页岩气产能分析论文.docx

岩石、流体以及水力裂缝对非常规页岩油以及凝析气藏生产的影响SPE140536A.Orangi，N.R.Nagarajan，M.M.Honarpour，J.Rosenzweig，Hess Corporation，Houston，Texas。1、摘要在最近几年，非常规油气藏的开发，尤其是页岩气、凝析气藏和页岩油的开发获得了巨大的动力。能源公司们积极地加入非常规碳氢资源组合。非常规资源是指那些超低渗透油气藏，开采经济效益低，或者在近井地带不经过增产措施就产量很低。由水平井联合水力裂缝的新技术使得这些油气藏的开发具有经济效益。但是初始的产量下降迅速，因此，要使它们达到经济效益极限来说有时这种工作不具有吸引力。为了能够有效的开采这些油气藏，理解这些流动原理和控制岩石以及流体参数非常重要的，这些参数在油气藏的长期生产过程中具有重要的影响。我们在标准的开发模型中通过油藏数值模拟来研究岩石、流体性质和泄油区域内的水力裂缝井的影响。本次模拟具有14阶水力裂缝的水平井，这口井在在页岩油气藏内，并且包含广泛的岩石和流体种类，从干气到凝析气以及石油。一个拓展的的混合油藏数值模拟应该包含辐射网格和结构模型。我们用来自若干水平井的短期生产数据和来自一口垂直井的长期生产的数据来进行对比以及对模型的校正。在一个较宽范围测试内对裂缝、基质和流体性质，考虑了凝析泄油、裂缝模型、空隙体积压缩性和相对渗透率。结果显示：(1) 累计产油量受流体性质敏感，尤其是地层汽油比。(2) 许多井的产量下降由于基质和裂缝的压实效应以及凝析富油区的影响。(3) 油藏泄油区域和裂缝波及区域有限，尽管水力裂缝能够延伸。(4) 裂缝渗透率和基质相对渗透率对产量影响敏感。(5) 裂缝干扰限制产量有可能在油藏的以后生产中发生。2、介绍和背景在过去的几十年，非常规油、气以及凝析气藏的开发获得了巨大的发展，尤其是天然气，由于天然气的更低的环境影响以及更容易的管线运输到分配中心。这些非常规的油气藏巨大，包含页岩、泥岩、碳酸盐的低渗透储层，使得要经济开采这些气藏面临挑战。但是最近水平井的新技术发展和多阶裂缝使得在储层和井筒之间有可能创造更大的联系，因此使得经济产量成为可能。另一个使之成为可能的因素是依靠气藏天然裂缝提高生产能力，即有可能使天然裂缝和水平井筒以及水力裂缝连接。典型的页岩储层是由碎屑有机质沉积岩组成，例如石英和石灰石颗粒，大小在60微米以内，并且吼道尺寸从微米到毫米有很高的有机质含量（TOC），这也提供了非常规碳氢资源的主要来源。对页岩储层详细的石油和岩心分析来评估这些油气藏储量体积和产能是由必要的。并且，这些数据可以帮助鉴定油藏的不含硫点和提供的压裂裂缝关键设计和完井战略。许多这些页岩气藏，尤其是在Eagle Ford的页岩包含很宽范围的碳氢流体，从低的汽油比黑油到易挥发油、富含和贫含凝析气。因此，这使得有必要准确地弄清流体特点和它们对页岩储层生产的影响。3、标准页岩石性质和特征用水基或油基泥浆在Eagle Ford页岩层钻取了大量的岩心，岩心显示了高角度的垂直填充裂缝。Eagle Ford储层的矿物中方解石的含量超过50%，中等含粘土以及干洛根。粘土主要有伊利石和蒙脱石组成，少量含伊利石、膨润土和绿泥石。碎屑岩性和储层物性通常由GRI法对样品进行压碎实验来测试。孔隙度和渗透率的测试也通常用解除油藏围压之后的压碎样品。因此渗透率数据必须在稳定的模拟油藏围压下测定。渗透率的范围在微达西到毫达西之间，而且还有气体滑脱影响。克林肯堡效应和压力无法定量分析。含水饱和度在20-40%间，但是水的矿化度范围高度变化，因此使得要通过测定水的电阻率测井来评估含水饱和度就很困难。还有担心的就是对孔隙处理措施的和泥砾层水化对岩样的影响。孔隙的体积和骨架颗粒的体积的可压缩性以及它们滞后影响使得显示Eagle Ford 具有非弹性高孔隙体积压缩性，这将导致不可逆的压实和嵌入裂缝有力支撑。残余油研究显示吸附气和总有机质的数量，但是总计的吸附量无法确定，因为在采集岩心的过程中会丢失气体。