文摘
一个适当的布井方案对页岩气藏的经济发展至关重要。井网优化的最大挑战是解释与液压相关的地下的不确定性和自然骨折。另一个挑战是复杂的天然裂缝的存在。这项工作应用集成的井网优化工作流程在中国四川盆地的页岩气储层水力和自然骨折。工作流包括五部分:数据准备、油藏模拟,估计最终复苏(欧元)分析、经济计算、井网优化。首先,十三的多个实现不确定参数矩阵和骨折,包括基质渗透率和孔隙度,三个相对渗透率参数,水力裂缝高度,半身的,宽度、电导率、含水饱和度、天然裂缝数量,长度,和电导率,是被辅助历史拟合(AHM)。骨折是建模嵌入离散裂缝模型(EDFM)准确、高效。然后,84阿解决方案结合五井距场景从517英尺到1550英尺将产生420仿真案例。储层模拟这些420例之后,我们为每个预测长期的天然气生产井的布置场景。欧元退化和气井干扰意味着关键井距。 The net present value (NPV) for all scenarios would be calculated and trained by - - - - - -最近的邻居(资讯)代理,以更好地了解井距和净现值之间的关系。在这项研究中,确定最佳井距为793英尺,对应的最大净现值为1800万美元,与液压骨折的贡献和自然骨折。
1。介绍
毫无疑问,非常规储层的发展已经改变了石油和天然气工业。然而,许多挑战,如异质性、纳米孔,支撑剂分布、多相流,和复杂的骨折,已经存在于非常规储层(1- - - - - -3]。储层模拟是一个严格的方法应用于非常规储层。在全球非常规资源,页岩天然气和石油是主要的组件。最佳井距是页岩储层开发的一个关键参数。至关重要的是找到一个井距可以平衡和经济复苏。许多研究都集中在这个区域数值和分析(4,5]。他们中的一些人调查了井距确定的控制因素,如骨折半身像,储层渗透率、岩石性质,和自然骨折(6- - - - - -8]。然而,由于页岩储层的复杂性,它仍然是具有挑战性的量化地下不确定性液压和自然骨折(9,10]。几种方法,包括微震的方法,测试方法,和rate-transient分析(RTA)方法,用于捕获了不确定参数(11- - - - - -14]。然而,这些方法的高数据要求使它不容易被执行在新井。
另一种方法广泛用于校准的不确定性是历史匹配,这是一种高效、廉价的方法。许多作者表现单一历史匹配获得页岩储层和骨折的一个解决方案15- - - - - -19]。然而,历史的非唯一性匹配应考虑。因此,多个匹配的应用历史。曹et al。20.)确定的最优井网特拉华州盆地由多个历史匹配。更重要的是,他们并没有考虑到自然骨折的不确定性,这是另一个挑战在页岩储层井网优化。
一些研究人员调查,天然裂缝会影响骨折的传播在水力压裂微震的事件模式和复杂的裂缝延伸模型21- - - - - -24]。(2)建模复杂的自然骨折嵌入离散裂缝模型(EDFM)建模方法的准确性和效率。他们表示,分给自然骨折可能增加气体经过30年恢复了23.2%。
在这项研究中,我们应用一个集成外,EDFM工作流的井网优化中国四川盆地的页岩气储层具有复杂自然骨折。液压骨折和自然骨折被EDFM建模方法(2]。根据84年阿解这个水库的页岩气井,十三的多个实现不确定矩阵和裂缝参数校准。值得指出的是,自然骨折的不确定参数包括数量、长度和自然骨折的电导率。我们还考虑了三个不确定性相对渗透率。然后,我们比较了气体在欧元的长期储层为5井距场景仿真结果与这些84相关的解决方案。布井方案分布从517英尺到1550英尺,对应于6井2口井。关键井距可以确定通过分析气体欧元退化以及干扰降到最低。净现值(npv)的情况下可以评估和预测的 - - - - - -最近的邻居(资讯)代理确定的最佳井距页岩储层天然裂缝。
2。井网优化工作流程
集成的井网优化工作流程包括五个部分:数据准备、油藏模拟、分析,欧元经济计算、井网优化。框架如图1。首先,我们需要准备储层模拟的输入数据。我们需要决定有两个主要的事情。一是不确定参数矩阵和骨折是必不可少的页岩气藏。根据短期的生产数据,我们应用AHM校准这些不确定参数的分布和屏幕AHM的结果解决方案全球最低的错误。另一个是设计最小和最大数量的好放入水库最佳井距。如果井距太小,每口井的干扰将减少天然气生产;如果井距过大,经济复苏可能不满足。因此,至关重要的是确定井距的范围和设计几个井的布置场景。模拟的输入情况下可以通过整合AHM生成解决方案和井距场景建模,EDFM考虑液压和自然骨折。
