CN114763739A - 基于rb-lgm模型的页岩气水平井距确定方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种基于RB‑LGM模型的页岩气水平井距确定方法及装置，方法包括：根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB‑LGM模型和气井生产曲线；根据气井生产曲线及RB‑LGM模型确定储层的参考井参数；根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量；根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距。本申请是以井距与气井产能关系为基础，在气井开发经济效益、单井最终可采储量(EUR)等多因素相结合的基础上，找到最佳平衡点，以实现最优化设计的目的。
Description
技术领域
本申请属于页岩气开发技术领域，具体地讲，涉及一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法及装置。
背景技术
水平井最优井距关乎页岩气横向资源的动用程度和采收率问题，若井距过大，将导致资源开采不充分，进而页岩气资源动用程度较低、收率较低，造成资源的浪费，然而，若井距过小，则需要钻更多的水平井，开发成本将提高，因此，目前缺乏一种在水平井最优井距方面的设计方法。
发明内容
本申请提供了一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法及装置，以至少解决当前缺少水平井最优井距方面的设计方法的问题。
根据本申请的一个方面，提供了一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法，包括：
根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB-LGM模型和气井生产曲线；
根据气井生产曲线及RB-LGM模型确定储层的参考井参数；
根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量；
根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距。
在一实施例中，根据气井生产曲线及RB-LGM模型确定储层的参考井参数，包括：
根据RB-LGM模型及气井生产曲线确定气井生产曲线的形态参数和增长指数。
在一实施例中，根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距，包括：
根据单井产气量和累计产气量计算单井的经济参数和收益率；
根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距。
在一实施例中，根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距，包括：
绘制井距与收益率和水平井开发的最优井距中的财务净现值关系曲线图；
对关系曲线图利用插值法获得水平井开发的最优井距。
根据本申请的另一个方面，还提供了一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置，包括：
模型及曲线建立单元，用于根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB-LGM模型和气井生产曲线；
参考井参数确定单元，用于根据气井生产曲线及RB-LGM模型确定储层的参考井参数；
产气量获取单元，用于根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量；
井距确定单元，用于根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距。
在一实施例中，参考井参数确定单元包括：
第一确定模块，用于根据RB-LGM模型及气井生产曲线确定气井生产曲线的形态参数和增长指数。
在一实施例中，井距确定单元包括：
经济参数及收益率确定模块，用于根据单井产气量和累计产气量计算单井的经济参数和收益率；
最优井距确定模块，用于根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距。
在一实施例中，最优井距确定模块包括：
关系曲线图绘制模块，用于绘制井距与收益率和水平井开发的最优井距中的财务净现值关系曲线图；
第二确定模块，用于对关系曲线图利用插值法获得水平井开发的最优井距。
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的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请提供的一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法流程图。
图2为本申请实施例中根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距的流程图。
图3为本申请实施例中根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距的流程图。
图4为本申请实施例中页岩气批量水平井规模开发示意图。
图5为本申请实施例中利用RB-LGM法对某页岩气水平井生产数据拟合图。
图6为本申请实施例中不同井距下日产气量、累产气量变化曲线图。
图7为本申请实施例中井距与IRR、NPV关系曲线图。
图8为本申请提供的一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置的结构框图。
图9为本申请实施例中一种电子设备的具体实施方式。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
水平井最优井距关乎页岩气横向资源的动用程度和采收率问题，若井距过大，将导致资源开采不充分，进而页岩气资源动用程度较低、收率较低，造成资源的浪费，然而，若井距过小，则需要钻更多的水平井，开发成本将提高，因此，目前缺乏一种在水平井最优井距方面的设计方法。基于此，本申请提供了一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法，如图1所示，包括：
S101：根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB-LGM模型和气井生产曲线。
S102：根据气井生产曲线及RB-LGM模型确定储层的参考井参数。
S103：根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量。
S104：根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距。
在一实施例中，根据气井生产曲线及RB-LGM模型确定储层的参考井参数，包括：
根据RB-LGM模型及气井生产曲线确定气井生产曲线的形态参数和增长指数。
在一实施例中，根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距，如图2所示，包括：
S201：根据单井产气量和累计产气量计算单井的经济参数和收益率。
