不确定性页岩油气产量递减预测方法

２０１３年１月　石油地质与工程　ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ　ＧＥＯＬＯＧＹ　ＡＮＤ　ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ　第２７卷　第１期　文章编号：１６７３—８２１７（２０１３）０１—００６８—０４　页岩油气藏储量和产量预测方法综述　

庞长英　，连军利　，吕彦平　（１．中国石化石油勘探开发研究院，北京１０００８３；２．中国石化国际石油勘探开发有限公司）　摘要：水平井分段压裂技术取得的突破性进步，极大地推动了全球尤其是北美页岩油气资源的快速发展。页岩油　气藏通常可归为裂缝性油气藏，基质、天然裂缝及人工裂缝形成的复杂储集体使其油气储集空间和渗流通道更为　多样化，渗流机理更为复杂，因而储量和产量预测方法也有别于常规油藏。调研了美国目前主要的页岩油气藏产　量递减方法和采收率预测方法，并就相关问题开展初步探讨，对于我国页岩油气藏储产量的预测评价工作具有借　鉴意义。　关键词：页岩油气；储量；产量预测；递减分析；物质平衡　中图分类号：ＴＥｌ５　文献标识码：Ａ　ｌ　页岩油气藏产量递减分析方法　页岩油气藏渗透率的数量级通常只达到纳达　西，即１０　ｍ　，油藏供液能力极差，油气井的单井　产能极低或几乎无自然产能，必须借助压裂等储层　改造措施来提高产量达到商业性开发。页岩油气藏　可以归为裂缝性油气藏的一种类型，由基质、天然裂　缝及人工裂缝形成的复杂储集体使其油气储集空间　和渗流通道更为多样化，渗流机理更为复杂＿１—３１。　业界内采用产量递减分析方法（以下简称　ＤＣＡ）进行产量预测已有近百年历史了，其中最广　为使用的就是Ａｒｐｓ于１９４５年发表的经验公式，也　被称为Ａｒｐｓ递减模型，根据递减指数不同再分为　指数递减模型、双曲递减模型和调和递减模型，其中　又以指数递减模型（递减指数为Ｏ）和双曲递减模型　（递减指数为Ｏ至１之间的小数）应用最为广泛。严　格意义上讲，Ａｒｐｓ递减模型的推导是基于边界控　制流动体系，不合时宜地或是错误地使用必将导致　错误的预测结果［４Ｊ。指数递减模型可以由边界控制　流动体系中地层压力高于饱和压力的微可压缩流体　推导得出。虽然可以由损失率（定义为递减率的倒　数）的导数设为常数的条件得出双曲递减公式，但是　在现有文献中并没有关于双曲递减模型的严格的理　论推导。所谓边界控制流动是指当压力波传递到边　界后形成的拟稳态流动，即油层中不同时刻的压力　场曲线彼此平行，油藏压力随时间的变化率将固定　不变，因此压降与时间成线性关系。在页岩油气藏　中，由于储层的超低渗透率，开发早期很长时间内发　生的是瞬态流动，如果使用Ａｒｐｓ指数递减或者双　曲递减预测的最终可采储量通常会偏高。　事实上，在页岩油气藏中使用Ａｒｐｓ递减模型　进行储产量预测存在一些问题：　（１）ＤＣＡ方法理论假设是边界控制流动体系，　而这恰恰绕过了页岩油气藏开发早期较长时间内发　生的瞬态流动；　（２）ＤＣＡ方法要求生产井具有较长的生产史，　但事实上目前已投入开发的页岩油气藏大多数不满　足此要求；　（３）页岩油气藏特征参数评价结果往往具有不　确定性，而ＤＣＡ只是建立的一套产量与时间的函　数关系，并不能体现各油气藏特征参数对生产的影　响；　（４）即使对于常规油气藏也存在生产作业条件　变化影响递减曲线形态的问题。　业界内目前普遍采用的页岩油气藏产量预测的　做法是开发早期使用超双曲递减，即递减指数大于　１，为了避免单一使用超双曲递减导致最终可采储量　无穷大，要在预测过程中选取一个特定时间点将超　双曲递减转换为指数递减，这种方法也被称为是改　良的双曲递减模型。另外，由于投入商业开发的页　岩油气藏生产时间都不长，目前还无法确定经济极　限产量和生产井废弃压力，因此进行产量预测时仅　能以生产时间进行控制，例如，Ｂａｋｋｅｎ页岩油气藏　收稿日期：２０１２—０８—０４；改回日期：２０１２一Ｏ９—２５　作者简介：庞长英，博士，１９７４年生，１９９６年大学毕业，现主要从　事油气开发研究工作。