下面的一些岩石性质对于油气藏的完井和生产工程有必要：（1） 基质渗透率和连接孔隙度；（2） 吸附气和总有机质含量（TOC）；（3） 机械性质包括静态和动态泊松比以及杨氏弹性模量；（4） 基质和自然裂缝对渗透率的影响；（5） 润湿性、围压、原始含水饱和度；（6） 相对渗透率。许多实验方法被用于测量页岩岩样的基质气体渗透率。然而，具有代表性的渗透率测试只有通过天然岩心段在稳定的油气藏围压下才能测得。对基质的完全认识以及渗透率的影响对于计算机模拟模型长期的预测是非常重要的，这对于理解油藏内自然裂缝的网络结构特点是很关键的6,7,8。凝析气和气-油的相对渗透率模型6,7,8被用来通过模拟仿真研究预测基质和裂缝性质的影响。只有很少的相对渗透率测试手段可以用于油藏数值模拟，然而，渗吸凝析气和驱替气油相对渗透率模型都基于最低质量碳酸盐岩石数据上发展的。在基质和裂缝系统中，克利指数、剩余油饱和度、临界气饱和度、临界凝析饱和度和终点相对渗透率见表1表1 裂缝与基质的相对渗透率模型裂缝驱替自吸参数值范围参数值范围No21.0-2.5Nc1.51.0-2.5Ng1.51.0-2.0Ng1.51.0-2.0Swi5%0.0-10.0%Swi5%0.0-10.0%Sorg5%0.0-10.0%Sgt5%0.0-10.0Sgc0%5.00%Soc2%2.0-6.0%Sorg下的Krg0.950.7-1.0Sgt下的Krc0.60.4-0.8基质驱替自吸不确定No54.0-8.0Nc84.0-10Ng21.5-3.0Ng51.5-6.0Swi40%20-50%Swi40%0.0-10.0%Sorg25%20-35%Sgt35%0.0-10.0%Sgc5%2-10%Soc10%5-15%Sorg下的Krg0.60.3-0.7Sgt下的Krc0.40.7-1.04页岩流体性质，可变性和特性Eagle Ford层的下层是沃希托阶的Buda层 ，上层是白垩纪的奥斯汀层，这就像三明治一样。大家所公认为的是产油层来自白垩纪的奥斯汀层，并且公认的该层包含各种范围的流体，从低油气饱和度到高油气饱和度的易挥发油。富含和贫瘠凝析油，以及干气。由于EagleFord层钻探能力限制和取芯难，对流体的PVT测试就有限。一些技师收集了一些流体样品并进行PVT研究。然而这些样品可能来自于已经生产很长时间的产量下降井，因此这样的样品不能代表原始流体。只有在原油API重力和油气或者凝析气油（GOR/CGR）范围可知的条件下，在加上油藏条件的温度压力条件下，这种研究才具有意义。用这些基本信息和鉴别的一些流体种类，岩石种类和油气组成可以产生和重新组合来提供一系列EagleFord流体以及各种GOR和原油重力度。通过油藏模拟，一些黑油性质可以表现出来。表提供了种不同的混合流体以及估计的基本性质来模拟研究，从而来评估油藏。另外，基于Peng-Robinson方程两种不同组成模型已经得到发展，一种针对油体，另一种针对凝析气体。油流体模型中我们提供了油气比为500,100和2000，并且油的API度为40度。凝析气组成由凝析气油比为30,100,150和200stb/MMscf 并且油的API度为50度。附录表A-1和表A-2提供了这两种流体凝析气油比参数对应的流体组成，这些模型被用来研究PVT 性质，通过模拟还可以确定封堵的预测。图1a和图1b 显示了Eagle Ford油藏流体的PT分布图，如图中所示P-T图拓展了广范围的压力温度分布。图2显示了油藏体积因子Bo随压力的变化。Bo的变化范围从1.35到超过2.22。图3显示了凝析流体的露点变化曲线，当凝析气的含量达到45%，最大液体凝析点的变化随压力升高而降低。这些多范围的PVT性质显示了目前EagleFord油藏内部各种流体的重要性质。5 油藏模拟5.1 油藏模型为此建立一个均匀扇形模型来评估岩石SCAL特性以及流体PVT性质，裂缝特点，以及完井段参数。模型的尺寸和性质都是基于EagleFord油藏的可得到的信息。图4显示了模型的详解参数，模型长1609.344m，宽804.672m，厚88.392m。一个有效的油藏开发方案需要采取钻水平井以及多级水力裂缝。在本次模型中，采用通过垂直井14阶水力裂缝贯穿油藏厚度。本模型包含33187个网格，表征基质和水力裂缝的局部网格还进行加密修整。