ICS 75.020 NB E 14 备案号：58274—2017 中华人民共和国能源行业标准 NB/T 14024—2017 页岩气井产量预测技术规范 Technique specification for shale gas production prediction 201703-28发布 2017-08-01实施 国家能源局 发布 NB/T14024—-2017 目 次 前言· Ⅱ 1 范围 2 规范性引用文件 3资料收集与处理 4 产量预测方法选择 2 5产量预测不确定性分析 6 产量预测报告编写 附录A（规范性附录） 页岩气井产量递减模型 NB/T14024--2017 前 本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则 起草。 本标准由能源行业页岩气标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院、中海油研究总院新能源研究 中心、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、中石化江汉石油工程有限公司页 岩气开采技术服务公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司勘探开发研究院、国家能源 页岩气研发（实验）中心。 本标准主要起草人：庞伟、张同义、白玉湖、李继庆、杜娟、郑爱维、黄灿、贺英、徐兵祥、 冯曦、艾爽、吴建发、邸德家、于荣泽、杨加祥、郭为。 ⅡI NB/T14024—2017 页岩气井产量预测技术规范 1范围 本标准规定了页岩气井产量预测资料收集与处理、预测方法选择、模型选择、不确定性分析、报 告编写的要求。 本标准适用于页岩气井产量预测和可采储量预测。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是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。 DZT0254页岩气资源储量计算与评价技术规范 SY/T5440 天然气井试井技术规范 SY/T6171气藏试采地质技术规范 SY/T6172油田试井技术规范 SY/T6744油气藏数值模拟应用技术规范 3资料收集与处理 3.1资料收集 不同的产量预测方法对资料需求不一样。为满足本标准中涉及的页岩气井产量预测方法，需了解 地层及井、压裂情况，需要收集产量和压力随时间变化数据，所需的资料包括但不限于以下内容： a）储层参数：目的层位、原始地层压力、原始地层温度、储层厚度、孔隙度、渗透率、含水饱 和度。 b）井参数：井身结构、井眼轨迹、水平段长度、静压、生产流压、井筒压力梯度、静温、流温、 井口温度。 c）压裂参数：压裂段数、簇数、压裂液用量、支撑剂用量、排量、砂比、泵压、裂缝半长、裂 缝导流能力。 d）流体参数：气体组分、气体相对密度、气体压缩系数、黏度、等温吸附曲线、产出水矿化度。 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。 表1 生产数据表 日产量 累积产量 压力 日期 生产时间 生产制度 气 水 气 油 水 油压 套压 10°m/d m/d 10°m3 m3 MPa MPa t 1 NB/T14024—2017 3.2资料处理 3.2.1总体原则 资料处理的总体原则如下： a）若对有生产历史的区块进行产量预测，宜选择有代表性、生产时间较长的井。 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。 c）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。 e）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。 3.2.2产量数据处理 若生产历史中存在关井，如关井时间较短，宜删除关井阶段的数据，且把关井后的时间依次前 提，保证生产时间的连续性，之后检查数据完整性和异常数据点。若关井时间较长，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。 3.2.3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/T 5440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。 4产量预测方法选择 4.1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 模型的方法、产量递减法、产能试井法、数值模拟法、类比法。 4.2基于试井分析模型的产量预测 4.2.1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井分析，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。 2 NB/T14024—2017 4.2.2解释模型选择 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，选 择合适的解释模型： a）页岩气水平井是压裂投产，井模型选择多段压裂水平井。 b）若地层中天然裂缝发育，宜选择双重孔隙模型。 c）若双对数曲线上诊断出拟稳态流动时，需选择边界。 4.2.3曲线拟合 对压力恢复历史或生产历史及4.2.1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。 4.2.4参数计算 页岩气井常见的流动阶段为线性流、双线性流、过渡流、拟稳态流、径向流等流动阶段。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）。 4.2.5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。 设定废弃产量或废弃压力，参照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，参照DZ/T0254的计算方法，得到的累积产量即为经济可采储量。 4.3基于递减模型的产量预测 4.3.1产量递减模型 按照附录A，页岩气井产量递减模型可用但不局限于以下模型： a）广义Arps模型。 b）分时间段的Arps模型。 c）幂指数递减（PLE）模型。 d）延展指数递减（SEDM）模型。 e）Duong递减模型。 f）修正的Duong递减模型。 g）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。 j）产量规整化（拟）压力（RNP）模型。 4.3.2产量递减模型预测指标 应用产量递减模型预测时，通常有3个指标：预测单井日产量、单井累积产量、单井技术可采 储量。 3