国外页岩气藏数值模拟技术调研

页岩气储层压裂数值模拟技术研究进展金衍;程万;陈勉【摘要】页岩气储层水力压裂数值模拟既要考虑页岩储层岩石的特性,又要兼顾水平井分段压裂施工工艺,是一个非常棘手的力学难题.本文简述了页岩气储层岩石具有的地质力学特征和页岩气储层开发常用的水平井分段压裂技术;详述了扩展有限元、边界元、离散元在水力压裂裂缝模拟上的应用现状,指出了它们在处理裂缝问题的局限性和优越性,总结出边界元三维位移不连续法是模拟多裂缝扩展的有效方法.【期刊名称】《力学与实践》【年(卷),期】2016(038)001【总页数】9页(P1-9)【关键词】水力压裂;数值模拟;页岩气;分段压裂【作者】金衍;程万;陈勉【作者单位】中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE371页岩气是一种产自极低孔渗、富含有机质页岩储集系统中的非常规天然气［1］.开发此类非常规油气资源需要大规模的储层改造.以滑溜水压裂液为主的水平井分段压裂技术已在国内外页岩气藏开发中得到广泛应用，并取得了较为乐观的经济效益.区别于相对较为均质的砂岩地层，页岩地层的岩石力学特征的复杂性使得水力裂缝扩展路径变得更为复杂.水平井多级水力裂缝间的应力干扰又使得传统的水力裂缝数学模型无法准确地模拟出水力裂缝的几何形态.鉴于此，本文综述了近几年来页岩气藏水力压裂裂缝扩展数值模拟技术的研究进展.微地震技术及井下成像技术和井下页岩岩芯已经证实页岩气地层中常发育复杂的裂缝［25］.层理发育是页岩气储层的一个明显的特征，其胶结强度往往低于层内岩石的胶结强度，它与天然裂缝面一起构成了岩石中的弱胶结面［67］（“弱面”）.大量的室内水力压裂实验已经证明，弱面是影响水力裂缝扩展路径的关键因素［45，7］.页岩弹性各向异性特征［810］，使得页岩水力裂缝宽度也因此而变得比各向同性条件下复杂.受沉积方向和压实作用的影响，页岩被认为是横观各向同性的.不同岩层的岩性往往是不同的，其弹性力学参数因此迥异，多套地层在整体上常表现出弹性非均质性.地层间弹性参数的差异性通常会影响到水力裂缝宽度，断裂韧性的差异性则会出现限制缝高［11］、遮挡裂缝的可能性.页岩气储层改造是以提高改造的储层体积为主要目的的改造方式，旨在页岩气储集层中产生人工裂缝网络.为了增加水力裂缝在页岩气储层中的有效接触面积，在水平井中常需采用多级压裂技术，也称为分段压裂，如图1所示.每一个压裂段又含有多个射孔簇，在理想条件下，每个射孔簇能形成一条裂缝［1215］.多级压裂［16］主要应用在具有长水平段的水平井中，按压裂的先后顺序分为次序压裂（图1）、交错压裂（图2）和同步压裂（图3）.水平井次序压裂是指从水平井的趾端到跟段依次进行分段分簇压裂，如图 1所示.水平井交错分段压裂是指压裂顺序不严格按照从井底到井口的顺序进行压裂.这种压裂方式有增加储层沟通体积的可能性，但由于当前的井下工具不能够实施交错压裂，使得这种压裂方式尚未有现场应用.同步压裂是指对相邻两口及两口以上的水平井采用2套甚至多套车组同时压裂施工，以期利用压裂影响地应力场，形成更为复杂的裂缝网络.当页岩气井井筒密集时，通过对多口井进行同步压裂，能够获得比次序压裂更好的效果. 目前，以最大化采收率或者最快的采油速度为目的的页岩气井完井设计常需考虑以下几个因素：水力裂缝的优势扩展方向和井筒方位［17］；每个射孔簇的破裂压力，力争每簇能产出一个主裂缝，从而最大化裂缝复杂程度；同井或邻井裂缝间的应力干扰强度［1819］；同步压裂技术能否适合该地层，能否增加产气量［2021］.页岩气储层水力压裂数值模拟是围绕图1～图3所示的工艺技术开展的数值研究，目的是为了在储层压裂施工前能够设计和优化裂缝网络，从而为高效开发提供理论依据.水力压裂力学本质上可以概括为4个基本力学过程的耦合：储层岩石在流体压力的作用下发生断裂，形成裂缝通道；压裂液在裂缝通道中流动，并传递流体压力到地层深处；流体垂直于壁面的渗流；支撑剂在裂缝内部的运移.针对这4个力学过程，下文将着重论述模拟水力裂缝常用的3类数值方法：扩展有限元、离散元、边界元.3.1 扩展有限元（extended finite element method，XFEM）扩展有限元是以传统有限元的理论为框架，其核心思想是用扩充带有不连续性质的形函数来代表计算区域内的间断，不连续场的描述完全独立于网格边界，处理断裂问题有较好的优越性.利用扩展有限元，可以方便地模拟裂纹的任意路径［2223］，可以克服边界元模拟裂缝增长之后重新划分网格的局限性［2428］.盛茂等［29］基于扩展有限元模拟水力压裂，采用最大能量释放率准则确定裂缝是否继续扩展以及扩展方向.曾青冬等［30］考虑裂缝内流体流动和周围岩石应力变形，建立了页岩水力裂缝扩展的数学模型，分别采用有限元和扩展有限元求解裂缝流场和岩石应力场，并通过Picard迭代方法耦合求解.Mohammadnejad等［31］将扩展有限元应用于多孔介质中的水力压裂模拟.Arash［3234］采用扩展有限元方法模拟了水力裂缝在裂缝性油藏中的扩展行为，如图4所示.他忽略了压裂液沿着裂缝壁面的滤失，着重考虑了闭合天然裂缝的内聚力、岩石基质的断裂韧性、天然裂缝的几何形状对水力裂缝扩展路径的影响.系统地研究了水力裂缝与天然裂缝交叉前、交叉中、交叉后的天然裂缝的变形规律，以及裂缝形态与缝内压力的关系曲线，并将其与经典的KGD模型［35］进行对比.他指出，在某些条件下，闭合的天然裂缝在水力裂缝到达之前可能张开或滑移；某些条件下，闭合的天然裂缝不受水力裂缝的影响.Keshavarzi等［36］也采用扩展有限元方法模拟了水力裂缝在非常规油气藏中的扩展，得出了与 Arash［3234］相似的结果.他指出：水力裂缝沟通天然裂缝之前和之后都会发生偏移；原地应力场和天然裂缝的方向是影响交叉行为的主控因素.水力裂缝净液压力增加，可以减小水力裂缝的偏转.原水平应力差越小，水力裂缝越容易在沟通天然裂缝之前就发生偏转.在高逼近角时，水力裂缝可能同时张开天然裂缝和穿透天然裂缝，这主要依赖于水平应力差的大小.Fu等［37］在Arash［3234］和 Keshavarzi等［36］的研究基础上，将单条水力裂缝与单条天然裂缝的干扰行为扩展到单条水力裂缝与离散的天然裂缝网络的干扰行为.Fu等［37］考虑了天然裂缝与水力裂缝的应力干扰和离散裂缝网络中的流体动力学，在天然裂缝网络地层中模拟水力裂缝的扩展. 3.2 离散元（discrete element method，DEM）有关水力压裂模拟的研究可以大体分两大类：宏观和细观.宏观类的裂缝模型已经广泛地应用于石油工程水力压裂，裂缝因为缝内流体压力的驱动而发生增长，其相应的数学模型虽然复杂但计算速度快.与之相反，细观类的裂缝模型则是依据描述岩体颗粒与流体的相互作用，以数目巨大的离散单元来描述整个岩体，流体在颗粒或岩块间的流动来表达水力压裂的过程.基于离散元的水力压裂模拟可以在一定程度上反映出岩石在被压裂的过程中发生的情况：是剪切断裂还是张性断裂，适用于细观尺度上的机理研究.但是，对于油田尺度的水力压裂设计，基于离散元的水力压裂模型需要大量的单元，对计算机要求高，耗时很长，所得结果也并非直观上的水力裂缝.3.2.1 颗粒流程序（particle flow code，PFC）PFC［38］以点接触胶结的颗粒（二维为圆盘，三维为球）为基本单元，能模拟岩石中非连续面的一种数值模拟方法.PFC模拟水力压裂是在其颗粒间考虑流体压力而产生的键断裂，从而形成微裂缝，进而形成宏观尺度的水力裂缝［39］.PFC建模时可以先建立离散裂缝网络，再设置流体注入点，这使得水力裂缝不仅包括岩石颗粒间新生的裂缝，也包括了已存裂缝的剪切滑动扩展［40］.