大庆石油地质与开发 Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月

第 43 卷 第 1 期Feb. ，2024

Vol. 43 No. 1

DOI：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202305001

古龙页岩油高温高压注CO2驱动用效果

李斌会1，2，3 邓森1，2，3 张江1，2，3 曹胜1，2，3

郭天娇1，2，3 徐全1，2，3 霍迎冬1，2

（1.多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室，黑龙江 大庆163712；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，

黑龙江 大庆163712；3.黑龙江省油层物理与渗流力学重点实验室，黑龙江 大庆163712）

摘要： 为了明确古龙页岩油高温高压注CO2驱动用效果，首先根据页岩压汞和氮气吸附实验结果，给出页岩T2值与孔喉半径

转换系数，根据饱和页岩的T2谱特征，将页岩孔隙分为小孔、中大孔和页理缝；然后通过计算页岩油采出程度，考察吞吐

周期、闷井时间、裂缝对吞吐驱油效果的影响，并且分析吞吐后岩心孔隙结构的改变程度；最后对比页岩油CO2吞吐和CO2驱替的驱油效果，并给出最优的驱油方式。结果表明：吞吐动用幅度最大的是中大孔和页理缝中的页岩油，小孔中的页岩

油采出程度最低，增加闷井时间，页岩油采出程度仅提高0.81百分点，压裂可以使小孔中的页岩油采出程度提高11.33百分

点，使小孔中的页岩油得到有效动用；吞吐比驱替可以使页岩油采出程度提高30.98百分点，并且可以动用干岩样中的页岩

油，效果优于驱替；驱吞结合驱油方式比只进行吞吐可以使页岩油采出程度提高12.88百分点以上，并且可以大幅度提高小

孔中页岩油的采出程度；吞吐后岩心孔隙结构发生明显变化，页岩砂砾含量不同是导致页岩吞吐前后孔隙结构变化差异大

的重要原因。研究成果可为古龙页岩油矿场实践提供重要的基础参数。

关键词：古龙页岩油；孔隙结构；CO2驱替；CO2吞吐；高温高压；核磁共振

西南石油大学学报(自然科学版)

2021年6月第43卷第3期Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition)Vol. 43 No. 3 Jun. 2021

DOI: 10.11885/j.issn.1674 —5086.2020.04.07.01

文章编号：1674—5086(2021)03—0101 — 10

中图分类号：TE357

文献标志码：A

页岩油藏提高采收率技术及展望

李一波1 *，何天双】，胡志明2,李亚龙2,蒲万芬1

*收稿日期：2020-04-07 网络出版时间：2021-05-11通信作者：李一波，E-mail: ***************.cn基金项目：中国石油创新基金(2019D-5007-0212);四川省科技计划(2021YFH0081)1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都6105002.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007

摘要：通过调研近二十年国内外页岩油藏提高采收率技术的室内研究和现场应用，结合页岩油藏储层特征，总结了 开发过程中的难点，并针对各类提高页岩油藏采收率技术的作用机理，讨论了对页岩油藏的适应性。研究表明，注气 是页岩油藏补充地层能量的最佳方法，二氧化碳和天然气是常用的注入介质，但其作用机理还有待深入探讨；通过改 善储层润湿性来提高渗吸效果是表面活性剂和低矿化度水的主要机理；泡沫驱拥有良好注入性的同时能够有效调整 裂缝性油藏的非均质性，但是其在裂缝中的稳定性有待加强；热力采油可以改变储层的热应力，诱导裂缝扩张，增大注 入介质的波及范围。溶剂和纳米材料在机理上有改善页岩储层润湿性的作用，但是其在页岩油藏开发中的可行性还 有待验证。关键词：页岩油藏；提高采收率；非常规油气；机理研究；综述

