ICS 75.010;75.020 CCS E 11;D 28
中华人民共和国国家标准
GB/T43125—2023
页岩油产能评价技术规范
Specification for productivity evaluation of shale oil
2024-01-01实施
2023-09-07发布
国家市场监督管理总局
国家标准化管理委员会 发布 GB/T43125—2023
目 次
前言 1 范围
规范性引用文件 3 术语和定义
压裂改造型页岩油产能评价 4.1 评价方法适用条件 4.2 解析法 4.3 递减法 4.4 数值模拟法 4.5 类比法
5
5原位转化型页岩油产能评价 5.1评价方法适用条件 5.2 动态油藏数值模拟法 5.3 类比法 6提交的主要成果 6.1压裂改造型页岩油 6.2原位转化型页岩油附录A（规范性）压裂改造型页岩油产能评价模型 A.1资料收集与处理
T.
A.2产能评价模型 A.3残差评价与模型优选原则附录B（规范性）原位转化型页岩油动态油藏数值模拟法产能评价 B.1动态油藏数值模型与参数·.. B.2动态油藏数值模拟法产能评价·
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前言
本文件按照GB/T1.1一2020《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石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355）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勘探开发研究院、中化石油勘探开发有限公司、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石油勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司油气与新能源子公司、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司，中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司、中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司、中国石油大学（华东）、西南石油大学、中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司、大庆油田有限责任公司、中石化石油工程技术研究院有限公司。
本文件主要起草人：侯连华、陈劲松、廖广志、吴松涛、白玉湖、刘惠民、张永庶、王小军、雷征东、 杜玉山、毛新军、周志平、蒲秀刚、江涛、于志超、陶成、覃建华、杨伟利、郭建春、冯其红、庞伟、赵健、 姜晓华、赵忠英、罗霞、唐振兴、韩学辉、刁海燕、李思源、聂红芳、庞正炼、林森虎、米敬奎、廖风蓉、于聪、 周川闽、黄秀、张丽君。
I GB/T43125—2023
页岩油产能评价技术规范
1范围
本文件规定了页岩油产能评价参数，评价方法，评价流程及提交的主要成果。 本文件适用于压裂改造型页岩油与原位转化型页岩油产能评价。
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；不注日期的弓用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T18602岩石热解分析 GB/T19145沉积岩中总有机碳测定 SY/T5124沉积岩中镜质体反射率测定方法
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
产能评价productivity evaluation 评价生产井或开发井组不同阶段油气产出能力的过程。
3.2
有效生产周期effectiveproductionperiod 正常生产井或开发井组从开始采出油气到采出油当量达到经济下限值时对应的生产时间。
4压裂改造型页岩油产能评价
4.1评价方法适用条件 4.1.1根据资料丰富程度，采用不同方法进行生产井产能评价。 4.1.2当有试井资料时，宜采用解析法。 4.1.3当生产井有12个月以上油气产量资料时，宜采用递减法。 4.1.4当被评价区能够建立数值模型时宜采用数值模拟法。 4.1.5当被评价区无钻井或无投产井，具备以下条件时，宜采用类比法：
拟钻井或未投产井与已开发典型井具有相同或类似地质条件，压裂改造工艺及强度；已开发典型井有不少于12个月的油气产量资料。
4.2解析法 4.2.1关键参数确定 4.2.1.1解析法产能评价的关键参数包括储层及裂缝的有效渗透率，裂缝有效半长，裂缝导流能力、裂
1 GB/T43125—2023
缝控制半径。 4.2.1.2利用压力恢复试井分析方法时。应在压力与时间双对数关系图上绘制压力和压力导数曲线。确定地层压力与储层渗流参数。若考虑应力敏感、原油物性变化因素，应将压力转变为相应的拟压力，用压力恢复试并测试数据绘制压力（拟压力）与时间关系图 4.2.1.3利用不稳定产量分析方法时，考虑应力敏感，原油物性变化等因素的影响，应通过对渗透率，原油黏度等参数的数学计算，将真实压力转化为拟压力：在此基础上，计算拟压差与产量的比值，作为产量规整化拟压力；计算累计产油量与当前产油量的比值。作为物质平衡时间；绘制产量规整化拟压力与物质平衡时间的关系图。 4.2.1.4利用压力规整化油气产量与物质平衡时间关系图确定有效渗透率、裂缝有效半长、裂缝导流能力、裂缝控制半径。 4.2.1.5利用测井资料确定储层厚度、含油气饱和度。 4.2.2产能评价 4.2.2.1根据生产制度，选择合适的页岩油生产井解析方程，计算生产井不同生产时间的油气产能。 4.2.2.2 确定单位生产时间的油当量经济下限值，计算得出累计油当量为最终可采油当量。 4.2.2.3 当最终可采油当量不小于最终经济可采油当量下限值时，即为最终可采经济油当量。
4.3递减法 4.3.1评价模型 4.3.1.1根据生产井的实际油气产量递减规律，分别应用附录A中A.2产能评价模型，计算油气产量评价值。 4.3.1.2木 根据油气产量实际值与评价值残差最小值，选择产能评价模型，计算方法按照A.3的规定。 4.3.2产能评价 4.3.2.1根据4.3.1.2选择的产能评价模型，开展生产井产能评价。 4.3.2.2单位生产时间的油当量经济下限是指根据油气商品率、税费，油气销售价格生产成本等计算，当正常生产井或开发井组单位生产时间内产出油气量的经济价值等于其生产成本对应的油气产量，按照公式（1）计算。
QBOE_utf =Oper/L(PBOE-TaBOE)X（RBOE/10O)]
**(1)
....
