NB-T 14015-2023 页岩气 开发动态分析规范

代替NB/T14015—2016页岩气开发动态分析规范2023—10—11发布国家能源局发布INB/T14015—2023 Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 1 2 24.2任务 25基础资料 35.1资料录取原则 35.2动态分析资料需求 36动态分析方法 46.1动态分析原则 46.2动态分析基本方法 47动态分析内容 67.1排采特征 67.2产能特征 67.3渗流特征 67.4地层压力变化特征 77.5产剖特征 77.6递减特征 77.7井间干扰 77.8携液能力 77.9采气工艺措施效果 77.10产能主控因素 77.11采出程度 78综合评价 78.1地质特征评价 78.2开发技术政策评价 8 88.4采气工艺适应性评价 88.5气田开发调整和挖潜 8附录A(资料性)综合流动参数计算方法 9附录B(资料性)首年日产计算方法 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》的本文件代替NB/T14015—2016《页岩气开发动态分析技术规范》,与NB/T14015—2016相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：a)将标准名称改为《页岩气开发动态分析规范》;b)更改了“目标”的内容(见4.1,2016年版的3.1);c)更改了“任务”的内容(见4.2.1、4.2.2,2016年版的3.2.1～3.2.4);d)更改了“资料录取原则”的内容(见5.1,2016年版的4.1);f)删除了气井产量递减分析(见2016年版的第5章);g)增加了“动态分析原则”的内容(见6.1),增加了“井筒流动特征分析”“渗流特征分h)删除了气井可采储量计算(见2016年版的第6章);i)删除了分段压裂水平井渗流及产能特征分析(见2016年版的第7章);j)更改了“动态分析内容”,增加了“排采特征”“产能特征”“渗流特征”“地层压力变化特素”“采出程度”内容(见7.1～7.11);k)更改了“综合评价”内容，增加了“地质特征评价”“开发技术政策评价”“工程技术适应性评价”“采气工艺适应性评价”“气田开发调整和挖潜”(见第8章，2016年版的第8章);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：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司页岩气研究院、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中海油研究总院有限责任公司、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、中石化石油工程技术研究院有限公司、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浙江油田分公司、国家能源页岩气研发(实验)中心、中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院。本文件主要起草人：蒋睿、吴建发、李跃纲、杨学锋、樊怀才、张鉴、陈凤、张德良、白玉湖、张莉娜、任建华、庞伟、王建君、刘莉、张谦、于荣泽、孙玉平、王威林、周玮、高浩宏、王苏冉、——2016年首次发布为NB/T14015—2016;1页岩气开发动态分析规范1范围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)适页岩气术语和定义页岩气井产量预测技术规范页岩气开发评价资料录取技术要求DZ/T页岩气资源量和储量估算规范NB/T页岩气水平井产出剖面测试作业及资料解释规范(连续油管工艺)NB/T页岩气井微注测试技术规范NB/T页岩气藏地质模型建立技术规范NB/T页岩气井试井技术规范气田开发主要生产技术指标及计算方法气藏开发井资料录取技术规范微地震井中监测技术规程微地震地面监测技术规程页岩气井排液试气作业规范单井最终可采储量estimatedultimaterecovery综合流动参数synthesisofflowparameters2EUR(单井最终可采储量),评价采气工艺措施效果，明确影响气井生产效果的地质、工程及生产管基于气田不同勘探开发阶段动态分析目的、数据、资料的详细程度，不同阶段动态分析任务不同：基于气井不同生产阶段分析内容和基础数据录取的详细程度，不同阶段任务不同：d)排采测试阶段：根据排采测试资料，掌握气井返排特征，明确排采制度合理性并提出优化措施；e)生产阶段：根据气井地质工程参数、生产资料及动态监测资料，分析气井渗流特征、递减规律、产能特征、排水采气工艺效果及增压效果，明确气井产能控制因素、采气工艺适应性，为优化气井生产制度、开发技术政策、工艺方式及工艺参数提供依据。