CN114417564A - 一种页岩油水平井压裂参数优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种页岩油水平井压裂参数优化方法，包括：获取页岩油水平井单井压裂参数样本；根据页岩油压裂水平井的生产特征，建立页岩油水平井全生命周期产能预测模型；根据产能预测模型、页岩油水平井单井压裂参数样本进行单井最终可采储量拟合预测；计算单井投资成本；构建经济效益评价方法判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平，并获取税费参数取值；建立压裂参数经济评价模型，压裂参数经济评价模型根据单井产出、成本、投资以及税费参数建立；根据压裂参数经济评价模型获取完井指数临界值；对最优压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，为下一单井的压裂参数提供技术指导。
Description
技术领域
本发明涉及采油工程技术领域，尤其涉及一种页岩油水平井压裂参数优化方法。
背景技术
压裂是在油气井中被广泛使用的技术，是指采油或者采气过程中，利用水力作用使油气层形成裂缝的一种方法，又称为水力压裂。油气层压裂工艺过程用压裂车把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂充填进裂缝，提高油气层的渗透能力，以增加注水量或者产油量。
目前，国内大部分油田水平井改造主要以水力喷射分段压裂为主体改造技术。其主要技术做法就是：通过水力喷砂射孔、与小直径封隔器联作实现有效封隔、油管加砂、套管补液、拖动管柱实现多段压裂改造。
近年来，水平井钻井与分段压裂成为提高页岩致密储层单井产量的有效途径，以裂缝控制储量最大化为目标，细分切割体积压裂技术创新发展，已成为实现页岩致密储层资源高效动用的主体技术。随着细切割高密度完井程度的提升，亟需提升水平井的单井产量，而水平井体积压裂技术工程参数是决定水平井的单井产量的主要影响因素，那么，如何优化水平井体积压裂技术工程参数以备提升水平井的单井产量，成为了主要问题。所以，亟需进一步研究水平井体积压裂工程参数优化方法。
水平井体积压裂技术工程参数作为储层高效动用的前提，目前国内外页岩油水平井体积压裂工程参数优化方法主要包括三种：
第一种是综合数值模拟方法，它是根据油气藏地质及开发实际情况，通过建立描述油气藏中流体渗流规律的数学模型，再利用精确的模型对压裂不同工程参数进行敏感性分析，确定合理的关键指标。其优点是可真实反映地层状况，可视化程度高，优化结果较科学；缺点是模型建立和历史拟合周期长，效率较低。
第二种是矿场实践生产动态方法。它是通过建立产量、地层和压裂参数三个指数，通过统计分析三个指数之间的关系，利用趋势线法来确定合理参数区间。其优点是基于矿场统计数据建立了三因子，优化参数效率较高；缺点是属于单因素分析方法，未综合考虑多因素之间关系。
第三种是裂缝测试评价方法，它是通过井下微地震测试技术，获得水力压裂裂缝尺寸、展布规律及形态，并利用反演分析优化微地震响应半带长，最终优化有效缝长、井距等压裂关键参数。其优点是裂缝形态可视化，监测结果真实可靠。缺点是优化结果依赖监测技术，监测前要进行综合评估，优选监测井，监测时需仪器动迁、设备调试、定位及安装，监测后数据采集、分析均需专业人员操作，且监测井数少，施工周期长。
综上所述，当前的页岩油水平井压裂参数优化方法均存在明显的缺点，一是未考虑投资成本及油价因素，只将产量作为衡量标准。二是均为单因素分析法，未综合考虑压裂工程参数多因素之间的关系，尚未从多个角度更加有效的确定水平井压裂参数的优化。因此，开展水平井压裂参数的综合评价，得到页岩油水平井体积压裂的工程参数是亟需解决的关键问题。
发明内容
本发明提供了一种页岩油水平井压裂参数优化方法，以解决现有技术尚未从多个角度更加有效的确定水平井压裂参数优化的问题。
本发明采用的技术方案如下：
本发明提供了一种页岩油水平井压裂参数优化方法，包括：
获取页岩油水平井单井压裂参数样本，所述单井压裂参数样本为通过页岩油研究区块页岩油水平井单井月度生产数据为数据源筛选而得，所述生产数据包括：单井不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数及对应的单井年度产量；
根据岩油压裂水平井非均质特性、井筒流动特征、水力压裂数据和生产递减规律特征，建立页岩油水平井全生命周期产能预测模型；