然而，PFC的基本假设就存在 3大缺陷：（1）颗粒间的力学参数如何与岩石的宏观参数对应；（2）PFC数值岩心代表了多大尺寸的实际岩石；（3）球形和圆盘形颗粒难以真实反映具有棱角的岩石矿物颗粒.因此，PFC模拟油田尺度的水力裂缝前景渺茫.3.2.2 晶格法为了解决PFC3D速度慢的问题，3D LATTICE软件提供了流--固--热耦合的模块.Cundall［41］用LATTICE模拟了水力裂缝与预置裂缝的干扰行为，预置裂缝捕获水力裂缝的原因是，水力裂缝遇到预置裂缝后，一侧受到拉伸应力，另外一侧受到挤压应力，而流体则始终是沿着阻力最小的方向流动，这与水力压裂室内试验［45，7］吻合良好.Pettitt等［42］用LATTICE软件模拟水平井多级压裂，并在最大水平应力60°角的方向上设置了一簇离散裂缝网络.水力裂缝起始扩展方向依然是垂直于最小主地应力，遇到节理网络后发生偏转.受到水力裂缝应力的影响，有些水力裂缝是双翼缝，有些则是单翼裂缝.3.2.3 非连续变形分析（discontinuous deformation analysis，DDA）非连续变形分析是离散元方法的隐式表达，与有限元处理应力位移问题较为相似.Ben等［4346］将裂缝性岩体简化为管网模型，采用DDA研究岩体的变形，并与裂缝中的流体流动相耦合，从而实现了裂缝性的岩体中的流体流动模拟.Ben为了模拟裂缝性地层中的水力压裂，他以DDA建立水力压裂模型时做了三点假设：（1）裂缝性或节理性岩体中的每个岩块是连续不可渗透的线弹性体，新生裂缝不能穿透这些连续的块体.（2）块体之间的初始状态是弹簧胶结的，可以发生张性和剪性破坏.（3）岩块的边界中的初始间隙为流体的流动路径，流态为单向不可压缩的拉梅流动.Morgan等［47］在Ben模型的基础上考虑了流体的可压缩性，也实现了水力压裂的模拟，并得到了实验验证.岩石的断裂有穿晶断裂和沿晶断裂［48］两种情况.DDA模拟裂缝性地层虽具有优越性，但其假设水力裂缝为不可穿越的块体，使得DDA模拟水力裂缝与实际的岩石裂缝有一定的差距.3.3 边界元（boundary element method，BEM）边界元法是在定义域的边界上划分单元，用满足控制方程的函数去逼近边界条件.其中，位移不连续法［4950］是边界元体系中的一种高效处理裂缝问题的数值方法，其原理是将裂缝划分成若干个位移不连续的单元，建立一个能够满足边界应力或位移的代数方程组，该方程组的解为单元的切向和法向位移，法向位移的物理意义即为裂缝宽度.早期的多裂缝的模拟是在经典的 KGD［35］、PKN［51］、拟三维裂缝模型［5254］基础上，考虑了流体在多裂缝以及井筒中的流动，但是没有考虑多裂缝间的应力干扰和裂缝内的压力耗散.Olson［55］基于二维位移不连续解，模拟多裂缝同时扩展，如图5所示.他假定裂缝扩展速度与裂尖应力强度因子成比例增长，裂缝内部液压为常压，考虑了等长天然裂缝的随机分布.但忽略了压裂液在裂缝内部的流动，使得这一模型不适合真实情况下的水力压裂.Olson等［56］指出：相对静液压力系数Rn和逼近角是影响裂缝形态的主要因素.与直井相比水平井中更倾向于形成网状裂缝，水平井中水力裂缝与天然裂缝之间的夹角越大，越易于形成网状裂缝形态.水力裂缝诱导应力可能使得闭合的天然裂缝在水力裂缝到达之前可能张开或滑移.张保卫［57］也采用边界元位移不连续法，模拟水力裂缝在页岩地层中扩展，得到了与Olson等［5556］相似的模拟结果.他指出，水力裂缝诱导应力场在裂缝尖端附近可以改变主应力的方向，使得水力裂缝并不总是沿着垂直于远场最小水平主应力的方向扩展，而当裂缝沿着天然裂缝扩展一段距离之后，天然裂缝的干扰应力场减小，水力裂缝又逐渐受到远场水平主应力的约束，沿着垂直于最小水平主应力方向扩展.在此基础上，Sesetty等［58］也采用边界元位移不连续法，但他假定压裂液为牛顿流体，研究了水力裂缝路径、裂缝开度、缝内压力随压裂液注入时间的变化关系.Wu等［5960］将拟三维裂缝宽度方程和二维位移不连续法相结合，建立了一个能够在天然裂缝性地层中模拟多裂缝的拟三维多裂缝力学模型.Wu等［5960］假定压裂液为幂律流体，采用有限差分法求解压裂液的流动，与拟三维多裂缝力学模型相结合，采用 Newton迭代法和Picard迭代法，实现了流体流动和裂缝变形的耦合，以及多裂缝间的应力干扰，采用最大拉应力准则判别裂缝扩展的方向，实现了拟三维多裂缝同步扩展的数值模拟.实际上，自然界任何裂缝都可以认为是三维的，二维裂缝也只是三维裂缝的特例.近年来，三维断裂力学［6162］和边界元三维位移不连续法［6365］的发展才使得真三维水力裂缝的模拟得以快速实现.Yamamoto等［6667］采用有限元研究裂缝内部流体的流动，三维位移不连续法研究岩体的变形，经过耦合求解之后，模拟了全三维水力裂缝扩展.但其局限性在于不能考虑地层之间水平应力的差异. Rungamornrat等［68］在研究三维水力裂缝非平面扩展时，实现了三维裂缝在空间的扭曲，如图6所示. Adachi等［69］采用三维位移不连续法与幂律流体流动耦合，在含有多层岩石介质中实现了全三维水力裂缝扩展模拟.与Yamamoto等［6667］相比，Adachi等［69］建立的模型可以考虑不同地层间的应力差异性，但是他们所建立的模型的共同特点是只有一个主裂缝，并且忽略了水力裂缝被地层界面所遮挡的可能性.单条三维水力裂缝的非平面扩展的成功模拟促进了学者对多条三维水力裂缝扩展的数值模拟，目的是为了更加接近水平井分段压裂的实际裂缝情况. Xu［70］将三维位移不连续法用于模拟水平井多裂缝的扩展［7072］，如图7所示.同一压裂段中不同射孔簇压裂液流量的分配实际上是多裂缝应力干扰的结果，但是压裂液在井筒内的压力可近似认为是相等的，并且各个射孔处流量的总和等于泵入到地层中的总流量，这2个条件使得流量分配是一个既复杂而又可以求解的力学问题.3.4 边界元的优势（1）边界元与扩展有限元的简要比较边界元和扩展有限元均是从弹性力学出发，假定岩石的断裂属于弹脆性断裂，裂尖在断裂判别准则下自由扩展，适合于模拟宏观类水力裂缝的扩展.扩展有限元需对定义域（与水力裂缝相关的地层）的整体进行划分网格，网格数目巨大，计算耗时长；边界元是只需对定义域的边界（裂缝、层理等）进行划分网格，网格数目少，计算快，并且精度高.在模拟水平井多裂缝同步或者相继扩展时，边界元只需在裂缝扩展的每一个时间步，将新生的裂缝单元加入到原有的单元中并参与计算，即可实现多裂缝间的应力干扰.在采用边界元法模拟天然裂缝网络时，只需将天然裂缝面划分为单元，天然裂缝的力学属性由法向刚度、剪切刚度、摩擦系数等表征［50］.（2）边界元与离散元的简要比较众所周知，以PFC3D为代表的离散元软件需要众多的颗粒才能模拟岩土的断裂行为，在研究小尺寸试样的细观力学行为上具有一定的优势.由于计算机速度的限制，PFC3D当前并不能模拟油田尺度的水力裂缝扩展.PFC3D中颗粒的细观参数与岩石的宏观参数的标定依然是一个未解之谜.