2. “低渗透油气田勘探开发”国家工程实验室, 陕西 西安 710018;
3. 中国石油长庆油田分公司第十二采油厂, 陕西 西安 710018
2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-permeability Oil & Gas Fields, Xi'an, Shaanxi 710018, China;
3. No. 12 Oil Production Plant, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi'an, Shaanxi 710018, China
水平井分段多簇体积压裂已成为开发致密油的主要手段[1-3],但与超低渗透油藏水平井开发相比,致密油水平井开发最显著的特点是单井投资大和建产周期较长,且鄂尔多斯盆地长7致密油开发实践表明,长水平段体积压裂水平井能够显著提高单产、降低递减,是今后开发致密油的主要趋势,但增加了致密油产建过程中的风险。为降低致密油规模开发中的投资风险,达到提高产建效益的目的,急需对体积压裂水平井产量进行预测,建立适合于体积压裂水平井的产量预测模型。文献调研发现,目前常用的水平井产量预测方法有两类:一类是数值模拟方法[4-9],另一类是理论解析模型方法[10-14],但这两种方法在进行产量预测时,都存在明显不足。一是两种方法均不能对裂缝形态进行准确描述:致密油储层天然裂缝发育,体积压裂后形成的缝网系统更加复杂,目前常用井下微地震对人工裂缝形态进行监测[15-18],但该方法测试的仅仅是微地震信号参数,不能代表真实的裂缝形态;二是理论解析模型方法是基于地层均质的假设而推导出来的,对横向非均质性变化较大的致密油储层,计算值往往偏高。
为了解决致密油储层裂缝形态描述难和储层横向非均质变化大的难题,本文基于数据容易获得的测井解释资料和体积压裂施工参数,从地质和工程两方面对致密油水平井产量进行分析和效果评价,从而建立相关的产量预测模型。
1 预测模型建立思路矿场开发实践已经证明,地质基础和工程施工是影响致密油体积压裂水平井产量的两个主要因素[19]。地质因素包括储层含油性(含油饱和度、孔隙度、气测录井全烃值)、储层渗透性(渗透率)、储层可压性(脆性指数)及储层横向非均质系数;工程因素包括体积压裂的入地液量、加砂量、压裂段数和排量。地质参数由测井解释资料获得;工程参数由体积压裂现场实际施工数据获得。
针对鄂尔多斯盆地长7致密油,经过近几年的开发,已经认识到基于水平段地质参数平均值的效果评价方法与产量的相关性较差,但水平段的某些地质参数油层包络面面积与体积压裂水平井产量的相关性较好。因此,本文选择水平段地质参数油层包络面面积对水平井进行产量预测效果评价;工程因素用单井总入地液量、总加砂量、总压裂段数及平均排量对水平井产量进行效果评价。
为明确各影响因素与产量的相关性,采用灰色关联分析法[20]确定各影响参数的关联度,根据关联度的大小,确定地质参数及工程参数对体积压裂水平井产量的敏感性。根据优选出的敏感性参数,建立对数预测模型对体积压裂水平井进行产量预测。
1.1 水平段油层地质参数包络面面积计算水平井近水平钻进过程中,钻遇的油层会被非油层(差油层、干层、泥岩)隔断,依次对不相邻的油层段进行编号(
应用定积分原理,将油层段中每个测井采样间距
$ \begin{equation} A_{i} = \sum \limits_{j=1}^{m}{A_{ij}} = \sum \limits_{j=1}^{m} \left ({x_{ij}} \Delta{l_{ij}}\right ) \end{equation} $ | (1) |
式中:
由于测井要求等间距采样,即采样间距
$ \begin{equation} A_{i} = \sum \limits_{j=1}^{m} \left ({x_{ij}} \Delta l\right ) \end{equation} $ | (2) |
根据式(2)计算各水平段段地质参数油层包络面面积,则水平段地质参数油层包络面面积为
$ \begin{equation} A'= \sum \limits_{i=1}^{N}{A_{i}} = \sum \limits_{i=1}^{N}{ \sum \limits_{j=1}^{m}{\left (x_{ij} \Delta l\right )}} \end{equation} $ | (3) |
式中:
致密油储层隔夹层发育,水平井水平段钻遇隔夹层数量越多,说明平面砂体展布的非均质性越强,储层含油性越差[21]。为描述储层横向非均质性,提出以储层横向非均质系数(
$ \begin{equation} I_{\text{HE}} = \frac{L_{\text{o}}}{N} = \frac{\sum \limits_{i=1}^{N}{L_{i}}}{N} \end{equation} $ | (4) |
式中:
影响体积压裂效果的工程因素主要有入地液量、加砂量、压裂段数和排量,应用单井总入地液量、总加砂量、平均排量及压裂段数对水平井产量进行效果评价。
总入地液量、总加砂量是各个压裂段入地液量、加砂量的总和,平均排量是各个压裂段排量的算术平均值。
2 敏感性参数分析长庆油田长7致密油开发试验始于2010年,截至目前,共在安83、西233、庄230等井区进行了393口水平井体积压裂试验开发。选择这3个井区32口生产时间长(大于3 a)、水平段长(1 500 m)且水平井产量(前3个月水平井日产油平均值)正常(产量大于5 t/d,含水大于30%)的水平井作为研究对象。
