涪陵焦石壩區(qū)塊頁巖氣井產(chǎn)量遞減典型曲線應(yīng)用研究

沈金才， 劉堯文

(中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014)

?

涪陵焦石壩區(qū)塊頁巖氣井產(chǎn)量遞減典型曲線應(yīng)用研究

沈金才， 劉堯文

(中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014)

為研究涪陵焦石壩區(qū)塊頁巖氣井產(chǎn)量遞減規(guī)律和影響產(chǎn)量遞減典型曲線的主要因素，依據(jù)該區(qū)塊典型頁巖氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，采用擬合方法，建立了歸一化擬產(chǎn)量與物質(zhì)平衡時間的遞減典型曲線，分析了氣井初始產(chǎn)能、生產(chǎn)時間、配產(chǎn)、產(chǎn)水量、地層壓力和井底流壓對產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量評價的影響，并研究了產(chǎn)量遞減典型曲線在頁巖氣井可采儲量評價、合理配產(chǎn)、流動階段劃分等3個方面的應(yīng)用問題。研究表明，采用產(chǎn)量遞減典型曲線評價可采儲量時，既考慮了研究井目前的生產(chǎn)特征又可反映后期變化特征，因此該方法較常規(guī)的物質(zhì)平衡法、彈性二相法、經(jīng)驗類比法更為可靠；頁巖氣井產(chǎn)能和生產(chǎn)規(guī)律是一個動態(tài)變化的過程，因此應(yīng)動態(tài)合理配產(chǎn)，注意分區(qū)、分井、分階段的差異性；對產(chǎn)量遞減典型曲線取歸一化擬產(chǎn)量和物質(zhì)平衡時間的雙對數(shù)曲線后，在完整的生產(chǎn)周期內(nèi)可根據(jù)斜率判別頁巖氣井所處的流動階段。該研究結(jié)果可為涪陵焦石壩區(qū)塊頁巖氣井可采儲量評價、合理配產(chǎn)和區(qū)塊開發(fā)方案的設(shè)計提供參考和指導(dǎo)。

頁巖氣井；產(chǎn)量遞減；典型曲線；可采儲量；焦石壩區(qū)塊；涪陵頁巖氣田

頁巖氣區(qū)塊在規(guī)?；_發(fā)前，通常選擇在地質(zhì)、工程甜點區(qū)進行開發(fā)試驗，通過試驗結(jié)果選擇規(guī)?；_發(fā)的技術(shù)和工藝，其中氣井試采特征、生產(chǎn)規(guī)律對開發(fā)技術(shù)和經(jīng)濟指標(biāo)的確定至關(guān)重要。因此，確定目標(biāo)區(qū)塊的頁巖氣井產(chǎn)量遞減典型曲線是頁巖氣開發(fā)方案設(shè)計中的一項重要工作，其準(zhǔn)確度直接決定著開發(fā)方案的合理性。目前，國外普遍采用數(shù)值模擬和生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合分析方法建立頁巖氣田產(chǎn)量遞減模型[1]，國內(nèi)除涪陵頁巖氣田外沒有規(guī)?；懂a(chǎn)的頁巖氣田，該項工作未得到實質(zhì)性開展。為此，筆者在建立涪陵焦石壩區(qū)塊頁巖氣井歸一化擬產(chǎn)量與物質(zhì)平衡時間的遞減典型曲線的基礎(chǔ)上，結(jié)合氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析了氣井初始產(chǎn)能、生產(chǎn)歷史、配產(chǎn)、產(chǎn)水量、地層壓力、井底流壓對產(chǎn)量遞減典型曲線的影響，研究了產(chǎn)量遞減典型曲線在頁巖氣井可采儲量評價[2]、氣井合理配產(chǎn)[3-4]、流動階段劃分等3方面的應(yīng)用，以期為焦石壩區(qū)塊頁巖氣井開發(fā)方案的設(shè)計提供參考和指導(dǎo)。

1　焦石壩區(qū)塊頁巖氣井產(chǎn)量遞減典型曲線的建立

根據(jù)涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊頁巖氣井儲層物性、地化指標(biāo)、井型、產(chǎn)能、投產(chǎn)時間、累計產(chǎn)量、生產(chǎn)制度、生產(chǎn)方式等，選取該區(qū)塊的典型井，確定了歸一化擬產(chǎn)量qn和物質(zhì)平衡時間t兩個表征指標(biāo)，并建立了該區(qū)塊頁巖氣井歸一化擬產(chǎn)量和物質(zhì)平衡時間的遞減典型曲線，其表達式為：

(1)

(2)

(3)

