ICS75.020 CCS E 12 中华人民共和国国家标准 GB/T41612—2022 页岩气井产量预测技术规范 Technique specification of shale gas production appraisal 2022-11-01实施 2022-07-11发布 国家市场监督管理总局 发布 国家标准化管理委员会 GB/T41612—2022 目 次 前言 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 资料收集与处理 4 4.1 资料收集 4.2 资料处理 5产量预测方法 5.1 产量预测方法分类 5.2 基于试井分析的方法 5.3 产量递减法 5.4 产能试井法 5.5 数值模拟法 5.6类比法 6产量预测不确定性分析 7产量预测结果综合分析 附录A（资料性） 页岩气水平井典型流态 附录B（资料性） 页岩气井产量递减模型 附录C（资料性） 页岩气井产量预测报告编写指南 L4 GB/T41612—2022 前言 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。 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， 本文件由全国天然气标准化技术委员会（SAC/TC244）提出并归口。 本文件起草单位：中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院、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江汉油田分公司勘探开发研究院、中国石油股份有限公司西南油气田分 公司页岩气研究院、中石化重庆陵页岩气勘探开发有限公司、国家能源页岩气研发（实验）中心、四川 省能源投资集团有限责任公司。 本文件主要起草人：庞伟、丁士东、杜娟、白玉湖、李继庆、张同义、何同、舒志国、吴建发、李武广、 郑爱维、毛军、邸德家、郭肖、朱凯、贺英、徐兵祥、于荣泽、范杰。 GB/T41612—2022 页岩气井产量预测技术规范 1范围 本文件规定了页岩气井产量预测资料收集与处理、预测方法、不确定性分析、结果综合分析的要求， 本文件适用于页岩气井产量预测。 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。 DZ/T 0254 页岩气资源量和储量估算规范 SY/T5440 天然气井试井技术规范 SY/T 6171 气藏试采地质技术规范 SY/T 6172 油田试井技术规范 SY/T6744 油气藏数值模拟应用技术规范 3术语和定义 本文件没有需要界定的术语和定义。 4资料收集与处理 4 资料收集 4.1 所需收集的资料包括但不限于以下内容： 储层参数：目的层位、原始地层压力、原始地层温度、储层中深、储层厚度、孔隙度、渗透率、渗透 a) 率应力敏感数据（若有）、等温吸附试验数据、含水饱和度、孔隙压缩系数、游离气比例； b) 并筒参数：并身结构、并眼轨迹、水平段长度； 压裂参数：压裂段长、压裂段数或簇数、压裂液用量、支撑剂用量、排量、砂比、泵压； 化度（若有)； e） 采气方式； f) 返排数据：返排期间的排液量、气产量、套压、油压； g) 生产数据：见表1； h) 动态监测数据：静压、生产流压、并简压力梯度、静温、流温、并口温度、井简温度梯度、产部测试 数据（若有）、微地震测试数据（若有）、示踪剂测试数据（若有）； i) 其他数据：需根据选用的产量预测方法，确定必须的数据： 若选用基于压恢试并的产量预测方法，需压力恢复数据； 若选用产能试井法的产量预测方法，需产能试井数据 1 GB/T41612—2022 表1 生产数据 日产量 压力 累产量 年产量 生产 初期 目前 时间 日期 投产 生产 气 水 油压 套压 输压 气 水 气 水 备注 h MPa MPa MPa 情况 情况 10°m/d m/d 10°m/d P/w 10m/d m/d 4.2 资料处理 4.2.1通则 资料处理的通则如下： a) 若对有生产历史的区块进行产量预测，宜选择代表性、生产时间较长的并：； b) 若产量数据是以井组（含平台）为单位整体记录的，需将产量分配到单井； 若对有生产历史的井进行产量预测，则生产数据宜至少每天一个点，按SY/T6171的规定，取 气、油、水日产量和井口压力数据：若生产数据为每月一个点，宜至少取一年以上的数据点，且 已呈现明显的递减趋势； d) 检查生产数据的完整性，补全产量或压力数据缺失的数据点； 对生产数据进行筛选，消除明显偏离总体趋势的异常数据点。 4.2.2产量数据处理 在产量预测分析时，需检查数据的完整性和异常数据点。