CN105822298B - 基于产气指数的页岩气层绝对无阻流量的获取方法 - Google Patents

基于产气指数的页岩气层绝对无阻流量的获取方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及基于产气指数的页岩气层绝对无阻流量的获取方法，获取工区已试井页岩气层参数，获取已试井页岩气层压裂参数，通过测试产能资料获取已试井页岩气层无阻流量；由获取的参数依次计算已试井气层含气指数、压裂改造指数、产气指数，与对应已试井计算的产气指数IPG利用最小二乘法确定模型AOFg＝A×eB×IPG的模型系数；获取工区待预测井页岩气层参数，获取待预测井页岩气层压裂参数，获取的参数根据公式依次计算待预测井气层压裂改造指数、含气指数、产气指数；将产气指数带入模型AOFg1＝A×eB×IPG1计算待预测井页岩气层无阻流量，输出计算结果。本发明已在某页岩气田预测30口井采用，平均误差不超过20％。

Description

基于产气指数的页岩气层绝对无阻流量的获取方法
技术领域
本发明涉及一种基于产气指数的页岩气层绝对无阻流量的获取方法，主要为页岩储层测录井解释及压裂改造提供关键评价参数。
背景技术
无阻流量预测是天然气勘探开发中一个十分重要的环节，是对储层品质、储层流体含油气性质和其产能的综合评价指标，同时也是最重要的指标之一。
页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。页岩气藏具有超低孔隙度、渗透率的特点；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，这给页岩气解释评价带来困难。页岩气井投产前都需要进行大型压裂，从而导致页岩气藏产能与常规气藏相比更有其特殊复杂的影响因素。
传统的绝对无阻流量获取方法主要为一点法和拟压力法等，这些都是确定原始气藏压力下建立无阻流量方程。对于页岩气藏来说，由于渗流机理复杂，通过这些方法难以建立适用的无阻流量模型。
发明内容
本发明的目的是针对上述技术现状，旨在提供一种方法简便、适用范围广，并且能为页岩气层提供可靠资料，提高预测率的基于产气指数的页岩气层绝对无阻流量的获取方法。
本发明目的的实现方式为，基于产气指数的页岩气层绝对无阻流量的获取方法，具体步骤为：
1)通过测录井资料获取工区已试井页岩气层参数，具体参数为气层厚度H、水平井段长度L、压力系数Kf、孔隙度POR、含气饱和度Sg、有机碳含量TOC和脆性指数Brit；
2)获取已试井页岩气层压裂参数，具体参数为压裂液体积Vf、压裂支持剂体积Vs；
3)通过测试产能资料获取已试井页岩气层无阻流量AOFg；
4)运用步骤1)和步骤2)获取的参数依次计算已试井气层含气指数Ig、压裂改造指数IFR、产气指数IPG，具体公式如下：
IFR＝(Vf+Vs)/10000，
Ig＝H×Kf×POR×Sg×TOC，
IPG＝L×(Ig+IFR)×Brit；
式中：压裂液体积Vf量纲为m3,
压裂支持剂体积Vs量纲为m3，
压裂改造指数IFR量纲为10km3，
厚度H量纲为m，
水平井段长度L量纲为hm，
压力系数Kf无量纲，
孔隙度POR、含气饱和度Sg、有机碳含量TOC量纲为小数，
含脆性指数Brit量纲为小数；
5)将获取的已试井页岩气层无阻流量AOFg与对应已试井计算的产气指数IPG利用最小二乘法确定模型AOFg＝A×eB×IPG的模型系数A、B；
式中无阻流量AOFg量纲为104m3/d；
6)通过测录井资料获取工区待预测井页岩气层参数，具体参数为气层厚度H 1、水平井段长度L 1、压力系数Kf 1、孔隙度POR 1、含气饱和度Sg 1、有机碳含量TOC 1和脆性指数Brit 1；
7)获取待预测井页岩气层压裂参数，具体参数为压裂液体积Vf 1、压裂支持剂体积Vs 1；
8)运用步骤6)和步骤7)获取的参数根据公式
IFR 1＝(Vf 1+Vs 1)/10000，
Ig 1＝H 1×Kf 1×POR 1×Sg 1×TOC 1，
IPG 1＝L 1×(Ig 1+IFR 1)×Brit 1；
依次计算待预测井气层压裂改造指数IFR 1、含气指数Ig 1、产气指数IPG1；
9)将步骤5)计算出的模型系数A、B带入AOFg 1＝A×eB×IPG 1中计算出的待预测井页岩气层无阻流量AOFg 1；
10)输出计算结果。
本发明解决了传统无阻流量获取方法在预测页岩气层无阻流量精确度不高的问题，并且比传统绝对无阻流量获取方法更简便，适用范围更广。
本发明已在某页岩气田预测30口井绝对无阻流量，本发明预测的页岩气层绝对无阻流量与现场生产开发的绝对无阻流量接近，平均误差不超过20％，符合现场绝对无阻流量预测需要。
附图说明
图1为本发明工作流程框图，
图2为本发明J工区9口井绝对无阻流量与产气指数交会图。
具体实施方式
参照图1，本发明的具体步骤为：
