页岩气藏开采方法与流程
本发明涉及页岩气藏开发领域，更具体地，涉及一种页岩气藏开采方法。
背景技术：
页岩气藏是一种连续型气体矿藏，其基本特征是分布面积大、局部地质条件变化不显著，其开发通常受区域性环境与地质条件的影响。针对这一特点，页岩气藏的开发工作模式整体探明+开发技术突破+步进式实施。一旦开发技术取得突破，具备了效益开发的基本条件，每口井的投入基本是确定的，这时经营者所面临的决策是如何步进与实施问题。更具体地说，就是如何分配每一口井的控制面积，以便平均单位面积上的储量得到最大程度上的利用、获得最大效益的问题。
因此，为了解决上述现有技术的诸多不足和缺陷，有必要研究一种页岩气藏开采方法。
技术实现要素：
考虑到至少一个上述问题而完成了本发明，本发明通过页岩气井控制面积与单井累积产气量的对应关系曲线，结合经济模型，获得单井控制面积与生产收益关系曲线，从而获得页岩气藏开采方法。
具体地，根据本发明一方面，提供了一种页岩气藏开采方法，其特征在于包括以下步骤：
a)利用试井、产能测试获取地层裂缝动态参数，包括裂缝条数nf、裂缝长度lf、裂缝导流能力fc、地层内区渗透率km1和地层外区渗透率km2；
利用测井解释、静压测试获得地层静态参数，包括原始地层压力pi、地层孔隙度
利用高压物性及等温吸附实验获得气体pvt参数以及郎格缪尔等温吸附特征参数vl和pl；
b)固定控制面积的长度ye，通过改变宽度xe来改变控制面积值，结合步骤a)测定的参数通过单井产气量模型，确定不同单井控制面积下累积产气量与生产时间的对应关系，获得单井控制面积-累积产气量关系曲线；
c)通过经济模型获得不同单井控制面积下净现值npv与生产时间的对应关系，其中
其中，gp，j为第j年的年产量，ir为年利率，j为第j年，n为生产周期，fc为固定总投资，cwell为单井钻井成本，cfracture为单簇主缝压裂成本，nf为裂缝条数；
d)进一步获得单井控制面积与净现值npv关系曲线，以及单井控制面积与平均单位面积效益npva关系曲线；
npva＝npv/s
确定单井控制面积与增量效益d关系曲线，
d＝dnpv/ds
确定最佳效益点s2，使满足
dnpv/ds|s＝s2＝npv/s|s＝s2或npv/s|s＝s2＝max
当s＝s2时，单井控制面积所获效益最大，即npva＝k；
e)测定工区面积a，设定单井控制面积为s2，设定n＝int(a/s2)，在工区面积a内均匀设置n口井且单井控制面积为s2，进行页岩气藏开采，对工区面积a内的剩余面积s余留作日后开采，s余≥0。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
本发明通过经济模型获得不同单井控制面积下净现值npv与生产时间的对应关系，进而获得单井控制面积与净现值npv关系曲线，以及单井控制面积与平均单位面积效益npva关系曲线，确定出最佳效益点s2即最佳单井控制面积，从而为页岩气藏开采提供依据。
附图说明
图1是根据本发明一种优选实施例的页岩气最佳单井控制面积确定流程图。
图2是根据本发明一种优选实施例的单井控制面积下的分段压裂水平井生产动态物理模型。
图3是根据本发明一种优选实施例的不同单井控制面积下的累积产量-时间对应关系图。
图4是根据本发明一种优选实施例的不同生产时间下单井控制面积与累积产量对应关系图。
图5是根据本发明一种优选实施例的不同压裂长度对应的单段裂缝综合成本。
图6是根据本发明一种优选实施例的不同单井控制面积下的净现值-时间对应关系图。
图7是根据本发明一种优选实施例的不同生产时间下单井控制面积与净现值对应关系图。
图8是根据本发明一种优选实施例的单井控制面积与生产效益关系曲线图。