根据所述产能预测模型、单井压裂参数样本进行单井最终可采储量拟合预测；
计算单井投资成本，所述单井投资成本包括不同压裂规模下的综合钻井投资和地面投资费用；
根据单井投资成本构建经济效益评价方法判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平，并获取税费参数取值，水平井增量效益为根据压裂参数获取；
建立压裂参数经济评价模型，所述压裂参数经济评价模型根据单井产出、单井投资成本以及税费参数建立；
根据所述压裂参数经济评价模型获取完井指数临界值，所述完井指数临界值为根据最优压裂参数获取的经济效益达到最大或临界时的取值；
对最优压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，为下一单井的压裂参数提供技术指导。
进一步地，所述筛选原则为：同区块、大数据、归一化、去奇化；
同区块指同一待获取生产数据的页岩油研究区；
大数据指待获取生产数据的页岩油研究区单井月度生产数据、数据之间的联系及数据体现的同一生产特征规律；
归一化指选择统一的水平井不同水平段长度对产量及成本的影响数据，包括百米水平段阶段累产油、百米水平段裂缝密度、加砂强度、进液强度；
去奇化指去除前期采用注水开发及采用水力喷砂压裂工艺改造的水平井，去除当月开井天数＜15天的月度数据，去除初期排液及邻井压裂影响含水率≥80％的月度数据。
在一种可实现的实施例中，根据页岩油压裂水平井非均质特性、井筒流动特征、水力压裂数据和生产递减规律特征，建立页岩油水平井全生命周期产能预测模型，包括：
利用页岩油压裂水平井的生产特征，以及初期、过渡期和后期三个生产阶段不同的流动介质和渗流机理，分别建立三个不同生产阶段的产能预测模型。
进一步地，单井最终可采储量拟合预测为：
将不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数对应的单井年度产油量以及区块产量递减率输入产能预测模型，进行双曲递减回归拟合获取可采储量；
所述可采储量等于前期实际产量与后期预测产量之和。
在一种可实现的实施例中，计算单井投资成本，所述单井投资成本包括不同压裂规模下的综合钻井投资和地面投资费用，包括：
根据当年页岩油实际结算价格以及水平井钻井进尺数据，测算不同压裂规模下的综合钻井投资和地面建井投资费用，最终确定单井投资；
不同压裂规模下的综合钻井投资包括钻井、录井、固井、测井、试油压裂投资。
在一种可实现的实施例中，构建经济效益评价方法判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平，并获取税费参数取值，断水平井增量效益为根据压裂参数获取，包括：
经济效益指压裂关键参数变化前后，增加油气产量；
采用有无对比法，通过计算“有项目数据、无项目数据、增量数据”三套数据，判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平；
无项目数据指当前压裂关键参数下的水平井对应的投入和产出；
有项目数据指变化了压裂参数后，水平井的投入和产出；
增量数据是有项目数据效益和费用数据与无项目数据效益和费用数据的差额。
在一种可实现的实施例中，建立压裂参数经济评价模型，所述压裂参数经济评价模型根据单井产出、成本、投资以及税费参数建立，包括：
压裂参数指单井不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数；
压裂参数经济评价模型是根据单井产出、投资、成本、税费参数建立的模型。
在一种可实现的实施例中，根据所述压裂参数经济评价模型获取完井指数临界值，包括：
根据经济评价模型中压裂参数变化前后对应的投入产出的变化，最终得出财务净现值、内部收益率、投资回收期经济评价指标，通过效益分析和不确定行分析，确定最优的压裂参数和完井指数临界值；
压裂参数变化前后增加了油气产量，属于提产类方案，计算公式为：
Vt＝(Pt×Qt×rt-Tt-Ct)×(1-Tax) (1)
(1)和(2)式中，Pt为年平均油价，元/吨；Qt为第t年年产量，万吨；rt为第t年商品率，％；Tt为第t年增值税及附加，万元；Ct为第t年生产经营成本，万元；Tax为第t年所得税比例，％；n为技术成果的经济年限，按实际收益年限确定；Vt为增加产量类年度产出效益，万元；V为增加产量类净现值，万元；
将压裂参数代入压裂参数经济评价模型中，以百米净现值、内部收益为因变量，以裂缝密度、加砂强度及进液强度为自变量，获取最优压裂参数；
