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页岩气储层产量分析及预测于开斌(长城钻探工程公司苏里格项目部,辽宁盘锦 124010) 摘 要:针对井眼类型(直井或水平井)、压裂增产模拟和页岩储层岩心特征等影响因素,阐述了页岩气储层产量评估和预测方法的现状。
研究了直井水力压裂理论产量,以及页岩气产量分析预测的解析法和经验法,并分析了适用于预测复杂的多裂缝水平井的数值方法。
关键词:页岩气;产量分析;解析法;经验法;水平井 中图分类号:P 618.12 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0143—03 水平井分段压裂技术是页岩气成功开发的主要推动力。
到目前为止开发的页岩气储层具有多样复杂的储层和生产特征,增加了产量定量分析和预测的难度。
页岩气储层涉及到生产动态的特征主要包括以下两部分:储层性质评价(渗透率,完井有效率和可动用天然气储量)。
将生产动态预测作为估算储量和经济开采持久性的一种方式。
生产数据分析常常是致密气藏和页岩气藏储量估算的唯一实用方法。
当前的产量数据分析方法在某些方面和压力瞬变分析方法是相关联的。
两种方法(压力瞬变分析方法和产量分析方法)在各自的领域中都是适用的。
简单来说,产量数据在质量和精确度上都比不上试井数据,但是大量产量数据和压力变化情况可以用来进行一口井的“全程分析”。
目前,评价当前利用生产数据估算并页岩气储层直井和水平井储层特征的方法,以及评价出页岩气储层系统天然气产量预测,这是最实用的方法。
虽然页岩气储藏存在非常复杂的储层特性,包括多相流(气+水),双孔介质,基于压力的渗透率和孔隙度以及多层储集层等,但是本文主要将讨论重点放在相对简单的储层特性上(单相流,单孔介质)。
1 产量数据分析技术讨论这项研究中用到的产量数据分析技术(解析方法和经验方法)。
在此之前,要首先讨论与水力裂缝几何形状相关的理论增产效果。
1.1 理论增产效果:水力压裂直井油气井测试中,水力裂缝是一个半长为x f 具有有限或无限导流能力的双翼裂缝(如图1所示)。
页岩气井产能影响因素分析钱旭瑞;刘广忠;唐佳;田苗;刘孝强【摘要】以室内实验为基础,运用数值模拟方法,研究了页岩储层性质和压裂后裂缝性质对页岩气产能的影响规律,得到了各影响因素与页岩气产能之间的关系.研究表明,单翼裂缝并不能达到页岩气增产的目的,页岩气压裂后改造体积的大小是影响产能的关键,压裂过程中支裂缝条数越多,改造体积越大,增产效果越明显.%Numerical simulation is conducted based on laboratory test to study the influences of shale reservoir quality and fracture property after fracturing on shale gas production, thus obtained the relationships between influencing factors. The research indicates that fractures on one side can not increase shale gas production; the volume of fractured shale gas reservoir is the key factor affecting productivity; the more the number of fractures is, the bigger the fractured volume is, the more efficient the fracturing stimulation is.