一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法技术

本发明专利技术提供了一种页岩油水平井体积压裂最终可采储量的预测方法，首先基于待测水平井及同区块相邻水平井所在储层地质参数，建立产能预测模型，利用油藏数值模拟方法，计算有效缝网波及系数，并建立有效缝网波及系数与最大可采储量相关性预测图版；其次利用灰色关联分析法计算待测水平井压裂段地质和体积压裂改造参数与缝网波及体积之间的关联系数，明确影响缝网波及体积的关键控制参数；最后建立耦合关键控制参数的缝网波及体积预测模型，待测水平井缝网波及体积，得到有效缝网波及系数，并利用相关性预测图版待测水平井最大可采储量。该方法通过建立有效缝网波及系数与最大可采储量相关性图版，可以对任意一口水平井最大可采储量进行快速预测。采储量进行快速预测。采储量进行快速预测。

【技术实现步骤摘要】
一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法


[0001]本专利技术属于石油天然气开发领域，具体涉及一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法。

技术介绍

[0002]中国页岩油技术可采资源量可达145
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108t，主要分布在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、松辽盆地等大型盆地，开发潜力巨大，水平井体积压裂技术实现了页岩油气商业化开发。
[0003]水平井单井最终可采储量是评价体积压裂工艺与非常规页岩油储层匹配性的直接评价指标，是体积压裂工艺参数优化、压裂设备配套、产能建设的重要基础。然而，影响最大可采储量的因素众多且各个因素之间具有复杂的非线性关系，在不同程度上影响评价效果。目前主要的评价方法有以下几种：
[0004](1)李舫等(李舫，吴娟，蒋鑫等.页岩气井EUR的确定方法、装置、设备及存储介质，专利申请号：CN202110002077.2)该方法通过拟合多个样本气井的第一历史产量数据，建立每个样本气井的产量预测模型；通过每个样本气井的产量预测模型，预测每个样本气井在之后的目标时间段内的页岩气产量；将每个样本气井的总历史产量与目标时间段内的页岩气产量之和，确定为样本气井的EUR；基于多个样本气井的推定累计产量和EUR，建立推定累计产量与EUR之间的映射关系；对于任一未达到边界流形态的目标气井，基于目标气井的推定累计产量和映射关系，确定目标气井的EUR。该方法仅通过生产动态拟合的方法建立单井产量预测经验模型，为常用的预测方法，需要收集大量的生产历史数据，耗费时间较长。r/>[0005](2)候连华等(候连华，于志超，罗霞等.页岩油气最终采收量地质主控因素
‑
以美国海湾盆地鹰滩页岩为例[J].石油勘探与开发，2021，48(3):654
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6664)。该方法首先分析影响最终可采收量关键地质主控因素，进一步采用归一化方法，建立单井最终可收量与关键地质参数预测模型，进而达到对页岩气井单井最终采收量的预测。该方法仅仅分析了关键地质参数对水平井最终采收量的影响，而缺乏考虑体积压裂工程参数的影响，分析与考虑因素全面，难以实现页岩油气最终可采收量精确预测。

