胡 嘉，姚 猛

（1.长江大学石油工程学院，湖北荆州 434023；2.中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

我国页岩气富集地质条件优越，预计资源量达100×1012m3，约为常规天然气量的两倍[1]。其中，四川、吐哈、塔里木等盆地页岩十分发育，层厚、埋深及有机碳含量等均具备页岩气的成藏条件，勘探潜力巨大。在借鉴美国页岩气成功开发的经验之后，结合我国实际条件开发页岩气，已成为目前能源研究的热点和突破口。

页岩气藏的孔渗结构与常规气藏存在显著不同，其孔渗结构具有超致密，特低孔，特低渗的特征。裂缝发育有助于游离相天然气的富集和自然产能的提高，因此裂缝发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一。当页岩发育的裂隙达到一定数量和规模时,即成为勘探的有利目标[2]。目前，仅有少数天然裂缝十分发育的页岩气井可直接投入生产,其余90%以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施沟通其天然裂缝,提高井筒附近储层导流能力。长水平井多段压裂技术作为目前页岩气开发的关键技术，决定着页岩气藏能否成功高效的开发。因此，选择合适的数值模型，分析影响多段压裂产能的因素，具有十分重要的意义。

1 页岩气藏模型的建立

页岩气藏是“自生自储”式气藏。在页岩中，天然气的赋存状态多种多样。除极少量的溶解状态天然气以外，大部分均以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中。吸附状天然气的赋存与有机质含量密切有关，它与游离状天然气含量之间呈彼此消长关系，其中吸附状态天然气的含量变化于20%～85%。因此从赋存状态观察，页岩气介于煤层吸附气（吸附气含量在85%以上）和常规圈闭气（吸附气含量通常忽略为零）之间。由于页岩储层以自由气和吸附气储气方式为主，基质渗透率过小，渗透阻力过大，因此流体的渗流通道主要是裂缝网络系统。微地震监测结果及产量统计研究显示：压裂后形成的裂缝所波及的面积越大，则改造效果越好。页岩气井生产阶段产量的递减主要发生在投产初期的1.0～1.5 a，其递减率为60%～70%，生产后期逐渐进入稳产阶段，改造体积越大，压后稳产时的产量越高。

存在天然裂缝的页岩气藏可以用双孔介质来进行模拟。这种方法的特点是将裂缝中的流动和基质中的流动分开，这种模型由裂缝网络和基质岩石两部分叠加而成，其中裂缝是作为页岩气的主要渗流通道，而基质岩石是作为主要的储存空间。两种介质的相互作用是由传导函数来控制的，也可以称为形状或耦合因子。而耦合因子是由基质岩块的几何尺寸或裂缝之间的距离所决定的。

传统的双重介质模型假设流体从基质到裂缝的流动为拟稳态流动，但是在页岩气藏中，基质是有孔隙的，而流体在孔隙系统中的流动是非常重要的。可以通过对基质网格再分，得到一系列的再分网格，从而得到离散的基质模型，通过这种对基质网格再分的方法可以来进行模拟和预测气体在基质中的流动。

鉴于目前尚未研制出针对页岩气开发的成熟数模软件，在此利用Eclipse 软件中的煤层气、双重介质等模块对页岩气储层裂缝系统与产能之间的关系进行研究。依据某页岩气藏注采井网，基本参数（见表1），建立数值模型，考察以下5 种影响水平井压后产能的因素，包括裂缝系统的渗透率、裂缝传导率、裂缝间距、裂缝半长、裂缝条数等。

表1 页岩气藏模型基本参数

模型为页岩基质和天然裂缝的双重介质模型。Eclipse 里的多孔介质模型中考虑了自由气从基质到裂缝中的流动，在多孔介质模型中，对基质单元网格进行了再划分。基质再分网格形成了一系列相互独立的单向流系统，并与裂缝网格连接。图1 显示了基质网格中压力分布。

图1 基质网格压力分布

2 页岩气藏压后产能影响因素分析

2.1 裂缝网络渗透率

页岩基质渗透率范围为0.00001 mD 到0.0001 mD，孔隙度为2%～8%。水力压裂使得裂缝相互连通，并且破碎了基质岩石，在井筒周围形成了大范围复杂的裂缝网络，从而驱使气体流向井筒。

为研究裂缝网络渗透率对压后产能的影响，设定水力压裂缝间距为90 m，传导率为1.5 mD·m，高度为9 m，半长为105 m，模拟裂缝网络的渗透率分别为0.0001 mD、0.0005 mD、0.001 mD。得到不同裂缝网络渗透率下累积产气量曲线（见图2），以及生产20年后基质压力分布情况（见图3）。

