NB_T 14015-2023 页岩气 开发动态分析规范.docx

ICS75.020CCSE12NB中华人民共和国能源行业标准NB/T140152023代替NB/T140152016页岩气开发动态分析规范Shalegas-Speciflcationsforperformanceanalysisofdevelopment2024-04-01实施20231011发布国家能源局发布目次前言111范围12规范性引用文件13术语和定义14目标和任务24.1 目标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88.3 工程技术适应性评价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R（资料性）首年日产计算方法10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规定起草。本文件代替NB/T140152016页岩气开发动态分析技术规范，与NB/T140152016相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：a）招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3.2.13.2.4）;d）更改了“资料录取原则”的内容（见5.1,2016年版的4.1）;e）更改了“动态分析资料需求”的内容，增加了“地质资料”“实验分析资料”“工程资料”“排采测试资料”“生产资料”“动态监测资料”（见5.2.15.2.6,2016年版的4.2.14.2.3）;D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”“渗流特征分析”“井间干扰分析”“气井产能分析”“生产动态预测”（见6.2.16.2.5）;h）删除了气井可采储量计算（见2016年版的第6章）；D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”“地层压力变化特征”“产剖特征”“递减特征”“井间干扰”“携液能力”“采气工艺措施效果”“产能主控因素”“采出程度”内容（见7.17.11）；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的责任。本文件由能源行业页岩气标准化技术委员会（NEA"C26）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：蒋容、吴建发'李跃纲、杨学锋、樊怀才、张鉴、陈风、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、郭肖、胡小虎。本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：2016年首次发布为NB/T140152016;本次为第一次修订。Ill页岩气开发动态分析规范1范围本文件规定了页岩气开发动态分析的基本内容和技术方法。本文件适用于页岩气开发动态分析。2规范性引用文件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）适用于本文件。GB/T41611页岩气术语和定义GB/T41612页岩气井产量预测技术规范GB/T41613页岩气开发评价资料录取技术要求DZ/T0254页岩气资源量和储量估算规范NB/T10250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/T10251页岩气井微注测试技术规范NB/T11043页岩气藏地质模型建立技术规范NB/T14025页岩气井试井技术规范SY/T6170气田开发主要生产技术指标及计算方法SY/T6176气藏开发井资料录取技术规范SY/T7070微地震井中监测技术规程SY/T7372微地震地面监测技术规程Q/SY16010页岩气井排液试气作业规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1单井最终可采储-estimatedultimaterecovery现有技术条件下，单井在评价期内能够采出的气体总量。来源：GB/T416112022,5.3.3,有修改3.2综合流动弁数synthesisoffowparameters评价页岩气井水力压裂压后改造效果的指标参数。注：计算方法见附录A。3.3首年日产averagedailygasproductioninthefrstyear从气井投产开始计算生产至33Od的平均日产气量。注：计算方法见附录B。4目标和任务4.1 目标综合利用井地质工程参数、排采及生产数据、动态监测资料，开展页岩气生产动态分析，掌握气井排采及生产动态规律，诊断压裂后气井渗流特征及缝网分布特征，预测气井压力、产量变化规律及EUR（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、工程及生产管理因素。基于气井生产动态分析成果，深化认识气藏地质工程特征，评价开发技术政策、开发主体工艺及参数、生产管理的适应性，为优化开发部署、工程工艺及参数、生产组织管理提供依据。4.2 百4.2.1 气田动态分析任务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：a）勘探评价阶段：根据地宸、测井、取心资料、试气和专项动态监测分析，评价储层物性、流体性质、地应力分布、压力系数、气井产能，评价区块开发潜力，为计算页岩气资源量、提交三级储量、优选建产区提供依据：b）先导试验或试采阶段：根据试气、试采、专项动态监测分析掌握页岩气井产能特征及其控制因素，明确开发技术政策、工艺方式及工艺参数适应性，为评价气田开发潜力及编制开发方案提供技术依据：c）产能建设阶段：基于页岩气开发特点、生产关注问题和相关研究需求建立页岩气井全生命周期动态分析体系，跟踪分析气井产能及其变化规律，计算气井EUR,掌握影响生产效果的地质、工程及生产管理因素，评价气井生产制度合理性、气田开发技术政策、工艺方式及工艺参数适应性、开发指标可实现程度、储量动用程度、剩余储量分布等，为优化开发部署及气井合理生产制度、优选工艺参数、产能维护及提高采收率措施提供依据。4.22气井动态分析任务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：a）钻井阶段：根据钻井、录井、测井等资料，评价目标靶体的钻遇率，为优化钻井工艺及钻井参数提供依据：b）压裂阶段：根据压裂施工资料、动态监测资料，评价气井压后效果，为优化压裂工艺及压裂参数提供依据；C）花井阶段：根据烟井资料，评价烟井过程中人工裂缝闭合情况，为优化炳井时长提供依据；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。5基础资料5.1 资料录取原则以重点覆盖、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、炳井、排采测试、生产全生命周期的各项动态资料，确保动态资料录取的及时性、准确性、普适性。5.2 动态分析资料需求5.21 姓蝴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、天然裂缝发育程度描述参数。地质资料录取按GB/T41613执行。5.22 2实联分析资料实验分析资料包括但不限于以下内容：a）储层物性资料：孔隙类型、孔径、孔隙度、比表面积、渗透率、天然裂缝发育程度描述参数：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、泊松比、抗压强度、体积模量；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。实验分析资料录取按GB/T41613执行。523Tgm工程资料包括但不限于以下内容：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、机械钻速、水平段钻时、钻井周期、一趟钻长度：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、泡排作业施工记录、气举作业施工记录、防腐方案及实施情况记录、井口增压运行情况。