CN111878074A - 一种页岩油藏开发方案的优选方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种页岩油藏开发方案的优选方法，包括以下步骤：根据目标油藏的地质模型，选择甜点区建立开发机理模型；根据所述开发机理模型，设计多种提高采收率的开发方式，将各种开发方式进行组合，形成多套整体开发方案，并通过数值模拟对各套整体开发方案进行采收率指标预测；预测未来多年国际油价，根据所述油价与所述采收率计算各套整体开发方案的累计净现值，选择累计净现值最大的整体开发方案作为所述目标油藏的优选开发方案。本发明优选的开发方案其经济效益更高，能够降低页岩油气开发的经济损失风险。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开采技术领域，特别涉及一种页岩油藏开发方案的优选方法。
背景技术
近年我国油气资源对外依存度一直维持在70％左右，目前油气市场需求旺盛的实际情况，需要大力开发国内油气以保障国家能源战略安全。全球的非常规油气勘探开发已进入活跃期，页岩气、致密油、致密气产量快速增长，我国页岩油储量资源丰富，截止2020年，中国目前已探明中低成熟度页岩油原位转化技术可采资源储量为(700～900)×108t；中等油价(60～65美元/桶)下的经济可采储量为(150～200)×108t；中高成熟度页岩油地质资源储量约为100×108t，位居世界第三，具有较好的接替潜力。
页岩油等非常规能源的开发具有投资规模大、投资回收期长等特点，成本是常规油气勘探开发成本的数倍甚至数十倍，且投资风险巨大。因此，页岩油的经济开发方式研究至关重要。目前的研究大多是通过采收率预测选择采收率较高的开发方式，或是针对某一项非常规油气的开发方式从当时油价情况来考虑经济与盈亏平衡对于该开发方式是否合理，前者本发明人发现采收率较高的开采方式不一定为经济最优方案，后者并不适用于现今油价变化迅速的阶段。
发明内容
针对上述问题，本发明旨在提供一种页岩油藏开发方案的优选方法，从油价预测的角度出发，对页岩油藏在不同油价、不同开发阶段的开发方式进行了经济优选，设计不同的提高采收率方式组合进行指标预测，优选不同油价下、不同开发阶段的开发方式。
本发明的技术方案如下：
一种页岩油藏开发方案的优选方法，包括以下步骤：
根据目标油藏的地质模型，选择甜点区建立开发机理模型；
根据所述开发机理模型，设计多种提高采收率的开发方式，将各种开发方式进行组合，形成多套整体开发方案，并通过数值模拟对各套整体开发方案进行采收率指标预测；
预测未来多年国际油价，根据所述油价与所述采收率计算各套整体开发方案的累计净现值，选择累计净现值最大的整体开发方案作为所述目标油藏的优选开发方案。
作为优选，对于低渗致密油藏的开发机理模型，采用水平井体积压裂作为开采方式。
作为优选，所述开发机理模型采用双孔介质模型，对所述双孔介质模型采用局部对数网格加密和嵌入式离散裂缝技术模拟水平井水平段分段体积压裂的主裂缝和次级裂缝。
作为优选，所述提高采收率的开发方式包括衰竭式、注气驱替和注气吞吐。
作为优选，所述注气驱替包括注CO2、CH4和N2驱替，所述注气吞吐包括注CO2吞吐。
作为优选，所述注气驱替进行参数设计时，所述参数包括注气介质、注气量、注气周期、注气部位；所述注气吞吐进行参数设计时，所述参数包括闷井时间、吞吐轮次、注气量、注气压力。
作为优选，所述多套整体开发方案包括衰竭式、衰竭式+CO2驱替、衰竭式+CO2吞吐、衰竭式+CH4驱替、衰竭式+N2驱替、衰竭式+CO2驱替+CO2吞吐、衰竭式+CO2吞吐+CH4驱替。
作为优选，所述未来多年国际油价通过Lasso和Xgboost组合预测方法进行预测。
作为优选，所述累计净现值根据下式进行计算：
式中：FNPV为累计净现值，万元；CI为现金流入量，万元；CO为现金流出量，万元；n为计算期，年；i为计算期的第i年，无因次；ic为基准收益率或设定的收益率。
作为优选，所述基准收益率为12％。
与现有技术相比，本发明具有如下优点：
本发明基于油藏经营管理一体化思想，通过设计不同的提高采收率方式组合、预估油价、计算净现值，选择不同油价情况下净现值最高的开发方案作为优选开发方案，其经济效益更高，能够降低页岩油气开发的经济损失风险。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明页岩油藏开发方案的优选方法的流程示意图；
