页岩气水平井段内多簇裂缝同步扩展模型建立与应用

页岩气压裂一、百度词条：页岩气压裂二、目录：1.页岩气压裂简介2.页岩气压裂的技术发展3.页岩气压裂体系4.页岩气压裂设备制造三、页岩气压裂简介：1.页岩气概况：页岩气在全球范围内分布广泛，且开发潜力巨大。

20世纪90年代以来，美国、加拿大等北美国家页岩气勘探取得成效，开发技术趋于成熟。

据测算，全球页岩气资源量约为456×1012m³。

页岩气的勘探开发使美国天然气储量增加了40%。

2010年美国页岩气产量接近1000×108m³，约占美国当年天然气总产量的20%，页岩气已经成为美国主力气源之一。

国内页岩气的勘探开发尚处于起步阶段，但是发展迅速。

是继美国、加拿大之后，第三个勘探开发页岩气的国家。

目前已经在中国渤海湾及松辽、四川和吐哈等盆地发现了高含有机炭的页岩。

据预测，中国页岩气潜在资源量大于30×1012m³，开发潜力巨大。

2.页岩气压裂技术概况：页岩储层具有低孔特征和极低的基质渗透率,因此压裂是页岩气开发的主体技术。

目前, 北美页岩气逐渐形成了以水平井套管完井、分簇射孔、快速可钻式桥塞封隔、大规模滑溜水或“滑溜水+ 线性胶”分段压裂、同步压裂为主, 以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂主体技术。

了解北美地区页岩气储层特点和开发技术, 加快技术研发和应用力度, 尽快形成和配套适应我国页岩气压裂技术应用的基础理论与技术系列, 对于加快我国页岩气勘探开发步伐有着重要的现实意义。

四、页岩气压裂的技术进展页岩气储层必须经压裂才能形成工业气流。

页岩气储层的压裂改造工艺、加砂规模等都与常规压裂改造有明显不同。

不同区块页岩储层特性各不相同, 并不是所有的页岩都适合滑溜水、大排量压裂施工[ 7] 。

脆性地层( 富含石英和碳酸盐岩) 容易形成网络裂缝, 而塑性地层( 黏土含量高) 容易形成双翼裂缝, 因此不同的页岩气储层所采用的工艺技术和液体体系是不一样的, 要根据实际地层的岩性、敏感性和塑性以及微观结构进行选择。

深层页岩气水平井体积压裂技术一、本文概述随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种重要的清洁能源，正逐渐在能源领域中占据重要地位。

其中，深层页岩气资源的开发更是当前石油天然气工业面临的重要挑战和机遇。

深层页岩气储层具有低孔、低渗、非均质性强的特点，传统的开发技术难以满足其高效开发的需求。

因此，本文重点探讨了深层页岩气水平井体积压裂技术，旨在通过该技术提高页岩气储层的改造体积和导流能力，从而实现深层页岩气的高效开发。

本文首先介绍了深层页岩气储层的特点和开发难点，阐述了体积压裂技术在深层页岩气开发中的重要性。

随后，详细阐述了深层页岩气水平井体积压裂技术的原理、工艺流程、关键技术和装备，以及在实际应用中的效果分析。

总结了深层页岩气水平井体积压裂技术的发展趋势和未来研究方向，为相关领域的科研人员和技术人员提供参考和借鉴。

通过本文的研究，旨在为深层页岩气的高效开发提供有力的技术支持，推动页岩气产业的可持续发展，为实现全球清洁能源转型做出积极贡献。

二、深层页岩气地质特征深层页岩气储层通常位于地下数千米的深处，其地质特征相较于浅层页岩气储层具有显著的不同。

深层页岩气储层的地层压力普遍较高，这增加了钻井和压裂作业的难度。

深层页岩气储层的岩石矿物成分、有机质含量、热成熟度等参数也会随着深度的增加而发生变化，从而影响页岩气的生成和聚集。

深层页岩气储层中的裂缝系统通常更加复杂，裂缝密度和走向多变，这给体积压裂技术的实施带来了挑战。

为了有效开发深层页岩气资源，需要对储层的地质特征进行深入研究和精细描述，包括储层的厚度、埋深、岩石类型、有机质丰度、成熟度、含气性、物性特征、应力场特征以及裂缝系统等。

