一种页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法
技术领域
本发明涉及页岩气勘探开发领域，主要涉及一种基于动态储量及复杂裂缝形态约束的页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法。
背景技术
页岩气是天然气勘探开发的重要新领域之一，我国正积极推进页岩气产业商业化发展，已形成了多个页岩气产区，其中涪陵页岩气田焦石坝区块作为国内第一个商业化开发的页岩气藏，已历经近四年的开发并取得了较好的效果，目前涪陵页岩气田正逐步探索井网加密等提高采收率措施以实现气田稳产接替。页岩气多段压裂水平井储量动用状况是明确气田剩余储量分布、实现气田二次增产的基础，决定了气田可采储量增加的潜力和剩余气挖潜的方向。
页岩气藏超低孔超低渗的特征导致气井自然产能极低，需要通过水平井分段压裂技术在页岩储层中形成复杂裂缝网络系统，才可实现经济有效开发。多段压裂水平井技术的应用使得页岩气井井间连通及储量动用状况受制于压后裂缝展布特征。例如，若井组中单井裂缝延伸较长、缝网较密，则井间动用程度较大，反之，井间动用程度较小。另外，沿水平段井筒方向上裂缝形态分布的非均质性将导致沿该方向储层动用范围的非均质性。对于页岩气藏，受到储层脆性及地应力分布、应力阴影作用以及压裂过程中的射孔效率和局部漏失等多种因素的影响，很难形成均匀或近似等长的裂缝，而且现场裂缝监测技术(微地震、化学示踪剂等)以及气井生产过程的产气剖面测试均表明页岩气井水力压裂形成的是不等长、不等距的复杂裂缝网络，这种非均匀性的裂缝展布特征一定程度上影响了储层有效动用范围，同时也增加了井间储量动用状况刻画的难度。
页岩气多压裂水平井组储量动用状况评价方法就是利用各种生产动态及现场监测、测试数据，在反演出复杂裂缝形态的基础上进行井组储量动用状况的评价，从而为剩余气的定量描述及后续井网调整优化等老井挖潜措施的制定提供依据。
目前页岩气多段压裂水平井组储量动用状况研究主要有两类方法：
(1)利用井台数值模拟技术进行气井生产动态预测，评价井台动用范围。该方法应用的前提是通过生产历史拟合建立起能够反映储层实际的井组模型，最关键一步是完成复杂压裂裂缝形态的准确反演。但目前的历史拟合中，裂缝参数解释存在很强的多解性，最明显的就是裂缝长度及分布难以确定。造成这种现象的原因有两个方面：
一是水平井压裂裂缝半长和储层渗流物性两类参数对页岩气压裂水平井生产动态特征的影响往往不是独立的，导致在根据生产动态数据或关井压力恢复测试数据解释地质和压裂参数时多解性强。例如，较长的裂缝半长+较差的储层物性、较短的裂缝半长+较好的储层物性两种配置参数可能会出现同样的历史拟合效果，这就会导致拟合出的裂缝、储层参数存在很大的不确定性。
二是多段压裂改造往往形成的是复杂的裂缝系统且裂缝条数较多，由于没有多裂缝差异化参数配置方法和参数取值空间，单纯地依靠数值模拟技术只能盲目的搜索每条裂缝所有可能的取值，这使得裂缝反演多解性问题进一步加剧。
(2)利用微地震监测数据获取井组中单井压裂改造范围，并以此作为气井动用范围。微地震监测技术是采用合适的方法和设备，监测页岩气藏水力压裂过程中地层岩石破裂所产生的地震事件，并通过数据处理和解释，获取压裂过程中产生的裂缝的几何形状和空间展布等裂缝信息。但目前微地震监测获取的多是剪切缝响应事件，据此确定的压裂裂缝空间展布特征与实际有效裂缝扩展形态存在很大的偏差，且难以建立二者之间的定量关系，而后者才决定了气井的动用范围，意味着该方法对于页岩气压裂水平井组储量动用状况的刻画也不能满足现场要求。
