CN115637971A - 一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，具体为：建立页岩油水平井全生命周期采收率预测模型；利用原油和气体的基础高压物性参数及岩石不同压力下的压缩系数，通过采收率预测模型，计算未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率；根据目标区块生产动态数据，计算目标区块所有水平井可采储量；根据目标区块所有水平井可采储量和采收率，计算水平井控制地质储量；根据水平井控制地质储量和实际地质储量，计算地质储量控制程度，根据地质储量控制程度给出开发建议。本发明方法解决了现有方法预测难度大、周期长及成本高的问题。

Description

一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法

技术领域

本发明属于页岩油开采技术领域，涉及一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法。

背景技术

页岩油作为一种非常规油气资源，已经成为国际和国内主要的战略资源，由于储层渗透率低，导致在经济极限井网下注水难以建立有效的驱替压力系统，目前通常采取“水平井+体积压裂”方式进行准自然能量开发。由于地层能量无法得到有效补充，导致页岩油开发过程产量递减大，采收率偏低。地质储量控制程度是水平井控制的地质储量占实际地质储量的比值，页岩油水平井开发地质储量控制程度是判断开发技术政策是否合理的关键指标，直接关系到水平井开发参数的设计，包括水平井长度、井排距、压裂参数，特别影响钻井完井投资和水平井开发效益，通过地质储量控制程度的精确预测，为开发技术政策的调整和进一步提高页岩油开发效果和效益提供依据。地质储量控制程度越接近100％说明技术政策越合理，若小于100％，说明部分地质储量未被水平井控制，需要调整降低井距或是增大压裂规模，若大于100％，说明水平井控制地质储量的能力超过实际地质储量，需要增大井距或降低压裂规模。

目前地质储量控制程度通常是利用数值模拟法，通过区块地质建模和数值模拟的拟合，根据网格流体饱和变化判断动用网格数，计算动用网格内的地质储量实现控制地质储量的量化，但是数值模拟法需要精细的地质建模和准确的流体、油藏及相渗曲线等数据，特别是大规模压裂后地质模型对裂缝的定量描述难度大，数值模拟的准确性也受到质疑。同时地质建模和数值模拟研究周期长，费用较高，如何快速低成本对页岩油水平井地质储量控制程度进行精确预测是目前亟待解决的技术难题。

发明内容

本发明的目的是提供一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，解决了现有方法预测难度大、周期长及成本高的问题。

本发明所采用的技术方案是，一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，具体按照以下步骤实施：

步骤1，建立页岩油水平井全生命周期采收率预测模型；

步骤2，利用地层原油和气体的基础高压物性参数及岩石平均孔隙体积压缩系数，通过步骤1建立的页岩油水平井全生命周期采收率预测模型，计算未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率；

步骤3，根据目标区块生产动态数据，计算页岩油弹性开发单井可采储量及目标区块所有水平井可采储量；

步骤4，根据步骤3得到的目标区块所有水平井可采储量和步骤2得到的未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，计算水平井控制地质储量；

步骤5，根据步骤4得到的水平井控制地质储量和实际地质储量，计算地质储量控制程度，并根据地质储量控制程度进行判别给出开发建议。

本发明的特征还在于，

步骤1具体为：

(1)当地层压力大于饱和压力时，油藏驱动方式为弹性驱，弹性驱采收率表达式为：

其中，

(2)当地层压力低于饱和压力时，油藏驱动方式变为溶解气驱，溶解气驱采收率表达式为：

其中，B_t＝B_o+(R_si-R_s)B_g (4)；

则页岩油水平井全生命周期采收率表达式为：

式(1)-(5)中，R表示总采收率，％；R_e表示弹性驱采收率，％；R_r表示溶解气驱采收率，％；B_oi表示原始原油体积系数，小数；p_i表示原始地层压力，MPa；p_b表示原油饱和压力，MPa；B_ob表示饱和压力下原油体积系数，小数；B_t表示油藏废弃压力下的两相体积系数，小数；R_p表示平均生产气油比，m³/m³；R_si表示原始气油比，m³/m³；B_g表示油藏废弃压力下脱出气体体积系数，小数；C_t表示综合压缩系数，1/MPa；C_o表示原油压缩系数，1/MPa；C_w表示地层水压缩系数，1/MPa；S_wc表示束缚水饱和度，小数；C_f表示岩石平均孔隙体积压缩系数，1/MPa；B_o表示油藏废弃压力下的脱气后地层原油体积系数，小数；R_s表示油藏废弃压力下脱气后地层原油溶解气油比，m³/m³。

