一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法

摘要

本发明公开了一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法，根据页岩油衰竭式开发全生命周期采收率计算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，所述页岩油衰竭式开发全生命周期采收率模型计算为弹性驱采收率与溶解气驱采收率之和；计算单井累产油量；利用页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率和单井累产油量计算单井控制地质储量。本发明基于页岩油油藏衰竭式开发地层压力变化和物质平衡原理，建立页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型，同时根据页岩油开发水平井生产动态预测单井累计产油量，从而实现水平井单井控制储量的快速准确预测。

权利要求

1.一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法，其特征在于，包括如下过程：根据页岩油衰竭式开发全生命周期采收率计算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，所述页岩油衰竭式开发全生命周期采收率模型计算为弹性驱采收率与溶解气驱采收率之和；

计算单井累产油量；

利用页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率和单井累产油量计算单井控制地质储量；

单井累产油量NR通过下式计算：其中，Np、β、α、B和β满足以下关系：B满足如下关系：

其中，Q：油田年产量，Np：油田累计产量，α和β分别为 所表示直线的截距和斜率，A和B分别为 所表示直线的截距和斜率，RD：油田可采储量采出程度，t为油田实际生产时间；

单井控制地质储量为单井累产油量与页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率之比。

2.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法，其特征在于，弹性驱采收率Re如下：

其中， Boi：原始原油体积系数；Ct：综合压缩系数；pi：原始地层压力；pb：原油饱和压力；Bob：饱和压力下原油体积系数；Co：原油压缩系数；Cw：地层水压缩系数；Swc：束缚水饱和度；Cf：岩石压缩系数。

3.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法，其特征在于，溶解气驱采收率Rr如下：

其中，Bt＝Bo+(Rsi‑Rs)Bg；Bt：油藏废弃压力下的两相体积系数；Bob：饱和压力下原油体积系数；Rp：平均生产气油比；Rsi：原始气油比；Bg：油藏废弃压力下脱出气体体积系数；Bo：油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数；Rs：油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比。

4.一种页岩油水平井单井控制地质储量预测系统，其特征在于，包括：采收率计算模块：用于根据页岩油衰竭式开发全生命周期采收率计算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，所述页岩油衰竭式开发全生命周期采收率模型计算为弹性驱采收率与溶解气驱采收率之和；

单井累产油量计算模块：用于计算单井累产油量；

单井控制地质储量计算模块：利用页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率和单井累产油量计算单井控制地质储量；

单井累产油量NR通过下式计算：其中，Np、β、α、B和β满足以下关系：B满足如下关系：

其中，Q：油田年产量，Np：油田累计产量，α和β分别为 所表示直线的截距和斜率，A和B分别为 所表示直线的截距和斜率，RD：油田可采储量采出程度，t为油田实际生产时间；

单井控制地质储量为单井累产油量与页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率之比。

5.根据权利要求4所述的一种页岩油水平井单井控制地质储量预测系统，其特征在于：弹性驱采收率Re如下：

其中， Boi：原始原油体积系数；Ct：综合压缩系数；

pi：原始地层压力；pb：原油饱和压力；Bob：饱和压力下原油体积系数；Co：原油压缩系数；Cw：地层水压缩系数；Swc：束缚水饱和度；Cf：岩石压缩系数。

6.根据权利要求4所述的一种页岩油水平井单井控制地质储量预测系统，其特征在于：溶解气驱采收率Rr如下：

其中，Bt＝Bo+(Rsi‑Rs)Bg；Bt：油藏废弃压力下的两相体积系数；Bob：饱和压力下原油体积系数；Rp：平均生产气油比；Rsi：原始气油比；Bg：油藏废弃压力下脱出气体体积系数；Bo：油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数；Rs：油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比。

说明书

一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法

技术领域

[0001] 本发明涉及油气田开发中单井控制储量计算技术领域，具体为一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法。

背景技术

[0002] 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。如何准确预测单井控制地质储量直接关系到水平井开
发参数(水平井长度、井排距、压裂参数)的合理性，特别影响钻井完井投资和水平井开发效
益。

[0003] 目前单井控制地质储量预测主要是数值模拟法，通过单井地质建模和数值模拟，根据地层压力情况计算单井控制半径进而计算单井控制地质储量，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。

