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非常规油气藏一体化解决方案
- 概述
页岩油气作为非常规油气的代表，已成为中国最具战略性的接替能源之一。勘探实践表明，中国拥有丰富的页岩气资源，但由于页岩类型丰富、地质条件复杂、构造改造强烈、复杂的地表条件、环境生态以及基础设施等诸多客观因素的限制，以南方海相页岩气为代表的页岩气开发存在主要挑战有：钻完井工程难度大、钻完井技术要求高、单井综合成本高、单井产能指标要求高、实现“稀井高产、少井高产”的开发策略，必须充分结合我国页岩气开发的地质-工程特点和勘探开发现状，坚持地质-工程一体化的理念，充分运用一体化工作流程和一体化的协同环境，采用科学的研究思路，建立优化的开发技术路线，定制完善的技术方案，从而强有力地支撑中国页岩气资源的效益开发。
斯伦贝谢非常规油气技术的发展承载了全球重大页岩油气盆地研究的知识和经验，并在与国内页岩油气田合作研究中，不断探索关键技术的适应性，逐步建立了一套科学、实用的、且有针对性的从风险勘探、储层综合评价、从地震到生产的地质－工程一体化综合研究的技术路线和方法。针对中国南方海相页岩气的地质－工程特点，创新性地提出了包括钻井品质、储层品质和完井品质的“品质三角形”概念和页岩气地质－工程一体化解决方案，该方案强调多学科协同研究和协同工作，强调以油气藏为中心的地质-油藏表征、地质建模、地质力学、油气藏工程评价等多学科综合研究，对从钻井到生产等一系列工程技术及应用的高效支持。充分整合了资源评价及风险量化、致密油气藏储层综合评价、地球物理储层预测及反演、多尺度裂缝建模、三维及四维地质力学、非常规水力压裂复杂缝网、高精度数值模拟、气藏－地质力学－水力裂缝动态耦合模拟等先进技术，为保障高效实施地质－工程一体化、实现“增效降本”，实现基于Petrel平台的完整的技术解决方案和协同工作环境，并为页岩气开发面临的一些前沿性和紧迫性的挑战，如复杂三维井眼轨迹优化及导向、高效重复压裂、套管损害机理及对策等，提供了更科学有效的研究工具。
非常规勘探潜力评价 含油气系统模拟与非常规资源评价技术
页岩气资源评价的目的是认识吸附气和自由气在地下的赋存状态及其分布特征，有助于提高探井的成功率。页岩气资源的分布严格受地层温度、TOC含量、压力场、应力场等地质因素的综合控制，自生自储特征对源岩的生烃能力也有更高的要求，烃类的二次裂解过程也非常重要，此外，次生孔隙度的演化、断裂-裂缝系统的分布都对页岩气资源的分布具有重要的影响。
PetroMod含油气系统模拟技术综合生、储、盖、圈、运、保等多种地质要素，利用有限元方法正演模拟油气生成到聚集的全部地质过程。该方法允许将研究区的测井、地化、地球物理和地质数据整合到同一地质模型中，通过对区域温度场、压力场、有机质孔隙度、应力场的定量模拟，并基于Langmuir吸附模型，科学的模拟不同温压条件下烃类的吸附和解吸附过程，量化各地质要素与页岩气分布之间的关系，并允许利用温压、Ro、孔隙度等井上实测数据对模拟结果进行验证，能够对关键地质参数进行敏感性分析，量化可能的勘探风险；最终，实现对油气在页岩中的复杂生、排、运、聚过程的定量模拟，预测吸附气、自由气的分布、组分、相态，指导下一步开发方案的设计。
经验模型库：PetroMod收集了全球典型页岩油气田的生烃动力学模型，并建立了300余种标准岩性模板库和古地表温度模板，允许在缺少井筒和地化实验等数据情况下，也可以快速的借助经验模板开展相关的模拟工作。中国的页岩气盆地大都发育着复杂的断裂-裂缝系统，对页岩储层具有改善和破坏的双重作用，提供了包括达西、逾渗、流线、达西与流线混合、达西与逾渗混合五种运移算法，其中，由逾渗和达西组成的混合运聚算法，充分考虑了油气在不同类型储层介质中的驱动力差异，实现达西算法和逾渗算法的自动切换，更准确的表征页岩油气的复杂运聚特征。