图9是根据本发明一种优选实施例的确定单井最佳控制面积的分析图。
图10是根据本发明一种优选实施例的井距与单井控制面积、井网密度转换表示例。
图11是根据本发明一种优选实施例的典型井基础参数数据表示例。
图12是根据本发明一种优选实施例的机会成本的示意图。
具体实施方式
下面结合附图，通过优选实施例来描述本发明的最佳实施方式，这里的具体实施方式在于详细地说明本发明，而不应理解为对本发明的限制，在不脱离本发明的精神和实质范围的情况下，可以做出各种变形和修改，这些都应包含在本发明的保护范围之内。
实施例1
参见附图1-12，优选地，本发明提供了一种提供了一种页岩气藏开采方法，其特征在于包括以下步骤：
a)利用试井、产能测试获取地层裂缝动态参数，包括裂缝条数nf、裂缝长度lf、裂缝导流能力fc、地层内区渗透率km1和地层外区渗透率km2；
利用测井解释、静压测试获得地层静态参数，包括原始地层压力pi、地层孔隙度
利用高压物性及等温吸附实验获得气体pvt参数以及郎格缪尔等温吸附特征参数vl和pl；
b)固定控制面积的长度ye，通过改变宽度xe来改变控制面积值，结合步骤a)测定的参数通过单井产气量模型，确定不同单井控制面积下累积产气量与生产时间的对应关系，获得单井控制面积-累积产气量关系曲线；
c)通过经济模型获得不同单井控制面积下净现值npv与生产时间的对应关系，其中
其中，gp，j为第j年的年产量，ir为年利率，j为第j年，n为生产周期，fc为固定总投资，cwell为单井钻井成本，cfracture为单簇主缝压裂成本，nf为裂缝条数；
d)进一步获得单井控制面积与净现值npv关系曲线，以及单井控制面积与平均单位面积效益npva关系曲线；
npva＝npv/s
确定单井控制面积与增量效益d关系曲线，
d＝dnpv/ds
确定最佳效益点s2，使满足
dnpv/ds|s＝s2＝npv/s|s＝s2或npv/s|s＝s2＝max
当s＝s2时，单井控制面积所获效益最大，即npva＝k；
e)测定工区面积a，设定单井控制面积为s2，设定n＝int(a/s2)，在工区面积a内均匀设置n口井且单井控制面积为s2，进行页岩气藏开采，对工区面积a内的剩余面积s余留作日后开采，s余≥0。
优选地，设定n＝int(a/s2)具体为，对(a/s2)取整，例如a＝100，s2＝0.45，(a/s2)＝222.22，则n＝int(a/s2)＝222。也就是说，在100平方米的工区范围内，均匀设置222口单井控制面积为0.45平方米的气井，s余＝0.1平方米，则对剩下的0.1平方面积留用。
优选地，参见附图1-12，优选地，本发明还提供了一种提供了一种页岩气藏开采方法，其特征在于包括以下步骤：
a)利用试井、产能测试获取地层裂缝动态参数，包括裂缝条数nf、裂缝长度lf、裂缝导流能力fc、地层内区渗透率km1和地层外区渗透率km2；
利用测井解释、静压测试获得地层静态参数，包括原始地层压力pi、地层孔隙度
利用高压物性及等温吸附实验获得气体pvt参数以及郎格缪尔等温吸附特征参数vl和pl；
b)固定控制面积的长度ye，通过改变宽度xe来改变控制面积值，结合步骤a)测定的参数通过单井产气量模型，确定不同单井控制面积下累积产气量与生产时间的对应关系，获得单井控制面积-累积产气量关系曲线；
c)通过经济模型获得不同单井控制面积下净现值npv与生产时间的对应关系，其中
其中，gp，j为第j年的年产量，ir为年利率，j为第j年，n为生产周期，fc为固定总投资，cwell为单井钻井成本，cfracture为单簇主缝压裂成本，nf为裂缝条数；