还需要对深层页岩气储层的温压系统进行准确预测，以确保钻井和压裂作业的安全和有效。

在此基础上，结合地质特征和工程技术要求，制定适合深层页岩气储层的体积压裂技术方案，包括压裂液的选择、压裂参数的优化、裂缝监测和评估等，以实现深层页岩气的高效开发。

页岩气储层微尺度流动模型研究及应用马平华;李博;李青【摘要】利用尘气模型对页岩气储层纳米级孔喉中的努森扩散和气体分子扩散的扩散系数进行校正.通过尘气模型对二元气体的Knudsen扩散和气体分子扩散进行耦合模拟,表征气体的组分状态变化,获得储层岩心渗透率估值.通过持续测量气体组分的变化确定其有效流动边界,为页岩气的生产诊断、建模和储量估算提供理论依据和数据支持.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(017)005【总页数】4页(P31-33,67)【关键词】页岩气储层;纳米级孔喉;尘气模型;扩散系数【作者】马平华;李博;李青【作者单位】燕山大学石油工程系,河北秦皇岛066004;燕山大学石油工程系,河北秦皇岛066004;大港油田采油工艺研究院,天津300280【正文语种】中文【中图分类】TE312作为非常规天然气，页岩气复杂的储集层地质结构及其“非常规”的储层流动特点给整个页岩气的勘探开发带来了挑战[1]。

在宏观和微观尺度流动方面，页岩气储层具有许多“非常规”的特征和考虑因素[2-3]。

Javadpour在报告中指出页岩气储层的渗透率众数为54×10-9 μm2(纳达西)[4]，为此，一些国外学者对页岩气的微观尺度流动因素进行了研究[5-6]。

本次研究在对各种微观尺度流动模型研究的基础上，提出一个适合在常规油藏工程模拟技术中实施的简单模型。

该模型可以通过定期测量采出气体组分来确定储层的渗透率特性及其有效流动边界的几何形态。

页岩气大部分以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中[2]。

研究表明，页岩的主要储集空间和孔隙类型主要为纳米级的有机质孔隙。

从微观尺度分析，页岩气在低孔渗的储层中主要是由对流流动、Knudsen(努森)扩散和分子扩散等3种机理相互作用而产生运移。

由于Knudsen 扩散和分子扩散的特殊性，适合对流流动的简单模型，无法对具有多种气体组分的页岩气的特性做出正确解释，因此有必要对这2种扩散进行模拟研究。

刘方河目录一、压裂基础知识二、国内应用的水平井多级改造技术三、国外公司水平井分段压裂新技术及其应用介绍四、安东石油水平井分段压裂技术•水力压裂和酸化•防砂技术增产技术•压裂的目的近井地带受伤害，渗透率严重下降地层压力低，油气层剩余能量不足低产低渗透率地层地层原油粘度高基本概念利用地面高压泵组，以超过地层吸收能力的排量将高粘液体（压裂液）泵入井内，而在井底憋起高压，当该压力克服井筒附近地应力达到岩石抗张强度后，就在井底产生裂缝。

继续将带有支撑剂的携砂液注入压裂液，裂缝继续延伸并在裂缝中充填支撑剂。

停泵后，由于支撑剂对裂缝的支撑作用，可在地层中形成足够长、有一定导流能力的填砂裂缝。

近井解堵、储层改造、地层防砂、区块开发、岩屑回注水力压裂造缝机理增产技术介绍水力压裂造缝机理增产技术介绍水力压裂造缝机理2014/5/21Page 11目录一、压裂基础知识二、国内应用的水平井多级改造技术三、国外公司水平井分段压裂新技术及其应用介绍四、安东石油水平井分段压裂技术水平井多级分段改造技术近年来发展很快，目前国内外在大规模实施该项技术，根据地层油藏储层的不同其改造手段与方法也不同，目前应用广泛的有两大类：一、裸眼水平井改造技术目前应用最多最广泛的成熟的技术手段，最突出的优点是无需固井，最大限度保护油气层，压裂酸化作业一次完成，分级数量最多可达40级，改造成本较低，井控风险小。

