頁巖及致密地層油氣井的生產(chǎn)特征及可采儲量計算方法

YU Shaoyong，劉玉慧

（1.Tartan Energy Group Ltd.,Calgary,Alberta T2P 3P4,Canada;2.達坦能源科技（上海）有限公司，上海200437）

據(jù)2015年國土資源部（現(xiàn)已并組于自然資源部）資源評價，全國頁巖氣技術可采資源量為21.8×1012m3，包括海相13.0×1012m3，海陸過渡相5.1×1012m3，陸相3.7×1012m3。累計探明頁巖氣地質(zhì)儲量5 441×108m3。“十三五”規(guī)劃中，2020年的發(fā)展目標是完善成熟3 500 m以淺海相頁巖氣勘探開發(fā)技術，突破3 500 m以深海相頁巖氣、陸相和海陸過渡相頁巖氣勘探開發(fā)技術，力爭實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量300×108m3。2030年目標展望是實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量（800～1 000）×108m3。中國頁巖氣的開采突飛猛進，頁巖氣產(chǎn)量從2014年的13×108m3猛增至2018年的超108×108m3。2020年產(chǎn)量有望超過200×108m3。2018年，中國石油四川頁巖氣產(chǎn)量達42.7×108m3，較2017年增長40 %，其中日產(chǎn)量達到2 000×104m3，創(chuàng)歷史新高[1]。

在北美，頁巖氣及致密地層氣的開采比中國要早得多。其頁巖氣和致密地層氣從2006年開始有一波快速增長。頁巖及致密油氣藏的開采及評價技術目前居于世界領先地位，并處于一個比較成熟的階段。這其中包括頁巖及致密地層油氣井的產(chǎn)量及可采儲量預測計算技術。

頁巖及致密地層油氣井的產(chǎn)量及可采儲量預測計算直接影響到油氣開采的可行性風險分析及最終的經(jīng)濟評價結果。從政策層面上來說，SEC（美國紐約證券交易所）每年需要對在美國上市的石油公司所有油氣生產(chǎn)井的可采儲量進行審查。因此，無論是各大石油公司的工程師們還是大學教授們都非常重視進行這方面研究，每年都會在SPE 會議發(fā)表大量文章。2013年，國際石油工程師評價委員會（Society of Petroleum Evaluation Engineers，簡 稱SPEE）就組織了世界頂級科學家專門針對如何計算探明的未開發(fā)可采儲量（Proven Undeveloped Reserve，簡稱PUD）進行研究，并首先出版了被SEC 認可的SPEE 專著3（SPEE Monograph-3）。由于探明的未開發(fā)可采儲量計算需要首先計算正在生產(chǎn)的井的可采儲 量，2016年中旬，SPEE出版了專著4（SPEE Monograph-4），專門給出了頁巖及致密地層油氣藏生產(chǎn)井可采儲量（Proven Development Producing，簡稱PDP）的計算方法及工作流的建議。筆者在2018年6月出版的專著[2]中進行了詳細介紹。

中國對頁巖及致密地層油氣的開采進行得比較晚，因而對這方面技術的研究也開展得較晚。目前大部分是參考國外的技術。國內(nèi)發(fā)表的一些文章只局限于對單個方法的評價應用[3-4]。單個方法的應用往往只適用于某個局部的區(qū)域或個別井。國外在這方面的早期文章也是如此。

因此，筆者首先對頁巖及致密地層油氣藏的地質(zhì)特征進行描述，從分析頁巖及致密地層油氣生產(chǎn)井的產(chǎn)量特征出發(fā)，闡述現(xiàn)有的針對常規(guī)油氣藏生產(chǎn)井產(chǎn)量及儲量預測方法的不適用性，詳細介紹了SPEE提出的建議方法及工作流[5]，最終結合SPEE的工作流，提出計算頁巖及致密地層油氣生產(chǎn)井的產(chǎn)量預測、可采儲量計算方法及工作流。