步骤2具体按照以下步骤实施：

步骤2.1，通过相态计算模拟软件获得原油和气体的基础高压物性参数；

步骤2.2，通过对目标区块页岩油岩心进行压缩系数测试，得到原始地层压力下和饱和压力下的岩石孔隙体积压缩系数，两者平均值为油藏岩石由原始地层压力降至饱和压力下的平均孔隙体积压缩系数C_f；

步骤2.3，将步骤2.1得到的原油和气体的基础高压物性参数和步骤2.2得到的平均孔隙体积压缩系数带入公式(5)中，得到未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率。

步骤2.1具体按照以下步骤实施：

步骤2.1.1，通过气相色谱仪分别测试地面脱气后原油和产出气的全烃组分；

步骤2.1.2，将步骤2.1.1得到的地面脱气后原油和产出气的全烃组分、原始汽油比、地面脱气后原油密度利用相态计算模拟软件进行油气合并计算，得到地层原油组分；

步骤2.1.3，将步骤2.1.2得到的地层原油组分进行组分划分，得到拟组分的劈分原油模型；

步骤2.1.4，将步骤2.1.3得到的拟组分的劈分原油模型采用相态软件进行相态计算获取各拟组分的劈分原油模型特征参数，其中，各拟组分的劈分原油模型特征参数包括：分子量、密度、临界温度、临界压力、偏差因子、体积偏移系数；

步骤2.1.5，对地面脱气后原油和产出气进行恒质膨胀实验分别得到原始地层压力下原油体积系数B_oi、饱和压力下原油体积系数B_ob、油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数B_o和原油压缩系数C_o；

步骤2.1.6，对地面脱气后原油和产出气进行多级脱气实验，获得油藏废弃压力下脱出气体体积系数B_g、油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比R_s和产出气的平均气油比。

步骤2.1.3中，组分划分按照N₂、CO₂、C₁、C₂-C₆、C₇-C₁₅、C₁₆-C₂₀、C₂₁-C₂₇、C₂₈-C₈₀的进行划分。

步骤3的具体过程为：

根据实际生产月度数据，利用excel作累计产油量为横坐标，单井日产油量为纵坐标的散点图，按照时间由晚到早选取至少12个月的数据添加趋势线，趋势线类型为直线，根据回归公式，计算弹性开发阶段单井可采储量；

则弹性开发阶段单井可采储量之和为目标区块所有水平井可采储量。

步骤4中，水平井控制地质储量的表达式为：

式(6)中，N_c表示水平井控制地质储量，10⁴t；N_R表示目标区块所有水平井可采储量，10⁴t，R表示未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，％。

步骤5中，地质储量控制程度的表达式为：

式(7)中，N表示实际地质储量，10⁴t；S表示水平井区含油面积，Km²；h表示平均有效厚度，m；φ表示平均有效孔隙度，％；ρ_o表示地面原油密度，g/cm³；S_wi表示束缚水饱和度，％。

根据地质储量控制程度判别标准为：

1)若γ＝100％，表明开发技术政策合理，此时为理想状态；

2)若γ＜100％，表明部分地质储量未被水平井控制；

当90％＜γ＜100％，表明水平井地质储量控制程度高，建议保持目前开发技术政策；

当70％≤γ≤90％，表明水平井地质储量控制程度适中，建议相同区域新井降低水平井井距离10％-30％或增大压裂规模10％-30％；

当γ＜70％，表明水平井地质储量控制程度低，建议相同区域新井降低水平井井距离1-γ倍或增大压裂规模1-γ倍；

3)若γ＞100％，表明水平井控制地质储量的能力超过实际地质储量，为了降低投资，需要增大井距或降低压裂规模。

当100％＜γ＜110％，表明水平井地质储量控制程度高，建议保持目前开发技术政策；

当110％≤γ≤130％，表明水平井地质储量控制程度适中，建议相同区域新井增大水平井井距10％-30％或降低压裂规模10％-30％；

当γ＞130％，表明水平井地质储量控制程度低，建议相同区域新井增大水平井井距γ-1倍或降低压裂规γ-1倍。

本发明的有益效果是，本发明一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，仅需不同油藏压力下地层原油、产出气及岩石的基础物性和生产动态数据，简单快捷的实现页岩油水平井地质储量控制程度预测，预测难度低、周期短，且无需地质建模和数值模拟计算大量的静动态数据，预测成本大大降低，从而为页岩油水平井开发政策制定提供依据。