3以重点覆盖、全面系统、及时准确、优化调整为原则录取页岩气井全生命周期开发评价资料。根据勘探评价、先导试验或试采方案、开发方案需求安排动态资料录取内容，动态资料录取对象要涵盖评价井、压裂工艺试验井及重点生产井，取全取准钻井、压裂、焖井、排采测试、生产全生命周期的地质资料包括但不限于以下内容：a)地震资料：构造图、解释剖面图、构造及断裂特征参数、储层埋深图、天然裂缝分布图；b)测井资料：储层有效厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、岩石组分、有机碳含量、游离气含量、吸附气含量、总含气量、杨氏模量、泊松比、脆性指数、最大和最小水平主应力、天地质资料录取按GB/T41613执行。b)含气性资料：含气饱和度、总含气量、吸附气含量、不同压力条件下吸附与解吸气量；c)地质力学资料：最大水平主应力及方向、最小水平主应力及方向、水平应力差、杨氏模量、d)流体物性资料：天然气组分、天然气相态及PVT参数、原油PVT参数、原油组分、产出水PVT参数、产出液矿化度、离子含量；e)渗流力学资料：渗透率、应力敏感性参数、相对渗透率。a)钻井资料：井身结构、井眼轨迹、垂深、水平段长度、各小层钻遇长度、靶体钻遇率、机械b)完井及储层改造资料：压裂工艺、压裂水平段长度、压裂段数、簇数、簇间距、射孔参数、加砂量、加砂强度、用液量、用液强度、施工排量、施工压力、支撑剂类型及用量、液体类型、套变及压窜数据、井筒完整性参数、丢段及合压资料；c)采气资料：管柱结构及尺寸、管柱下入深度、下油管作业施工记录、柱塞作业施工记录、泡工程资料录取按GB/T41613执行。排采测试资料包括但不限于以下内容：4a)焖井资料：焖井时间、焖井期间井口压力资料；b)排采测试资料：排采方式、排采工艺及装置，油嘴更换情况及测试记录，测试期间井口油压/排采测试资料录取按GB/T41613执行。生产测试资料包括但不限于以下内容：a)压力、温度资料：井口油压、套压、井口温度、输压；b)产量资料：日产气量、日产液量、日产油量、放空气量、累产气量、累产液量、累产油量；c)其他资料：每天开井生产时长、出砂量、采气施工及现场作业记录。勘探评价、先导试验、生产阶段的重点井应每天单独计量气液产量，并记录井口压力、温度。充分掌握页岩气开发区块的生产特征和开发规律后，可考虑采用集中计量方式降低成本，但集中计量的各井产气量、产液量劈分应科学合理，具体要求按SY/T6176执行。在原始地层压力、地应力及压裂改造工艺技术适应性尚不清楚的区域，大规模压裂前应开展微注测试，具体要求应按NB/T10251执行。对于评价井、先导试验井、试采井及重点生产井，为评价储层改造效果，压裂过程中宜实施广域电磁法、微地震监测等方法获取实时监测数据，具体要求应按SY/T7070、SY/T7372执行。必要时在气井生产过程中，应根据生产需求适时开展产气剖面测试、压力恢复试井、井间连通性测试、井筒梯度测试、流体性质与组分监测等，具体要求按SY/T6176、NB/T14025执行。坚持地质工程一体化、地层—井筒—地面一体化的原则，综合地质、工程及生产管理等因素全面系统开展页岩气井生产动态分析工作。页岩气分段压裂水平井动态分析较为复杂，需要借助具有相关根据页岩气井产气、产液情况，结合生产管柱优选气液两相流井筒压力计算模型，将井口套压或井口油压折算成井底压力，并利用井筒压力梯度实测数据对井筒计算模型进行校正，通过井筒压力计根据渗流理论，诊断不同时间段储层流体流动特征，明确气井生产动态规律。5应用试井分析法诊断储层流体流动特征，计算地层压力、储层改造缝网参数、储层渗透率、表皮系数，确定综合流动参数。用于页岩气井渗流特征分析的试井方法主要包含压力恢复试井、压力降落试井，具体要求应按NB/T14025执行。