CN115637972A - 一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，具体为：建立页岩油水平井开发采收率预测模型；利用地层原油和气体的基础高压物性参数及岩心平均孔隙体积压缩系数，通过开发采收率预测模型，计算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，计算页岩油弹性开发单井可采储量；根据计算页岩油弹性开发单井可采储量和采收率，计算单井控制地质储量，折算单井控制半径；根据单井控制半径，计算井排距合理性程度系数，根据井排距合理性程度系数进行井排距的合理性判识。本发明方法解决了现有方法预测周期长、成本高及影响因素多的问题。

Description

一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法

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井排距合理性定量判识方法。

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。水平井开发合理井排距是页岩油开发技术政策设计中的关键参数之一，不仅关系油藏储量控制程度，同时关系井网密度，是影响页岩油开发效果和效益的关键参数之一。水平井井排距过大则导致单井地质储量控制程度低，造成储量动用水平低和资源的浪费，水平井井排距太小则导致单位面积内的水平井数量大，钻完井和地面投入大，影响页岩油开发效益，同时，对已开发页岩油长水平井井排距合理性判识是指导未开发页岩油藏水平井开发技术政策制定的关键一环。

目前页岩油水平井开发井排距优化主要是在开发前利用数值模拟法，通过地质建模和数值模拟，基于不同水平井井排距的产能和采收率进行优选，对于已开发页岩油藏水平井井排距合理性定量判识研究较少，但是同样可利用数值模拟法进行定量研究，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井排距合理性定量判识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井排距合理性定量判识方法，解决了现有方法预测周期长、成本高及影响因素多的问题。

本发明所采用的技术方案是，一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，具体按照以下步骤实施：

步骤1，建立页岩油水平井开发采收率预测模型；

步骤2，利用地层原油和气体的基础高压物性参数及岩心平均孔隙体积压缩系数，通过步骤1建立的开发采收率预测模型，计算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；

步骤4，根据步骤3得到的页岩油弹性开发单井可采储量和步骤2得到的页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，计算单井控制地质储量，折算单井控制半径；

步骤5，根据步骤4得到的单井控制半径，计算井排距合理性程度系数，根据井排距合理性程度系数进行井排距的合理性判识。

本发明的特征还在于，

步骤1中页岩油水平井开发采收率预测模型为：

B_t＝B_o+(R_si-R_s)B_g (3)

式(1)-(3)中，R表示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地层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(1)中，得到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；

步骤2.1.3，将步骤2.1.2得到的地层原油组分进行组分劈分，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进行相态计算，获取各拟组分的劈分原油模型的分子量、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，拟组分的劈分原油模型为CO₂、N₂、C₁、C₂-C₆、C₇-C₁₅、C₁₆-C₂₀、C₂₁-C₂₇、C₂₈-C₈₀。

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，计算页岩油弹性开发阶段单井可采储量。

步骤4中，单井控制地质储量的表达式为：

式(4)中，N_R表示页岩油弹性开发阶段单井可采储量，10⁴t；

单井控制半径的表达式为：

式(5)中，r表示单井控制半径，m；N_c表示单井控制地质储量，10⁴t；L表示水平井长度，m；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，％。

步骤5中，井排距合理性程度系数的表达式为：

式(6)中，λ表示井距离合理性程度系数，小数；r₁表示相邻水平井中1井控制半径，m；r₂表示相邻水平井中2井控制半径，m；d表示相邻水平井间井排距，m。

步骤5中，井排距的合理性判识具体为：

1)当λ＝1时，判断水平井井排距合理程度为理想状态；

2)当0.9≤λ≤1.1时，判断井排距离合理程度为高合理，保持目前开发技术政策；

3)当0.6＜λ＜0.9或1.1＜λ＜1.3时，判断水平井排距合理程度为中等合理，对于已开发页岩油藏建议保持目前开发技术政策；

其中，

0.7≤λ＜0.9时，对于未开发页岩油藏减少井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

1.1＜λ＜1.3时，对于未开发页岩油藏增大井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

4)当λ≤0.6或λ≥1.3时，判断水平井排距合理程度为不合理；

其中，

λ≤0.6时，对于已开发页岩油藏建议水平井间加密一口井；对于未开发页岩油藏建议减少井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

λ≥1.3时，对于已开发页岩油藏建议两口水平井轮流周期关停；对于未开发页岩油藏建议增大井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍。

