一种非常规油气藏开采方法及系统

摘要

本发明提供了一种非常规油气藏开采方法及系统，该方法包括：针对不是新投产井的非常规油气井，建立对应的产量预测及地层压力分布预测模型，确定不同的模型参数并赋值，然后利用历史生产压力及产量数据拟合调整模型及模型参数，得到符合预设要求的目标模型；进而利用得到的目标模型分析获取油气井不同压裂段的地层压力和/或动态监测获取不同压裂段的产量贡献数据，并以其为依据选取补充能量压裂段；针对新投产的非常规油气井，选定交替的补充能量压裂段，最后对选定的压裂段注入介质实施开采。采用上述方案对非常规油气井进行开采克服了传统技术中不同压裂段产出量及剩余油量差异大、整体开采效果差的缺陷，同时避免了新钻注入井的花费。

说明书

技术领域

本发明涉及非常规油气勘探开发技术领域，尤其涉及一种非常规油气藏开采方法及系统。

背景技术

非常规气藏(如页岩气、致密气)和非常规油藏(如页岩油、致密油)的总储量丰富，是重要的油气接替资源。部分非常规资源开发已实现了突破，例如在世界上排列第三位的勘探开发国，其页岩气资源量已达到25.1万。

由于非常规油气储层渗透率极低，开采难度大，因此需要通过水平井钻井和多段压裂技术才能实现有效开发。目前非常规气藏为枯竭时开发，依靠气藏自身能量开采，由于储层物性的非均质性、压裂效果的差异性、开采过程中压力分布的差异性，不同裂缝段控制范围内剩余气量差异较大，导致部分裂缝段开采效果较差，影响了整体开发效果。非常规油藏有时采用井组注水/气开发，注入井驱替地层油进入生产井，这种开采方式除了要钻生产井外，还要额外加钻注入井，增加了钻井成本和人力消耗，另一方面由于生产井段长，储层非均质性强，驱替过程中若遇到高渗带、天然裂缝带等会造成部分裂缝段驱替的“优势通道”，而其他真正需要驱替的裂缝段无法得到有效驱替，大大影响了非常规油井的开发效果。

发明内容

为解决上述问题，本发明提供了一种非常规油气藏开采方法，在一个实施例中，所述方法包括：判断当前非常规油气井是否为新投产井，若是，则基于设定间隔时间段设置一个或多个压裂段交替作为补充能量压裂段，否则执行如下操作：

若非常规油气井不是新投产井，针对该非常规油气井建立对应的产量预测及地层压力分布预测模型，确定建立模型的模型参数，并对不同的模型参数进行赋值；

利用距当前时刻设定时间段内的历史生产压力及产量数据对建立的模型及所述模型参数进行拟合调整，得到符合预设要求的目标模型和目标模型参数；

根据设定的时间间隔通过所述目标模型分析所述非常规油气井不同压裂段控制范围内的地层压力，利用地层动态监测技术获取所述非常规油气井不同压裂段控制范围内的产量贡献数据，根据压力分布分析结果和/或所述产量贡献数据选取一个或多个补充能量压裂段；

对补充能量压裂段注入一种或多种介质实施开采。

在一个实施例中，所述模型参数包括：所述产量预测及地层压力分布预测模型对应的油藏/气藏模型、井型数据、流体类型模型、裂缝形态及参数、井筒条件以及外边界条件。

在一个优选的实施例中，在对不同的模型参数进行赋值的步骤中，包括：若所述非常规油气井的天然裂缝发育，选择双孔模型作为所述非常规油气井的油藏/气藏模型，则对表征油藏/气藏模型的至少以下参数进行赋值：原始地层压力、储层厚度、储层温度、孔隙度、窜流系数、储容比；