边界元则只需对介质的边界进行划分单元，单元数目少，也可以直接将常规岩样测试获得的弹性参数纳入到计算之中，适用性高.（1）弹性各向异性对水力裂缝宽度和扩展方向的影响.不论是横观各向同性，还是正交各向异性，其弹性本构方程较均质各向同性更为复杂.目前，边界元三维位移不连续法已经可以解决各向异性介质中三维裂缝弹性变形问题［7375］，但应用于解决水力压裂力学问题尚需时日.（2）非均质体界面对水力裂缝的影响.层理是不同岩性地层的界面，页岩层理尤为发育.不同地层的弹性参数的差异导致裂缝问题更为复杂［7677］，例如层理面在水力裂缝逼近时容易产生小范围滑移或者张开；软地层（弹性模量低的地层）变形容易，水力裂缝宽度大；硬地层（弹性模量大的地层）变形小，断裂韧性通常比较大，水力裂缝难以穿越，起到了遮挡作用.无论是二维边界元还是三维边界元，非均质介质的界面上的连续性条件是解决非均质弹性力学问题［50，7881］的关键条件.水力裂缝与层理的干扰行为与边界元三维位移不连续法的结合还有待进一步研究，主要难点体现在层理面的张开或滑移破坏了连续性条件［50］.（3）在天然裂缝网络中模拟分段水力压裂裂缝的扩展.边界元三维位移不连续法虽然在模拟分段压裂裂缝扩展方面优势明显［7072］，离散的天然裂缝网络与单条水力裂缝的干扰也已不再是难点，但多裂缝中的流体动力学与边界元三维位移不连续法的耦合依然是一个尚待解决的科学难题.页岩气储层中岩石力学特性，对水力压裂多裂缝数值模拟提出了更高的要求，页岩在水压作用下的断裂特征是改进水力裂缝模拟的标杆.与扩展有限元、离散元相比，边界元在解决页岩气储层水力裂缝问题上已经表现出更大的优越性和可行性.在模拟页岩气储层单条裂缝在裂缝性储层中扩展时，扩展有限元、边界元、离散元均可较好地解决流固耦合问题.在模拟页岩气储层多级压裂裂缝扩展时，必须考虑裂缝间的应力干扰问题.边界元三维位移不连续法则表现出更大的优越性，是一个行之有效的数值方法.另外，在页岩气储层水力压裂多裂缝数值模型中，页岩各向异性、非均质性以及离散裂缝网络是值得探索的研究方向.【相关文献】1王永辉，卢拥军，李永平.非常规储层压裂改造技术进展及应用.石油学报，2012，33（S1）:149-1582 Fisher MK，Wright CA，Davidson BM，et al.Integrating fracture mapping technologiesto optimize stimulations in Barnett shale.SPE Annual Technical Conference and Exhibition，San Antonio，Texas，USA，20023 Zhou J，Chen M，Jin Y，et al.Analysis of fracture propagation behavior and fracture geometry using a tri-axial fracturing system in naturally fractured reservoirs.International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences，2008，45（7）:1143-11524 Cheng W，Jin Y，Chen M.Experimental study of stepdisplacement hydraulic fracturingon naturally fractured shale outcrops.Journal of Geophysics and Engineering，2015，12:714-7235 Cheng W，Jin Y，Chen M.Reactivation mechanism of natural fractures by hydraulic fracturing in naturally fractured shale reservoirs.Journal of Natural GasScience&Engineering，2015，23:431-4396 Jacobi DJ，Gladkikh M，LeCompte B，et al.Integrated petrophysical evaluation of shale gas reservoirs.CIPC/SPE Gas Technology Symposium 2008 Joint Conference，Calgary，Alberta，Canada，20087 Cheng W，Jin Y，Chen M，et al.A criterion for a hydraulic fracture crossing a natural fracture in a 3D space and its field application.Petroleum Exploration&Development，2014，41（3）:371-3768衡帅，杨春和，张保平等.页岩各向异性特征的试验研究.岩土力学，2015，36（3）:609-6169王倩，王鹏，项德贵等.页岩力学参数各向异性研究.天然气工业，2012，32（12）:1-410 Waters GA，Lewis RE，Bentley D.The effect of mechanical properties anisotropy in the generation of hydraulic fractures in organic shales.SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Denver，Colorado，USA，201111陈治喜，陈勉，黄荣樽等.层状介质中水力裂缝的垂向扩展.石油大学学报（自然科学版），1997，21（4）:24-3012 Wu R，Kresse O，Weng X，et al.Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks.SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference，The Woodlands，Texas，USA，201213 Nicolas PR，Mukul MS.Strategies to minimize frac spacing and stimulate natural fractures in horizontal completions. 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页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究1.引言1.1 研究背景1.2 研究意义2. 理论基础和方法2.1 页岩气储层构成分析2.2 裂缝系统的数值模拟原理2.3 GEM模型及参数设置3. 储层裂缝系统特征分析3.1 裂缝发育规律分析3.2 裂缝空间分布分析3.3 裂缝连通度分析4. 储层裂缝系统对产量的影响4.1 不同裂缝参数对产量的影响研究4.2 不同裂缝应力下产量的变化规律研究5. 结论与展望5.1 结论5.2 研究不足以及未来工作的展望第一章：引言近年来，在全球经济不断发展的背景下，能源资源的需求量不断攀升。

