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页岩气藏渗流及数值模拟研究一、本文概述Overview of this article页岩气藏作为一种重要的非常规天然气资源，近年来在全球范围内受到了广泛的关注和研究。
由于其储层特性复杂，开发难度大，渗流规律及数值模拟研究成为了页岩气藏开发的关键问题。
本文旨在深入探讨页岩气藏的渗流特性，建立相应的数值模拟模型，为页岩气藏的合理开发提供理论支持和技术指导。
Shale gas reservoirs, as an important unconventional natural gas resource, have received widespread attention and research worldwide in recent years. Due to the complex reservoir characteristics and high development difficulty, the study of seepage laws and numerical simulation has become a key issue in the development of shale gas reservoirs. This article aims to deeply explore the permeability characteristics of shale gas reservoirs, establish corresponding numerical simulation models, and provide theoretical support and technical guidance for the rational development of shale gasreservoirs.本文首先将对页岩气藏的地质特征和渗流特性进行概述，包括页岩储层的岩石学特征、孔渗结构、渗流机制等。
页岩气渗流机理页岩气是指那些聚集在暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气。
它与常规天然气的理化性质完全一样，只不过赋存于渗透率、孔隙度极低的泥页岩之中，气流的阻力比常规天然气大，很大程度上增加了页岩气的开采难度，因此被业界归为非常规油气资源。
页岩自身的有效孔隙度很低,页岩气藏主要是由于大范围发育的区域性裂缝,或热裂解生气阶段产生异常高压在沿应力集中面、岩性接触过渡面或脆性薄弱面产生的裂缝提供成藏所需的最低限度的储集孔隙度和渗透率。
通常孔隙度最高仅为4% ~5%,渗透率小于1×10-3μm 。
页岩气藏有特殊的产气机制。
与常规低渗气藏不同，天然气在页岩中的流动主要有4种机理，这4种机理覆盖了从分子尺度到宏观尺度的流动。
主要表现为游离气渗流、解吸附、扩散和自吸。
第一 ，由于气体滑脱效应的存在 ，游离气在有机质和无机质基岩中的流动属非达西渗流，但在天然或水力裂缝中的流动为达西渗流。
第二，有机质上的吸附气对渗透率有不利的影响，这是由于有机质的天然气吸附层对天然气分子的引力增大所致，但是，如果有机质不属于多孔介质，仅作为连接基质孔隙或为裂缝之用，那么，在生产时，远离孔隙和裂缝的吸附气只能沿有机质表面易扩散的方式进行运移。
如果有机质属于多孔介质，部分吸附气能够直接释放进入有机质孔隙，并且，这样会使扩散的重要性被减弱 。
第三，自吸作用是当压裂水在致密气藏流动时发生的一种现象，在页岩储层压裂时，由于自吸作用和重力分异作用，导致压裂水的返排率不足50% 。