分析目前的页岩气压裂水平井组储量动用程度分析方法可以发现，目前缺乏准确有效的页岩气多段压裂水平井组储量动用状况评价方法，难以开展剩余气定量描述工作，对于裂缝形态非均质性较强的压裂水平井这种情况更加严重。若利用目前的评价方法开展页岩气井组储量动用程度分析，难以准确描述出剩余气的分布，影响井网调整及提高采收率效果。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法，以期解决常规储层储量动用状况评价技术无法有效确定页岩气井压裂改造体积、难以准确反演出描述多裂缝差异化扩展的裂缝形态信息的问题。
本发明的页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法，包括以下步骤：
步骤1.动态储量评价结合均匀压裂水平井解析模型确定目标井台中的每一口单井的压裂改造体积及平均物性参数；
步骤2.利用产气剖面测试数据、微地震监测数据或压裂施工参数对单井的各段裂缝参数进行差异化处理，完成裂缝参数的初值配置，得到复杂裂缝展布模式；
步骤3.利用不等长、不等距的压裂水平井解析或数值模型进行各段非均匀裂缝参数的精细解释；
步骤4.在裂缝形态精细解释结果的基础上结合同井台多井数值模拟技术完成储量动用状况分析。
进一步的，所述步骤1包括：
步骤1.1.基础动静态参数和生产动态资料收集；
步骤1.2.求取单井动态储量；
步骤1.3.求取压裂改造体积及平均的裂缝参数；
步骤1.4.生产历史拟合确定平均裂缝半长及储层改造物性参数。
其中，在所述步骤1.1中，收集的基础动静态参数包括：初始地层压力pi(MPa)、地层温度t0(℃)、天然气相对密度γ、页岩密度ρB(t/m3)、总孔隙度
在所述步骤1.1中，收集的生产动态资料包括：目标井台中每口单井的试采动态数据，包括压裂水平井的产气量数据qg(万方/天)、产水量数据qw(方/天)、井口油压pt(MPa)、井口套压pc(MPa)等；
目标井台中每口单井的测试数据，包括井底测压数据(MPa)、关井压力恢复测试数据、微地震监测数据、产气剖面数据等；
目标井台中每口单井的压裂施工参数，主要是压裂过程中的单段总液量、单段进砂量(m3)；
进一步的，在收集基础动静态参数和生产动态资料后，由井口油套压、产量数据和井筒管柱参数计算井底流压。
进一步的，所述步骤1.2包括：
步骤1.2.1.考虑页岩气藏吸附气解吸、束缚水弹性能及异常高压气藏影响，根据质量守恒原理，建立页岩气藏物质平衡方程：
其中，
式中，G表示气井动态总储量，104m3；Gp表示气井累计产气量，104m3；p为地层压力，MPa；Z为天然气偏差因子，为压力的函数；T为温度，K；z**为修正偏差因子，为地层压力的函数；
步骤1.2.2.利用相同产气量下的测压数据，求取pwf/z**，绘制pwf/z**～Gp关系曲线，数据点后期满足直线关系，拟合直线段斜率；
步骤1.2.3.将后期直线段外推，过原始地层压力点(0,pi/z**)，作pwf/z**～Gp的平行线，与x轴的交点对应的值为该井的动态总储量G，所述储量主要反映页岩气压裂水平井SRV改造区内的总储量，主要由自由气和吸附气两部分组成。
进一步的，所述步骤1.3包括：
步骤1.3.1.根据气井动态总储量G与自由气储量Gf之间的关系求取气井SRV区内的自由气储量：
步骤1.3.2.根据SRV区自由气储量、水平井长度、充气孔隙度及有效缝高，利用容积法计算SRV改造体积：
及平均有效支撑水力裂缝半长为：
其中，Gf为SRV自由气储量，万方；Bgi为原始地层压力下的天然气体积系数；
进一步的，所述步骤1.4包括：
步骤1.4.1.选择压裂水平井解析模型；
步骤1.4.2.将步骤1.3.2计算的裂缝半长作为拟合初值，考虑到缝高不确定性及其他参数测量、计算误差，将裂缝半长的变化范围限制在±15％范围内，即，
由优化算法调整裂缝半长