1)通过测录井资料获取工区已试井页岩气层参数，具体参数为气层厚度H、水平井段长度L、压力系数Kf、孔隙度POR、含气饱和度Sg、有机碳含量TOC以及脆性指数Brit；
2)获取已试井页岩气层压裂参数，具体参数为压裂液体积Vf、压裂支持剂体积Vs；
3)获取已试井页岩气层无阻流量AOFg；
3)通过测试产能资料获取已试井页岩气层无阻流量AOFg；
4)运用步骤1)和步骤2)获取的参数依次计算已试井气层含气指数Ig、压裂改造指数IFR、产气指数IPG，具体公式如下：
IFR＝(Vf+Vs)/10000，
Ig＝H×Kf×POR×Sg×TOC，
IPG＝L×(Ig+IFR)×Brit；
5)将获取的已试井页岩气层无阻流量AOFg与对应已试井计算的产气指数IPG利用最小二乘法确定模型AOFg＝A×eB×IPG的模型系数A、B；
6)通过测录井资料获取工区待预测井页岩气层参数，具体参数为气层厚度H 1、水平井段长度L 1、压力系数Kf 1、孔隙度POR 1、含气饱和度Sg 1、有机碳含量TOC 1以及脆性指数Brit 1；
8)运用步骤6)和步骤7)获取的参数依次计算待预测井气层压裂改造指数IFR、含气指数Ig、产气指数IPG；
7)获取待预测井页岩气层压裂参数，具体参数为压裂液体积Vf 1、压裂支持剂体积Vs 1；
8)运用步骤6)和步骤7)获取的参数依次根据公式
IFR 1＝(Vf 1+Vs 1)/10000，
Ig 1＝H 1×Kf 1×POR 1×Sg 1×TOC 1，
IPG 1＝L 1×(Ig 1+IFR 1)×Brit 1；
依次计算待预测井气层压裂改造指数IFR 1、含气指数Ig 1、产气指数IPG1；
9)将步骤5)计算出的模型系数A、B带入AOFg 1＝A×eB×IPG 1中计算出的待预测井页岩气层无阻流量AOFg 1；
10)输出计算结果。
下面用具体实施例详述本发明。
实例一：某页岩气田J工区R2HF井
1)通过测录井资料获取J工区9口已试井(W1H井、W1-2H井、W1-3HF井、W6-2HF井、W7-2HF井、W8-2HF井、W10-2HF井、W11-2HF井、W12-3HF井)页岩气层的气层厚度H、水平井段长度L、压力系数Kf、孔隙度POR、含气饱和度Sg、有机碳含量TOC以及脆性指数Brit；
2)获取9口已试井页岩气层压裂所用的压裂液体积Vf、压裂支持剂体积Vs；
3)通过测试产能资料获取9口已试井页岩气层无阻流量AOFg；
4)根据步骤1)和步骤2)获取的参数依次计算9口已试井气层压裂改造指数IFR、含气指数Ig、产气指数IPG；
5)将9口已试井的页岩气层无阻流量AOFg与步骤4)计算的产气指数IPG利用最小二乘法确定模型AOFg＝A×eB×IPG的模型系数A＝9.3173、B＝0.0238(见图2)；
6)通过测录井资料获取R2HF井页岩气层参数，R2HF井气层厚度H为40m、水平井段长度L 1为14.58m、压力系数Kf 1平均为1.45、孔隙度POR 1平均为0.059、含气饱和度Sg 1平均为0.671、有机碳含量TOC 1平均为3.6％、脆性指数Brit 1平均为0.65；
7)获取R2HF井页岩气层压裂参数，压裂液体积Vf 1为30963.2m3、压裂支持剂体积Vs 1为778.4m3；
8)运用步骤6)和步骤7)获取的参数计算的R2HF井气层压裂改造指数IFR1为3.174、含气指数Ig 1为8.266、产气指数IPG 1为116.825；
9)利用模型AOFg 1＝9.3173×e0.0238IPG1计算R2HF井页岩气层绝对无阻流量；
10)输出计算结果，R2HF井计算绝对无阻流量为150.25×104m3/d，页岩气开发测试绝对无阻流量为144.89×104m3/d，误差为3.7％，小于20.0％，符合现场绝对无阻流量预测需要。
实例二：某页岩气田J工区R3HF井
1)R3HF井和与实例一中的R2HF井都属于J工区的生产井，可以沿用实例一中9口已试井计算确定的模型系数A、B，模型AOFg＝A×eB×IPG的模型系数A＝9.3173、B＝0.0238；
2)通过测录井资料获取R3HF井页岩气层参数，R3HF井气层厚度H为40m、水平井段长度L为13.98m、压力系数Kf平均为1.45、孔隙度POR平均为0.055、含气饱和度Sg平均为0.552、有机碳含量TOC平均为2.36％、脆性指数Brit平均为0.55；
3)获取R3HF井页岩气层压裂参数，压裂液体积Vf为28627.5m3、压裂支持剂体积Vs为1015.4m3；
4)运用步骤2)和步骤3)获取的参数计算的R3HF井气层压裂改造指数IFR为2.964、含气指数Ig为4.156、产气指数IPG为56.359；
5)利用模型AOFg＝9.3173×e0.0238IPG计算R3HF井页岩气层绝对无阻流量；
6)输出计算结果，R3HF井计算绝对无阻流量为35.63×104m3/d，页岩气开发测试绝对无阻流量为40.40×104m3/d，误差为11.8％，小于20.0％，符合现场绝对无阻流量预测需要。