因此，气水两相在裂缝中共同流动时，往往气在裂缝的上部流动，此时，在裂缝的下部留有大量的水。
在钻井液和增产措施作业水的冷却作用下，储层接触面附近会聚集更多的束缚水，因而也会恶化自吸现象的影响。
1 Langmuir 单分子层吸附状态方程假定固体表面是均匀的,对气体分子只做单分子层吸附.设气体的压力为p,未被气体分子吸附的表面积百分数为θ.气体分子吸附的速度与气体的压力成正比,也与未被气体分子吸附的表面积成正比,则吸附速度a R cp θ=式中,c 为比例系数.气体脱附的速度与吸附气体分子所覆盖的表面积的百分数成正比,也与被吸附的气体分子中那些具备脱离表面逸向空间所需能量的分子所占的比例成正比.设吸附气体分子所覆盖的表面积的百分数为θ,设εa 为脱离表面逸向空间所需的最低能量,即吸附热εa,被吸附在表面的总分子数为Na,其中能量超过εa 的分子数为N*a,则有/*/a k Taa NN feε=式中,f 为比例系数;k 为玻尔兹曼常数.则脱附速度/a k Td R de εθ=式中,d 为比例系数达到吸附平衡时,吸附速度应等于脱附速度,即Ra= Rd,所以/0a kTcp d eεθθ=未被气体分子吸附的表面积百分数θ0与吸附气体分子所覆盖的表面积的百分数θ之和应等于1,即01θθ+=. 可得单分子层吸附方程1bpbp θ=+ 式中，/a kTc bd eεθ=如果以Q 表示单位固体表面上吸附的气体的量,a 表示单位固体表面上饱和吸附气体的量,则Langmuir 方程转化为常用的形式:1abpQ bp =+在压力很低时,上式分母中的bp 相对于1可以忽略不计,吸附气体量Q 与压力p 成正比;在压力很高时, 上式分母中的1相对于bp 可忽略不计,吸附气体量Q 达到饱和,即发生饱和吸附。
页岩气藏气体流动机理及数值模拟研究页岩气是一种以页岩为主要储层的天然气资源，由于其在储层中的特殊性质，其流动机理和数值模拟研究对于有效开发和利用页岩气具有重要意义。
在页岩气藏中，气体流动的机理主要包括渗流机理和吸附机理。
渗流机理是指气体在页岩储层中的渗流过程，主要受到渗透率、孔隙度和渗透率分布等因素的影响。
吸附机理是指气体在页岩储层中与页岩表面发生吸附作用，主要受到吸附等温线和吸附解吸速率等因素的影响。
为了研究页岩气藏中气体的流动机理，数值模拟成为一种重要的研究手段。
数值模拟可以通过建立数学模型和计算方法，模拟气体在页岩储层中的流动过程，对气体的渗流和吸附行为进行定量描述。
数值模拟可以通过改变渗透率、孔隙度和吸附等温线等参数，研究它们对气体流动的影响，从而为页岩气藏的开发和利用提供科学依据。
在数值模拟研究中，常用的方法包括有限差分法、有限元法和边界元法等。
这些方法可以通过离散化储层模型，将连续的流动方程转化为离散的代数方程，然后通过迭代求解，得到气体在储层中的流动状态。
数值模拟可以通过改变模型的边界条件和参数，模拟不同的开发方案和条件，评估其对气体产量和开发效果的影响。
然而，数值模拟研究也存在一些挑战和限制。
首先，页岩气藏储层复杂多变，储层参数的确定和模型的建立存在一定的不确定性。
其次，数值模拟需要大量的计算资源和时间，对计算机性能和算法效率提出了较高的要求。
此外，数值模拟结果的可靠性和准确性也需要通过与实际生产数据和实验结果进行验证。
尽管存在一些挑战，但数值模拟研究对于页岩气藏的开发和利用具有重要意义。
通过数值模拟，可以评估不同的开发方案和条件对气体产量和开发效果的影响，优化开发策略，降低开发成本。
此外，数值模拟还可以预测页岩气藏的产量潜力和剩余资源，为储量评价和资源管理提供科学依据。
页岩气藏气体流动机理和数值模拟研究对于有效开发和利用页岩气具有重要意义。