存在的问题：只能够进行一次压裂酸化作业，破裂点不能够精确定位，不能够重复进行，在井内遗留不同孔径的球座，钻除需要连续油管或作业机进行作业，在深井及高压井中存在风险，最适用于整装的高压低产致密无底水及边水存在的气田。

悬挂封隔器套管鞋投球滑套投球滑套投球滑套压差滑套水力锚油管裸眼封隔器套管坐封球座+浮鞋反循环阀●国内最先引进贝克休斯技术，实现了裸眼水平井完井、分段改造，在国内各油田大规模应用；●水平段：采用悬挂封隔器+裸眼封隔器+投球滑套系统实现裸眼水平段多段隔离、压裂改造；●工具一次入井实现水平段连续压裂作业、不固井、射孔；水平井裸眼分段压裂技术裸眼水平段分段压裂、酸化改造后余留在完井管串内的球坐•球的材质与密度：Frac-Sur 1.35 SG、Frac-Sur HT 1.80 SG、Frac-Sur EX 1.80 SG •球坐的材质：特殊改性铸铁、铝合金、高分子材料多孔球坐与密封球在原油生产井中存在遗留球坐对原油生产有影响，原油底水边水侵入后无法进行处理，不能够重复开关作业。

页岩气藏体积压裂水平井产能模拟研究进展周祥;张士诚;马新仿;张烨【摘要】页岩气储层孔喉细小,渗透率极低,一般无自然产能,需借助水平井和体积压裂技术才能实现经济开发.国内外关于页岩气的研究多集中于地质评估和开发工艺,而适用于页岩气体积压裂水平井产能的理论研究相对较少.页岩气产能研究的关键在于多尺度渗流机制的准确描述和复杂裂缝网络的精细表征.通过广泛调研和分析,探讨了页岩储层多尺度渗流机制;总结了页岩气藏多裂缝水平井试井模型,阐述了不同模型关于流态划分、储层和裂缝参数评估的应用;系统介绍了页岩气数值模拟方法,包括常规数值模拟方法、离散裂缝网络模型方法及有限元方法,认为后两者是未来页岩气产能数值模拟的发展趋势.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2015(036)005【总页数】8页(P612-619)【关键词】页岩气;体积压裂;水平井;产能【作者】周祥;张士诚;马新仿;张烨【作者单位】中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE375页岩气为产自极低孔隙度和渗透率、以富有机质页岩为主的储集岩系中的天然气[1-2]。

由于页岩气储层物性差，需要借助大型水力压裂技术制造复杂裂缝系统，才能实现工业化生产，因此，页岩气藏又被称作“人造气藏”[3]。

美国是全球页岩气开发最成功的国家，30多年大规模商业化开采积累了大量的现场经验，引领了该领域的技术革新；中国自2005年开展了规模性的前期探索，并借鉴北美经验，努力寻求页岩气产业的快速发展。

纵观国内外页岩气的发展历程，人们为成功开发这一潜在的巨大资源开展了大量的研究工作，主要集中在以下方面：储层的孔喉结构、岩石脆性及矿物成分、储层地化特征（有机质含量、热成熟度等）、气体存储及运移机制、压裂工艺技术、复杂裂缝扩展和压后产能预测。

页岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究张烨;潘林华;周彤;李宁;徐正辉;崔艺;柳明【摘要】页岩气藏储层具有超低孔、超低渗的物性特征,通过体积压裂改造形成复杂人工裂缝网络,是实现页岩气有效开发的关键.试验采用大尺寸真三轴水力压裂模拟,研究水平地应力差、泵注排量,井筒数量等因素对页岩气储层压裂裂缝扩展规律的影响.通过观察压后页岩表面裂缝延伸路径,结合工业高能CT扫描确定页岩内部实际的水力裂缝形态.实验所选用页岩脆性中等,但层理特征明显,微裂隙发育,具有可压性.试验结果表明:水平应力差为3 MPa时,水力裂缝易转向,沟通近井天然裂缝或弱胶结层理面;随着水平应力差的增加,有利于横切缝的产生,沟通远处更多天然裂缝及层理;当水平应力差达到12 MPa时,仅能形成简单平面横切缝.另外,变排量压裂或双井筒同步压裂可以有效地增加裂缝密度,提高水力裂缝复杂程度;但在12 MPa 的水平应力差下,双井筒同步压裂仍然仅生成2条简单的水平缝.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)005【总页数】6页(P11-16)【关键词】页岩;裂缝扩展;天然裂缝;水平地应力差;排量;同步压裂【作者】张烨;潘林华;周彤;李宁;徐正辉;崔艺;柳明【作者单位】国土资源部页岩气资源勘查重点实验室(重庆地质矿产研究院);重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心(重庆地质矿产研究院),重庆400042;国土资源部页岩气资源勘查重点实验室(重庆地质矿产研究院);重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心(重庆地质矿产研究院),重庆400042;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;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油长城钻探工程有限公司,北京100101【正文语种】中文【中图分类】P555我国页岩储层既包含丰富的海相页岩气，也包含大量的陆相和海陆过渡相页岩气区块，构造应力强烈，地质结构复杂，不同区域页岩物性差别较大[1]。