式中：pe為原始地層壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；A和B為二項式產(chǎn)能方程層流系數(shù)和紊流系數(shù)；qn為歸一化擬產(chǎn)量，m3/(d·MPa2)；q為產(chǎn)量，m3/d；Gp為累計產(chǎn)量，m3；t為物質(zhì)平衡時間，d。

礦場實踐中，未經(jīng)壓裂改造的頁巖氣井不具備工業(yè)產(chǎn)能，一口頁巖氣井可等效為由壓裂形成的有效裂縫體積控制的人工氣藏，滲流通道主要為人工裂縫和基質(zhì)孔縫。根據(jù)焦頁1井巖心等溫吸附試驗結(jié)果，地層壓力高于解吸壓力12 MPa時吸附氣解吸對產(chǎn)能貢獻較小，為此筆者將頁巖氣井地層壓力高于解吸壓力之前的生產(chǎn)階段，等效為定容彈性氣驅(qū)氣藏衰竭式開發(fā)。由式(2)可看出，在某一配產(chǎn)下，歸一化擬產(chǎn)量qn只受層流系數(shù)A和紊流系數(shù)B控制，最大程度上排除了配產(chǎn)、生產(chǎn)方式、關(guān)井等因素的影響，因此歸一化擬產(chǎn)量的遞減典型曲線具有客觀性和規(guī)律性。

選取涪陵焦石壩區(qū)塊的9口典型井(分別記為A井、B井、C井、D井、E井、F井、G井、H井和I井)，建立歸一化擬產(chǎn)量qn和物質(zhì)平衡時間t的遞減典型曲線，如圖1所示。

圖1　9口典型井歸一化擬產(chǎn)量與物質(zhì)平衡時間的關(guān)系曲線Fig.1　Relation curves of normalized quasi-production and material balance time in 9 typical wells

對歸一化擬產(chǎn)量做數(shù)學(xué)變換，定義歸一化擬產(chǎn)量最大初始值為qnmax，計算歸一化擬產(chǎn)量相對于最大初始值的比例(即qn/qnmax)，建立與物質(zhì)平衡時間的關(guān)系(見圖2)，即為歸一化擬產(chǎn)量遞減率的變化。

圖2　9口典型井歸一化擬產(chǎn)量遞減率與物質(zhì)平衡時間的關(guān)系曲線Fig.2　Relation curve of normalized quasi-production decline rate and material balance time in 9 typical wells

分析得出，圖2所示曲線與自然對數(shù)函數(shù)具有最大相關(guān)系數(shù)，通過提取單井遞減曲線，可知9口井歸一化擬產(chǎn)量遞減率集中分布在一個區(qū)間[5-6]，故分別定義第一年遞減率50%、70%和80%的典型遞減曲線為該區(qū)塊低值(A50)、中值(A30)和高值(A20)產(chǎn)量遞減典型曲線(見圖3、圖4)。其中，A30典型曲線表示該類型井在生產(chǎn)1 a后其歸一化擬產(chǎn)量降至初始水平的30%，為焦石壩區(qū)塊頁巖氣井最大分布概率的產(chǎn)量遞減典型曲線[7-8]。

A50、A30和A20典型曲線是擬合相關(guān)系數(shù)最大的自然對數(shù)函數(shù)曲線，表示該區(qū)塊氣井歸一化擬產(chǎn)量按照該函數(shù)規(guī)律遞減。上述3類典型曲線對應(yīng)物質(zhì)平衡時間下剩余初始?xì)w一化擬產(chǎn)量的比例見表1。

圖3　9口典型井歸一化擬產(chǎn)量遞減率與物質(zhì)平衡時間的擬合曲線Fig.3　Fitting curve of 9 typical wells for normalized quasi-production decline rate and material balance time

圖4　涪陵焦石壩區(qū)塊頁巖氣井A50、A30和A20典型遞減曲線Fig.4　Typical production decline curve A50, A30 and A20 of shale gas well in Jiaoshiba Block of Fuling Shale Gas Field

Table 1Proportion of residual initial normalized quasi-production under the material balance time corresponding to the typical curve A50, A30and A20

典型曲線擬合公式對應(yīng)物質(zhì)平衡時間下剩余初始?xì)w一化擬產(chǎn)量的比例,%300d600d900d1200d1500d1800d2100d2400dA50y=-0.124lnx+1.226351.8543.2438.2134.6431.8729.6127.7026.04A30y=-0.136lnx+1.103232.6923.2617.7413.8210.798.306.214.39A20y=-0.122lnx+0.928623.2214.759.806.293.571.34-0.54-2.17

