CN112241801A - 一种确定页岩气最佳开发井距的方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种确定页岩气最佳开发井距的方法及装置，该方法包括明确井间干扰类型；分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版；基于井间干扰类型判断结果，利用实际动态数据，进一步验证井间干扰；建立气藏数值模拟概念模型，利用该气藏数值模拟概念模型模拟井间干扰对气井生产动态影响，分析井距对开发指标影响；通过调整气藏数值模拟概念模型中井距参数，并结合净现值模型，确定页岩气最佳开发井距。本发明形成了综合井间干扰模拟、井间干扰响应识别、多井生产动态模拟、经济评价等方法的井距优化工作流程，并做了详细演绎模拟，力图提供一种考虑全面、方便可行的井距优化方法。
Description
技术领域
本发明涉及一种确定页岩气最佳开发井距的方法及装置，属于天然气开发技术领域。
背景技术
页岩气作为典型的非常规气藏，普遍采用基于“工厂化”平台的多井开发模式，因此影响页岩气井生产动态的因素众多，而合理井距/井网密度一直以来是气藏高效开发的关键指标。非常规气藏的开发经验表明，在开发过程中，当存在井间干扰时，单井最终累积采气量会随着井距减小而减小，同时井间储量将得到有效动用，气藏整体采收率增加，但投入随之增加，因此，页岩气开发同样存在最优井距/井数。
开发井距决定着井间干扰方式及干扰程度，合理井距能够平衡区块采收率和单井累积产量的关系，而合理井距主要通过气藏模拟、现场试验和经济评价来确定。如Marcellus页岩气田，数值模拟结果表明，开发井距从640m调整到320m时，可提高10％的气藏可采储量，但单井EUR将降低57％，结合经济评价模型确定640m是最优井距。而目前中石油长宁-威远、昭通等区块400-500m的开发井距主要利用现场试验如干扰试井、微地震监测等手段，获得有效缝长与微地震监测缝长之间的关系，进行同区类比，再综合考虑水平两向应力、天然裂缝发育程度等因素确定的，其论证方法不严谨，且生产动态表明开发井距偏大。
因此，提供一种新型的确定页岩气最佳开发井距的方法及装置已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种确定页岩气最佳开发井距的方法。
本发明的另一个目的在于提供一种确定页岩气最佳开发井距的装置。
本发明的又一个目的在于提供一种计算机设备。
本发明的再一个目的在于提供一种计算机可读存储介质。
为了实现以上目的，本发明提供了一种确定页岩气最佳开发井距的方法，其中，所述方法包括以下步骤：
步骤1，明确井间干扰类型；所述井间干扰类型包括裂缝沟通干扰及基质沟通干扰；
步骤2，分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版；
步骤3，基于井间干扰类型判断结果，利用实际动态数据，进一步验证井间干扰；
步骤4，建立气藏数值模拟概念模型，利用该气藏数值模拟概念模型模拟井间干扰对气井生产动态影响，分析井距对开发指标影响；
步骤5，通过调整气藏数值模拟概念模型中井距参数，并结合净现值模型，确定页岩气最佳开发井距。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法中，页岩气井距优化的前提是井间存在压力干扰，根据压力扰动在不同传播介质类型中的差别，井间(生产)干扰方式可进一步分为两种：通过裂缝和基质产生干扰。图2a-图2d反映了不同井距下的两种沟通类型，图中灰色区域指体积改造的有效区域(即裂缝覆盖区域)，白色区域为未改造区域(即天然基质区域)。
具体地：A1)裂缝沟通主要指相邻两口井的主裂缝相互沟通，形成高速导流通道，压力波在裂缝介质中向外传播，见图2a、图2c，通过这种沟通方式井间极易发生生产干扰。
A2)基质沟通主要指压力扰动通过基质传播，压力波依次通过主裂缝、体积改造区域、未改造区域向外传播，见图2b、图2d，这种情况下在有限的生产周期内井间发生生产干扰概率较低(或井间干扰强度较弱)。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法中，优选地，步骤2中，分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版，包括：
以裂缝渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同程度裂缝孔隙度情况的裂缝沟通模式下的干扰响应时间图版；
