页岩气采收率计算

1、2.2 采收率与可采储量计算2.2.1 废弃压力标定废弃压力是指气井具有工业开采价值的极限压力，它是计算气藏采收率或可采储量的重要参数，也是有关地面工程论证和设计的重要指标和依据，废弃地层压力由地质、开采工艺技术、输气压力及经济指标诸因素所决定。废弃压力直接影响采收率的确定，废弃压力越低，气藏最终采收率越高。废弃压力通常多以类比分析或经验公式计算：也有人利用气井某一时刻的稳定产能方程结合废弃井底流压来计算。但类比法、经验公式计算法毕竟存在一定的误差；另外，气井在初、中期与废弃时的稳定产能方程差异较大，其产能方程系数将发生变化，因此根据初、中期建立的稳定产能方程结合废弃井底流压计算的废弃地层压力

2、误差也较大。本次研究将采用多种方法来计算气井废弃地层压力。2.2.1.1 废弃压力经验取值法国内外许多学者经过多年研究后，认为废弃地层压力是使当气藏产量递减到废弃产量时的压力，主要是由气藏埋藏深度、非均质性、渗透率决定。如下表表 2.3储量评价结果气藏类型适用条件经验公式弱水驱裂缝型P / Za= (0.2 0.05) P / Ziai强水驱裂缝型P / Za= (0.6 0.3) P / Ziai定容高渗透孔隙型K -32P / Za= (0.2 0.1) P / Zi50 10umai定容中渗透孔隙型K =10 50 10-3 um2Pa / Z a= (0.4 0.2) Pi / Zi定

3、容低渗透孔隙型K =1 10 10-3 um2P / Za= (0.5 0.4) P / Ziai定容致密型K 110-3 um2P / Za= (0.7 0.5) P / Ziai注： Pi 、 Zi 分别为原始地层压力及其压缩系数Pa 、 Za 分别为废弃地层压力及其压缩系数2.2.1.2 气藏埋深计算法1958 年，加拿大梅克对封闭型无边底水气驱气藏提出了 5 种经验法计算废弃压力。 废弃压力值为气藏深度乘系数 0.05，得压力值 psi，换算成公制单位为：Pa=1.13110-3D=1.1310.0012500=3MPa24第 2 章 页岩气藏工程方法论证式中，D 为气藏埋深，m； 按

4、气藏深度，每千英尺的废弃压力是 100psi，换成公制单位后为：Pa= 2.26210-3D =2.2620.0012500=6 MPa 气藏深度乘系数 0.095，可得最佳废弃压力，换成公制单位后为：Pa=2.14910-3D =2.1490.0012500=5.4 MPa 原始地层压力的 10%，再加上 100Psi，作为废弃压力值，换成公制单位后为：Pa=0.1Pi+0.6894=340.1+0.6894=4.1 MPa 一般通用计算(双 50 法) Pa=0.3447+1.131D=0.3447+1.13125000.001=3.3 MPa2.2.1.3 经济产能方程通常人们采用气井某

5、一时刻的稳定产能方程结合废弃井底流压来计算废弃地层压力。事实上，随着地层压力的下降，与产能方程系数密切相关的气层渗透率等物性参数尽管变化很小，可认为是常数，而天然气偏差系数和粘度的变化不容忽视。因此气田在开发初、中期与后期的稳定产能方程会产生变化。在求解气井任意时刻的二项式包括气井废弃时的稳定二项式方程时，必须以经济评价结合地面工程论证，确定气井的废弃产量和废弃井口流压，进而根据垂直管流法计算气井废弃井底流压，最终求解较可靠的废弃地层压力。符合废弃条件时的油气田产量为经济极限产量。它是指油气井具有经济生产价值的产量的下限，即按照现今的生产成本、费用、税收和油气售价得出的收支平衡时的油气产量。对