S202：根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距。
在一实施例中，根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距，如图3所示，包括：
S301：绘制井距与收益率和水平井开发的最优井距中的财务净现值关系曲线图。
S302：对关系曲线图利用插值法获得水平井开发的最优井距。
在一具体实施例中，首先，建立气井生产模型，海相页岩储层分布稳定，针对页岩气开发通常采用大批量集群式布井、工厂化作业的特点(如图4所示)，建立基于储层特征的逻辑增长模型(RB-LGM)(公式1和公式2)，通过区域已有生产井数据拟合气井生产曲线(如图5所示)：
其中，q表示气井日产气量，104m3；n表示增长指数，无量纲；a表示控制曲线形态的参数；x1、x2分别表示与相邻水平井的距离，m；R为页岩气资源采收率，％；y表示气井水平段长度，m；h表示储层厚度，m；ρ表示储层岩石密度，t/m3；C表示页岩含气量，m3/t。
然后，确定开发区储层改造的工程参数，包括根据拟合的水平井生产数据，选择一定水平井多段压裂条件下的参考井参数体系。考虑到经验递减模型中的拟合参数对应于一定储层条件下气井的生产情况，因此，RB-LGM模型在给定拟合参数a、n后预测的结果就代表了与a、n对应的储层改造程度下水平井的生产情况。例如，按照四川盆地某井，1400m水平段长15段压裂，采用RB-LGM模型拟合得到的参数a值为575，n值为0.95(如图5所示)。
如图6所示，计算不同井距下气井的生产曲线，得到不同井距下单井产气量和累产气量。如按照某井a值575，n值0.95，模拟分析了50～450m区间的多种井距情景的气井产气情况。在页岩储层同等改造程度的前提条件下，井距越大单井日产气量和累产气量越高。通过确定单井综合投资、气价、操作成本和评价期等参数，对不同井距气井产气情况进行经济评价。按照企业基准内部收益率(油气行业通常为8％)，测算基准内部收益率下的井距，即为水平井开发的最优井距。例如，假设四川盆地蜀南地区单井综合投资约5 500万元、气价为1.2元/m3(不含税)、操作成本为0.22元/m3、评价期为20年，按照基准内部收益率(IRR)为8％对应的井距为最佳开发井距。
如图7所示，绘制井距与内部收益率(IRR)、财务净现值(NPV)关系曲线图，根据插值法，求得IRR为8％对应的水平井井距。例如，按照四川盆地蜀南地区，井距为250m时，水平井生产20年累产气量为8 198×104m3，IRR为-3.1％，财务净现值(NPV)为-493万元，无效益；井距为300m时，水平井生产20年累产气量为9 826×104m3，IRR为12.7％，NPV为426万元，成本回收期为4.5年。根据插值法，求得IRR为8％对应的水平井井距为275m，20年累产气为量9007×104m3。
基于同一发明构思，本申请实施例还提供了一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置，可以用于实现上述实施例中所描述的方法，如下面实施例所述。由于基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置解决问题的原理与基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法相似，因此基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置的实施可以参见基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的系统较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
如图8所示，本申请还提供了一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置，包括：
模型及曲线建立单元801，用于根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB-LGM模型和气井生产曲线；
参考井参数确定单元802，用于根据气井生产曲线及RB-LGM模型确定储层的参考井参数；
产气量获取单元803，用于根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量；
井距确定单元804，用于根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距。
在一实施例中，参考井参数确定单元802包括：
第一确定模块，用于根据RB-LGM模型及气井生产曲线确定气井生产曲线的形态参数和增长指数。
在一实施例中，井距确定单元包括：
经济参数及收益率确定模块，用于根据单井产气量和累计产气量计算单井的经济参数和收益率；
最优井距确定模块，用于根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距。
在一实施例中，最优井距确定模块包括：
关系曲线图绘制模块，用于绘制井距与收益率和水平井开发的最优井距中的财务净现值关系曲线图；
第二确定模块，用于对关系曲线图利用插值法获得水平井开发的最优井距。
本申请是以井距与气井产能关系为基础，在气井开发经济效益、单井最终可采储量(EUR)等多因素相结合的基础上，找到最佳平衡点，以实现最优化设计的目的。
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。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的方法中全部步骤的一种电子设备的具体实施方式，参见图9，所述电子设备具体包括如下内容：
处理器(processor)901、内存902、通信接口(Communications Interface)903、总线904和非易失性存储器905；
其中，所述处理器901、内存902、通信接口903通过所述总线904完成相互间的通信；
所述处理器901用于调用所述内存902和非易失性存储器905中的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述实施例中的方法中的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
S101：根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB-LGM模型和气井生产曲线。
S102：根据气井生产曲线及RB-LGM模型确定储层的参考井参数。
S103：根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量。
S104：根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距。
本申请的实施例还提供能够实现上述实施例中的方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的方法的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
S101：根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB-LGM模型和气井生产曲线。