附图说明

图1是本发明一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法的实施例中水平井井网井距部署示意图；

图2是本发明一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法的实施例中不同压力下原油体积系数图；

图3是本发明一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法的实施例中不同压力下原油压缩系数图；

图4是本发明一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法的实施例中不同压力下脱出气体体积系数及脱气后原油中溶解气油比图；

图5是本发明一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法的实施例中不同压力下岩石孔隙体积压缩系数图；

图6是本发明一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法的实施例中累计产油量-日产油量关系曲线及回归图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明进行详细说明。

本发明提供一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，具体按照以下步骤实施：

步骤1，建立页岩油水平井全生命周期采收率预测模型；

(1)当地层压力大于饱和压力时，油藏驱动方式为弹性驱，弹性驱采收率表达式为：

其中，

(2)当地层压力低于饱和压力时，油藏驱动方式变为溶解气驱，溶解气驱采收率表达式为：

其中，B_t＝B_o+(R_si-R_s)B_g (4)；

则页岩油水平井全生命周期采收率表达式为：

式(1)-(5)中，R表示未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，％；R_e表示弹性驱采收率，％；R_r表示溶解气驱采收率，％；B_oi表示原始原油体积系数，小数；p_i表示原始地层压力，MPa；p_b表示原油饱和压力，MPa；B_ob表示饱和压力下原油体积系数，小数；B_t表示油藏废弃压力下的两相体积系数，小数；R_p表示平均生产气油比，m³/m³；R_si表示原始气油比，m³/m³；B_g表示油藏废弃压力下脱出气体体积系数，小数；C_t表示综合压缩系数，1/MPa；C_o表示原油压缩系数，1/MPa；C_w表示地层水压缩系数，1/MPa；S_wc表示束缚水饱和度，小数；C_f表示岩石平均孔隙体积压缩系数，1/MPa；B_o表示油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数，小数；R_s表示油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比，m³/m³；

步骤2，利用地层原油和气体的基础高压物性参数及岩石平均孔隙体积压缩系数，通过步骤1建立的页岩油水平井全生命周期采收率预测模型，计算未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率；

步骤2.1，通过相态计算模拟软件获得地层原油和气体的基础高压物性参数；

步骤2.1.1，通过气相色谱仪分别测试地面脱气后原油和产出气的全烃组分；

步骤2.1.2，将步骤2.1.1得到的地面脱气后原油和产出气的全烃组分、原始汽油比R_si、地面脱气后原油密度利用相态计算模拟软件进行油气合并计算，得到地层原油组分；

其中，相态计算模拟软件包括CMG-WINPROP，Eclipse-PVTi和FMG-Cloud；

步骤2.1.3，将步骤2.1.2得到的地层原油组分按照N₂、CO₂、C₁、C₂-C₆、C₇-C₁₅、C₁₆-C₂₀、C₂₁-C₂₇、C₂₈-C₈₀的组分进行组分劈分，得到八拟组分的劈分原油模型；

其中实际过程中也可以劈分成其他拟组分的劈分原油模型，均属于本发明的保护范围；

步骤2.1.4，将步骤2.1.3得到的八拟组分的劈分原油模型采用相态软件进行相态计算获取各拟组分的劈分原油模型特征参数，其中，各拟组分的劈分原油模型特征参数包括：分子量、密度、临界温度、临界压力、偏差因子、体积偏移系数；

步骤2.1.5，对地面脱气后原油和产出气进行恒质膨胀实验分别得到原始地层压力下原油体积系数B_oi、饱和压力下原油体积系数B_ob、油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数B_o和原油压缩系数C_o；

步骤2.1.6，对地面脱气后原油和产出气进行多级脱气实验，获得油藏废弃压力下脱出气体体积系数B_g、油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比R_s和产出气的平均气油比；

步骤2.2，通过对目标区块页岩油岩心进行压缩系数测试，得到原始地层压力下和饱和压力下的岩石孔隙体积压缩系数，两者平均值为油藏岩石由原始地层压力降至饱和压力下的平均孔隙体积压缩系数C_f；

步骤2.3，将步骤2.1得到的地层原油和气体的基础高压物性参数和步骤2.2得到的平均孔隙体积压缩系数带入公式(5)中，得到未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率；

