一种基于压后缝网分布的页岩气合理开发井距评价方法

摘要

本申请提供一种基于压后缝网分布的页岩气合理开发井距评价方法，包括：开展试验井距下气井压后缝网延伸情况分析评价；构建水力裂缝模型；优化缝网参数；采用非常规模块评价工区内的改造半缝长和储层改造体积参数，明确工区内的气井改造范围；确定压后缝网的三维形态，明确工区内的井间裂缝延伸情况；明确小井距下试验井压后缝网是否存在沟通；明确工区内的经济极限井距；以经济评价井距为下限，以压后模拟缝长为上限，结合数值模拟、不稳定产量分析、小井距试验及干扰试井成果，得到区块合理开发井距数据结果。该方法能够明确合理开发井距，实现页岩气的经济有效开发。

说明书

技术领域

本申请涉及页岩气开发领域，尤其涉及一种基于压后缝网分布的页岩气合理开发井距评价方法。

背景技术

我国页岩气资源十分丰富，页岩气可采资源量约为25万亿方，发展潜力巨大。国内页岩气页岩气开发刚刚起步，由于地质条件、开发技术政策与国外不同，没有成功的经验可供借鉴，亟需建立适用于页岩气开发的理论与技术方法才能实现页岩气有效开发。

然而，页岩气开发合理井距的确定是一个复杂的过程。井距偏大，水平井之间部分区域无法得到有效地压裂改造，储量无法充分动用，造成资源浪费；井距偏小，可能出现投资增加，井间干扰严重，且供气半径存在重叠影响气田开发效益。国外初期采用大井距生产、后期加密井网的开发模式，虽然可以降低页岩气开发带来的风险，但后期投产的加密井产量普遍低于母井，降低页岩气开发整体效果。因此，明确页岩气水平井合理开发井距，才能保证体积压裂对地层改造效果的最大化。

发明内容

本申请提供一种基于压后缝网分布的页岩气合理开发井距评价方法，旨在解决页岩气储量动用不充分而导致的开发收效低的问题。

本申请的技术方案是：

一种基于压后缝网分布的页岩气合理开发井距评价方法，包括以下步骤：

S1，获取工区内试验井组的微地震监测统计结果，并开展试验井距下气井压后缝网延伸情况分析评价；

S2，采用数值模拟软件导入所述工区内的气井压裂钻完井参数、生产动态数据、以及相关属性参数，构建水力裂缝模型；根据导入的微地震几何体数据随机生成激活的天然裂缝网格，形成交互式裂缝系统，并根据所述工区内的生产动态数据历史拟合结果进一步优化所述压后缝网参数；

S3，根据所述工区内的气井生产情况，通过不稳定产量分析方法开展气井生产动态分析，结合气井的生产阶段划分及流态分析，采用非常规模块评价所述工区内的改造半缝长和储层改造体积参数，明确所述工区内的气井改造范围；

S4，采用离散裂缝网络模拟法对所述压后缝网进行模拟分析，输入压裂液性能、支撑性能以及泵注程序，确定所述压后缝网的三维形态，明确所述工区内的井间裂缝延伸情况；

S5，分析所述工区内的小井距试验的井间干扰情况，跟踪所述工区内的干扰试井的压力变化情况，对比所述试验井试采期间压力、产气量、产水量变化情况分析井间干扰情况，明确所述小井距下试验井压后缝网是否存在沟通；若存在沟通的话，则表明压后缝网中的裂缝之间有重叠，即供气范围存在重叠，所述小井距下试验井中的井距偏小，合理开发井距应大于试验井距；

S6，落实区块单井经济极限井距，通过不稳定产量分析方法建立所述工区内气井产量递减模型，综合考虑及单井投资、产量、气价、国家财政补贴、操作成本等参数，建立区块气井投资与井距相关性图版、内部收益率与井距相关性图版、采收率与井距相关性图版，明确单井所控制的可采储量的价值等于钻试采投资时的井距；

S7，根据步骤S2、步骤S3、步骤S4、步骤S5以及步骤S6中得到的数据，以经济评价井距为下限，以压后模拟缝长为上限，结合数值模拟、不稳定产量分析、小井距试验及干扰试井成果，进一步缩小井距取值范围，得到区块合理开发井距数据结果。

作为本申请的一种技术方案，在步骤S2中，所述气井压裂微地震的监测统计数据包括压裂裂缝的长度、宽度、高度以及裂缝方位。

作为本申请的一种技术方案，在步骤S2中，所述钻完井参数包括井口坐标、斜深、垂深、井斜、方位、压裂段、簇数、加砂量以及加液量；所述生产动态数据包括气井产气量、压力以及产水量；所述相关属性参数包括孔隙度、含气饱和度、岩石物性参数、渗透率以及吸附解吸参数。

作为本申请的一种技术方案，在步骤S3中，所述气井生产阶段及流态分析包括裂缝线性流、地层与压裂裂缝双线性流、地层到裂缝线性流、过渡流、外围线性流以及边界流的划分。

作为本申请的一种技术方案，在在步骤S4中，所述压后缝网模拟分析为基于离散裂缝网络、有限元、扩展有限元以及边界元对人工裂缝的延伸、人工-天然裂缝交织、缝网形成的过程进行模拟。

作为本申请的一种技术方案，在步骤S5中，所述小井距试验为选取井距小于设计井距的试验井组并开展干扰试井和干扰动态分析试验。干扰动态分析试验包括试验井压裂对邻井的生产动态干扰，以及试验井投产后生产动态与邻井是否保持一致或相互影响。