d)进一步获得单井控制面积与净现值npv关系曲线，以及单井控制面积与平均单位面积效益npva关系曲线；
npva＝npv/s
确定单井控制面积与增量效益d关系曲线，
d＝dnpv/ds
确定最佳效益点s2，使满足
dnpv/ds|s＝s2＝npv/s|s＝s2或npv/s|s＝s2＝max
当s＝s2时，单井控制面积所获效益最大，即npva＝k；当s低于或高于s2时，定义机会成本p，
p＝k-npva
e)测定工区面积a，a/s2为整数时，单井控制面积取s2；
a/s2为非整数时，对a/s2取整为n，确定工区面积a内均匀布置n口井时对应的单井控制面积s2’＝a/n，工区面积a内均匀布置n+1口井时对应的单井控制面积s2”＝a/(n+1)，
根据npva＝npv/s确定s分别取s2’和s2’时对应的npva’和npva”，根据p＝k-npva确定npva分别取npva’和npva”时的p’和p”，
当p’小于等于p”时，单井控制面积s2取s2’，否则单井控制面积s2取s2”f)设定单井控制面积为s2，进行页岩气藏开采。
优选地，控制面积为井控面积长度和宽度xe的乘积。
优选地，单井产气量模型具体为：按照图2所示物理模型，构建全生命周期气井生产动态数学模型，将步骤a)测定的参数/基础参数代入数学模型f()中，可以获得气井累积产量g与时间t的对应关系。
gp(t)＝f(km1，km2，lf，fc，nf；xe，ye；φm，pi；pvt参数；vl，pl)
有利地，本发明通过经济模型获得不同单井控制面积下净现值npv与生产时间的对应关系，进而获得单井控制面积与净现值npv关系曲线，以及单井控制面积与平均单位面积效益npva关系曲线，确定出最佳效益点s2即最佳单井控制面积，从而为页岩气藏开采提供依据。
实施例2
参见图1-12，优选地，本发明提供了一种页岩气藏开采方法，以中国四川盆地页岩气产区某口典型开发井为例说明实施过程。具体地，该方法包括以下步骤：
在步骤a)中，利用矿场测试和实验测试，获得该井相应的静态地质参数，利用压裂施工和动态监测，获得该井相应的动态工程参数，具体包括：
a1)利用试井、产能测试获取动态数据，通过分析获得相关的地层、裂缝动态参数，包括裂缝条数nf、裂缝长度lf、裂缝导流能力fc、地层内区渗透率km1和地层外区渗透率km2；
a2)利用测井解释、静压测试，通过分析获得地层静态参数，包括原始地层压力pi、地层孔隙度
a3)利用高压物性及等温吸附实验获得气体pvt参数、郎格缪尔等温吸附特征参数vl和pl。
以上动静态数据总结在图11中。
在步骤b)中，固定控制面积长度，通过改变控制面积宽度xe来改变控制面积值。优选地，这里裂缝长度和面积宽度之间比值设定为常数ix＝lf/xe。本实施例中设定控制面积xe＝100～450m，相应的裂缝长度lf＝80～360m，结合步骤a)提供的基础参数代入单井产气量模型进行计算。图3反映了不同单井控制面积下累积产量与生产时间的对应关系，单井控制面积越大，累积产量越高。图4反映了不同生产时间下单井控制面积与累积产量的对应关系，生产周期越长，单井控制面积对累积产量影响越显著。
在步骤c)中，引入经济模型，其中净现值公式如：
这里，gp，j为第j年的年产量，ir为年利率，j为第j年，n为生产周期，fc为固定总投资(设备成本等)，cwell为单井钻井成本，cfracture为单簇(主缝)压裂成本，nf为裂缝条数。
在步骤c1)中，单井综合成本(除压裂外)为4000万元，年利率为10％，气价为1.2元/m3，周期为20年。不同压裂长度成本呈指数式增加，如图5。