以基质渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同裂缝内渗透率情况的基质沟通模式下的干扰响应时间图版。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法中，优选地，步骤3中，基于井间干扰类型判断结果，使用包括产量递减、动态分析和产能评价在内的生产动态分析方法，并利用实际动态数据，进一步验证井间干扰。
步骤3中，主要判别依据是在同一渗流系统中多口井同时开井/关井时，所引起的压力扰动在介质中传播，当压力扰动发生相互干扰时，表现为某井的工作制度改变影响邻井的井底压力或产量，导致地层中的能量在井间进行重新分配，见图3所示，图3中，M为地层中点，1、2代表井的编号，即1为第一口井，2为第二口井。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法中，优选地，步骤4中，所述气藏数值模拟概念模型中，气藏均质、等厚，裂缝均匀分布且属性相同，两口井间的距离即为井距。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法中，优选地，步骤4中，所述开发指标包括初始产量、EUR(估计最终开采量)及OGIP(原始天然气地质储量)。
根据本发明具体实施方案，在所述的方法中，优选地，步骤5中，所述净现值模型如下式1所示：
式1中，NPV—净现值；VF—产气收益，主要受产气量和气价影响；FC—固定总投入；Cwell—单口水平井钻井成本；Cfracture—单口水平井压裂成本；N—总投产井数；i—年利率；n—生产年限。
另一方面，本发明还提供了一种确定页岩气最佳开发井距的装置，其中，所述确定页岩气最佳开发井距的装置包括：
井间干扰类型确定模块，用于明确井间干扰类型；所述井间干扰类型包括裂缝沟通干扰及基质沟通干扰；
第一模型建立模块，用于分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版；
井间干扰验证模块，用于基于井间干扰类型判断结果，利用实际动态数据，进一步验证井间干扰；
第二模型建立模块，用于建立气藏数值模拟概念模型，利用该气藏数值模拟概念模型模拟井间干扰对气井生产动态影响，分析井距对开发指标影响；
页岩气最佳开发井距确定模块，用于通过调整气藏数值模拟概念模型中井距参数，并结合净现值模型，确定页岩气最佳开发井距。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，优选地，所述第一模型建立模块具体用于：
以裂缝渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同程度裂缝孔隙度情况的裂缝沟通模式下的干扰响应时间图版；
以基质渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同渗透率情况的基质沟通模式下的干扰响应时间图版。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，优选地，所述井间干扰验证模块具体用于基于井间干扰类型判断结果，使用包括产量递减、动态分析和产能评价在内的生产动态分析方法，并利用实际动态数据，进一步验证井间干扰。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，优选地，所述气藏数值模拟概念模型中，气藏均质、等厚，裂缝均匀分布且属性相同，两口井间的距离即为井距。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，优选地，所述开发指标包括初始产量、EUR及OGIP。
根据本发明具体实施方案，在所述的装置中，优选地，所述净现值模型如下式1所示：
式1中，NPV—净现值；VF—产气收益，主要受产气量和气价影响；FC—固定总投入；Cwell—单口水平井钻井成本；Cfracture—单口水平井压裂成本；N—总投产井数；i—年利率；n—生产年限。
又一方面，本发明还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其中，所述处理器执行所述计算机程序时实现以上所述的确定页岩气最佳开发井距的方法。
再一方面，本发明还提供了一种计算机可读存储介质，其中，所述计算机可读存储介质存储有执行以上所述确定页岩气最佳开发井距的方法的计算机程序。
为了充分论证合理井距，提高静态、动态资料利用率，本发明形成了综合井间干扰模拟、井间干扰响应识别、多井生产动态模拟、经济评价等方法的井距优化工作流程，并做了详细演绎模拟，力图提供一种考虑全面、方便可行的井距优化方法。
