致密氣藏儲量評價(jià)新方法

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(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(jià)的新方法。實(shí)例表明，該評價(jià)方法計(jì)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(jià)提供了依據(jù)。

致密氣藏;儲量評價(jià);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(jià)研究較難深入開展，目前致密氣藏儲量的評價(jià)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(shí)踐上均能滿足快速評價(jià)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(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。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(gè)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(jì)算一般采用特征曲線法。通過對致密氣田的生產(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)測結(jié)果即為單井單段的可采儲量計(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量的預(yù)測。

2 致密氣藏可采儲量計(jì)算

2.1 P級商業(yè)儲量計(jì)算

對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(jì)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(diǎn)。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(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(shí)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(shí)的累計(jì)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(jì)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(gè)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(shí)例應(yīng)用

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(yùn)用兩段遞減法，以實(shí)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?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(jià)結(jié)果基本一致(表2)。

表2 某致密氣藏可采儲量評價(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，與國際專業(yè)儲量評估公司評價(jià)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(gè)問題并準(zhǔn)確計(jì)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(jì)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(jì)算C級地質(zhì)儲量，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，該文提出的兩段遞減預(yù)測曲線能很好地?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。

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編輯劉 巍

TE33

A

1006-6535(2015)05-0107-03

20150505;改回日期:20150807

國家重大專項(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(jià)方面的研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.023