若所述非常规油气井的天然裂缝不发育，选择双区矩形复合模型作为所述非常规油气井的油藏/气藏模型，其中内区和外区选双孔模型作为其气藏模型，则对表征双区矩形复合模型的至少以下参数进行赋值：原始地层压力、储层厚度、储层温度、孔隙度、内区渗透率、外区渗透率、内区的长度、宽度和高度，外区的长度、宽度和高度；

其中，所述非常规油气井的油藏/气藏模型里，还对表征应力敏感的杨氏模量、泊松比进行赋值。

在一个实施例中，在对不同的模型参数进行赋值的步骤中，还包括：

根据非常规油气井选定的不同流体类型，分别对表征流体类型的至少以下参数进行赋值：油的密度、气的密度、水的密度、油的粘度、气的粘度和水的粘度；

非常规油气井的流体类型中存在吸附态的流体时，对表征吸附态流体的至少以下特征参数进行赋值：朗格缪尔体积和朗格缪尔压力。

进一步地，在对不同的模型参数进行赋值的步骤中，还包括：

若所述非常规油气井设置为无限大边界，则对表征外边界特征的边界长度、边界宽度赋值符合设定条件的极大数值来表征无限大边界；

若所述非常规油气井设置为封闭边界，则对表征外边界特征的至少以下参数进行赋值：外边界长度、外边界宽度、外边界高度；

若所述非常规油气井设置为定压边界，则对表征外边界特征的至少以下参数进行赋值：外边界长度、外边界宽度、外边界高度及外边界的压力。

一个实施例中，在通过所述目标模型分析所述非常规油气井不同压裂段控制范围内的地层压力的步骤中，包括：

通过所述目标模型分析当前设定时间段内非常规油气井不同压裂段控制范围内的地层压力；

通过所述目标模型分析未来设定时间段内非常规油气井在不同生产制度下不同压裂段控制范围内的地层压力。

一个实施例中，在利用地层动态监测技术获取所述非常规油气井不同压裂段控制范围内的产量贡献数据的步骤中，包括：

利用地层动态监测技术的以下一种或多种监测方法获取非常规油气井不同压裂段内的产量贡献数据：产出剖面测试、示踪剂测试、分布式光纤温度监测、微地震监测；

其中，所述产量贡献数据根据各压裂段控制范围内的油气产出量及储层油气剩余量确定。

一个实施例中，在根据压力分布分析结果和/或所述产量贡献数据选取一个或多个补充能量压裂段的步骤中，包括：

将地层压力低于设定压力阈值的压裂段选为需要补充能量的压裂段，或者将产量贡献低于设定产量阈值的压裂段选为需要补充能量的压裂段。

在一个实施例中，对所述补充能量压裂段注入的介质与非常规油气井的产出物有关，包括以下介质的一种或多种：氮气、二氧化碳、水和表面活性剂。

基于本发明技术方案的其他方面，本发明实施例还提供一种非常规油气藏开采系统，该系统执行上述任意一个或多个实施例所述的方法。

与最接近的现有技术相比，本发明还具有如下有益效果：

本发明提供的一种非常规油气井开采方法，针对不是新投产井的非常规油气井，建立对应的产量预测及地层压力分布预测模型，基于赋值处理后的模型参数利用历史生产压力及产量数据拟合调整模型及模型参数，得到符合预设要求的目标模型；进而利用得到的目标模型分析获取油气井不同压裂段的地层压力和/或动态监测获取不同压裂段的产量贡献数据，并以其为依据选取补充能量压裂段；针对新投产的非常规油气井，设定压裂段交替作为补充能量压裂段，最后对补充能量压裂段注入介质实施开采。本发明实施例对于投产时间不同的油气井采用不同的合理手段，根据非常规油藏和非常规气藏开发过程中地层压力的差异性、开发过程中不同裂缝段的产量贡献数据的差异性等情况进行非常规油气开采，克服了传统技术中不同压裂段产出量及剩余油量差异大，开采效果差的缺陷，同时很大程度上避免了高渗带及天然裂缝带对驱替的影响，在有效提升非常规油气藏开采效率的技术上避免了另开注入井的额外消耗，相当程度上节省了开采过程中的设备及人力成本，缩短了施工周期。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是本发明一实施例提供的非常规油气藏开采方法的流程示意图；

