页岩气井产量的工程影响因素

李赛男 黄小亮 李志强 王鹏鲲 王 杰

（重庆科技学院，重庆 401331）

0 引言

页岩储集层属于孔隙-裂缝型双重介质，具有纳米级基质孔隙直径以及渗透率仅为几纳达西的天然裂缝［1-3］。页岩气藏开发过程中，常采用水力压裂技术增加人工裂缝，从而提高裂缝系统的有效渗透率，进而增大页岩气井产量［4-6］。目前，众多学者已经针对页岩气井产量的影响因素进行了大量研究，主要表现在地质因素和工程因素两方面：地质因素主要分析了储层厚度［7］、天然裂缝渗透率［8］、含气量［9］等对页岩气井产能的影响，研究结果表明了储层厚度较厚、天然裂缝渗透率越高、含气量越多时，页岩气井的产气量越大；工程因素主要分析了压裂簇数［10］、压裂段数［11］、裂缝长度［12］、裂缝间距［13-15］、裂缝宽度［16］、裂缝高度［17］、裂缝导流能力［18-19］、水平井井距［20-21］及水平井长度［22］等对页岩气井产能的影响，研究结果表明了压裂簇数越多、压裂段数越多、裂缝长度越长、裂缝间距越小、裂缝宽度越宽、裂缝高度越高、裂缝导流能力越大、水平井井距较小、水平井长度较长时，页岩气井产量越大。前人的研究表明地质因素客观存在且已经研究得比较清楚；而工程因素的研究往往在分析时侧重于某个参数，并没有全面系统地进行分析，更没有对影响因素的主次关系进行明确分析。因此针对工程因素分析不全面和主次关系不明确的问题，以多维多尺度的页岩气井产能模型为基础［22］，以TY页岩气藏为例，研究页岩气井产量变化规律，分析裂缝和水平井参数对页岩气井产量的影响，研究结果表明：压裂造成的裂缝高度是影响页岩气井产量的主要因素，其次分别为水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距。同时综合考虑经济效益及累计产气量增加幅度等因素，制定了TY页岩气藏合理开发的最优化参数，为同类页岩气藏开发提供了依据。

1 页岩气井产量工程影响因素方案设计

1.1 页岩气藏基本概况

选择典型的页岩气藏— TY 页岩气藏为研究实例，气藏基本概况为：TY 页岩气藏位于四川盆地川南地区，气层主要分布于下志留统龙马溪组，原始地层压力为20 MPa，储层深度为1 750 m，孔隙度为4.6%，基质渗透率为0.000 2 mD，人工裂缝有效孔隙度为20%，裂缝系统导流能力为0.2 D·cm，含气量为3.3 m3／t，气体粘度为0.022 mPa·s。选取该气藏典型水平井TY1H 参数为基础参数（表1）进行产量变化规律研究。

表1 TY1H在井筒及裂缝模拟参数与经济评价参数表

1.2 方案设计

以TY 页岩气藏地质参数为依据，在TY1H 水平井参数基础上，设计裂缝和水平井参数主要包括：压裂簇数、裂缝高度、水平井长度、裂缝长度、段间距等因素对页岩气产量影响的变化规律，具体方案见表2。

2 产量计算模型选择

页岩气井产能模型的影响因素包括基质纳米孔中气体传输带来的影响和裂缝中渗透率应力敏感效应及流体非达西流动性影响，其中基质纳米孔中气体传输主要包括努森扩散、滑脱流和吸附解吸等。常见的模型主要考虑努森扩散、吸附解吸及天然裂缝应力敏感效应等因素的影响［23-24］。在综合考虑各类因素的页岩气多维多尺度渗流数学模型的基础上［25］，针对模型编译了页岩气井产量求解软件，从而进行影响因素分析。具体模型如下：

式中，ρg为页岩气密度，kg／m3；σg为人工裂缝非达西系数，无因次；Khf为人工裂缝渗透率，mD；μg为气体粘度，mPa·s；qgNH为天然微裂缝与人工裂缝间窜流量，kg／m3；qgw为人工裂缝流入井筒的质量流量，kg／m3；φhf为人工裂缝孔隙度，无因次；t为时间，d；Kf为天然裂缝渗透率，10-3μm2；qgmf为基质向天然裂缝中的窜流量，kg／m3；φf为人工裂缝孔隙度，无因次。

表2 页岩气井产量影响因素方案设计表

3 工程影响因素评价

在工程影响因素评价研究中，按照设计方案，分别研究压裂簇数、裂缝高度、水平井长度、裂缝长度和段间距等因素对产量变化规律的影响。

3.1 压裂簇数的影响

设计压裂簇数分别为2、3、4、5、6簇，研究不同压裂簇数时的页岩气井产量变化规律（图1、表3）。从图表中可以看出：随压裂簇数的增加，稳产时间和累计产气量增加；压裂簇数由2到6时，累计产气量从6 349×104m3增加到7 435×104m3，增加幅度为17%；压裂簇数大于3时，稳产时间和累计产气量虽仍在增加，但增加幅度均放缓和，由6.9%下降至2.3%，且经济效益减小，由-11.8%下降至-32.8%。原因在于压裂簇数越多，储层改造效果越好，但当压裂簇数达到一定值时，裂缝间产生相互干扰，改造效果减缓。综合考虑经济效益及累计产气量增加幅度，结果表明压裂簇数为3簇时，页岩气藏开采效果较好。

