简介:大多数模拟预测方法都不适用于多段水力压裂页岩油气井进行产量预测。2010年引入油气业界的Duong递减法也不例外。在油气井进入边界主导流动(boundary—dominatedflow)(BDF)阶段后。这种方法的局限性就比较明显了。本文提出对Duong法进行拓展,以便使之能够适用于受各种裂缝组合样式(fracturefabrics)、井距以及流体类型(如天然气、饱和石油和不饱和石油)影响的油气井的长期生产动态预测。除了要克服Duong法自身的局限性之外,拓展后的方法还要弥补其他的常用产量预测方法的缺点。本次研究应当能够建立一个模型,把多段水力压裂水平井流动状态的物理过程(physicalprocess)纳入其中。这个拓展方法采用经验解、解析解和数值解来代表由多种实际流动状态组成的衰竭模型(depletionmodel)。这个方法采用Duong诊断图(diagnosticplot)[log(q/Gp)与log(t)关系图]实现线性流动阶段和边界主导流动阶段的定产(constantrate)和定压(constantpressure)解析解的归一化。它构成了非常规油气井的等效Fetkovich标准曲线,并充当识别裂缝间干扰出现时间的基准曲线,而且与阿普斯递减曲线的b值有关。数值模拟结果用于填补(fiuin)受各种裂缝几何形态、井距和流体类型影响的长期产量预测方面的空白。标准曲线参数包括裂缝间干扰出现的时间和各种流动状态下的流体流入比(fluidinfluxratio)。根据渗透率、裂缝间距和半长以及井距的不同,流体流入比介于0和1之间,其90代表孤立的流动状态,而1代表瞬变流动状态。本次研究结果不仅有助于业界更加准确地预测致密油藏和页岩气藏的产量,而且还有助于人们更好地理解产量递减的预测。文中还讨论了由历史生产数据和完井数据估算产量预测所需输入参数的方法,例如渗透率、裂缝间干扰出现的�
简介:在过去几年中,从页岩油藏中产油已经获得了广泛的认可。为了高效率和更经济的开发页岩油藏,必须了解清楚水力压裂裂缝参数,水力压裂裂缝引起的复杂天然裂缝系统,和岩石特性对井的动态性能影响。基于数值模拟的方法与其他常规的建模方法相比,在页岩气藏单井动态建模方面提供了更好的方式,然而目前还不清楚页岩油藏可否使用相同的方法建模。我们开发了一个简单且粗化的双孔模型来快速评价增产措施的有效性和理解页岩油的开采机理。将精细网格参考模型与简化模型的模拟结果进行比较,简化模型大大减少了模拟时间并能提供准确的结果。我们将此方法应用于伊戈尔福特(EadeFord)页岩油井。对选定的直井进行油、气、水产量的历史拟合。获得了油藏和储层改造区域的参数,包括基质和天然裂缝系统的原始石油地质储量,估算最终可采储量,孔隙度和渗透率,以及裂缝半长,宽度和复杂裂隙网络的渗透率。随后通过水平井的敏感性分析来量化油藏的特性以及储层改造区域的参数,包括生产层有效厚度,基质孔隙度,基质和天然裂缝系统的渗透性,天然裂缝间距,半长,宽度,和复杂裂缝网络的渗透率。模拟结果表明,天然裂缝渗透率对估算最终可采储量的影响最大。烃类贮集空间(生产油层厚度和孔隙度)对估算最终可采储量的影响次之。基质渗透率的变化对采油影响不大。模拟结果提供了关于页岩油藏有效的储层改造设计和流动机理的本质。
简介:本文介绍了勘探新区默勒和沃灵盆地7个成藏层带风险分析的方法及结果。这些成藏层带代表了不同的深海沉积体系,而且从陆坡上部到盆地底部的整个剖面上均有分布。和典型的新区一样,这两个盆地的钻井资料也很少,其成藏层带模型都是根据地震资料建立的,导致风险评价的定性程度很高,但据此可在这两个盆地中划分低、中、高风险水平的3种成藏层带类型。风险评价的目的有两个,第一是搞清楚各成藏层带内勘探前景较好的储层的厚度分布、结构及净毛比,第二是评价沉积模型的不确定性和现有数据的质量。我们说明了在成藏层带排序过程中,如何评价风险分析对确定有效成藏层带的作用,以及如何通过排序来系统筛选未来的勘探机会。这一研究流程的基础是地质模型的风险分析,因为这种分析是对储层分布、结构以及封盖层等方面的综合地质解释。总之,要对地质模型进行恰当的定性风险评价,其先决条件是认识储层的变化性和沉积特征的范围。成藏层带的风险性由区域风险因素构成,而这些区域风险因素是由区域沉积模型决定的。因资料品质差或资料缺乏而产生的不确定性同样也很重要。把成藏层带风险与因资料缺乏而造成的不确定性区分开,有助于提高决策质量,例如可以在获取勘探区块、购买资料或两者同时进行之间做出选择。