进一步的，在所述步骤2中：
1)若压裂水平井在投产后开展过产气剖面测试，则步骤2包括：
步骤2.1.计算压裂水平井各段出气量与平均单段出气量的比值，对于第i段裂缝有：
其中，bi为第i段裂缝的出气量与平均单段出气量的比值；qi为第i段裂缝的出气量，104m3；N为裂缝段数；
步骤2.2.利用步骤2.1计算的单段出气量与平均单段出气量的比值，结合步骤1.4.2确定的最优平均裂缝半长，计算非均匀裂缝展布模式。
对于第i段裂缝，裂缝延伸半长初值为：
2)若压裂水平井在压裂过程中开展微地震监测，则步骤2包括：
步骤2.1.根据微地震监测数据圈定的范围，确定每个压裂段处的监测裂缝延伸半长，该半长与实际有效的裂缝半长偏差很大；
步骤2.2.计算确定每段监测裂缝延伸半长与平均监测裂缝延伸半长的比值，对于第i段裂缝有：
其中，ci为第i段裂缝的监测裂缝延伸半长与平均监测裂缝延伸半长的比值；Li为第i段裂缝的监测裂缝延伸半长，m。
步骤2.3.利用步骤2.2中计算的单段监测裂缝延伸半长比值，结合步骤1.4.2确定的最优平均裂缝半长，计算非均匀裂缝展布模式。对于第i段裂缝，裂缝延伸半长初值为：
3)若压裂水平试采过程中未做过产气剖面测试和微地震监测，则步骤2包括：
步骤2.1.计算压裂水平井各段加砂量与平均单段加砂量的比值，对于第i段裂缝，有：
其中，ai为第i段压裂的加砂量与平均单段加砂量的比值；mi为第i段裂缝的加砂量，t。
步骤2.2.利用步骤2.1中计算的单段压裂加砂量比值，结合步骤1.4.2确定的最优平均裂缝半长，计算各段裂缝非均匀展布模式。对于第i段裂缝，裂缝延伸半长初值为：
进一步的，所述步骤3包括：
步骤3.1.利用不等长不等距的压裂水平井产能评价解析模型，结合步骤2确定的非均匀裂缝展布模式，为每条裂缝配置好裂缝延伸半长初值；
考虑到缝高不确定性及其他参数测量、计算误差，同样将每条裂缝半长的变化范化范围限制在±15％范围内，但非均匀裂缝相对形态保持不变，只适当调整裂缝平均半长。
结合气井生产过程中记录的产气量、实测或折算井底流压，进行气井生产数据历史拟合最终确定最优平均裂缝半长、储层物性等参数，由平均裂缝半长及每条裂缝的延伸半长比例，确定非均匀裂缝半长展布。
若该井在生产过程中做过关井压力恢复测试，则所述步骤3还包括，
步骤3.2.利用步骤3.1中的拟合结果对不等长不等距试井解释模型进行初始参数配置，利用解释模型模拟气井关井压力恢复过程，得到关井压力恢复理论模型计算的双对数曲线，并将其与实测关井压力计算的压力恢复曲线进行拟合；
若理论模型计算的压力恢复双对数曲线与实测关井压力计算的压力恢复曲线能够成功拟合，证明步骤3.1中的拟合结果可靠；
若理论模型计算的压力恢复双对数曲线与实测关井压力计算的压力恢复曲线拟合效果不好，则在步骤3.1拟合结果的基础上，将非均匀裂缝的平均裂缝半长的变化范围限制在±10％范围内，做关井压力恢复曲线拟合进一步修正拟合参数；
步骤3.3.输出每口井裂缝、储层参数的最终拟合结果。
进一步的，所述步骤4包括：
步骤4.1.利用步骤3确定的每口井的裂缝及储层参数，建立同井台的多口压裂水平井的数值模拟模型；
步骤4.2.模拟压裂水平井生产，验证建立的模型是否合理，若历史拟合效果不好，将对应井的模型参数进行微调；
步骤4.3.根据多井历史拟合，模拟压裂水平井生产，得到平台井组平面及纵向上的压力场分布。