而作为一种新兴的能源资源，页岩气的开发和利用备受瞩目。

页岩气由组成页岩的有机质经过热成熟而形成，是在剩余烃气的母质中，分散在非常细小的孔隙中，由于供给量极大，在储层内分布都很广泛，储量极其丰富。

不过由此带来的问题就是在页岩地质条件下，页岩气开采有非常大的技术难度。

其中，储层裂缝的发育对于页岩气的开采产量有着重要的影响。

在储层中，裂缝是由于岩石受到外部应力而发生的断裂而产生的，因为天然气往往是由裂缝运移的，因此开采产量与裂缝系统的特征息息相关。

本文采取数值模拟方法，分析页岩气储层裂缝系统的特征，以及对开采产量的影响规律，为页岩气开发提供一定的理论研究依据。

第二章：理论基础和方法2.1 页岩气储层构成分析页岩矿物组成十分复杂，包括石英、长石、云母、方解石、黏土等组成，其中，黏土矿物的含量较大。

总体来说，页岩气储层的主要储集空间是在纳米级或亚微米级的孔隙中，而非传统的孔隙储集，由于孔隙非常细小，进流阻力大，导致页岩气的开采成为非常严峻的难题。

2.2 裂缝系统的数值模拟原理通过数值模拟分析页岩气储层裂缝系统的影响，首先需要对裂缝系统进行数值模拟。

目前，有多种数值模拟方法可以用于裂缝系统的分析，其中常见的有有限差分法、有限元法、面元法等，然而，由于数字离散和数值极化等问题，导致数值模拟中模型与真实情况之间总是存在一些差异。