发明内容

[0004] 为解决现有技术中存在的问题，本发明的目的在于提供一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法，本发明基于页岩油油藏衰竭式开发地层压力变化和物质平衡原理，
建立页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型，同时根据页岩油开发水平井生产动态
预测单井累计产油量，从而实现水平井单井控制储量的快速准确预测。

[0005] 本发明采用的技术方案如下：

[0006] 一种页岩油水平井单井控制地质储量预测方法，包括如下过程：

[0007] 根据页岩油衰竭式开发全生命周期采收率计算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，所述页岩油衰竭式开发全生命周期采收率模型计算为弹性驱采
收率与溶解气驱采收率之和；

[0008] 计算单井累产油量；

[0009] 利用页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率和单井累产油量计算单井控制地质储量。

[0010] 优选的，弹性驱采收率Re如下：

[0011]

[0012] 其中， Boi：原始原油体积系数；Ct：综合压缩系数；pi：原始地层压力；pb：原油饱和压力；Bob：饱和压力下原油体积系数；Co：原油压缩系数；
Cw：地层水压缩系数；Swc：束缚水饱和度；Cf：岩石压缩系数。

[0013] 优选的，溶解气驱采收率Rr如下：

[0014]

[0015] 其中，Bt＝Bo+(Rsi‑Rs)Bg；Bt：油藏废弃压力下的两相体积系数；Bob：饱和压力下原油体积系数；Rp：平均生产气油比；Rsi：原始气油比；Bg：油藏废弃压力下脱出气体体积系数；
Bo：油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数；Rs：油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比。

[0016] 优选的，单井累产油量NR通过下式计算：

[0017]

[0018] 其中，Np、β、α、B和β满足以下关系：

[0019]

[0020] B满足如下关系：

[0021]

[0022] 其中，Q：油田年产量，Np：油田累计产量，α和β分别为 所表示直线的截距和斜率，A和B分别为 所表示直线的截距和斜率，RD：油田可采
储量采出程度，t为油田实际生产时间。

[0023] 优选的，单井控制地质储量为单井累产油量与页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率之比。

[0024] 本发明还提供了一种页岩油水平井单井控制地质储量预测系统，包括：

[0025] 采收率计算模块：用于根据页岩油衰竭式开发全生命周期采收率计算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，所述页岩油衰竭式开发全生命周期采收率
模型计算为弹性驱采收率与溶解气驱采收率之和；

[0026] 单井累产油量计算模块：用于计算单井累产油量；

[0027] 单井控制地质储量计算模块：利用页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率和单井累产油量计算单井控制地质储量。

[0028] 优选的：弹性驱采收率Re如下：

[0029]

[0030] 其中， Boi：原始原油体积系数；Ct：综合压缩系数；pi：原始地层压力；pb：原油饱和压力；Bob：饱和压力下原油体积系数；Co：原油压缩系数；
Cw：地层水压缩系数；Swc：束缚水饱和度；Cf：岩石压缩系数。

[0031] 优选的：溶解气驱采收率Rr如下：

[0032]

[0033] 其中，Bt＝Bo+(Rsi‑Rs)Bg；Bt：油藏废弃压力下的两相体积系数；Bob：饱和压力下原油体积系数；Rp：平均生产气油比；Rsi：原始气油比；Bg：油藏废弃压力下脱出气体体积系数；
Bo：油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数；Rs：油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比。

[0034] 优选的：单井累产油量NR通过下式计算：

[0035]

[0036] 其中，Np、β、α、B和β满足以下关系：

[0037]

[0038] B满足如下关系：

[0039]

[0040] 其中，Q：油田年产量，Np：油田累计产量，α和β分别为 所表示直线的截距和斜率，A和B分别为 所表示直线的截距和斜率，RD：油田可采
储量采出程度，t为油田实际生产时间。

[0041] 优选的：单井控制地质储量为单井累产油量与页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率之比。