作为本申请的一种技术方案，在步骤S7中，所述区块合理开发井距的确定为综合考虑数值模拟、不稳定产量分析、井间干扰分析、经济评价各项方法后确定。

本申请的有益效果：

本申请提供了一种基于压后缝网分布的页岩气合理开发井距评价方法，落实了人工裂缝的延伸、人工-天然裂缝耦合状况，明确了页岩气水平井合理开发井距，指导了页岩气开发方案的编制和开发井位部署。该方法能充分利用井间改造体积，并且避免井间供气范围过度重叠，节省钻井、压裂投资，显著提高区块储量动用和气田开发效益，并为页岩区块合理井距的确定提供参考。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施方式的技术方案，下面将对实施方式中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。

图1为本申请实施例提供的基于压后缝网分布的页岩气合理开发井距评价方法的流程步骤图；

图2为本申请实施例提供的工区试验井组的气井采收率、内部收益率与经济极限井距相关性图版。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和展示出的本申请实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

因此，以下对在附图中提供的本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。

在本申请的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，或者是该发明产品使用时惯常摆放的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。

此外，在本申请中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之上或之下可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征之上、上方和上面包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征之下、下方和下面包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。

此外，术语“水平”、“竖直”等术语并不表示要求部件绝对水平或悬垂，而是可以稍微倾斜。如“水平”仅仅是指其方向相对“竖直”而言更加水平，并不是表示该结构一定要完全水平，而是可以稍微倾斜。

在本申请的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。

实施例：

请参照图1，配合参照图2，本申请实施例提供一种页岩气中部气层井地质导向方法，包括以下步骤：

S1.获取工区内试验井组微地震监测统计结果，包括分段缝长、缝高、缝宽等参数，开展试验井距下气井压后缝网延伸情况分析评价；

S2.采用数值模拟软件导入所述工区内的气井压裂钻完井参数、生产动态数据、以及相关属性参数，构建水力裂缝模型；根据导入的微地震几何体数据随机生成激活的天然裂缝网格，形成交互式裂缝系统，在此基础上，根据生产动态数据历史拟合结果进一步优化缝网参数；

S3.根据气井生产情况，通过不稳定产量分析方法开展气井生产动态分析，结合气井生产阶段划分及流态分析，采用非常规模块评价改造半缝长和储层改造体积等参数，落实气井改造范围；

S4.采用离散裂缝网络(DFN)模拟法对压后缝网模拟分析，输入压裂液性能、支撑及性能和泵注程序，确定压后缝网的三维形态，明确井间裂缝延伸情况；

S5.分析小井距试验的井间干扰情况，跟踪干扰试井压力变化情况，对比试验井试采期间压力、产气量、产水量变化情况分析井间干扰情况，明确小井距下试验井压后缝网是否存在沟通；若存在沟通的话，则表明压后缝网中的裂缝之间有重叠，即供气范围存在重叠，所述小井距下试验井中的井距偏小，合理开发井距应大于试验井距；

S6.落实区块单井经济极限井距，通过不稳定产量分析方法建立所述工区内气井产量递减模型，综合考虑及单井投资、产量、气价、国家财政补贴、操作成本等参数，建立区块气井投资与井距相关性图版、内部收益率与井距相关性图版、采收率与井距相关性图版，明确单井所控制的可采储量的价值等于钻试采投资时的井距；

S7.根据步骤S2、步骤S3、步骤S4、步骤S5、步骤S6得到的数据，以经济评价井距为下限，以压后模拟缝长为上限，充分结合数值模拟、不稳定产量分析、小井距试验及干扰试井成果，进一步缩小井距取值范围，得到区块合理开发井距，实现区块的高效动用。

需要说明的是，在步骤S2中，气井微地震监测统计数据包括压裂裂缝的长度、宽度、高度以及裂缝方位，即压裂缝在平面上垂直于井筒方向的延伸宽度，压裂缝在剖面上垂直于井筒方向的延伸高度以及顺井筒方向的延伸长度。

同时，需要说明的是，在步骤S2中，钻完井参数包括井口坐标、斜深、垂深、井斜、方位、压裂段、簇数、加砂量、加液量等，生产动态数据包括气井产气量，压力，产水量等，相关属性参数包括孔隙度、含气饱和度、岩石物性参数、渗透率、吸附解吸参数等。

此外，在步骤S3中，生产阶段及流态分析包括裂缝线性流、地层与压裂裂缝双线性流、地层到裂缝线性流、过渡流、外围线性流、边界流等流动阶段的划分。

需要说明的是，在步骤S4中，压后模拟缝网分析方法主要基于离散裂缝网络、有限元、扩展有限元、边界元等数学方法对人工裂缝的延伸、人工-天然裂缝交织、缝网形成的过程进行模拟。

并且，在步骤S5中，小井距试验主要是指选取井距小于方案设计井距的试验井组开展干扰试井和干扰动态分析试验。干扰动态分析试验包括试验井压裂对邻井的生产动态干扰，以及试验井投产后生产动态与邻井是否保持一致或相互影响。

此外，在步骤S7中，最终合理井距的确定是综合考虑数值模拟，不稳定产量分析、井间干扰分析、经济评价各项方法后确定。

综上可知，本申请提供了基于压后缝网分布的页岩气合理开发井距评价方法，落实了人工裂缝的延伸、人工-天然裂缝耦合状况，明确了页岩气水平井合理开发井距，指导了页岩气开发方案的编制和开发井位部署。该方法能充分利用井间改造体积，并且避免井间供气范围过度重叠，节省钻井、压裂投资，显著提高区块储量动用和气田开发效益，并为页岩区块合理井距的确定提供参考。

以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，应包含在本申请的保护范围之内。