页岩气藏水力压裂渗吸机理数值模拟研究雷征东;覃斌;刘双双;蔚涛【摘要】To better understand the imbibition behavior in shale reservoirs during production and hydraulic fracturing operations,we investigated the imbibition mechanism and evaluated the formation damage resulting from imbibition.This paper first presents a hydro-mechanical model for a shale gas reservoir with consideration for multiple flow regimes,gas diffusion and desorption,stress sensitive effect,and capillary pressure.Then the formation damage caused by the imbibition mechanism is evaluated by quantifying facture face skin evolution during fracture cleanup and subsequent production.The simulation results indicate that (1) the imbibition has a huge influence on reservoir performance in well tests and production periods,and a high capillary pressure is the main cause behind the imbibition phenomenon and water blockage around hydraulic fractures;(2) it is possible to obtain the original gas pressure by detecting the fracture pressure of new wells with hydraulic fracturing stimulation;(3) formation damage caused by wetting phase trapping is one of the main causes impairing well productivity hydraulic fracturing of tight gas reservoirs,which should not be neglected.This research provides a theoretical foundation for a better understanding of reservoir performance of shale gas,especially for optimizing production by reducing formation damage caused by imbibition at an early period.%针对页岩储层在水力压裂作业和生产中渗吸机理及作用规律不清的问题,开展了渗吸机理及其引起的地层伤害评估的研究.建立了考虑不同影响因素的页岩水力压裂渗吸数学模型,包括基质和裂缝流动,气体扩散和解吸,应力敏感效应和毛细管压力,然后,讨论了在压裂气藏和后续生产期间如何通过量化裂缝面表皮演变来评估由于渗吸机制导致的储层伤害现象.结果表明,(1)在试井以及生产阶段渗吸对储层特性有较大影响,极大的毛细管压力是导致渗吸现象和水力裂缝附近水封的主要原因;(2)对于实施了水力压裂增产措施的新井通过探测裂缝压力可以获得原始气体压力;(3)润湿相阻塞导致的储层伤害是影响致密气藏水力压裂井生产能力的主要来源之一.研究结果对于页岩气藏的渗流特性能够提供深刻的理解,尤其是为早期生产阶段降低由渗吸作用可能造成的储层伤害来优化生产提供理论依据.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(039)002【总页数】7页(P118-124)【关键词】数值模拟;渗吸机理;页岩气;水力压裂;毛细管压力【作者】雷征东;覃斌;刘双双;蔚涛【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京海淀100083;保利协鑫石油天然气集团控股有限公司,北京东城100010;中国石油勘探开发研究院,北京海淀100083;中国石油勘探开发研究院,北京海淀100083【正文语种】中文【中图分类】TE312雷征东，覃斌，刘双双，等.页岩气藏水力压裂渗吸机理数值模拟研究[J].西南石油大学学报（自然科学版），2017，39（2）：118-124.LEI Zhengdong,QIN Bin,LIU Shuangshuang,et al.Imbibition Mechanism of Hydraulic Fracturing in Shale Gas Reservoir[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2017,39(2):118–124.渗吸是两相或者多相体系中与驱替有关的重要流体流动现象。

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。

国外页岩气主要钻井、开采技术调研X栾永乐(大庆油田采油工程研究院钻井设计研究室,黑龙江大庆　163111) 摘　要:近年我国天然气需求增长迅速,据有关预测,2020年天然气供需差距达1000亿m 3以上。

这种形势下,北美页岩气的成功开发利用,加之我国丰富的页岩气资源,使研究页岩气的开发利用成为实现我国能源安全供给的重要选择,也是我国向清洁能源模式转变、实现低碳经济的有效途径。

美国页岩气的快速发展对中国有很好的借鉴作用,本文对国外页岩气钻井、压裂等增产技术进行调研分析,为我国页岩气藏勘探开发管理和增产改造方案提供可借鉴的经验技术。

关键词:页岩气藏;钻井;压裂增产 中图分类号:T E 37(712) 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0117—03 页岩气是从页岩层中开采出来的天然气,主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气,它可以生成于有机成因的各种阶段。

中石油勘探开发研究院廊坊分院2008年预测数据显示中国主要盆地和地区页岩气资源量约为30万亿m 3,经济价值巨大。

目前可采的工业性页岩气藏埋深最浅为182m 。

页岩含气的有效孔隙度一般1%～5%,渗透率随裂缝发育程度不同而有较大变化。

页岩以小粒径物质为主,一般以粘土(粒径<5Lm )和泥质(粒径为5～63L m)为其最主要组分,砂(>63L m)所占的组分相对较少。

由于小粒径的特点,页岩气储层的渗透率极低,一般在0.0001～0.000001md 之间。

因此页岩气采收率比常规天然气低,仅为5%～60%。

中国页岩气藏的储层与美国相比有所差异,如四川盆地的页岩气层埋深要比美国的大,美国的页岩气层深度在800～2600m,而四川盆地的页岩气层埋深在2000～3500m [1]。

1　钻井工艺技术自从美国1821年完钻世界上第一口页岩气井80多年以来[2],页岩气钻井先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、PAD 水平井钻井的发展历程。

分析国内外页岩气勘探开发技术研究现状及进展【摘要】目前随着社会的不断发展，时代不断进步，世界上对资源的利用也逐渐增加，对旧资源的开发已经过度严重了，但到现在为止整个社会对资源的需求却还在飞速的提高着。

对于新能源的使用在当今社会的迅猛发展中起到了非常关键的作用。

而其中页岩气就是一种目前存量还完全满足当今社会需求的天然气资源。

成为了21世纪中潜力非常巨大的非常规资源，其可以当做常规能源的一种补充，也能够在缓解目前世界资源紧张的压力下起到显著的作用。

目前对于国内来说，页岩气的开采不仅仅是一种机遇，也是一种挑战。

现在国外的页岩气资源利用正在处于一个发展的阶段，虽然页岩气目前的储量非常大，但其藏储藏层的结构是非常复杂的，大多是低孔和低渗类型的，对于其资源的开发有很高的技术性，需要很多的资金投入和人员利用。