特色技术：从地震数据中得到的高分辨率岩相信息直接纳入模型已成为可能。利用这一工具，岩相的定义比传统盆模更加详细。这对页岩储层的精细描述和模拟而言尤为重要。PetroMod最小模拟时间间隔可精确到100年，最小储层厚度可细化到0.1米，能够更精确的描述烃类在致密储层中的运聚特征。油气的二次裂解模拟技术允许设定高碳组分在不同条件下的热裂解能力。此外，对地层压力的计算除了考虑欠压实作用外，还包括机质生烃增压作用、油气二次裂解、地应力对超压带分布的影响。在Petrel平台下可以一键式后台调用PetroMod模型器，实现在全三维PVT控制下的动态模拟，模拟结果更容易与其它学科数据进行综合对比。
页岩油气较常规油气资源具有更高的勘探风险，往往需要更多的成本投入。在落实有利钻探目标方面，不仅要需要对地下和地表条件下的各种预测风险的量化分析，还有必要对多个目标进行钻前经济评价，基于经济指标制定最佳的勘探、开发、生产投资序列。
勘探风险量化分析：Petrel基于PTPR风险分析技术，允许与除地下资源量之外的风险要素的耦合分析，如水源、交通等地表条件，岩石脆性、断层位置等地下条件。企业可以自主定义相关评价标准，实现对预测风险要素的量化，通过对研究区综合勘探成功（或失败）概率的得分计算，为决策者提供更客观的有利区优选建议。
勘探经济评价：允许同时对多个区块进行快速的经济评价，设置勘探、评价、开发、生产、废弃环节的完整的资本投入部署方案和相关约束条件，通过对决策树、产量楔形分布图、NPV等指标的分析，在产量、资金、油价、井数、风险等关键技术指标中找到最佳契合点。该技术更注重对多圈闭目标勘探开发序列的综合评价，将不同的决策方案快速转化成一系列的经济指标，预测和优选最佳收益的投资组合，帮助企业规划未来工作。
非常规储层评价技术 井筒储层评价技术
中国的页岩气储层非均质性强，构造稳定的盆地面积相当较小，厚度变化大，特别是南方复杂地区海相泥页岩具有时代老、热演化程度高、多期构造运动叠加，陆相页岩有机质成熟度低等特点，给储层评价带来较大困难。根据测井资料对页岩进行综合的定量评价的内容包括：1）储层质量评价，寻找油气富集井段；2）完井特性评价，确定易压裂层段；3）多井页岩储层非均质性分析，识别有利区带。
储层质量评价是寻找有效页岩储层的关键，包括有机碳含量的计算，岩性和流体精细评价，烃含量评价技术。
计算有机碳含量：Shale Advisor页岩储层评价技术，可以根据电阻率、密度、中子、声波、核磁及元素俘获测井曲线定量计算有机碳含量，不同方法计算结果可以灵活地进行分段组合，并可使用岩芯分析数据进行刻度，输出最终的有机碳含量曲线及干酪根体积。
岩性及流体精细评价：页岩油气藏通常构造简单，但岩性复杂，加之后期成岩作用影响，给孔隙度和饱和度的计算带来较大困难。Quanti.ELAN多矿物反演技术通过ELAN最优化求解方法，允许对解释方法进行多种方式的客户化定义，能够对页岩组成矿物含量、孔隙度和含水饱和度等储层参数进行精细评价，从而，对含水敏粘土的判断以及岩石的脆性评价、有效厚度的确定等提供更可靠的认识结果。
油气含量计算：Quanti.ELAN计算的有效孔隙度和含气饱和度，可以计算游离气含量，但需要进行安布罗斯校正；考虑到吸附气自身的特性，Shale Advisor可使用Langmuir吸附方程描述页岩气吸附量及变化过程。允许可利用岩芯试验数据对Langmuir吸附方程进行刻度，提高解释精度。