在步骤c2)中，根据步骤b)中提供的单井累积产量曲线结合公式(1)获得单井净现值。图6显示了不同单井控制面积下净现值与生产时间的对应关系，对于生产时间较短、单井控制面积较小情况下，单井净现值会出现负值。图7显示了不同周期下单井控制面积与单井净现值关系。
在步骤d)中，确定最佳单井控制面积。
在步骤d1)中，获得单井控制面积与生产效益关系曲线(图8中曲线1)。
在步骤d2)中，确定单井控制面积与平均单位面积效益(npva)关系曲线，即规模效应(图8中曲线2)。
npva＝npv/s(2)
在步骤d3)中，确定单井控制面积与增量效益(d)关系曲线，即边际效应(图8中曲线3)。
d＝dnpv/ds(3)
在步骤d4)中，确定盈亏平衡点s1(图9)，是满足
npv|s＝s1＝0或npva|s＝s1＝0(4)
这是单井控制面积最低极限，低于此值时单井生产收益将不抵投入。
在步骤d5)中，确定最佳效益点s2(图9)，使满足
dnpv/ds|s＝s2＝npv/s|s＝s2或npv/s|s＝s2＝max(5)
将s2确定为最佳单井控制面积。
e)设定单井控制面积为s2，进行页岩气藏开采。
优选地，当s＝s2时，单井控制面积所获效益最大，即npva＝k，当s低于或高于s2时，实际效益均低于此值。参见图12，确定机会成本p，定义
p＝k-npva(6)
则p可以衡量机会成本的大小。其含义即为当s值偏离最优值时或然效益损失。其或然性在于，如果有机会将不足面积补足或将超过的面积用于打新井，可以获得更多的效益。这更好的效益与实际效益之差就是或然的机会损失。对于连续性油藏而言，这样的机会是现实存在的，或然就成为必然。根据p值对s的敏感性以及p值在s2点两侧的不对称性，可以有效地对决策过程进行指导。优选地，测定工区面积a，a/s2为整数时，单井控制面积取s2；
a/s2为非整数时，对a/s2取整为n，确定工区面积a内均匀布置n口井时对应的单井控制面积s2’＝a/n，工区面积a内均匀布置n+1口井时对应的单井控制面积s2”＝a/(n+1)，
根据npva＝npv/s确定s分别取s2’和s2’时对应的npva’和npva”，根据p＝k-npva确定npva分别取npva’和npva”时的p’和p”，
当p’小于等于p”时，单井控制面积s2取s2’，否则单井控制面积s2取s2”。
实施例3
优选地，本发明提供了一种页岩气藏开采方法，该方法包括以下步骤：
步骤a)，根据图2中的物理模型，使用分段压裂水平井开采页岩气藏，气体从地层流入裂缝、从裂缝流入水平井筒。使用全生命周期动态模拟方法计算单井产气量、累积产量与时间的对应关系。
步骤b)，本发明通过井控面积宽度xe来改变单井控制面积，明确不同单井控制面积与单井累积产气量的对应关系。井控面积宽度(即对应井距)与单井控制面积、井网密度转换关系总结在图10中。
步骤c)，单井累积产量曲线结合净现值npv模型，获得不同单井控制面积与生产效益关系的对应关系曲线。净现值模型中不同单井控制面积对应的压裂成本不同。
步骤d)，根据生产效益关系曲线，使用图解法获得最佳单井控制面积和/或相应的最优技术参数。
综上所述，本发明的有益效果在于：
本发明通过经济模型获得不同单井控制面积下净现值npv与生产时间的对应关系，进而获得单井控制面积与净现值npv关系曲线，以及单井控制面积与平均单位面积效益npva关系曲线，确定出最佳效益点s2即最佳单井控制面积，从而为页岩气藏开采提供依据。
本发明不限于上述具体实施例。可以理解的是，在不脱离本发明的精神和实质范围的情况下，可以做出各种变形和修改，这些都应包含在本发明的保护范围之内。
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