1 頁巖及致密地層油氣藏的地質(zhì)特征

頁巖氣是儲存在頁巖、泥巖或?qū)訝罘凵皫r等富含有機質(zhì)的細粒巖石中的天然氣。這種天然氣是經(jīng)過上億年的時間，由熱過程或生物過程演變產(chǎn)生，一部分以溶解氣體的形式儲存在干酪根和黏土中，另一部分以壓縮氣體的形式儲存在干酪根和黏土及其他巖石的孔隙中。因此，頁巖地層油氣藏的主要地質(zhì)特征是其既是“源”也是“藏”。此外，頁巖地層本身的沉積環(huán)境決定了其極度致密性，地層滲透率可低至0.000 01×10-3μm2。不同于常規(guī)地層油氣藏，頁巖地層油氣藏還具有以下這些直接影響產(chǎn)量特征的因素。

1）有機質(zhì)豐度均較高，但非均質(zhì)性強（TOC介于2%～14%）。不同于常規(guī)油氣藏地層的一個顯著特征是頁巖地層富含有機質(zhì)。

2）成熟度（鏡質(zhì)反射率Ro）不同的未轉化有機質(zhì)值及滯留石油百分比不同。這將決定頁巖地層的流體性質(zhì)或噸頁巖巖石的含氣量大小。

3）巖石的孔隙存在有機質(zhì)導致孔隙度分布的極其不確定性。此外，微裂縫、紋層是有效的油氣運移通道，如圖1所示[6]。

圖1 頁巖油氣地層的孔隙特征[6]Fig.1 Pore characteristics of shale oil and gas formation[6]

4）微孔隙的孔隙尺寸分布與常規(guī)砂巖不同，如圖1所示[6]。

5）流體的流動機理不同。這是由于部分氣體是以吸附及溶解的形式存在。

6）開采方式不同帶來的多因素影響。由于極低的地層滲透率，需要進行水平井加多段壓裂的作業(yè)才能產(chǎn)生工業(yè)經(jīng)濟流。由此產(chǎn)生了由長水平井鉆遇不同地層參數(shù)的不確定性及由多段壓裂的不同參數(shù)產(chǎn)生的不同導流能力引起的影響。

7）流體PVT特征不同。微孔隙內(nèi)的流體流動特性將導致流體PVT臨界點值的變小，如圖2所示[7]。

圖2 PVT隨地層孔隙尺寸大小的變化[7]Fig.2 Variation of PVT with pore size of formation[7]

8）壓力溫度系統(tǒng)異常。原始的沉積環(huán)境導致了高溫高壓的頁巖氣地層。后期的地殼運動可能會導致頁巖氣的漏失，使地層成為常壓地層。大部分高壓力系數(shù)的頁巖氣地層具有較高的經(jīng)濟開采價值。

9）地層巖石應力作用。由于頁巖氣地層的特殊性，其地層的巖石應力效應比較明顯。這使得對其地層參數(shù)受應力影響的描述尤其重要。

致密地層油氣藏（Tight Gas/Oil）在北美被定義為“只有通過大型壓裂作業(yè)才能獲得工業(yè)油氣流的油氣藏”（A reservoir that can not be produced at economic flow rates nor recover economic volumes of natural gas unless the well is stimulated by a large hydraulic fracturing treatment or produced by use of a horizontal wellboreormultilateralwellbores.AfterHOLDITCH,S.A.,2006）。就此定義及地層滲透率大小來說，頁巖油氣藏也是致密地層油氣藏。但此處所說的致密地層油氣藏與前文所述的頁巖油氣藏最大的不同點在于致密油氣藏是次生的。其為“藏”，而非“源”。其油氣只存儲在孔隙中，藏內(nèi)流體流動是達西流。