通过研究气体在页岩储层中的渗流和吸附行为，可以揭示气体流动的机理，为开发策略的制定和优化提供依据。
页岩气渗流及应用1 页岩气概述随着世界各国对于煤、石油、天然气等化石能源需求的不断攀升，页岩气、致密气、煤层气等非常规能源，作为常规能源的重要补充，逐渐进入人们的视野。
页岩气是以多种相态存在，主体上富集于泥页岩（部分粉砂岩）地层中的天然气聚集。
页岩气藏中的天然气不仅包括了存在于裂缝中的游离相天然气，也包括了存在于岩石颗粒表面上的吸附气。
页岩气与其他类型天然气的显著差别在于，其具有典型的“自生自储”特点。
全球对页岩气的勘探开发并不普遍，仅美国和加拿大在这方面做了大量工作。
近十年来，美国页岩气行业发展迅速，目前已进入页岩气开发的快速发展阶段，加拿大页岩气商业化开采还处于起步阶段。
页岩气在美国已经成为天然气家族中的重要成员，正广泛应用于燃气化工、汽车燃料等方面。
作为一个新兴的非常规能源，页岩气资源的勘探开发需要大量技术、资金和人员投入。
我国页岩气资源的勘探开发刚刚起步，经验匮乏，技术不成熟，实现页岩气资源的规模开发还有很长的路要走。
北美页岩气开发的成功经验和先进技术非常值得我们借鉴和参考。
目前，世界上对页岩气的研究并不普遍,只有美国和加拿大对此做过大量工作，特别是美国，对国内的5大页岩气盆地进行了十分系统的研究工作，在页岩气勘探开采方面取得了很大的突破，积累了丰富的经验。
我国对页岩气的研究与勘探开发还处于探索阶段。
20世纪60—90年代,在页岩油藏有所发现的基础上，部分学者对页岩气藏做过一定的探讨。
近2年，张金川等国内学者相继发表了一些关于页岩气方面的著作，将为我国的油气勘探打开新的局面。
据国家工程院预测，我国原油供给的对外依存度到2020年将达到55%，天然气供需缺口2010年为200×108m3，2020年将达到800×108m3。
而我国天然气勘探开发尽管目前处于大发展阶段,但是天然气资源同原油一样具有“低、深、难”的特点。
在我国油气消费需求与日俱增的情况下,为进一步从根本上解决油气可持续发展的问题,需要积极寻找新的接替资源。
从美国和加拿大的勘探开发成果看,页岩气是非常现实的常规油气资源的接替资源之一。
1.1 页岩气特点页岩气与深盆气、煤层气一样都属于“持续式”聚集的非常规天然气。
所谓页岩气(Shale Gas)系指富含有机质、成熟的暗色泥页岩或高碳泥页岩中由于有机质吸附作用或岩石中存在着裂缝和基质孔隙，使之储集和保存了一定具商业价值的生物成因和/ 或热解成因天然气。
页岩气系统具有典型的自生自储特性。
1.1.1页岩产气机理与赋存形式天然气在页岩中的生成、吸附与溶解逃离，具有与煤层气大致相同的机理过程。
通过生物作用或热成熟作用所产生的天然气首先满足有机质和岩石颗粒表面吸附的需要，此时所形成的页岩气主要以吸附状态赋存于页岩内部。
当吸附气量与溶解的逃逸气量达到饱和时，富裕的页岩气解吸进入基质孔隙。
随着天然气的大量生成，页岩内压力升高，出现造隙及排出，游离状天然气进入页岩裂缝中并聚积。
页岩岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩和高碳泥页岩类，岩石组成一般包括30%～50%的粘土矿物、15%～25%的粉砂质(石英颗粒)和4%～30%的有机质。
正是由于页岩具有这样的特性，所以页岩中的天然气具有多种存在方式，主要包括了2种形式，即游离态(大量存在于页岩孔隙和裂缝中)和吸附态(大量存在于粘土矿物、有机质、干酪根颗粒及孔隙表面上) ，其中吸附态存在的天然气占天然气赋存总量的20%以上(Barnett Shale) 到85%(Lewis Shale)。