完井指数临界值为根据最优压裂参数获取的经济效益达到最大或临界时的取值。
进一步地，完井指数临界值的计算公式为：
log(CI)＝L×Liq×Prop×nf/1010 (3)
式中，L为水平段长度，m；Liq为入地液量，m3；Prop为支撑剂量，m3；nf裂缝簇数，条。
在一种可实现的实施例中，对压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，为下一单井的压裂参数提供技术指导，包括：
通过灰色关联方法将最优压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，进行权重分析，获得相关性系数，为下一单井的压裂参数提供技术指导。
采用本发明的技术方案的有益效果如下：
本发明的一种页岩油水平井压裂参数优化方法，首先，建立了全生命周期产能预测模型，利用油藏工程或针对页岩油压裂水平井的生产特征，以及初期、过渡期和后期三个生产阶段不同的流动介质和渗流机理，分别建立了不同生产阶段的产能预测模型，根据裂缝密度、改造强度与实际阶段产量统计回归曲线及递减率进行单井最终可采储量(EUR)拟合预测。然后，依据当年页岩油实际结算价格，测算不同压裂规模下的试油压裂及钻井、地面等建井全部费用，最终确定单井投资成本。接着，建立压裂关键参数经济评价模型，将产量表示为某工程参数(裂缝密度、液量、砂量、排量等)的函数，代入经济评价模型中，当经济效益达到最大化或临界值时的工程参数即为最优值或临界值。最后进行经济评价敏感性因素分析，使用灰色关联方法对基本物性参数和裂缝条数、液量、排量、加砂量等各敏感因素与经济评价指标关联，进行权重分析。大数据方法对所有压裂参数进行排序，找到影响经济指标的关键因素，为下一步储层改造参数优化提供经济技术指导。
进一步地：
1.本发明囊括了影响水平井体积压裂效果的四个关键基础因素，即不同水平段长、不同裂缝密度、加砂强度和用液强度；综合运用了矿场压裂、试油、投产数据挖掘、产能主控参数分析及经济效益综合评价等计算方法来实现最优压裂参数推荐；进一步地，将经济效益评价考虑产量、投资成本与油价三大因素联动关系，从多个角度考虑，确保获取最优的水平井压裂参数。
2.相比以往方法，本预测方法通过水平井矿场实际测试大数据，计算缝网控制储量指数，可以定量的评价水平井体积压裂效果，解决了油藏数值模拟预测精度不高的难题，且本方法具有计算简单和可操作性强等优点，对于其他同类非常规致密油藏水平井缝网控制储量预测同样适用，具有广泛的应用前景，对压裂优化设计有重要的指导作用。
附图说明
为了更清楚地说明本发明的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，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为压裂参数优化经济评价流程图；
图2为不同压裂工程参数与经济指标的关系曲线；
图3为水平井完井因子与阶段累产油散点图。
具体实施方式
下面将详细地对实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下实施例中描述的实施方式并不代表与本发明相一致的所有实施方式。仅是与权利要求书中所详述的、本发明的一些方面相一致的系统和方法的示例。
参见图1至图3。
本发明提供的本发明提供了一种页岩油水平井压裂参数优化方法，包括：
S100：获取页岩油水平井单井压裂参数样本，所述单井压裂参数样本为通过页岩油研究区块近三年生产的页岩油水平井单井月度生产数据为数据源筛选而得，所述生产数据包括：单井不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数及对应的单井年度产量，所述筛选原则为：同区块、大数据、归一化、去奇化。
进一步地，同区块指同一待获取生产数据的页岩油研究区；
大数据指待获取生产数据的页岩油研究区单井月度生产数据、数据之间的联系及数据体现的同一生产特征规律；
归一化指选择统一的水平井不同水平段长度对产量及成本的影响数据，包括百米水平段阶段累产油、百米水平段裂缝密度、加砂强度、进液强度；
去奇化指去除前期采用注水开发及采用水力喷砂压裂工艺改造的水平井，去除当月开井天数＜15天的月度数据，去除初期排液及邻井压裂影响含水率≥80％的月度数据。
S200：根据页岩油压裂水平井非均质特性、井筒流动特征、水力压裂数据和生产递减规律特征，建立页岩油水平井全生命周期产能预测模型。