技术实现思路

[0006]为了克服现有技术中存在的缺陷，本专利技术提供了一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法。
[0007]为达到以上技术目的，本专利技术提供了以下技术方案：
[0008]一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，包括以下步骤：
[0009](4)基于待测水平井及与待测水平井处于同区块相邻水平井所在储层地质参数，建立产能预测模型，结合油藏数值模拟方法，采用产能对比的方法，计算有效缝网波及系数，并建立有效缝网波及系数与最大可采储量的相关性预测图版；
[0010](5)利用灰色关联分析法计算待测水平井各压裂段地质参数和体积压裂改造参数
与缝网波及体积之间的关联系数，明确影响缝网波及体积的关键控制参数；
[0011](6)在缝网波及体积关键控制参数确定的基础之上，建立耦合关键控制参数的缝网波及体积预测模型，预测待测水平井的缝网波及体积，得到有效缝网波及系数，进而利用步骤(1)的相关性预测图版预测待测水平井的最大可采储量。
[0012]进一步地，所述步骤(1)基于待测水平井及与待测水平井处于同区块相邻水平井所在储层地质参数，建立产能预测模型，结合油藏数值模拟方法，采用产能对比的方法，计算有效缝网波及系数，并建立有效缝网波及系数与最大可采储量的相关性预测图版，具体包括：
[0013]步骤(101)，基础数据库建立：包括获取同区块相邻水平井和待测水平井的基本参数，
[0014]步骤(102)，根据步骤(101)获取的同区块相邻水平井的基本参数，利用油藏数值模拟软件eclipse建立水平井地质模型，并将步骤(101)获取的同区块相邻水平井基本参数中的单段缝网波及体积导入水平井地质模型，得到产能预测模型；
[0015]步骤(103)，利用步骤(102)建立的产能预测模型，预测同区块相邻水平井第1年累产油量，并结合步骤(101)获取的同区块相邻水平井基本参数中的第1年累产油量，采用产能对比的方法，计算差异系数；
[0016]步骤(104)，根据步骤(103)获得的差异系数，结合步骤(101)获取同区块相邻水平井基本参数中的全井段缝网波及体积，计算有效缝网波及体积；
[0017]步骤(105)，利用步骤(101)获取的同区块相邻水平井基本参数计算水平井控制油藏体积，同时结合步骤(104)获得的有效缝网波及体积，计算同平台相邻水平井有效缝网波及系数；
[0018]步骤(106)，根据步骤(101)获取的同区块相邻水平井基本参数中的全井段最大可采储量，建立单井最大可采储量与步骤(105)获得的有效缝网波及系数相关性预测图版，得到预测拟合公式。
[0019]更进一步地，所述步骤(101)基础数据库建立，具体包括：
[0020]步骤(1011)，获取同区块相邻水平井的基本参数，包括两部分，第一部分为用于计算差异系数的参数，包括：储层埋深、储层厚度、储层压力、储层温度、储层流体参数，储层的平均孔隙度、平均渗透率、平均含油饱和度，水平段长度、压裂段数、第1年累产油量，以及微地震监测的单井各压裂段数据，所述微地震监测的单井各压裂段数据包括单段缝长、单段缝宽、单段缝高以及单段缝网波及体积；第二部分为用于有效缝网波及系数的参数，包括：水平段长、储层厚度、水平井井距、全井段缝网波及体积和全井段最大可采储量；
[0021]步骤(1012)，获取待测水平井的基本参数，包括获取各压裂段的地质参数和体积压裂改造参数，其中地质参数包括：孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、脆性指数、水平应力差、破裂压力；体积压裂改造参数包括：裂缝密度、施工排量、单段的压裂液量和砂量。
[0022]进一步地，所述步骤(103)中，差异系数的计算公式如下：
[0023][0024]式中：FI为差异系数，无因次；
[0025]Q
H
为同区块相邻水平井历史生产的第1年累产油量，t；
[0026]Q
P
为同区块相邻水平井预测的第1年累产油量，t。
[0027]进一步地，所述步骤(104)中，有效缝网波及体积的计算公式如下：
[0028]ESRV＝FI
·
SRV
[0029]式中：ESRV为有效缝网波及体积，104m3；
[0030]FI为差异系数，无因次；
[0031]SRV为全井段缝网波及体积，104m3。
[0032]进一步地，所述步骤(105)中，
[0033]水平井控制油藏体积的计算公式为：Vr＝Lhd；
[0034]同平台相邻水平井有效缝网波及系数的计算公式为：
[0035][0036]式中：V
r
为水平井控制油藏体积，m3；