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2012(019)003【总页数】3页(P81-83)【关键词】页岩气;产能分析;数值模拟;改造体积;压裂;裂缝【作者】钱旭瑞;刘广忠;唐佳;田苗;刘孝强【作者单位】中油海洋工程有限公司,天津300457;中国石油大学,山东东营257061;中油海洋工程有限公司,天津300457;中油辽河油田公司,辽宁盘锦124010;中油海洋工程有限公司,天津300457【正文语种】中文【中图分类】TE375页岩是1种渗透率极低的沉积岩，在含气页岩中，页岩既是气源岩，又是储层。
多级水平井压裂注CO2开采页岩气影响因素分析郭玉杰;刘平礼;郭肖;贾春生;杨新划【摘要】水平井和多级压裂是开采页岩气等非常规油气资源的关键技术,根据微地震图,页岩中的水力压裂通常会产生非常复杂的裂缝网络,这就是所谓的"体积压裂".为了更好地模拟页岩气在复杂孔隙中的流动情况,以煤层气模块(Eclipse2011)为主要平台,采用LS-LR-DR方法,通过改变主裂缝周围的导流能力来模拟SRV.在上述模型的基础上,研究了注CO2开采页岩气的3个方案.结果表明,注CO2能够提高页岩气的采收率,注入量和注入时机在CO2注气开发中,存在最优值;同时,随着裂缝条数的增加,注CO2开采页岩气的采收率效果越不明显.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2016(006)002【总页数】5页(P64-68)【关键词】数值模拟;页岩气;多级裂缝;CO2;采收率【作者】郭玉杰;刘平礼;郭肖;贾春生;杨新划【作者单位】西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;中国石油青海油田公司一号作业区,青海格尔木 816000【正文语种】中文【中图分类】TE357页岩气的开发已经在全世界得到了广泛的关注。
得益于先进的水平井和多级压裂技术，页岩气正逐渐成为一种经济的天然气。
然而，来自油田的数据和数值模拟的研究结果[1-4]表明：压裂之后的短短几年里，产能快速地下降，高产时期并不能维持很长一段时间。
为了保证裂缝的高导流能力，水力压裂通常会泵入大量的支撑剂，一般裂缝中产生的缝网裂缝（SRV），除了具有较宽缝宽的主裂缝之外，还产生了大量的次级裂缝，这些裂缝包括沟通的天然裂缝和没有被支撑剂填充的水力裂缝[5-6]（Fisher.etl 2005）。
页岩气含气量及其影响因素综述作者：黄莹莹黄保明黄金辉来源：《中国科技博览》2014年第11期摘要：页岩气为源岩区油气聚集，以游离和吸附状态为主存在。
富有机质页岩含气量是页岩气资源评价和有利区优选的关键参数。
页岩有机质含量和地层的压力、温度、深度等因素影响页岩的含气量，开展页岩气含气量参数地质评价，还要研究岩石的矿物成分、裂缝影响等其它参数。
关键字：页岩气含气量影响因素中图分类号：P5711 页岩含气量页岩含气量是指每吨岩石中所含天然气折算到标准温度和压力条件下（101.325kPa，25℃）的天然气总量，赋存状态为包含游离气、吸附气、溶解气等，目前主要以吸附气和游离气为主。
根据页岩气的形成机理和过程，生烃量和排烃量决定富有机质页岩含气量的大小，即页岩含气量=生烃量-排烃量。
有机质的类型、含量和成熟度等因素控制生烃量；排烃门限高低控制排烃量，突破压力大导致排烃门限高，在相同的生烃条件下，含气量就高。
2. 影响页岩气含量的因素2.1 压力、温度压力与温度与含气量直接相关，富有机质页岩含气量总体随压力的增加而增加，其中，吸附气在压力达到一定程度后，增加速度明显减缓，而游离气却相反明显增加，并成为页岩气赋存的的主体。
