CN107701172B - 基于线性模型的页岩气水平井初期最高产能的预测方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种基于线性模型的页岩气水平井初期最高产能的预测方法，获取工区已试井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度、长度和与其对应的单井初期最高稳定产能资料，待预测井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度、长度，将各页岩气已试井的单井初期最高稳定产量及与其对应井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度、长度数据之和，根据最小二乘法建立线性回归模型；求取模型系数A；计算出待预测页岩气水平井的最高稳定产能Qgmax；输出预测结果。本发明已在FL页岩气田应用173口井，预测的与现场实际生产获得的平均误差不超过±20％，符合现场快速预测单井水平段页岩气层最高稳定产量需要。本发明适用范围更广，操作简便。

Description

基于线性模型的页岩气水平井初期最高产能的预测方法
技术领域
本发明属于页岩气勘探开发领域，涉及页岩气水平井单井产能预测方法，具体涉及一种基于线性模型的页岩气水平井初期最高产能的预测方法。
背景技术
页岩气的勘探开发已成为现阶段能源界热点。页岩气主要存在于暗色页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式。页岩气藏具有超低孔隙度、渗透率特点，需要通过水平井钻孔和大型水利压裂改造，才能获得具有一定经济价值的有效开发。由于其开发的特殊性，从而导致页岩气藏产能预测比常规气藏更为复杂。
随着页岩气田的商业化开发，逐步揭开了页岩气藏的神秘面纱，同时为页岩气工作者提供了许多详实的研究资料和一些实践经验。众多研究也发现，北美页岩气开发模式，特别是初期完全返排、短期高产、长期中低产，依靠多打井、多次压裂模式并非科学。
如何简单、快速、低成本的预测页岩气水平井单井初期最高稳定产能，是国内众多页岩气勘探开发现场工作者一直关心的一项关键技术。当前，生产现场上，在对同一区块多口页岩气水平井进行大规模水力压裂后，多采用页岩气水平井水平段长度单一参数类比方法快速估算单井初期最高稳定产能，方法虽然简便、快速、成本低，但相对误差平均超过30％，预测误差大、适用范围小，仍有较大改进与提高空间。
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、快速高效、成本低、具有一定普适性的预测页岩气水平井单井初期最高产能的预测方法。
满足国内各探区页岩气勘探开发现场的需要。现场实例研究发现，页岩气水平井实施分段压裂，分段长度接近页岩层垂厚，即“等厚分段”，采取多辆3000水马力压裂车饱和式压裂作业，砂液比不低于4％，页岩气层压裂改造充分，能够充分增强页岩气层的渗流特性，页岩气水平井能够获得较好的工业气流，页岩气水平井水平段Ⅰ、Ⅱ类(高产、中等产量)气层孔隙度POR、长度L是影响气井产能的主控要素。
本发明目的的实现方式为，基于线性模型的页岩气水平井初期最高产能的预测方法，具体步骤为：
1)获取工区已试井与待预测井资料
(1)已试井资料包括已完成页岩气试井任务的井位报告书、录井地质完井总结报告、测井解释报告、测录井解释数据表和完井试气报告；具体包括已试井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR n-1、已试井的气层段长度L n-1，与待预测井对应的已试井的单井初期最高稳定产能Qgmax m-1，
其中m-1表示已试井的序号，n-1表示第m-1井Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段序号；
POR n-1计量单位为％、长度Ln-1计量单位为100m、单井初期最高稳定产能Qgmaxm-1计量单位为104m3/d；
(2)待预测井资料包括待预测页岩气井的井位报告书、录井地质完井总结报告、测井解释报告、测录井解释成果数据表和完井试气报告；具体包括待预测井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR n、预测井的气层段长度L n，
n表示待预测井的Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段序号；
POR n计量单位为％、长度Ln计量单位为100m；
2)利用已试井资料验证和优选模型
将步骤1)获取的各页岩气已试井的单井初期最高稳定产量Qgmax m-1及与已试井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR n-1、已试井的气层段长度L n-1数据之和∑(PORn-1·L n-1)，根据最小二乘法，建立线性回归模型，模型的回归曲线过原点，回归分析相关系数为R；
所述线性模型为Qgmax＝A(POR·L)，式中A为线性模型系数，已试井存在有n-1段页岩气层段时(POR·L)＝∑(POR n-1·L n-1)；
回归分析相关系数R2大于0.7，认为线性模型Qgmax＝A(POR·L)适用。
3)求取待预测井水平段Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的∑(POR n·L n)；
4)利用步骤2)中的计算模型Qgmax＝A∑(POR n·L n)，利用步骤3)中的∑(PORn·L n)和步骤2)所取得的模型系数A，计算出待预测页岩气水平井的最高稳定产能Qgmax；
所述初期最高稳定产能Qgmax m-1是指完成页岩气试井任务后3个月内单井最高稳定产能；数据来源于完井试气报告；水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR、长度L数据来源于测录井解释成果数据表；
5)输出预测结果。
本发明解决了现场上采用页岩气水平井水平段长度单一参数类比方法快速估算单井初期最高稳定产能精度不高的问题，适用范围更广，操作简便。