图2是本发明实施例中非常规油气藏开采方法的新投产非常规油气井的压裂段设置示意图；

图3是本发明另一实施例提供的非常规油气藏开采系统的结构示意图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此本发明的实施人员可以充分理解本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程并依据上述实现过程具体实施本发明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

非常规气藏(如页岩气、致密气)和非常规油藏(如页岩油、致密油)等非常规气藏储量丰富，是重要的油气接替资源。部分非常规资源开发已实现了突破，例如我国已成为世界上第三个取得页岩气勘探开发突破的国家，页岩气资源量达到25.1万。

由于非常规油气储层渗透率极低，开采难度大，因此普遍通过水平井钻井和多段压裂技术才能实现有效开发。目前非常规气藏为枯竭时开发，依靠气藏自身能量开采，由于储层物性的非均质性、压裂效果的差异性、开采过程中压力分布的差异性，不同裂缝段控制范围内剩余气量差异较大，导致部分裂缝段开采效果较差，影响了整体开发效果。非常规油藏有时采用井组注水/气开发，注入井驱替地层油进入生产井，这种开采方式除了要钻生产井外，还要钻注入井，增加了钻井成本，另一方面由于生产井段长，储层非均质性强，驱替过程中若遇到高渗带、天然裂缝带等会造成部分裂缝段驱替的“优势通道”，而其他裂缝段无法得到有效驱替，影响了非常规油井的开发效果。

为了解决上述问题，本发明提出了一种非常规油气藏开采的新方法，根据非常规油气藏开发过程中地层压力的差异性、开发过程中不同裂缝段的产开采出量和剩余油气分布的差异性，对非常规油气藏压力枯竭的压裂段注入介质(气体/液体)补充地层能量，进而驱替剩余油气量多的邻近压裂段，提高非常规油气藏压裂井段的整体开发效果。下面参考附图对本发明各个实施例进行说明。

图1示出了本发明一实施例中提供的非常规油气藏开采方法的流程示意图，参照图1可知，该方法包括如下步骤。

首先判断实施开采的非常规油气井是否属于新投产的油气井，若非常规油气井不是新投产井，针对该非常规油气井建立对应的产量预测及地层压力分布预测模型，确定建立模型的模型参数，并对不同的模型参数进行赋值。其中，涉及的模型参数包括：产量预测及地层压力分布预测模型对应的油藏/气藏模型、井型数据、流体类型模型、裂缝形态及参数、井筒条件以及外边界条件。

在一个实施例中，上述步骤中在对不同的模型参数进行赋值的步骤中，包括：若非常规油气井的天然裂缝发育，选择双孔模型作为油藏/气藏模型，则对表征油藏/气藏模型的至少以下参数进行赋值：原始地层压力、储层厚度、储层温度、孔隙度、窜流系数、储容比。

若非常规油气井的天然裂缝不发育，选择双区矩形复合模型作为油藏/气藏模型，其中内区和外区选双孔模型作为其气藏模型，则对表征双区矩形复合模型的至少以下参数进行赋值：原始地层压力、储层厚度、储层温度、孔隙度、内区渗透率、外区渗透率、内区的长度、宽度和高度，外区的长度、宽度和高度。