若生产历史中存在较长时间的关井，则需 要进行分段分析，将关井前、关井后的生产段分别进行分析。 4.2.3压力数据处理 根据压力数据的测量位置进行压力数据折算： a 采用的压力为井口套压或井口油压时，需进行压力折算，折算至地层中部深度，按SY/T5440 的规定执行； b) 采用压力为井底压力时，应确定压力计下人深度，压力计宜下至产层中部；若未下至产层中部， 需根据相应的流压梯度、流温梯度、静压梯度和静温梯度进行压力折算，按SY/T6172的规定 执行。 5产量预测方法 5.1 1产量预测方法分类 根据对区块的认识程度、资料丰富程度，可采用如下方法进行页岩气井产量预测： 基于试井分析的方法； 一产量递减法； 一产能试井法； 数值模拟法； 类比法。 2 GB/T41612—2022 5.2基于试井分析的方法 5.2.1典型曲线绘制 根据应用的数据不同，绘制不同的典型曲线： a) 若应用压力恢复数据进行试井分析，宜在（拟）压力与时间双对数图版上绘制（拟）压力和（拟） 压力导数曲线； b) 若应用生产数据进行试并分析，宜求得产量规整化（拟）压力或（拟）压力规整化产量，将产量 与时间、压力与时间的关系绘制成规整化（拟）压力与物质平衡（拟）时间、规整化（拟）压力导数 与物质平衡（拟）时间的双对数曲线。 5.2.2解释模型 应用（拟）压力和（拟）压力导数双对数曲线、产量规整化（拟）压力或（拟）压力规整化产量及导数 曲线形态、特征直线段进行曲线诊断，划分各流动段，确定地层渗流特征和边界性质，建立合适的解释 模型： 井模型选择多段压裂水平井； a) b）若地层中天然裂缝发育，宜选择双重孔隙介质模型； c） 若双对数曲线上诊断出拟稳态流动时，需选择边界。 5.2.3日 曲线拟合 对压力恢复历史或生产历史及5.2.1中的双对数图版进行历史拟合分析，通过调整物质平衡时间 拟合值、规整化压力拟合值，使其达到理想的拟合效果。 5.2.4参数计算 页岩气井常见的流动阶段为线性流、双线性流、拟稳态流、拟径向流等流动阶段（见附录A）。根据 不同的流动阶段计算相应的参数（有效渗透率、裂缝半长、无因次裂缝导流能力、边界距离、改造体 积等）。 5.2.5产量预测 拟合流量规整化压力及其导数时，兼顾气井生产历史拟合，包括产量、累积产量与压力拟合。由模 型参数进行历史拟合，拟合误差较大时，调整拟合参数重新拟合，直到误差满足要求 根据历史拟合得到的模型参数，设定未来的生产制度进行产量预测，不同生产状况的气井宜取不同 的预测制度 a）若定产量生产，宜先预测当前产量下的稳产期及稳产阶段的累产量；在稳产期之后预测产量 递减。 b）若非定产量生产，宜直接预测产量递减 第一年末的日产量除以年初的日产量，可得到初始年递减率。 设定废弃产量或废弃压力，按照DZ/T0254的计算方法，得到的累积产量即为技术可采储量。 设定经济极限产量或压力，按照DZ/T0254的计算方法，得到的累积产量即为经济可采储量。 5.3产量递减法 5.3.1产量递减模型 负岩气井产量递减模型可用但不限手以下模型： 3 GB/T41612—2022 a) 广义阿尔普斯（Arps)模型； b) 分时间段的阿尔普斯（Arps)模型； c) 幂指数递减（PLE)模型； 延展指数递减（SEDM)模型； e) 董（Duong）递减模型； f) 修正的董（Duong）递减模型； 逻辑生长递减（LGM)模型； h) 解析模型； i) （拟）压力规整化产量（PNR）模型； 产量规整化（拟）压力（RNP)模型。 详见附录B。 5.3.2产量递减模型预测指标 应用产量递减模型预测时，一般有4个指标：单井日产量、单井累积产量、单井技术可采储量、单井 经济可采储量； 考虑页岩气井多段压裂的特殊性，可应用水平段长度、压裂段数、簇数、压裂液用量、支撑剂用量等 参数对上述4个指标进行归一化，预测诸如单位水平段长度产量、单位水平段长度累积产量等指标。 5.3.3产量递减模型关键参数确定 页岩气井产量递减分析时，初始产量的确定尤为关键，按照如下方法进行确定： 若干数据点，然后对选取的数据点进行平均，取平均值作为初始产量；对于月产量或年产量数 据，取最高产量作为初始产量； b）初始产量需要通过历史拟合得到时，需排除诸如初期排液等对初期日产量的影响。 5.3.4产量递减模型选择 5.3.4.1基于数据类型的模型选择 生产历史只有产量数据时，可选择B.1～B.7的模型。同时有产量和压力数据，可选择附录B中的 所有模型。 5.3.4.2基于拟合效果的模型选择 应用附录B中的所有的产量递减模型，拟合实际生产数据中的产量变化数据，确定模型参数。对 比不同模型的拟合误差，对多种方法进行综合分析。 5.3.4.3基于流动阶段判断的模型选择 根据日产量、累积产量、流压（或根据油压、套压折算的井底流压）数据，绘制（拟）压力规整化产量与 物质平衡（拟）时间双对数