页岩气藏单井产能计算方法
张艺钟;张茂林;喻高明;方圆;刘尧文;李继庆
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2017(036)001
【摘要】页岩气产能评价方法研究可以实现产能的计算、预测和评价,为气井配产和气藏工程研究奠定基础.在对涪陵页岩气藏的勘探开发、气藏地质和典型并生产状况与产能特征认识基础上,采用三种方法综合确定该气藏的产能.针对30口井的产能测试资料建立了适合该气藏的改进的一点法产能计算公式;在分析影响页岩气井产能主控因素的基础上,通过非线性多元回归分析方法建立了数学模型以预测单井的产能;通过数值模拟建立了确定单井产能的数值模拟方法.实例计算表明,这三种方法都是计算、预测和评价页岩气藏单井产能的可行途径,三种方法可以在不同的情况下使用,其计算结果可靠.
【总页数】4页(P161-164)
【作者】张艺钟;张茂林;喻高明;方圆;刘尧文;李继庆
【作者单位】长江大学,湖北武汉430100;长江大学,湖北武汉430100;长江大学,湖北武汉430100;西南石油大学,四川成都610500;江汉油田分公司,湖北潜江433100;江汉油田分公司,湖北潜江433100
【正文语种】中文
【中图分类】TE348
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2.马塞勒斯页岩气藏单井产量递减规律及可采储量预测 [J], 何培;冯连勇;Tom Wilber
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4.海上油田单井合理产能计算方法研究——以渤海S油田为例 [J], 张博;王龙;陈晓明;刘超;赵汉卿
5.海上油田单井合理产能计算方法研究
——以渤海S油田为例 [J], 张博;王龙;陈晓明;刘超;赵汉卿
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基于不确定性分析的页岩气单井SEC储量动态评估的一种方法——以CN区块Well-1井为例 李舫;吴娟;杨家静;汪华;孙挺 【摘要】四川盆地页岩气规模开采时间短,页岩气单井SEC储量动态评估方法处于探索阶段,特别是评估准确度较高的不确定性方法还未普遍应用.为此,在分析国外页岩气单井SEC储量不确定性评估方法的基础上,基于贝叶斯原理,应用拉丁超空间抽样方法与单井数值模拟相结合的方法建立了页岩气单井数值建模关键参数与单井最终总可采量(EUR)的函数关系式(代理函数),再对代理函数进行蒙特卡罗模拟,从而得到页岩气单井最终总可采及SEC储量的概率分布.研究结果表明:①页岩气单井数值建模关键参数为随机变量,呈截断正态分布;②页岩气单井最终总可采量与SEC储量也呈截断正态分布;③不确定性评估结果能够为确定性评估方法参数取值提供直接依据.结论认为:相比页岩气单井SEC储量确定性的评估方法,不确定性方法能综合考虑页岩气勘探开发中的不确定性因素,得到SEC储量概率分布,直接反映评估风险,更适合页岩气SEC储量的评估.同时,该评估方法增强了国际通用方法的实用性.【期刊名称】《天然气勘探与开发》 【年(卷),期】2018(041)004 【总页数】9页(P38-46) 【关键词】页岩气;SEC;最终总可采量;动态评估;贝叶斯原理;不确定性;数值模拟;蒙特卡罗 【作者】李舫;吴娟;杨家静;汪华;孙挺
【作者单位】中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院;中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院;中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院;中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院;中国石油大学,北京 【正文语种】中文 0 引言 “SEC”是美国证券交易委员会的简称，SEC储量即为上市储量，其内涵为“合理客观，剩余经济可采”，相当于国内的剩余经济可采储量。上市的油气生产经营公司每年须评估自身的SEC储量并向股民披露。SEC储量的品质及数量是油气公司在资本市场竞争力的体现。近年来，随着页岩气田的大力开发，越来越多的页岩气SEC储量走向国际资本市场，其评估方法也随之成为研究热点。页岩气属于非常规天然气，其SEC储量评估与常规气不同，是以单井为评估单元，采用动态法评估证实已开发储量，在单井证实已开发储量平均值基础上确定未开发区域单井证实未开发储量的大小。因此，单井SEC储量动态评估方法是页岩气SEC储量评估中的关键技术[1]。 页岩气藏大多采用水平井开发，单井产能受水力压力压裂等增产措施效果影响大[2]，由于在开发初期，生产资料有限，难以准确定量判断页岩气压裂水平井的关键参数，如水力裂缝长度、裂缝导流能力等[3-10]，加之页岩气储层水力裂缝数学描述及页岩气的储层中多尺度渗流理论尚不成熟[11-19]，因此，在开发初期预测页岩气井的产能并评估其SEC储量，相比常规天然气具有更大的不确定性，即SEC储量评估具有很大风险[20-29]，难以评判其经济性。 为应对这一难题，国外建立了的页岩气藏SEC储量不确定性评估方法体系，其技术路线为选取目标区块典型页岩气井，建立单井数值模型，预测单井最终总可采量