2　產(chǎn)量遞減典型曲線敏感性分析

選取涪陵焦石壩區(qū)塊頁巖氣井最大分布概率A30產(chǎn)量遞減典型曲線和焦頁1HF井、焦頁X井、焦頁Y井、焦頁Z井的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析氣井初始產(chǎn)能[4]、生產(chǎn)時間[7-9]、配產(chǎn)、產(chǎn)水量、地層壓力[10]、井底流壓對產(chǎn)量遞減典型曲線的影響[11]。

2.1氣井初始產(chǎn)能的影響

氣井初期無阻流量或者初期歸一化擬產(chǎn)量均可代表氣井初始產(chǎn)能，根據(jù)式(2)可建立氣井無阻流量和歸一化擬產(chǎn)量的換算關(guān)系：

(4)

取0.5倍、2.0倍、3.0倍A30產(chǎn)量遞減典型曲線初始產(chǎn)能，并根據(jù)產(chǎn)量遞減典型曲線，采用面積積分法計算可采儲量，結(jié)果如圖5所示。

由圖5可知，氣井初始產(chǎn)能不影響氣井產(chǎn)量整體的遞減規(guī)律，但其影響氣井生產(chǎn)相同時間后的產(chǎn)能保持水平和累計產(chǎn)量，決定氣井最終可采儲量。開發(fā)實踐證明，地質(zhì)條件相似的區(qū)塊中，具備等同改造效率的頁巖氣井，初始產(chǎn)能的高低對氣井可采儲量影響最大。

圖5　初始產(chǎn)能對產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量的影響Fig.5　Effect of initial production capacity on the typical production decline curve and recoverable reserves

綜上所述，在建立頁巖氣區(qū)塊擬合產(chǎn)量遞減典型曲線時，氣井初期產(chǎn)能是否真實可靠至關(guān)重要。為真實反映氣井生產(chǎn)能力和生產(chǎn)狀態(tài)，使擬合的產(chǎn)量遞減典型曲線更真實，計算的可采儲量誤差較小，盡量選擇不產(chǎn)水、井筒無積液的氣井。

2.2氣井生產(chǎn)時間的影響

歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線是基于氣井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，通過數(shù)學(xué)擬合建立已有生產(chǎn)數(shù)據(jù)的最大相關(guān)系數(shù)公式來描述該井后期產(chǎn)量遞減規(guī)律，從原理上可知，生產(chǎn)時間越長，氣井生產(chǎn)制度越穩(wěn)定，獲得的典型曲線越準(zhǔn)確，其次頁巖氣井產(chǎn)量遞減規(guī)律具有階段性，生產(chǎn)時間短的氣井初期呈現(xiàn)的產(chǎn)量遞減規(guī)律不能準(zhǔn)確代表后期變化。

以焦頁1HF井生產(chǎn)數(shù)據(jù)為例，該井生產(chǎn)時間超過660 d，分別研究該井生產(chǎn)時間為100，300，500和660 d時對應(yīng)的典型曲線及可采儲量，結(jié)果如圖6所示。

圖6　焦頁1HF井產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量與生產(chǎn)時間的關(guān)系Fig.6　Relationship of the typical production decline curve and recoverable reserve with production time of Well Jiaoye 1HF

由圖6可知，生產(chǎn)時間為100 d和660 d的典型曲線具有較大差異，隨著生產(chǎn)時間增加，典型曲線的精度逐漸增大。對于可采儲量的影響，不同生產(chǎn)階段可采儲量的變化規(guī)律基本一致，但隨著生產(chǎn)時間增加，依據(jù)典型曲線計算的可采儲量逐漸增大，并更能真實反映該井的實際可采儲量?？傮w來看，頁巖氣井生產(chǎn)時間超過1.5 a后典型曲線和可采儲量的精度較為可靠，可指導(dǎo)實際生產(chǎn)。研究發(fā)現(xiàn)，在針對同一口頁巖氣井進行產(chǎn)量遞減典型曲線分析時，氣井生產(chǎn)時間的長短影響典型曲線的遞減形態(tài)，從而影響最終可采儲量的計算結(jié)果。

綜上所述，對頁巖氣區(qū)塊進行產(chǎn)量遞減典型曲線分析時，盡量選擇生產(chǎn)時間較長的典型氣井作為研究對象。這是因為在對生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行擬合時，是以相關(guān)系數(shù)最大、總體數(shù)據(jù)誤差最小作為標(biāo)準(zhǔn)來獲取典型曲線參數(shù)，因此數(shù)據(jù)點的多少和質(zhì)量的優(yōu)劣直接影響典型曲線的精度。頁巖氣井在初期生產(chǎn)階段，產(chǎn)量、壓力遞減較快，利用其數(shù)據(jù)擬合獲得的典型曲線就會明顯偏離以長期生產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)獲得的典型曲線，進而使計算出的可采儲量精度偏低。