针对页岩气基于多井平台进行开采的特征，根据类比法、数值模拟、经济评价方法论证，本发明形成了从井间干扰模拟、动态数据诊断到多井生产模拟、井距优化的完整工作流程：1)通过建立压力探测边界传播模型，模拟不同沟通条件下井间干扰响应程度；2)基于井间干扰响应规律，根据气井生产动态数据演绎识别、诊断井间干扰；3)以地质解释和动态分析结果为基础参数，建立气藏体积压裂多井数值模型，模拟气田生产动态，结合净现值模型优化开发井距。
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为本发明实施例中确定页岩气最佳开发井距的方法的流程图。
图2a为大井距下通过裂缝沟通类型示意图。
图2b为大井距下通过基质沟通类型示意图。
图2c为小井距下通过裂缝沟通类型示意图。
图2d为小井距下通过基质沟通类型示意图。
图3为存在干扰时井间生产动态响应对应关系示意图。
图4a为通过裂缝沟通时干扰发生时间示意图。
图4b为通过基质沟通时干扰发生时间示意图。
图5为本发明实施例中X平台井间干扰测试结果及分析示意图。
图6为本发明实施例中通过产能系数诊断分析井间干扰的示意图。
图7a-图7d为本发明实施例中不同井距条件下单井、区块生产指标对比模式图。
图8为本发明实施例的确定页岩气最佳开发井距的装置的结构示意图。
图9为本发明实施例中提供的该确定页岩气最佳开发井距的方法中所用到的气藏数值模拟概念模型的示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
图1为本发明实施例中确定页岩气最佳开发井距的方法的流程图，如图1所示，该方法包括以下步骤：
步骤S1，明确井间干扰类型；所述井间干扰类型包括裂缝沟通干扰及基质沟通干扰；
步骤S2，分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版；
步骤S3，基于井间干扰类型判断结果，利用实际动态数据，进一步验证井间干扰；
步骤S4，建立气藏数值模拟概念模型，利用该气藏数值模拟概念模型模拟井间干扰对气井生产动态影响，分析井距对开发指标影响；
步骤S5，通过调整气藏数值模拟概念模型中井距参数，并结合净现值模型，确定页岩气最佳开发井距。
在一实施例中，步骤2中，分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版，包括：
以裂缝渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同程度裂缝孔隙度情况的裂缝沟通模式下的干扰响应时间图版；
以基质渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同裂缝内渗透率情况的基质沟通模式下的干扰响应时间图版。
在一实施例中，步骤3中，基于井间干扰类型判断结果，使用包括产量递减、动态分析和产能评价在内的生产动态分析方法，并利用实际动态数据，进一步验证井间干扰。
在一实施例中，步骤4中，所述气藏数值模拟概念模型中，气藏均质、等厚，裂缝均匀分布且属性相同，两口井间的距离即为井距。
在一实施例中，步骤4中，所述开发指标包括初始产量、EUR(估计最终开采量)及OGIP(原始天然气地质储量)。
在一实施例中，步骤5中，所述净现值模型如下式1所示：
式1中，NPV—净现值；VF—产气收益，主要受产气量和气价影响；FC—固定总投入；Cwell—单口水平井钻井成本；Cfracture—单口水平井压裂成本；N—总投产井数；i—年利率；n—生产年限。
下面给出一具体实施例，说明本发明提出的确定页岩气最佳开发井距的方法的具体应用。
步骤S1：明确井间干扰类型；所述井间干扰类型包括裂缝沟通干扰及基质沟通干扰。
步骤S2：分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版；裂缝沟通干扰的干扰响应时间图版和基质沟通干扰的干扰响应时间图版明显不同。如图4a-图4b所示，裂缝沟通下井距发生干扰所需时间要远小于基质沟通情况。
步骤S3：本实施例选取了X平台中的三口井的测试数据进行干扰分析。其中，X-1井与X-2井距离300m，X-2井与X-3井距离400m。图5反映了X-1井与X-2井的生产动态响应：从图5中可以看出，在干扰测试期间，X-2井提前开井，压降幅度为4.2MPa，同时引起邻井X-1井2.16MPa的压降，相邻X-3井0.42MPa的压降，说明300m井距条件下有较为明显的井间干扰；
图6显示了X1井在干扰发生前后产能指数的变化规律。其中，产能指数(PI)定义为：