页岩气开采技术 1 综述 页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气，是一种非常重要的天然气资源，主要成分是甲烷。页岩气的形成和富集有其自身的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。如图1.1所示。页岩气一般存储在页岩局部宏观孔隙体系中、页岩微孔或者吸附在页岩的矿物质和有机质中。页岩孔隙度低而且渗透率极低，可以把页岩理解为不透水的混凝土，这也是页岩气与其他常规天然气矿藏的关键区别。可想而知，页岩气的开采过程极为艰难。根据美国能源情报署（EIA）2010年公布的数据，全球常规天然气探明储量有187.3×1012m3，然而页岩气总量却高达456×1012m3，是常规天然气储量的2.2倍。与常规天然气相比，页岩气具有开采潜力大，开采寿命长和生产周期长等优点，至少可供人类消费360年。从我国来看，中国页岩气探明储量为36×1012m3，居世界首位，在当今世界以化石能源为主要消费能源的背景下，大力发展页岩气开采技术，对我国减少原油和天然气进口，巩固我国国防安全有很重要的意义。我国页岩气主要分布在四川盆地、长江中下游、华北盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及准噶尔盆地，如图1.2所示。 图1.1页岩气藏地质条件图1.2中国页岩气资源分布页岩气开采是一种广分布、低丰度、易发现、难开采、自生自储连续型非常规低效气藏，气开采过程需要首先从地面钻探到页岩层，再通过开凿水平井穿越页岩层内部，并在水平井内分段进行大型水力加砂压裂，获得大量人工裂缝，还需要在同一地点，钻若干相同的水平井，对地下页岩层进行比较彻底的改造，造成大面积网状裂缝，最后获得规模产量的天然气。因此，水平井技术和水力压裂技术的页岩气成功开采的关键。 2 页岩气水平井技术 1821年，世界上第一口商业性页岩气井在美国诞生，在井深21米处，从8米厚的页岩裂缝中产出了天然气。美国也是页岩气研究开采最先进的国家，也是技术最成熟的国家。国外页岩气开采主要在美国和加拿大（因为加拿大和美国地质条件类似，因此可以承接美国的开采技术），主要得益于水平井技术、完井及压裂技术的成功应用。 2.1 开采技术 早期的页岩气开采主要运用直井技术，直井开采技术简单，开始投入成本低，但是开采
预测页岩气单井产量及最终储量的经验法分析 李海涛;王科;补成中;张庆;张砚 【摘要】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,对裂缝线性流主导的致密气井产能预测具有一定指导意义. 【期刊名称】《特种油气藏》 【年(卷),期】2019(026)003 【总页数】5页(P74-78) 【关键词】页岩气;经验方法;产量预测;EUR;四川盆地 【作者】李海涛;王科;补成中;张庆;张砚 【作者单位】西南石油大学,四川成都 610500;西南石油大学,四川成都 610500;中国石油川庆钻探工程有限公司,四川成都 610051;中国石油川庆钻探工程有限公司,四川成都 610051;中国石油西南油气田分公司,四川江油 621700 【正文语种】中文 【中图分类】TE328
0 引言 页岩气藏存在吸附气[1]及需经过分段多簇压裂改造才能有效产气[2]的特征，其产 气规律有别于常规气藏[3-5]。因此，根据常规油气藏产量递减规律总结得到的Arps经典递减模型[6-7]，并不适用于页岩气藏。前人经过研究，提出了几种适用于页岩气藏的经验方法[3，8-16]，但大多存在如下缺点：参数较多，且以试算得到，没有累计产气量的直接计算公式，计算过程复杂，计算结果误差大。只有 YM-SEPD法及Duong法的模型参数可通过Excel拟合历史产量数据获取，不需 要预估试算或者通过专门图版拟合获取，计算步骤简单，不会产生多解[4]。因此，这2种方法在石油工业被广泛使用，但YM-SEPD及Duong法依然有较大的缺陷。对比分析了这2种模型产生缺陷的根本原因，结合Duong法优势，提出了一种最新的基于裂缝流主导的递减模型，通过Excel进行操作、计算更加简便且结果更加准确。利用该方法分别对四川盆地涪陵区块、威远区块、长城区块的典型页岩气井进行计算，并对比了YM-SEPD和Duong法计算结果，新方法优势明显。 1 YM-SEPD及Duong法的优缺点分析 大量学者[17-20]经过实际案例分析得到：①SEPD法使用边界控制流前的数据预 测页岩气井EUR，结果会偏小，数据越少，结果偏差越大；②与SEPD法相比，Duong法预测EUR更准确，但是在数据少于2 a的情况下，EUR预测结果偏大。另外，YM-SEPD法只是改进了SEPD法参数的获取途径，并没有改变其本质，所以YM-SEPD法依然存在SEPD法的缺点。 YM-SEPD法的日产气量公式及递减率公式[10]分别为： (1)