㊀㊀收稿日期:20220622;改回日期:20230216㊀㊀基金项目:国家科技重大专项 彭水地区常压页岩气开发技术政策及气藏工程方案 (2016ZX05061-016);中国石化重大科技项目 南川复杂构造带页岩气勘探开发关键技术 (P19017-3)㊀㊀作者简介:房大志(1984 ),男,副研究员,2006年毕业于中国石油大学(北京)环境科学专业,2009年毕业于该校石油地质专业,获硕士学位,现主要从事非常规油气勘探开发工作㊂DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.017考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法房大志1,刘㊀洪2,庞㊀进2,谷红陶1,马伟骏1(1.中国石化重庆页岩气公司,重庆㊀408400;2.重庆科技学院,重庆㊀401331)摘要:针对页岩气吸附解吸对生产井产能影响规律不清晰的问题,基于致密气井的渗流特征和产能方程,从气体渗流微分方程出发,结合Langmuir 等温吸附公式,建立考虑页岩气吸附解吸的产能模型,根据页岩气井的钻完井和动态监测资料计算了页岩气井不同解吸时间下的产能和无阻流量,并根据回压试井资料,将吸附气影响转化为附加阻力系数,形成三项式产能计算方程,利用该方程研究了吸附气对页岩气产能计算的影响㊂结果表明:吸附气会导致页岩气井初期产能计算值偏高,解吸10d 后计算的无阻流量相对稳定;吸附气含量对页岩气井产能影响较大,吸附压力对产能影响较小;三项式产能计算结果与解析法模型计算结果误差小于12%,结果较为可靠㊂研究成果可为页岩气井产能评价提供参考㊂关键词:页岩气;产能;三项式;吸附气中图分类号:TE332㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2023)03-0137-06A Trinomial Deliverability Calculation Method for Shale Gas Wells Considering the Effect of Adsorbed GasFang Dazhi 1,Liu Hong 2,Pang Jin 2,Gu Hongtao 1,Ma Weijun 1(1.Sinopec Chongqing Shale Gas Company ,Chongqing 408400,China ;2.Chongqing University of Science and Technology ,Chongqing 401331,China )Abstract :To address the problem of the unclear effect law of the shale gas adsorption -desorption on the deliver-ability of production wells ,based on the seepage characteristics and deliverability equation of tight gas wells ,a de-liverability model considering shale gas adsorption -desorption was established with reference to the gas seepage dif-ferential equation and in combination with the Langmuir isothermal adsorption equation ;the deliverability and open flow capacity of shale gas wells under different desorption time were calculated based on the drilling and completion and dynamic monitoring data of shale gas wells ,and the effect of adsorbed gas was transformed into additional re-sistance coefficients based on the information of back -pressure well testing to form a trinomial deliverability calcula-tion equation ,and this equation was used to study the effect of adsorbed gas on shale gas deliverability calculation.The results show that the adsorbed gas will cause a higher initial deliverability calculation value of shale gas wells ,and the calculated open flow capacity is relatively stable after 10d of desorption ;the adsorbed gas content has a greater influence on the deliverability of shale gas wells ,and the adsorption pressure has a smaller influence on thedeliverability ;the error between the results of the trinomial deliverability calculation and the analytical method mod-el calculation