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新型页岩气井压裂技术及其应用研究摘要：本文在总结分析页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。
关键词：页岩气体积压裂缝网剪切裂缝水压裂监测建议页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。
一、页岩气基本特征页岩气开采深度普遍小于3000m ，其储层典型特征为：①石英含量大于28%，一般为40%~50%，遭受破坏时会产生复杂的缝网；②页岩气储层致密，孔隙度为4.22%~6.51%，基质渗透率在1.0mD 以下；③页岩微裂缝发育，页岩气在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层；④页岩气有机质丰度高，厚度大，有机碳含量一般大于2%，成熟度为1.4%~3.0%，干酪根以Ⅰ~Ⅱ型为主，有效厚度一般在15~91m ；⑤页岩脆性系数高，容易形成剪切裂缝，如Barnett 页岩杨氏模量为34000~44 000mPa ，泊松比为0.2~0.3 ；⑥页岩气主要有吸附态、溶解态和游离态 3 种赋存状态，其赋存状态要求有大的改造体积，这样才会获得高产。
二、页岩气井体积压裂技术体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。
页岩气储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。
数值模拟研究表明，页岩气储层改造的体积（SRV ，106 ft3 ；1 ft3 ＝0.028 317m3 ）越大，压后增产效果越好。
但要实现体积改造，除地层要具备体积压裂的基本条件外，压裂改造工艺方法也十分关键。
胜利油田页岩油气藏体积压裂工艺的应用及探索 —以樊页平1井的开发为例发布时间：2021-09-13T01:49:46.667Z 来源：《工程管理前沿》2021年第13期作者：刘军杰1，刘长1，王勇1，万明慧2，马琳1，田杰1 [导读] 我国页岩油气资源丰富，勘探开发潜力大，近年来胜利油田响应国家号召，将非常规页岩油气资源的勘探与开发提上议程。
刘军杰1，刘长1，王勇1，万明慧2，马琳1，田杰11.胜利油田分公司石油工程监督中心，山东东营；2.钻井工艺研究院，山东东营摘要：我国页岩油气资源丰富，勘探开发潜力大，近年来胜利油田响应国家号召，将非常规页岩油气资源的勘探与开发提上议程。
通过借鉴美国页岩油革命和四川页岩气开发的成功经验，优选胜利油区甜点稳定连续，岩性物性、含油性强的页岩油区块开展水平井分段压裂先导试验，现场采用可溶桥塞射孔联作工艺、限流射孔理论、低成本现场混配压裂液体系和组合粒径支撑剂技术进行压裂改造。
同时针对该区块施工压力高、加砂困难的特点，不断探索改进压裂施工工艺，总结砂堵处理经验，针对性开展适合本区快的压裂改造方案。
经过体积压裂改造，樊页平1井8mm油嘴放喷制度下日产油202m3/d，日产气1.6×104m3/d，实现胜利页岩油Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层的有效突破，对胜利油田的储量接替和建设百年胜利而言具有重要意义[1-3]。
关键字：胜利油田页岩油体积压裂水平井甜点1资源与地质特征1 地质特征樊页平1井构造上位于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷樊119鼻状构造带北部，本区沙四上纯上亚段页岩油储层比较发育，导眼井与邻井小层对比显示，该区甜点连续稳定，中高程度演化，属于碳酸盐岩夹层型页岩油藏。
2 油气藏条件通过对测井曲线进行分析发现，该井存在灰岩含量高，孔渗条件差，泥质含量偏高的特点，脆性指数在0.35-0.45之间。
通过对不同岩相的烃源岩、含油性、储集性和脆性特征做进一步分析，将樊页平1井划分成72个油气层，其中Ⅰ类层195m/8层，Ⅱ类层722m/27层，Ⅲ类层1183m/37层。
页岩气体积压裂缝网模型分析及应用
摘要：页岩储层孔喉细小、渗透率低，水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络
加剧了页岩气流动的复杂性。
为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征，提出了离散
裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法，并针对储层裂缝分布形态，利用商业
数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。
模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络，基于建立的多重连续
介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。