温度增加会降低富有机质页岩的吸附能力，在高温条件下，任何富有机质页岩的吸附能力都会明显下降。
即随着地温的不断增加，富有机质页岩的吸附能力将不断下降，游离气的比例也会不断增加。
2.2 有机质深度泥页岩的埋深不但影响页岩气的生产和聚集，而且还直接影响页岩气的开发成本，泥页岩埋深达到一定的深度（一定的温度、压力条件）才能形成烃类气体（包括生物成因气、热成因气）；随着埋深的增加，压力逐渐增大，孔隙度减小，不利于游离气富集，但有利于吸附气的赋存。
2.3 有机质含量页岩气含气量与有机质含量具有近似线性的相关关系。
有机质含量对富有机质页岩的含气量起决定性的作用，页岩的生烃能力、吸附能力和孔隙空间的大小取决于有机质的含量。
科技论坛浅谈页岩气的成藏机理及影响因素李风光１尹海霞１牛增前１祝宏祥２（1、中国石油渤海钻探工程技术研究院，天津3002802、山东泰安昆仑能源有限公司,山东泰安271000）１概述页岩气是一种非常规天然气，主要赋存于富有机质的泥页岩及其夹层当中，主要的存在形式有吸附及游离两种。
页岩气是一种清洁新能源，其主要成分是ＣＨ４。
页岩气比常规天然气具有生长周期长及开采寿命长的优点。
页岩对于页岩气而言，既是源岩，又是其储集层，因此被定义为“自生自储”式的一种气藏。
目前页岩气的开采还存在较大难度，主要是因为页岩其质地坚硬。
２页岩气成藏２．１页岩气的成藏机理页岩气在储层中的存在方式主要有两种：在矿物颗粒及有机质表面主要以吸附状态存在；而游离状态存在于天然裂缝或空隙中。
有机质的含量决定吸附的天然气量［１，２］，其值一般在２０％～８５％之间［３］。
而一般常规圈闭气的吸附量为０，煤层吸附气的吸附量大于８５％，因此，单从赋存状态看，页岩气介于两者吸附量之间之间。
页岩气成藏的特点较为复杂，呈现多机理递变的特点，可依据序列归纳为［４］：吸附聚集（生烃初期），活塞式运聚（大量生烃期），置换式运聚（生烃高峰期）。
２．１．１吸附聚集页岩作为源岩，为天然气的生成、吸附等提供了场所。
天在生烃初期，所生成的天然气首先在矿物颗粒的表面或有机质表面吸附，这主要是由于生物作用；在该阶段天然气会发生一定的运移，在吸附的气体量与溶解逃逸的气体量两者之间达到饱和状态时。
该阶段的成藏特点是以吸附状态存在于页岩的内部，因此，总含气量存在一定的限度。
２．１．２活塞式运聚天然气的生成过程中存在一定的热成熟作用，该作用可以将高密度的有机质转化成为低密度的天然气，由此造成在一定的密闭环境中压力升高、体积膨胀，因此，低密度天然气的大量生成就导致较高的地层压力［５］。
由于压力的升高，将会有一定的裂缝产生，主要分布在岩性接触过渡面、页岩内部应力集中面以及脆性薄弱面。
深层页岩气井产能的主要影响因素——以四川盆地南部永川区块为例曹海涛1,2,3 詹国卫1 余小群1 赵 勇11. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院2. 中国石化西南油气分公司博士后科研工作站3. 西南石油大学博士后科研流动站摘 要 影响深层页岩气井产能的地质和工程因素众多，明确主要的影响因素对于深层页岩气的高效开发具有重要的意义。
为此，以四川盆地南部永川地区8口水平井为样本，采用灰色关联分析法研究地质、钻井、压裂、生产等4个方面的19个参数与气井产能的关联度，明确了主要的影响因素，并建立了无量纲产能评价指标(QI )与无阻流量的关系式，进而针对永川区块南区和北区分别提出了提高页岩气单井产能的建议。
研究结果表明：①裂缝发育程度、Ⅰ类储层钻遇率、水平段长度、埋深、单段液量、加砂强度、压力系数、总有机碳含量和脆性指数等9个因素对气井产能起到了主要的控制作用；②所建立的QI 与气井无阻流量的关系模型，可实现对气井产能的快速评价；③建议在永川区块南区加强钻井的跟踪监测以提高优质储层的钻遇率，在北区则加强对压裂工艺的攻关，提升储层改造的效果以实现气井产能的突破。