对于非常规油气井，在油藏/气藏模型里，还包括：对表征应力敏感的杨氏模量、泊松比进行赋值。实际应用中，例如对于页岩油气藏气井来说，若天然裂缝发育，一般可选择双孔模型作为油藏/气藏模型，需要对表征油藏/气藏模型的参数进行赋值，包括原始地层压力、储层厚度、储层温度、孔隙度、窜流系数、储容比；若天然裂缝不发育，一般可选择双区矩形复合模型作为油藏/气藏模型，其中内区和外区一般选双孔模型作为其气藏模型均可等效为均质模型，需要对表征双区矩形复合模型的以下参数进行赋值，包括原始地层压力、储层厚度、储层温度、孔隙度、内区渗透率、外区渗透率、内区的长度与宽度和高度，外区的长度与宽度和高度。特别的，对于页岩油气藏，由于储层应力敏感比较严重，一般在油藏/气藏模型里，还要对表征应力敏感的杨氏模量、泊松比进行赋值。

实际的非常规油气开采工程中，由于页岩油气井一般为多段压裂水平井，因此一般将其井型确定为多段压裂水平井，需要对表征井型的水平段长度进行赋值。

一个实施例中，在对不同的模型参数进行赋值的步骤中，还包括：根据非常规油气井选定的不同流体类型，分别对表征流体类型的至少以下参数进行赋值：油的密度、气的密度、水的密度、油的粘度、气的粘度和水的粘度。

非常规油气井的流体类型中存在吸附态的流体时，对表征吸附态流体的至少以下特征参数进行赋值：朗格缪尔体积和朗格缪尔压力。结合页岩气藏来分析，如果只有气产出，那么则可以将气相模型作为其流体类型；而如果气水同时产出，那么则可以将气、水两相模型来作为其流体类型。对于页岩油藏，若只有油产出，可以将油相作为其流体类型；如果油、气同时产出，可以将油、气两相模型作为其流体类型；如果油、气、水同时产出，则需要选择油、气、水三相模型。根据选定的不同流体类型，分别需要对表征流体类型的油的密度、气的密度、水的密度、油的粘度、气的粘度、水的粘度进行赋值。特别的，在页岩油气藏里，由于除了游离态的流体外，还有吸附态的流体，一般用需要对表征吸附态流体的特征参数进行赋值，包括朗格缪尔体积、朗格缪尔压力。

页岩油气井的裂缝形态一般可以为三种，分别是多级规则裂缝、多级不规则裂缝、缝网，需要对表征裂缝形态的裂缝数量、每条裂缝的位置、每条裂缝的长度、每条裂缝的导流能力进行赋值。

一个实施例中，根据页岩气藏的实际情况，其外边界一般有无限大边界、封闭边界、定压边界等3种。基于此，在对不同的模型参数进行赋值的步骤中，还包括：若非常规油气井设置为无限大边界，则对表征外边界特征的边界长度、边界宽度赋值符合设定条件的极大数值来表征无限大边界。

若非常规油气井设置为封闭边界，则对表征外边界特征的至少以下参数进行赋值：外边界长度、外边界宽度、外边界高度。

若非常规油气井设置为定压边界，则对表征外边界特征的至少以下参数进行赋值：外边界长度、外边界宽度、外边界高度及外边界的压力。

通过上述实施例的步骤建立了非常规油气井产量预测和压力分布预测模型和确定了模型参数后，通过生产历史(生产过程中压力数据、产量数据)进行历史拟合，调整模型和模型参数，使得历史拟合达到理想效果，得到确定的模型和模型参数。因此有以下步骤：利用距当前时刻设定时间段内的历史生产压力及产量数据对建立的模型及模型参数进行拟合调整，得到符合预设要求的目标模型和目标模型参数。该步骤中，采用距当前时刻设定时间段内的历史生产压力及产量数据进行模型的拟合优化，保证了拟合数据更新程度与非常规油气井的开采进度同步，基于高精确度的数据基础很好地保障了目标模型目标模型参数的可靠性。

通过拟合调整后的产量预测和压力分布预测模型可分析目前阶段非常规油气井不同压裂段控制范围内的地层压力，以及可以预测在给定的生产制度(如给定的产量、井口压力、或井底压力)下未来地层压力分布如何变化。因此有：通过目标模型分析非常规油气井不同压裂段控制范围内的地层压力，利用地层动态监测技术获取非常规油气井不同压裂段控制范围内的产量贡献数据，根据压力分布分析结果和/或产量贡献数据选取一个或多个补充能量压裂段。