本文对国内外的页岩气勘探开发进行了一次详细的探析，并提出一些建议。

【关键词】页岩气开发资源勘探资源利用目前随着国内外经济的迅猛发展，人们对资源的需求正在不断的增长中。

而国内外的油气行业也在随着社会的需求迅猛发展。

一些规模巨大的，容易勘探的而且储存量多的油气资源逐渐变得越来越少，在总体的油气资源中所占比例也越来越小。

然而有一些之前并不被关注的、以前没有被列入勘探项目的资源却逐步的占据了国内外资源开发的主要位置。

这些资源曾经被认为开发效益差，对于开发的技术要求也很高，但随着目前世界上能源的逐步枯竭，新的能源开发注定成为了人们社会发展中必须完成的任务。

本文通过对世界页岩气这一资源的储存量、勘探技术和分布范围，惊醒了一次详细的系统性调研，对目前的世界上页岩气的开发技术和开发现状的研究要点进行了总结和分析，以及对国内的开发技术和资源分布情况进行了一次探讨。

1 页岩气资源目前的状况和前景作为目前非常规天然气中资源量非常巨大的一类资源，页岩气承担着未来很长一段时间之内整个世界的能源供应的任务。

所以，目前国内外能源领域的主要任务只有一个，就是努力的掌握页岩气的开发技术和资源范围。

页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟王伟;姚军;曾青冬;孙海;樊冬艳【摘要】To discover the effect of fracturing parameters on gas production in horizontal wells of shale gas reser-voirs, numerical simulation of staged cluster fracturing and gas flow have been carried out. The model of fracture propagation has taken the effect of stress shadowing into account. The model solved stress and displacement discon-tinuity with displacement discontinuity method, coupled fluid flow in the wellbore and fractures have been solved by Newton iteration method. Taking viscous flow, Knudsen diffusion and adsorption-desorption, shale gas flow after fracturing has been solved by using discrete fracture model. Simulation results show: As to simultaneous propaga-tion of multiple cluster fractures, when fractures spacing become smaller, the deviation angles of side fractures from maximum horizontal principle stress direction become larger, and the width of middle fracture becomes smaller. When fracturing stage number of horizontal well increases, cumulative gas production increases with a decreasing rate. As to a fracturing stage, cumulative gas production of three clusters is larger than that of two clusters. The lar-ger fractures spacing is, the larger cumulative gas production is.%为探究页岩气藏水平井压裂参数对产气量的影响，开展了分段多簇压裂与流动的数值模拟研究。

页岩气调研报告
《页岩气调研报告》
页岩气是一种非常重要的天然气资源，对于我国的能源发展有着重要的意义。

为了更好地了解页岩气的产量、储量、开采技术以及市场前景，我们进行了一次深入的调研和分析。

首先，我们调查了国内外的页岩气产量和储量情况。

据了解，美国是目前世界上页岩气开采量最大的国家，而我国的页岩气储量也逐渐被发现和开发。

这为我国的能源安全提供了新的希望。

其次，我们对页岩气的开采技术进行了详细的调研。

目前，水力压裂和水平钻井是主要的页岩气开采技术，其成本较高，但效益也十分可观。

同时，我们还对水力压裂技术和环境保护之间的关系进行了分析，提出了一些建设性的建议。

最后，我们对页岩气的市场前景进行了分析。

随着全球能源需求的增长，页岩气作为一种相对清洁的能源资源，受到了越来越多的重视。

我们认为，页岩气有着广阔的市场前景，有望成为我国能源结构调整的重要方向。

通过这次调研，我们对页岩气有了更加深入的了解，也为我国的能源发展提供了一些有益的思考。

我们相信，随着技术的不断进步和政策的支持，页岩气将在未来发挥出更加重要的作用。

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。

第13卷第2期重庆科技学院学报（自然科学版）2011年4月收稿日期：2010-11-29基金项目：国家重大专项（2008ZX05022-005）作者简介：胡进科（1985-），男，四川合江人，西南石油大学在读硕士研究生，研究方向为页岩气储层保护理论与技术、欠平衡钻完井。

页岩是一种渗透率极低的沉积岩，通常被认为是油气运移的天然遮挡。

在含气油页岩中，天然气产自其中，页岩既是气源岩，又是储层。

天然气可以储存在页岩岩石颗粒之间的孔隙空间或裂缝中，也可以吸附在页岩中有机物的表面上。

我国页岩气勘探开发起步较晚，尚有待进一步发展完善。

美国是世界上勘探开发页岩气最成功的国家。

在此我们对国外页岩气勘探开发现状进行分析，以资借鉴。

1资源量概况从全球范围来看，页岩气拥有巨大的资源量。

据统计，全世界的页岩气资源量约为456.24×1012m 3，相当于致密砂岩气和煤层气资源量的总和，具有很大的开发潜力，是一种非常重要的非常规资源[1]。

页岩气资源量占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区，与常规天然气相当。

页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。

世界各地区非常规天然气分布和资源量情况如表1和图1所示，图1中1tcf=2.8317×1010m 3。

2勘探开发情况2.1勘探勘探方面主要采用地震勘探技术。

高分辨率三维地震技术有助于准确认识复杂构造、储层非均质国外页岩气勘探开发综述胡进科李皋1陈文可2姚远3蒋延娜4（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；2.中石化江苏油田钻井处泥浆公司，扬州225263；3.中石化胜利油田钻井泥浆公司，东营257064；4.中石化西南石油局地质录井公司，绵阳621605)摘要：美国是世界上勘探开发页岩气最成功的国家，主要采用水平井+水力压裂进行开发。

海相页岩气藏数值模拟技术与应用海相页岩气藏数值模拟技术与应用在当今的能源领域中，页岩气作为一种重要的非常规天然气资源，受到了广泛关注。

而在页岩气资源开发中，数值模拟技术的应用显得尤为重要。

特别是对于海相页岩气藏，数值模拟技术是必不可少的工具。

本文将从海相页岩气藏的特点出发，深入探讨海相页岩气藏数值模拟技术及其应用。

一、海相页岩气藏的特点海相页岩气藏是指在海相地质条件下形成的页岩气藏。

与陆相页岩气相比，海相页岩气藏具有以下几个特点：1. 地质构造复杂：海相地质构造复杂多变，页岩气储层分布受构造影响较大，地层受力作用复杂，使得海相页岩气储层的地质特征十分复杂。

