中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选

唐 帅，朱维耀✉，张金川

1) 北京科技大学土木与资源工程学院，北京 100083 2) 中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083

页岩气是储存在致密页岩中且具备自生自储能力、可以大面积成藏的一种非常规天然气，主要以吸附或游离状态赋存于泥页岩层系中[1-2].页岩储层低孔、低渗的物理特性使其在自然条件下开采效果不佳，常规气藏的渗流理论不能直接指导页岩气藏开发，需要一定大规模的增产改造措施才能达到经济开采的效果[3].目前，水平钻井与分段压裂相结合的技术被广泛应用于页岩气的开采[4]，利用水平井可以增加井筒与油藏的接触面积，尽可能地沟通储层与井之间的气体渗流通道，从而提高页岩气的产量和最终采收率[5].

与国外页岩储层相比，中国的地质构造条件更为复杂，经历了多旋回构造演化，发育了海相、陆相以及海陆过渡相3类页岩层系[6-7].目前，中国海相页岩气的勘探与开发取得了突破性进展；在陆相页岩气的勘探和开发方面学者们也投入了大量研究精力；而针对海陆过渡相页岩的研究工作进度比较缓慢[8-13]，对过渡相页岩气的开发尚未取得突破性进展.在页岩气聚集成藏的过程中，会受到埋藏深度的影响[14].同时，页岩的厚度关系着页岩的存储，一般认为页岩厚度较大时，地层的封盖能力更强，更有利于页岩气成藏，保证充足的储渗空间和有机质[15]，进而保证页岩的压裂改造效果[16]，而且埋深和厚度也影响着开发井网的部署[17].除了孔隙度、渗透率这类制约常规天然气储层开采的因素以外，页岩气的开发还会受到吸附气含量的影响.常规天然气储层中气体主要以游离状态存在，而页岩储层中的气体则主要以吸附态存在，吸附量越多，稳产时间越长，页岩气的产能越大[14].对海陆过渡相页岩产能影响因素进行针对性的系统研究，是研究过渡相页岩开发理论的基础，也是目前亟待解决的认识难题.

南华北盆地中牟区块页岩气是海陆过渡相页岩气的典型代表，地质研究证实南华北盆地石炭－二叠纪发育一套海陆交互相的沉积地层，暗色泥页岩分布广泛，沉积厚度大.认为其页岩气资源条件较好，具有一定的开发前景[18-19].牟页1井是河南省首口页岩气井，本文以南华北盆地中牟区块过渡相页岩为研究对象，基于牟页1井所提供的地质资料建立模型，通过数值模拟手段研究了不同储层参数对页岩气产能的影响规律，确定影响页岩气藏开采的主控因素，修正了水平井开采页岩气的产能方程.同时，模拟了不同储层条件及开采制度下的页岩气开采情况，并结合经济评价界限指标，优选了最佳储层条件，优化了开采制度.为我国海陆过渡相页岩气的高效开发提供一定的理论支撑和科学依据.

1 模型建立

为了数值模拟与气藏工程优化设计需要，对研究区块目标产层进行了数模模型粗化和提取.在数模模型粗化过程中，重点参考了国内外页岩气藏的水平井单控面积（表1），选取了以牟页1井（MY-1）为中心的东西1600 m、南北700 m作为数模模型工区.

表1 国内外典型页岩气藏的井网井距范围[8]Table 1 Well spacing ranges of typical shale gas reservoirs at home and abroad[8]

1.1 粗化模型网格划分

为准确表征储层平面与纵向非均质情况，将模型的x、y、z3个方向网格距离设置为50、50和2 m；总的网格数为：32×14×10=4480（图1）.

1.2 属性模型粗化

根据精细地质模型和粗化后的数模模型网格分布，利用算数加权算法，对主要储层物性参数，包括总孔隙度、有效孔隙度、吸附气含量、游离气含量、总含气量、束缚水饱和度等进行了数模属性模型粗化，如图2所示.

从粗化结果可见，该20 m的气层总孔隙度平均2.6%，纵向差异较小，页岩有效孔隙度0.7%，吸附气含量 0.78 m3·t-1，游离气含量 1.19 m3·t-1，总含气量1.97 m3·t-1，含水饱和度 47.6%，束缚水饱和度 1%.