利用动静态资料及施工数据，基于页岩气井渗流理论，建立气井渗流模型，采用现代产量递减分析方法，反演气井渗流参数及渗流过程，划分气井生产流动阶段，预测气井生产动态规律。利用气藏静动态地质工程参数，建立构造模型、属性模型、地应力模型、天然裂缝模型，地质建模方法及技术要求按NB/T11043执行。采用数值模拟技术，拟合气井生产动态，反演储层渗流参对平台井组开展井间干扰分析，评价不同地质工程条件下井间连通性，论证不同井距下储量动用程度、剩余储量分布，为优化技术政策提供依据。平台式井组中选定1口注入井、1口或多口观测井开展示踪剂监测，压裂施工期间向注入井每段注入设定的示踪剂，监测观测井产出流体中示踪剂类型与含量，判别发生连通井段，评价井间连平台式井组中选定1口激动井、1口或多口观测井开展干扰试井，根据观测井压力干扰响应，利用试井分析技术评价井间连通程度，具体要求应按NB/T14025执行。采用数值模拟技术，分析平台井组或多井生产动态规律，模拟井间地层压力变化特征，分析井间页岩气井生产初期需对其产能进行评价，明确气井生产能力，为气田产能建设、地面配套工作安应用产能试井诊断气井产能特征，计算产能方程、无阻流量，评估气井初期产能，建立页岩气井6产能动态分析模型，预测气井产能变化规律。系统试井包含稳定产能测试、修正等时产能测试，具体要求应按NB/T14025执行。在气井排采测试阶段，按照试气方案设计测试气井稳定的产量，作为评价气井初期产能的一种方采用生产测井、井下分布式光纤、气相示踪剂等方式，评估各小层、各压裂段(簇)的产气、产液贡献及气井不同生产制度条件下产能，宜按照水平段长度、优质储层钻遇长度等估算标准井产能，利用气井生产动态数据，采用传统产量递减法、现代产量递减法、数值模拟法、类比法等方法预测气井产量、压力变化规律，并结合经济效益测算情况，确定气井评价期范围，气井评价期内的累积产气量即为单井最终可采储量。具体要求应按GB/T41612执行。根据区块的认识程度、气井不同生产阶段基础数据录取的详细程度，不同阶段可采用不同方法预测气井生产动态及效果：a)钻井压裂、排液测试阶段气井未生产或生产史较短，宜采用类比法；b)生产阶段：气井生产早期(生产史小于1年),可采用现代产量递减法、数值模拟法；气井生产史较长(生产史大于1年)且连续稳定生产，可采用传统产量递减法；采取排水采气工艺措施的气井，需采用现代产量递减法、数值模拟法对气井措施前后生产历史拟合预测。受页岩储层渗透率、储层改造程度等因素影响，不同气井生产到达边界流的时间存在差异，在气井生产到达边界流之前需定期开展最终可采储量复核工作，气井生产到达边界流后可适当降低复核根据气井产量、返排率动态数据，结合焖井压降情况、返排测试阶段压力、产气变化情况，建立气井返排特征指标，评价气井生产效果，并结合地质工程参数、排采方式分析影响气井排采效果的主气井生产初期宜根据系统试井、试气测试结果评估气井产能，气井连续生产3个月以上可利用预测最终可采储量、首年日产结果评估气井产能大小及气井配产合理性，优化配产制度。气田根据单井产能特征和产能建设安排，明确年度新建产能情况，为后续采气工艺、地面配套工程安排提供依据。根据气井渗流特征及渗流参数，评价储层改造效果，划分气井生产阶段，明确影响气井产能的主7根据气井生产过程中井口压力、井口产气和产液量，利用井筒管流计算技术、渗流理论分析方法及气藏数值模拟技术，分析气井全生命周期地层压力变化特征、井间地层压力分布特征及产气能力，掌握气井、平台井组的开发潜力，计算储量动用情况及剩余储量分布，明确提高储量动用程度的挖潜分析各小层、各段产气能力，评价各小层产出贡献及各段压裂效果，优选水平段靶体位置、优化分析气井产量、压力递减率，结合地质工程、钻井工艺和压裂工艺参数，研究影响气井产量和压力递减的主控因素。测算气田自然递减率和综合递减率，按SY/T6170执行，评估气田整体稳产能根据平台井组井间干扰分析成果，结合人工裂缝及天然裂缝描述成果，分析井间干扰程度及井间干扰对气井生产效果的影响，评价井间平均导流能力，分析开发技术政策的合理性。利用井筒管流计算技术，分析气井井筒流态分布特征及压力分布特征，结合气井产量、压力动态特征，预判井筒携液能力，明确下油管、柱塞、泡排、气举等采气工艺措施的实施时机。分析各采气工艺措施实施前后气井产能的变化情况，明确采气工艺措施效果及适应性。根据气井不同阶段关注的特征参数，分析地质工程参数、钻井工艺及参数、压裂工艺及参数、生产制度对气井产能的影响，明确影响