结论认为，该研究成果对于研究区的井位部署和压裂参数优化具有一定的指导意义。
关键词 深层页岩气 气井 生产能力 影响因素 灰色关联 关联度 永川区块 四川盆地南部DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.020基金项目：中国石化“十条龙”科技攻关项目“深层页岩气综合评价及开发技术政策”（编号：P18058-1）。
作者简介：曹海涛，1987年生，博士；主要从事页岩气开发方面的研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
电话：（028）65286384。
E-mail:*****************通信作者：赵勇，1981年生，副研究员；主要从事页岩气开发方面的研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
页岩气产量的影响因素：地质方面的观点（MonalisaMallickandManojAchalpurkar,Halliburton)石油工程师学会版权所有本文是为2014年11月10号到13号在阿联酋阿布扎比国际石油展览会上的介绍而准备的。
本文呈现一个经SPE程序委员会审查后的包含作者总结的信息（S）。
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摘要在原始页岩的基质和断层中聚集的气体的学术术语称为“页岩气”。
在地质上，富含页岩气的构造适合于种植谷物,有机物丰度高（达到5%~25%），孔隙度高，但不渗透的沉积地层包含聚集在空隙，天然裂缝，和或吸附在黏土表面的天然气。
决定页岩气的生产潜力的主要因素是孔隙度、渗透率、天然裂缝，它们的原始生烃能力，和依然呈现在构造中的气量。
这些因素和构造的地质和地质化学有关。
生烃潜力包括原始积累的有机物质的数量或有机碳的含量（TOC），原始有机物质的种类，热量的成熟度和生烃能力或气体产量，以及原始有机物质向烃类转化的程度。
这些因素很大程度上取决于有机物质，沉积环境，埋深，当地的地热温度，变质程度等的有效性。
生烃潜力更加依赖网络状天然裂缝，微空隙，吸附，等页岩气地层的防渗性要求极端的自然或人工压裂（断裂刺激）去满足商业社会所需的大量气体。
水力压裂和水平钻井技术最近成功用于商业生产页岩气，这取决于地质力学性能，如矿物学和脆性/延伸性的形成。
然而，选择钻孔和刺激的方法需要其他地质参数的资料，如层面的布局、地层天然裂缝孔隙度和强度、粘土含量、泥页岩吸水量，流体的水敏性、页岩毛细管，页岩的分形模式，泥页岩水化，气页岩裂缝导流能力、地质特征的形成与区域地质设置时间和空间变化的关系，以及储层参数在时间和空间上的变化。
这些参数控制断裂传播方向，气体回收率、和钻井时的井壁稳定，并帮助确定压裂液的盐度和流体类型的选择。
本文的目的是为了阐明页岩气的形成与地质作用有关，以助于合理的开采烃类技术的发展。
简介在上个世纪，世界油气消费的增长，迫使石油和天然气行业开发更多类型的石油资源来满足这种日益增长的需求。
然而，在过去十年，化石燃料的世界储备一直被认为是因为有限的新资源的发现，石油行业所需的条条框框。
近年来，非传统资源，包括重油、致密砂岩、煤层气、油砂、天然气水合物，页岩油和页岩气等，已经成为平衡传统资源赤字的显著前景。
在野外自然气勘探页岩气已经引起了相当的注意力，它展示了巨大的潜力，在世界范围内，随着近期的技术进步，采收率有了明显的提高。
所有非常规的，以及传统的资源基本上是地质系统。
因此，地质地球化学评价是勘探和开发页岩气的前提条件，并且有助于缓解页岩气勘探的相关约束。
了解页岩气形成的地质因素可以有助于发展提高采收率新技术。