页岩气钻井技术浅析 我国页岩气勘探开发技术处于初级发展阶段，缺乏新技术及丰富经验。本文介绍了国外页岩气钻完井技术的发展历程，从直井、单多支水平井到目前应用范围较广的丛式水平井钻井即PAD水平井。通过对国外的页岩气钻完井技术及难点进行分析，从而阐述了国内的页岩气钻井的重点是解决井壁稳定、事故预防、降低成本、仪器研发及钻井液配方选择等问题上。 标签：页岩气;钻完井技术;现状;难点 1 页岩气钻井的发展 美国的页岩气开发技术处在世界前列，已经进入了快速发展的阶段，其产量在天然气总产量中占据较大比例。美国自1821年完钻世界上第一口页岩气井以后，页岩气钻井经历了直井、单多支水平井到目前应用范围较广的丛式水平井钻井即PAD水平井。直井主要运用于了解页岩气特征的试验，并对水平井钻井技术进行优化，从而获得更多的钻井和投产的经验，直井是美国在2002年以前主要的开发页岩气的钻井方式;在2002年Devon能源公司7口Barnett页岩气实验水平井取得成功之后，水平井便成为页岩气开发的主要钻井方式，它主要运用于生产，其优点是储层泄流面积更大，且天然气产量更高;PAD水平井钻井是一种将一个钻井平台作为基点钻多口水平井的技术，可以降低成本并节约时间。 2 页岩气钻井液技术 页岩气区别于常规天然气的特征之一是以吸附和自由气的形式存在于页岩之中。由于页岩的致密性，具有商业开发价值的页岩气藏储层厚度都比较大。自从页岩气产业化以来，国内外都在储层评价、水平井增产、射孔优化和压裂增产技术上不断创新以寻求最佳的经济效益。 2.1储层评价技术 页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心应用测井数据，包括EC （Elemental Capture Spectroscopy）来识别储层特征。单独的GR 不能很好地识别出粘土，干酪根的特征是具有高GR 值和低Pe 值。成像测井可以识别出裂缝和断层，并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向，进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性，并分析测试TOC 和吸附等温曲线。 2.2射孔优化技术 定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒减少井筒附近裂缝的弯曲程度，进而减少井筒附近的压力损失，为压裂时产生的流体提供通道过大量页岩气井的开发实践，开发人员总结出定向射孔时应遵循的原则，即在射孔过程中，主要射开低应
《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》解读 文章属性 •【公布机关】国土资源部 •【公布日期】2014.06.12 •【分类】法规、规章解读 正文 《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》解读2014年4月17日，国土资源部以公告形式，批准发布了由全国国土资源标准化技术委员会审查通过的《页岩气资源/储量计算与评价技术规范（DZ/T0254-2014）》（以下简称《规范》），并于2014年6月1日实施。这是我国第一个页岩气行业标准，是规范和指导我国页岩气勘探开发的重要技术规范，是加快推进我国页岩气勘探开发的一项重大举措。《规范》的发布实施是我国非常规油气领域的一件大事，必将对我国页岩气资源储量管理和页岩气勘探开发产生重要影响。 《规范》的重要意义 2011年12月，国务院批准页岩气为新发现矿种，确立了页岩气作为我国第172个矿种的法律地位。国土资源部将页岩气按独立矿种进行管理，对页岩气探矿权实行招标出让，有序引入多种投资主体，通过竞争取得探矿权，实行勘查投入承诺制和区块退出机制，以全新的管理模式，促进页岩气勘探开发，促使页岩气勘探开发企业加大勘查投入，尽快落实储量，形成规模产量，从而推动页岩气产业健康快速发展。
继2012年3月国家发展改革委员会、国土资源部、财政部、国家能源局共同发布《页岩气发展规划（2011-2015年）》之后，国家有关部门又相继出台了加强页岩气资源勘查开采和监督管理、页岩气开发利用补贴、页岩气开发利用减免税、页岩气产业政策以及与页岩气相关的天然气基础设施建设与运营管理、油气管网设施公平开放监督管理、建立保障天然气稳定供应长效机制等一系列政策规定，为页岩气勘探开发创造了宽松政策环境。与此同时，其他有关页岩气环保、用水、科技和对外合作等政策措施也在加紧制定中。 目前，我国页岩气勘探开发已进入了实质性发展阶段，重庆涪陵、四川长宁等地区已开始转入页岩气商业性开发。截至2013年底，全国共设置页岩气探矿权52个，面积16.4万平方千米。中石油、中石化、中海油、延长石油等石油企业已在四川、重庆、贵州、云南、陕西、安徽、河南、山东、湖南、湖北、辽宁、黑龙江等10多个省（区、市）的各自常规油气区块中开展了页岩油气勘探工作。国土资源部于2011年和2012年举行了两轮页岩气探矿权出让招标，中标的19家企业在21个区块上按勘探程序稳步推进页岩气勘探，总体进展情况良好。目前，已经实现规模勘探和正在部署或实施勘探的企业开始为提交页岩气储量做准备，中石化在涪陵焦石坝、中石油在长宁地区已率先形成产能，并将形成大规模开发，具备了提交储量的条件。页岩气储量作为产量的基础，在我国页岩气勘探开发进入到现在这个阶段，如何评价计算已是当务之急。为了促进页岩气科学合理勘探开发，做好页岩气储量估算和评审工作，规范不同勘探开发阶段页岩气资源/储量评价、勘探程度和认识程度等要求，为页岩气产能建设提供扎实的储量基础，出台和发布《规范》显得十分必要。 《规范》借鉴国外成功经验，根据我国页岩气特点和页岩气勘探开发实践，尊重地质工作规律和市场经济规律，参考相关技术标准规范，实现了不同矿种间规范