非常规油气藏地质—工程一体化 地震解释与反演技术
地球物理技术是页岩储层评价的重要手段，在构造解释、断裂-裂缝识别、岩性物性预测、含油气性研究、弹性参数反演、孔隙压力研究等关键领域发挥着重要的作用。
断裂-天然裂缝识别技术：以蚂蚁追踪技术为代表的构造类属性和断层自动提取技术，可以对不同尺度的断层进行精细和客观的表征。同时结合宽方位地震采集处理技术和反演技术，对细小断层和裂缝系统进行深入研究，基于地震数据为钻井工程师提供更多的信息支持，减少断层和裂缝的影响。
储层反演与定量解释技术：基于Petrel平台可以完成从弹性参数计算、横波预测、岩石物理分析、流体替换、AVO正演、AVO异常检测、薄层和调谐效应正演、地震反演、岩性预测等一整套的页岩储层评价方法。其中地震反演技术又包括叠前、叠后确定性反演，叠前、叠后地质统计学反演，叠前方位各向异性反演等各种功能。通过叠前AVO反演与岩性预测手段获得纵波阻抗、纵横波速度比、密度、泊松比、杨氏模量、岩性体和每种岩性的概率体等成果，可以直接用于页岩气孔隙度、脆性、TOC、含气量、孔隙压力等储层参数的预测以及三维地质力学建模。通过叠前方位各向异性反演得到的慢/快横波速度比和快横波方向可以用于预测地层天然裂缝的强度和方向，用于裂缝预测和建模。反演与储层描述既可以作为对地震数据质控的手段，保证输入数据的质量，其结果又为地质建模、岩石力学研究提供可靠的三维储层属性体，进而为钻井安全和压裂设计等高级工程研究服务。
天然裂缝研究的关键集中在识别和表征两个方面，裂缝识别可以利用成像测井分析、地震属性分析等手段来实现；而裂缝网络模型的建立，则需要充分考虑井筒数据、野外露头、岩心分析、地震属性等数据，利用更综合的建模方法，获得更可靠的展布特征、裂缝-基质孔隙关系、开度、孔隙度、渗透性等参数。
基于单井统计的裂缝强度曲线，建立准确的裂缝强度场是Petrel裂缝建模的核心。裂缝的产生往往是多期构造运动后的产物。一方面，Petrel裂缝建模可以对不同期次裂缝进行分析；另一方面，可以对大尺度裂缝（DFN）与小尺度裂缝（IFM）采用不同的建模方法，同时考虑了地震识别的裂缝分布（蚂蚁体追踪结果）。此外，裂缝强度模型的建立可利用神经网络算法、第二变量约束等技术，充分考虑如岩石的脆性、地层弯曲程度（地震曲率属性）、断层强度等任何与裂缝形成有关的地质要素的影响，真实反映裂缝的形态特征。
大部分裂缝的产生是地应力扰动的直接结果，表现为页岩中裂缝的展布往往与断层走向近乎一致。Petrel中同时提供了基于地质力学的天然裂缝预测方法，基于断层的展布特征和单井裂缝数据，通过反复迭代计算，分析与断层形成有关的应力扰动情况，并对比单井裂缝与预测裂缝之间的一致性，验证应力场模拟结果。对裂缝建模有指导意义的裂缝的密度、倾向、倾角等属性，都可以综合井裂缝和基于力学方法得到，从而，更好的控制裂缝片的展布。较常规建模方法相比，该模拟结果与应力场分布具有更好的一致性。
一维各向异性地质力学建模技术页岩气一维地质力学建模的难点是确定岩石的各向异性。斯伦贝谢通过综合岩心分析、钻井及完井数据及特殊测井数据来建立能够刻画岩石各项异性的一维地质力学模型。该模型包含岩石力学参数（杨氏模量、泊松比及岩石强度参数）及原场应力。
各向异性岩石力学参数技术工作流：通过提供由斯伦贝谢内部研发并在北美及中国广泛使用的各向异性岩石力学参数计算的工作流（包括Annie、Mannie等），使得各向异性岩石力学参数计算更准确、更快速及更可靠。右图给出了通过各向异性岩石参数工作流计算得到的横向及竖向的杨氏模量、泊松比及和岩心数据的对比。从图中可以看出，横向杨氏模量可达竖向杨氏模量的200%。