2.3配產(chǎn)的影響

理論上講，如果頁巖氣井產(chǎn)量和壓力滿足一定函數(shù)關(guān)系，在不傷害儲層前提下的不同配產(chǎn)，其歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量是唯一的。假定單井可采儲量一定，配產(chǎn)高時產(chǎn)量遞減加快，生產(chǎn)至相同累計產(chǎn)量的生產(chǎn)時間較短；生產(chǎn)至相同時間后的產(chǎn)量保持幅度低。配產(chǎn)低時產(chǎn)量遞減慢，生產(chǎn)至相同累計產(chǎn)量的生產(chǎn)時間長；生產(chǎn)至相同時間后的產(chǎn)量保持幅度高。由于氣井的實際生產(chǎn)歷史具備唯一性，無法找到兩口可采儲量相同的氣井，采用不同配產(chǎn)的真實生產(chǎn)數(shù)據(jù)反演配產(chǎn)高低對歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量的影響。

綜上所述，對頁巖氣區(qū)塊進行歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線分析時，配產(chǎn)高低對歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量影響較小，但前提是配產(chǎn)高低均不傷害儲層，關(guān)于傷害儲層的臨界配產(chǎn)取決于氣井儲層地質(zhì)條件和井筒參數(shù)。反之，也不是配產(chǎn)越低越好，存在生產(chǎn)時間成本和最佳經(jīng)濟效益的匹配問題。

2.4產(chǎn)水量的影響

從涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊開發(fā)實踐可知，頁巖氣井產(chǎn)水時，從4個方面影響歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線：1)產(chǎn)水時井筒呈現(xiàn)氣液兩相復(fù)雜流態(tài)，影響初期真實產(chǎn)能評價；2)井口流壓不能真實反映產(chǎn)水氣井井底流壓的變化特征，掩蓋氣井真實的產(chǎn)量遞減；3)液柱在井筒中的舉升或液相回流后的重復(fù)舉升額外消耗氣井能量，加快了產(chǎn)量遞減速度；4)產(chǎn)水氣井生產(chǎn)后期產(chǎn)量降至不能滿足攜液的要求，井筒積液增加，縮短了頁巖氣井后期低壓低產(chǎn)階段的時間，導(dǎo)致氣井過早衰竭。

以焦頁X井和焦頁Y井為例，2口井完井測試無阻流量分別為21.2×104和23.0×104m3/d，其中焦頁X井不產(chǎn)水，焦頁Y井日產(chǎn)水4.0 m3，生產(chǎn)過程持續(xù)產(chǎn)水。2口井歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線(見圖7)表明，初始產(chǎn)能相同的產(chǎn)水氣井和非產(chǎn)水氣井相比，產(chǎn)水氣井產(chǎn)量遞減速度快，并導(dǎo)致可采儲量偏低。

2.5地層壓力準(zhǔn)確度的影響

根據(jù)式(2)，地層壓力pe的準(zhǔn)確度從2個方面影響氣井的歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量：1)地層壓力直接影響氣井在某一產(chǎn)量下生產(chǎn)壓差的大小，進而影響初始產(chǎn)能；2)地層壓力影響歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線的遞減率。以焦頁Z井為例進行分析，結(jié)果見圖8，該井真實地層壓力37.88 MPa。

圖7　產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量與產(chǎn)水的關(guān)系Fig.7　Relationship of the typical production decline curve and recoverable reserve with water production

圖8　焦頁Z井產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量與地層壓力的關(guān)系Fig.8　Relationship of the typical production decline curve and recoverable reserve with formation pressure of Well Jiaoye Z

由圖8可知，地層壓力為35.00 和 40.00 MPa時，歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線的初始值和遞減規(guī)律、可采儲量均較大幅度偏離真實值。當(dāng)?shù)陀谡鎸嵉貙訅毫r，單井的可采儲量偏低；當(dāng)高于真實地層壓力時，單井的可采儲量偏高。

在生產(chǎn)實踐中，地層壓力取值是否準(zhǔn)確尤其重要，直接決定區(qū)塊歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量的真實性，初期通過地層測試和不穩(wěn)定試井可獲得相對準(zhǔn)確的地層壓力，當(dāng)偏離真實值小于2.0 MPa時，對歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量的影響相對較小。