随后,所有情况下预测的储层模拟执行长期的天然气生产。累计天然气生产和天然气欧元的每种情况下可以计算和分析了对数正态概率图。通过比较天然气欧元退化,干扰是观察到的影响,和相应的关键井距最小化干扰可以获得。接下来,我们评估NPV的病例和绘制成一个箱线图。NPV的方程讨论了我们的以前的工作25]。每个井距的P50 NPV场景可以直接获得。此外,为了更好地理解NPV和井距之间的关系,我们预测的NPV使用资讯代理方法更多的井距。计算NPV是预测,和相应的井距添加到预测功能。最后,我们可以确定最佳井距,导致最大净现值。
3所示。现场应用
3.1。储层模型
我们集成,EDFM工作流应用于一个在中国的四川盆地页岩气储层复杂的自然骨折来确定最优水力压裂井的井距。首先,有必要构建一个油田规模模型代表了页岩气藏。模型的方案图所示2。模型是5840英尺长 - - - - - -方向,3100英尺长 - - - - - -方向。厚度是65英尺 - - - - - -方向。红线是水平井与一个常数4921英尺的长度。我们设置2到6井模型来说明不同的间距。图2(一个)代表了1550英尺的井距在两井每部分,而图2 (b)显示了517英尺6井的井距每节。蓝线分布在井代表54液压骨折。他们被分为18个阶段,145英尺彼此远离。和每个阶段包含3集群与集群67英尺的间隔。绿线是天然裂缝分布在45°、135°。虽然还有其他程度的裂缝方位现有增长,我们只会考虑理想的条件简化方法。最大的原因之一是缺乏骨折诊断数据。在这项研究中,我们假设的自然骨折有一个恒定的高度65英尺,宽0.1英尺。和天然裂缝的倾角为90°。所有骨折被EDFM建模。 It is worth noting that the model is ideal, and the heterogeneity of the reservoir is not considered. Other properties of our reservoir model are listed in Table1。
(一)
(b)
展示所有的某些参数后,我们需要校准的不确定参数矩阵和骨折的页岩气储层由历史匹配。第一步是确定关键参数及其基于专家经验的范围。本研究选择了13个参数不确定性:基质渗透率、孔隙度、相对渗透率指数的气体,指数,对水的相对渗透率和端点,水力裂缝高度,半身像,电导率,含水饱和度,和宽度,天然裂缝数量,长度,和电导率。这三个参数的自然裂缝反映复杂的自然裂缝内流体运输的能力。我们有限的天然裂缝的数量从200年到1200年,这个水库。此外,天然裂缝长度是100英尺至500英尺,而液压骨折半身的200英尺和780英尺之间。其他参数的范围在表列出2。协助历史匹配当时执行捕获这些参数的多个实现。讨论细节AHM工作流Tripopoom et al。26]。储层,总共有84个辅助历史的解决方案。数据3(一个)- - - - - -3 (d)显示AHM结果相比,短期生产数据(26]。可以看出bottomehole压力(必和必拓)和气体流速可以配以现场生产数据正常。水流速和水气比(水气比)与生产数据总体而言,除了50天至250天,但是我们可以发现水从生产数据流量在此期间与必和必拓没有类似的趋势变化,可以忽略的整体结果。因此,历史匹配解决方案是准确到下面的井网优化。
(一)
(b)
(c)
(d)
不确定参数的多个实现AHM解决方案如图4。数据4(一)- - - - - -4(米)代表矩阵的后验分布渗透率、裂缝高度、裂缝半身像,裂缝水饱和度、裂缝宽度、裂缝传导性,基质孔隙度、相对渗透率的三个组成部分,自然骨折,自然裂缝长度,分别与自然裂缝传导性。每个情节的 - - - - - -轴反映了这个不确定参数的范围,范围分为十箱。的 - - - - - -轴是每本的概率。我们与井距场景结合AHM的解决方案,这将产生420例。一个点代表一个可能的情况下。它可以很容易地观察到最高的不确定参数的概率与大多数分在一个特定的垃圾箱。天然裂缝的分布如图4 (k),这意味着超过一半的点分布在200年和500年之间。此外,400年至500年的本最点与其他箱子相比。因此,自然骨折的可能值的数量将是200年到500年,特别是在400到500的范围。同样,我们可以发现可能的天然裂缝长度是大约100英尺至140英尺,和可能的天然裂缝传导性是md-ft md-ft 6.8到7.2。与液压骨折半身的相比,专注于316英尺到374英尺,自然骨折要短得多。和液压骨折电导率约67 md-ft 105 md-ft,这是比自然骨折。这表明,液压骨折对天然气产量的贡献超过自然骨折。其他的不确定性的概率分布可以以同样的方式进行分析。