不确定性页岩油气产量递减预测方法 白玉湖;徐兵祥;陈桂华;陈岭 【摘要】由于页岩储层的特殊性及长水平井多段压裂效果差异化特点,通常采用针对一个区块(区域)范围给出一条代表期望产量平均值的产量递减曲线的方法,来预测评价区块(区域)页岩油气的产能.此方法简单、快捷,无需分析单井产量差异,但只能给出确定的产量预测,存在着一定的经济评价风险.为此针对区块具有充分的生产动态数据和没有生产数据两种情况,分别研究了不确定性页岩油气产量递减预测方法.当区块拥有充分的生产动态数据时,预测方法建立在各井典型曲线参数的概率分布形式分析的基础上,可获得最终可采储量(EUR)的概率分布规律;而在没有生产数据时,预测方法建立在获得地质、油藏、工程参数概率分布基础上.该不确定性页岩油气产量递减预测方法应用于实际生产数据分析、评价,效果较好. 【期刊名称】《天然气勘探与开发》 【年(卷),期】2016(039)003 【总页数】4页(P45-48) 【关键词】动态数据;页岩油气;产量递减;典型曲线;不确定性;预测方法 【作者】白玉湖;徐兵祥;陈桂华;陈岭 【作者单位】中海油研究总院;中海油研究总院;中海油研究总院;中海油研究总院【正文语种】中文 在对页岩油气区块进行规模开发前，通常选择甜点区进行先期开发，然后根据页岩油气井生产情况估算产能，从而为未开发区域布井提供产量预测。但由于页岩油气
藏储层孔隙是纳米尺度、渗透率为纳达西级，非均质性极强，长水平井多段压裂对页岩储层的强烈改造等原因，导致同一个甜点区内、甚至是同一个井场内的页岩油气井单井产量都会有一定差异，不同区块之间差异更大。通常的做法是针对一个区块，或者某个划定区域范围给出一条产量递减曲线作为该区域或者划定区域范围内所有井期望产量的平均值。这种方法优点是简单、快捷，无需对页岩储层非均质性、压裂工艺导致的单井产量差异进行分析，缺点是只给出确定的产量预测，对经济评价带来一定的风险。因此，需要探索不确定的产量递减预测方法，为项目的整体评价提供产量预测参考。 页岩油气产能评价方法大体上可以分为三种:①基于生产动态数据的典型曲线方法［1］；②基于基质和裂缝耦合的流体渗流机理的简化解析方法［2-3］；③考虑 储层和流体复杂因素及渗流、解吸附等机理的数值模拟方法［4-7］。目前工程实践中应用最广泛的是典型曲线方法。针对区块有充分生产动态数据和无生产动态数据条件，本文提出了不确定性产量递减典型曲线的预测方法。 国际上应用较多的页岩油气典型曲线模型包括：基于Arps典型曲线模型，修改的双曲递减模型［8］，幂律指数模型［9］，混合典型曲线模型［10］，Duong模型［11］等。由于长水平井多段压裂技术是近些年才发展起来，目前多段压裂水 平生产历史都不够长，很难验证生产后期的递减情况。因此，工业界应用较多还是双曲递减模型或者修改双曲递减，本文以双曲递减为例，如下所示： 式中: Di—递减率，1/d； n—递减指数，无量纲； qi—初始产量，m3/d。 在对单井进行产量递减预测时，针对生产数据进行分析，其中关键参数的确定方法及应用已有研究［12-13］。对多口生产井、且生产动态数据充分的区块而言，可
采收率与可采储量计算 废弃压力标定 废弃压力是指气井具有工业开采价值的极限压力，它是计算气藏采收率或可采储量的重要参数，也是有关地面工程论证和设计的重要指标和依据，废弃地层压力由地质、开采工艺技术、输气压力及经济指标诸因素所决定。废弃压力直接影响采收率的确定，废弃压力越低，气藏最终采收率越高。废弃压力通常多以类比分析或经验公式计算：也有人利用气井某一时刻的稳定产能方程结合废弃井底流压来计算。但类比法、经验公式计算法毕竟存在一定的误差；另外，气井在初、中期与废弃时的稳定产能方程差异较大，其产能方程系数将发生变化，因此根据初、中期建立的稳定产能方程结合废弃井底流压计算的废弃地层压力误差也较大。 本次研究将采用多种方法来计算气井废弃地层压力。 废弃压力经验取值法 国内外许多学者经过多年研究后，认为废弃地层压力是使当气藏产量递减到废弃产量时的压力，主要是由气藏埋藏深度、非均质性、渗透率决定。如下表 表储量评价结果 ~ P / Z i
a i 强水驱裂缝型——P / Z a ~ P / Z i a i 定容高渗透孔隙型 K P / Z a ~ P / Z i 50 10um a i 定容中渗透孔隙型K 10 ~ 50103 um2P a/ Z a~ P i / Z i 定容低渗透孔隙型K 1 ~ 10103 um2P / Z a ~ P / Z i a i 定容致密型K 1103 um2P / Z a ~ P / Z i a i 注：P i、Z i分别为原始地层压力及其压缩系数 P a、Z a分别为废弃地层压力及其压缩系数 气藏埋深计算法 1958 年，加拿大梅克对封闭型无边底水气驱气藏提出了5 种经验法计算废弃压力。 ① 废弃压力值为气藏深度乘系数，得压力值psi，换算成公制单位为： Pa=×10-3×D=××2500=3MPa 24
页岩气藏水平井拟稳态产能研究及影响因素分析 周培尧;郭文;喻鹏;崔金榜;张广海 【摘要】页岩气是赋存于富有基质泥页岩及夹层中,以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气.页岩气储量巨大,开发前景被业内广为看好,但其低孔低渗特性使得开发难度高于常规气藏.水平井分段压裂技术开发页岩气已成为世界趋势,但由于页岩气在页岩基质和人工裂缝中呈赋存状态,且独有的渗流特性,压裂在储层内部形成的复杂裂缝网络,使其产能分析较为复杂.以常规压裂机理为基础,利用水平井特定生产指数,考虑页岩气朗格缪尔解吸附作用,建立水平井体积压裂拟稳态产能模型,完整推导了拟稳态流下页岩水平井裂缝产能公式,并对影响产能的因素作出具体分析.对于我国页岩气开发中的适应性问题及页岩压裂特点的裂缝扩展和产能预测具有重要的理论指导意义. 【期刊名称】《石油化工应用》 【年(卷),期】2014(033)010 【总页数】5页(P10-14) 【关键词】页岩气;拟稳态;压裂水平井;模拟计算 【作者】周培尧;郭文;喻鹏;崔金榜;张广海 【作者单位】西安石油大学CNPC油藏改造重点实验室,陕西西安710065;西安石油大学CNPC油藏改造重点实验室,陕西西安710065;中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司,山西长治046000;中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司,山西长治046000;中国石油集团渤海钻探工程有限公司,天津300457
