NB-T 11339-2023 页岩气 开发调整方案编制技术要求

页岩气开发调整方案编制技术要求2023—10—11发布2024—04—11实施国家能源局发布INB/T11339—2023前言 Ⅱ引言 Ⅲ 12规范性引用文件 13术语和定义 14页岩气开发调整方案编制要求 15页岩气开发调整方案编制的依据 15.1开发方案执行情况 15.2生产动态分析 15.3页岩气井可采储量评价 25.4页岩气井储量动用状况评价 25.5开发技术政策参数评价 25.6开发调整目的和方法 25.7开发调整潜力分析 26页岩气开发调整方案编制的内容与要求 36.1气藏概况 36.2气藏地质特征 36.3气藏工程调整方案 46.4钻井工程调整方案 46.5完井与储层改造工程调整方案 56.6采气工程调整方案 66.7地面工程调整方案 66.8健康、安全、环境与节能 76.9经济评价与投资估算 77开发调整方案实施要求与进度安排 78开发调整方案报告内容 7参考文献 9本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由能源行业页岩气标准化技术委员会(NEA/TC26)提出并归口。本文件起草单位：中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司页岩气研究院、中海油研究总院有限责任公司、陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院、中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、中国石油化工股份有限公司华东油气分公司勘探开发研究院。本文件主要起草人：路智勇、刘莉、郑爱维、包汉勇、李继庆、刘尧文、舒志国、蔡进、张谦、卢文涛、肖佳林、蒋睿、胡浩然、白玉湖、徐兵祥、刘刚、孙建博、吕世全、刘吉、方思冬、马波、决定了页岩气不同开发阶段不同的开发特征；随着气井产量递减，气田(区块、井区)无足够新井接替实现稳产，页岩气藏普遍存在整体采收率低，剩余资源量较大等问题；地质条件复杂、工程工艺复的技术方法时，可进行开发调整提高储量动用；页岩气开发调整方案编制的核心是一次井网开发效果1页岩气开发调整方案编制技术要求本文件规定了页岩气开发调整方案编制的内容、下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适DZ/T0254页岩气资源量和储量估算规范NB/T14019页岩气水平井钻井工程设计推荐作法SY/T6106气田开发方案编制技术要求本文件没有需要界定的术语和定义。4.1应遵循国家有关法律、法规和政策，合理利用页岩气资源。4.2应根据气藏地质工程特征、生产动态特征、开发效果和储量动用情况，优化井位部署及工艺方案，提高页岩气储量动用率和气藏采收率，满足效益开发的要求。4.3应确保页岩气安全生产，遵守相应的质量健康安全环境保护节能规定。开发方案执行情况包括地质气藏特征认识、气藏工程开发指标完成情况、开发技术政策适应性评价、钻井工程实施情况及效果评价、完井与储层改造实施情况及效果评价、采气工程实施情况及效果评价、地面集输系统建设及运行情况、投资完成情况和经济效益评价等。开展页岩气区块整体开发现状分析、页岩气井压力、产气量、产水量等综合分析，探索页岩气水平井多阶段流动特征，明确单井不同阶段生产规律和产能。2以页岩气井生产规律和特征研究为基础，优选页岩气井技术可采储量评价方法，评价不同地质分采用包括但不限于微地震监测、压后模拟、示踪剂监测、试井解释与动态分析等多种评价方法开展页岩压裂改造程度评价，明确裂缝平面、纵向延伸状况，确定储量动用范围。利用开发动态分析软件拟合气井生产动态，计算气井裂缝半长，明确压裂改造体积和储量动用范围，根据单井控制面积结合储量丰度计算动用储量，深化页岩气平面、纵向储量动用状况评价。采用数值模拟方法，基于气井改造体积和储量动用范围评价结果，对开发区内的分层开发方式、水平段穿行层位、水平段长度、井网井距、配产等五个方面的参数进行敏感性分析，以储量动用率、应依据测井、录井、分析化验、三维地震储层预测资料和生产数据等成果，开展开发区储量复算，细化不同小层、不同分区的资源规模，计算方法可参照DZ/T0254的规定执行。综合利用开发区原有井网页岩气井动态监测资料、取心井岩心分析资料、开发调整评价井生产动态资料、示踪剂监测结果、干扰试井等资料，对井间裂缝的连通程度精细刻画，确定页岩气井在平面以页岩气藏精细研究及监测为基础，根据目前已实施老井储量动用情况，结合地模数模一体化评3应依据剩余气分布状况，明确页岩气藏具备开发调整的物质基础；依据页岩气井在平面和纵向上的动用范围，明确页岩气开发调整井采收率；依据单井投资评估开发调整井经济可采储量，结合地质气藏内完成的地震、钻井、测井、测试、取心及分析化验工作量，气藏勘探与开发历程，包括投产时间、井数、单井产量、累计产量及采出程度等情况。