页岩气藏多段压裂水平井产气贡献度的确定方法

王凤伟



页岩气藏多段压裂水平井产气贡献度的确定方法

王凤伟

（长江大学， 湖北 武汉 430000）

页岩气因为储量丰厚、开采前景很大而在当今的世界能源中举足轻重。长期以来，页岩气产能的理论研究是随着页岩气的生产实践而不断发展、深入的。通过积极查找相关资料多方对比，发现产气剖面测试法可以认识水平井流态分布规律；求取分层产量，优选穿层；优化分段压裂参数；优化井身轨迹；指导生产。本文研究多因素对多段压裂水平井每段的产量贡献度影响，最后构建出在考虑静态因素与工程因素的经验拟合曲线图版，能够使现场工程师直接做出预判。

页岩气藏；多段压裂水平井；拟合曲线图版

1 目的和意义

页岩气指的是主体位于暗色泥页岩或者高碳泥页岩中, 以吸附或游离状态为主要赋存方式的天然气聚集。研究发现，勘探开发前景巨大，将成为重要的接替能源之一，对于缓解能源危机、改善能源结构具有重要的意义。 为了合理高效经济地开发页岩气藏，必须研究页岩气的产能。开采页岩气必须采取一些增产措施及特别的完钻方法，水平井和水力压裂增产技术是页岩气开发中的两项最关键的技术，这两项技术的应用不但可以极大地提高页岩气的开采速率，还可以提高单井最终采收率[1]。

通过积极查找相关资料多方对比，发现产气剖面测试法可以认识水平井流态分布规律；求取分层产量，优选穿层；优化分段压裂参数；优化井身轨迹；指导生产。该技术的应用对页岩气水平井的轨道优化、分段压裂参数优化及生产管理提供了技术依据，在此方法的基础上，利用大量数据获得的经验方程，使现场工程师直接做出预判[2]。

2 页岩气藏多段压裂水平井影响因素分析

2.1 数值模拟准备

基于对该地区油藏描述及气藏工程研究的基础上，建立能较真实反映已选页岩区块的地质模型，依据前述气藏工程的分析，针对已选页岩区块的气藏，进行数值模拟研究工作，为气藏的开发可行性提供参考依据。

2.1.1 模型的建立

（1）数值模拟采用CMG软件GEM（组分模拟器），由于页岩节理和裂缝发育，所以采用双孔双渗模型对区块进行动态模拟和预测研究，并以此进行相关的开发技术和方案研究，为高效开发本区块提供科学依据。埋深3 000 m，孔隙度0.03，网格厚度为27 m(所有层），裂缝孔隙度为0.000 1，储层有效厚度为8 m，原始地层压力为27 MPa,含气饱和度为0.59，数值计算网格25×25×3，模型总储量为3.54×105m3,裂缝导流能力为0.001 md·m，模型3D图如下：

本次模拟区域采用笛卡尔坐标系统建立H维地质模型，平面网格划分为25×25，网格步长为80×80。纵向网格划分为3层。网格总数为25×25×3=1 875。

图1 数值模拟中三维网格分布

2.1.2 岩石及流体的物性参数

（1）气水相渗曲线

相渗数据来之CMG期刊第二十九典型页岩气藏模拟数据，只是按照区块的实际含水饱和度改变了束缚水饱和度，曲线如图2。

图2 相对渗透率数据

（2）岩石压缩系数

相渗数据来自CMG期刊第二十九页岩气模拟数据。

表1 CMG期刊相渗数据

（3）吸附量数据

页岩气很大一部分以吸附态赋存与孔隙中，所以吸附参数的设置对页岩气数模的至关重要。由于等温吸附曲线测得的是吸附能力，表示对应温度和压力下的最大吸附量，并不能代表储层的吸附量，故用实测吸附丰度换算得到对应压力下的吸附数据。