2.6井底流壓準(zhǔn)確度的影響

根據(jù)歸一化擬產(chǎn)量計算公式，井底流壓pwf的準(zhǔn)確度主要影響氣井在某一產(chǎn)量下的生產(chǎn)壓差進而影響初始產(chǎn)能。由于氣井的井底流壓遵循真實的遞減規(guī)律，如果取值與真實值產(chǎn)生偏差，則主要影響氣井的可采儲量評價值，不影響歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線的形態(tài)。當(dāng)井底流壓取值高于真實值時，可采儲量偏低，反之，則可采儲量偏高。以焦頁Z井為例進行分析，結(jié)果見圖9。由圖9可看出，當(dāng)井底流壓取值高于或低于真實井底流壓2.0 MPa時，可采儲量相應(yīng)偏低和偏高約0.75×108m3。

圖9　焦頁Z井產(chǎn)量遞減典型曲線和可采儲量與井底流壓的關(guān)系Fig.9　Relationship of the typical production decline curve and recoverable reserve with bottom hole flow pressure of Well Jiaoye Z

在生產(chǎn)實踐中，井底流壓采用點測，通常采用連續(xù)井口流壓推算，當(dāng)井筒里為純氣時，推算誤差較小，而產(chǎn)水時推算誤差較大。

3　產(chǎn)量遞減典型曲線的應(yīng)用

3.1可采儲量評價

評價頁巖氣井可采儲量時，常將用于常規(guī)氣井的物質(zhì)平衡法、彈性二相法、經(jīng)驗類比法、產(chǎn)量遞減法和用于非常規(guī)資源的數(shù)值模擬法、不穩(wěn)定產(chǎn)量分析法相結(jié)合，在常用頁巖氣儲量計算方法的基礎(chǔ)上[12-15]，通過建立單井歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線，根據(jù)氣田的實際外輸壓力和氣井等因素確定氣井的廢棄壓力、廢棄產(chǎn)量、經(jīng)濟極限產(chǎn)量，采用面積積分的方法便可計算經(jīng)濟可采儲量和技術(shù)可采儲量。

針對涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊生產(chǎn)實際情況，以該氣田最大概率的A30典型曲線為例，取計算經(jīng)濟可采儲量截止條件為井口廢棄流壓6.0 MPa，經(jīng)濟極限產(chǎn)量0.2×104m3/d；計算技術(shù)可采儲量截止條件為井口流壓6.0 MPa，經(jīng)濟極限產(chǎn)量0；取區(qū)塊主體構(gòu)造區(qū)已試氣井平均產(chǎn)能32.0×104m3/d，預(yù)測平均單井經(jīng)濟可采儲量可達2.08×108m3，平均單井技術(shù)可采儲量2.16×108m3；裂縫發(fā)育區(qū)已試氣井平均產(chǎn)能16.0×104m3/d，預(yù)測平均單井經(jīng)濟可采儲量可達1.02×108m3，平均單井技術(shù)可采儲量1.03×108m3。

開發(fā)實踐中，建立相對準(zhǔn)確的歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線后，采用典型曲線面積積分方法評價可采儲量，既考慮到該井目前的生產(chǎn)特征又反映出后期變化特征，與常規(guī)的物質(zhì)平衡法，彈性二相法、經(jīng)驗類比法相比，評價結(jié)果更為可靠，與不穩(wěn)定產(chǎn)量分析法、數(shù)值模擬方法較為匹配。采用不同方法計算涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊的可采儲量,結(jié)果見表2。

表2　涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊多方法可采儲量評價結(jié)果

3.2氣井合理配產(chǎn)

目前頁巖氣井的配產(chǎn)方法主要有測試產(chǎn)量經(jīng)驗法、無阻流量經(jīng)驗法、采氣曲線法、壓降產(chǎn)量法、產(chǎn)量遞減典型曲線法等5種，其追求的最終目標(biāo)都是單井經(jīng)濟可采儲量最大化，需要建立頁巖氣井產(chǎn)能、配產(chǎn)、經(jīng)濟可采儲量三者的協(xié)調(diào)關(guān)系。產(chǎn)量遞減典型曲線法通過氣井實際的生產(chǎn)規(guī)律，反算單井穩(wěn)產(chǎn)可采儲量、經(jīng)濟可采儲量，按照產(chǎn)銷實際情況確定氣井不同穩(wěn)產(chǎn)期的配產(chǎn)，實際吻合率較高。

以涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊為例，選取該區(qū)塊最大分布概率的A30典型曲線，建立歸一化擬產(chǎn)量與氣井初始產(chǎn)能的關(guān)系(式(2))，當(dāng)pwf取大氣壓時，即可建立氣井無阻流量和歸一化擬產(chǎn)量的關(guān)系，再給定穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束條件，即井口壓力降至6.0 MPa、產(chǎn)量6.0×104m3/d，準(zhǔn)確計算穩(wěn)產(chǎn)結(jié)束以前的累計產(chǎn)量，根據(jù)氣田開發(fā)預(yù)期穩(wěn)產(chǎn)年限，反算合理的配產(chǎn)。其中穩(wěn)產(chǎn)期預(yù)期原則為：低產(chǎn)井追求2～3 a的穩(wěn)產(chǎn)期，中產(chǎn)能井追求3～4 a的穩(wěn)產(chǎn)期，高產(chǎn)能井追求5～6 a的穩(wěn)產(chǎn)期。配產(chǎn)基本原則為：產(chǎn)能較低的氣井，適當(dāng)?shù)团洚a(chǎn)；產(chǎn)能較高的氣井，適當(dāng)高配產(chǎn)。據(jù)此建立了涪陵頁巖氣田不同無阻流量氣井產(chǎn)量遞減典型曲線合理配產(chǎn)比例(見表3)。

表3涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊不同無阻流量氣井產(chǎn)量遞減典型曲線合理配產(chǎn)方案

Table 3Rational production allocation scheme of typical production decline curve for different AOF gas wells in Jiaoshiba Block of Fuling Shale Gas Field

序號無阻流量/(104m3·d-1)穩(wěn)產(chǎn)期累計產(chǎn)量/(104m3)技術(shù)可采儲量/(104m3)推薦配產(chǎn)/(104m3·d-1)相對無阻流量比例110302516831/322034751033761/333085551550581/4440141602067381/55501985925842101/56602553531010121/57702835233594131/68803394538763151/69903672041347161/6101004223446515171/611>1104497449100181/7

開發(fā)實踐中，氣井產(chǎn)能和生產(chǎn)規(guī)律是一個動態(tài)變化的過程。具體操作中，需樹立動態(tài)合理配產(chǎn)的理念，注意并重視分區(qū)、分井、分階段的差異性。

3.3頁巖氣井流動階段劃分

根據(jù)Eagle Ford 頁巖氣藏生產(chǎn)數(shù)據(jù)研究成果[16-18]、頁巖氣產(chǎn)量數(shù)據(jù)分析方法及產(chǎn)能預(yù)測結(jié)論[10]，認(rèn)為分段壓裂頁巖氣井的生產(chǎn)可能經(jīng)歷4個流動階段[13]。

階段1：裂縫線性流。早期裂縫內(nèi)氣體流動到井筒，屬線性流動，對應(yīng)產(chǎn)量和時間的雙對數(shù)曲線斜率為-0.50 。

階段2：雙線性流動。裂縫線性流未達到SRV邊界之前，裂縫內(nèi)氣體流動到井筒，基質(zhì)內(nèi)氣體流動到裂縫，兩種線性流動共同作用，對應(yīng)產(chǎn)量和時間的雙對數(shù)曲線斜率為-0.25。

階段3：基質(zhì)線性流階段。裂縫線性流到達SRV邊界之后，基質(zhì)內(nèi)氣體向裂縫流動占主要作用，對應(yīng)產(chǎn)量和時間的雙對數(shù)曲線斜率為-0.50。

階段4：擬穩(wěn)態(tài)流動(邊界效應(yīng))?；|(zhì)線性流動到達基質(zhì)塊流動邊界且外圍未壓裂區(qū)無產(chǎn)氣貢獻時，出現(xiàn)擬穩(wěn)態(tài)流動,此時雙對數(shù)曲線驟降，該階段為基質(zhì)線性流到擬徑向流的過渡階段[19]，對應(yīng)產(chǎn)量和時間的雙對數(shù)曲線斜率為-1。

通過數(shù)據(jù)擬合得到涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線后，取歸一化擬產(chǎn)量和物質(zhì)平衡時間的雙對數(shù)曲線，在完整的生產(chǎn)周期內(nèi)可根據(jù)斜率判別頁巖氣井所處的流動階段。以焦頁H井為例，其歸一化擬產(chǎn)量遞減雙對數(shù)曲線如圖10所示，該井真實生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示目前流動階段為基質(zhì)線性流階段，對應(yīng)產(chǎn)量和時間的雙對數(shù)曲線斜率為-0.50。

圖10　焦頁H井歸一化擬產(chǎn)量雙對數(shù)曲線Fig.10　Double logarithmic curve of normalized quasi-production in Well Jiaoye H

由圖10可知，該井?dāng)M合得到的歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線顯示其生產(chǎn)全周期會出現(xiàn)斜率不同的4個流動階段，證實歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線在頁巖氣井生產(chǎn)階段劃分應(yīng)用上具備適應(yīng)性。

4　結(jié)論與建議

1) 頁巖氣井的初始產(chǎn)能、生產(chǎn)時間、配產(chǎn)、產(chǎn)水量、地層壓力和井底流壓是影響頁巖氣井歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線準(zhǔn)確性的主要因素。

