5个区块;④气井EUR与第1年累计产气量(Q_1)正相关,一般为Q_1的2～5倍,Woodford区块气井EUR/Q_1最高,长宁区块与Barnett、Eagle Ford、Fayetteville和Haynesville区块相当,而威远区块则相对较低。     

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。