页岩油气资源评价技术方法201201030教程方案.ppt

渗透率的求取 层组 渗透率 1×10-3μm3 10% 50% 90% 12x 1.43 4.16 35.6 13s 2.19 5.26 63.1 罗42： 2828.13-2861 罗69： 3040-3066 渗透率取 8~10×10-3μm3 静态泄油半径：90~120m 相关参数及极限泄油半径的求取 三、页岩油资源评价参数体系及关键技术 （5）可采系数探索 平面网格步长：20m× 20m 纵向网格步长：6.6m 平均埋深：2845m 平均空气渗透率：8×10-3um2 平均孔隙度：10% 概念模型参数选取 罗42井地质概念模型示意图 模型的建立 动态数值模拟 网格与网格间启动压力梯度取岩心测试的微裂缝启动压力梯度的平均值：0.145Mpa/m；原油体积系数1.191；原始地层压力45.2MPa；地面原油密度0.833g/cm3；地层原油粘度3.85mPa.s（取自罗42井实验资料） 三、页岩油资源评价参数体系及关键技术 （5）可采系数探索 累积采油量与泄油半径的关系曲线 泄油半径随生产时间的变化关系曲线 模拟结果表明，投产初期，泄油半径扩展速度快，4年左右后扩展速度每年不到5米，最后达到极限泄油半径（160米左右）。近井地带采出油量大于远井地带。 弹性开采最终累油量及泄油半径预测 动态数值模拟 三、页岩油资源评价参数体系及关键技术 （5）可采系数探索 极限泄油半径和页岩油资源的确定 160 160 动态极限泄油半径 （m） 6.61 3.5 2.47 1.12 1.96 22 80424.96 13上 3.65 4.4 2.47 1.12 1.74 17 80424.96 12下 15.1 可采系数% 有机 碳% 井 名 计算 单元 面积 m2） 油层 厚度 m 氯仿 A % 轻烃 恢复 系数 密度 t/m3 液态烃 含量 ×104t） 罗42 总计 10.26 6.0% 1.55万吨 24.5万吨 160米 动态模拟可采系数 单井可采油量 页岩油资源 单井泄油半径 罗42动态模拟可采系数 罗42动静态结合可采系数 可采系数预测 三、页岩油资源评价参数体系及关键技术 （5）可采系数探索 历史拟合末期1999年4月30日开始实施压裂，压裂参数设计如下： （1）裂缝半长160m； （2）裂缝有效期：6个月； （3）裂缝闭合后重复压裂。 模型设计 裂缝有效期内传导率随时间的变化 储层再改造压裂系数预测 极限泄油半径和最终累产油的确定 累积采油量与泄油半径的关系曲线 泄油半径随生产时间的变化关系曲线 压裂后泄油半径增加，极限泄油半径达到240m左右；最终采出油量2.8万吨 三、页岩油资源评价参数体系及关键技术 （5）可采系数探索 极限泄油半径和最终累产油的确定 7.1% 2.8万吨 39.4万吨 240米 动态模拟可采系数 单井可采油量 页岩油资源 单井泄油半径 罗42动态模拟可采系数 240 240 动态极限泄油半径 （m） 14.88 3.5 2.47 1.12 1.96 22 180955.73 13上 8.22 4.4 2.47 1.12 1.74 17 180955.73 12下 12.12 可采系数% 有机 碳% 井名 计算 单元 面积 m2） 油层 厚度 m 氯仿“A” % 轻烃 恢复 系数 密度 t/m3 液态烃 含量 ×104t） 罗42 总计 23.10 20次重复压裂后 罗42动静态结合可采系数 储层再改造压裂系数预测 三、页岩油资源评价参数体系及关键技术 （5）可采系数探索 汇 报 内 容 一、项目基本概况及完成情况 二、页岩油资源评价方法与流程 三、页岩油资源评价参数体系及关键技术 四、页岩油资源评价实例：渤南洼陷 五、结论与问题 确定资源评价方法 页岩级别划分 确定评价关键参数 计算资源量 确定资源评价层段 确定评价资源类型 资料分析 页岩油资源评价工作流程 四、页岩油资源评价实例：渤南洼陷 页岩油资源评价 渤南洼陷构造位置 1、资料收集及分析 基本地质资料 构造图 沉积埋藏史图 地层厚度图 压力分布图 分析测试资料 岩石矿物分析资料 地球化学分析资料 物性分析资料 流体性质 井筒资料 钻井资料 录井资料 测井资料 完井资料 试油资料 四、页岩油资源评价实例：渤南洼陷 渤南-四扣洼陷地层综合柱状图 页岩油气形成条件： TOC 2.0%、Ro 0.5%、厚度大于50m 岩性组合： 以纹层状、层状页岩为主 埋藏深度： 小于4500m 2、评价层段确定 四、页岩油资源评价实例：渤南洼陷 3、评价资源类型确定 渤南洼陷镜质体反射率与深度关系图 页岩油气资源类型确定原则 以页岩油评价为主 四、页岩油资源评价实例：渤南洼陷 4、确定评价方