2 产能影响因素分析

CMG数值模拟软件的GEM模型可用于模拟页岩气藏开发的敏感性分析[20-24].为了研究储层参数对水平井压裂开采页岩气的产能的影响规律，将Petrel建立的实际地质模型导入到CMG组分模型，对中牟区块页岩储层进行水平井压裂开采的生产情况开展数值模拟研究，分析了不同储层参数对水平井开采页岩气产能的影响规律，模拟时使用的储层参数见表2.通过多指标综合分析进一步确定储层参数影响因素的主次顺序，对主控因素的影响规律进行深入研究，最终建立水平井开采页岩储层的产能预测模型.

图1 模型网格划分.（a）平面网格划分；（b）纵向网格划分Fig.1 Model meshing: (a) plane meshing; (b) vertical meshing

图2 数模属性模型粗化结果.（a）总孔隙度；（b）有效孔隙度；（c）吸附气含量；（d）游离气含量；（e）总含气量；（f）束缚水饱和度Fig.2 Attribute model coarsening for numerical modeling: (a) total porosity; (b) effective porosity; (c) adsorbed gas content; (d) free gas content;(e) total gas content; (f) irreducible water saturation

表2 储层模拟参数表Table 2 Reservoir simulation parameters

2.1 页岩储层参数敏感性单因素分析

模拟分析了不同储层埋深、储层厚度、孔隙度、渗透率及吸附气含量5个主控因素对页岩气开发效果的影响（表3）.

表3 模拟参数因子水平表Table 3 Levels of the impact factors for reservoir simulation

（1）储层埋深的影响.

水平井开采页岩储层时，储层埋深对页岩气开采效果的影响如图3所示.随着储层埋深的增加，日产气量在生产初期随埋深的增加而增加，后期的生产速率趋于稳定，几乎不受储层埋深的影响.累计产气量和气体采收率随储层埋深的增加而增大.这是由于开采初期随着埋深的增大，页岩气的解吸所引起的基质收缩而产生的渗透率增加量大于有效应力的增加所引起的裂隙压缩而产生的渗透率减小量；而开采后期随着埋深的增大，页岩气解吸导致基质收缩所引起的渗透率增加量则小于有效应力增加导致裂隙压缩所引起的渗透率减小量.而累计产气量和采收率随埋深的增加而增加，说明在页岩气解吸和有效应力的综合作用下渗透率随埋深的增加在整体上还是呈一定的正相关关系，从而导致累计产气量和气体采收率也随之增加.

（2）储层厚度的影响.

储层厚度的影响的数值模拟结果如图4所示，可以发现，页岩储层厚度对水平井开采条件下的页岩气产能的影响也是十分均匀的.随着储层厚度的增加，水平井开采页岩储层的日产量和累计产气量也随之增加，而气体采收率则随厚度的增加而减少.这是由于页岩储层厚度的增加主要是导致垂向方向上的页岩气储量增加，对平面空间内的气体流动没有影响.

（3）储层孔隙度的影响.

水平井开采页岩气时，在生产初期，页岩气生产速率随孔隙度的增加而增加，但随着页岩气的生产，日产气的增量逐渐变小，并趋于平稳.从累计产气量曲线中也可以发现，累计产气量随页岩储层孔隙度的增加而不断增加（图5）.在页岩气开发初期，随孔隙度的增加，累计产气量的增长速率越快，后期速率减慢，有逐渐平稳的趋势，这是由于初期页岩气的产出主要是游离气和吸附气的共同开采，生产后期则主要是开采解吸的气体，导致产能增速度减慢.而气体采收率随着孔隙度的增加呈下降趋势变化，这是由于孔隙度的增加所引起的累计产气量的增量小于其所引起的地质储量的增量，导致即采收率反而降低.

图3 不同埋深的水平井开采效果对比图.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.3 Comparison of development effects with different buried depths: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

图4 不同厚度的水平井开采效果对比图.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.4 Comparison of development effects with different reservoir thicknesses: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

图5 不同孔隙度的水平井开采效果对比图.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.5 Comparison of development effects with different porosities: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

（4）储层渗透率的影响.