致密地層油氣藏的地層滲透率一般介于（0.1～0.001）×10-3m2。圖3為北美Bakken 致密地層油的N2氣體滲透率值[8]。在前文所述的影響頁巖地層油氣井產(chǎn)量的因素中，有部分同樣存在于致密地層油氣藏，如開采方式不同帶來的多因素影響。由于極低的地層滲透率，需要進行水平井加多段壓裂的作業(yè)才能產(chǎn)生工業(yè)經(jīng)濟流。由此產(chǎn)生了由長水平井鉆遇不同地層引起的參數(shù)的不確定性，及由多段壓裂的不同參數(shù)產(chǎn)生的不同導流能力的影響。地層巖石應力作用在致密地層油氣藏也有發(fā)生，尤其是當?shù)貙訅毫Ξ惓r。

圖3 北美Bakken地層垂向滲透率分布[8]Fig.3 Vertical permeability distribution of Bakken formation in North America[8]

2 頁巖及致密地層生產(chǎn)井的生產(chǎn)特征

頁巖氣以吸附態(tài)、游離態(tài)及溶解態(tài)賦存于富含有機質(zhì)的泥頁巖或其夾層中。吸附態(tài)氣體占比在不同的頁巖氣地層中有所不同，由多種因素決定。游離態(tài)頁巖氣則存在于各種孔隙中。溶解態(tài)氣體占比較小，若存在，則溶解于黏土及干酪根和少量的頁巖油中。頁巖儲層基質(zhì)屬超低孔和超低滲的致密多孔介質(zhì)，必須經(jīng)過壓裂改造形成有效滲流裂縫才能產(chǎn)生工業(yè)氣流。未改造區(qū)域生產(chǎn)的氣體量基本可以忽略。因此，開發(fā)前期裂縫系統(tǒng)和近裂縫區(qū)域中的游離氣體會以無限導流的形式快速流出，當壓力降低到一定程度后，吸附相氣體開始大規(guī)模解吸，和存在于基巖微孔隙的氣體一起維持頁巖氣井的后續(xù)產(chǎn)量。

因此，頁巖氣井的生產(chǎn)特征可以概括為3個階段（圖4a）。

1）裂縫網(wǎng)絡和基質(zhì)中儲存的游離氣體的耗盡（Depletion）。這部分氣體在頁巖氣井未開發(fā)前被壓縮在裂縫及其他與井筒直接相連的孔隙中。當生產(chǎn)井開始生產(chǎn)時，這部分氣體首先產(chǎn)出，流向井筒。

2）孔壁上吸附氣體的解吸（Desorption）。當井筒壓力進一步降低時，在自然裂縫及基巖孔隙壁上的吸附的氣體開始解吸出來。

3）干酪根/黏土溶解氣體擴散（Diffusion）。在解吸的同時，隨著壓力的進一步降低，氣體從干酪根/黏土擴散到孔隙壁，再擴散到孔隙網(wǎng)絡，流向井筒。

上述頁巖氣井的生產(chǎn)特征決定了頁巖氣井的井產(chǎn)量特征。

致密地層氣井的生產(chǎn)特征也有三部分類似于頁巖氣井的生產(chǎn)特征（圖4b）。不同于頁巖氣井的是，致密地層氣大都來源于存在基巖孔隙中的自由氣體。后期產(chǎn)量的緩慢遞減是由致密地層的低或極低滲透率造成的。

圖4 頁巖氣井和致密地層氣井的生產(chǎn)特征Fig.4 Production behavior of shale gas wells and tight gas wells

3 頁巖/致密氣井的產(chǎn)量特征

頁巖氣井的產(chǎn)量特征也由三部分組成，即初期的返排期結束后達到最高產(chǎn)量（或叫高產(chǎn)期）、中期的高速遞減期和后期的低速或極低速遞減期。一般高產(chǎn)期在前3個月就完成了，之后進入快速遞減。這一時期大約為0.5～1 a，之后進入緩慢遞減的第三階段。

圖5為中國某地一口頁巖氣井的真實產(chǎn)量歷史[9]，可以看出，其頁巖氣產(chǎn)量在不到1 a的時間內(nèi)遞減了70%以上。在后期，產(chǎn)量遞減趨于變小平穩(wěn)。