本发明的有益效果是，本发明一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，结合页岩油弹性开发阶段单井可采储量和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，计算单井控制地质储量，进而折算水平井井控半径，通过井控半径与井排距间的定量关系，实现水平井井排距合理性定量判识，与现有的数值模拟法相比，无需地质建模和数值模拟计算大量的静动态数据，预测周期短、成本低且影响因素少，为页岩油水平井开发政策制定提供依据，指导页岩油新区开发，进一步提升页岩油开发效果和效益。

附图说明

图1是本发明一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识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井排距合理性定量判识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井排距合理性定量判识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井排距合理性定量判识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井排距合理性定量判识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井排距合理性定量判识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井排距合理性定量判识方法，具体按照以下步骤实施：

步骤1，建立页岩油水平井开发采收率预测模型；

页岩油水平井开发采收率预测模型为：

B_t＝B_o+(R_si-R_s)B_g (3)

式(1)-(3)中，R表示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表示原始地层压力下原油体积系数，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心平均孔隙体积压缩系数，通过步骤1建立的开发采收率预测模型，计算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；

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CO₂、N₂、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(1)中，得到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；

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，计算页岩油弹性开发阶段单井可采储量；

步骤4，根据步骤3得到的页岩油弹性开发阶段单井可采储量和步骤2得到的页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，计算单井控制地质储量，折算单井控制半径；即：

单井控制地质储量的表达式为：

式(4)中，N_R表示页岩油弹性开发阶段单井可采储量，10⁴t；

单井控制半径的表达式为：

式(5)中，r表示单井控制半径，m；N_c表示单井控制地质储量，10⁴t；L表示水平井长度，m；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，％；

步骤5，根据步骤4得到的单井控制半径，计算井排距合理性程度系数，根据井排距合理性程度系数进行井排距的合理性判识；

井排距合理性程度系数的表达式为：

式(6)中，λ表示井距离合理性程度系数，小数；r₁表示相邻水平井中1井控制半径，m；r₂表示相邻水平井中2井控制半径，m；d表示相邻水平井间井排距，m；

井排距的合理性判识具体为：

(1)当λ＝1时，判断水平井井排距合理程度为理想状态；

(2)当0.9≤λ≤1.1时，判断井排距离合理程度为高合理，保持目前开发技术政策；

(3)当0.6＜λ＜0.9或1.1＜λ＜1.3时，判断水平井排距合理程度为中等合理，对于已开发页岩油藏建议保持目前开发技术政策；

其中，

0.7≤λ＜0.9时，对于未开发页岩油藏减少井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

1.1＜λ＜1.3时，对于未开发页岩油藏增大井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

(4)当λ≤0.6或λ≥1.3时，判断水平井排距合理程度为不合理；

其中，

λ≤0.6时，对于已开发页岩油藏建议水平井间加密一口井；对于未开发页岩油藏建议减少井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

λ≥1.3时，对于已开发页岩油藏建议两口水平井轮流周期关停；对于未开发页岩油藏建议增大井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍。

实施例

页岩油藏的基本概况：西部油田某典型页岩油藏，无边、底水，油藏原油地层压力p_i为16.2MPa，原油饱和压力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2.5km²，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200-500m。

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

组分	CH<sub>4</sub>	C<sub>2</sub>H<sub>6</sub>	C<sub>3</sub>H<sub>8</sub>	iC<sub>4</sub>H<sub>10</sub>	nC<sub>4</sub>H<sub>10</sub>	iC<sub>5</sub>H<sub>12</sub>	nC<sub>5</sub>H<sub>12</sub>	iC<sub>6</sub>H<sub>14</sub>	nC<sub>6</sub>H<sub>14</sub>	CO<sub>2</sub>	N<sub>2</sub>
												含量(mol％)	74.21	11.65	9.76	0.68	1.21	0.01	0.08	0.02	0.01	0.26	2.12

2)利用表1和表2中地面脱气后原油和产出气的全烃组分、原始气油比和地面脱气后原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CO₂、N₂、C₁、C₂-C₆、C₇-C₁₅、C₁₆-C₂₀、C₂₁-C₂₇、C₂₈-C₈₀，则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)对八拟组分的劈分原油模型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)对地面脱气后原油和产出气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)对地面脱气后原油和产出气开展多级脱气实验，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(1)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％；

7)计算页岩油弹性开发单井可采储量

根据实际生产月度数据，如表6所示，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；

表6不同单井实际生产数据

根据回归结果，计算1井和2井弹性开发阶段单井可采储量为1.15万吨和0.85万吨，按照此方案，可计算得到3、4、5井的弹性开发阶段单井可采储量分别为1.25、1.32和0.90万吨。