(一)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
(h)
(我)
(j)
(k)
(左)
(m)
有一个直观的体现自然骨折使用EDFM属性,我们建立了断裂模型对不同的天然裂缝数量和长度。图5说明了最小、平均和最大数量的自然骨折:211,453,1196。其他所有属性都是相同的。此外,图6显示最小、平均和最大长度的自然骨折:102英尺、1855英尺和456英尺。天然裂缝的时间越长,越多越好沟通通过断裂系统。
(一)
(b)
(c)
(一)
(b)
(c)
此外,我们需要考虑不同实现的相对渗透率。水的相对渗透率和天然气可以使用以下方程: 在哪里是水的相对渗透率,气相对渗透率。水相对渗透率的端点,是水指数,是气体指数。 在哪里是归一化水饱和度,是水饱和,不可约或残余水饱和度,然后呢剩余的气体饱和水/气位移。
端点的水相对渗透率的分布和相对渗透率气体和水的指数反映在数据上5(h) -5(j)。84年与含水饱和度相对渗透率曲线绘制在图解决方案7。红色实线代表气相对渗透率,蓝线代表水相对渗透率。是反映水相对渗透率分布广泛的气体,这是相应的数量更大的不确定参数用于计算方程。
历史匹配后,我们抓住了压力分布在2年基于690天的生产数据。初始压力8000 psi用于储层模拟。它在2年急剧下降到1000 psi。然后,压力保持不变在以下18年1000 psi。这意味着大多数天然气生产在第一个五年,尤其是在头两年。值得指出的压力下降率略有下降后100天相比,在100天。
3.2。生产分析
准备水库模型后,我们生成420输入情况下通过集成84历史匹配解决方案5井的布置场景。然后,我们进行油藏模拟长期生产模拟的情况。
首先,气体流速和水流速变化的情况下可以获得20年来,如图8。不同情况下的相同的井网场景绘制了相同的颜色。在生产过程中,气体流速降低由于压降。然后,它会增加一点。这是因为压力减少变得比一开始慢,如图9。这将导致更大的储层与井筒之间的压力差。因此,将产生更多的气体和水。如果压力下降率没有变化,流量会不断减少。两年后,气体流量达到一个峰值,减少,这意味着井底压力下降到目标1000 psi的压力。水流速有相同的趋势。这是压力变化的结果。此外,它是观察到517英尺的six-well场景与井距最大的气体流量和水流速度开始。气体流速下降到0.2 MMscf每天平均对于six-well场景,这是最低的在所有场景。它意味着的存在干扰的小布井。
(一)
(b)
累计天然气生产和累积水生产可以获得20年来,绘制在图10。累计天然气产量大幅增加在第一个两年。最后,累计天然气产量在100亿立方英尺的范围(供应量)20。从200 MSTB累积水产量增加到400 MSTB一般数量增加。此外,累计天然气生产比累积水集中生产。它反映了水和天然气相对渗透率的不确定性。
(一)
(b)
找出如何间距影响天然气生产,欧元/气井为每个布井方案计算和绘制对数正态累积概率图,如图11。的 - - - - - -轴是对数正态累积概率, - - - - - -轴显示欧元/气井。五井距场景用不同的颜色表示。更多的点落在相应的合适的虚线表示的可能性越高气体欧元在对数正态分布的格式。更重要的是,井距越大,气体每欧元越大。我们可以找到P50气体欧元为每个场景中,列在表中3。
然后,P50气体欧元退化与井距计算和绘制在图12。这意味着当井距小于775英尺,在气体欧元急剧下降到37%。这意味着有一种强烈的干扰下井距。然后,那么干扰就变得越来越小的井距增加从775英尺到1033英尺。井距大于1033英尺时,降解曲线变化小,这意味着干扰可以被忽略。因此,我们需要确保井距的影响大于775英尺,以减少干扰。
3.3。井网优化
接下来,我们计算净现值(NPV)来确定最优井网。净现值计算的值输入表中列出4。每口井的操作成本是450万美元,和天然气价格是1.8美元/ MScf。其他值表中可以看到。
NPV是箱线图绘制的结果,如图13。的 - - - - - -轴代表了NPV而 - - - - - -轴代表了井距。每个场景的NPV结果绘制在一个盒子里。盒子的三行从高到低是P25 P50,我每个场景的NPV。最高线外框意味着最大的NPV,和最低线外框代表了最低NPV。存在一个最大的NPV随着井距。因此,最佳井距是775英尺的NPV达到最高。最高的P50 NPV大约是1800万美元。