圖5 某頁巖氣井的生產(chǎn)產(chǎn)量歷史[9]Fig.5 Production history of a shale gas well[9]

圖6為中國某地一口致密地層油井的真實產(chǎn)量歷史：生產(chǎn)由油嘴控制。大約一個月后產(chǎn)量急劇下降，300 d后的產(chǎn)液量比起始階段下降了90%以上。

圖6 某致密地層油井的生產(chǎn)產(chǎn)量歷史Fig.6 Production history of a tight oil well

圖7是北美某一致密地層氣藏所有生產(chǎn)井布井情況，紅色為早期投產(chǎn)井，藍色為新近投產(chǎn)井。其真實產(chǎn)量歷史如圖8所示。不難看出，各井的初始產(chǎn)量變化很大，但其遞減規(guī)律一致（產(chǎn)量歷史軌跡相似）。究其原因，需要從多段壓裂完井后的水平井生產(chǎn)流動特征來說明。

圖7 北美某一致密地層氣藏生產(chǎn)井井位部署Fig.7 Production well of tight reservoirin North America

在由多段壓裂完井后的水平井中，流體流動可能產(chǎn)生的不同特征[2]。主要為：

1）回流期裂縫中壓裂液的存儲效應（Fracture Storage）；

2）有限傳導裂縫的雙線性流（Bi-Linear Flow）；

3）不穩(wěn)態(tài)線性流（Transient Linear Flow）；

4）橢圓形流或擬徑向流（Elliptical Flow/Pseudo-Radial Flow）；

5）擬-擬穩(wěn)態(tài)流（Pseudo-Pseudo Steady State Flow）；

6）雙（或稱復合）線性流（Compound Linear Flow）；

7）擬徑向流（Pseudo Radial Flow）；

8）邊界控制的擬穩(wěn)態(tài)流（Boundary Dominated Flow/Pseudo Steady State Flow）。

參考文獻[2]給出了對各個流動段特征的說明。然而，并不是所有的流動特征都會在實際水平井的生產(chǎn)歷史中出現(xiàn)。一般情況下早期的不穩(wěn)態(tài)線性流在大多數(shù)情況下會出現(xiàn)。其他流動段是否出現(xiàn)取決于以下因素：水平井的有效生產(chǎn)長度、所在地層滲透率及井網(wǎng)密度（或驅(qū)油/氣面積）、多段壓裂的壓裂段數(shù)（裂縫密度）、裂縫半長、壓裂噸量及壓裂液注入量等。

上述的④～⑦流動段可歸為一個所謂的不穩(wěn)態(tài)/過渡流階段，①、②流動段一般很難觀察到。因此，對于絕大多數(shù)水平井來說，可以按其生產(chǎn)特征歸分成3個流動段階段。即：

1）由有效裂縫長度控制的“不穩(wěn)態(tài)線性流”（The effective fracture length-developing a linear flow regime）；

2）“不穩(wěn)態(tài)/過渡流”時期（Transient/Transition Flow Period）。當有效裂縫控制期結束后，主要由所謂的基巖地層“滲透率改善區(qū)”控制。此時的地層流體將主要從基巖流向裂縫。研究證明所謂的“滲透率改善區(qū)”不是真正地提高了基巖的滲透率，而是在水平井周圍“建立”了裂縫網(wǎng)絡[10]；

3）受邊界控制的擬穩(wěn)態(tài)流時期（A boundary influenced transient flow regime）。當邊界點的壓力隨時間成線性下降時，生產(chǎn)井的生產(chǎn)將受到油氣藏邊界的控制。此時，油氣井的產(chǎn)量將由整個受控制容積內(nèi)的壓力遞減實現(xiàn)。在頁巖油氣生產(chǎn)井中很難碰到真正的油氣藏邊界。所謂的邊界大多是“擬邊界”，由改善區(qū)的體積及井距大小決定。

同一個地層的生產(chǎn)井在生產(chǎn)過程中，由于每一口井的流動特征都包括這三個階段，而其中第二階段將主要決定產(chǎn)量的遞減率，當壓裂方法及參數(shù)基本一致時，就不難理解圖8中井的產(chǎn)量軌跡都很相似了。