利用新获得的资料，分析页岩地层纵、横向变化规律，深化对沉积相和储层物性、储集空间、孔隙结构、纵横向分布、储层均质性、储层发育主控因素、地应力分布、天然裂缝和断裂分布等特征的针对页岩储层多尺度天然裂缝发育、层理缝表征难度大的特点，利用地质建模软件开展不同尺度针对页岩储层纵向各向异性强、局部应力变化大的特点，开展地应力场建模，定量预测地应力大46.2.5.3在裂缝精细建模基础上，利用数值模拟软件，利用微地震监测、产气剖面等应针对页岩气藏特点、开发生产存在的问题、拟开发调整对象及目的，提出气藏开发调整应遵循根据气藏已开发层系及未动用新层系的剩余储量、产能、地层压力等成果数据，结合调整后开发方式，提出气藏开发单元、开发层系、井网调整和补充开发井部署的原则、依据、井型、钻井方式和根据开发层系、开发方式、开发井网、采气速度、地层压力和规模，设计不同的开发调整方案，分析比较各气藏工程调整方案技术指标，推荐气藏工程调整方案。以页岩气开发采用水平井大规模水力压裂、交叉丛式布井、实现页岩气有效开发为开发调整基础技术要求，重点研究和具体制订开发调整区开发方式、开发层系、水平井穿行轨迹、水平井方位、水6.4.1.1在满足页岩气开发要求前提下，合理优化井身结构与各项工艺措施，保证钻井工程施工安全、经济、环保等原则，参照NB/T14019的相关规定执行。6.4.1.2在前期已实施开发调整井取得的成果和认识的基础上，进一步优化工程方案，确保工程质6.4.1.3在已实施大量井位的高密井网条件下，以防碰绕障为核心，以提高钻井速度和5分析开发区或方案实施区内已完钻井实施效果，重点对水平井地质导向措施与效果、钻井提速措施与成效、套管与水泥完整性、井下故障等工艺适应性进行分析，明确钻井地质工程难点。钻井工程设计内容应包括但不限于以下内容：a)钻前工程方案；b)井身结构及套管程序设计；d)钻机和钻具组合；e)钻井液方案设计；f)固井、井控、完井方案设计；6.5.1.1结合穿行层位、井网井距等情况，在满足剩余气前提下，合理优化分段布簇、用液量及加砂量等各项工艺参数设计。性能等工艺参数设计，满足压裂试气施工安全、经济、环保等要求。分析压裂改造实施情况及主要复杂情况和技术难点，明确适宜性的工艺及存在的问题。根据气藏工程调整方案对储层改造先导试验内容进行优化，并评估试验效果，提出主体工艺技术和关键施工参完井应考虑水平井井壁稳定性，防止产层垮塌；考虑满足分段压裂措施的需要；考虑满足长期安全稳定生产；满足丛式井模式快速钻井的要求和控制成本的要求；完井及压裂改造工程设计具体内容应包括但不限于：a)完井方式；b)水平段的射孔间距；c)增产改造工艺；d)分段段数与段间距；e)施工排量；f)加砂强度、用液强度；g)压裂液和支撑剂类型；h)压裂返排液的回收、处理与利用，6i)健康安全环境要求；j)针对剩余气描述的地质工程一体化逆向设计的优化措施。6.6.1.1应采用已实施开发区的已投产井的成熟可靠、经熟、经济可行的采气工艺技术，结合相关研究成果和已实施开发调整井的认识，不断改进、完善、配针对已实施开发调整区块内页岩气井生产特征，通过开展连续油管完井、中心管完井现场试验a)生产管柱结构和尺寸；b)采气井口、完井投产方式；c)井下节流要求；d)动态监测要求。6.7.1.1在保障采输气安全的前提下，按照“工艺流程标准、现场施工便捷、生产管理实用”的原对前期设计过程中新增气井集输流程进行技术和经济对比，综合考虑经济性、合理性等因素，开发调整井优先依托原有集输工艺流程建设，若原有设施无接入条件，新增井应优先考虑依托已建集气站进行改造，近、远期结合，统筹考虑地面工程建设方案，并兼顾压裂试气工程的实施。根据页岩气藏地面工程方案调整思路，明确适合页岩气藏当前开发阶段的地面工程总体布局和建设规模，调整气藏已建地面工程的生产运行、内部集输、气处理、净化气外输、公用工程和辅助设施、信息化建设、组织结构和人员编制等多项工艺和配套，相关技术要求见SY/T6106。7价，由此评价开发方案的可行性；制订预防或减轻危险有害因素的对策和措施，提出安全管理方面的事后监管等；估算相关投资。水资源合理利用及压裂液、及二氧化碳排放量；分析核算项目全过程能源消费量、二氧化碳排放量，并结合项目实际情况，提出6.9.1.2效益与费用对应原则。全面、准确地反映项目的投入产出情况，效益与费用计算口径一致，6.9.2.3评价范围为从钻井、采气、地面集输到商品气。投资估算应包括钻采工程投资(钻前工程投资、钻井工程投资、压裂工程投资及其他费用)和地面工程投资等；成本费用测算分析还应包括销售收入、税金及附加测算，财务分析及不确定性