2) 應(yīng)用區(qū)塊歸一化擬產(chǎn)量遞減典型曲線可相對準(zhǔn)確地評價氣井可采儲量，指導(dǎo)氣井合理配產(chǎn)、識別頁巖氣井流動階段，預(yù)測涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊主體構(gòu)造區(qū)平均單井技術(shù)可采儲量可達2.16×108m3，裂縫發(fā)育區(qū)平均單井技術(shù)可采儲量為1.03×108m3。

3) 建立了涪陵頁巖氣田穩(wěn)產(chǎn)年限法配產(chǎn)比例，產(chǎn)能較低的氣井追求2～3 a穩(wěn)產(chǎn)期，適當(dāng)?shù)团洚a(chǎn)；產(chǎn)能較高的氣井，追求4～5 a穩(wěn)產(chǎn)期，適當(dāng)高配產(chǎn)。

4) 開發(fā)實踐中，需采用多方法準(zhǔn)確評價氣井初始產(chǎn)能，采用地層測試和壓力恢復(fù)試井準(zhǔn)確獲取原始地層壓力，選取典型井進行連續(xù)井底流壓監(jiān)測等措施獲得準(zhǔn)確的氣井資料，方可建立相對準(zhǔn)確的產(chǎn)量遞減典型曲線。利用產(chǎn)量遞減典型曲線評價可采儲量和配產(chǎn)時，需分區(qū)對待，確定低、中、高產(chǎn)能區(qū)的吻合度，建立分區(qū)應(yīng)用調(diào)節(jié)系數(shù)，以提高評價精度。

References

[1]李新景，胡素云，程克明.北美裂縫性頁巖氣勘探開發(fā)的啟示[J].石油勘探與開發(fā)，2007，34(4)：392-400.

LI Xinjing,HU Suyun,CHENG Keming.Suggestions from the development of fractured shale gas in North America[J].Petroleum Exploration and Development,2007,34(4):392-400.

[2]羅伯特 L J，沃特恩伯格 A.氣藏工程[M].王玉普，郭萬奎，龐顏明，等譯.北京：石油工業(yè)出版社，2007：21-24.

ROBERT L J，WATTENBARGER A.Gas reservoir engineering[M].Translated by WANG Yupu，GUO Wankui，PANG Yanming，et al.Beijing：Petroleum Industry Press，2007：21-24.

[3]孫贊東，賈承造，李相方，等.非常規(guī)油氣勘探與開發(fā)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2011：72-76.

SUN Zandong,JIA Chengzao,LI Xiangfang,et al.Unconventional oil and gas exploration and development[M].Beijing:Petroleum Industry Press，2011:72-76.

[4]黃炳光，冉新權(quán)，李曉平，等.氣藏工程分析方法[M].北京：石油工業(yè)出版社，2004：81-83.

HUANG Bingguang,RAN Xinquan,LI Xiaoping,et al.Analysis method of gas reservoir engineering[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2004:81-83.

[5]孫賀東.油氣井現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析方法及應(yīng)用[M].北京：石油工業(yè)出版社，2013：54-55.

SUN Hedong.Advanced production decline analysis and application[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2013:54-55.

[6]阿普斯J J.生產(chǎn)動態(tài)分析理論與實踐[M].雷群，萬玉金，孫賀東，等譯.北京：石油工業(yè)出版社，2008：22-39.

ARPS J J.Production dynamic analysis theory and practice[J].Translated by LEI Qun,WAN Yujin,SUN Hedong,et al.Beijing：Petroleum Industry Press，2008：22-39.

[7]白玉湖，楊皓，陳桂華，等.頁巖氣產(chǎn)量遞減典型曲線應(yīng)用分析[J].可再生能源，2013，31(5)：115-119.

BAI Yuhu,YANG Hao,CHEN Guihua,et al.Application and analysis of yield decline type curve of shale gas[J].Renewable Energy Resources,2013,31(5):115-119.

[8]白玉湖，楊皓，陳桂華，等.頁巖氣產(chǎn)量遞減典型曲線中關(guān)鍵參數(shù)的確定方法[J].特種油氣藏，2013，20(2)：65-68.

BAI Yuhu,YANG Hao,CHEN Guihua,et al.Methods to determine the key parameters of typical production decline curves of shale gas reservoirs[J].Special Oil & Gas Reservoirs,2013,20(2):65-68.

[9]白玉湖，楊皓，陳桂華，等.頁巖氣產(chǎn)量遞減典型曲線的不確定性分析方法[J].石油鉆探技術(shù)，2013， 41(4)：97-100.