步骤3，根据目标区块生产动态数据，计算页岩油弹性开发单井可采储量及目标区块所有水平井可采储量；

根据实际生产月度数据，利用excel作累计产油量为横坐标，单井日产油量为纵坐标的散点图，按照时间由晚到早选取至少12个月的数据添加趋势线，趋势线类型为直线，根据回归公式，计算弹性开发阶段单井可采储量；

则弹性开发阶段单井可采储量之和为目标区块所有水平井可采储量；

步骤4，根据步骤3得到的目标区块所有水平井可采储量和步骤2得到的未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，计算水平井控制地质储量；

水平井控制地质储量的表达式为：

式(6)中，N_R表示目标区块所有水平井可采储量；

步骤5，根据步骤4得到的水平井控制地质储量和实际地质储量，计算地质储量控制程度；

地质储量控制程度的表达式为：

式(7)中，N表示实际地质储量，10⁴t；S表示水平井区含油面积，Km²；h表示平均有效厚度，m；φ表示平均有效孔隙度，％；ρ_o表示地面原油密度，g/cm³；S_wi表示束缚水饱和度，％；

根据地质储量控制程度判别标准为：

1)若γ＝100％，表明开发技术政策合理，此时为理想状态；

2)若γ＜100％，表明部分地质储量未被水平井控制；

当90％＜γ＜100％，表明水平井地质储量控制程度高，建议保持目前开发技术政策；

当70％≤γ≤90％，表明水平井地质储量控制程度适中，建议相同区域新井降低水平井井距离10％-30％或增大压裂规模10％-30％；

当γ＜70％，表明水平井地质储量控制程度低，建议相同区域新井降低水平井井距离1-γ倍或增大压裂规模1-γ倍；

3)若γ＞100％，表明水平井控制地质储量的能力超过实际地质储量，为了降低投资，需要增大井距或降低压裂规模。

当100％＜γ＜110％，表明水平井地质储量控制程度高，建议保持目前开发技术政策；

当110％≤γ≤130％，表明水平井地质储量控制程度适中，建议相同区域新井增大水平井井距10％-30％或降低压裂规模10％-30％；

当γ＞130％，表明水平井地质储量控制程度低，建议相同区域新井增大水平井井距γ-1倍或降低压裂规γ-1倍。

以西部油田某典型页岩油藏为例，基本概况为：该页岩油藏无边、底水，油藏原油地层压力p_i为16.2MPa，饱和压力p_b为9.14MPa，储层基质平均渗透率0.1mD，孔隙度为9.0％，油层平均厚度为9m，原油粘度1.21mPa·s、密度0.74g/cm³、原始气油比R_si为107.6m³/m³、油藏温度58℃，束缚水饱和度S_wc为27.0％，地面脱气原油密度为0.84g/cm³，其中地面脱气油组分、产出气组分如表1和表2所示；该油藏东南部砂体面积为2.0km²，部署5口水平井开发，水平井长度为1500m，井网井距如图1所示，1-5分别为井号，井距为250m。

1)通过气相色谱仪测试分别测试地面脱气后原油和产出气全烃组分，结果如表1和表2所示；

表1地面脱气后原油组分结果

表2产出气组分测试结果

2)利用地面脱气后原油和产出气的全烃组分、原始气油比和地面油密度通过相态软件，根据气液平衡原理进行油气合并计算，得到地层原油组分，如表3所示；

表3地层原油组分

3)地层原油组分按照8组分进行组分劈分，其中8组分包括N₂、CO₂、C₁、C₂-C₆、C₇-C₁₅、C₁₆-C₂₀、C₂₁-C₂₇、C₂₈-C₈₀；劈分后各组分含量如表4所示；

表4地层原油劈分后各组分含量

4)对上述八拟组分的劈分原油进行相态计算，获取各拟组分的劈分原油模型特征参数，如表5所示；

表5拟组分的各组分特征参数

5)开展恒质膨胀实验分别获得原油体积系数B_oi、饱和压力下原油体积系数B_ob、油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数B_o和原油压缩系数C_o，根据图2不同压力下原油体积系数和图3不同压力下原油压缩系数，得到原始地层压力下原油压缩系数为1.1632×10^-31/MPa，饱和压力下原油压缩系数为1.4358×10^-31/MPa；原始地层压力下原油体积系数为1.18070，饱和压力下原油体积系数为1.19279；

6)开展多级脱气实验，获得油藏废弃压力下脱出气体体积系数B_g、油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比R_s和产出气的平均气油比，结果如图4所示；根据井深和地面条件，初步判定油藏废弃压力为7MPa，根据试验区平均生产气油比为150m³/m³。