储层渗透率的影响如图6所示.随着渗透率的增加，日产气量、累计产气量和采收率均随之增加，且变化幅度大，可见页岩气产能对渗透率的敏感性很强，渗透率的变化对页岩气产能的影响十分显著.随渗透率的增加，日产气、累计产气量和气体采收率均大幅度增长.渗透率越高，初始的页岩气生产速率也越大，甚至可以维持一定时期的初期高产.当渗透率为1×10-6、5×10-6和10×10-6μm2时，生产3～4 a后基本进入稳产期，而渗透率为10×10-6μm2时，日产气量不断衰减，随渗透率增大，产能衰减的幅度也越大.从累计产气量和采收率随渗透率变化的曲线中可以看出，随着渗透率的增加，累计产气量增加了近3倍，采收率也由20%增加至70%左右，可见渗透率对储层产能的重要性，增加页岩气储层的渗透性仍是对其进行储层改造增加产能的重要手段之一.

图6 不同渗透率的水平井开采效果对比图.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.6 Comparison of development effects with different permeabilities: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

（5）储层吸附气含量的影响.

随页岩储层吸附气含量（Cag）的增加，累计产气量有一定的提高，日产气几乎无变化，而气体采收率则随之降低，如图7所示.

由于南华北盆地中牟区块过渡相页岩储层中以无机矿物孔和裂缝为主，作为吸附气主要赋存空间的有机孔则少量发育，因此，吸附气含量对累计产气量的贡献率很低，所产气体主要由无机质及裂缝中的游离气所提供.由于有机孔所占有的微弱比例，对日产气量不会有明显的影响，但是随着吸附气的不断解吸，最终的累计产气量还是会由于页岩储层吸附气含量的增加而有所增加，只是增加的幅度不大.另外，由于吸附气含量越高，它代表页岩储层中有机质对气体的吸附能力就越强，要想使气体发生解吸咐并扩散至裂缝到最终被开采出来需要更高的能量，在同等开采条件下采收率相对降低.

2.2 水平井产能影响多指标综合分析

为了综合研究储层参数对页岩气开发效果的影响，采用正交试验设计和分析方法来确定产能影响因素的主次顺序.正交分析法利用标准化的正交表来制定试验方案，基于概率论和数理统计等数学方法，并结合实践经验来处理多因素的优化问题，是目前最常用且高效的试验设计方法之一[25].

结合单因素研究结果，采用五因子四水平正交表格，选择 A（储层埋深）、B（储层厚度）、C（孔隙度）、D（渗透率）和E（吸附气量）5个影响因子，各选取4个水平值进行数值模拟研究，如表4所示，综合储层埋深、储层厚度、孔隙度、渗透率和吸附气量的影响来研究页岩气藏的产能.

图7 不同吸附气含量的水平井开采效果对比图.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.7 Comparison of development effects with different adsorbed gas contents: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

表4 水平井开采页岩气的储层参数正交设计表Table 4 Orthogonal optimization design of reservoir parameters for horizontal well exploitation

表5中，L1、L2、L3、L4分别表示不同水平所对应的试验指标之和，l1、l2、l3、l4表示试验指标的平均值，l1、l2、l3、l4值的大小可以用来确定5个因子适合选取的水平值.表5中l值的变化规律使单因素分析结果进一步得到了验证.通过比较极差R的值，可以判断各因素对正交试验结果影响的大小：凡是极差愈大，所对应的因子愈主要.基于此原则，对于水平井开采页岩气藏，可以得到储层参数影响的主次顺序，依次为渗透率＞孔隙度＞储层厚度＞储层埋深＞吸附气量.

取前3个主控因素，进一步研究累计产气量伴随它们的变化规律（表6），最终得到累计产气量的预测模型（图8）.研究发现，在半对数坐标下累计产气量随渗透率的增加呈幂数增长，在普通坐标下累计产气量与孔隙度和厚度均表现出很好的线性正相关性.3个主控因素与累计产气量之间存在较好的拟合关系，R2值均大于0.99，甚至接近1.

根据定容封闭气藏的物质平衡方程，气藏地质储量为：

式中：GR为气藏地质储量，m3；A为油层面积，m2；h为油层厚度，m；φ为油层孔隙度；Sgi为油层初始含气饱和度；Tsc为标准状况下温度，K；Pi为油层初始压力，MPa；Zi为原始地层压力下气体压缩因子；T为油层温度，K；Psc为标准状况下压力，MPa；Pa为油层废弃压力，MPa；Za为废弃压力下的气体压缩系数.