[0042] 本发明具有如下有益效果：

[0043] 本发明页岩油水平井单井控制地质储量预测方法中的页岩油衰竭式开发全生命周期采收率模型计算为弹性驱采收率与溶解气驱采收率之和，考虑了页岩油开发过程驱动
类型变化和物质平衡原理，通过计算单井累产油量，上述这些参量仅需要不同油藏压力原
油、产出气和岩石这些基础物性和历史生产动态数据，就能简单快捷进行为水平井单井地
质储量计算，为地质储量控制程度和水平井井网参数优化提供依据。本发明避免了惊喜的
地质建模和准确的流体、油藏及相渗曲线等数据，所用的数据易得，数据处理量小，能够实
现水平井单井控制储量的快速准确预测。

具体实施方式

[0044] 下面对本发明做进一步的详细说明。

[0045] 本发明页岩油水平井单井控制地质储量预测方法是基于页岩油开发过程驱动类型和物质平衡原理，建立页岩油衰竭式开发全生命周期采收率预测模型；结合流体相态模
拟、岩心物理模拟获得预测模型所需的基础物性参数计算未饱和页岩油藏衰竭式开发全生
命周期的采收率；利用水平井单井生产动态选取合理模型预测单井累产油量；利用计算得
到的采收率和单井累计产油量计算单井控制地质储量。具体过程包括：一是基于地层压力
和饱和压力判断页岩油藏驱动类型和物质平衡原理，建立页岩油全生命周期衰竭式开发采
收率预测模型及理论计算公式；二是利用相态计算模拟软件计算不同温度压力下的原油、
气体的高压物性；三是根据《岩石孔隙体积压缩系数测定方法》标准，测试目标区块岩石的
压缩系数；四是根据采收率理论计算公式和获取的基础物性参数，计算未饱和页岩油藏衰
竭式开发全生命周期的采收率；五是根据单井生产动态数据，利用胡陈张(HCZ)产量预测公
式预测可采储量，计算单井累计产油量；六是根据单井累计产油量和计算得到的未饱和页
岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率，预测单井控制地质储量。

[0046] 本发明页岩油水平井单井控制地质储量预测方法的具体过程包括如下步骤：

[0047] (1)根据衰竭式开发地层压力变化和物质平衡方法，建立页岩油全生命周期衰竭式开发采收率预测模型及理论计算公式，具体过程如下：

[0048] 根据页岩油地层压力、饱和压力和边界封闭条件，判断页岩油藏为普遍为封闭性未饱和油藏，天然驱动类型属于封闭弹性驱动，随开发进行地层压力下降转变为溶解气驱。
当地层压力大于饱和压力时，油藏驱动方式为弹性驱，此时主要依靠地层原油和岩石的弹
性能，根据物质平衡方法，弹性驱采收率计算公式为

[0049]

[0050] 其中，

[0051] 弹性驱采收率主要受地饱压差、原油和岩石压缩系数、束缚水饱和度和原油体积系数影响，与储层流动相关的物性无关。

[0052] 当地层压力降低饱和压力以下时，此时溶解气从原油中脱出，页岩油驱动方式变为溶解气驱，根据物质平衡方法，溶解气驱采收率计算公式为

[0053]

[0054] 其中：

[0055] Bt＝Bo+(Rsi‑Rs)Bg                              (4)

[0056] 溶解气驱采收率主要受两相体积系数、气体体积系数、原始气油比、平均生产气油比和脱气后原油溶解气油比影响，上述参数均是地层压力的函数。

[0057] 因此，页岩油全生命周期(即未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期)采收率R计算公式为

[0058]