在一种可实现的实施例中，步骤S200具体包括：
根据油藏工程或页岩油压裂水平井的生产特征，以及初期、过渡期和后期三个生产阶段不同的流动介质和渗流机理，分别建立三个不同生产阶段的产能预测模型。
S300：根据所述产能预测模型、单井压裂参数样本进行单井最终可采储量拟合预测。
进一步地，单井最终可采储量拟合预测为：
将不同水平段长、不同裂缝密度、加砂强度和用液强度工程参数对应的单井年度产油量以及区块产量递减率输入产能预测模型，进行双曲递减回归拟合获取可采储量；
所述可采储量等于前期实际产量与后期预测产量之和。
单井最终可采储量拟合预测，旨在获取不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数对应的单井年度产油量及累计产油量，最终根据油价和商品率，确定单井产出。
S400：计算单井投资成本，所述单井投资成本包括不同压裂规模下的综合钻井投资和地面投资费用。
在一种可实现的实施例中，步骤S400包括：
根据当年页岩油实际结算价格以及水平井钻井进尺数据，测算不同压裂规模下的综合钻井投资和地面建井投资费用，最终确定单井投资；
不同压裂规模下的综合钻井投资包括钻井、录井、固井、测井、试油压裂投资。
S500：根据单井投资成本构建经济效益评价方法判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平，并获取税费参数取值，水平井增量效益为根据压裂参数获取。
在一种可实现的实施例中，构建经济效益评价方法判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平，并获取税费参数取值，断水平井增量效益为根据压裂参数获取，包括：
经济效益指压裂关键参数变化前后，增加油气产量；
采用有无对比法，通过计算“有项目数据、无项目数据、增量数据”三套数据，判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平；
无项目数据指当前压裂参数下的水平井对应的投入和产出；
有项目数据指变化了压裂参数(如增加水平段长、增大砂量入地液量)后，水平井的投入和产出；
增量数据是有项目数据效益和费用数据与无项目数据效益和费用数据的差额。
步骤S500中，总体评价期为20年，油价取值采用阶梯油价(2021年-2022年45美元/桶，2023-2024年50美元，2025及以后60美元/桶)。
经济评价的税费参数(税率、贷款利率)的取值依据《中国石油天然气集团公司投资项目经济评价参数》(2020)及国家有关财税制度规定。
S600：建立压裂参数经济评价模型，所述压裂参数经济评价模型根据单井产出、单井投资成本以及税费参数建立。
其中，压裂参数指单井不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数。
在一种可实现的实施例中，步骤S600包括：
压裂参数经济评价模型是根据单井产出、投资、成本、税费参数建立的模型。
压裂关键参数变化，投资、生产成本费用及单井产量相应变化，产量变化直接影响收益，最终影响财务净现值、内部收益率、投资回收期经济评价指标，财务净现值指按基准收益率(页岩油为6％)将计算期内各年的净现金流折现到建设初年的现值之和，反映盈利能力；内部收益率指在计算期内各年累计折现净现金流等于零时的折现率，反映了最大收益率；投资回收期指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间，反映回收投资能力。
经济评价指标指财务净现值、内部收益率、投资回收期，跟投资、成本、收入有关。是评价经济效益好坏的指标。
S700：根据所述压裂参数经济评价模型获取完井指数临界值，所述完井指数临界值为根据最优压裂参数获取的经济效益达到最大或临界时的取值。
在一种可实现的实施例中，根据所述压裂参数经济评价模型获取完井指数临界值，包括：
根据经济评价模型中压裂参数变化前后对应的投入产出的变化，最终得出财务净现值、内部收益率、投资回收期经济评价指标，通过效益分析和不确定行分析，确定最优的压裂参数和完井指数临界值；
压裂参数变化前后增加了油气产量，属于提产类方案，计算公式为：
Vt＝(Pt×Qt×rt-Tt-Ct)×(1-Tax) (1)
(1)和(2)式中，Pt为年平均油价，元/吨；Qt为第t年年产量，万吨；rt为第t年商品率，％；Tt为第t年增值税及附加，万元；Ct为第t年生产经营成本，万元；Tax为第t年所得税比例，％；n为技术成果的经济年限，按实际收益年限确定；Vt为增加产量类年度产出效益，万元；V为增加产量类净现值，万元；