式中： Q BOE_cutaff -- 单位生产时间内的油当量经济下限值，单位为万立方米（万m"）； Oper 单位生产时间内的生产成本，单位为万元 PBOE 一单位生产时间内油气产量的销售价格。单位为万元每万立方米（万元/万m）： TaC BOE- 单位生产时间内油气产量的税费。单位为万元每万立方米（万元/万m"） RBOE 一单位生产时间内油气产量的商品率。
4.3.2.3按照4.3.2.2确定有效生产周期，即被评价井从开始生产到单位生产时间的产出油当量不大于单位生产时间的油当量经济下限值时对应的时间。 4.3.2.4根据4.3.2.1分别将有效生产周期内的产油量、产气量与产出油当量加和。获得生产井的最终可采油量、最终可采气量和最终可采油当量。 4.4数值模拟法 4.4.1利用地质、测井和三维地震等资料。确定目的层的岩性、物性、含油性、可压性，评价油藏性质，
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4.4.2建立地应力、天然裂缝、孔隙压力、含油饱和度、孔隙度三维地质模型。 4.4.3根据测试资料，建立随压力变化的页岩油吸附/解吸、多相传质、应力敏感、相变数值模型。 4.4.4根据压裂施工参数，开展水力裂缝扩展模拟，模拟井底套压应与实际压裂施工井底套压相吻合，获得压裂裂缝三维空间分布。 4.4.5开展压裂缝网与基质耦合的油藏数值模拟，根据生产井历史资料与研究目标精度要求，确定生产井油气产量的拟合精度。结合试井、生产井的不稳定产量测试结果，开展生产井油气产量历史拟合，获得拟合后的数值模型。 4.4.6利用4.4.5拟合的数值模型，制定生产制度，预测计算生产井的油气产量及最终可采油当量。 4.5类比法 4.5.1在拟钻井（目标井）目的层具有相同或类似地质条件的开发区内，选取代表开发区生产井油气产量生产规律的典型生产井进行对比，确定类比井 4.5.2确定类比井的储层厚度含烃饱和度，孔隙度、基质渗透率，流体物性，天然裂缝发育程度压裂裂缝半径长度、裂缝条数、原油组分、原油黏度和测试压力。 4.5.3计算类比井油气峰值产量、递减率，绘制递减指数曲线。 4.5.4绘制类比井油气产量剖面 4.5.5确定目标井位置与生产井段长度。 4.5.6宜采用蒙特卡洛模拟法评价目标井油气产量及最终可采油当量概率分布，评价确定最终可采油当量。
5原位转化型页岩油产能评价
5.1评价方法适用条件 5.1.1根据资料丰富程度，采用不同方法进行开发井组的油气产能评价。 5.1.2对已开发但尚未完成的开发井组或未开发井组，宜采用动态油藏数值模拟法。 5.1.3当被评价开发井组具备以下条件时，宜采用类比法：
一被评价开发井组与已完成的开发井组具有相同的布井方式、加热井井网及井距、加热升温
程序；一研究区类似/相同地质条件区域应至少有1组已完成开发的开发井组油气产量资料；一研究区有目的层密闭或保压取心井岩心及滞留油的实验测试与热模拟实验资料
5.2动态油藏数值模拟法 5.2.1评价模型 5.2.1.1在开发井组加热体范围内，开展原始密闭或保压取心，测试获得烃源岩、非烃源岩的密度、含油量及含气量，烃源岩镜质体反射率（R。）按照SY/T5124测试。 5.2.1.2利用全加热井段原始密闭或保压取心井岩心，纵向切割1/3岩心，选取烃源岩段岩心粉碎混合均勾洗油后，按照GB/T18602测试获得氢指数（HI），按照GB/T19145测试获得总有机碳含量 (TOC). 5.2.1.3开展原位转化条件下的热模拟实验，获得单位质量岩石的产油量、产气量、产出油当量。利用目的层烃源岩段，非烃源岩段的原油，分别开展原位转化条件下的热模拟实验，计算产油量、产气量与热模拟实验用油量的比例，进而计算得到原位转化过程中单位质量岩石滞留油量的产油量、产气量、产出油当量。
3 GB/T43125—2023