【正文语种】中文 【中图分类】TE319 页岩气作为一种典型的非常规天然气资源，在全球范围内广泛分布，初步探明总资源量达到636.283×1012m3，接近致密砂岩气和煤层气的探明资源量之和，开发前景巨大[1-2]。据中石油勘探开发研究院廊坊分院2008 年预测数据显示，我国 页岩气资源量为30 万亿m3，这在很大程度上能够有效地缓解我国能源紧缺的局 面[3]。但页岩气藏不同于常规气藏，其具有低孔隙度、低渗透率、吸附气与游离 气并存、气水界面模糊、气层厚度大，具有隔夹层及异常压力等特点，极大增加了页岩气的开发难度，因此页岩气藏必须经过水力压裂才能获得较高的产能。 近年来，针对中国特殊油气藏水平井压裂的实际状况，研究者建立了几种具有代表性的压裂水平井产能公式，但研究基础几乎都基于气藏的稳态渗流模型[4-5]，鲜 有对气藏中非稳态流动多级压裂水平井产能的研究。笔者通过对页岩气藏地层因素和裂缝因素产能规律的研究，运用数值模拟的方法，建立了页岩气拟稳态流下水平井压裂产能预测的计算式，得到了页岩气藏地层因素和裂缝因素对产能的影响规律。由于页岩气藏的特殊性，在勘探开发过程中影响页岩气井产能的因素较多，其中页岩的基质渗透率、有机碳TOC的含量、天然裂缝发育程度、有机质成熟度是影响页岩气产能的主要地层因素，水力压裂形成的人工主裂缝缝长、裂缝的导流能力及压裂形成的网络裂缝数和改造体积（Stimulated Reservoir Volume）的大小是影响页岩气产能的主要裂缝因素。以国外某页岩区块某口生产井为例，得出理论模型预测产能结果与实际生产井产能较为吻合，从而验证了该理论模型，为实现对页岩气井水力压裂后井的生产动态特征、完井方案、井网布置优化及气田地面工程建设等方面的深入研究奠定了基础。
页岩气产能评价方法及模型研究 姜宝益;李治平;第五鹏祥;刘刚;王建宁;甘火华 【摘要】非常规气藏渗流机理复杂,具有独特的渗流机理和生产动态特征,难以用常规的气井产能方法评价产能,预测可采储量.从渗流力学出发,根据页岩气藏压裂后储层特征,建立了页岩气藏复合模型,确定了页岩气井稳产时间,分析了内外区渗透率、内区半径、启动压力梯度、解吸压缩系数和储层厚度等影响规律;并参照Vogel方程建立了页岩气井产能方程.结果表明:内区渗透率、外区渗透率、内区半径、储层厚度和解吸压缩系数是影响页岩气井产能的敏感因素;表皮因子和启动压力梯度不是敏感因素.通过可靠性分析,参照Vogel方程建立的页岩气井产能公式能够快速、准确的判断页岩气井的产能. 【期刊名称】《科学技术与工程》 【年(卷),期】2014(014)025 【总页数】5页(P58-62) 【关键词】页岩气;产能评价;Vogel方程;影响因素 【作者】姜宝益;李治平;第五鹏祥;刘刚;王建宁;甘火华 【作者单位】中国石油大学(北京),北京102249;中国华电集团科学技术研究总院,北京100035;中国地质大学,北京100083;中国地质大学,北京100083;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,西安710075;中国石化集团国际石油勘探开发有限公司,北京100029;中国石油天然气勘探开发公司,北京100034 【正文语种】中文
【中图分类】TE249 页岩气藏具有超低渗透率、无圈闭的特点;且部分气体吸附于储层岩石颗粒表面，以吸附态存在于储层中。页岩气藏中存在的天然裂缝在成藏过程中，由于地层水的作用，往往被方解石填充，因此页岩气井投产前都需要进行大型压裂。因此页岩气藏产能与常规气藏相比有其特殊复杂的影响因素，表现出其独特的渗流机理和生产动态特征［1—5］。 目前，常规确定气井产能方法主要有压力平方法、拟压力法以及一点法等，它们都是确定原始气藏压力下产能方程和绝对无阻流量。计算产能方程系数时，必须已知气藏压力才能计算，并把原始气藏压力下的产能方程一直用到气藏衰竭。对于致密气藏来说，由于渗流机理复杂，难以建立适用的产能模型，美国和加拿大非常规天然气开发业界普遍采用典型曲线(type curve)的方法评价气井产能，预测气井可采储量［6—9］。 页岩气藏的开采，由于其特殊的吸附解吸特点，常规的气藏产能方法不能满足页岩气井的产能分析，因此，本文通过建立的页岩气藏复合模型，分析影响页岩气井产能各个因素，参照Vogel 方程建立页岩气井产能方程。 1 页岩气复合模型的建立 根据对国内外页岩岩性的分析发现，页岩中脆性矿物普遍较高，例如美国的Barnett 盆地的页岩脆性矿物含量高达40%左右。因此，由于储层的脆性高，易压裂，在进行大型的水力压裂后，页岩气井近井周围形成裂缝网络，形成了储层物性上的内外分区，因此作如下假设:①气体在地层中作平面径向渗流;②流体在地层流动为等温流动;③气井半径为rw，考虑井筒储存和表皮的影响;④气井生产前，地层中各点的压力均布，均为pi;⑤忽略重力和毛管力的影响;⑥流体流动为线性达西渗流;⑦地层均质、等厚、各向同性，井以一常产量q 生产;⑧地层岩石不可压缩。