[0037]L为水平本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，其特征在于，包括以下步骤：(1)基于待测水平井及与待测水平井处于同区块相邻水平井所在储层地质参数，建立产能预测模型，结合油藏数值模拟方法，采用产能对比的方法，计算有效缝网波及系数，并建立有效缝网波及系数与最大可采储量的相关性预测图版；(2)利用灰色关联分析法计算待测水平井各压裂段地质参数和体积压裂改造参数与缝网波及体积之间的关联系数，明确影响缝网波及体积的关键控制参数；(3)在缝网波及体积关键控制参数确定的基础之上，建立耦合关键控制参数的缝网波及体积预测模型，预测待测水平井的缝网波及体积，得到有效缝网波及系数，进而利用步骤(1)的相关性预测图版预测待测水平井的最大可采储量。2.如权利要求1所述的页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，其特征在于，所述步骤(1)基于待测水平井及与待测水平井处于同区块相邻水平井所在储层地质参数，建立产能预测模型，结合油藏数值模拟方法，采用产能对比的方法，计算有效缝网波及系数，并建立有效缝网波及系数与最大可采储量的相关性预测图版，具体包括：步骤(101)，基础数据库建立：包括获取同区块相邻水平井和待测水平井的基本参数，步骤(102)，根据步骤(101)获取的同区块相邻水平井的基本参数，利用油藏数值模拟软件eclipse建立水平井地质模型，并将步骤(101)获取的同区块相邻水平井基本参数中的单段缝网波及体积导入水平井地质模型，得到产能预测模型；步骤(103)，利用步骤(102)建立的产能预测模型，预测同区块相邻水平井第1年累产油量，并结合步骤(101)获取的同区块相邻水平井基本参数中的第1年累产油量，采用产能对比的方法，计算差异系数；步骤(104)，根据步骤(103)获得的差异系数，结合步骤(101)获取同区块相邻水平井基本参数中的全井段缝网波及体积，计算有效缝网波及体积；步骤(105)，利用步骤(101)获取的同区块相邻水平井基本参数计算水平井控制油藏体积，同时结合步骤(104)获得的有效缝网波及体积，计算同平台相邻水平井有效缝网波及系数；步骤(106)，根据步骤(101)获取的同区块相邻水平井基本参数中的全井段最大可采储量，建立单井最大可采储量与步骤(105)获得的有效缝网波及系数相关性预测图版，得到预测拟合公式。3.如权利要求2所述的页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，其特征在于，所述步骤(101)基础数据库建立，具体包括：步骤(1011)，获取同区块相邻水平井的基本参数，包括两部分，第一部分为用于计算差异系数的参数，包括：储层埋深、储层厚度、储层压力、储层温度、储层流体参数，储层的平均孔隙度、平均渗透率、平均含油饱和度，水平段长度、压裂段数、第1年累产油量，以及微地震监测的单井各压裂段数据，所述微地震监测的单井各压裂段数据包括单段缝长、单段缝宽、单段缝高以及单段缝网波及体积；第二部分为用于有效缝网波及系数的参数，包括：水平段长、储层厚度、水平井井距、全井段缝网波及体积和全井段最大可采储量；步骤(1012)，获取待测水平井的基本参数，包括获取各压裂段的地质参数和体积压裂改造参数，其中地质参数包括：孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、脆性指数、水平应力差、破裂压力；体积压裂改造参数包括：裂缝密度、施工排量、单段的压裂液量和砂量。
4.如权利要求2所述的页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，其特征在于，所述步骤(103)中，差异系数的计算公式如下：式中：FI为差异系数，无因次；Q
H
为同区块相邻水平井历史生产的第1年累产油量，t；Q
P
为同区块相邻水平井预测的第1年累产油量，t。5.如权利要求1所述的页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，其特征在于，所述步骤(104)中，有效缝网波及体积的计算公式如下：ESRV＝FI
·
SRV式中：ESRV为有效缝网波及体积，104m3；FI为差异系数，无因次；SRV为全井段缝网波及体积，104m3。6.如权利要求2所述的页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，其特征在于，所述步骤(105)中，水平井控制油藏体积的计算公式为：Vr＝Lhd；同平台相邻水平井有效缝网波及系数的计算公式为：式中：V
r
为水平井控制油藏体积，m3；L为水平段长，m；h为储层厚度，m；d为水平井井距，m；E为有效缝网波及系数，％；ESRV为有效缝网波及体积，104m3。7.如权利要求2所述的页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，其特征在于：所述步骤(106)中，拟合公式为：EUR＝2.0656ln(E)
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6.4729式中，EUR为单井最大可采可采储量，104t；E为有效缝网波及系数，％。8.如权利要求2所述的页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法，其特征在于，步骤(2)利用灰色关联分析法计算待测水平井各压裂段地质参数和体积压裂改造参数与微地震监测的待测水平井缝网波及体积之间的关联系数，明确影响缝网波及体积的关键控制参数，具体包括，步骤(201)，多因素综合评价矩...

【专利技术属性】
技术研发人员：张矿生，唐梅荣，杜现飞，马兵，陶亮，拜杰，马欢，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：