“一口井有多少可采储量，能不能实现效益开发，这是页岩气效益开发首先要做对的必答题。”江汉油田勘探开发研究院专家康红说。

　　把潜力变成实实在在的产量，页岩气产能评价及开发优化设计是关键技术之一。为此，江汉油田创新形成海相页岩气水平井产能评价技术，精准预测单井可采储量、每个阶段生产趋势，更准确地评价新建页岩气井的生产能力。通过对产能准确评估，进一步优化配产，提高气藏管理水平，贡献更多产量。

　　自主创新，填补国内外空白

　　5月30日，江汉油田勘探开发研究院天然气开发所气藏工程团队正对涪陵页岩气田8个区块的730余口井开展年度产量预测工作。接下来的1个月，他们将对每口页岩气井未来5年产量变化趋势进行分析预测。

　　“我们根据页岩气井分阶段生产规律，建立页岩气井全生命周期分类产能评价方法。”天然气开发所科研人员刘霜说，“得益于产能评价技术，我们可以更精准地给页岩气井‘算命’。”

　　然而，涪陵页岩气田开发之初，别说精准预测每个阶段的产量变化，他们对页岩气井的生产规律甚至生产阶段都没摸清。

　　“涪陵页岩气田是我国第一个实现商业开发的页岩气田。”天然气开发所所长刘莉说，“‘第一个’意味着在国内没有经验可以借鉴。”

　　于是，科研人员把目光投向国外。“北美页岩气井主要采用大压差生产方式，对于页岩气井的产能评价及预测技术在所检索的国外文献中未见报道。”天然气开发所副所长张谦介绍，“国外敞放式生产是为了能尽早获得更多的产量，气井产量递减特别快，这种方式不适合国内。”

　　国内外尚未建立统一的页岩气井产能评价技术，页岩气井产能评价这个全新的课题摆在科研人员面前。开始，科研人员借鉴常规气产能评价技术，采用一点法无阻流量对页岩气进行产能评价，但这种方法更加注重初期测试结果。

　　“借助这一方法，我们对页岩气井进行日产6万立方米的配产，想着可以实现长期稳产，但实际稳产时间没有收到预期效果。”张谦说。

　　随着气田持续开发，摸清每口页岩气井的可采储量和生产变化趋势显得更加紧迫。科研人员对大量老井数据开展回顾性评价，分析每一口井的生产曲线，最终在254口老井生产数据及近2万项次动态监测的基础上，创建海相页岩气水平井产能评价技术。

　　该技术采用气藏工程、数值模拟等技术，对页岩气分段压裂水平井产能进行评价及预测，并根据页岩气井产气产水规律，建立页岩气井全生命周期分类产能评价方法，形成一套适合中国南方海相页岩气分段压裂水平井开发的产能评价技术方法。

　　2019年、2022年，海相页岩气水平井产能评价技术连续入选自然资源部《矿产资源节约和综合利用先进适用技术目录》，为我国页岩气开发提供了借鉴和示范。

　　摸清气井“运势”，变被动为主动

　　“我们第一次将页岩气井生产划分成三个阶段，即稳产期、递减期和间歇生产期，稳产期越长，产量释放得越多。”张谦介绍，通过预测产量变化趋势，他们摸清了页岩气井的生产阶段。

　　这是国内外首次明确页岩气井生产阶段，对页岩气的开发具有重要意义。有了定量、准确的预测，开发人员提前了解气井递减期的时间，对什么时候增压开采、气举，都能做到心中有数。

　　2016年，刚使用海相页岩气水平井产能评价技术时，大家心里都没底。

　　页岩气开采属于衰竭式开发，在稳产期后进入产量递减阶段是必然规律，但科研人员没想到稳产期会这么短。依靠产能评价技术，开发人员变被动为主动，提前介入调整气井开发方案，通过提前制定实施增压开采、气举等措施，帮助气井在不同时期都保持好状态，贡献更多产量。