对于无水侵的定容封闭气藏而言，束缚水的影响则比较小，气藏在开发过程中，可近似地认为其含气饱和度保持不变，因此可将气藏采收率ER表达为[26]：

由式（1）与（2）的乘积可以得出累计产气量Qp的预测模型：

由式（3）可见，传统的气藏累计产气量与孔隙度φ和油层厚度h成正比，但与渗透率并无相关性.

根据本文得到的累计产气量与渗透率之间的幂指数关系可以对累计产气量公式（3）进行修正，加入渗透率相关系数，可得：

表5 不同储层参数的正交设计试验结果Table 5 Orthogonal design results under different reservoir parameters

表6 不同储层影响参数条件下的累计产气量Table 6 Accumulative gas production under different influencing parameters

图8 水平井压裂累计产气量与储层主要影响参数的关系.（a）渗透率；（b）孔隙度；（c）厚度Fig.8 Relationship between cumulative gas production and main influencing parameters: (a) permeability; (b) porosity; (c) thickness

式中，m、n对于某个具体的页岩气藏，为常数.

对于本文研究的南华北盆地中牟区块海陆过渡相页岩气藏，其累计产气量与渗透率的幂指数相关系数n为0.3319，将压力、温度、压缩因子等其他参数带入式（4）中，通过不同渗透率及相对应的累计产气量进行反求解，可求得线性相关系数m，如表7所示.

从不同的页岩气藏渗透率与相关的累计产气量计算得到的m值来看，渗透率在1×10-6～50×10-6μm2范围内，其m值在4.76～4.93之间变化，平均值为4.82.通过计算不同渗透率的m值偏差（dm）表明，与平均值之间的偏差均在2%左右，具有很好的拟合精度，因此，确定水平井开发该气藏的m值为4.82.

将上述计算得到的m、n值代入式（4）中，可以得到修正后的水平井开采页岩气藏的累计产气量公式：

根据式（5），可进一步得到修正后的水平井开采页岩气藏的采收率计算公式：

由式（6）可知，由于页岩气藏对渗透率的高度敏感性，需要在开发过程中利用多级压裂技术，提高气体在页岩储层中的有效渗透率，从而实现大幅度提高采收率的目标.

表7 m值计算数据表Table 7 Calculation data sheet for m

3 水平井压裂参数优选

水平井压裂效果明显优于直井压裂，这是目前全球范围内大多选择水平井多级压裂技术对页岩进出储层改造的原因，也是页岩气开采技术的主流趋势.因此，在对南华北盆地中牟区块过渡相页岩的压裂参数优化上主要对水平井压裂进行模拟研究，针对水平井压裂参数设计方案进行优选.对优选目的层段进行水平井压裂，模拟研究不同压裂参数条件下南华北盆地中牟区块过渡相页岩气的开发效果，并结合经济指标界限优化相关压裂参数.

对中牟区块页岩储层目标压裂层段设计了3种不同长度水平井，分别对其多级压裂的生产情况进行数值模拟，针对各长度水平井的多级压裂设计不同的裂缝长度，综合研究水平井段长度、压裂级数及裂缝长度对南华北盆地中牟区块过渡相页岩的产能影响规律.

设计井长分别为1100、1300和1500 m：1100 m水平井开采时模拟了3级、5级、10级与11级压裂在缝长为10，14和18 m时的页岩气开采效果；1300 m水平井开采时模拟了3级、5级、10级与13级压裂在缝长为10，14和18 m时的页岩气开采效果；1500 m水平井开采页岩储层时模拟了3级、5级、10级与14级压裂条件下在裂缝缝长分别为10，14和18 m时的页岩气开采效果.模拟模型的网格数量设置为32×14×10，如图9所示.图中红色部分表示压裂产生的裂缝，以h1100-3×18为例，h表示水平井，1100表示水平井段长度为1100 m，3表示压裂级数为3，18表示裂缝长度为18 m.

3.1 水平井段长度的影响

模拟对比了对页岩储层进行5级压裂且裂缝长度为14 m时，不同水平井段长度的页岩气压裂效果，如图10所示.随着水平井段长度的增加，日产气量几乎不受影响，累计产气量和采收率随之增加，这是由于随着水平井段长度的增加，其与储层的接触面积也随之增加，提高了与页岩储层中裂缝的接触可能性，从而提高页岩气的产量和最终采收率.但是当水平井段长度超过1300 m时，更长的水平井段长度对页岩气产能的影响变得很小，分析认为这是由于水平井段的动用程度不够所导致的.