将压裂参数代入压裂参数经济评价模型中，以百米净现值、内部收益为因变量，以裂缝密度、加砂强度及进液强度为自变量，获取最优压裂参数；
完井指数临界值为根据最优压裂参数获取的经济效益达到最大或临界时的取值。
完井指数集合了最优水平段长、裂缝密度、支撑剂量及入地液量关键工程指标。
其中，可以理解的是压裂参数变化前后，油气产量和投资成本都相应变化，增量产量对应的是产出，基于投入产出数据计算出增加产量类净现值。
进一步地，完井指数临界值的计算公式为：
log(CI)＝L×Liq×Prop×nf/1010 (3)
式中，L为水平段长度，m；Liq为入地液量，m3；Prop为支撑剂量，m3；nf裂缝簇数，条
S800：对最优压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，为下一单井的压裂参数提供技术指导。
在一种可实现的实施例中，对压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，为下一单井的压裂参数提供技术指导，包括：
通过灰色关联方法将最优压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，进行权重分析，获得相关性系数，为下一单井的压裂参数提供技术指导。
本发明的一种页岩油水平井压裂参数优化方法，首先，建立了全生命周期产能预测模型，利用油藏工程或针对页岩油压裂水平井的生产特征，以及初期、过渡期和后期三个生产阶段不同的流动介质和渗流机理，分别建立了不同生产阶段的产能预测模型，根据裂缝密度、改造强度与实际阶段产量统计回归曲线及递减率进行单井最终可采储量(EUR)拟合预测。然后，依据当年页岩油实际结算价格，测算不同压裂规模下的试油压裂及钻井、地面等建井全部费用，最终确定单井投资成本。接着，建立压裂关键参数经济评价模型，将产量表示为某工程参数(裂缝密度、液量、砂量、排量等)的函数，代入经济评价模型中，当经济效益达到最大化或临界值时的工程参数即为最优值或临界值。最后进行经济评价敏感性因素分析，使用灰色关联方法对基本物性参数和裂缝条数、液量、排量、加砂量等各敏感因素与经济评价指标关联，进行权重分析。大数据方法对所有压裂参数进行排序，找到影响经济指标的关键因素，为下一步储层改造参数优化提供经济技术指导。
本发明的优点：
1.本发明涵盖三个方面的内容：一是囊括了影响水平井体积压裂效果的三个关键基础因素，即水平段长、裂缝密度和改造强度；二是综合运用了矿场大数据挖掘、产能主控参数分析及经济效益综合评价等计算方法来实现经济最优压裂参数推荐。三是经济效益评价考虑产量、投资成本与油价三大因素联动关系。
2.相比以往方法，本预测方法通过水平井矿场实际测试大数据，计算缝网控制储量指数，可以定量的评价水平井体积压裂效果，解决了油藏数值模拟预测精度不高的难题，且本方法具有计算简单和可操作性强等优点，对于其他同类非常规致密油藏水平井缝网控制储量预测同样适用，具有广泛的应用前景，对压裂优化设计有重要的指导作用。
利用本发明的方法，对页岩油西233区投产满一年的151口井进行了经济效益评价。
选取45口典型水平井，建立了压裂关键参数产量模型，矿场统计表明，水平段长、裂缝密度及进液强度与单井产量都呈正相关性。见图2。
西233区总体经济效益为：平均净现值926.5万元，内部收益率15.4％，投资回收期5.96年，经济有效率为82.1％。优化最优压裂关键参数为：水平段长2000m，裂缝密度8.0簇/100m，进液强度20m3/m，加砂强度4.0t/m。见图3。
敏感性分析运用灰色关联法进行权重分析，获得了压裂关键参数相关性系数为：进液强度最高为0.6，裂缝密度次之为0.56，加砂强度较小为0.44。
2020年140口井进行压裂参数优化，优化后单井节约费用18.7万元，节约成本2618.0万。表明本发明专利中的水平井体积压裂关键参数的经济优化方法的结果与压裂增产效果符合程度较高。
本发明提供的实施例之间的相似部分相互参见即可，以上提供的具体实施方式只是本发明总的构思下的几个示例，并不构成本发明保护范围的限定。对于本领域的技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下依据本发明方案所扩展出的任何其他实施方式都属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，包括：