Claims (1)

1.基于产气指数的页岩气层绝对无阻流量的获取方法，其特征在于：具体步骤为：
1)通过测录井资料获取工区已试井页岩气层参数，具体参数为气层厚度H、水平井段长度L、压力系数Kf、孔隙度POR、含气饱和度Sg、有机碳含量TOC和脆性指数Brit；
2)获取已试井页岩气层压裂参数，具体参数为压裂液体积Vf、压裂支持剂体积Vs；
3)通过测试产能资料获取已试井页岩气层无阻流量AOFg；
4)运用步骤1)和步骤2)获取的参数依次计算已试井气层含气指数Ig、压裂改造指数IFR、产气指数IPG，具体公式如下：
IFR＝(Vf+Vs)/10000，
Ig＝H×Kf×POR×Sg×TOC，
IPG＝L×(Ig+IFR)×Brit；
式中：压裂液体积Vf量纲为m3,
压裂支持剂体积Vs量纲为m3，
压裂改造指数IFR量纲为10km3，
厚度H量纲为m，
水平井段长度L量纲为hm，
压力系数Kf无量纲，
孔隙度POR、含气饱和度Sg、有机碳含量TOC量纲为小数，
含脆性指数Brit量纲为小数；
5)将获取的已试井页岩气层无阻流量AOFg与对应已试井计算的产气指数IPG利用最小二乘法确定模型AOFg＝A×eB×IPG的模型系数A、B；
式中无阻流量AOFg量纲为104m3/d；
6)通过测录井资料获取工区待预测井页岩气层参数，具体参数为气层厚度H 1、水平井段长度L 1、压力系数Kf 1、孔隙度POR 1、含气饱和度Sg 1、有机碳含量TOC 1和脆性指数Brit 1；
7)获取待预测井页岩气层压裂参数，具体参数为压裂液体积Vf 1、压裂支持剂体积Vs1；
8)运用步骤6)和步骤7)获取的参数根据公式
IFR 1＝(Vf 1+Vs 1)/10000，
Ig 1＝H 1×Kf 1×POR 1×Sg 1×TOC 1，
IPG 1＝L 1×(Ig 1+IFR 1)×Brit 1；
依次计算待预测井气层压裂改造指数IFR 1、含气指数Ig 1、产气指数IPG1；
9)将步骤5)计算出的模型系数A、B带入AOFg 1＝A×eB×IPG 1中计算出的待预测井页岩气层无阻流量AOFg 1；
10)输出计算结果。
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