A Comprehensive Review of Enhanced Oil Recovery Technologies

多级水平井压裂注CO2开采页岩气影响因素分析

郭玉杰;刘平礼;郭肖;贾春生;杨新划

【摘 要】水平井和多级压裂是开采页岩气等非常规油气资源的关键技术,根据微地震图,页岩中的水力压裂通常会产生非常复杂的裂缝网络,这就是所谓的"体积压裂".为了更好地模拟页岩气在复杂孔隙中的流动情况,以煤层气模块(Eclipse2011)为主要平台,采用LS-LR-DR方法,通过改变主裂缝周围的导流能力来模拟SRV.在上述模型的基础上,研究了注CO2开采页岩气的3个方案.结果表明,注CO2能够提高页岩气的采收率,注入量和注入时机在CO2注气开发中,存在最优值;同时,随着裂缝条数的增加,注CO2开采页岩气的采收率效果越不明显.

【期刊名称】《油气藏评价与开发》

【年(卷),期】2016(006)002

【总页数】5页(P64-68)

【关键词】数值模拟;页岩气;多级裂缝;CO2;采收率

【作 者】郭玉杰;刘平礼;郭肖;贾春生;杨新划

【作者单位】西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川 成都

610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川 成都 610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川 成都 610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川 成都 610500;中国石油青海油田公司一号作业区,青海 格尔木 816000

【正文语种】中 文 【中图分类】TE357

页岩气的开发已经在全世界得到了广泛的关注。得益于先进的水平井和多级压裂技术，页岩气正逐渐成为一种经济的天然气。然而，来自油田的数据和数值模拟的研究结果[1-4]表明：压裂之后的短短几年里，产能快速地下降，高产时期并不能维持很长一段时间。为了保证裂缝的高导流能力，水力压裂通常会泵入大量的支撑剂，一般裂缝中产生的缝网裂缝（SRV），除了具有较宽缝宽的主裂缝之外，还产生了大量的次级裂缝，这些裂缝包括沟通的天然裂缝和没有被支撑剂填充的水力裂缝[5-6]（Fisher.etl 2005）。这些次级裂缝中的缝宽一般在10-6～10-1cm，天然裂缝的缝宽的范围则为10-6～10-5cm[7]。如此小的裂缝，采用普通的支撑剂（40-70目）很难填充到次级裂缝中，这也是导致随着压力的快速下降产能下降的一个重要原因。Manchanda和Sharma（2014）的研究表明[8]，随着页岩气井生产时间的延长，没有被支撑剂填充的裂缝缝宽和导流能力便会逐渐接近于0。单纯地依靠水力压裂并不能解决所有的问题，人们开始将目光投向了注CO2开采页岩气的可行性研究，以期待能提高页岩气的采收率。进一步的研究表明，页岩中富含的有机质与煤层的大表面积非常的相似，吸附CO2的能力要强于CH4。因此，注CO2开采页岩气从理论上是可行的[9-15]。Nuttall通过页岩吸附实验证明了页岩吸附CO2的能力比CH4的强，吸附比例可以达到5：1[16]。Kang等则认为CO2优先吸附在页岩表面的机理与注CO2提高煤层气采收率的原理相似，部分是因为CO2的分子结构和热力学效应[17]。Xing Li和Derek采用数值模拟的方法建立了一口水平井和2口注入井（直井），研究了注入压力对于CO2提高页岩气采收率的影响[18]，研究表明，随着CO2注入压力的升高，页岩气的采收率逐渐增大。为了更好地弄清楚注入时机、注入量、裂缝参数对注入CO2开采页岩气的影响，该文采用Eclipse中的煤层气模块，建立了含有多级水平井裂缝的3D模型，来模拟注CO2开发含有多级裂缝页岩气的过程[19-21]。 在页岩气吸附实验过程中，国内外多是参考煤层气吸附的标准。进行实验测试时采用的是粉碎页岩颗粒的吸附实验，很难反映真实的页岩吸附情况。该设计方案通过改用西南石油大学现有的吸附仪器，采用真实的页岩岩样作为实验材料，埋藏深度在2 100～2 300 m，具体参数见表1。