式2中，Pavg为平均地层压力，利用物质平衡方程获得，当达到拟稳态或相对稳定状态时，PI值维持稳定；Qg为气井产量，m为气体拟压力，pwf为井底流压。从图6中可以看出，在干扰发生前产能指数约为0.048(104m3/d)/(MPa2/μPa·s)，干扰发生后气井产能指数下降至0.028(104m3/d)/(MPa2/μPa·s)，PI下降幅度高达41.6％，说明井间干扰强度较大，与压力干扰结果一致。
步骤S4：为了对比井间干扰对单井生产动态的影响，提出两种模拟方案：1)模拟单井生产动态(无井间干扰)；2)模拟平台生产动态(有井间干扰)。通过比较单井模式和多井模式下的开发指标来量化井距对生产动态的影响程度。
图7a-图7d提供了不同井距条件下单井和(多井)区块的生产指标图版。
表1不同井距条件下单井/区块开发指标模拟结果
表1提供了同一区块不同井距条件下单井和区块开发指标模拟数据。表1中的实验结果表明随着井距的减小，区块累积产量增加幅度逐渐降低，当井间完全实现了裂缝连通时区块累积产量达到最大值。
步骤S5：设定所有井均部署在(1.6×3.2)km2的区块内，所有井均同时开井生产，采用早期配产，后期转定压的生产制度，结合目前工程参数，按当前单井综合投资5500万元计算，设计6种井距方案，对比结果见表2；
该步骤S5中，在固定气藏面积基础上，假设所有气井均匀分布，通过改变井数来调整气藏数值模拟概念模型(如图9所示)中井距。
表2不同井距经济评价结果
从表2中可以看出，随着生产年限的增加，区块净现值不断增加，在相同生产时间内存在着最优井距，即井距260m、部署6口井最优(从表2中可以看出，5年、10年、20年及30年情况下，井数为6时所对应的NPV均大于其他井数情况下的NPV，由此可知部署6口井最优)，最优值不随生产周期的改变而改变。
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种确定页岩气最佳开发井距的装置，如下面的实施所述。由于这些解决问题的原理与确定页岩气最佳开发井距的方法相似，因此装置的实施可以参见方法的实施，重复之处不在赘述。
图8为本发明实施例的确定页岩气最佳开发井距的装置的结构示意图，如图8所示，该装置包括：
井间干扰类型确定模块201，用于明确井间干扰类型；所述井间干扰类型包括裂缝沟通干扰及基质沟通干扰；
第一模型建立模块202，用于分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版；
井间干扰验证模块203，用于基于井间干扰类型判断结果，利用实际动态数据，进一步验证井间干扰；
第二模型建立模块204，用于建立气藏数值模拟概念模型，利用该气藏数值模拟概念模型模拟井间干扰对气井生产动态影响，分析井距对开发指标影响；
页岩气最佳开发井距确定模块205，用于通过调整气藏数值模拟概念模型中井距参数，并结合净现值模型，确定页岩气最佳开发井距。
在一实施例中，所述第一模型建立模块具体用于：
以裂缝渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同程度裂缝孔隙度情况的裂缝沟通模式下的干扰响应时间图版；
以基质渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同渗透率情况的基质沟通模式下的干扰响应时间图版。
在一实施例中，所述井间干扰验证模块具体用于基于井间干扰类型判断结果，使用包括产量递减、动态分析和产能评价在内的生产动态分析方法，并利用实际动态数据，进一步验证井间干扰。
在一实施例中，所述气藏数值模拟概念模型中，气藏均质、等厚，裂缝均匀分布且属性相同，两口井间的距离即为井距。
在一实施例中，所述开发指标包括初始产量、EUR(估计最终开采量)及OGIP(原始天然气地质储量)。
在一实施例中，所述净现值模型如下式1所示：
式1中，NPV—净现值；VF—产气收益，主要受产气量和气价影响；FC—固定总投入；Cwell—单口水平井钻井成本；Cfracture—单口水平井压裂成本；N—总投产井数；i—年利率；n—生产年限。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。
Claims (14)
1.一种确定页岩气最佳开发井距的方法，其特征在于，所述确定页岩气最佳开发井距的方法包括：
步骤1，明确井间干扰类型；所述井间干扰类型包括裂缝沟通干扰及基质沟通干扰；
步骤2，分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版；
步骤3，基于井间干扰类型判断结果，利用实际动态数据，进一步验证井间干扰；