因此，模拟了水平井段动用度均保持在50%时，采用不同长度水平井对南华北盆地中牟区块过渡相页岩储层的目标层段进行压裂生产的情况，见图11.

研究结果表明，在动用程度相同的条件下，页岩气产能随水平长度的增加而呈增加趋势，但是超过1300 m时，产能的增加幅度明显减少，这说明除了水平井段长度外，还应综合考虑一些其他因素对水平井开采页岩产能的影响，如压裂级数、裂缝长度等.

图9 水平井压裂设计示意图.（a）h1100-3×18；（b）h1300-5×14；（c）h1500-10×10Fig.9 Schematics of the horizontal well fracturing design: (a) h1100-3×18; (b) h1300-5×14; (c) h1500-10×10

图10 不同水平井段长度的开采效果对比图.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.10 Comparison of development effects with different horizontal well lengths: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

图11 不同水平井段长度在50%动用条件下的开采效果对比图.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.11 Comparison of development effects with different horizontal well lengths at 50% utilization: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

3.2 裂缝长度的影响

模拟了1300 m水平井进行10级压裂时，人工裂缝长度分别为10、14和18 m的页岩气开采效果.模拟结果表明，随着裂缝长度的增加，页岩气的累计产气量和采收率也随之有一定程度的增加.这是因为裂缝长度的增加可以有效地沟通人工裂缝与天然裂缝的连接，形成更多更有效的裂缝通道，从而增加页岩气井的产能（图12）.

3.3 压裂级数的影响

对页岩储层实施水平井多级压裂技术，可以有效地提高页岩气开发效果.模拟了1300 m水平井，人工裂缝长度为14 m时，分别进行3级、5级、10级、13级压裂的开采效果，如图13所示.

模拟结果显示，随着压裂级数的增加，日产气量、累计产气量以及气体采收率均随之大幅度增加.这是由于压裂级数的增加提高了水平井段的动用程度，形成了更密集的缝网结构，更好地沟通了储层与水平井间的气体流动通道，从而增加了页岩气的产能，明显改善了水平井压裂页岩气的开采效果.

图12 不同裂缝长度的开采效果对比图.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.12 Comparison of development effects with different fracture lengths: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

图13 不同压裂级数的开采效果对比.（a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率Fig.13 Comparison of development effects with different fracturing stages: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery

综上所述，结合实际储层条件，应综合考虑实际施工条件、压裂改造技术成本及增产效果，以最经济的技术手段获取最高的生产价值为目的对页岩压裂参数进行优化.

3.4 经济评价及参数优选

对项目进行必要的经济分析，在实施方案优选过程中意义重大，它既可以为投资决策提供更为科学合理的依据，又可以对人、财、物等资源进行优化配置[27]，促进产业政策的实现以及产业结构和规模结构的合理化.

净现值（NPV）和收益率是目前各企业进行项目投资时通常采用的经济评价指标.净现值可用于评价所实施方案的净利润，并以此判断投资规模的合理性；而收益率则是反映了项目投资的有效性及投资质量的高低[28-29].选取净现值和收益率相结合的方法来评价实施压裂开采页岩气可获得的经济效果，在充分考虑资金时间价值的基础上对页岩压裂方案进行动态评价，更为直观地了解评价期内页岩气开发项目的资金状况，其经济意义明确[30-31].

根据目前页岩气开发钻井及压裂的各项成本数据（表8），计算页岩气压裂的开发成本为：

式中，DEVP为开发成本，元；Ch为水平井段钻井成本，元·m-1；Lh为水平段长度，m；Cv为直井段钻井成本，元·m-1；Lv为直井段长度，m；Cp为期间费用，元·m-3；Pcg为累产气，m3；Co为操作成本，元·m-3；Cf为压裂成本，元；nf为压裂级数.