S102：根据气井生产曲线及RB-LGM模型确定储层的参考井参数。
S103：根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量。
S104：根据单井产气量和累计产气量确定水平井的井距。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于硬件+程序类实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。虽然本说明书实施例提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或终端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本说明书实施例时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块或子单元的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。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。
本领域技术人员应明白，本说明书的实施例可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本说明书实施例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，本说明书实施例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。本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书实施例的至少一个实施例或示例中。
在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。以上所述仅为本说明书实施例的实施例而已，并不用于限制本说明书实施例。对于本领域技术人员来说，本说明书实施例可以有各种更改和变化。凡在本说明书实施例的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本说明书实施例的权利要求范围之内。
Claims (10)
1.一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法，其特征在于，包括：
根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB-LGM模型和气井生产曲线；
根据所述气井生产曲线及所述RB-LGM模型确定储层的参考井参数；
根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量；
根据所述单井产气量和所述累计产气量确定水平井的井距。
2.根据权利要求1所述的基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法，其特征在于，所述根据所述气井生产曲线及所述RB-LGM模型确定储层的参考井参数，包括：
根据所述RB-LGM模型及所述气井生产曲线确定所述气井生产曲线的形态参数和增长指数。
3.根据权利要求1所述的基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法，其特征在于，所述根据所述单井产气量和所述累计产气量确定水平井的井距，包括：
根据所述单井产气量和所述累计产气量计算单井的经济参数和收益率；
根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距。
4.根据权利要求1所述的基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法，其特征在于，所述根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距，包括：
绘制井距与所述收益率和水平井开发的最优井距中的财务净现值关系曲线图；
对所述关系曲线图利用插值法获得所述水平井开发的最优井距。
5.一种基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置，其特征在于，包括：
模型及曲线建立单元，用于根据页岩含气量、储层厚度、储层岩石密度及页岩气资源采收率建立基于储层特征的RB-LGM模型和气井生产曲线；
参考井参数确定单元，用于根据所述气井生产曲线及所述RB-LGM模型确定储层的参考井参数；
产气量获取单元，用于根据储层的参考井参数确定不同井距下气井的生产曲线获得单井产气量和累计产气量；
井距确定单元，用于根据所述单井产气量和所述累计产气量确定水平井的井距。
6.根据权利要求5所述的基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置，其特征在于，所述参考井参数确定单元包括：
第一确定模块，用于根据所述RB-LGM模型及所述气井生产曲线确定所述气井生产曲线的形态参数和增长指数。
7.根据权利要求5所述的基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置，其特征在于，所述井距确定单元包括：
经济参数及收益率确定模块，用于根据所述单井产气量和所述累计产气量计算单井的经济参数和收益率；
最优井距确定模块，用于根据单井的经济参数和收益率计算水平井开发的最优井距。
8.根据权利要求5所述的基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定装置，其特征在于，所述最优井距确定模块包括：
关系曲线图绘制模块，用于绘制井距与所述收益率和水平井开发的最优井距中的财务净现值关系曲线图；
第二确定模块，用于对所述关系曲线图利用插值法获得所述水平井开发的最优井距。
9.一种电子设备，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程序时实现权利要求1至4中任意一项所述基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至4中任一项所述基于RB-LGM模型的页岩气水平井距确定方法。
Priority Applications (1)
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| CN202110047588.6A CN114763739A (zh) | 2021-01-14 | 2021-01-14 | 基于rb-lgm模型的页岩气水平井距确定方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
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|---|---|---|---|
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2021
- 2021-01-14 CN CN202110047588.6A patent/CN114763739A/zh active Pending
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