2. 海相环境影响大：海相环境对页岩气储层的形成和演化具有重要影响，海水环境、海底地质过程等因素都会对海相页岩气藏的形成和储集造成一定影响。

3. 含气量低，开采难度大：相较于陆相页岩气藏，海相页岩气藏中的天然气含量较低，页岩气的开采难度较大。

由于这些特点，海相页岩气藏的数值模拟技术与应用显得尤为重要。

二、海相页岩气藏数值模拟技术1. 海相页岩气藏数值模拟技术的原理海相页岩气藏数值模拟技术是指利用数学方法和计算机模拟技术，对海相页岩气储层进行模拟分析，以达到查明气藏内部分布规律、优化开发方案、指导实际生产等目的的技术方法。

2. 海相页岩气藏数值模拟技术的关键技术海相页岩气藏数值模拟技术的关键技术包括地质建模、渗流模拟、裂缝模拟等。

其中地质建模是整个数值模拟工作的基础，是对储层地质结构、物性参数等进行数字化表征；渗流模拟是数值模拟的核心，是通过对气-水-岩三相流体在储层中的运移规律进行数值模拟，分析储层内部流体分布规律和动态变化特征；裂缝模拟是针对裂缝型页岩气藏，对裂缝发育特征和对流传输规律进行数值模拟。

三、海相页岩气藏数值模拟技术的应用1. 开发方案优化通过数值模拟，可以模拟分析不同开发方案对海相页岩气储层的影响，包括井网布局、压裂参数优化、生产措施等，为实际开发提供科学依据。

页岩气国内外研究现状及存在问题前言页岩气是当今油气藏勘探的前沿领域，也是新近石油地质研究的热门课题。

有的学者甚至用“炙手可热”来形容目前美国页岩气的勘探开发热潮。

美国页岩气的勘探与开发已完全商业化运作，其勘探开发技术处于绝对领先地位，除加拿大外，中国及其他国家才刚刚起步，下面简单回顾一下美国页岩气历史，美国第一口商业性页岩气井是由WiliamHart于1825年在纽约弗雷多尼亚开钻，这也是世界上第一口商业性页岩气井，位于泥盆纪页岩中，1970年代晚期至1980年代早期，美国开始实施页岩气工程（EGSP），开始了大量的地质评价工作和钻探工作，1981年，Barnett页岩第一口发现井开钻，并注入CO2、N2聚合物流体，1991年，在Barnett页岩中钻探第一口水平井，1997年，聚合物注入持续减少，而首次采用水力压裂造缝，1998年Devon能源公司在特克萨斯东部试用压裂技术，2001年首次运用微震作构造裂缝图，2003年，Barnett页岩页岩气获得成功，这得益于水平钻井和压裂技术。

2003年，实施了穿过Marcellus 页岩至志留系地层的钻探，未取得有效成果，但表明Marcellus很有希望，果然在2004年，Marcellus页岩取得圆满成功，美国页岩气产量快速增长。

据分析中国页岩气具有良好的勘探前景,中国对页岩气的勘探研究也在逐步展开。

在四川、鄂尔多斯、渤海湾、松辽、江汉、吐哈、塔里木和准噶尔等盆地均有页岩气成藏的地质条件。

随着我国国民经济的快速发展，对石油天然气的需求日益增长，据专家估计，以我国目前的经济发展态势，10年后我国对油气的年消费将由目前的4亿多吨增加到6--8亿吨，油气进口的大幅提高存在诸多风险，因此，要做好立足国内的充分准备，而依靠常规油气藏的勘探难以满足需求，非常规油气特别是煤层气、页岩气的勘探将会日益重要，2009年美国的页岩气产量已经突破1000亿方，极大地增加了我国寻找页岩气的信心。

对Haynesville页岩气藏进行基于气井生产动态数据的数值模拟研究摘要：对页岩气藏开发来说，水平井完井技术和压裂增产措施是进行成功经济开发的关键所在。

而水力裂缝参数包括水力裂缝和天然裂缝组成的复杂网格系统以及岩石特征对开发效果的影响有多大，这个必须有清楚的认识。

尤其对于页岩气藏来说，和其他常规研究方法相比，以数值模拟为基础的研究方法提供了一个更好的方向。

尽管这样，现有的数值模拟方法，比如双孔建模和离散化建模等技术，均具有以下缺点：1）在建立水力-天然裂缝系统时需要花费大量的时间来完成；2）需要较长的模型运行时间。