孔隙压力预测：Techlog PPP模块集成了业界标准的孔隙压力预测方法来计算孔隙压力及破裂压力。孔隙压力预测可以对单井开展，也可以对多井同时开展，并支持Monte Carlo不确定性分析。
井壁稳定分析：Techlog WBS模块能够预测在给定一维地质力学模型及钻井液密度的条件下井壁上可能的拉伸破坏或剪切破坏，这些预测能够直接和成像数据及井径测量进行直接比对，来对一维地质力学模型进行验证。该模块支持多种破坏准则，包括摩尔-库仑、Mogi-Coulomb及Modified Lade。
基于Petrel勘探开发软件平台的地质力学模块提供了无可比拟的油气藏三维生产前建模模拟工作环境。基于无缝集成的有限元地质力学模拟器VISAGE驱动，实现了一体化的评价、模拟及工程应用。
地质力学建模及前处理：Petrel平台给用户提供了完整的建模工作流程。这使得从建立新的地质力学模、在已有模型中加入地质力学模拟或和已有油藏模拟模型开展耦合模拟成为可能。软件提供了非常易用的工作流程来帮助用户在现有模型上加入额外的区域或地质特征，例如上覆岩层、侧向岩层、地质层面及断层。此外，局部网格加密技术能够帮助用户在断层或井附近加密网格，提高模型的分辨率。
地质力学网格及任何局部加密的网格能够利用多种数据源确定三维地质力学参数展布，包括地震、测井、岩心、测试、或由Techlog测井软件平台建立及验证过的一维地质力学模型。在Petrel平台上的一整套地质统计分析及其他方法能够帮助用户在网格的任何区域设定地质力学。
由地震、测井或离散裂缝建模确定的天然裂缝及断层能够集成到地质力学模型中。用户也能够利用局部网格加密来提高断层或井周围的分辨率。并且，软件支持多组相互交叉的断层及裂缝。
Petrel井位设计流程依托于精细的三维地质模型，能够更丰富的考虑岩石物理、地震、地质等参数指标，确保钻井工程师可以更容易的对靶点设计的合理性进行质控，地质-工程的有效结合也可以避免因为不能准确井入设计而重钻的损失，更加有利于储层开发与钻井工程设计和安全。
Petrel提供了手动、自动井轨迹设计多种方法，允许针对页岩储层特征，设计出各种要求的井组，如丛式井，分支井井等。在此基础上，基于邻近信息，进行必要的误差分析和防碰扫描。对不同的钻井、完井设计方案，还可以利用油藏数值模拟技术实现对产能的评估，并通过经济指标评估优选最佳的钻井设计方案。
钻井优化和安全防护：通过Drillbench软件能够实现对井筒内多相流的精确模拟，可以有效评价泥浆体系，热膨胀，模拟全井ECD/ESD，优化钻井窗口，控制井下压力，提高钻井效率；通过精准模拟，预防了不安全因素，获取可行的施工方案。 Drillbench动态水力学特别设计可用于窄窗口钻井，它的核心是精确的动态水力模型，考虑了泥浆和井身结构对井的瞬间性能影响。
地质导向技术Petrel地质导向技术通过对基于某一特定的随钻测井工具在地层中沿水平井轨迹产生的模拟曲线响应特征与实时随钻测井曲线进行拟合，在专业窗口中实现对地层产状等地质认识的修正，预测水平井段中钻遇的断层和岩性突变等地质异常，并利用Petrel工作流自动更新技术，快速地对三维油藏模型进行更新，最终实现对井眼轨迹的优化，提高储层钻遇率。
技术优势：a. 实时更新地质导向以及油藏模型，提高实时决策效率、缩短作业周期和降低费用；b. 整合Petrel其它模块功能，如井轨迹设计，基于多窗口灵活修正靶点，控制轨迹在薄页岩储层中位置，降低非生产时间。c. 改变传统的地质导向二维操作模式，实现全三维更直观的跟踪对比，能够快速将新井信息纳入到油藏模型中，获得更接近真实地层的信息，确保对地质导向钻井的不断优化。