5.2.1.4根据地层条件下目的层烃源岩与非烃源岩的含气量，计算单位质量岩石的产气量。 5.2.1.5根据5.2.1.1~5.2.1.4结果，建立生烃动力学模型。 5.2.1.6根据岩石的动态热场实验测试资料，建立传热评价模型。 5.2.1.7木 根据页岩动态储层物性实验测试资料，建立储层物性评价模型。 5.2.1.8根据5.2.1.5～5.2.1.7模型，建立动态油藏数值模型。利用传热评价模型确定热场分布。根据热场分布与生烃动力学模型、储层物性评价模型，确定储层物性、生成与产出油气量。 5.2.2产能评价 5.2.2.1根据开发井组的布井方式、加热井井网及井距。开展动态油藏数值模拟，动态油藏数值模拟参数按照附录B中B.2的规定。模拟获得开发井组随生产时间的产油量、产气量、累计产油量、累计产气量、最终可采油当量、有效生产周期。 5.2.2.2按照B.2开展已开发井组历史拟合，根据拟合程度修正5.2.1的动态油藏模型参数。 5.2.2.3已开发井组生产时间内的累计产油量、累计产气量实际值与动态数值模拟对应值的拟合程度应不小于90%。 5.2.2.4对未开发井组按照B.2通过动态油藏数值模拟，获得原位转化待开发井组随开发时间的油气产量、初始产油与产气时间、有效生产周期、累计产油量、累计产气量，最终可采油当量等。 5.3类比法 5.3.1类比井组评价参数 5.3.1.1选择类比并组目的层的密闭或保压取心样品，按照5.2.1.3和5.2.1.4开展测试，分别计算单位质量岩石和滞留油的产油量产气量产出油当量，以及滞留气的产气量。 5.3.1.2计算类比井组目的层单位质量岩石的总产油量，总产气量总产出油当量 5.3.1.3选择目标并组目的层的密闭或保压取心样品，按照5.2.1.3和5.2.1.4开展测试，分别计算单位质量岩石和滞留油的产油量，产气量产出油当量，以及滞留气的产气量。 5.3.1.4计算目标井组目的层单位质量岩石的总产油量，总产气量总产出油当量 5.3.2产能评价 5.3.2.1计算目标并组与类比并组自的层单位质量岩右总产油量的比值，根据类比并组有效生产周期内的产油量，计算自标并组有效生产周期内的产油量。 5.3.2.2计算目标井组与类比井组目的层单位质量岩石总产气量的比值，根据类比井组有效生产周期内的产气量，计算目标井组有效牛产周期内的产气量。
6提交的主要成果 6.1压裂改造型页岩油 6.1.1数据表 6.1.1.1 生产井月度油气生产数据及评价数据表。 6.1.1.2开发区月度油气生产数据及评价数据表。 6.1.1.3开发区及生产井最终可采油当量数据及评价数据表。 6.1.2成果图件 6.1.2.1生产井油气产量评价图。
4 GB/T43125—2023
6.1.2.2 开发区油气产量评价图 6.1.2.3 生产井最终可采油当量平面分布图。 6.1.2.4 生产井最终可采油当量累计概率分布曲线图。 6.2J 原位转化型页岩油 6.2.1 数据表 6.2.1.1 目的层及有效厚度段分层数据表。 6.2.1.2 目的层烃源岩总有机碳含量、氢指数、镜质体反射率、厚度、含油量及组分、含气量及组分数据表。 6.2.1.3 目的层非烃源岩孔隙度、含油饱和度、含油量及组分、含气量及组分、厚度及岩性数据表。 6.2.1.4 目的层岩石动态热物性与动态储层物性参数值数据表。 6.2.1.5 目的层烃源岩及原油热模拟油气产量及组分数据表 6.2.1.6 目的层原始地层温度数据表。 6.2.1.7 开发组的产油量，产气量、累计产油量、累计产气量数据表。 6.2.2 成果图件 6.2.2.1 目的层总有机碳含量分布图。 6.2.2.2 目的层镜质体反射率分布图。 6.2.2.3 目的层氢指数分布图。 6.2.2.4 目的层含油量平面分布图。 6.2.2.5 目的层含气量平面分布图。 6.2.2.6 加热体的温度场随开发时间关系图。 6.2.2.7 加热体的压力场随开发时间关系图。 6.2.2.8 加热井温度、压力与开发时间关系图 6.2.2.9 生产井温度、压力与开发时间关系图。 6.2.2.10开发井组的油气产量随开发时间关系图。 6.2.2.11产油量丰度、产气量丰度、产出油当量丰度分布图。
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