页岩气采收率计算

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推荐精选弱水驱裂缝型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推荐精选第 2 章 页岩气藏工程方法论证推荐精选式中，D 为气藏埋深，m； 按气藏深度，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推荐精选井废弃井底流压，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，增压开推荐精选第 2 章 页岩气藏工程方法论证推荐精选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 10.5MPa。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推荐精选率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 ，地层原是压力推荐精选由 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 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)推荐精选推荐精选第 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 )(2.23)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/V推荐精选20010203040P (MPa)推荐精选图 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)推荐精选式中：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(2.24)，可以分别得到基质吸附气和自由 气的采收率为： ERz =19% ； ERy = 55% 。则总的可采储量为：GR = G x E Rx + G y ERy=166.68 0.19+139.17 0.55(2.29)=108.2亿m3则总的页岩气藏的采收率为：E =GR=108.2= 35.4 %(2.30)RGZ305.85 （注：可编辑下载，若有不当之处，请指正，谢谢!） 推荐精选