具体的，考虑到非常规油气井在持续开采的过程中地层压力数据会动态变化，同时不同压裂段控制范围内的油气产出量和储层油气剩余量也是持续变化的，因此，在一个优选的实施例中，设定每隔一段时间重新分析获取非常规油气井各压裂段地层压力数据及监测获取产量贡献数据，即有：通过目标模型分析非常规油气井不同压裂段控制范围内的地层压力的步骤中，包括：(1)根据设定的时间间隔通过目标模型分析当前设定时间段内非常规油气井不同压裂段控制范围内的地层压力；通过目标模型分析未来设定时间段内非常规油气井在不同生产制度下不同压裂段控制范围内的地层压力。

(2)在利用地层动态监测技术获取非常规油气井不同压裂段控制范围内的产量贡献数据的步骤中，包括：根据设定的时间间隔利用地层动态监测技术的以下一种或多种监测方法获取非常规油气井不同压裂段内的产量贡献数据：产出剖面测试、示踪剂测试、分布式光纤温度监测、微地震监测。其中，所述产量贡献数据根据各压裂段控制范围内的油气产出量及储层油气剩余量确定，

实际应用中，在条件允许(井况、施工预算)的情况下，通过地层动态监测(如产出剖面测试、示踪剂测试、分布式光纤温度监测、微地震监测)等手段确定非常规油气井不同压裂段的产出情况。例如根据产出剖面测试可以定量确定哪些压裂段产量贡献大、哪些压裂段产量贡献小、哪些压裂段没有产量贡献。

进一步地，在根据压力分布分析结果和/或产量贡献数据选取一个或多个补充能量压裂段的步骤中，包括：将地层压力低于设定压力阈值的压裂段选为需要补充能量的压裂段，或者将产量贡献低于设定产量阈值的压裂段选为需要补充能量的压裂段。其中，对补充能量压裂段注入的介质与非常规油气井的产出物有关，包括以下介质的一种或多种：氮气、二氧化碳、水和表面活性剂。涉及的压力阈值及产量阈值由工作人员结合非常规油气井的开采数据和经验进行设定。

上述实施例中，非常规油气井各压裂段的产量贡献值通常体现为对应压裂段范围内油气产量及储层的剩余油气量，某压裂段的油气产量越高，则该压裂段的产量贡献值越高，某一压裂段范围内储层的剩余油气量越多，则该压裂段的产量贡献值越高。

下面结合非常规油气井的开采工程实例进行说明。对于已经开井生产一段时间的非常规气井，根据(1)和(2)或者(1)或(2)，确定出需要从生产转入注入介质的压裂段，进行地层能量补充。例如，将地层压力低的压裂段选为注入压裂段，或者将地层动态监测显示无产量贡献和产量贡献很低的压裂段作为注入压裂段。注入介质一般为气体，如可以为氮气、二氧化碳等气体，一方面可以补充地层能量，一方面通过吸附置换作用置换出地层中的甲烷、乙烷等需要开采的气体。

对于已经开井生产一段时间的非常规油井，根据(1)和(2)或者(1)或(2)，确定出需要从生产转入注入介质的压裂段，进行地层能量补充。例如，将地层压力低的压裂段选为注入压裂段，或者将地层动态监测显示无产量贡献和产量贡献很低的压裂段作为注入压裂段。注入介质可以为气体或液体，如可以为氮气、二氧化碳等气体，也可以为水、表面活性剂等液体，一方面可以补充地层能量，另一方面降低非常规油在地层中流动阻力。

