页岩气藏压裂水平井开发效果评价研究

何秀珍，王新海，江 山，何秀玲，卓 红

（1.教育部油气资源与勘探技术重点实验室（长江大学），湖北武汉 430100；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；3.中国石油集团测井有限公司生产测井中心，陕西西安 710000）

页岩气作为一种新型非常规天然气，在中国越来越受到重视[1]。页岩气储层超致密、比表面积大、特低孔、渗，主要通过吸附方式储存大量气体[2]。裂缝发育对游离相天然气的富集和自然产能的提高有帮助，到目前为止，只有少量的发育良好的天然裂缝页岩气井可以被开采，其他大部分页岩气井需要用压裂等方法进行增产，用连通天然裂缝的方式加强井筒附近储层导流能力[3-5]。

1 储层性质

（1）该页岩区块由于北西方向对其有挤压应力的作用，该区块以正向构造为主，各背斜之间以宽缓的背斜为界，高点位于区块的南西端，海拔最高675 m，最低250 m，大部分在400 m～600 m，以生成干气为主。地温梯度为2.83 ℃/m，地层压力为35.47 MPa。

（2）根据现有的钻井岩芯资料，该地区目的层页岩含碳质泥页岩（厚度约51 m）、碳质粉砂质泥岩（厚度约17 m）、碳质灰云质泥页岩（厚度约13 m）、碳质粉砂质泥页岩（厚度约6 m）。

（3）总含气量为0.44 m3/t～5.19 m3/t，平均1.97 m3/t，损失气0.11 m3/t～3.9 m3/t，平均值1.14 m3/t，解吸气0.31 m3/t～1.4 m3/t，平均值0.79 m3/t，残余气0.01 m3/t～0.07 m3/t，平均值0.04 m3/t。由等温吸附曲线，经计算得出兰氏体积为3.268 cm3/g，兰氏压力为7.248 MPa。

（4）经过岩心测试资料得知，平均孔隙度为5.46%，密度为2.557 g/cm3，平均渗透率为0.223 mD，吸附气丰度为1.47 m3/t，游离气丰度为1.066 m3/t，总丰度为2.536 m3/t，含水饱和度34.1 %。

图1 N3 井第15 段导流能力Fig.1 Flow conductivity of paragraph 15 in N3

由于该页岩储层的渗透率极低（本区块YY1 井2号样品的渗透率最低为0.007 3 mD，再如YY1 井5 号样品渗透率最高为0.499 1 mD），一般须经过大规模水力压裂来提高产能。该目标区使用微地震监测裂缝来诊断复杂裂缝网络。经验理论表明[6]，微地震能够很好地反演出裂缝几何形状和储层增产改造体积。

由图1 可知，经压裂所产生的人工裂缝约290 m，人工裂缝的导流能力随着裂缝的长度而降低，平均导流能力30 mD·m，并且近井位置的导流能力最好。由图2 可以看出，压裂后形成了较好的裂缝网络，其中越靠近井筒位置的裂缝宽度越宽，离井筒相对较远的位置裂缝越窄，与导流能力的变化规律基本一致，说明有较好的导流能力。

2 地质模型

用Petrel 进行地质建模，地质模型维数为96×86×80，其中x 方向网格步长为100 m，y 方向网格步长100 m，z 方向网格步长为1 m。

在精细地质模型的基础上，利用Petrel 的Upscaling 粗化功能，将原精细模型的纵向网格进行处理，进而得到既能满足油藏数值模拟精度，又能保证合理的计算速度的地质模型。粗化后要保证任意两个井点间有3 个以上网格，垂向上区分单层。因此工区粗化后平面上网格步长100 m×100 m，垂向上分为5 个网格。

3 数值模型

图2 N3 井第15 段网状裂缝形态Fig.2 Reticular cracks form of paragraph 15 in N3

数值模型采用双孔双渗模型，假设页岩由两种孔隙介质（基质和裂缝）构成：（1）气体在页岩中以两种形式（游离态和吸附态）存在；（2）游离态气仅存在裂缝中，部分气体还吸附于基质孔隙表面[7]；（3）页岩气在裂缝中不仅有达西流动，还有高速非达西流，在基质孔隙是延时吸附模式的菲克扩散[8]；（4）再划分基质网格，可以得到一系列的再分网格，通过这种对基质网格再分的方法可以模拟气体在基质中的流动[3]。利用软件Eclipse2013 的组分模型进行数值模拟，在拟合的基础上进行开发效果预测。

4 开发效果预测

通过制定不同的方案进行对比，然后优选出合理科学的方案。（1）在开采初期，5 口试采井加上新打井17 口，分别定产80 000 m3和100 000 m3，布置矩形井网进行生产；（2）开采初期布菱形井网，打新井17 口，分别定产80 000 m3和100 000 m3，布置菱形井网进行生产；（3）对比矩形与菱形井网，然后优选出菱形井网更合理，在此基础上进行加密处理，最终布井38 口。再分别定产量80 000 m3、100 000 m3、120 000 m3，以及不同的压裂长度进行对比优选，得出合理的生产开发方式。

图3 矩形井网布井22 口累产气量曲线Fig.3 Tired gas production curve of 22 rectangular well pattern

4.1 矩形井网

矩形井网22 口：定产80 000 m3、100 000 m3对比（见图3）。

4.2 菱形井网

（1）方案一（见图4）：井距1 320 m，布井22 口，定产80 000 m3、100 000 m3。

（2）方案二（见图5）：井距1 000 m，布井38 口，压裂缝半长260 m，290 m，定产气量100 000 m3。

（3）方案三（见图6）：布井38 口，井距1 000 m，定产气量80 000 m3、100 000 m3，裂缝半长290 m。采用菱形井网布井38 口，对比定产气量80 000 m3与100 000 m3，生产30 年的累积产气图。定产气量80 000 m3稳产16 年，定产气量100 000 m3稳产14 年。

（4）方案四（见图7）：采用菱形井网布井38 口，定注气量80 000 m3、100 000 m3、120 000 m3，裂缝半长260 m。

4.3 不同方案对比及推荐方案

图4 菱形井网布井22 口累积产气量曲线Fig.4 Tired gas production curve of 22 diamond shaped well pattern

图5 不同缝长累积产气量对比图Fig.5 Comparison chart of tired gas production with different fracture half length

图6 菱形井网布井38 口累产气量曲线Fig.6 Tired gas production curve of 38 diamond shaped well pattern

由设计的几种方案，通过数值模拟结果对比可知，在平均压裂缝长290 m 时，该区块对应的采出程度高一些，为31.23%。井数为22 口的方案，井距为1 320 m，井数为38 口的方案井距为1 000 m（见表1）。

表1 不同方案对比Tab.1 Comparison of different plans

图7 菱形井网布井38 口累产气量曲线Fig.7 Tired gas production curve of 38 diamond shaped well pattern

5 结论

（1）该区块页岩气产量较高，开采时间较长，推荐方案：初期打井生产22 口井，后期继续加密为菱形井网进行生产，最终井数38 口，井距为1 000 m 其中靠边界处一共有4 口多分支井。通过模拟得出进行生产30 年，平均压裂缝长290 m，累积产气量81.2×108m3，采出程度为31 %。

（2）页岩气井的单井控制范围有限，适当增加水平井的数量，加大井网密度，能有效地提高页岩气藏的采收率。

（3）对压裂水平井，合理优化裂缝半长，能够促进页岩气藏的有效开发。

［1］ 雷群，王红岩，赵群，等.国内外非常规油气资源勘探开发现状及建议［J］.天然气工业，2008，28（12）：7-10.

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