利用建立的模型，
系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。
关键词：页岩气；缝网压裂；连续介质模型；动用程度；数值模拟
1前言
页岩气储层渗透率极低，在成岩作用、多阶段构造演化、气体赋存状态及介
质尺度等方面都与常规油气藏存在较大差异，其既是烃源岩又是储集层，储层中
发育大量的微纳米孔隙和干酪根有机质，是典型的原地成藏。
近年来，随着长井
段水平井技术和分段压裂技术的发展，非常规油气资源的开发成为可能。
页岩气
储层压裂过程中容易产生裂缝网络系统，形成的多尺度天然裂缝-人工裂缝相互交
织会在储层中形成宏观优势流动区域，影响渗流场压力和流体组分的分布。
2多重连续介质基质-裂缝网格划分
目前，常采用Warron-Root双重介质模型描述基质-裂缝交互渗流机制，当本
文模型与双重介质模型网格剖分相同时二者描述的流体运移规律相同。
采用Matlab软件对笔者建立的离散裂缝耦合多重连续介质模型及Warron-Root双重介
质模型进行编程求解。
图1所示为当本文模型的网格剖分与Warron-Root双重介
质模型相同时生产井井底压力的变化规律。
图1本文模型和Warron-Root模型井底压力对比
图2不同形状因子对井底压力的影响
由图2可知，形状因子值越大，基质-裂缝窜流量就越大，表明从基质流出到
裂缝的渗流阻力越小。
在多重连续介质系统中，采用多层嵌套方法表征基质内流
体的流动规律。
进行计算分析时，将基质分成了6层。
取Km/Kf=0.00001，0.0001，0.001，0.01，0.1，研究不同岩石基质与裂缝渗透率比值下井底压力变化规律及多
重连续介质不同层的压力分布规律。
：基质与裂缝的渗透率比值较大时，井底压
力下降快，分析认为，基质渗透率与裂缝渗透率相近时流体交换流动阻力小；相反，如果基质与裂缝的渗透率比值较小，如Km/Kf=0.00001，则井底压力下降不
明显，说明流体从渗透率极低的基质中流出来较困难。
基质与裂缝的渗透率比值
较大时，流体在基质内部的流动阻力较小，流动速度较快，各层压裂达到拟稳态
的时间较短；反之，则流体的流动阻力较大，流动速度较慢，达到拟稳态流动的
时间较长。
3页岩气储层动用规律
在深入分析页岩气藏物性参数及流动特征的基础上，基于前文提出的离散裂
缝耦合多重连续介质模型建立了考虑页岩气吸附/解吸的多重孔隙介质压裂水平井复杂缝网数值模拟模型。
模拟研究单元取水平井的一侧，网格数为60×40×2，研
究工区尺寸1200m×800m×20m，采用多重连续介质模型对每个网格中流体的流动
规律进行表征，并以离散裂缝局部加密表征具有缝网系统复杂特征的人工主裂缝
及诱导大裂缝。
人工主裂缝垂直于水平井段，开启并沟通周围的天然裂缝形成诱导大裂缝，主裂缝和缝网均为天然气流通通道。
同时，将诱导次裂缝与主裂缝相互交织形成的裂缝网络所包含的区域称之为储层改造体积（stimulatedreservoirvolume，SRV）；通过调整主、次缝的条数和缝间距来改变缝网的动用程度，采用扩展朗缪尔等温吸附方程表征页岩气在基质中的动态吸附和解吸过程。
模型参数：渗透率0.0001mD，孔隙度为2%，页岩气藏深度1400.00m，页岩气组分有CO2和CH4，地层温度为60℃，模拟气藏长度1200.00m，宽度800.00m，气藏厚度20.00m，扩散系数1.08×105m2/d，基质-裂缝耦合系数0.08，岩石密度2000kg/m3，临界体积0.098m3/kg·mol，气藏的初始压力10MPa，模拟时间15年。
4裂缝纵向动用程度对页岩气产量的影响
为了评价页岩气藏裂缝网络参数对产能的影响，提出压裂水平井裂缝纵向动用程度的概念，即缝网压裂所产生的沿垂直于水平井段方向上的有效泄流（气）体积占页岩气藏储层的比值。
可知，水平井裂缝纵向动用程度与水力压裂主裂缝的长度正相关，与裂缝网络中的次缝间距负相关。
运用数值模拟方法，研究了水平井裂缝纵向动用程度对页岩气产量及压力分布的影响。
保证水平井长度相同，主裂缝和裂缝网络的导流能力均为0.1D·cm，主缝半长均为100m，间距为80m，研究次缝间距分别为10，20和30m时的页岩气产量变化规律。
缝间距越小纵向动用程度越大。
储层改造区域内次裂缝沟通了更多的基质储层，提高了储层纵向动用程度、增大了接触面积，流体流动效率也随之提高，泄气面积大幅度增大。
5结束语
由于页岩气在基质/干酪根内部流动阻力较大，流体流动速度极慢，达到拟稳态流动的时间较长，因此在页岩气建模过程中应选择多重连续介质模型，准确描述页岩气的流动状态。
基于多重连续介质模型耦合页岩气渗流机理，考虑人工主裂缝与复杂裂缝网络特征，建立了数值模拟模型。
研究表明，页岩气开发中，当储层改造体积相同时，SRV范围内能够被沟通的裂缝是贡献产量的主力，因而最大限度地开启或沟通天然裂缝，增加裂缝网络与井筒及主裂缝之间的沟通是提高页岩气产量必备条件。
参考文献：
[1]陆程，刘雄，程敏华，李兵.页岩气体积压裂水平井产能影响因素研究[J].特种油气藏，2014，21(04):108-112+156.。