本次研究中，我们发现了一种可简化水力-天然裂缝系统的方法。

由于天然裂缝的分布多样复杂以及油藏特征，这些都导致了不可预测的复杂裂缝系统，从而使得单单依靠离散模型不能准确表征实际气藏特征。

在这里，我们把水力裂缝和水力裂缝诱导天然裂缝的复杂系统作为一个加强区来整体对待处理。

简化后的双孔模型可以用来评价压裂增产措施的有效性并使得我们可以了解页岩气藏的生产机理。

为了验证这种新方法的有效性，我们建立了一个精细化网格模型作为对比。

结果表明，简化后的模型大幅降低了模拟运行时间，而且准确度高。

我们把这种方法对Haynesville页岩气藏井进行了实验，分别对产气量和井底流压进行了历史拟合。

经过历史拟合，得到了油藏和加强区的各项参数，包括孔隙度和基质-天然裂缝系统的渗透率、半长、宽度、加强区渗透率以及EUR（估算最终储量）。

模拟结果表明，如果加强区的导流能力是一样的都是具有较短的加强区，那么与此相对应的会有快速的降产现象出现。

而如果加强区较长的话，降产就会变慢很多。

加强区的导流能力对早期产量动态和井底流压影响较大，而基质渗透率和SRV半长对晚期产量动态影响较大。

然后，我们还对各影响因素做了定量敏感性分析，研究结果可以对有效压裂增产措施涉及和页岩气藏流动机理提供有益的参考。

前言Haynesville页岩气藏形成于一亿五千年前的上侏罗纪，如图1所示，该气藏主要分布于田纳西州东北部和路易斯安那州西北部，面积约5.8百万英亩。

页岩气数值模拟技术进展及展望随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源形式，逐渐受到了广泛。

页岩气数值模拟技术在页岩气开发过程中发挥着重要作用，本文将围绕该技术的进展及展望进行深入探讨。

近年来，页岩气数值模拟技术得到了快速发展，主要涉及的方法包括物理模型法、数值模拟法和统计分析法等。

其中，数值模拟法因其可以考虑各种复杂地质条件和工程因素，成为了研究的主流方向。

针对页岩气开发过程中的多尺度、多物理场问题，研究者们不断开发出更为精细、高效的数值模型，并取得了丰富的研究成果。

多孔介质数值模拟是页岩气数值模拟技术的核心，它可以模拟页岩气在多孔介质中的运移、吸附和解吸过程。

当前，研究者们提出了多种多孔介质模型，如双重孔模型、四重孔模型等，用以提高模拟精度。

然而，这些模型也存在着计算量大、运算速度慢等缺点，仍需进一步优化。

随机微分方程数值解方法可以用来解决页岩气开发过程中的随机性问题，如页岩气藏的非均质性、裂缝分布的不确定性等。

近年来，研究者们提出了多种随机微分方程数值解方法，如蒙特卡罗方法、有限元方法等，为页岩气数值模拟提供了有力的支持。

GPU计算可以利用图形处理器的高性能计算能力，加速页岩气数值模拟过程。

通过将计算任务分配给GPU，可以大幅提高计算速度，使得大规模、高精度的页岩气数值模拟成为可能。

然而，GPU计算也存在一定的局限性，如可扩展性较差、内存限制等，仍需进一步改进。

随着页岩气数值模拟技术的不断发展，其在页岩气开发过程中的作用也日益凸显。

未来，该技术有望在以下几个方面得到进一步应用：通过页岩气数值模拟，可以对页岩气藏进行精细描述和资源评估，为后续的开发和生产提供科学依据。

同时，模拟结果还可以指导钻井工程、增产措施等方面的优化设计，以实现页岩气开发效益的最大化。

页岩气数值模拟技术可以模拟不同开采方案下的产气过程，为制定合理的开采方案提供支持。

通过比较不同方案的经济效益和环境影响，可以找到最优的开采方案，以实现经济效益和环境效益的平衡。

页岩气藏数值模拟研究进展郝伟;陆努;王树涛;任晓云;刘岭岭【摘要】页岩气开发越来越得到人们的重视.页岩气藏渗透率极低、孔隙结构复杂,并伴有天然裂缝、人工压裂裂缝等复杂网络结构,页岩气藏流体流动特征的高度非线性以及开采机理的复杂性对页岩气藏数值模拟提出了挑战.综述了目前用于页岩气数值模拟的地质物理模型,主要包括等效连续介质模型、离散裂缝网络模型、离散化基质模型和混合模型.总结了描述页岩气吸附解吸模型、页岩气藏基质和裂缝流动模型,以及流固耦合模型等研究现状.分析了目前已有代表性页岩气藏数值模拟方法.在此基础上,认为将来的商业化软件地质物理模型将趋向于采用综合考虑基质和裂缝系统特征的混合模型,同时具有局部网格加密和分区采用不同模型的功能.流动模型要既接近于页岩气藏实际特征又利于计算.在优化算法的同时,将解析和数值方法结合提高整体计算速度会是未来商业化软件发展的方向.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2016(016)013【总页数】8页(P143-150)【关键词】页岩气;数值模拟;地质物理模型;非线性流;综述【作者】郝伟;陆努;王树涛;任晓云;刘岭岭【作者单位】防灾科技学院灾害信息工程系,三河065201;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580【正文语种】中文【中图分类】TE37我国页岩气资源丰富，随着常规油气产量的递减，页岩气开发得到越来越多的重视[1—5]。

然而，页岩气藏开发具有特殊性[6—8]。

页岩气是吸附气和游离气的混合体，页岩气的开采方式属于排气降压，并普遍依赖于水平井技术和多级压裂技术[9,10]。

裂缝中游离相天然气的采出，能够自然达到降压的目的，同时引起基质表面吸附相的天然气解析，解析的天然气在浓度差作用下扩散到裂缝系统中，再经自然或人工裂缝流动到井筒。

国内外页岩气的钻完井技术调研1.页岩气藏的散布情形及其大体特点页岩气系指生成、储集和（有时）封盖均发生于页岩系统中的天然气，以吸附和游离两种状态为要紧赋存方式。

其主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，同时也存在于泥页岩夹持的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、乃至砂岩等薄层中。

泥页岩既是烃源岩，又是储集层，仍是盖层。

页岩气藏是一种大面积持续散布的超级规天然气藏，一样渗透率很低（远小于1md），常伴有天然裂痕，通常需要特殊的钻井（如水平井）、完井（如压裂）和生产工艺才能取得商业产量。

页岩气的储量散布情形页岩气是以多种相态存在、主体上富集于泥页岩（部份粉砂岩）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痕中的游离相天然气，也包括了存在于岩石颗粒表面上的吸附气。

吸附状态天然气的赋存与有机质含量紧密相关，其中吸附状态天然气的含量转变在20%～85%之间。

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。

页岩气成藏有着超级复杂的多机理递变特点，表现为成藏进程中的无运移或极短距离的有限运移。

因此，页岩气藏具有典型煤层气、典型根缘气和典型常规圈闭气成藏的多重机理，如表1。

页岩气的大体特点成藏特点目前美国产气页岩均为海相，但从成藏条件来看，只要页岩有机质的丰度和硅质含量足够高，陆相环境一样能形成具有工业价值的页岩气藏。

例如鄂尔多斯盆地上三叠统湖相沉积的延长组7 段张家滩页岩和延长组9 段李家畔页岩[15]，裂痕发育，钻井气测异样活跃，其中庄167、庄171 和中富18 等井均见到良好的页岩气显示。

在陆相盆地中，湖沼相和三角洲相沉积产物一样是页岩气成藏的最好条件，但通常位于或接近于盆地的沉降—沉积中心处，致使页岩气的散布有利区要紧集中于盆地中心处。

从天然气的生成角度分析，生物气的产生需要厌氧环境，而热成因气的产生也需要较高的温度条件，因此靠近盆地中心方向是页岩气成藏的有利区域（图1、表3）。