is less than 12%,and the results are more reliable.The research results can be used as a reference for the deliverability evaluation of shale gas wells.Key words :shale gas ;deliverability ;trinomial ;adsorbed gas0㊀引㊀言页岩气井产能是衡量页岩气开发效果的重要指标㊂目前,页岩气井产能计算方法主要包括经验公式法㊁解析模型法和数值模拟法㊂经验公式法是基于早期生产数据,通过产量变化规律拟合,预测㊀138㊀特种油气藏第30卷㊀不同时期的产量,常用的经验公式法有PLE㊁SEPD㊁Duong㊁LGM㊁PEPD 等[1-5]方法,但该类方法需要较长时间的产量数据,且只能预测定压生产条件下的产量,具有较大的局限性㊂解析模型法主要以页岩气地层流动和吸附解吸理论为基础,考虑页岩气在基质和裂缝系统中的流动规律,以及页岩气的吸附解吸特征,通过建立解析或者半解析模型来预测不同地质条件和生产条件下的产量[6-22]㊂该类模型通常还考虑了裂缝系统的应力敏感特征,典型的解析模型有Carlson㊁Fisher㊁Hasan㊁任俊杰㊁张烈辉㊁石军太㊁王海涛等[6-12]建立的模型,该类方法应用时需要准确的完井㊁地质和岩石物理参数,但这些参数很难全部获得,且存在预测偏差较大的问题㊂数值模拟法通过建立页岩储层地质模型,研究降压㊁解吸㊁扩散以及应力敏感现象对页岩气产能的影响,典型的数值模拟法有Williamson㊁Bustin㊁Wu㊁Freeman 等[13-16]建立的模拟方法,由于数值模拟器中的参数与实际施工或设计参数存在较大差异,产能评价仍存在较大偏差㊂上述3类产能预测方法均存在应用局限或不足,其主要原因是没有将生产数据与机理模型有机结合起来㊂因此,借鉴致密气流动理论,考虑页岩气的解吸特征,建立页岩气产能数学模型,将页岩气试气阶段的测试数据与页岩气产能数学模型结合,建立改进的页岩气井产能计算方法,为页岩气井产能评价提供科学可行的解释方法㊂1㊀页岩气井产能方程建立页岩气与致密气有相似的渗流理论基础,区别在于致密气井将吸附层的流动阻力考虑为启动压力梯度,而页岩气井中的解吸扩散气体则为页岩气井产量的补充量㊂因此,在致密气藏产能评价方法基础上,针对页岩气解吸㊁扩散特点,推导页岩气水平井产能方程,从而建立起页岩气产能评价方法㊂由于页岩气藏渗透率极低,大多采用水平井多级压裂的方式开采,故从等效压裂体积的角度出发,建立页岩气水平井产能方程㊂页岩气水平井体积压裂后形成网状裂缝,为便于计算,对裂缝系统进行了简化(图1),采用单相流模型㊂作如下假设:①气藏均质,且各向同性;②气藏边界是矩形封闭边界,水平井段位于气藏中心;③渗流过程为等温渗流;④裂缝中的流体流动符合达西渗流规律,同时不考虑裂缝与基质间的微观渗流,只研究流体流动的宏观规律;⑤单相气体渗流,忽略重力和毛管力影响;图1㊀页岩气水平井多级压裂示意图Fig.1㊀The schematic diagram of multi -stagefracturing of shale gas horizontal wells根据微观渗流速度,得到气井的产量:ν=K μ㊃d pd x(1)q x sc =ρg AνB g =ρg K (L f hN )B g μ㊃d pd x(2)从等温压缩定义推导产量公式:q x sc =2(y e -x )x e hϕC g ρg +ρg ρb V L p L(p r x -r e +p L )2τ(y e -x )x e h y e x e hϕC g ρg +ρg ρb V L p L(p r w -r e +p L )2τy e x e hq sc(3)式中:q x sc 为x 处在标准状态下的质量流量,kg /s;A为裂缝渗流截面总面积,m 2;q sc 为标准状态下产气量,m 3/s;K 为气层的有效渗透率,D;h 为气层的有效厚度,m;μ为气体黏度,mPa㊃s;Z 为气体偏差因子;ρg 为标准状况下气体密度,kg /m 3;C g 为天然气压缩系数,1/MPa;ρb 为页岩密度,kg /m 3;y e 为裂缝半长,m;x 为距井中心的距离,m;L f 为裂缝宽度,m;N 为裂缝条数,条;x e 为射孔段长度,m;τ为解吸时间,d;v 为气体渗流速度,m /s;ϕ为孔隙度;p L 为Langmuir 压力常数,MPa;V L 为Langmuir 体积常数,m 3/kg;d p /d x 为压力梯度,MPa /m;p r x -r e 为气层边界到距离x 处的平均压力,MPa;p r w -r e 为井底㊀第3期房大志等:考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法139㊀㊀到气层边界的压力,MPa;B g 为体积系数㊂将式(2)代入式(3),引入表皮系数S ㊂同时,考虑页岩气井中的解吸扩散气体对能量的补充,引入解析扩散能量补充系数D ,得到产量表达式:q sc =246.7KL f hNρg ʏp e p wf2p μZd p +ʏp e p wfρb V L p L (p r w-r e+p L )2τ㊃1C g ϕ㊃2p μZ éëêêùûúúd p {}Tʏy e(1-xy e)d x +ʏy e 0ρb V L p L(p r x -r e +p L )2τ㊃1C g ϕ(1-x y e )éëêêùûúúd x +S +Dq sc {}(4)㊀㊀对式(4)整理㊁化简得到页岩气井产能方程:Δψ1+Δψ2=Aq sc +Bq 2sc(5)Δψ1=ʏp ep wf2p μZd p (6)Δψ2=ʏp e p wfρb V L p L(p r x -r e +p L )2τ㊃1C g ϕ㊃2pμZd p (7)ω1=4.05ˑ10-3T KL f hNρgʏy e 