四川盆地涪陵页岩气田气井合理配产方法探讨 米瑛;王振兴 【摘要】四川盆地涪陵页岩气田开发初期,气井的产能评价存在诸多问题,采用陈元千“一点法”公式对页岩气井产能进行计算误差较大,不能有效指导气井配产.为了探索适合本地区页岩气井的产能评价方法和合理配产方式,通过开展多口页岩气井的产能试井,并校正中、高排液气井产能试井异常数据,建立了针对该地区页岩气井不同排液量下的一点法产能计算公式.该公式计算的无阻流量与产能试井求得的无阻流量误差范围在-12％～5％之间,二者计算结果较吻合.同时采用采气指示曲线法提出涪陵页岩气田气井6个无阻流量区间相应的合理配产系数.在气井投产初期,可采用合理配产系数进行气井配产;生产中频繁调产井,采用压降产量动态配产法优化气井配产,也可采用两者兼顾的方法指导气井配产.所提出的合理配产方法,可以为涪陵页岩气田气井的高效开发提供技术支撑. 【期刊名称】《天然气勘探与开发》 【年(卷),期】2017(040)003 【总页数】6页(P78-83) 【关键词】四川盆地;涪陵地区;页岩气井;产能评价;采气指示曲线;压降产量;合理配产 【作者】米瑛;王振兴 【作者单位】中国石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司;中国石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司
【正文语种】中文 Abstract:In the early development of Fuling Shale Gasfield, the productivity evaluation of shale gas wells is faced with many problems. When the single-point method proposed by Chen Yuanqian is used to calculate the productivity of shale gas wells, the calculation error is larger, making the results ineffective to guide the proration of gas wells. To find a productivity evaluation method and rational proration mode suitable for the shale gas wells in this area, productivity test was conducted for multiple shale gas wells, and the abnormal productivity test data of gas wells with medium and high drainage were corrected. Then, the single-point productivity calculation formula of shale gas wells in this area at different drainages was established. The error between the absolute open flow (AOF)calculated by this formula and that derived from productivity test ranges from -12% to 5%, indicating they are accordant. The indicating curve of gas production was used to determine the rational proration coefficients corresponding to 6 AOF intervals of shale gas wells in Fuling Shale Gasfield. When a gas well is initially put into production, it can be prorated according to the rational proration coefficient. The gas well whose production rate is adjusted frequently during the production can be prorated dynamically depending on pressure-drop production, or by using this method together with the rational proration coefficient. These rational proration methods provide the technical support for the efficient development of gas wells in Fuling Shale Gas Field. Keywords:Sichuan Basin; Fuling area; Shale gas well; Productivity
（原创实用版4篇） 编制人员:_______________ 审核人员:_______________ 审批人员:_______________ 编制单位:_______________ 编制时间:____年___月___日 序言 下面是本店铺为大家精心编写的4篇《页岩油单井eur计算方法》，供大家借鉴与参考。下载后，可根据实际需要进行调整和使用，希望能够帮助到大家，谢射!