获取页岩油水平井单井压裂参数样本，所述单井压裂参数样本是通过页岩油研究区块的水平井单井月度生产数据筛选而得，所述生产数据包括：单井不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数及对应的单井年度产量；
根据岩油压裂水平井非均质特性、井筒流动特征、水力压裂数据和生产递减规律特征，建立页岩油水平井全生命周期产能预测模型；
根据所述产能预测模型、单井压裂参数样本进行单井最终可采储量拟合预测；
计算单井投资成本，所述单井投资成本包括不同压裂规模下的综合钻井投资和地面投资费用，成本费用包括采出作业费、测井试井费、维护及修理费、油气处理费、运输费、厂矿管理费以及折旧折耗；
根据单井投资成本构建经济效益评价方法并判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平，并获取税费参数取值，水平井增量效益为根据压裂参数获取；
建立压裂参数经济评价模型，所述压裂参数经济评价模型根据单井产出、单井投资成本以及税费参数建立；
根据所述压裂参数经济评价模型用于获取完井指数临界值，所述完井指数临界值为根据最优压裂参数获取的经济效益达到最大或临界时的取值；
对最优压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，为下一单井的压裂参数提供技术指导。
2.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，所述筛选原则为：同区块、大数据、归一化、去奇化；
同区块指同一待获取生产数据的页岩油研究区；
大数据指待获取生产数据的页岩油研究区单井月度生产数据、数据之间的联系及数据体现的同一生产特征规律；
归一化指选择统一的水平井不同水平段长度对产量及成本的影响数据，包括百米水平段阶段累产油、百米水平段裂缝密度、加砂强度、进液强度；
去奇化指去除前期采用注水开发及采用水力喷砂压裂工艺改造的水平井，去除当月开井天数＜15天的月度数据，去除初期排液及邻井压裂影响含水率≥80％的月度数据。
3.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，根据岩油压裂水平井非均质特性、井筒流动特征、水力压裂数据和生产递减规律特征，建立页岩油水平井全生命周期产能预测模型，包括：
利用页岩油压裂水平井的生产特征，以及初期、过渡期和后期三个生产阶段不同的流动介质和渗流机理，分别建立三个不同生产阶段的产能预测模型。
4.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，单井最终可采储量拟合预测为：
将不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数对应的单井年度产油量以及区块产量递减率输入产能预测模型，进行双曲递减回归拟合获取可采储量；
所述可采储量等于前期实际产量与后期预测产量之和。
5.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，计算单井投资成本，所述单井投资成本包括不同压裂规模下的综合钻井投资和地面投资费用：
根据当年页岩油实际结算价格以及水平井钻井进尺数据，测算不同压裂规模下的综合钻井投资和地面建井投资费用，最终确定单井投资；
不同压裂规模下的综合钻井投资包括钻井、录井、固井、测井、试油压裂投资。
6.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，构建经济效益评价方法判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平，并获取税费参数取值，判断水平井增量效益为根据压裂参数获取，包括：
经济效益指压裂关键参数变化前后，增加油气产量；
采用有无对比法，通过计算“有项目数据、无项目数据、增量数据”三套数据，判断水平井增量效益能否达到期望的收益水平；
无项目数据指当前压裂关键参数下的水平井对应的投入和产出；
有项目数据指变化了压裂参数后，水平井的投入和产出；
增量数据是有项目数据效益和费用数据与无项目数据效益和费用数据的差额。
7.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，建立压裂参数经济评价模型，所述压裂参数经济评价模型根据单井产出、成本、投资以及税费参数建立，包括：