BAI Yuhu,YANG Hao,CHEN Guihua,et al.An uncertainty analysis method on typical production decline curve for shale gas reservoirs[J].Petroleum Drilling Techniques,2013,41(4):97-100.

[10]MOGHADAM S,MATTAR L,POOLADI-DARVISH M.Dual porosity typecurves for shale reservoirs[R].SPE 137535,2010.

[11]SESHARDRI J N,MATTAR L.Comparison of power law and modified hyperbolic decline methods[R].SPE 137320,2010.

[12]張志敏，王俊魁.預(yù)測油氣藏可采儲量的一種簡易方法[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26(3)：87-90.

ZHANG Zhimin,WANG Junkui.A simple method for predicting recoverable reserves of reservoir[J].Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing,2007,26(3):87-90.

[13]劉德華，肖佳林，關(guān)富佳.頁巖氣開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀及研究方向[J].石油天然氣學(xué)報，2011，33(1)：119-123.

LIU Dehua,XIAO Jialin,GUAN Fujia.Current situation and research direction of shale gas development[J].Journal of Oil and Gas Technology,2011,33(1):119-123.

[14]李艷麗.頁巖氣儲量計算方法探討[J].天然氣地球科學(xué)，2009，20(3)：466-470.

LI Yanli.Calculation methods of shale gas reserves[J].Natural Gas Geoscience,2009,20(3):466-470.

[15]DZ/T 0254—2014頁巖氣資源/儲量計算與評價技術(shù)規(guī)范[S].

DZ/T 0254—2014Regulation of shale gas resources/reserves estimation[S].

[16]STEGENT N A,WAGNER A L,MULLEN J,et al.Engineering a successful fracture-stimulation treatment in the Eagle Ford shale[R].SPE 136183,2010.

[17]INAMDAR A A,OGUNDARE T M,MALPANI R,et al.Evaluation of stimulation techniques using microseismic mapping in the Eagle Ford shale[R].SPE 136873,2010.

[18]MULLEN J.Petrophysical characterization of the Eagle Ford shale in south Texas[R].SPE 138145,2010.

[19]徐兵祥，李相方，HAGHIGHI Manouchehr，等.頁巖氣產(chǎn)量數(shù)據(jù)分析方法及產(chǎn)能預(yù)測[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2013，37(3)：119-125.

XU Bingxiang,LI Xiangfang,HAGHIGHI Manouchehr,et al.Production data analysis and productivity forecast of shale gas reservoir[J].Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science),2013,37(3):119-125.

[編輯令文學(xué)]

Application Study on Typical Production Decline Curves of Shale Gas Wells in the Fuling Jiaoshiba Block

SHEN Jincai, LIU Yaowen

(SinopecChongiqngFulingShaleGasExplorationandDevelopmentCo.Ltd.,Chongqing，408014，China)

To reveal the production decline pattern and the influencing factors of shale gas wells in Fuling Jiaoshiba Block, a typical decline curve of normalized quasi-production and material balance time by means of fitting method was developed on the basis of typical shale gas production data. At the same time, the impact of initial production capacity, production history, production allocation, water production, formation pressure and bottom hole flow pressure value accuracy on the typical production decline curve and recoverable reserve evaluation were also studied. In addition, applications of the typical production decline curve in recoverable reserve evaluation, reasonable production allocation and flow stage division were also analyzed. The results showed that the typical production decline curve used in recoverable reserve evaluation can take account of current production characteristics and production changes of the well, it demonstrates that this method is more reliable than the conventional material balance method, the elastic 2-phase method and empirical analogy method. Productivities and production patterns of shale gas wells change dynamically, so production is allocated in a rational manner. In addition, great attention should be paid to the difference among blocks, wells and production stages. By using the double logarithmic curve of normalized quasi-production and material balance time, the flow stage of shale gas wells can be determined based on the slopes in a complete production cycle. The results can provide references and guidance for evaluation of recoverable reserve, the rational production allocation and block development plan design of shale gas wells in the Fuling Jiaoshiba Block.

shale gas well; production decline; typical curve; recoverable reserves; Jiaoshiba Block; Fuling Shale Gas Field

2015-11-15；改回日期：2016-05-10。

沈金才(1985—)，男，重慶奉節(jié)人，2008年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，工程師，主要從事氣藏工程研究。E-mail:shenjincai@163.com。

國家科技重大專項“涪陵頁巖氣技術(shù)集成與示范體系建設(shè)”(編號：2016ZX05060006)資助。

doi:10.11911/syztjs.201604016

TE 33+2.3

A

1001-0890(2016)04-0088-07

?油氣開發(fā)?