图1.2 页岩气在岩石中存在形式图1.1.2 页岩气成因前人对美国5大页岩气盆地页岩气的成因研究表明，页岩气可以通过以下2种途径演变而来。
第1种途径：热裂解成因气。
页岩中热成因气的形成有3个途径：①干酪根分解成气体和沥青；②沥青分解成油和气体(步骤1和步骤2为初次裂解)；③油分解成气体、高含碳量的焦炭或者沥青残余物(二次裂解) 。
最后一个步骤主要取决于系统中油的残余量和储层的吸附作用。
美国Fort Worth盆地的Barnett 页岩气就是通过来源于干酪根热降解和残余油的二次裂解，主要以残余油的二次裂解为主,正因为如此，使得Barnett 页岩气具有较大资源潜力。
第2种途径：生物成因气。
一般指页岩在成岩的生物化学阶段直接由细菌降解而成的气体，也有气藏经后期改造而成的生物气。
如美国密歇根盆地的Antrim页岩气是干酪根成熟过程中所产生的热降解气和产甲烷菌新陈代谢活动中所产生的生物成因气，以后者为主。
其原因可能是发育良好的裂缝系统不仅使天然气和携带大量细菌的原始地层水进入Antrim页岩内，而且来自上覆更新统冰川漂移物中含水层的大气降水也同时侵入，有利于细菌甲烷的形成。
图1.3 页岩气成因图1.2 页岩气开发目前可采的工业性页岩气藏埋深最浅为182m。
页岩总孔隙度一般小于10%，而含气的有效孔隙度一般只有1%~5%，渗透率则随裂缝发育程度的不同而有较大变化。
页岩具有广泛的饱含气性，天然气的赋存状态多变，吸附态天然气的含量变化在20%~85%之间。
巴耐特页岩气田是目前世界上开发最成功的页岩气田，也是美国目前产量最大的页岩气田，其产量占美国总页岩气产量的50%～60%。
1.2.1 井型与井距在常规油气藏中，如果钻井过密，每口井的生产速度和井间干扰会对油气藏整体压力产生影响，但是对于页岩气藏来说并非如此。
由于页岩渗透率极低，只要钻井密度不够大或者临近井的压裂裂缝没有相互交叉，每口井只能采出该井所控制那一小块气藏里的天然气。
因此，页岩气产量与钻井数量和压裂规模密切相关。
页岩气藏需要的井数为常规气藏的10倍，井距较小。
截至2008年，巴耐特页岩气田总井数为12000口。
在2008年产量高峰期的时候，有180多台钻机同时作业，相当于美国所有可用钻机数的10%。
近几年钻的井绝大多数为水平井（通常为20～40口的丛式井），水平段长度通常为1000～2000m，压裂级数为4～15级。
大多数页岩气井井距为400～800m，但是为了提高采收率，一些区块的井距甚至为245～283m（相当于16口井/km2）。
图1.4 巴耐特页岩井型与产气量1.2.2 生产剖面巴耐特页岩7000多口气井的生产剖面极为类似：均为早期出现一个产量高峰，之后迅速下滑。
每口井的产能都与所在区块的地质特征及完井作业的有效性（是否实现了与产层的最大接触）有关。
井与井之间的产能差异明显大于常油气藏。
图1.5 巴耐特页岩水平井生产剖面很高的初始产量和紧随其后的快速下滑意味着岩气资源开发很快，4年之内就可以开发出2/3。
这确保了每口井的投资成本可以很快回收。
增加钻井量可以迅速提高产量，一旦停止钻井，产量就会迅下滑。
从对巴耐特页岩气井的生产剖面分析可以推断其他有待开发的页岩气藏的生产特征，即产量与钻井数量成函数关系。
假设每年钻80口井，每口井的设计和生产特征相同，一个新开的页岩气藏7年之后能达到高产稳产期。
为了维持稳产，必须不停地钻井；如果彻底停止钻井，3年之后产气量就会下降到稳产期产量的一半。
图1.6 新开发气藏页岩气生产剖面1.2.3 产量递减率巴耐特页岩气井的产量递减率明显高于大多数常规气井。