图1 页岩气井产量随压裂簇数变化规律图

图2 页岩气井产量随裂缝高度变化规律图

3.2 裂缝高度影响

设计裂缝高度分别为15 m、20 m、25 m、30 m、35 m，研究不同裂缝高度时的页岩气井产量变化规律（图2、表3）。从图表中可以看出：随裂缝高度的增加，稳产时间和累计产气量增加；当裂缝高度由15 m 到35 m 时，累计产气量从3 894×104m3增加到9 282 × 104m3，增加幅度为138%。主要原因在于，储层厚度相同时，裂缝高度越高，页岩储层改造效果越好，相同水平井长度范围内的泄油区域越大，因此能够使页岩气井产能有效提高。当裂缝高度为35 m时，累积产气量增加幅度为26.9%，经济效益增加幅度为18.1%，此时经济效益及累计产气量增加幅度仍较好。综上，结果表明裂缝高度为35 m时，页岩气藏开采效果较好。

表3 不同因素对TY页岩气井产量影响结果表

3.3 水平井长度影响

设计水平井长度分别为1 000 m、1 250 m、1 500 m、1 750 m、2 000 m，研究不同水平井长度时的页岩气井产量变化规律（图3、表3）。从图表中可以看出：随水平井长度的增加，稳产时间和累计产气量增加；水平井长度由1 000 m 增长到2 000 m 时，累计产气量则从4 361×104m3增加到8 834×104m3，增加幅度为103%；相对1 500 m的累计产气量增加幅度为19.4%和经济效益增加幅度为18.9%以及2 000 m的累计产气量增加幅度为12.3%和经济效益增加幅度为10.8%，当水平井长度为1 750 m 时，累计产气量增加幅度为19.6%和经济效益增加幅度为22.1%更高。主要原因在于水平井长度越长时，相同储层区域内的井控面积越大，因此增加水平井长度能够使页岩气井产能有效提高。综合考虑经济效益及累计产气量增加幅度，结果表明水平井长度为1 750 m 左右时，页岩气藏开采效果较好。

3.4 裂缝长度影响

设计裂缝长度为60 m、80 m、100 m、120 m、150 m，研究不同裂缝长度时的页岩气井产量变化规律（图4、表3）。从图表中可以看出：随裂缝长度的增加，稳产时间和累计产气量增加；当裂缝长度由60 m增加到150 m时，累计产气量从3 661×104m3增加到7 668×104m3，增加幅度为109%；当裂缝长度大于80 m 时，稳产时间和累计产气量增加幅度放缓。主要原因在于裂缝长度越长，页岩储层改造效果越好，储层中的原油越容易通过人工裂缝进入到井筒中，且裂缝长度越长时，相同水平井长度范围内的泄油面积越大，因此能够使页岩气井产能有效提高。当裂缝长度为120 m时，累计产气量增加幅度为16.4%，相对裂缝长度为150 m 时较低，但其经济效益增加幅度为13.6%，高于裂缝长度为150 m 时的经济效益增加幅度8.0%，因此综合考虑经济效益及累计产气量增加幅度，结果表明TY页岩气藏最佳裂缝长度应为120 m。

图3 页岩气井产量随水平井长度变化规律图

图4 页岩气井产量随裂缝长度变化规律图

3.5 段间距影响

设计段间距分别为50 m、60 m、70 m、80 m、90 m，研究不同段间距时的页岩气井产量变化规律（图5、表3）。从上述图表中可以看出：随段间距的增加，稳产时间和累计产气量下降；当段间距由50 m 增加到90 m 时，累计产气量从7 073×104m3减少到6 525×104m3，减小幅度为8%；段间距越大，稳产时间、累计产气量减少幅度加大；经济效益增加幅度减小。主要原因在于段间距越小时，相同水平井长度范围内的裂缝条数越多，有利于页岩储层的开采。当段间距为80 m 时，累积产气量减小幅度相对较低，为1.3%，此时经济效益增加幅度为7.0%，相对较高。因此综合考虑经济效益及累计产气量增加幅度，当段间距为80 m时，页岩气藏开采效果较好。

图5 页岩气井产量随段间距变化规律图

在页岩气藏各参数的合理范围内，以页岩气井累计产气量及增加幅度为依据，分析裂缝和水平井参数对页岩气井产量的影响规律。研究结果表明：各工程影响因素对页岩气累计产气量的增加幅度不同，裂缝高度为138%、水平井长度为109%、裂缝长度为103%，压裂簇数为17%、段间距为-8%。因此，影响页岩气井产量的工程因素按照从强到弱排序为：裂缝高度、水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距。

4 结论

1）裂缝高度越高、水平井长度越长、裂缝长度越长、压裂簇数越多、段间距越小，页岩气井稳产时间和累计产气量越大。

2）页岩气井产量的工程影响因素从强到弱分别为：裂缝高度、水平井长度、裂缝长度、压裂簇数和段间距。

3）TY页岩气藏TY1H井合理开发的最优化参数为：压裂簇数为3 簇，段间距为80 m，裂缝高度为35 m，裂缝长度为120 m，水平井长度为1 750 m。