[0059] 上式中：R：总采收率，％；

[0060] Re：弹性驱采收率，％；

[0061] Rr：溶解气驱采收率，％

[0062] Boi：原始原油体积系数，小数；

[0063] Bob：饱和压力下原油体积系数，小数；

[0064] pi：原始地层压力，MPa；

[0065] pb：原油饱和压力，MPa

[0066] Ct：综合压缩系数，1/MPa；

[0067] Cf：岩石压缩系数，1/MPa；

[0068] Co：原油压缩系数，1/MPa；

[0069] Cw：地层水压缩系数，1/MPa；

[0070] Swc：束缚水饱和度，小数；

[0071] Bt：油藏废弃压力下的两相体积系数，小数；

[0072] Bo：油藏废弃压力下的脱气后原油体积系数，小数；

[0073] Bg：油藏废弃压力下脱出气体体积系数，小数；

[0074] Rp：平均生产气油比，m3/m3；

[0075] Rs：油藏废弃压力下脱气后原油溶解气油比,m3/m3；

[0076] Rsi：原始气油比，m3/m3；

[0077] (2)利用相态计算模拟获得原油和气体的基础高压物性参数，具体过程如下：

[0078] 2.1)通过气相色谱仪测试分别测试地面脱气原油和产出气全烃组分；

[0079] 2.2)利用油气组分、原始气油比和地面油密度，利用PVTsim进行油气合并计算，得到地层原油组分；

[0080] 2.3)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和C28‑C80；

[0081] 2.4)对拟组分原油进行相态计算，拟合油藏温度下饱和压力、密度和气油比物性参数，明确拟组分的特征参数，包括临界温度、临界压力、二元相互作用系数；

[0082] 2.5)开展恒质膨胀实验分别获得原始地层压力、饱和压力和油藏废弃压力下原油的体积系数和压缩系数；

[0083] 2.6)开展多级脱气实验，获得油藏废弃压力下原油脱气后产出气体的体积系数、脱气后地层原油的溶解气油比和产出气的平均气油比。

[0084] 本步骤可获得所有油气的基础物性参数，为采收率计算奠定基础。

[0085] (3)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，具体过程如下：

[0086] 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压缩系数和饱和压力下的压缩系
数，两种的算术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压缩系数。

[0087] (4)根据理论计算公式和获取的基础物性参数，计算衰竭式开发采收率，具体过程如下：

[0088] 根据步骤(2)‑(3)中确定岩石、油、气基础物性参数，带入公式(5)中，计算未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率。

[0089] (5)根据单井生产动态数据，利用胡陈张(HCZ)产量预测公式预测可采储量，计算累计产油量，具体如下：

[0090] 根据油田可采储量采出程度RD随时间的t的变化关系：

[0091]

[0092] 将(6)式可转换为：‑A

[0093] 其中C＝10 ，

[0094] 即可得累计产量公式为：

[0095]

[0096] 油田年产量计算公式：

[0097]

[0098] 对公式(6)两边同时平方可得：

[0099]

[0100] 利用(7)除以(8)可得：

[0101]

[0102] 对(9)两边同取对数得：

[0103]

[0104] 令：

[0105] β＝‑(B+1)

[0106] 则(11)可变为：

[0107]

[0108] 可以看出油田的年产量与累计产量的平方之比(Q/NP2)与生产时间(t)呈双对数直线关系。根据实际生产数据，线性回归分析求得截距α和斜率β，进而确定B和NR/C的数值。

[0109] 可得：

[0110] B＝‑(β+1)

[0111] 可采储量计算公式：

[0112]

[0113] 联立(13)和(14)可得：

[0114]

[0115] 上式中：A：式(6)中直线的截距；

[0116] B：式(6)中直线的斜率；

[0117] C：常数；

[0118] Np：油田累计产量，104t；

[0119] NR：油田最终可采储量，104t；

[0120] RD：油田可采储量采出程度，％；

[0121] Q：油田产量(瞬时值)，104t；

[0122] t：油田实际生产时间，a；

[0123] α：式(12)所示直线的截距；

[0124] β：式(12)所示直线的斜率；

[0125] (6)根据预测单井累计产油量和采收率，计算单井控制地质储量，具体过程如下：

[0126] 根据预测采收率和预测单井累计产油量(单井可采储量)，按照公式(16)计算单井控制地质储量。

[0127]

[0128] 综上，针对目前页岩油水平井衰竭式开发方式单井控制储量预测难度大的问题，本发明结合页岩油开发过程驱动类型变化和物质平衡原理，建立页岩油衰竭式开发全生命
周期采收率预测模型，同时利用流体相态模拟、岩心物理模拟获得预测模型所需的基础物
性参数和单井生产动态数据，计算未饱和页岩油藏衰竭式开发全生命周期的采收率；在此
基础上结合水平井开发动态预测单井累产油量；利用采收率和单井累产油量计算单井控制
地质储量。与数值模拟法相比，本发明的方法无需地质建模和数值模拟计算大量的静动态
数据，仅需要不同油藏压力原油、产出气、岩石的基础物性和生产动态数据，能够简单快捷
实现水平井单井地质储量计算，为页岩油水平井开发政策制定提供依据。