压裂设计的关键是反映复杂水力缝网的真实展布形态，实现对压后产能的准确预测。Mangrove水力压裂设计与优化技术可充分结合三维属性模型、天然裂缝模型、地应力、微地震监测数据，实现对水力裂缝动态展布的准确预测，确保压裂效果。
压裂分级及射孔设计: Mangrove综合考虑储层品质（孔隙度、渗透率、饱和度等）和完井品质（应力场、杨氏模量、泊松比、天然裂缝等）优化压裂分级和射孔簇位置，以增大射孔的有效性，实现对储层的充分均匀改造，达到产能最大化。
水力压裂设计: Mangrove自带压裂液和支撑剂数据库，针对不同压裂工艺，可选择相应的压裂液和支撑剂类型进行施工设计。非常规复杂缝网模型（UFM）可精确预测水力压裂缝网真实形态，不仅能考虑储层非均质性、应力各向异性和水力裂缝之间相互作用模拟裂缝扩展机制和支撑剂运输过程，还能考虑实际天然裂缝产状信息，模拟水力裂缝和天然裂缝的相互作用。
微地震监测技术微地震监测技术可以实时描述水力裂缝的几何形态、改造范围，是压裂方案现场实时优化和钻井、完井、压裂设计压后评价的重要依据。如何应对复杂的地质构造，有效区分水力裂缝和断层活动激发的微地震事件是国内大多数页岩气区块需要解决的两个主要问题。
微地震施工设计：NetMod*考虑震源机制、地层衰减因子、几何扩散系数、波场传播理论、噪音级别等给出最优的仪器布置方案。
微地震事件自动定位算法:CMM合并微地震成像算法实现微地震事件自动高精度定位，不需要人工干预，30秒内定位微地震事件。针对复杂的地质构造，特别是高倾角地层，斯伦贝谢推出倾斜各向异性速度模型。使速度模型更加符合真实地层形态，对微地震事件的定位更加准确。
微地震解释成果：b值分析技术用于判断微地震事件是由水力压裂引起还是天然裂缝/断层活动引起。累积地震矩分析用于获得水力裂缝主缝高度、压裂改造主要造缝阶段和主要改造区域。FPS技术评价裂网的复杂程度。
微地震监测结果也可与三维地质模型、压裂生产数据和模型无缝结合，针对复杂的水力裂缝形态进行综合解释，最终实现地质工程一体化。
页岩气储层发育着诸多趋于闭合状态的天然裂缝，这些天然裂缝在原始状态下对页岩气井产量贡献微乎其微。页岩气藏的开发生产主要以丛式大位移水平井与水平井多级水力压裂改造为特征。每一个丛式平台井组由4-8口井组成，这些水平井的位置、井与井之间的间距、各个水平井压裂分级数量与射孔簇位置都要进行筛选与优化，尽可能增加页岩气井的泄气面积，减少井间干扰作用，从而最大化页岩气井产量与经济效应。
页岩气藏数值模拟技术可以综合考虑页岩气吸附与解吸附理论、多组分与多相流体特征、多重介质与压实效应，结合高级井与分段压裂模拟技术，对每一口井、全井组产量与生产递减规律进行预测，从而帮助更合理地进行生产制度制定。
基于Hydraulic Fracture Modeler水力压裂建模工作流可以实现对有效压裂区域按水力压裂工程施工时间进行局部网格加密或裂缝属性粗化描述缝网特征，直接建立不同时间、不同井压裂的页岩气藏数值模拟模型，评估不同井、不同水力压裂方案下页岩气的产量。
在对非常规油气田的勘探开发过程中，对油气田的扰动（包括生产、注入及水力压裂）可能导致油气田产生明显的变形、位移及应力集中，危及油气藏的完整性及油气藏的长期的可持续生产。斯伦贝谢通过开展耦合油藏模拟器及地质力学模拟器的数值模拟，评估油气田岩石力学动态特征，分析油气藏位移及变形的内在机理，预测油气藏在勘探开发过程可能遇到的与岩石力学相关的风险，并提出相应应对方案。