步骤4，建立气藏数值模拟概念模型，利用该气藏数值模拟概念模型模拟井间干扰对气井生产动态影响，分析井距对开发指标影响；
步骤5，通过调整气藏数值模拟概念模型中井距参数，并结合净现值模型，确定页岩气最佳开发井距。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤2中，分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版，包括：
以裂缝渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同程度裂缝孔隙度情况的裂缝沟通模式下的干扰响应时间图版；
以基质渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同裂缝内渗透率情况的基质沟通模式下的干扰响应时间图版。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤3中，基于井间干扰类型判断结果，使用包括产量递减、动态分析和产能评价在内的生产动态分析方法，并利用实际动态数据，进一步验证井间干扰。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤4中，所述气藏数值模拟概念模型中，气藏均质、等厚，裂缝均匀分布且属性相同，两口井间的距离即为井距。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤4中，所述开发指标包括初始产量、EUR及OGIP。
6.根据权利要求1-5任一项所述的方法，其特征在于，步骤5中，所述净现值模型如下式1所示：
式1中，NPV—净现值；VF—产气收益，主要受产气量和气价影响；FC—固定总投入；Cwell—单口水平井钻井成本；Cfracture—单口水平井压裂成本；N—总投产井数；i—年利率；n—生产年限。
7.一种确定页岩气最佳开发井距的装置，其特征在于，所述确定页岩气最佳开发井距的装置包括：
井间干扰类型确定模块，用于明确井间干扰类型；所述井间干扰类型包括裂缝沟通干扰及基质沟通干扰；
第一模型建立模块，用于分别绘制裂缝沟通干扰和基质沟通干扰两种干扰类型的干扰响应时间图版；
井间干扰验证模块，用于基于井间干扰类型判断结果，利用实际动态数据，进一步验证井间干扰；
第二模型建立模块，用于建立气藏数值模拟概念模型，利用该气藏数值模拟概念模型模拟井间干扰对气井生产动态影响，分析井距对开发指标影响；
页岩气最佳开发井距确定模块，用于通过调整气藏数值模拟概念模型中井距参数，并结合净现值模型，确定页岩气最佳开发井距。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述第一模型建立模块具体用于：
以裂缝渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同程度裂缝孔隙度情况的裂缝沟通模式下的干扰响应时间图版；
以基质渗透率为纵坐标，以干扰发生时间为横坐标，建立不同渗透率情况的基质沟通模式下的干扰响应时间图版。
9.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述井间干扰验证模块具体用于基于井间干扰类型判断结果，使用包括产量递减、动态分析和产能评价在内的生产动态分析方法，并利用实际动态数据，进一步验证井间干扰。
10.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述气藏数值模拟概念模型中，气藏均质、等厚，裂缝均匀分布且属性相同，两口井间的距离即为井距。
11.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述开发指标包括初始产量、EUR及OGIP。
12.根据权利要求7-11任一项所述的装置，其特征在于，所述净现值模型如下式1所示：
式1中，NPV—净现值；VF—产气收益，主要受产气量和气价影响；FC—固定总投入；Cwell—单口水平井钻井成本；Cfracture—单口水平井压裂成本；N—总投产井数；i—年利率；n—生产年限。
13.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至6任一项所述的确定页岩气最佳开发井距的方法。
14.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至6任一项所述确定页岩气最佳开发井距的方法的计算机程序。
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