然后,我们应用资讯代理模型训练数据和预测NPV与井距的关系。每一个点在图14代表一个预测结果和退化是一个多项式曲线,显示为蓝线。观察到的最佳井距是793英尺和1800万美元。同样,这口井间距可以满足关键井距的要求。值得指出的是,这个结果类似于箱线图的结果,但这条曲线是平滑点。因此,然而,代理方法可以提供一个更可靠的结果最优井网的决定。
3.4。压力分布可视化
最后,我们结合的最佳井距793英尺AHM全球最低的错误解决方案执行油藏模拟和预测长期的压力分布。基质渗透率是202,孔隙度是0.04。水指数、气体指数和相对透水性的端点是2.46,3.91,和0.55,分别。裂缝高度、裂缝半身的裂缝传导性、裂缝水饱和,和裂缝宽度是44英尺,289英尺,194 md-ft, 0.82,和0.5英尺。天然裂缝的数量是418,它的长度是270英尺8.09 md-ft的电导率。接下来,我们建模EDFM骨折。储层模拟后,压力分布的矩阵如图15。压力下降明显在第一个五年,这意味着大多数气体会产生第一个5年。然而,我们想要执行的长期预测欧元。因此,我们将在本研究预测20年的生产。图16。显示骨折的压力分布。我们可以发现,压降比自然速度液压骨折骨折远离。从8000 psi下降到3000 psi。这意味着液压骨折将扮演更重要的角色在天然气生产过程中早期的时间。此外,水力裂缝压力下降到低压在第一个五年。和自然骨折远离井筒的压力下降超过液压骨折后的五年,这意味着自然骨折5年后作出更大贡献。在图直观地说明了排水体积17五年后,清楚地显示了强烈的干扰生产。
(一)
(b)
(c)
(一)
(b)
(c)
(一)
(b)
(c)
4所示。结论
本研究应用页岩气储层井网优化工作流程与液压和复杂的自然骨折集成AHM和EDFM的四川盆地。84阿解决方案和五井距场景被用来预测天然气欧元和20年来NPV。然后,确定最佳井距。我们从研究总结出以下结论:(1)最大净现值约为1800万美元,是否直接计算或预测的资讯代理模型。相应的最优井网是775英尺和793英尺,分别对这两种方法。此外,资讯的最佳井距代理更准确的考虑更多的布井方案(2)欧元下降达到35%的气体井距是517英尺,这显示了巨大的干扰。当井距是更广泛的比775英尺,降解率开始变得缓慢。它的影响表明,干扰小(3)关键井的布置,以避免干扰是775英尺的影响。因此,从两种方法获得最佳井距这个关键间距感到满意(4)水力裂缝的压降速度比自然骨折,这意味着液压骨折早期页岩气生产更重要。长一段时间,自然骨折天然气生产作出更大贡献
首字母缩略词
| 阿: | 辅助历史拟合 |
| 必和必拓: | 井底压力 |
| 欧元: | 估计最终的复苏 |
| EDFM: | 嵌入离散裂缝模型 |
| 嗯: | 历史匹配 |
| 资讯: | 再 |
| LGR: | 局部网格加密 |
| 净现值: | 净现值。 |
| : | 固定好维护成本 |
| : | 一个特定的月总成本 |
| : | 水处理成本 |
| : | 个人好总成本 |
| : | 距离与此相关连接。 |
| : | 一个特定的月总收入 |
| : | 磁导率 |
| : | 的油井数量 |
| : | 一个特定场景的净现值 |
| : | 天然气价格(美元/百万标准立方英尺) |
| : | 体积流率之间的两个细胞在一双NNC |
| R: | 一年一度的折现率 |
| : | 各种各样的税率 |
| : | 气体税率 |
| : | 每一对NNC的遗传性因素 |
| : | 天然气产量(百万标准立方英尺)在一个特定的月 |
| : | 水生产在一个特定的月(桶) |
| : | 相对移动。 |
| 英尺×3.048e-01 = m: | |
| 英国《金融时报》3×2.832e-02 =3: | |
| psi×6.895e+ 00 = kPa: | |
| md×1 e15汽油e+ 00 = m2: |
| 供应量: | 十亿标准立方英尺 |
| MMscf: | 百万标准立方英尺 |
| MSTB: | 千浆槽桶 |
| md: | 毫达西 |
| nd: | Nanodarcy。 |
数据可用性
数据是可用的。
附加分
突出了。(1)优化布井页岩气储层。(2)自然骨折的影响和液压骨折被认为是。(3)AHM校准十三骨折和不确定性参数矩阵。(4)建立执行EDFM骨折模型。(5)最大NPV预测从资讯模型确定了最佳井距。
的利益冲突
作者宣称没有利益冲突。
确认
作者要感谢Sim科技有限责任公司为本研究提供EDFM软件。