图2为实施例1地质模型及其甜点区示意图；
图3为实施例1的开发机理模型示意图；
图4为实施例1未来20年国际油价预测结果示意图；
图5为实施例1各套整体开发方案累计净现值计算结果示意图；
图6为实施例1各套整体开发方案累计净现值与采收率比较结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的技术特征可以相互结合。除非另外定义，本发明公开使用的技术术语或者科学术语应当为本公开所属领域内具有一般技能的人士所理解的通常意义。本发明公开使用的“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。
实施例1
如图1所示，一种页岩油藏开发方案的优选方法，包括以下步骤：
S1：收集目标油藏(KN9井工区)的性质，结果如表1所示，根据所述目标油藏的低渗致密特点，选择水平井体积压裂作为开采方式；依照国家标准《致密油评价方法》GB/T34906-2017，选择如图2所示的甜点区，建立如图3所示的开发机理模型，所述开发机理模型为数值模拟当中双重介质类型之一的双孔双渗模型，网格数量50×50×25，网格尺寸30m×30m。水平井水平段长度1350m，压裂部位通过对数局部网格加密技术和调整加密网格渗透率的方式以模拟水平井体积压裂。基质渗透率平均0.125mD，裂缝渗透率平均1.25mD，有6口直井，注气部位为低部位。℃
表1目标油藏性质
| 流体性质 | 数值 | 流体性质 | 数值 |
| 原油相对密度ρ<sub>o</sub>(20℃) | 0.8706g/cm<sup>3</sup> | 原油平均初馏点 | 163℃ |
| 原油平均黏度μ<sub>o</sub>(80℃) | 15.57mPa·s | 地层水水型 | CaCl<sub>2</sub>型 |
| 原油平均蜡含量 | 28％ | 地层水矿化度 | 11983mg/L |
| 原油平均胶含量 | 26.5％ | 原油饱和压力P<sub>o</sub> | 11.34MPa |
| 原油平均凝固点 | 34℃ | 原始地层压力P<sub>i</sub> | 42.73MPa |
| 储层平均孔隙度φ | 3.9％ | 原始溶解汽油比R<sub>o</sub> | 46m<sup>3</sup>/m<sup>3</sup> |
| 储层平均埋深H | 4100m | 储层平均渗透率K | 0.8mD |
| 岩石平均脆性指数BI | 72.4 | 储层有效厚度h | 90-110m |
| 油藏压力系数α | 0.97-1.1 | 油藏温度梯度G<sub>T</sub> | 2.86-3.12℃/100m |
| 原油地质储量N<sub>t</sub> | 0.728×10<sup>8</sup>m<sup>3</sup> | 原油储量丰度Ω | 559.17×10<sup>4</sup>t/km<sup>2</sup> |
S2：根据所述开发机理模型，设计了衰竭式以及如表2所示的六套提高采收率的开发方案共七套整体开发方案：
表2开发方案
根据上述七套整体开发方案，通过控制注气总体计量为0.4PV，生产年限为20年，预测各套整体开发方案的采收率指标，结果如表3所示：
表3采收率结果
| 方案序号 | 方案内容 | 采收率 | 方案序号 | 方案内容 | 采收率 |
| 方案一 | 衰竭式 | 7.78％ | 方案五 | 衰竭式+N<sub>2</sub>驱替 | 20.10％ |
| 方案二 | 衰竭式+CO<sub>2</sub>驱替 | 22.90％ | 方案六 | 衰竭式+CO<sub>2</sub>驱替+CO<sub>2</sub>吞吐 | 21.80％ |
| 方案三 | 衰竭式+CO<sub>2</sub>吞吐 | 22.10％ | 方案七 | 衰竭式+CO<sub>2</sub>吞吐+CH<sub>4</sub>驱替 | 20.55％ |
| 方案四 | 衰竭式+CH<sub>4</sub>驱替 | 22.20％ | - | - | - |
S3：基于Lasso和Xgboost组合预测方法预测未来20年原油价格走向，结果如图4所示。利用公式(1)计算20年末时各套整体开发方案的累计净现值，计算时所述现金流入量通过所述采收率和每年预测的油价进行计算，所述ic取12％的基准收益率进行计算，所述现金流出量需要特别考虑的成本因素如表4所示：