圖8 北美某一致密地層氣藏生產(chǎn)井的產(chǎn)量歷史Fig.8 Production history of wells from a tight gas reservoir in North America

通常用于流動階段特征診斷的方法是作產(chǎn)量歸一化壓力（或壓力歸一化產(chǎn)量）及其對數(shù)導數(shù)與時間（或物質(zhì)平衡時間）的雙對數(shù)曲線（圖9）。參考文獻[2]給出了用曲線診斷的方法。

4 SPEE可采儲量計算工作流建議

SPEE 的主要職責是對油氣藏資產(chǎn)進行價值評估，為石油公司之間的資產(chǎn)買賣提供參考價值依據(jù)，同時也是被SEC認可的評估油氣井產(chǎn)量預測及儲量計算方法及工作流的權威機構。對于非常規(guī)油氣藏的產(chǎn)量及儲量預測，目前已出版的專著3 和4（Mongraph-3&4）在北美已被普遍認可為標準方法。

4.1 常規(guī)方法存在的問題

工業(yè)界應用于常規(guī)油氣藏的產(chǎn)量預測及儲量計算的方法主要為傳統(tǒng)的Arps遞減方法[11]。這種方法早在20世紀80年代初就被FETKOVICH證明只適用于“邊界控制的擬穩(wěn)態(tài)流”[12]。在常規(guī)油氣藏生產(chǎn)井中，由于地層的滲透率很高，一般流體的流動容易達到邊界控制的擬穩(wěn)態(tài)流動。因此，傳統(tǒng)遞減方法得以廣泛正確地應用。而在頁巖及致密地層生產(chǎn)井中，由于其滲透率極低，一般情況下要經(jīng)過很長時間才能達到Arps 遞減方法的應用條件。在生產(chǎn)早期，如果沒有達到擬穩(wěn)態(tài)流，產(chǎn)量及儲量的預測將產(chǎn)生很大的偏差[13]。

4.2 SPEE建議的新方法及工作流

對于前述的問題，北美的油氣藏工程師們早在頁巖氣井開采的初期就已經(jīng)意識到了，先后研究發(fā)現(xiàn)了很多新方法[14-17]。此外，遵循煤層氣及常規(guī)油氣藏的研究思路，也研究出了一些解析方法[18]和數(shù)值方法。然而，這些方法各有優(yōu)缺點及應用條件。SPEE 在2014年成立了專家委員會對這些方法進行了分析和評判，最終于2016年6月出版了專著4（Mongraph-4）。書中給出了進行合理產(chǎn)量及儲量預測的工作流建議。

SPEE建議應用的5種經(jīng)驗方法如下：

1）修正雙曲遞減方法Hyperbolic Decline Plus（Modified Hyperbolic）；

2）Duong 裂縫型致密油氣藏遞減方法Duong’s Rate Decline；

3）Duong方法+雙曲遞減方法Modified Duong’s Method；

4）修正的延伸指數(shù)遞減方法Stretch Exponential Production Decline（Modified SEPD）；

5）修正的延伸指數(shù)遞減方法+雙曲遞減方法Modified SEPD+Hyperbolic。

SPEE專著4建議進行合理產(chǎn)量及儲量預測的工作流分為以下7步：

1）評估及獲取可用部分數(shù)據(jù)及其相關性（Assess data viability and correlation）；

2）構建診斷曲線圖（Construct diagnostic plots）；

3）進行生產(chǎn)流動段識別（Identify flow regimes）；

4）用經(jīng)驗方法進行分析及預測（Analyze and forecast with selected empirical simple models）；

5）用半解析方法進行分析及預測（Analyze and forecast with semi-analytical models,RTA or PDA）；

6）用數(shù)值模擬方法進行分析及預測（History match with numerical simulator and forecast）；

7）分析各種方法得到的結果并給出最終可能的合理值（Reconcile forecasts and estimated ultimate recoveries,EURs）。