工程资料录取按GB/T41613执行。5.24 5R三蝴排采测试资料包括但不限于以下内容:a）炳井资料：烟井时间、病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/套压、产气量、产液量、产油量动态数据、气井出砂情况及数据。排采测试资料录取按GB/T41613执行。5.25 c三14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。5.26 蝴在原始地层压力、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、微地宸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。必要时可实施气相示踪剂、液相示踪剂、井下分布式光纤、井下电视等监测。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。6动态分析方法6.1 动态分析原则坚持地质工程一体化、地层一井简一地面一体化的原则，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，需要借助具有相关动态分析功能专业软件实现。6.2 动态分析基本方法&21井筒流动特征分析根据页岩气井产气、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简计算模型进行校正，通过井筒压力计算，评价井筒气液分布特征。6.22 潮流特征分析8221港流特征分析的目的根据渗流理论，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。6222析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、压力降落试并，具体要求应按NB/T14025执行。6.23 现代产减分析法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。6224期蝴骸法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，反演储层渗流参数，预测气井生产动态规律。6.24 间干扰分析6.24.1 间干扰分析的目的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。6.212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并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，评价井间连通性。623.3平台式并组中选定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。623.4数值提0法采用数值模拟技术，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，分析井间干扰对气井生产效果的影响程度。6.24气井产能分析6.24.1气井产能分析的目的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、地面配套工作安排提供依据。6242礴试井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。62.43试气飙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式，具体要求按Q/SY16010执行。624.4产面分析采用生产测井、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，具体要求应按NB/T10250执行。6.25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频次。7动态分析内容7.1 采特征根据气井产量、返排率动态数据，结合相井压降情况、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控因素，明确气井合理排采制度。7.2 产能特征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。7.3 谕地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控因素，预测气井生产动态规律。7.4 皿压力变化触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方向。7.5 Wffi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.、优化压裂工艺及参数。7.6 麻艇分析气井产量、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力，为气田产能建设优化及调整提供依据。7.7 井间干扰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。7.8 携液能力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，预判井简携液能力，明确下油管、柱塞、泡排、气举等采气工艺措施的实施时机。7.9 采气工艺措施效果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。7.10 产能主控因索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，明确影响气井产能的主控因素。7.11 采出程度根据气井累产气量和地质储量计算采出程度，评价气井不同生产阶段、不同生产方式及不同采气工艺对采出程度的影响，为气井生产优化提供依据。根据气田所有投产井可采储量和地质储量计算气田采出程度，评价气田开发效果及开发方案设计指标实现程度，为气田开发技术政策优化及措施挖潜提供依据。地质储量按照DZ/T0254规定的计算方法执行。8综合评价8.1 地质特征评价持续跟踪气井实施效果及新增动静态资料，精细刻画气田构造、断裂、地应力、储层参数分布特征及优质储层展布情况等，深化气田地质工程特征认识，为后续优化井位部署、工艺参数提供依据飞8.2 开发技术政策评价结合气井产能主控因素、储量动用程度、剩余储量分布、井间连通程度等研究结果，评价靶体位置、井轨迹方位、井间距、水平段长度和生产制度等开发技术政策适应性，提出优化措施。8.3 工程技术适应性评价根据页岩气井生产动态特征参数及气井产能，结合钻井、压裂工艺参数，评估工艺方式及工艺参数的适应性，并提出优化措施。&4采气工艺适应性评价根据气井的生产动态特征参数、气井产能特征、产能主控因素评价结果，评估气井采气工艺措施的适应性，提出气井生产制度优化、产能维护的措施。8.5 气田开发调整和挖潜根据气藏精细描述、开发技术政策、工艺及参数适用性评价，结合储量动用及剩余储量分布特征，制订气田开发调整方案及提高采收率的措施。附录A(资料ft)综合流动参数计算方法综合流动参数反映多段压裂水平井人工裂缝的导流能力，可用于等效评价压裂改造的综合效果,该参数与水力压裂改造复杂程度呈一定相关性。综合流动参数计算见公式(AJ)、公式(A2)o3累(A.DA=4x×h×n(A2)式中：A.基质面积，单位为平方米(曲)；K基质渗透率，单位为千分之平方微米(IgU出T-温度，单位为摄氏度();-51.隙度，用百分数表示；U一黏度，单位为亳帕秒(mPas);c一综合压缩系数，单位为每兆帕(MPa)；m-斜率，和岩石及完井参数相关；X水力压裂裂缝半长，单位为米(m);h水力压裂裂缝高度，单位为米(m);n水力压裂段数，单位为段。附录B(资料性)首年日产计算方法以气井开井连续生产33Od的累产气量计算首年平均日产气量，可用此指标评估气井初期产能，首年日产计算见公式(B.DoGe包(B.1)式中：Gw-首年日产，单位为万立方米每天(I(Tm2d);G3-气井开井连续生产33Od累产气量，单位为万立方米(I(Tm力