另一方面，对于新投产的非常规油气井，由于没有可以用来拟合调整模型和模型参数的可靠开采数据，无法获得精确有效的目标地层压力分布模型，可以根据实际情况设定其对应的压裂段交替作为开采压裂段和能量补充压裂段。具体的，包括如下步骤：若非常规油气井是新投产井，基于设定的间隔时间段设置一个或多个压裂段交替作为补充能量压裂段。其中，间隔时间段可以根据开采过程中的需求进行调整。进一步地，对补充能量压裂段注入一种或多种介质实施开采。

实际应用中，对于新投产的非常规气井或非常规油井，可以通过同一口井上不同相邻或不相邻压裂段交替注入和生产(例如邻近压裂井段间隔注入和开采等方式)，提高开采效果。例如，图2为一口新投产非常规油井的压裂段设置示意图，如图2所示，该非常规油井有10级裂缝，标号分别为第1至第10级裂缝。不同裂缝的位置、长度、形态如图所示，可以设置第1、3、5、7、8压裂段为注入介质段，第2、4、6、8、10压裂段为产油段；生产一段时间以后(如1年)，设置第1、3、5、7、8压裂段为产油段，第2、4、6、8、10压裂段为注入介质段；如此往复，通过间隔性的转变不同压裂段的注入或开采模式，可有效提高不同裂缝之间的油气流动能力和动用程度。

根据实际工况和监测数据条件，也可以在整个开发过程中始终将1、3、5、7、8压裂段为注入介质段，第2、4、6、8、10压裂段为产油段，这样可将同一口井的部分压裂段作为注入段，其余压裂段作为产油段，同一口井上实现了注入和开采，避免了新钻一口注入井的费用；同时，通过邻近压裂段的一注一采，也可有效提高不同裂缝之间的油气流动能力和动用程度。

需要说明的是，对于新投产的非常规油气井，从其开始开采起满足设定时间后，其可视为不属于新投产井，即可以采用上述实施例的步骤通过建立产量预测及地层压力分布模型等一系列操作确定合理的需要补充能量的压裂段。

本发明形成了一种非常规油气藏开采的新方法，根据非常规油气藏开发过程中地层压力的差异性、开发过程中不同裂缝段的产出和剩余油气分布的差异性，在同一口井上的不同压裂段实现注入和开采，对非常规油气井部分压裂段注入介质(气体/液体)补充地层能量，而其他压裂段进行生产，提高了非常规油气藏压裂井段的整体开发效果和采收率，也避免了新钻注入井的费用。

基于本发明的其他方面，本发明实施例还提供一种非常规油气藏开采系统，该系统中的各个模块执行上述一个或多个实施例中方法步骤。

具体的，图3示出了本发明实施例提供的非常规油气藏开采系统的结构示意图，参照图3可知，该系统包括：模型参数处理模块，其用于针对不是新投产井的非常规油气井建立对应的产量预测及地层压力分布预测模型，确定建立模型的模型参数，并对不同的模型参数进行赋值；

模型拟合模块，其用于针对不是新投产井的非常规油气井，利用历史生产压力及产量数据对建立的模型及模型参数进行拟合调整，得到符合预设要求的目标模型和目标模型参数；

补充能量压裂段选取模块，其用于在不是新投产井的非常规油气井中，通过目标模型分析非常规油气井不同压裂段控制范围内的地层压力，利用地层动态监测技术获取非常规油气井不同压裂段控制范围内的产量贡献数据，根据压力分布分析结果和/或产量贡献数据选取一个或多个补充能量压裂段；

补充能量压裂段设置模块，其用于针对属于新投产井的非常规油气井，基于设定间隔时间段设置一个或多个压裂段交替作为补充能量压裂段；

开采实施模块，其用于对非常规油气井中补充能量压裂段注入一种或多种介质实施开采。

本发明实施例提供的非常规油气藏开采系统中，各个模块或单元结构可以根据试验需求独立运行或组合运行，以实现相应的技术效果。

应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而不意味着限制。

说明书中提到的“一实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特征包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一实施例”并不一定均指同一个实施例。

虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。