净现值的表达式为：

表8 页岩气开发钻井和压裂成本数据表Table 8 Drilling and fracturing cost of shale gas development

式中，NPV（i,N）为页岩气井在生产N年后的净现值，N为评价期，i为折现率，t为生产年数（t=1～N），DEVP为页岩气的开发成本，Rt为现金流，可由以下公式计算得出：

式中：Rt为第t年产生的现金流，元；pw为页岩气的价格，元·m-3；pa为生产单位页岩气所获得的政府补贴，元·m-3；Nt为页岩气井第t年的年产气量，m3；OPER为页岩气井的操作成本，元.

当NPV＞0时，认为所选方案经济合理，在目标研究区进行页岩气投资可以获得超额的收益；当NPV=0时，所获收益只能满足最低期望值；当NPV＜0时，则认为实施的方案不合理，无法获得理想的收益，因此应将方案否定.

对优选出的压裂层段设计36套水平井段长度、压裂级数及缝长不同的压裂参数条件进行压裂生产（表9），模拟其在不同压裂参数设计下生产30 a的生产情况，统计出生产30 a时间内每年的年产量值，代入式（8），计算出当年的现金流，进而代入式（7）计算出每种压裂参数条件下页岩气井生产30 a所产生的的净现值和收益率，并以此来优化水平井段长度及裂缝参数.

表9 不同压裂设计方案下的生产情况统计表Table 9 Production statistics for different fracturing design schemes

通过计算结果可以看出，在水平井段长度一定时，NPV随压裂级数、裂缝长度的增加而增大，而在压裂级数或裂缝长度一定的时候，NPV与水平井段长度并不呈现完全的正相关性，也就是说并非水平井段越长所获得的NPV就越大，要进行综合分析优选合适的压裂参数.

通过更为直观的立方图来观察不同压裂设计下的NPV变化，可以发现对南华北盆地中牟区块过渡相页岩进行水平井压裂开发时，1300 m水平井进行13级压裂的NPV已经接近甚至超过1500 m水平井开发页岩气的NPV值，压裂效果好.对于三级压裂，无论水平井段长短，缝长如何，均不能获得期望收益，压裂方案不合理（图14）.

为了有效赋予指标要素的经济含义，对页岩气开发评价时要对指标要素赋予评价等级和参考标准.与其他经济指标对比可发现，净现值法在页岩气经济评价中仍是目前最为常用的方法之一，具有较强的合理性与可操作性，同时收益率可作为辅助性指标[32].

图14 不同压裂设计方案下的NPV值对比Fig.14 Comparison of NPVs for different fracturing design schemes

图15 不同压裂设计方案下的收益率对比Fig.15 Comparison of yield rates for different fracturing design schemes

表10 压裂参数设计方案优选Table 10 Optimization of fracturing parameter design schemes

综合NPV（图14）对比结果与收益率对比图（图15），以8%和12%的收益率作为经济性开发页岩气藏的界限标准[30,33]，对压裂参数设计方案进行分类优选（表10），Ⅰ类方案NPV值均大于0，且收益率高于 12%，累产气达（7831～8059）×104m3，各项指标占优；Ⅱ类方案中NPV值也大于0，收益率略低，介于8%与12%之间，累计产气量与Ⅰ类相近；Ⅲ类方案中NPV值大于0，收益率均低于8%，累产和NPV质均相对较低，虽有一定收益，但经济效益差.

4 结论

（1）针对中牟区块过渡相页岩储层的目标压裂层段，采用数值模拟手段，研究了水平井开采条件下储层参数对页岩气产能的影响及变化规律，通过正交设计方法确定了产能影响主控因素依次为渗透率、孔隙度和储层厚度.累计产气量随渗透率的增加呈幂指数增长趋势，且与孔隙度和厚度表现出很好的线性正相关性，考虑各主控因素对产能的重要影响建立了水平井开采页岩气的产能方程.

（2）模拟研究了目标压裂层段的水平井压裂效果，对比分析了不同压裂参数条件下的页岩气产能变化，指出水平井段长度和动用程度是决定产能大小的主要参数.在一定的压裂级数条件下，裂缝长度的增加可以有效沟通裂缝，从而提高产能.

（3）以净现值大于0和收益率8%～12%作为经济评价的界限指标，对中牟区块目标压裂层段的水平井压裂参数进行分类评价，分级优选出相应的压裂参数，研究结果表明使用1300 m长水平井进行13级18 m缝长压裂可以获得最佳经济开采效果.