致密气藏储量评价新方法

2015-02-17夏朝辉刘玲莉王玉华

特种油气藏 2015年5期

关键词：单段可采储量气藏

李陈，夏朝辉，汪萍，刘玲莉，王玉华

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083;2.中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

致密气藏储量评价新方法

李陈1，夏朝辉1，汪萍1，刘玲莉1，王玉华2

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083;2.中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

针对致密气藏圈闭界限不明显及采收率无法确定的问题，通过致密气藏的渗流特征和面积外推法来标定生产井的控制面积，利用产量递减曲线标定生产井的产能，结合PRMS储量划分标准，提出了适合致密气藏储量评价的新方法。实例表明，该评价方法计算的西加盆地某致密气藏可采储量与国外专业储量评估公司评估结果基本相同，相对误差小于1%。为国内外致密气田的储量评价提供了依据。

致密气藏;储量评价;典型曲线;西加盆地

0 引言

致密气是指存在于低渗透致密储集层中的非常规天然气［1-4］，几乎存在于所有的含油气区，但除美国、加拿大外，其他的含油盆地并未大规模开展致密气藏的勘探开发研究。由于基础资料较少，导致储量评价研究较难深入开展，目前致密气藏储量的评价缺乏成熟的体系和统一的标准［5-7］。通过对西加盆地某致密气藏现有资料进行分析研究，初步形成了一套在理论和实践上均能满足快速评价致密气储量的理论和方法。

1 致密气藏水平井开发特征

1.1 单井控制面积

致密气藏具有低渗、低孔特性，自然条件下气体基本不流动，渗流区域局限于通过压裂改造的区域，所以单井的控制半径为人工裂缝半长。通过井下微地震监测技术可以获得裂缝的方位、半长、高度、产状等参数，定量表征人工裂缝空间分布。现场生产数据分析表明，一般致密气藏压裂水平井控制区域将长期(10 a以上)处于一维线性渗流，可以把致密气藏人工裂缝控制面积近似为一个长宽分别为缝长和缝间距的矩形，则每条裂缝的控制面积为:

式中:S为每条裂缝的控制面积，km2;Xe为裂缝半长，km;Ye为裂缝间距，km。

1.2 致密气藏产量特征曲线

由于没有钻井，C级商业储量的计算一般采用特征曲线法。通过对致密气田的生产动态分析，绘制出单井单段生产特征曲线，该曲线的预测结果即为单井单段的可采储量计算结果。

各井开井时间和压裂段数不同，为此，对分段压裂水平井进行时间和压力归一化，得到每个区块单井单段生产曲线和平均产气曲线，根据该区块平均产气曲线确定该区块的高峰产气量、递减曲线递减参数，在此基础上进行各区块单井单段最终可采储量的预测。

2 致密气藏可采储量计算

2.1 P级商业储量计算

对于渗透率极低的致密砂岩气藏而言，实际生产数据和渗流规律证明单井控制面积或体积受到水平段长度、压裂段数、缝长和缝高控制，与常规气藏单井控制面积或体积的确定有所区别，一般不采用采收率标定法来计算致密砂岩气的可采储量，而采用特征曲线法。

递减方式的选取需根据致密气的递减特征来决定［8-12］，常规的Arps［13］递减遵循晚期的拟稳态渗流规律，递减速度过慢，不适用于致密气藏长期处于非稳态渗流这一特点。通过对西加盆地363口致密气井递减规律的研究，发现致密气产量前期符合递减指数b＞1的非常规Arps递减，当气藏年递减率降为5%时转为指数递减，即:

式中:q为气井产量，103m3/d;qi为初始产气速率，103m3/d;b为递减指数;Di为初始递减率，%;t为生产时间，d;D为年递减率，%。

在各井实际生产数据的基础上，利用Arps两段递减曲线预测气井产量。为慎重考虑，选取较为保守的初始递减率D1p，调整递减指数，使预测产量与实际产量达到拟合精度，得到1P预测曲线，1P预测曲线到达经济极限产量时的累计产量即为该井1P可采储量;考虑到未来的不确定性，选取较为乐观的初始递减率D2p进行预测，预测结果作为该井2P可采储量;选取更为乐观的初始递减率D3p进行预测，预测结果作为该井3P可采储量。区块内各井1P、2P和3P可采储量之和即为该区块的1P、2P和3P可采储量。

2.2 C级地质储量计算

根据PRMS的划分原则，将C级储量分为1C、2C、3C。由于致密气藏渗透率极低，单井的控制面积基本等同于裂缝波及范围，因此，1C储量的控制面积等同于长宽分别为裂缝长度和压裂间距的矩形面积。在1C控制面积的基础上控制边界平行外推一个裂缝长度作为2C储量的控制面积，在2C控制面积的基础上控制边界平行外推至矿权区储层边界作为3C储量的控制面积，各控制面积中的储量之和即为C级控制储量。通过特征曲线和废弃产量可以得到单井单段的最终产量，则C级储量为:

式中:Qt为区块中对应的C级储量，108m3;St为该区块中对应的C级储量控制面积，km2;So为单井单段控制面积，km2;Qc为该区块分段压裂水平井单井单段最终产量，108m3。

3 实例应用

以西加盆地某致密气藏为例。该气藏分为4个区块，现有生产井363口，几乎覆盖了整个气藏，基本参数如表1所示。应用上述评估方法对其储量进行评估。

表1 致密砂岩气藏基本参数

(1)以气藏内每口井的生产数据为基础，运用两段递减法，以实际初始产量作为预测曲线初始产量qi，选用不同的年初始递减率(D1P=70%，D2P= 67%，D3P=65%)逐井进行产量递减分析。调整递减指数(分析发现致密气的递减指数一般介于1～2)，使预测的产量递减曲线尽可能地拟合实际产量，最终整个区块拟合率R2的平均值达到0.91。

(2)3种产量的递减曲线递减至经济极限产量4 000 m3/d时的累计产气量即为生产井的1P、2P、3P可采储量，各井的1P、2P、3P可采储量之和即为该区块的1P、2P、3P可采储量。1P、2P、3P可采储量的不确定性依次增加，最终结果与国际专业储量评估公司评价结果基本一致(表2)。

表2 某致密气藏可采储量评价结果

(3)通过时间归一和压裂段数归一递减曲线，得到各个区块单井单段平均递减曲线，根据平均递减曲线峰值、形态，选取两段递减法拟合平均递减曲线，得到各个区块的特征曲线(图1)，参数如表3所示。

图1 A区块单井单段平均递减曲线及特征曲线

表3 某致密气藏特征曲线参数

(4)根据划分原则，该气藏1C控制面积为11.93 km2，2C控制面积为25.83 km2，3C控制面积为123.86 km2(图2)，单井单段控制面积So为0.007 5 km2，单井单段特征曲线最终可采储量Qc为0.18×108m3。由式(3)计算得到 Qt1C=286× 108m3，Qt2C=620×108m3，Qt3C=2 973×108m3，与国际专业储量评估公司评价结果基本一致(国外专业储量评估公司评估结果分别为292×108、630× 108、2 995×108m3)。