（4篇） 《页岩油单井eur计算方法》篇1 页岩油单井 EUR（Estimated Ultimate Recovery）计算方法是通过估算单井页岩油储量和采收率来确定的。储量估算通常是通过地质模型和地球物理数据进行的，而采收率则受到多种因素的影响，如页岩孔隙结构、渗透率、压力、温度等。 一种常用的单井 EUR 计算方法是基于稳态流量测试（Steady-State Flow Test）的数据。在稳态流量测试中，井口产量和压力数据被记录下来，并用于计算页岩油的流体性质和井的产能。这些数据与地质模型和地球物理数据相结合，可以用于估算储量和采收率。 另一种计算单井 EUR 的方法是使用动态流量测试（Dynamic Flow Test）数据。这种方法通常需要在井中安装一个测试工具，以记录流量和压力数据，并在一段时间内进行多次测试。这些数据可以用于评估页岩油的采油速度和采收率，并预测单井的产量和寿命。 页岩油单井 EUR 的计算方法具有一定的不确定性，因为储量和采收率都受到多种因素的影响，如地质条件、开采技术、市场价格等。 《页岩油单井eur计算方法》篇2 页岩油单井 EUR（Estimated Ultimate Recovery）计算方法是通过考虑井的产能、压裂效果、地质条件等因素，预测单口井可以开采出的页岩油最终采收率。具体计算方法如下： 1. 首先，需要获取单井的生产数据，包括初始产量、稳定产量、压裂前后的产量变化等信息。 2. 然后，需要考虑地质条件对采收率的影响，例如页岩厚度、渗透率、孔隙度等。 3. 接着，需要考虑压裂效果对采收率的影响，包括压裂液配方、压裂阶段
页岩气井产量递减分析方法选择研究 陈强;王怒涛;阮开贵;张梦丽 【摘要】页岩气藏开发递减规律有Arps模型、SEPD模型、Duong模型以及它们之间的组合模型等.Arps递减规律是气井产量递减分析的主要方法.递减规律模型的选择主要有两种方法:第一种是单一的转化为线性关系,利用线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.第二种组合递减模型,可以组合成多种模型,主要利用非线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.提出一种新的选择产量递减分析方法,利用各种递减规律的线性组合,分析每种递减规律与实际生产数据的关联程度,根据关联程度的高低排序选择递减分析方法,该方法通过实际生产数据分析,生产数据拟合精度高,为递减分析方法选择提供依据.%There are several methods of the production decline analysis during the shale gas reservoir development, such as the Arps model,the SEPD model,the Duong model and their composition models.Among them,the Arps model is the main method. There are two main choices of the appropriate decline methods.One is to transform the data into the linear relationship and the meth-od with high correlation coefficient can be deemed as the better model.The other is to use the non-linear regression by the combina-tion of the above models and choose the analysis method with high correlation coefficient.Then we proposed a new method to choose the production decline analysis model,and obtained the relation degree by comparing the linear combination of the different decline analysis models with the practical production data,furthermore,according to the degree of correlation in order,selected the produc-tion decline analysis method.This method is validated by the
页岩气藏的产能分析和预测 张文龙;涂广玉;吴世东 【摘要】作为非常规能源的重要组成部分,页岩气一直备受关注.特别是随着水平井压裂工艺的不断成熟以及水平井在页岩气开采中的广泛应用,页岩气开发逐步在天然气中占有一席之地.同常规气田开发一样,准确分析页岩气动态、了解页岩气藏特性、预测产能是其科学开发的基础.通过多点回压法求得平均无阻流量并带入经验产能公式求得不同试气制度下的井底流压,以此为已知,对理想气藏条件下水平井二项式产能方程进行回归拟合.在拟合得到的公式中,气井日产能主要与生产压差和水平段长度相关.当确定水平段长度和平均地层压力后,利用该公式就可以完成页岩气产能预测. 【期刊名称】《当代化工》 【年(卷),期】2016(045)007 【总页数】3页(P1622-1624) 【关键词】页岩气;产能预测;多点回压法;二项式产能方程;水平井 【作者】张文龙;涂广玉;吴世东 【作者单位】东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆163318【正文语种】中文 【中图分类】TE373