图2 不同裂缝网络渗透率下累积产气量曲线

图3 生产20年后基质压力分布对比

由图2可以看出，随着天然裂缝渗透率的增加，累积产气量逐渐增大。图3 则表明提高裂缝的渗透率能够在井筒附近形成更大的气体流动区域。这是由于对页岩气藏进行水力压裂，破碎岩石，使得已有的天然裂缝之间相互连通，增加了气体与裂缝的接触面积，从而提高了裂缝导流能力。其增产效果很大程度上取决于气藏本身发育的天然裂缝的渗透率，因此气藏本身特性对于页岩气产量评价是非常重要的。

2.2 压裂裂缝传导率

假设裂缝平面垂直于井筒延伸方向，裂缝宽度为0.003 m，水力压裂从射孔处开始。裂缝传导率分别设为0.3 mD·m、1.5 mD·m 和15 mD·m，分别对其进行数值模拟。得到不同传导率下累积产气量曲线（见图4），以及20年后基质压力分布情况（见图5）。

图4 不同传导率下累积产气量曲线

由图4可以看出，随着人工压裂裂缝导流能力的增加，累积产气量逐渐增大。图5 表明提高压裂裂缝的导流能力能够在井筒附近形成更大的气体流动区域。裂缝导流能力增加，使得气体在裂缝内的流动加快，由于裂缝内气体急剧减少，基质中的气体逐渐向裂缝扩散，从而使得产气量增大。

图5 20年后基质压力分布对比

图6 20年后基质压力分布对比

2.3 压裂裂缝间距

设定裂缝半长为105 m，裂缝传导率为1.5 mD·m,对裂缝间距分别为45 m，90 m，135 m（对应裂缝条数分别为16 条、10 条和6 条）的情况进行数值模拟。得到不同裂缝间距时累计产气量曲线（见图7），以及20年后基质压力分布情况（见图6）。

图7 不同裂缝间距累积产气量曲线

从图7可以看出，随着裂缝间距的增加，累计产气量逐渐降低。图6 则表明裂缝间距增大，气体在井筒附近的流动区域减小。这是由于在水平井长度一定的条件下，随着裂缝间距的增加，裂缝条数相应减少。裂缝间距的增加使得每条裂缝所覆盖的气体流动区域增大，产气量增加；然而与此同时裂缝条数的减少会使气体流动区域减少，使得产气量减少。相对于裂缝间距的增加，裂缝条数的减少对产量影响更大，因此裂缝间距的增加使得累积产气量减少。

2.4 压裂裂缝半长

设定裂缝条数为10 条，裂缝传导率为1.5 mD·m，间距为90 m，在裂缝半长分别为45 m、105 m、165 m和225 m的条件下进行模拟。得到不同裂缝半长对应的累积产气量曲线（见图8），以及20年后基质压力分布情况（见图9）。

从图8可以看出，随着裂缝半长的增加，裂缝波及范围越大，产气量逐渐增加，图9 则表明压裂裂缝越长，裂缝所能影响到的气体流动范围越大，更多的气体能够更快流入到井筒，从而产量更高。

图9 20年后基质压力分布对比

图10 20年后基质压力分布对比

2.5 压裂裂缝条数

设定其它参数不变，仅改变裂缝条数1～10 条，分别进行模拟，得到不同裂缝条数时的累积产气量曲线（见图11），以及20年后基质压力分布情况（见图10）。

图11 不同裂缝条数累积产气量曲线

3 结论

从图11可以看出，随着压裂裂缝条数增加，累积产气量逐渐增大。图10 表明增加裂缝条数能增大气体流动范围。增加压裂缝条数，沟通了更多天然裂缝，裂缝所能影响到的气体流动范围相应增大，从而使产气量增加。

（1）对于页岩气藏来说，水平井水力压裂对气藏产能的影响是非常重要的，气藏的特性（天然裂缝渗透率和天然裂缝分布）、水力压裂裂缝的传导率、裂缝间距、裂缝半长以及裂缝条数等参数都会对页岩气产能有非常大的影响。

（2）由于页岩气相对于煤层气，吸附态天然气不多，吸附和游离态相互共存，在对其进行产能评价时需与煤层气模块的数学模型加以区别。根据实际页岩储层有机质含量，调整吸附态天然气量，使其更加贴近页岩开发特征，提高产能预测精度。

（3）页岩气气藏开发增产效果很大程度上取决于气藏本身发育的天然裂缝的渗透率，气藏本身特性对于页岩气产量评价是非常重要的。页岩气能否成功有效的开发，最本质取决于气藏裂缝发育程度。

（4）在满足经济开采页岩气条件下，为延长稳产时间，减缓产量衰减速率，应合理控制产量。对压裂水平井，合理优化裂缝间距、裂缝半长、裂缝条数等参数，提高气藏开发效果。

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