根据《岩石孔隙体积压缩系数测定方法》标准，测试目标区块岩石不同压力下的压缩系数。

按照石油天然气行业标准SY/T 5815-2016《岩石孔隙体积压缩系数测定方法》对页岩油岩心进行压缩系数测试，得到原始地层压力下的岩石孔隙体积压缩系数和饱和压力下的岩石孔隙体积压缩系数，两者的平均值作为油藏岩石由原始地层压力降至饱和压力下的平均孔隙体积压缩系数，结果如图5所示，原始地层压力下的岩石孔隙体积压缩系数为6.77×10^-31/MPa，饱和压力下的岩石孔隙体积压缩系数为6.17×10^-31/MPa，平均孔隙体积压缩系数为6.47×10^-31/Mpa；

将上述得到的地层原油和气体的基础高压物性参数、油藏岩石由原始地层压力降至饱和压力下的平均孔隙体积压缩系数带入公式(5)中得到页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率；其中，弹性气驱采收率为7.3％，溶解气驱采收率为0.32％，页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率为7.6％；弹性气驱采收率为7.3％，溶解气驱采收率为0.32％，全生命周期采收率为7.6％；

7)计算弹性开发阶段单井可采储量和目标区块所有水平井可采储量

根据实际生产月度数据，利用excel作累计产油量为横坐标，单井日产油量为纵坐标的散点图，按照时间由晚到早选取至少12个月的数据添加趋势线，趋势线类型为直线，如图6所示，根据回归公式，计算弹性开发阶段单井可采储量，弹性开发阶段单井可采储量之和为目标区块所有水平井可采储量；

根据回归结果，计算1井和2井可采储量为1.15万吨和0.85万吨，按照此方案，可计算得到3、4、5井的可采储量分别为1.25、1.32和0.90万吨，目标区块所有水平井可采储量为5.47万吨；

8)计算水平井控制地质储量

根据公式(4)计算水平井控制地质储量为72.0万吨；

9)计算地质储量控制程度

根据公式(5)计算目标区块水平井地质储量控制程度为85.5％。

由于γ＜100％，表明部分地质储量未被水平井控制，判断水平井地质储量控制程度适中，相同区域新井建议可降低水平井井距离15％或增大压裂规模15％。

Claims (9)

1.一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，具体按照以下步骤实施：

步骤1，建立页岩油水平井全生命周期采收率预测模型；

步骤2，利用地层原油和气体的基础高压物性参数及岩石平均孔隙体积压缩系数，通过步骤1建立的页岩油水平井全生命周期采收率预测模型，计算未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率；

步骤3，根据目标区块生产动态数据，计算页岩油弹性开发单井可采储量及目标区块所有水平井可采储量；

步骤4，根据步骤3得到的目标区块所有水平井可采储量和步骤2得到的未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，计算水平井控制地质储量；

步骤5，根据步骤4得到的水平井控制地质储量和实际地质储量，计算地质储量控制程度，并根据地质储量控制程度进行判别给出开发建议。

2.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，所述步骤1具体为：

(1)当地层压力大于饱和压力时，油藏驱动方式为弹性驱，弹性驱采收率表达式为：

其中，

(2)当地层压力低于饱和压力时，油藏驱动方式变为溶解气驱，溶解气驱采收率表达式为：

其中，B_t＝B_o+(R_si-R_s)B_g (4)；

则页岩油水平井全生命周期采收率表达式为：

式(1)-(5)中，R表示总采收率，％；R_e表示弹性驱采收率，％；R_r表示溶解气驱采收率，％；B_oi表示原始原油体积系数，小数；p_i表示原始地层压力，MPa；p_b表示原油饱和压力，MPa；B_ob表示饱和压力下原油体积系数，小数；B_t表示油藏废弃压力下的两相体积系数，小数；R_p表示平均生产气油比，m³/m³；R_si表示原始气油比，m³/m³；B_g表示油藏废弃压力下脱出气体体积系数，小数；C_t表示综合压缩系数，1/MPa；C_o表示原油压缩系数，1/MPa；C_w表示地层水压缩系数，1/MPa；S_wc表示束缚水饱和度，小数；C_f表示岩石平均孔隙体积压缩系数，1/MPa；B_o表示油藏废弃压力下的脱气后地层原油体积系数，小数；R_s表示油藏废弃压力下脱气后地层原油溶解气油比，m³/m³。