局部网格的修正有助于对水力裂缝内的压力和饱和度的改变和邻近的压力和饱和度变化。粗超网格量为326641。表征裂缝的网格宽度为0.6与其他的两个网格间距0.72，宽度9。5.2 基质与裂缝性质基质与裂缝的孔隙度为9%。更高的孔隙度值将使得裂缝的影响变得很小。基质的渗透率范围为从25毫达西到500毫达西，而裂缝的渗透率为25000微达西，到250微达西，相对渗透率是影响油藏产量的主要因素。表1显示了岩心在驱替和自吸实验条件下的裂缝和基质的部分参数。在设置的相对渗透率已经考虑到油藏内部流体的滞后影响。在油藏能量衰竭过程中，岩石的压缩性将影响基质和裂缝内的流动特点。下列列出岩石压缩性的影响：(1) 裂缝相对渗透率的降低；(2) 由于空隙体积的减少导致含水饱和的上升；(3) 凝析带对质和裂缝影响。在模拟器内岩石的压缩性的产生对裂缝单元格具有传导性乘法的作用。这种传导性的乘法作用基于其他类似油田数据经验总结。图5显示在本次研究中压力下降与这种传导性加乘性的关系。正如图中所示，在很小的压力降情况下，裂缝的传导性加乘性变化很大。在低渗透油藏中，岩石的压缩性是主要的油气生产驱动力。本次研究的岩石压缩性取值范围从20到100微b/inch2。5.3 油气PVT性质取范围从黑油到易挥发的高GOR油气比的八种不同范围流体，包括富含和贫瘠凝析气以及干气来进行本次模拟研究。流体的具体组成如表2。我们将在下一部分讨论黑油的组合模拟结果。6 模拟结果及讨论通过大量的基本情形和敏感性模型，结果将在以下讨论:6.1 基本案例在本部分，我们研究在油藏衰竭过程中压力和流体饱和度的变化。图6和图7显示在基本案例模型中的压力分布。结果显示压力和流体饱和度变化并不不如裂缝中那样明显，即使油藏能量衰竭30年。即使30年后裂缝附近压力变为原始油藏压力的一半，基质压力变化也赶不上裂缝的压力变化仅仅几百b/inch2。这也显示出裂缝干扰有限，可能仅仅发生在油藏生产的早期。图8和图9显示在基本模型中气体饱和度的变化时时间的函数。图8显示基质中裂缝气体饱和度和裂缝附近的气体饱和度时时间的函数。通常基质内气体饱和度下降与相邻裂缝相比将会延后，图显示在延后效应之前两种介质中气体饱和度变化相似即使裂缝内达到露点压力。图9显示了包含裂缝网格的气体饱和度的变化，裂缝内的变化要远大于基质。随着模型中的压力变化分布，当在露点压力下气体析出时，气体饱和度变化很小远比不上裂缝内的变化。6.2 敏感性测试6.2.1 油气PVT变化图10和图11概括了油气PVT的性质，图10提供了油或凝析油和不同流体气相累计采收率，而图11预测了油井的初始凝析气油比。图10可以看出，在凝析气油比为200-300stb/MMscf（富凝析气）时可以得到最大的采收率。在这些富凝析油的作用下，粘度降低足够低，因此可以得到相当高的油井产量。图10和图11也有助于下降曲线分析，如给定的凝析气油比的值，确定累计采收率和初始油井产量。6.2.2 岩石压缩性影响所有的敏感性研究都是在凝析流体在凝析油气比为100stb/MMscf下测定的。累计油气产量正如预期的那样随着岩石的压缩性增加而增加，如图12和图13。6.2.3 相对渗透率影响相对渗透率改变的影响通过改变岩样和终点饱和度来评估。一个广泛的岩样采用凝析曲线范围为2到6的Ng曲线，以及位于4到10的Nc曲线（基质）。图14显示了这些模型下的油的累计产量。从图中可以发现随着岩样的采用气和凝析油的增加，油和气产量明显减少。6.2.4 束缚气饱和度的获得在低渗透油气藏中，束缚气的饱和度可以达到45%。在本次研究中，束缚气的饱和度在25%至45%之间。结果显示，束缚气的含量越高，油气的累计产量越低。图15显示了累计油产量和束缚气饱和度的函数关系。6.2.5 临界凝析油饱和度影响在低渗透油气藏中临界凝析油的含量也可以达到很高，并且可以严重影响气的产量。本次研究模型采用临界凝析油饱和度为5%到20%之间来研究对气井的产量。图16显示当临界凝析油的饱和度达到高于20%时，增加5%的临界凝析油的饱和度，气的产量下降减半将会超过一半。6.2.6 裂缝与基质的接触面在敏感性研究中另一个重要的参数是水力裂缝特性和性质，在基质和井筒之间由于不同的裂缝角和方位，接触面积会改变。