总体来说，巴耐特页岩气井产量第二年比第一年下降39%，第三年比第二年下降50%。
几年之后，产量下降速率会放缓但还是相当高，因此，几年之后大部分可采气都可以采出了。
垂直井的产量递减率也很高：第二年比第一年下降42%，第三年比第二年下降55%。
图1.7 巴耐特页岩水平井产量递减率1.2.4 单井最终可采资源量在历史产量数据的基础上对巴耐特页岩气井的单井最终可采资源量进行了预测。
水平井平均单井可采量为3860×104m3，60%的井在平均值以下。
这些预测是建立在完井初期的产气量基础上的，没有考虑新产层压裂和老产层的重复压裂所带来的产量剧增，所以数据有点保守。
垂直井的单井最终可采资源量分布与水平井非常类似，但总体数值有点低，平均单井可采量为2070×104m3。
页岩气藏每口井的单井产量和可采资源量之间差别很大，这反映了原始地质储量、储层的局部地质特征、井的水平段长度以及压裂规模之间的差异。
平均单井产量最高的区块称为“核心区块”巴耐特页岩现有水平井最终单井开采资源量1.3气资源评价页岩气资源潜力计算的方法较多，主要分为静态法和动态法两大方面：（1）静态法是依据页岩储层的静态地质参数计算其资源量，具体又细分为成因法（物质平衡法、Tissot法）、类比法（面积丰度类比法、体积丰度类比法、特尔菲法）、统计法（蒙特卡罗法、FORSPAN模型法）；（2）动态法是根据页岩气在开发过程中的动态资料计算其资源量，目前对页岩气进行资源量评价的动态法主要包括：物质平衡法、递减法、数值模拟法。
2 页岩气井水力压裂技术及其适用性页岩储层厚度薄，渗透率低，水平井加多级压裂是目前美国页岩气开发应用最广泛的方式。
目前常用的技术有多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂和同步压裂等。
2.1 多级压裂多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂的技术。
多级压裂能够根据储层的含气性特点对同一井眼中不同位置地层进行分段压裂，其主要作业方式有连续油管压裂和滑套完井两种。
多级压裂技术是页岩气水力压裂的主要技术。
多级压裂的特点是多段压裂和分段压裂，它可以在同一口井中对不同的产层进行单独压裂。
多级压裂增产效率高，技术成熟，适用于产层较多，水平井段较长的井。
图2.1 滑套完井多级压裂作业图2.2 清水压裂清水压裂是利用大量清水注入地层诱导产生具有足够几何尺寸和导流能力的裂缝以实现在低渗的、大面积的净产层里获得天然气工业产出的压裂措施。
清水压裂利用储层的天然裂缝注入压裂液，使地层产生诱导裂缝，在压裂过程中，岩石碎屑脱落并沉降在裂缝中，起到支撑作用，使裂缝在压裂液退去之后仍保持张开清水压裂的成功就在于它以较低的开支获得了和凝胶压裂相同甚至更好的增产效果，目前的清水压裂多是使用混合的清水压裂液, 它是在传统的清水压裂液中加入了减阻剂、凝胶、支撑剂等添加剂, 又叫减阻水压裂。
清水压裂相比凝胶压裂液来说携砂能力弱，压裂半径小。
清水压裂以岩石的天然裂缝为通道注入压裂液，岩石杨氏模量越高裂越易形成粗糙的节理，保持裂缝的导流能力因此适用于天然裂缝系统较发育，岩层杨氏模量高的地层。
图2.2 清水压裂压裂液体积组分2.3 水力喷射压裂水力喷射压裂是用高速和高压流体携带砂体进行射孔，打开地层与井筒之间的通道后，提高流体排量，从而在地层中打开裂缝的水力压裂技术( 图2) 。
当页岩储层发育较多的天然裂缝时，如果用常规的方式对裸眼井进行压裂, 大而裸露的井壁表面会使大量流体损失，从而影响增产效果。
水力喷射压裂能够在裸眼井中不使用密封元件而维持较低的井筒压力，迅速、准确地压开多条裂缝。