因此，本研究的重点是页岩气矿床地质特征。
页岩气通常，从页岩地层产生的天然气称为页岩气。
然而，与传统的天然气藏不同的是，资源页岩地层既有烃源岩，也有烃源岩储层，但具有非常低乃至超低渗透性。
这些含气页岩地层的特点是富含有机质的页岩，因此在过去被视为烃源岩。
此外，他们与传统的砂岩和碳酸盐岩油气藏的联系是另一个将他们作为烃源岩的原因。
这些页岩通常是常规油气藏聚集的来源，这些常规油气藏被驱逐和迁移向上积累，并在一个多孔的密闭圈闭中聚集起来，往往是非有机页岩。
有机质丰富的页岩通常通过生物或产热的过程生产小链氢（气或油），它们因为高压力被排出，通过自然裂缝并储存在多孔岩石中。
然而，对于目前有商业价值的源页岩来说，排出的碳氢化合物量仅仅是局部的，而相当数量的油被保留，通常在基质孔隙、内部密封裂缝中形成甲烷，溶于油相，以及吸附在粘土矿物和有机质上。
决定页岩气价值的因素影响页岩气产量的因素很多，从经济学的相关问题到地质、技术方面。
在赚钱的气体生产中，经济因素确实非常关键。
钻完井和增产的额外的成本，如日常的生产成本，波动的汽油价格，租赁土地、矿产所有权、市场结构和资本市场，从生产管理的回报率等等。
除了这些，页岩气形成的地质，钻井，水的供应能力，以及技术方面，如天然气管道基础设施，也影响投资收益率。
由于目前的审查主要集中在页岩气形成的地质和地球化学属性，当考虑到页岩气产气能力时只有这些因素将会被讨论。
正如前面所讨论的，地球化学属性，TOC含量，干酪根类型、热成熟度、气体含量、和气体成分的主要参数，定义一个页岩气的形成。
这些参数决定了页岩气的形成，经济可行的气体含量，和生产燃料的质量。
从地质的角度来看，考虑一个商业“页岩气”的形成，地层孔隙度和渗透率是最重要的方面。
因为非常规油气藏与常规油藏的形成方面非常紧密。
因此，为了从这些地层经济产气，先进的技术是必需的。
虽然用于回收页岩气的技术仍处于早期阶段，在美国水力压裂和水平钻井已成功地用于这种地层。
因此，在页岩气生产中，地质力学性能，如矿物学和地层的脆性/延性是至关重要的因素。
然而，当选择合适的技术用在一个特定的地层，许多其它地质参数是必需的，如层理面、地层天然裂缝布局特征、粘土含量、泥页岩吸水量，流体的水敏性、页岩毛细管，页岩的分形模式，泥页岩水化，和天然气页岩裂缝导流能力。
这些参数控制断裂传播的方向，气体回收率，和钻井时井眼稳定性，以及帮助确定在压裂处理时标准流体的盐度和流体类型的选择。
生烃潜力页岩气地层的年龄从寒武纪到第三级，虽然比较有机碳的沉积量（即生烃潜力）时间上不相关。
成岩作用下有机质的数量和质量决定了生烃潜力。
生烃潜力通常取决于几个因素；即有机物数量最初沉积类型、有机质和生烃能力，和热成熟度。
这些因素又在很大程度上取决于有机物质的可用性，沉积环境，埋藏深度、地质时期，当地的地热梯度和变质程度，沉积和埋藏过程中有机质离子，水体和沉积物氧含量、水循环、泥沙颗粒大小，和沉降率（Demaison和Moore1980）。
沉淀可以在很广的范围内形成沉积环境（如海洋、湖泊、河流三角洲等），主要是为有机物质的积累与保存创造必要的缺氧环境。
因此，从地球化学角度，TOC，干酪根类型、热成熟度和最终的热成熟度是决定页岩气潜力的关键因素。
有利于形成有机丰富的沉积物的一般条件是有一个足够大来自主要的基本生产者的有机物来源（直接或间接）–较高的陆地上的植物和在水生环境中的浮游植物）。
有机质的保存，这就需要一个低能沉积环境（例如，低水流速度和有限的波动）防止有机物的侵蚀或循环）。
碎屑物质的流入，不应该压倒有机质（彼得斯等人。
2005）。
陆地或陆地来源的有机物主要由陆生植物、孢子、花粉、细菌等为主。
因此，陆源有机质是由纤维素、脂肪、蛋白质、木质素的生物大分子，最终生成成熟气（小的链烷烃）。