模拟结果显示，在非常低渗透的油藏中接触面积（SAC）是主要的增产驱动力。在基本案例模拟中，14级的裂缝网络的SAC产生10.7MMft2。为了研究SAC的影响，增加了四组额外的实验：（1） 两组采用SAC的值为8MMft2， 但是不同的裂缝长度和高度；（2） 另外两组采用不同的SAC值，分别为7.6和5.3 MMft2，以及不同的长度和高度。图17显示了这五组包括最高SAC情况下的累计产油量。如图中所示，在相同的接触面积情况下累积产油量没有多大差异，然而两组较低SAC的结果显示随着SAC的减少累积产量却并不减少。6.2.7 裂缝渗透率下降的影响通常在油藏生产过程水力裂缝会不能满足所需渗透率，另外，裂缝的宽度也可能随着油藏的能量因为超重的压力衰竭而下降。在非常规油藏中裂缝渗透率下降的结果是主要影响累计产量的一个主要因素。在本次的敏感研究中，裂缝渗透率从25000微达西到250微达西。正如所设想的那样，裂缝的渗透率越低油气的累计产量就越低。事实上，在250微达西的渗透率情况下，油气的累计产量是在25000微达西的情况下三分之一。图18显示了累积产量与裂缝渗透率之间的函数关系。7 总结与结论油藏模拟研究主要用于对EagleFord页岩油气以及凝析油的产能评估。油藏产能研究的模型的建立是基于油藏数据和多级水力裂缝系统的水平井。本次研究对岩石、流体、裂缝对产能的影响进行了研究。研究结果如下：（1） 基质、裂缝渗透率、裂缝特性、PVT特点和相对渗透率对非常规油藏的产能预测都是非常重要的因素，因此具有代表性和高质量的岩石和流体数据对于有效的预测诗油必要的。（2） 在产能递减过程中，尽管裂缝内的压力和饱和度分布变化很大，但是基质内的变化却不大。（3） 通过流体分析采收率可知在的范围在stb/MMscf时可得最大的采收率。（4） 增加岩石的压缩性对气和凝析油的最终采收率影响较小。（5） 岩心外压和终点饱和度（Sot和Sn）的变化则气体和凝析油的相对渗透率变化，这显示油气的产量受岩心外压和终点饱和度的影响较小。（6） 凝析油带和压实作用导致产量下降。（7） 裂缝基质接触面积是影响累积产能的主要因素之一，接触面积越大则累积产量越大。（8） 裂缝在压力衰竭的过程中由于闭合作用导致渗透率下降，从而影响产能。（9） 尽管有水力作用延伸了裂缝，但是泄油面积始终受到限制，即使生产了几十年，还有很多区域没有波及。（10） 裂缝干扰仅发生在油藏生产的早期。8 致谢感谢Fred Arasteh 对这这次研究的支持，致谢Hess Management的鼓励和支持本篇论文的发表。9 参考文献1 Arukhe, J., Aguilera, R., and Harding, T. G.,”Solutions for Better Production in Tight Gas Reservoirs Through Hydraulic Fracturing”, SPE 121357, SPE Western Regional Meeting, San Jose, March 24-26,2009.2Curtis, J. B., “Fractured Shale Gas Systems”, AAPG Bulletin, 86, 1921-38, November, 20023 Kale, S. V., Rai, C. S., and Sondergeld, C. H., “Petrophysical Characterization of Barnett Shale”, SPE 131770, SPE Unconventional Gas Conferrence, Pittsburgh, February 23-25, 2010.4 Sondergeld, C. H., Newsham, K. E., Comisky, J. T., Rice, M. C., and Rai, C. S., “Petrophysical Considerations in Evaluating and Producing Shale Gas Resources”, SPE 131768, SPE Unconvent