本发明已在FL页岩气田应用173口井，预测的页岩气水平井单井初期最高稳定产能与现场实际生产获得的最高稳定产量接近，平均误差不超过±20％，符合现场快速预测单井水平段页岩气层最高稳定产量需要，有助于气田高效开发，提升了国内页岩气水平井单井产能预测水平。
附图说明
图1为本发明工作流程框图；
图2为本发明J工区线性模型页岩气水平井产能预测图版。
具体实施方式
参照图1，本发明是，获取工区已试井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度、长度和与其对应的已试井的单井初期最高稳定产能Qgmax m-1资料，待预测井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度、长度，将获取的已试井的各页岩气已试井的初期最高稳定产量Qgmax m-1及与其对应井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度PORn-1、长度Ln-1数据之和∑(POR n-1·L n-1)，根据最小二乘法，建立线性回归模型，模型的回归曲线过原点；求取模型系数A；利用计算模型Qgmax＝A∑(POR n·L n)、模型系数A计算出待预测页岩气水平井的最高稳定产能Qgmax；输出预测结果。
Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段是具备高产、能达到商业开发价值的页岩气层段。
下面用具体实施例详述本发明。
实例1：某页岩气田J工区R6-bHF井
1)获取工区已试井与待预测井资料
(1)根据录井地质完井总结报告、测井解释报告、测录井解释数据表、完井试气报告等资料获取J工区12口已试井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度PORn-1、长度Ln-1和单井初期最高稳定产能Qgmax m-1，12口已试井中的其中某一口井为工程事故井，不参与建立模型，因此,已测试井数为W1H井、W1-2H井、W1-3HF井、W2H井、W4H井、W7-2HF井、W8-2HF井、W9-2HF井、W10-2HF井、W11-2HF井、W12-3HF共11口井，m取值从1到11；
(2)根据待预测R6-bHF页岩气井的井位报告书、录井地质完井总结报告、测井解释报告、测录井解释成果数据表、完井试气报告等获取待预测井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR n、长度L n；
2)利用已试井资料验证和优选模型
(1)将以上11口已试井获取的页岩气的初期最高稳定产量Qgmax m-1及与其对应井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR n-1、长度L n-1数据之和∑(POR n-1·L n-1)(表1)，根据最小二乘法，建立线性回归模型(见图2)，模型的回归曲线过原点。
已测试各页岩气水平井水平段Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的∑(POR n-1·L n-1)和单井初期最高稳定产能Qgmax m-1值见表1。
表1
井号 ∑(POR n-1·L n-1) Qgmax m-1
W1H 42.042 17.2
W1-2H 68.985 33
W1-3HF 48.384 20.2
W2H 86.022 34
W4H 69.484 26
W7-2HF 30.8 13.3
W8-2HF 86.942 54.7
W9-2HF 8.96 5.9
W10-2HF 77.77 37.7
W11-2HF 76.572 41.5
W12-3HF 91.77 41.1
(2)根据线性模型为Qgmax＝A(POR·L)，数据式中A为线性模型系数，存在n-1段页岩气层段时(POR·L)＝∑(POR n n-1·L n-1)，把表1中数据带入线性模型中回归，求出线性模型系数A为0.476；
(3)回归分析相关系数R2为0.842大于0.7，认为线性模型Qgmax＝A(POR·L)适用。
3)求取待预测R6-bHF页岩气水平井水平段Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的∑(POR n·L n)为75.327hm·％(表2)；
表2R6-bHF页岩气水平井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的POR和L值
Figure GDA0002471713280000051
4)利用步骤2)中的计算模型Qgmax＝A∑(POR n·L n)，利用步骤3)中的∑(PORn·L n)和步骤2)所取得的模型系数A(0.476)，计算出待预测页岩气水平井的最高稳定产能Qgmax为75.327×0.476＝35.86×104m3/d。
所述初期最高稳定产能Qgmax m-1是指完成页岩气试井任务后3个月内单井最高稳定产能；数据来源于完井试气报告；水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR、长度L数据来源于测录井解释成果数据表。
5)输出预测结果，R6-bHF页岩气水平井计算最高稳定产量Qgmax为35.86×104m3/d，该井页岩气开发实际测试最高稳定产量为36.3×104m3/d，误差为1.3％，小于15.0％，符合现场最高稳定产能预测需要。
实例2：某页岩气田J工区R90-bHF井
1)获取工区已试井与待预测井资料
(1)根据录井地质完井总结报告、测井解释报告、测录井解释数据表、完井试气报告等资料获取J工区12口已试井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度PORn-1、长度Ln-1和已试井的单井初期最高稳定产能Qgmax m-1，计量单位分别为％、hm(100m)、104m3/d，m、n为1、2、3……等自然数，m表示井序号，n表示第m井Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段序号，12口已试井中的其中某一口井为工程事故井，不参与建立模型，因此,已测试井数为W1H井、W1-2H井、W1-3HF井、W2H井、W4H井、W7-2HF井、W8-2HF井、W9-2HF井、W10-2HF井、W11-2HF井、W12-3HF共11口井，m取值从1到11；