　　基于对气田递减趋势的分析，科研人员通过江东和平桥新区产建、焦石坝老区开发调整、全面推进增压开采、系统介入分类排采工艺等措施，弥补了页岩气产量递减，确保了气田稳产上产。

　　科研人员应用页岩气产能评价技术，预测焦石坝老区焦页48号平台2018年6月需要介入增压开采。接到预警后，开发人员提前准备增压设备，及时实施增压措施，目前通过增压开采已增产超5000万立方米。

　　之前普遍认为页岩气甲烷含量高、含水低，产水不会对采气造成影响，科研人员通过产能预测技术，首次认识到排水采气是伴随页岩气井一生的课题。

　　“井筒积液会造成气井水淹，不能连续生产。”张谦说。在新的认识下，开发人员把排水采气工艺作为气田精细管理的有效措施。

　　结合产能评价技术，开发人员预测气井排水采气具体时间段，并制定清管作业等针对性措施，避免出现间歇生产，提高气井生产时率。

　　产能评价技术除了预测每口井的生产趋势，预测单井可采储量也更精准。“初期产量不能准确反映单井可采储量，比如一口气井放喷测试产量50万立方米/日，另一口20万立方米/日，并不能说明第一口井比第二口井可采储量高。”张谦说。

　　焦页27号平台上部气层的某口井，初期放喷测试日产量5万立方米，使用早期的方法预测可采储量只有5000万立方米，认为该井达不到效益开发的要求。通过新技术预测该井可采储量有9000万立方米，目前该井累计产气7000万立方米，远超最初的预测量，验证了产能评价技术的准确性。

　　目前，产能评价技术预测准确率达到90%以上，涪陵页岩气田700多口气井生产情况都已实现精准预测，为老区“一井一策”精细管理提供了科学依据，气田的综合递减率降至12%。

　　复杂情况“滚雪球”，提高适用性

　　在该技术推广过程中，随着新区域、新类型气藏增多，气井地下情况也更加复杂，这极大地考验着产能评价技术的适用性。

　　科研人员针对新情况，通过多种试验，开展地质工程一体化研究，摸索不同情况下页岩气井的渗流机理，不断完善产能评价技术，形成“滚雪球”之势。

　　白马区块属于常压页岩气，地下构造破碎，断层异常发育，大家起初认为照搬焦石坝区域产能评价技术就可以了。但科研人员发现，白马区块气井具有“压力低、产水低、初期生产能力低和弹性产率高”的特点，直接采用基于焦石坝区块建立的初期产能与单井最终可采储量关系方程来预测白马区块产能，效果很差。

　　通过持续调研，科研人员综合考虑白马区块的地质特征和井的生产动态特征，形成了一套常压页岩气产能评价技术，为常压页岩气藏开发提供了有效的技术支持。

　　该技术预测焦页148-1HF井可采储量超8000万立方米，科研人员据此制定该井产建方案，并指导该井合理配产，实现稳产。该井投产初期日产气近5万立方米，目前已投产超700天，累计产气超3000万立方米。

　　作为新区块、新类型页岩气藏，红星二叠系深层页岩气再次给科研人员出了难题。“该区块产水量较高，单井产能评价非常困难。”该所青年技术骨干姜宇玲说，“难以评价单井产能，通过精准配产实现气井稳产就会非常困难。”

　　他们将该区块与已知区块进行地质类比，找到产能变化主控因素，试采一段时间后，运用不稳定产量分析法、产能系数法、数值模拟等预测方法按方案设计稳产期进行指标预测，建立无阻流量、测试产量与稳产期配产的相关关系。

　　通过预测，他们发现先较高配产，再降低配产，气井压力下降速度明显减缓。开发人员结合预测结果，对红页1井组采取先高配产再降配产的方式，截至目前该井组已稳产近1年。

　　目前，江汉油田针对焦石坝、白马、复兴等10个区块，已形成高压、调整等4种类型产能评价技术体系，极大地提高了技术适用性。