8)计算单井控制地质储量并折算单井控制半径

根据公式(4)和(5)计算单井控制地质储量和折算单井控制半径，结果如表7所示；

表7单井控制地质储量和单井控制半径

井号	Np	Nc	r(m)
				1	1.15	15.1	119.8
2	0.85	11.2	88.6
				3	1.25	16.4	130.2
4	1.32	17.4	137.5
				5	0.9	11.8	93.8

9)计算井排距合理性程度系数

根据公式(6)计算不同井间的井排距合理性程度系数，其中1井和2井λ为1.04，2井和3井λ为0.73，3井和4井λ为1.79，4井和5井λ为0.46。

根据判断标准，井排距的合理性判识具体为：

A、1井和2井判断井排距接近理想状态，建议保持目前开发技术政策继续生产；

B、2井和3井判断水平井排距合理程度为中等合理，保持目前开发技术政策技术生产；

C、3井和4井判断水平井排距合理程度为不合理，建议3、4井周期关停其中的一口；

D、4井和5井判断水平井排距合理程度为不合理，可在4井和5井中间加密一口水平井。

Claims (9)

1.一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，其特征在于，具体按照以下步骤实施：

步骤1，建立页岩油水平井开发采收率预测模型；

步骤2，利用地层原油和气体的基础高压物性参数及岩心平均孔隙体积压缩系数，通过步骤1建立的开发采收率预测模型，计算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；

步骤4，根据步骤3得到的页岩油弹性开发单井可采储量和步骤2得到的页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，计算单井控制地质储量，折算单井控制半径；

步骤5，根据步骤4得到的单井控制半径，计算井排距合理性程度系数，根据井排距合理性程度系数进行井排距的合理性判识。

2.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，其特征在于，所述步骤1中页岩油水平井开发采收率预测模型为：

B_t＝B_o+(R_si-R_s)B_g (3)

式(1)-(3)中，R表示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井排距合理性定量判识方法，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地层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(1)中，得到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井排距合理性定量判识方法，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；

步骤2.1.3，将步骤2.1.2得到的地层原油组分进行组分劈分，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进行相态计算，获取各拟组分的劈分原油模型的分子量、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井排距合理性定量判识方法，其特征在于，所述步骤2.1.3中，拟组分的劈分原油模型为CO₂、N₂、C₁、C₂-C₆、C₇-C₁₅、C₁₆-C₂₀、C₂₁-C₂₇、C₂₈-C₈₀。

6.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，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，计算页岩油弹性开发阶段单井可采储量。

7.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，其特征在于，所述步骤4中，单井控制地质储量的表达式为：

式(4)中，N_R表示页岩油弹性开发阶段单井可采储量，10⁴t；

单井控制半径的表达式为：

式(5)中，r表示单井控制半径，m；N_c表示单井控制地质储量，10⁴t；L表示水平井长度，m；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，％。

8.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，其特征在于，所述步骤5中，井排距合理性程度系数的表达式为：

式(6)中，λ表示井距离合理性程度系数，小数；r₁表示相邻水平井中1井控制半径，m；r₂表示相邻水平井中2井控制半径，m；d表示相邻水平井间井排距，m。

9.根据权利要求8所述的一种页岩油水平井开发井排距合理性定量判识方法，其特征在于，所述步骤5中，井排距的合理性判识具体为：

1)当λ＝1时，判断水平井井排距合理程度为理想状态；

2)当0.9≤λ≤1.1时，判断井排距离合理程度为高合理，保持目前开发技术政策；

3)当0.6＜λ＜0.9或1.1＜λ＜1.3时，判断水平井排距合理程度为中等合理，对于已开发页岩油藏建议保持目前开发技术政策；

其中，

0.7≤λ＜0.9时，对于未开发页岩油藏减少井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

1.1＜λ＜1.3时，对于未开发页岩油藏增大井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

4)当λ≤0.6或λ≥1.3时，判断水平井排距合理程度为不合理；

其中，

λ≤0.6时，对于已开发页岩油藏建议水平井间加密一口井；对于未开发页岩油藏建议减少井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍；

λ≥1.3时，对于已开发页岩油藏建议两口水平井轮流周期关停；对于未开发页岩油藏建议增大井排距，使其设计井距为已开发页岩油藏井距的λ倍。

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