6、干气气藏，其经济极限产量可根据下述方法计算确定：Qel =Cl(2.16)h Ag (1-Tx )式中： Qel 气田经济极限产量，104m3/a；Cl 气田目前的年生产总成本和费用，104 元/a；h 天然气商品率，f；Ag 气价，元/m3；Tx 年综合税率，f。对该气田，取气价 2.35 元/m3；年生产总成本和费用 350104 元/年；油气商品 率 0.95，年综合税率 0.13，计算可得其经济极限产量为 Qel = 5000 m3 /d 。当气井产量递减到废弃产量时，对应的最低井口流压即为废弃的井口流压。但是，最低的井口流压对应自喷开采井废弃的井口流压为最低输气压力，增压开第 2 章

7、 页岩气藏工程方法论证采井废弃井口流压为增压开采机吸入压力。废弃地层压力产能方程由下式确定，即：p 2- p 2= A qga+ B q2awfaaa gaAZa mgaa=(2.17)AlZl mglBa=ZaBlZl式中：A1、B1开采初期时的二项式系数； Aa、Ba废弃时的二项式系数； ug1开采初期时的天然气粘度； uga废弃时的天然气粘度；Z1开采初期时的天然气压缩系数；Za废弃时的天然气压缩系数。利用试气数据，可求得 YY1 井的 Al = 6.5 109 ， Bl = 4122.866 ；YY2 井的Al = 4.43 109 ， Bl = 6.5 109 。其废弃压力约为 10

8、.5MPa。2.2.2 采收率及可采储量标定由于该气田不含边底水，在气藏开发初期，产出水为压裂时的反排液，表现出定容封闭气藏的特性，因此按照定容封闭气藏的物质平衡原理近似地估算采收率3。在页岩气藏全面投产以后，生产了 t 时间的累计产气量为 Gpt ，地层原是压力由 pi 降到 p ，此时的剩余地质资源量为：Gtr = 0.01Ah ry Czr + 0.01Ahfi S gi / Bgr由式(2.15)减式(2.18)可得动态平衡法的总累计产气量为：G= 0.01Ah rC(1 -Czr) +0.01Ahfi S gi(1 -Bgi)ptziyC ziBgiBgr式(2.19)中的 Czi

9、和 Czr 可由 Langmuir 提出的等温吸附方成表示：Czi =VL pi ( pL + pi ) C zr =VL pa / ( pL + pa )由式(2.20)和式(2.21)同时代入式(2.19)可得：G = G 1 -pa ( p L + pi ) + G(1 -pa / Za)Rtzpi( pL+ pa )ypi / Zi(2.18)(2.19)(2.20)(2.21)(2.22)第 2 章 页岩气藏工程方法论证式中： PL 为兰氏压力； Pa 为废弃地层压力； Pi 为原始地层压力。由此得到吸附气的采收率和游离气的采收率为：ERz=1- pa ( p L + pi )(2.

10、23)pi ( p L + pa )ERy=1- pa / Za(2.24)pi / Zi由图 2.2 吸附测试数据，对实验数据进行拟合，可得：3(m3/t)2V10010203040P (MPa)图 2.2 吸附测试数据16t/m3)1412y = 0.326x + 1.9371R = 0.9958108(MPa64P/V20010203040P (MPa)图 2.3 吸附测试实验数据拟合利用实验数据进行历史拟合可得兰氏体积为 VL = 3.07 m3MPa。将实验室温度转化到地层温度可得4：VLt=10 -c3 ( T +c4 )PLt=10 -c7 (T +c8 )c4 = log(VL ) +c3 Tic8 = log( PL ) + ( -c 7 Ti )/ t，兰氏压力为 6(2.25)(2.26)(2.27)(2.28)式中：VLt 为储层温度下朗格缪尔体积， m 3 /t ； PLt 为储层温度下的朗格缪尔压力， MPa ； c3 和 c7 分别为 0.0027 和 0.005。将上述的已知参数值代入式(2.23)和式(2.