3.根据权利要求2所述的一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，所述步骤2具体按照以下步骤实施：

步骤2.1，通过相态计算模拟软件获得原油和气体的基础高压物性参数；

步骤2.2，通过对目标区块页岩油岩心进行压缩系数测试，得到原始地层压力下和饱和压力下的岩石孔隙体积压缩系数，两者平均值为油藏岩石由原始地层压力降至饱和压力下的平均孔隙体积压缩系数C_f；

步骤2.3，将步骤2.1得到的原油和气体的基础高压物性参数和步骤2.2得到的平均孔隙体积压缩系数带入公式(5)中，得到未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率。

4.根据权利要求3所述的一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，所述步骤2.1具体按照以下步骤实施：

步骤2.1.1，通过气相色谱仪分别测试地面脱气后原油和产出气的全烃组分；

步骤2.1.2，将步骤2.1.1得到的地面脱气后原油和产出气的全烃组分、原始汽油比、地面脱气后原油密度利用相态计算模拟软件进行油气合并计算，得到地层原油组分；

步骤2.1.3，将步骤2.1.2得到的地层原油组分进行组分划分，得到拟组分的劈分原油模型；

步骤2.1.4，将步骤2.1.3得到的拟组分的劈分原油模型采用相态软件进行相态计算获取各拟组分的劈分原油模型特征参数，其中，各拟组分的劈分原油模型特征参数包括：分子量、密度、临界温度、临界压力、偏差因子、体积偏移系数；

步骤2.1.5，对地面脱气后原油和产出气进行恒质膨胀实验分别得到原始地层压力下原油体积系数B_oi、饱和压力下原油体积系数B_ob、油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数B_o和原油压缩系数C_o；

步骤2.1.6，对地面脱气后原油和产出气进行多级脱气实验，获得油藏废弃压力下脱出气体体积系数B_g、油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比R_s和产出气的平均气油比。

5.根据权利要求4所述的一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，所述步骤2.1.3中，组分划分按照N₂、CO₂、C₁、C₂-C₆、C₇-C₁₅、C₁₆-C₂₀、C₂₁-C₂₇、C₂₈-C₈₀的进行划分。

6.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，所述步骤3的具体过程为：

根据实际生产月度数据，利用excel作累计产油量为横坐标，单井日产油量为纵坐标的散点图，按照时间由晚到早选取至少12个月的数据添加趋势线，趋势线类型为直线，根据回归公式，计算弹性开发阶段单井可采储量；

则弹性开发阶段单井可采储量之和为目标区块所有水平井可采储量。

7.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，所述步骤4中，水平井控制地质储量的表达式为：

式(6)中，N_c表示水平井控制地质储量，10⁴t；N_R表示目标区块所有水平井可采储量，10⁴t，R表示未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，％。

8.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，所述步骤5中，地质储量控制程度的表达式为：

式(7)中，N表示实际地质储量，10⁴t；S表示水平井区含油面积，Km²；h表示平均有效厚度，m；φ表示平均有效孔隙度，％；ρ_o表示地面原油密度，g/cm³；S_wi表示束缚水饱和度，％。

9.根据权利要求8所述的一种页岩油水平井开发地质储量控制程度预测方法，其特征在于，根据地质储量控制程度判别标准为：

1)若γ＝100％，表明开发技术政策合理，此时为理想状态；

2)若γ＜100％，表明部分地质储量未被水平井控制；

当90％＜γ＜100％，表明水平井地质储量控制程度高，建议保持目前开发技术政策；

当70％≤γ≤90％，表明水平井地质储量控制程度适中，建议相同区域新井降低水平井井距离10％-30％或增大压裂规模10％-30％；

当γ＜70％，表明水平井地质储量控制程度低，建议相同区域新井降低水平井井距离1-γ倍或增大压裂规模1-γ倍；

3)若γ＞100％，表明水平井控制地质储量的能力超过实际地质储量，为了降低投资，需要增大井距或降低压裂规模。

当100％＜γ＜110％，表明水平井地质储量控制程度高，建议保持目前开发技术政策；

当110％≤γ≤130％，表明水平井地质储量控制程度适中，建议相同区域新井增大水平井井距10％-30％或降低压裂规模10％-30％；

当γ＞130％，表明水平井地质储量控制程度低，建议相同区域新井增大水平井井距γ-1倍或降低压裂规γ-1倍。

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