斯伦贝谢为四维耦合地质力学的核心是岩石力学模拟器VISAGE和油藏模拟器ECLIPSE（或INTERSECT）的耦合。ECLIPSE模拟生产或注入导致的储层温度及压力的变化，更新的温度及压力将自动输入到VISAGE三维岩石力学模拟器中，并相应计算由于温度及压力的改变导致应力场的改变，及对应的变形和位移。随后，VISAGE计算出由于变形及位移导致的渗透率及孔隙度的改变，并自动输入到ECLIPSE里进行迭代计算。该流程也支持单项耦合，也就是VISAGE计算得到的渗透率及孔隙度的变化不再反馈回ECLIPSE，这适用于在运行过程中孔隙度及渗透率变化不明显的油气藏。按照上述双向耦合的方法在不同时间步逐步推进计算，就能模拟油气藏在整个生命周期中岩石力学动态特征。该流程能够考虑复杂地质构造、断层及裂缝带，支持局部网格加密，并能充分利用GPU的运算潜能提供运算速度。
四维岩石力学分析预测在非常规油气田运行过程中的位移、变形及断层激活、及裂缝带的可导性变化，并根据分析结果对油气田运行提供重要指导。
智能生产管理：页岩气开发需要大量的生产井，会产生大量的生产数据，数据管理与分析是一大挑战。智能生产平台能实时采集生产数据，可视化展示生产动态，客户化管理流程，无缝连接模拟分析工具，设计，评价，优选开发方案。
生产优化：井筒节点分析与敏感性分析能够找到最优的气井生产参数，最大化气井产量，诊断低产原因如：井底积液。管网模拟能够优化地面回压，降低气井废弃压力，延长采气时间，提高最终采收率。
非常规流型/产量预测：页岩气井具有超低渗透特性，不同生产阶段具有不同的流型例如：边界流，线性流，双线性流。不同的流型对应不同的产量递减规律，动态分析能够判别气井的流型，并选择适合的递减规律预测气体产量。
筛选潜力井增产：页岩气田往往具有数量庞大的生产井，几乎不可能对每口井逐一筛选。基于动态分析原则对生产井快速过滤能够锁定较高潜力的井，提高增产措施成功率，基于数据挖掘技术如人工神经网络，能够学习历史经验，研究施工参数的相关性，指导增产设计。
动态模拟技术：动态模拟能分析井筒与管网内的瞬态现象，如：积液，水合物，腐蚀,制定预防，缓冲和补救措施，保障安全生产。
基于Petrel勘探开发软件平台，近井筒地质力学建模 (NWB)模块 在Petrel地质力学工作流程基础上提供了同时覆盖全油田尺度及近井尺度的井筒完整性评价工作流程。在全油田尺度上，通过建立三维地质力学模型并开展四维地质力学分析，通过多轮的数值模拟来预测油藏在运行阶段压缩和沉降、对断层和裂缝的影响以及导致的套损风险。在四维地质力学分析模拟的基础上，NWB能够对近井筒开展地质力学建模并开展井筒完整性数值模拟分析。它将从四维地质力学模型截取近井的地质力学模型，该近井模型的应力边界将和全油田模型相协调。该近井模型的单元网格将被加密，以精细描述套管、水泥环的材料性质。近井的四维数值分析将根据生产和注入而引起的压力变化，分析评估生产运行过程中井的稳定性及完整性。根据分析结果将分析评估可能的套管和水泥环的损坏，并对如何降低相关的风险，提高生产注入井的完整性提供指导。
全油田尺度的模拟将揭示井筒套管损坏发生机制及和地质、地质力学及油田运营之间的内在关系，并对套损高风险区进行预测。
近井尺度的分析评估生产运行过程中井井筒的变形及屈服及可能导致的稳定性及完整性的破坏。在综合全区四维地质力学模拟分析及四维井筒完整性数值模拟的基础上，NWB能够帮助客户从主动预防 (井位优选及注入优化) 到被动预防（套管及水泥环的优化）两方面提出可行的套损防治方案。