表2 对应压力下的吸附数据

2.2 多段压裂水平井影响因素分析

2.2.1 考虑和不考虑微裂缝影响时产能对比

在建立起模型的基础上，利用产能计算方法在不考虑微裂缝影响时和考虑微裂缝影响时的产能水平井产能进行分析。结果如图3。

从图中可以看出，在不考虑天然裂缝情况下，产量是保持稳定不变，产量几乎为0；而对于考虑天然裂缝影响下，产量早期递减很快，到后期递减速度放慢。这说明在页岩气藏中，由于基岩的渗透率太低，已经到纳达西级，当储集层天然裂缝不发育或发育很少时，即使经过了水平井压裂改造，产能仍然很低，远远达不到商业开采要求，所以只有天然微裂缝发育较好的地层即所谓“甜点”才具有商业开采价值。

图3 考虑和不考虑天然微裂缝影响日产量对比曲线

2.2.2 考虑和不考虑解吸吸附时产量比较

从图中可以看出从图4可以看出，生产初期由于主要是天然裂缝和人工裂缝内游离气的流动，考虑吸附解吸与不考虑吸附解吸产能相同，发生窜流后考虑吸附解吸时产量更大，由于解吸气补充了一定的地层能量，地层压力下降比较慢，产量随时间递减也更缓慢，稳产时间更长，因此页岩气藏产能评价过程中必须考虑吸附解吸的影响。

图4 考虑吸附气解吸附作用的累计产量图

2.2.3 水平段长度对产能的影响分析

水平井长度是水平井的关键参数。在当前水平井的钻井投资相对比较固定的的情况下，对于面积大、连通性好的砂体，水平段长度的增加使得泄气体积增大，产量也随之而增加，从这个方面讲，水平井长度越长越好。但是研究表明，水平段长度对产量的影响并不是线性的，而是增幅逐渐变小，水平段长度增大到某种程度时，产量几乎不增加，采收率几乎没有再随水平段长度的变化而变化。

共设计水平段长度分别为800 m、1 000 m、1200 m、1 400 m的4组模拟方案，以研究不同水平段长度对气井开采效果的影响。

图5 水平段长度对产量的影响

从图中可以看出，随着水平段长度的增大，水平井产量逐渐增大，但增长幅度趋于平缓。当水平井段长度超过1 400 m，增产趋势逐渐平缓，说明水平井段的最佳范围在1 400 m左右。水平段长度由800 m增加到1 800 m，累积产气量由1.43×108m3增加到2.12×108m3，水平段长度为800 m的水平井的稳产期为1年，稳产期随水平段长度增加而延长，但延长的趋势逐渐减弱。当水平井段长度大于1 400 m以后，水平井的稳产年限增幅减小。说明水平段长度如果设计的很短，会达不到产能建设及稳产期的要求，但如果水平井段长度设计的太长，在经济上又不合理。因此应该在保证产能、稳产时间以及经济费用的基础上设计水平段长度。

2.2.4 裂缝长度对产能的影响

裂缝半长是一个会严重影响压裂水平井生产动态的因素，各条裂缝的半长因地应力的分布等不同或许不一样。对于低渗气藏来说，产量随缝长增加而增加，但增幅逐渐变缓，使相邻砂体连通的能力变弱，当垂直方向上缝高大于储层厚度、平面上缝的铺展大于砂体宽度时，裂缝将没有作用。随着裂缝半长的增加，压裂施工的难度及成本都会随之增加，半长的确定应综合考虑各种因素，达到最好的效益对，某一特定的地层应有一个合理值。结合特定的储层条件，可以用数值模拟方法优化裂缝长度。

模拟方案设计为裂缝半长分别为50 m、100 m、120 m、150 m一共4组，来探讨裂缝长度对气井开采效果的影响。

图6 裂缝半长对产量的影响

模拟结果显示，形成的裂缝长度越大相应的泄气面积越大，且渗流阻力小，水平井段缝长的增加会增加产能，但并不代表可以无限增加缝长便会改善开采效果，而且因为压裂改造能力有限，累积产量增加幅度有限。由数值模拟研究结果可知，裂缝长度增加至100 m之后，预期通过增加裂缝规模来实现增产的幅度减小。因此选取水平段裂缝最佳半长为100 m。

2.2.5 裂缝条数对产能的影响

合理的裂缝间距不仅要顾及有较高的储量动用程度，还要确保气井有较高的产能。如果裂缝间距太大，会导致缝间部分储量无法开采出来；而如果间距太小，缝间会出现相互干扰的现象。在压裂投产初期，随着裂缝条数的增多，气井的日产量越大，然而随生产时间的延长，裂缝条数不同的气井产量间的差别愈来愈小。