页岩气顾名思义就是指赋存于页岩、泥岩、高碳泥岩和粉砂质岩类夹层中的非常规天然气[1]。页岩储层一般具有低孔隙度和低渗透率的特征，其采收率变化范围较大，一般为5%~60%，且初期采收率较低一般5%~10%[2]，经济收益较低，为 提高页岩气产量以获得最大化经济效益，页岩气水平井压裂工艺是如今开采页岩气藏的关键技术之一[3]。在油气生产中，产能评价是分析气井动态、预测气井产能、了解储层特性最常用和最主要的手段，也是最重要和最复杂的问题，能够分析产能影响因素，以满足配产、开发方案编制和生产管理的需要[4]。本文利用多点回压 试讲法、经验产能公式并结合水平井二项式产能方程对某页岩气藏进行产能预测。作为自生自储式非常规气藏，页岩气藏储层被钻开后，井底附近裂缝中的气体在压力作用下进入井筒，裂缝中气体减少，在基质岩石和裂缝间会形成浓度差，原始地层中吸附气与游离气所建立的平衡被打破，基质中高浓度吸附气就会解吸形成游离态气体，游离态气体得以采出，随着开釆持续，此过程反复进行[5]。 已知四川某页岩气田I区块对探井T1井和T3 进行了试气，其结果如下： T1井钻完后开始放喷测试，共完成6个制度测试，井口压力8.8~29.6 MPa，瞬 时产量4.53~16.72×104 m3/d。共获4个稳定点：采用临界速度流量计装10 mm油嘴27 mm孔板，稳定产量13.433 9×104 m3/d；8 mm油嘴27 mm孔板，稳定产量12.361 6×104 m3/d；6 mm油嘴27 mm孔板，稳定产量11.272 2×104 m3/d； 4 mm油嘴27 mm孔板，稳定产量5.962 1×104 m3/d。根据 放喷测试求取的4个稳定点，采用多点回压法求得探井T1在绝对大气压 0.101MPa下平均无阻流量为15.33×104 m3/d。 T3井同样采用T1井试气所用的4组油嘴、孔板进行放喷测试，4组测气稳产产量分别为20.196 6×104、17.166 7×104、10.659 1×104，6.631 8×104 m3/d。同样采用“多点回压法”产能试井，求得T3在绝对大气压0.101 MPa下平均无
关于页岩气资源评价方法的研究 摘要：作为常规能源的重要补充，页岩气等非常规能源随着世界各国对于煤、石油、天然气资源的需求不断攀升而逐渐进入人们的视野。页岩气资源评价主要包括了资源量计算和有利区优选两部分。通过研究分析，归纳出了页岩气的几种常用储量计算方法。其中，类比法主要用于新区、气田开发前和生产早期的资源评价；体积法是天然气资源量评估最常用的方法，它不依赖气井的生产动态趋势，是勘探开发前期和初期资源量及储量评估的最好方法之一；测井分析方法适用于钻井评价和开发期间，是以大量钻井、录井、测井及岩心分析工作为基础；物质平衡法在气田开发的中、后期应用十分普遍；递减曲线法适用于气田开发中、后期，以大量的生产数据为基础；数值模拟方法以生产数据为基础，适用于气藏开发阶段。 关键词：页岩气；资源评价方法；页岩气开采现状 Study on the Evaluation of Shale Gas Resource Abstract: Shalegas,asthe important supplement of conventional energy,has been gradually entering into our eyes with the continuously rising requirement of various countries in the world to coal, petroleum and natural gas. The evaluation and technology of shale gas resource include two aspects of reserves calculation and favorable areas selection. Through research and analysis, this paper summarizes some commonly used evaluation methods for shale gas resources abroad. Among them, the analogy method is mainly used for evaluating gas resources of new area of the shale gas, pre-development and early stage of production of gas fields. V olume method is one of the most common evaluation method for the natural gas resources assessment, and it does not rely on the dynamic trend of gas well production, which is one of the best one for the assessment of resources and reserves for the early stage of gas exploration and development. Logging analysis method is applicable during the period of well drilling evaluation and development of gas field, which is based on lots of drilling, well logs and core analysis. Material balance method is commonly used in the middle and later stage of gas field development. Decline curve method, based on a large amount of production data, is suited to the middle and later stage of gas field development. Numerical simulation method, based on production data, is suitable for gas reservoir development stage. Key words：shale gas；methods of resource evaluation；exploitation status of shale gas