基于返排期动态数据的页岩气井EUR快速评价方法

页岩气井单井估算最终储量(EUR)及增产改造体积(SRV)的评价一直是页岩气藏动态分析的技术难题。针对威荣页岩气田的气井处于早期试采阶段,面临试采时间短,生产动态数据少,单井估算最终储量(EUR)评价困难的现状,基于页岩气压裂水平井返排液物质平衡理论,通过引入压裂液返排的物质平衡时间建立了一套适用于页岩气井早期试采时间短的EUR快速评价新方法。对比常规EUR结果表明:1)常规EUR评价方法不适用于试采时间短,生产数据少的页岩气井;2)试采阶段返排液规整化压力与物质平衡时间呈现明显线性关系特征;3)新方法对威荣1口典型页岩气井EUR评价结果与经验法和Blasingame递减法的误差分别为5.3%和1.8%,验证了所提出新方法的可靠性和实用性。该方法对生产早期页岩气井EUR预测具有重要的现场指导意义。

大排列微地震实时监测技术在页岩油水力压裂中的应用

页岩油是重要的国家战略资源。在中国,以陆相页岩油为主,特别是济阳凹陷,页岩储层地质条件复杂,常用的裂缝识别技术包括蚂蚁体、相干体和曲率体等,无法满足精度要求,开采面临巨大挑战。为了加快页岩油的开发,在樊页1井组页岩油示范区开展基于大排列微地震实时监测,通过闭环优化过程进行施工参数迭代和技术方案优化。根据微地震震源参数,提出了计算储层改造体积和裂缝复杂性指数的新方法,用于定量评估储层改造波及范围和裂缝的复杂性。文中主要描述了在樊页1井组页岩油示范区开展的基于大排列微地震实时监测技术的地质工程一体化实践,所取得的认识和经验具有一定的借鉴价值。

渝西深层页岩气井精细控压生产技术应用

控压生产技术能有效延缓压裂裂缝闭合,达到延缓页岩气井产量递减速率、提高单井预测最终可采储量(Estimated Ultimate Recovery, EUR)的目的。在川渝某页岩气井开展了电控油嘴精细控压生产的先导试验。现场试验表明:采用“一级固定油嘴+二级电控调节油嘴”地面流程的精细控压生产技术能有效降低压力衰减速率,实现控压生产;套管和油管生产时,放压生产皆会造成产能下降,从而降低最终可采储量(EUR),但油管放压生产时的影响要更小,说明压力较高时的管控更有意义,油管生产可以实现井筒内控压的效果,更有利于气井产能的保持。深层页岩气井控压生产技术有利于气井生产潜力的发挥,可有效延长气井平稳生产期、增加单井最终可采储量(EUR)。

估算最终可采量(EUR)属性的讨论

估算最终可采量(EUR)是国外油藏工程师和储量评估师的主要研究对象,国内对EUR的内涵缺少研究,对其代表技术可采或是经济可采存在争议。深入分析国际权威机构对EUR及相关术语定义,结合储量评估工作实际,对EUR的属性进行系统讨论。文章通过实例分析得出4点结论:EUR概念内涵较宽泛,其基本属性应归为技术可采量;在资本市场和油公司生产经营等特定的应用背景下,需结合相应分类准则,赋予EUR具体含义;EUR与我国现行的CCPR中的技术可采储量有对应关系,国内对技术可采储量高度重视,实际是强化EUR管理的生动写照;国内应加强推广应用国际上EUR的研究成果。EUR属性的讨论对国内储量评估及分类体系的完善有积极作用,运用EUR评估方法和技术,在确定非常规油气资源储量最终可采量方面具有重要作用。

鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量分类及开发对策

鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量规模虽大,但储层物性差、非均质性强、储量动用程度低且差异大,要实现气藏的长期稳产及效益开发难度大。为此,以该盆地5个主力气田为研究对象,以效益开发为导向,以内部收益率为核心评价指标,结合动、静态特征对低渗透-致密气藏进行储量评价单元划分、储量分类评价和储量接替序列的建立,并针对不同类型的储量提出相适应的开发技术对策。研究结果表明:①该盆地单井动态储量小、产气量低,产气类型可以划分为多层协同供气和单层主力供气两种;②基于地质条件和单井动态特征相近的原则,结合开发管理区块分布情况,将该盆地内5个主力气田划分为11个储量评价单元,以内部收益率30%、8%和5%作为界限,把储量评价单元划分为高效、效益、低效和难动用4种储量类型;③以内部收益率8%为有效开发的基准,将其对应的井均估算最终开采量(EUR)与各个储量评价单元实际的井均EUR对比,按照效益由高到底的顺序,建立了储量评价单元经济有效动用序列;④高效储量适宜采取增压开采和局部井网调整对策,效益储量需通过井网加密提高储量动用程度,低效储量应采取富集区优选、滚动开发对策,难动用储量需加大技术攻关以实现效益开发。结论认为,该研究成果有助于提高鄂尔多斯盆地天然气储量的动用程度,可以为该盆地天然气长远开发战略的制订提供技术支撑。