模拟方案设计为裂缝条数为2、3、4、5共4组模拟方案，比较各方案累产气量随裂缝条数的增加而发生的变化，从而选出合理的裂缝条数。

图7 不同裂缝条数效果图

2.2.6 裂缝导流能力对产能的影响

裂缝导流能力极大地影响着压裂水平井的产能，当其他参数确定时，裂缝导流能力有一个合理值。有研究显示，随着裂缝导流能力的增强，水平井产量会提高，但是提高的幅度逐渐变小。

图8 裂缝条数对产量的影响

设计裂缝导流能力分别为10、20、30、40 mD·m共4个模拟方案，比较各方案累积产气量随裂缝导流能力的增加而发生的变化，选出合理的裂缝导流能力。

图9 不同裂缝导流能力对开采指标的影响

图10 不同裂缝导流能力对产量的影响

从图中可以看出，累产气量随裂缝导流能力的增加而增大，但由于压裂改造效果有限，累产气量增幅不会一直居高。

2.2.7 多因素对产能影响分析

基于上述单因素分析，其中包括水平段长度、裂缝长度、裂缝条数、裂缝导流能力以及天然裂缝渗透率（设计四组分别是：0.5、1.0、1.5、2.0 mD）为主因素，采用正交设计方法进行设计，方案详细列表及模拟结果分析如下表所示。

根据以上的五种因素，列出了正交表有16种方案，再利用CMG软件模拟出了每种方案的结果（选取的是第15年的年产气量与15年的累计产气量的比值作为标准），以下图是我模拟出结果图像以及结果。

图11 分别是5条和4条人工裂缝

表3 正交设计分析

表4 方差分析表

进行对上述表格的分析，F比值越大并且越接近F临界值，就说明该因素起到主导的作用，所以在五种因素中裂缝条数是主要因素，排序如下：裂缝导流能力、裂缝条数、裂缝长度、天然裂缝渗透率、水平段长度。

图12 分别是3条和2条人工裂缝

图13 裂缝条数为5以及水平段长度为1400米的日产气图

3 结论

页岩气井产能影响因素可从静态和动态因素两大类来分析。动态因素包括水平段长度、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、以及天然裂缝渗透率。静态因素包括绝对渗透率、孔隙度、有效厚度以及甲烷含气量。动态参数和静态参数直接影响着页岩气藏压裂水平井的产能，优选出动态因素的最佳方案，然后在CMG软件中，用已建立的数模中改变静态参数，找出静态参数与产气量的关系并且利用SPSS 软件建立线性回归方程，所建立出的经验方程使现场工程师做能够出预测，且具有一定的实际意义。

［1］王建国, 徐能惠, 杜学斌. 页岩气开发现状及关键技术研究[J]. 重型机械, 2014, 06: 31-35.

［2］邹顺良, 杨家祥, 胡中桂, 张寅, 倪方杰. FSI产出剖面测井技术在涪陵页岩气田的应用 [J]. 测井技术, 2016 (02): 209-213.

Determination method of Gas Production Contribution of Multistage Fractured Horizontal Well in Shale Gas Reservoir

（Yangtze University, Hubei Wuhan 430000, China）

Shale gas occupies a significant part in the world of energy because of its rich reserves and great exploitation and development potential. Besides, along with long-term development, the theoretical research on the productivity of shale gas is deepened continuously．It is found that the gas flow profile test method can know the distribution law of horizontal well flow, find the stratified yield, optimize the fracturing parameters, optimize the well trajectory, and guide the production. In this paper, the influence of some factors on the yield contribution of each stage of fractured horizontal well was studied. Finally empirical fitting curvechart was constructed through considering static factors and engineering factors.

shale gas reservoir; multiple fractured horizontal wells; fitting curve chart

TE 357

A

1004-0935（2017）10-0989-05

2017-08-29

王凤伟（1989-），女，山东菏泽人，长江大学石油工程在读研究生，研究方向: 石油与天然气开发。