遺憾的是專著4 并沒有給出第7 步的具體方法。筆者在2018年發(fā)表的文章[19]對第7 步的內(nèi)容進行了研究探討，提出了工作流，并用北美生產(chǎn)井的生產(chǎn)歷史進行了驗證。

5 頁巖氣可采儲量計算方法

遵循SPEE的產(chǎn)量預測及儲量計算工作流，筆者經(jīng)過多年的實踐，提出了根據(jù)生產(chǎn)井不同流動階段歷史的分析方法。具體工作流如圖10所示。

圖10 頁巖及致密地層生產(chǎn)井產(chǎn)量及儲量預測計算工作流Fig.10 The work flow of production&EUR forecast in shale and tight formation

具體來說，對每一口井的分析應當從判斷其生產(chǎn)流動狀態(tài)入手。

1）當流動處在早期不穩(wěn)態(tài)線性流時，完全按SPEE 的工作流進行產(chǎn)量及儲量的預測。同時還可以加入容積法進行粗略的校驗，最終由文獻[19]建議的工作流計算出P90，P50 的產(chǎn)量及儲量預測值。P90值可以作為申報，P50值可以作為評價應用。

2）當流動處在中期的不穩(wěn)態(tài)流或過渡流時，為了節(jié)省分析時間，可以只應用經(jīng)驗方法及解析方法進行產(chǎn)量及儲量的預測。最終由文獻[19]建議的工作流計算出P90，P50 的產(chǎn)量及儲量預測值。P90 值可以作為申報，P50值可以作為評價應用。

3）當流動處在晚期的擬穩(wěn)態(tài)流時，只需用經(jīng)驗方法，并且各種方法得出的結果都比較接近（P10/P90值接近于1.0）。P50 的產(chǎn)量及儲量預測值既可以作為申報值也可以作為評價應用值。

6 計算實例

計算實例取自北美某致密地層氣井。圖11a 為其生產(chǎn)歷史。該井自2014年4月初投產(chǎn)。2016年某月（約投產(chǎn)后500 多天）對其進行分析。當時利用診斷圖（圖11b）判斷，生產(chǎn)井的流體流動已經(jīng)結束了早期的線性流，進入到了中期的不穩(wěn)態(tài)過渡流早期。

圖11 實例井的生產(chǎn)歷史和流動段診斷Fig.11 Production history and flow regime diagnosis of the example well

圖12褐色點線所示為由工作流分析得到的各種方法分析結果分布，可以看出，P10/P90要遠遠大于1.0。說明分析結果具有很強的不確定性。P50的可采儲量值為6 516 MMscf（最終經(jīng)濟產(chǎn)量設定為50 Mscf/d）。

圖13a 是該井4 a 前后的生產(chǎn)產(chǎn)量歷史，圖13b是其流動段診斷。此時不難得出流動已經(jīng)進入到了擬穩(wěn)態(tài)時期。由工作流計算得到的可采儲量分布圖如圖12紫紅色點線所示。此時P10/P90已經(jīng)從原來的5.34 降至1.67。換言之，儲量計算值的不確定性遠遠降低。P50的可采儲量值是6 748 MMscf?？梢? a前的預測值已經(jīng)非常接近。

圖12 4 a前后實例井各種分析方法預測結果分布Fig.12 Cumulative lognormal distribution chart of EURs from various methods for the example well before and after four years

圖13 實例井4 a前后的生產(chǎn)產(chǎn)量歷史和流動段診斷Fig.13 Production history before and after four years and flow regime diagnosis of the example well

7 結論

1）頁巖及致密地層油氣藏生產(chǎn)井的產(chǎn)量及儲量預測在油氣田評價及開發(fā)方案設計中具有舉足輕重的地位。預測值的正確性將直接影響到資產(chǎn)的價值評估和最終采收率的提高。

2）所提出的方法及工作流可以最大限度地進行早期預測。

3）P90 值可以用于申報，P50 值可以作為經(jīng)濟評價應用。