与现有技术相比，本发明的页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法可以很好地解决目前的页岩气多段压裂水平井组储量动用状况分析方法难以反演出复杂裂缝展布形态进而准确刻画剩余气分布的问题。本发明的方法整合了页岩气压裂水平井微地震监测数据、产气剖面测试数据、现场压裂施工参数、生产动态数据等各类信息，多重的约束最大程度地保证了裂缝展布参数的合理性，该方法在进行井台数值模拟之前，通过动态储量评价确定了SRV改造体积，相当于给出了平均有效裂缝半长，之后利用各类测试资料结合不等长不等距解析模型的历史拟合确定了各段非均匀裂缝展布模式，该模式包含了各段裂缝半长的比例和气藏工程分析的平均裂缝半长的最优值，为最后井台数值模拟中的关键一步，即井组生产历史拟合，提供了裂缝展布及大小等参数的搜索范围和方向，大大降低多解性；同时将动态储量评价、生产数据分析、关井压力恢复试井解释等各类气藏工程方法和数值模拟技术有机结合起来，形成了一套切实可行的页岩气多段压裂水平井组储量动用状况评价方法和流程。
上述技术特征可以各种技术上可行的方式组合以产生新的实施方案，只要能够实现本发明的目的。
附图说明
在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：
图1是本发明的页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法的流程图。
图2是本发明实施例中井底流压的计算结果。
图3是本发明实施例中目标井台焦页A-1HF井的pwf/z**～Gp关系曲线。
图4是本发明实施例中目标井台三口井焦页A-1HF井、焦页A-2HF井、焦页A-3HF井微地震监测得到的裂缝延伸半长与平均监测裂缝延伸半长的比值。
图5是本发明实施例中目标井台三口井焦页A-1HF井、焦页A-2HF井、焦页A-3HF井的裂缝延伸半长初值。
图6是本发明实施例中目标井台三口井焦页A-1HF井、焦页A-2HF井、焦页A-3HF井的生产数据拟合效果图。
图7为本发明实施例中目标井台焦页A-1HF井关井压力恢复双对数曲线拟合结果。
图8是本发明实施例中目标井台生产800天压力场分布情况。
具体实施方式
以下将结合说明书附图及具体实施例对本发明做进一步详细说明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
实施例1
以川东南盆地某页岩气开发区块中的一井台(共三口压裂水平井)为例来说明本发明的页岩气多段压裂水平井组储量动用状况评价方法。
本发明的页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法，包括，
步骤1.动态储量评价结合均匀压裂解析模型确定目标井台中的每一口单井的压裂改造体积及平均物性参数；包括，
步骤1.1.基础动静态参数和生产动态资料收集；具体的：
收集研究区目标井台中3口页岩压裂水平井(焦页A-1HF、焦页A-2HF、焦页A-3HF)的试采数据(气井日产气、日产水、井口油压、套压、累产气等)、基础地质参数(包括原始地层压力、地层温度、天然气相对密度、页岩密度、总孔隙度、含气饱和度、孔隙有效压缩系数、地层水压缩系数、兰氏压力、兰氏体积等)、每口井的压裂施工参数及每口井的产气剖面测试数据。
收集到的参数如表1～3所示，其中，表1为实施例中该井台的相关基础地质参数，表2是三口井的完井参数，表3为三口井的微地震监测数据的解释结果。
表1井台相关基础地质参数表
表2单井完井参数
表3三口井微地震监测数据解释结果
步骤1.2.求取单井动态储量，在本实施例中，以目标井台中焦页A-1HF井为例说明动态储量求取步骤，包括，
步骤1.2.1.考虑页岩气藏吸附气解吸、束缚水弹性能及异常高压气藏影响，根据质量守恒原理建立页岩气藏物质平衡方程：
其中，