表4成本因素
所述累计净现值计算结果如图5和图6所示。结合图4-6，以第十年为界限，将开发过程分为两个部分，前十年以衰竭式+CO2吞吐方案作为优选开发方案，后十年加大力度，部署直井加密，进行注CO2驱替的开采措施，能使得开采效益最大化。从图5可知，虽然，衰竭式+CO2驱替的开发方式得到的最终采收率高，但并不是经济效益最好的方案，相反，组合式的开发方案衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驱的经济效益更好。因此，在油价变动的情况下，组合式的开发方案选择更有利于提升油田的经济效益。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容做出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (10)
1.一种页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，包括以下步骤：
根据目标油藏的地质模型，选择甜点区建立开发机理模型；
根据所述开发机理模型，设计多种提高采收率的开发方式，将各种开发方式进行组合，形成多套整体开发方案，并通过数值模拟对各套整体开发方案进行采收率指标预测；
预测未来多年国际油价，根据所述油价与所述采收率计算各套整体开发方案的累计净现值，选择累计净现值最大的整体开发方案作为所述目标油藏的优选开发方案。
2.根据权利要求1所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，对于低渗致密油藏的开发机理模型，采用水平井体积压裂作为开采方式。
3.根据权利要求2所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，所述开发机理模型采用双孔介质模型，对所述双孔介质模型采用局部对数网格加密和嵌入式离散裂缝技术模拟水平井水平段分段体积压裂的主裂缝和次级裂缝。
4.根据权利要求2所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，所述提高采收率的开发方式包括衰竭式、注气驱替和注气吞吐。
5.根据权利要求4所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，所述注气驱替包括注CO2、CH4和N2驱替，所述注气吞吐包括注CO2吞吐。
6.根据权利要求5所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，所述注气驱替进行参数设计时，所述参数包括注气介质、注气量、注气周期、注气部位；所述注气吞吐进行参数设计时，所述参数包括闷井时间、吞吐轮次、注气量、注气压力。
7.根据权利要求5所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，所述多套整体开发方案包括衰竭式、衰竭式+CO2驱替、衰竭式+CO2吞吐、衰竭式+CH4驱替、衰竭式+N2驱替、衰竭式+CO2驱替+CO2吞吐、衰竭式+CO2吞吐+CH4驱替。
8.根据权利要求1所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，所述未来多年国际油价通过Lasso和Xgboost组合预测方法进行预测。
9.根据权利要求1所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，所述累计净现值根据下式进行计算：
式中：FNPV为累计净现值，万元；CI为现金流入量，万元；CO为现金流出量，万元；n为计算期，年；i为计算期的第i年，无因次；ic为基准收益率或设定的收益率。
10.根据权利要求9所述的页岩油藏开发方案的优选方法，其特征在于，所述基准收益率为12％。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
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Application publication date: 20201103 |