压裂参数指单井不同水平段长、不同裂缝密度、加砂量和入地液量工程参数；
压裂参数经济评价模型是根据单井产出、投资、成本、税费参数建立的模型。
8.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，根据所述压裂参数经济评价模型获取完井指数临界值，包括：
根据经济评价模型中压裂参数变化前后对应的投入产出的变化，最终得出财务净现值、内部收益率、投资回收期经济评价指标，通过效益分析和不确定性分析，确定最优的压裂参数和完井指数临界值；
压裂参数变化前后增加了油气产量，属于提产类方案，计算公式为：
Vt＝(Pt×Qt×rt-Tt-Ct)×(1-Tax) (1)
(1)和(2)式中，Pt为年平均油价，元/吨；Qt为第t年年产量，万吨；rt为第t年商品率，％；Tt为第t年增值税及附加，万元；Ct为第t年生产经营成本，万元；Tax为第t年所得税比例，％；n为技术成果的经济年限，按实际收益年限确定；Vt为增加产量类年度产出效益，万元；V为增加产量类净现值，万元；
将压裂参数代入压裂参数经济评价模型中，以百米净现值、内部收益为因变量，以裂缝密度、加砂强度及进液强度为自变量，获取最优压裂参数；
完井指数临界值为根据最优压裂参数获取的经济效益达到最大或临界时的取值。
9.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，完井指数临界值的计算公式为：
log(CI)＝L×Liq×Prop×nf/1010 (3)
式中，L为水平段长度，m；Liq为入地液量，m3；Prop为支撑剂量，m3；nf裂缝簇数，条。
10.根据权利要求1所述的页岩油水平井压裂参数优化方法，其特征在于，对压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，为下一单井的压裂参数提供技术指导，包括：
通过灰色关联方法将最优压裂参数和经济评价指标关联，做权重分析，进行权重分析，获得相关性系数，为下一单井的压裂参数提供技术指导。
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| CN202111581397.4A CN114417564B (zh) | 2021-12-22 | 一种页岩油水平井压裂参数优化方法 |
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Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| CN104314547A (zh) * | 2014-08-18 | 2015-01-28 | 北京运嘉普泰石油天然气技术发展有限公司 | Hafd水平井压裂酸化分段优化方法及系统 |
| CN109236258A (zh) * | 2018-10-27 | 2019-01-18 | 中国地质大学（北京） | 一种基于自适应代理模型的致密油藏压裂水平井优化方法 |
| CN111927417A (zh) * | 2019-04-28 | 2020-11-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气分段压裂水平井组储量动用状况评价方法 |
| CN112561356A (zh) * | 2020-12-21 | 2021-03-26 | 西安石油大学 | 一种页岩油压裂水平井生产动态模式与产能综合评价方法 |
| RU2745640C1 (ru) * | 2020-07-28 | 2021-03-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах |
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Non-Patent Citations (1)
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| 李庆辉;陈勉;金衍;赵飞;姜海龙;: "压裂参数对水平页岩气井经济效果的影响", 特种油气藏, no. 01, 25 February 2013 (2013-02-25) * |
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