2.1 地质参数 2.2 储层含油性地质参数中的含油饱和度和孔隙度代表储层含油性的好坏,由图 2a和图 2b可以看出,含油饱和度和孔隙度水平段油层包络面面积与产量的相关性较差,而气测录井全烃值通过连续测量钻井液烃含量,能够对储层含油性进行有效落实与评价[22]。由于现场直接测得的气测录井全烃值受钻时和入口钻井液流量影响,应用反三角函数法进行校正,得到消除钻时和入口钻井液流量的标准气测全烃值[23]。由图 2c可以看到,标准气测录井全烃值水平段油层包络面面积与产量的相关性较好。
水平井体积压裂后,井筒周围流体的流动符合双重介质油藏流体的流动形态,基质岩块的渗透率对流体流动产生较大的影响。
由图 3a可以看出,测井渗透率包络面面积与产量的相关性较好。
储层具有显著的脆性特征是实现体积改造的物质基础,脆性指数能从岩石力学角度间接反映储层被压开的难易程度,脆性指数越高,储层可压性越好、越容易形成缝网[24-25]。目前,计算脆性指数的方法有两种[26-27]:一种是根据岩石矿物组成判断,即取岩石中石英含量与岩石中石英、碳酸盐及黏土总含量的比值作为该岩石脆性指数;另一种是根据岩石力学特性判断,由杨氏模量及泊松比计算得到。本文根据第二种方法,用Barnett页岩脆性指数计算公式,借助纵波时差、横波时差及岩石体积密度计算储层脆性指数。
由图 3b可以看出,水平段脆性指数油层包络面面积与产量的相关性较好。
2.2.3 储层横向非均质系数根据式(4)计算储层横向非均质系数,做横向非均质系数与产量的散点图(图 3c),可以看出,该参数值与产量的相关性较好。
2.3 工程参数工程因素主要影响体积压裂改造后储层缝网发育程度,主要包括入地液量、人工压裂缝改造段数、加砂量及排量等参数,做各工程施工参数与水平井产量的散点图(图 4),可以看出,储层改造参数中,总入地液量与产量的关系较好。
应用灰色关联分析法对各参数对产量的影响权重进行分析,采用数列均值化法对水平井产量和各影响参数进行无量纲处理,求取各影响参数的两级极值后,计算关联度值[20],具体方法参照文献[19],结果如表 1所示。
考虑选取的敏感性参数既要覆盖影响储层渗流规律的所有参数,又要使回归公式简单易用,因此,根据相关性系数的大小,在影响产量地质参数(储层含油性、渗透性、可压性、横向非均质性)中各选1个参数作为敏感性参数。矿场实践中,总入地液量和总压裂段数相关性较好,一般总入地液量越大,总压裂段数也多,在工程参数中,选择关联度大的总入地液量作为敏感性参数。
根据以上参数选取原则,本文选取水平段油层标准录井气测全烃值包络面面积、渗透率油层包络面面积、脆性指数油层包络面面积、储层横向非均质系数分别作为影响储层含油性、渗透性、可压性、横向非均执性的敏感性参数;工程参数中,选择单井总入地液量作为产量的敏感性参数。
3 预测公式及应用 3.1 预测公式对数预测模型是油田开发中常用的产量预测模型,由上述单因素效果评价可知,各敏感性参数与产量均呈正相关关系,通过拟合回归(图 5),得到致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测公式
$ Q = 1.628 \ln{C_{\text{P}}}-50.717 $ | (5) |
$ C_{\text{P}} = Q_{\text{T}}'K'{I_{\text{B}}}'{L_{\text{V}}}{I_{\text{HE}}} $ | (6) |
式中:
鄂尔多斯盆地合水长7致密油藏发育三角洲相和湖泊相两种类型,主要发育三角洲前缘滑塌形成的浊积岩储集体。浊积水道砂作为该区骨架砂体,呈朵状、团块状分布,砂体厚度大;油层分布稳定、厚度较大,油藏具有较大规模,资源潜力大。目前,仅在庄230井区进行了试验性开发,剩余未动用区块建产潜力大,是下步致密油开发建产有利区。
应用预测公式(式(5))对该区6口水平井进行产量预测,由图 6可以看到,预测值与实际值相差较小,相对误差平均值仅为8.0%,效果较好。
以庄230井区6口水平井中的GP47-64为例,采用本文的预测方法进行详细计算。
GP47-64水平段长度680 m,钻遇油层段647 m,钻遇7个油层段(图 7),根据式(2),以第1油层段为例,计算该油层段测井渗透率包络面面积,计算结果如表 2所示。
将表 2中测井渗透率换成标准气测录井全烃值和脆性指数,便可得到这两个地质参数在第1油层段的包络面面积。
同理,计算其他油层段测井渗透率、标准气测录井全烃值和脆性指数的包络面面积,结果如表 3。
GP47-64采用水力喷射环空加砂体积压裂改造方式,压裂改造8段,总入地液量3 550 m
根据预测公式(式(5)),得到GP47-64的日产油预测值为11.13 t/d,实际值为10.51 t/d,相对误差为5.9%。
4 结论(1) 地质和工程因素均对致密油水平井的产量产生影响,根据灰色关联分析法评价结果,筛选出水平段油层标准气测录井全烃值包络面面积、测井渗透率包络面面积、脆性指数包络面面积、储层横向非均质系数及总入地液量作为水平井产量的敏感性参数。
(2) 本文的致密油水平井产量预测公式具有计算简单、结果可靠的优点,利用本文公式对产建新区水平井产量进行预测,可以达到降低致密油规模开发投资风险,提高产建效益的目的。在鄂尔多斯盆地合水长7致密油藏6口水平井中的应用效果较好,预测值与实际值相对误差为8.0%。
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