式中，G表示气井动态总储量，104m3；Gp表示气井累计产气量，104m3；p为地层压力，MPa；Sgi为气藏初始含气饱和度，分数；Swi为气藏初始含水饱和度，分数；Cf为孔隙有效压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；VL为兰氏体积，m3/t；PL为兰氏压力，MPa；ρB为页岩密度，t/m3；Z为天然气偏差因子，为压力函数；
步骤1.2.2.本实施例中，目标井台焦页A-1HF井没有实测流压数据，在进行动态储量评价前需要根据井口压力数据计算井底流压。
根据井筒管柱结构、焦页A-1HF井生产方式(套管生产)，由井口油套压、产气量、产水量计算储层中深位置的井底流压。井底流压的方法可以采用Gray模型计算，压力梯度计算公式为：
其中，ρm＝ρlHl+ρg(1-Hl)，
式中，ρl表示液体密度，kg/m3；ρg表示天然气密度，kg/m3；Vsl、Vsg分别表示气井的表观液速和表观气速，m/s；d为流动截面的当量水力直径，在下油管之前为套管内径，在下油管之后为油管内径，m；σl界面张力，N/m。
最终井底流压的计算结果见图2。
步骤1.2.3.焦页A-1HF井生产过程中产量基本维持恒定，但存在部分产量波动点，剔除产量波动的压力点，利用其余相同产气量下的井底流压数据，根据物质平衡方程，求取pwf/z**，绘制pwf/z**～Gp关系曲线，数据点后期满足直线关系，如图3所示。
步骤1.2.4.过原始地层压力点(0,pi/z**)，作pwf/z**～Gp的平行线，如图3所示，该平行线与x轴的交点对应的值为1.66亿方，即焦页A-1HF井的动态储量为1.66亿方。动态储量主要反映焦页A-1HF井SRV有效改造区内的总储量，包含自由气和吸附气。
该井台另外两口井可采用类似的方法进行动态储量评价。最终评价得到焦页A-2HF、焦页A-3HF井动态储量分别为1.48亿方、1.43亿方。
步骤1.3.求取压裂改造体积及平均的裂缝参数，同样地，此处以焦页A-1HF井为例进行说明，包括：
步骤1.3.1.根据焦页A-1HF气井动态总储量G与自由气储量Gf之间的关系，结合基础参数，求取焦页A-1HF井SRV区内的自由气储量：
求得焦页A-1HF井SRV区自由气储量为1.05亿方。
步骤1.3.2.根据焦页A-1HF井SRV区自由气储量、水平井长度、孔隙度、饱和度及有效缝高，利用容积法计算SRV改造体积为1115.5万方：
平均有效支撑水力裂缝半长为100.02m：
该井台另外两口井可采用类似的方法求取压裂改造体积及平均的裂缝参数。最终评价计算结果见表4。
表4目标井台三口井压裂改造体积及平均的裂缝及储层参数计算结果
步骤1.4.生产历史拟合确定平均裂缝半长及储层改造物性参数，包括：
步骤1.4.1.选择历史拟合模型；本实施例中选择Brown提出的多段压裂水平井复合区三线性流解析模型，并通过在综合压缩系数项中引入解吸压缩系数来考虑吸附气解吸的影响，通过在拟时间计算中使用压降波及区内的平均地层压力来修正拟时间计算，以考虑页岩气藏特低渗泄压区逐渐变化对产能预测的影响。
步骤1.4.2.将步骤1.3.2计算的裂缝半长作为拟合初值，考虑到缝高不确定性及其他参数测量、计算误差，将裂缝半长的变化范围限制在±15％范围内，即，
进行压裂水平井生产数据历史拟合。
压裂水平井按现场记录的日产量生产，模拟得到对应的井底流压，与现场实测或折算的井底流压对比，计算两者的误差平方和，根据优化算法调整拟合参数使两者误差最小，完成历史拟合，最终三口井的储层及压裂改造参数解释结果如表5所示。
表5目标井台三口井储层及压裂改造参数解释结果
步骤2.目标井台三口井压裂完成后进行了微地震监测，根据微地震解释结果得到裂缝延伸半长，如表3所示。步骤2.1.计算每段监测裂缝延伸半长与平均监测裂缝延伸半长的比值，对于第i段裂缝有：
其中，ci为第i段监测裂缝延伸半长与平均监测裂缝延伸半长的比值；Li为第i段监测裂缝延伸半长，m。计算结果见图4所示。