海洋有机物，另一方面，是由海洋生物为主，如脂质细胞膜的浮游植物，依赖它们的石油生产在退化（killops和killops 2005）。
然而，海相烃源岩在成熟后期可产气。
最后，沉积环境必须有利于有机质保存在沉积物中，以防止食腐生物和分解者，而这又是由高积累率的帮助，而且沉淀在沉积物-水界面是必需的（killops和killops 2005）。
干酪根类型。
干酪根是指在岩石和煤的有机物，它不溶于有机溶剂并且在酸岩反应中有生存能力（Durand·1980）。
干酪根类型也可以推断源有机质和沉积环境。
干酪根可根据生烃潜力、沉积环境、有机质类型分为I型、II型和III 型。
偶尔，IV型也列入这个名单。
然而，有时候这种类型干酪根有机碎屑高度氧化并且不具有任何生烃潜力。
基于硫含量Ⅱ型干酪根进一步分为Ⅱ型和IIS，II型干酪根中含有硫并且大量沉积在高盐环境下的海洋环境中。
三个主要的干酪根类型的简要总结，描述他们的生烃潜力、素材和沉积环境，如表1所示。
沉积环境（即构造环境和沉积环境）最终决定有机物的前身，从而形成岩相。
例如，湖泊和海洋环境在某些方面有所不同，导致湖泊相比深海盆地不同类型有机物的数量少。
湖泊环境受到较多的陆源碎屑岩和陆源营养物质，适合提高初级生产）。
在湖泊中的沉积速率（~ 1米/ 1000年）一般都超过深海（~ 1至10厘米/ 1000年），从而有利于快速埋藏有机质（彼得斯等人。
2005）。
然而，沿海海洋沉积物中的陆源有机质和沉积速度方面更类似于湖泊沉积物（~ 10至100厘米/ 1000年）。
然而与湖泊岩石中普遍含有更多的TOC相比，在有机物被剥夺的深海沉积物、生物扰动的多样性和深度方面，湖泊底栖生物比海洋动物群少（迈尔斯1997）。
溶解的硫酸盐是海水中的主要离子而不是湖泊的主要离子。
反之，湖泊有机物是含N-化合物。
因此，还原硫酸盐在海洋微生物改造中是重要的，但对湖泊来说不是这样。
确定干酪根类型的另一种方法是通过确定烃源岩的显微组分组成。
通过岩相学和地球化学，干酪根显微组分，可以说是微观的，可辨认的，保存在不同的有机物中（Durand·1980）。
虽然没有被广泛接受的分类法已被开发，煤的显微组分组成，可用于解密干酪根类型、植被的起源，因此确定生烃潜力（表2）。
总体上，煤岩显微组分的壳质组容易生油，镜质组煤岩显微组分通常容易产生气体，而惰质组没有潜在的生烃能力。
热成熟度；热成熟是一种烃源岩的状态，热驱动的反应将沉积有机质转化为石油，最终转化为天然气和石墨。
三级成熟早或低、中峰、晚期或高，并基于这些阶段，烃源岩被分别称为不成熟的，成熟的，过成熟的。
热成熟度又取决于当地的地热梯度和埋藏深度。
水平热成熟度的有机物可以通过几种不同的地球化学方法确定，如镜质体反射率、热解温度、和生物标志物的成熟度比。
反射性的镜质组煤岩显微组分通常是用来确定成熟的干酪根。
然而，紫外线（UV）荧光的稳定组为I型干酪根成熟度指标是因为镜质组显微组分（killops 和killops 2005）。
虽然有机质与烃相比创造的热应力与镜质体反射率（Ro）更相关，但近似RO值表明生油或生气窗开始和结束。
一个0.65至1.30%镜质体反射率被认为是主要的石油生成阶段，与最大的石油产生发生在1%镜质体反射率。
一个1.35至2%滚装被认为是湿气—生成相，除此以外，干气产生（Hunt1995）。
页岩气的形成往往紧接着干气生成窗口。
在岩评价热解方面，Tmax表示，碳氢化合物的最大释放发生干酪根热裂解时期，并且能用于估计烃源岩热成熟度的温度。
生物标志物是来源于以前生物的分子化石。
它们可以追溯到它们的前体生物，因为它们在埋藏和成岩作用过程中，很少或不修改它们的母体有机分子（Hunt1995）。
沉积岩、煤和原油的无处不在，是他们对烃源岩的特性了解的一个有用的工具。