(2)根据待预测R90-bHF页岩气井的井位报告书、录井地质完井总结报告、测井解释报告、测录井解释成果数据表、完井试气报告等获取待预测井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR n、长度L n，计量单位分别为％、hm(100m)，n为1、2、3……等自然数，表示第n页岩气层段；
(3)初期最高稳定产能Qgmax m-1是指完成页岩气试井任务后3个月内单井最高稳定产量，数据来源于完井试气报告；水平段Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR、长度L数据来源于测录井解释成果数据表；
2)利用已试井资料验证和优选模型
(1)将以上11口已试井获取的页岩气的初期最高稳定产量Qgmax m-1及与其对应井的水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR n-1、长度L n-1数据之和∑(POR n-1·L n-1)(表1)，根据最小二乘法，建立线性回归模型(见图2)，模型的回归曲线过原点；
(2)线性模型为Qgmax＝A(POR·L)，式中A为线性模型系数，存在n-1段页岩气层段时(POR·L)＝∑(POR n-1·L n-1)，把步骤(1)中数据带入模型中，回归的模型系数A为0.476；
(3)回归分析相关系数R2为0.842大于0.7，认为线性模型Qgmax＝A(POR·L)适用。
3)求取待预测R90-bHF页岩气水平井水平段Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的∑(POR n·L n)为50.13hm·％(表3)；
表3 R90-bHF页岩气水平井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的POR和L值
Figure GDA0002471713280000061
4)利用步骤2)中的计算线性模型Qgmax＝A∑(POR n·L n)，利用步骤3)中的∑(POR n·L n)和步骤2)所取得的模型系数A，计算出待预测页岩气水平井的最高稳定产能Qgmax为50.13×0.476＝23.86×104m3/d。
5)输出预测结果，R90-bHF页岩气水平井计算最高稳定产量Qgmax为23.86×104m3/d，该井页岩气开发实际测试最高稳定产量为20.65×104m3/d，误差为13.5％，小于15.0％，符合现场最高稳定产能预测需要。

Claims (2)

1.基于线性模型的页岩气水平井初期最高产能的预测方法，其特征在于：具体步骤为：
1)获取工区已试井与待预测井资料
(1)已试井资料包括已完成页岩气试井任务的井位报告书、录井地质完井总结报告、测井解释报告、测录井解释数据表和完井试气报告；具体包括已试井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度PORn-1、已试井的气层段长度L n-1，与待预测井对应的已试井的单井初期最高稳定产能Qgmax m-1，
其中m-1表示已试井的序号，n-1表示第m-1井Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段序号；
PORn-1计量单位为％、长度Ln-1计量单位为100m、单井初期最高稳定产能Qgmax m-1计量单位为104m3/d；
(2)待预测井资料包括待预测页岩气井的井位报告书、录井地质完井总结报告、测井解释报告、测录井解释成果数据表和完井试气报告；具体包括待预测井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度PORn、预测井的气层段长度L n，
n表示待预测井的Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段序号；
PORn计量单位为％、长度Ln计量单位为100m；
2)利用已试井资料验证和优选模型
将步骤1)获取的各页岩气已试井的单井初期最高稳定产量Qgmax m-1及与已试井水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度PORn-1、已试井的气层段长度L n-1数据之和∑(PORn-1·L n-1)，根据最小二乘法，建立线性回归模型，模型的回归曲线过原点，回归分析相关系数为R；
所述线性模型为Qgmax＝A(POR·L)，式中A为线性模型系数，已试井存在有n-1段页岩气层段时(POR·L)＝∑(PORn-1·L n-1)；
回归分析相关系数R2大于0.7，认为线性模型Qgmax＝A(POR·L)适用；
3)求取待预测井水平段Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的∑(PORn·L n)；
4)利用步骤2)中的计算模型Qgmax＝A∑(PORn·L n)，利用步骤3)中的∑(PORn·L n)和步骤2)所取得的模型系数A，计算出待预测页岩气水平井的最高稳定产能Qgmax；
所述初期最高稳定产能Qgmax m-1是指完成页岩气试井任务后3个月内单井最高稳定产能；数据来源于完井试气报告；水平段各Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段的孔隙度POR、长度L数据来源于测录井解释成果数据表；
5)输出预测结果。
2.根据权利要求1所述的基于线性模型的页岩气水平井初期最高产能的预测方法，其特征在于：Ⅰ、Ⅱ类页岩气层段是具备高产、能达到商业开发价值的页岩气层段。
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