步骤2.2.利用步骤2.1中计算的单段监测裂缝延伸半长比值，结合步骤1.4.2确定的最优平均裂缝半长，极端各段平均裂缝展布模式。对于第i段裂缝，裂缝半长初值为：
步骤3.利用不等长、不等距的压裂水平井解析或数值模型进行非均匀裂缝参数的精细解释。
焦页A-1HF井在生产过程中做过关井压力恢复测试，所以具体包括，
步骤3.1.利用不等长不等距的压裂水平井模型，结合步骤2.2定义复杂裂缝展布模式，为每条裂缝配置好裂缝延伸半长初值，如图5所示；
考虑到缝高不确定性及其他参数测量、计算误差，同样将每条裂缝半长的变化范围限制在±15％范围内，对于第i条裂缝有：
结合压裂水平井生产过程中记录产气量、折算井底流压，进行压裂水平井生产数据历史拟合最终确定每条裂缝展布参数及储层参数。在拟合过程中，保持裂缝形态不变，在±15％范围内调整平均裂缝半长，由优化算法拟合井底压力，在拟合结束后，可以得到地质参数、平均裂缝半长等参数，并由此可得到各条非均匀裂缝半长和导流能力。最终三口井的拟合效果如图6所示，拟合得到的参数如表6所示。
表6裂缝、储层参数的最终拟合结果
步骤3.2.利用步骤3.1中的拟合结果对不等长不等距试井解析模型的参数进行初始配置；分析发现关井压力恢复双对数曲线可成功的拟合上，如图7所示，则证明步骤3.1中的拟合结果可靠。
步骤4.裂缝形态精细解释结果的基础上结合同井台多井数值模拟技术完成储量动用状况分析。包括，
步骤4.1.基于微地震数据重构复杂裂缝网络，建立压后地质模型，圈定复杂裂缝网络分布区；
步骤4.2.利用步骤3确定的每口井的裂缝长度圈定压裂改造区面积A，该面积值A一般小于步骤4.1中圈定的复杂裂缝网络分布区的面积；
步骤4.3.保证步骤4.1中圈定的复杂裂缝网络分布区形状不变，将其面积调整至步骤4.2中计算得到的A值，修正4.1中建立的压后地质模型。
步骤4.4.在压后地质模型的基础上，结合步骤3确定的储层参数，建立同井台的多口压裂水平井的数值模拟模型；
步骤4.5.模拟压裂水平井生产，通过微调微裂缝网络渗透率，主裂缝导流能力，压裂改造范围等参数即可完成历史拟合。
步骤4.6.根据拟合后的多井数值模型，模拟压裂水平井生产，预测模型平面及纵向上的压力场分布，根据压力场分布评价井组储量动用状况，压力降幅越大动用越明显。将地层压力降幅超过20％以上的区域作为储量动用区，将地层压力降幅小于20％的区域作为剩余气富集区。
步骤4.7.根据模型模拟结果(图8)，气井生产800天后，改造区内平均地层压力降至19MPa，采出程度约为31.35％；3口井压力降幅大于20％的动用面积分别为0.29、0.24、0.25km2，其中焦页A-1HF动用面积最大；焦页A-1HF和焦页A-2HF之间存在200-400m宽度几乎未动用，焦页A-2HF和焦页A-3HF间存在100-400m宽度几乎未动用。
本发明的页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法在进行页岩气多段压裂水平井井台储量动用状况分析时，首先对井台中的每口单井进行了动态分析和裂缝形态反演，以确定裂缝扩展的平均范围和改造后的储层平均物性。在平均改造效果评价的基础上，考虑压裂施工参数、产气剖面、微地震监测数据的约束作用明确了裂缝非均匀展布模式，完成单井的多裂缝参数差异化的精细解释。之后利用每口单井的精细解释结果，完成井台数值模拟模型的建立，完成气井生产动态预测，评价井组储量动用状况，最终形成了一套页岩气多段压裂水平井组储量动用及剩余气分布状况评价方法和流程。
至此，本领域技术人员应该认识到，虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