致密油产量递减分析新组合方法研究——以玛湖致密油藏为例

玛湖致密油藏储层非均质性强,油井产能差异大、递减特征差异明显,产量递减分析及预测对油井生产制度管理以及油田开发方案的编制与优化具有重要指导意义,也是油藏动态分析的重要内容之一。然而现如今使用的Arps双曲递减、幂律指数递减、Valkó扩展指数递减以及Duong递减等传统经验递减模型具有不同适用性,采用这些方法对玛湖致密油藏压裂水平井生产数据进行拟合,精确度较低。为此,根据玛湖区块油井不同阶段拟合情况,探索了一种分阶段选择不同模型进行拟合的“组合新方法”,并在该区块进行了实例应用验证。研究结果表明:该“组合新方法”较传统经验递减单方法误差率低、吻合度高,且使用此方法对玛湖致密油井进行最终可采储量(EUR)预测的结果也较为准确,方法可行性强,对其他类似致密油藏单井产量递减规律研究及产能预测具有一定的借鉴作用。

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

中国南方海相页岩气资源丰富,但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此,以该区下志留统龙马溪海相页岩为例,基于其开发潜力,分析了现有页岩气资源的开发特征,认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×10^(12) m^3,可采资源量为2.9×10^(12) m^3,其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体,具备建成约300×10~8 m^3的产量规模。在此基础上,研究了国内外页岩气井的开发特征,建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法:(1)单井初产值可表征页岩气井产能,测试产量可近似为初产,由于页岩气井递减率相似,由单井初产值可大致推测单井EUR(最终可采储量)值,再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模;(2)目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×10~4 m^3/d,单井EUR预测值约为1.5×10~8m^3。结论认为:中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长,钻井工作量与气田产量密切相关,因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×10~8 m^3。

Dodsland油田致密油成藏特征及关键参数研究

致密油是目前中国比较现实的非常规油气资源,但致密油评估最终可采储量、可采系数和油气资源丰度等关键参数还没有系统的取值标准,尚需要借鉴国外成熟区关键参数。通过对西加拿大阿尔伯塔盆地Dodsland油田Viking组致密油刻度区进行解剖,开展了油气成藏条件和成藏特征研究,采用蒙特卡洛法与EUR法评价了其致密油资源量与最终可采资源量,在此基础上,确定了可采系数和油气资源丰度。结果表明,Dodsland油田Viking组致密油资源量为5.39×10~8t,可采资源量为0.79×10~8t;依据刻度区解剖结果,地质资源丰度为37.799×10~4t/km^2,可采资源丰度为5.565×10~4t/km^2;Dodsland油田Viking组致密可采系数为14.7%。通过详细解剖Dodsland油田Viking组致密储层油气地质特征,建立了油气地质条件基础参数体系。

我国现行油气资源储量分类修订的思考

分析了我国现行《石油天然气资源/储量分类》的基本特征及主要应用状况,认为该分类在储量的经济性、商业性以及勘探开发阶段划分等方面仍有欠缺,导致具有商业价值的部分油气资源未能完整纳入储量分类体系,同时也使国内部分石油公司采用多个油气资源分类体系进行储量研究和管理工作。为此,结合油气勘探开发行业的实际与发展趋势,在继承我国储量分类传统优势的前提下,立足于国家、企业和市场的整体角度,从4个方面提出了《石油天然气资源/储量分类》的修订建议:①明确储量分类在储量体系中的地位;②储量分类中应该增加油气资源商业性的定义和内容;③完善储量分类结构;④将实施提高采收率措施而增加的储量纳入储量分类体系。修订后的储量分类方案增加了"可行性"的商业性概念;完善了"控制"和"预测"2个系列的油气储量划分方案;在技术可采储量下划分出产量、剩余经济可采储量、剩余次经济可采储量、商业性经济可采储量和次商业性经济可采储量;同时,将勘探开发研究目标划分为8个对象,归属于勘探阶段和滚动勘探开发阶段中的6个商业性进展。修订方案真实反映了油气资源的聚集规模、可采程度,以及开发利用和商业状况;可以鼓励企业开展科技创新,实施效益增产措施,规范油气资源资本市场的储量中介评估、资产并购、投资和融资活动;可以整合政府和企业2条线的储量评估与储量管理。