0(1-xy e 2)d x +ʏy eρb V L p L (p r x -r e +p L )2τ㊃1C gϕ(1-x y e 2)éëêêùûúúd x +S {}(8)ω2=4.05ˑ10-3TKL f hNρgD(9)式中:p wf 为井底流压,MPa;Δψ1为地层拟压力,MPa;Δψ2为井底拟压力,MPa;ω1为与渗流有关的阻力系数;ω2为与解吸扩散有关的阻力系数;D 为解吸扩散能量补充系数;S 为表皮系数;T 为井底温度,K ;p e 为气层边界压力,MPa㊂式(6)㊁(7)代入式(5)并整理得:(1+β)μZ ʏp e p wf2p d p =ω1q sc +ω2q 2sc(10)β=ρb V L p L(p r w -r e +p L )2τ㊃1C g ϕ(11)式中:β为代换常数,μ为气体平均黏度,mpa.s;Z 为气体平均偏差因子㊂由于β为常数,说明页岩气的产能公式仍可采用二项式表达,只是由于解吸的作用使得拟压力差增大,产量增加㊂由于页岩气储层往往具有超低渗特征,无法真正满足拟稳态要求,实际使用过程中该产能方程易出现 负斜率 的现象,从而导致气井产能无法计算㊂因此,在使用该方法计算时,若出现斜率为负时,则与常规方法类似,引入修正系数C ,再继续求解,此时产能方程为三项式的形式:p 2r -p 2wf =ω1q sc +ω2q 2sc +C(12)式中:p r 为地层压力,MPa㊂在进行(p 2r -p 2wf -C )/q sc 与q sc 关系的线性回归时,首先给定C 的初值,然后通过调整C 值,使得(p 2r -p 2wf -C )/q sc 与q sc 线性相关系数最高,从而确定最终的C 值㊂2㊀产能方程可靠性分析利用上述基于致密气产能方程改进的页岩气三项式产能方程对某南川页岩气田东胜气区不同生产制度试气井的产能进行预测,确定各井产能方程,计算6口井的无阻流量为15.90ˑ104~51.81ˑ104m 3/d(表1)㊂同时,根据6口井的完井和动态监测等基础数据,应用式(5) (9)计算6口井的无阻流量为15.01ˑ104~58.00ˑ104m 3/d,计算误差为-11.95%~10.55%,说明利用三项式产能解释方法计算页岩气井无阻流量是可行的㊂由于页岩气井产能影响因素复杂,气井的地质㊁表1㊀页岩气无阻流量计算㊀140㊀特种油气藏第30卷㊀完井等参数很难准确获取,导致计算产能方程系数ω1㊁ω2较为困难㊂利用三项式页岩气井产能计算方法的优点在于,不需要直接通过产能方程系数表达式计算模型参数ω1和ω2,而利用开井超过10d的回压试井数据,通过三项式非线性回归的形式计算产能方程系数,进而计算页岩气井产能㊂应用该方法时假设了测试过程地层压力不变或变化较小,对于测试时间较短的低压㊁常压页岩气井能够满足该条件㊂对于高压页岩气井,测试期间地层压力变化较大,直接应用上述方法会产生较大偏差㊂3㊀实例应用某页岩气井(SY1HF 井)原始地层压力为52.29MPa,地层温度为109.23ħ,渗透率为3.63ˑ10-2mD,裂缝宽度为68.7m,气层的有效厚度为45.3m,裂缝条数为14条,气体密度为0.572kg /m 3,裂缝半长为86.46m,页岩密度为2.6g /cm 3,Langmuir 体积常数为1cm 3/g,Langmuir 压力常数为5.60MPa,孔隙度为0.0527,天然气压缩系数为0.0083MPa -1,表皮系数为0,解吸扩散能量补充系数为3.5㊂利用式(8)㊁(9)分别计算不同解吸附时间的系数A ㊁B ,再由式(5)计算不同解吸时间的产能,进而计算不同解吸附时间的无阻流量㊂图2为Langmuir 体积常数对不同解吸时间无阻流量的影响㊂由图2可知:相同Langmuir体积常图2㊀Langmuir 体积常数对不同时间无阻流量的影响Fig.2㊀The effect of Langmuir volume constanton open flow capacity at different time数下,随着解吸时间的延长,气井无阻流量逐渐减小,最终趋于恒定值;相同解吸时间下,Langmuir 体积常数越大,气井无阻流量越高,但随着Langmuir体积常数不断增大,同一时间气井的无阻流量增量逐渐变小㊂图3为Langmuir 压力常数对不同解吸时间无阻流量的影响㊂由图3可知:Langmuir 压力常数对气井无阻流量的影响较小;相同Langmuir 压力常数下,随着解吸附时间的延长,气井无阻流量逐渐减小,最终趋于恒定值;相同解吸附时间下,Lang-muir 压力常数越大,气井无阻流量越高,但随着Langmuir 压力常数不断增大,同一时间气井的无阻流量增量逐渐变小㊂图3㊀Langmuir 压力对不同时间无阻流量的影响Fig.3㊀The effect of Langmuir pressureon open flow capacity at different time由于页岩储层致密的天然特征,决定了不同页岩存在吸附特征的差异㊂由图2㊁3可知:当吸附时间少于10d 时,无阻流量差异很大;当吸附时间超过10d 时,无阻流量基本稳定㊂使用开井初期的测试数据所解释的无阻流量值会偏大,开井时间超过10d 后所计算的无阻流量更稳定㊂因此,计算页岩气井产能时,应采用至少开井10d 以后的测试数据㊂以SY1HF 井放喷测试为例,放喷测试不同阶段井口套压㊁日产气量和日产水量见表2(表中Ω=(p r 2-p wf 2)/q sc ),开井10d 后3种不同尺寸油嘴放喷测试曲线如图4所示㊂根据Beggs &Brill 多相管流模型计算对应测试时刻的井底流压,按照常规二项式解释的步骤,(p r 2-p wf 2)/q 作与q 的关系曲线,发现数据点并不在一条直线上㊂因此,引入修正系数C 来修正吸附气引起的附加阻力影响,形成三项式产能方程,并利用试算法回归求解产能方程系数ω1㊁ω2㊁C ㊂通过不断试算发现,当SY1HF 井C 值为28时,拟合情况最好,图5为通过试算C 值后SY1HF 井获得的产能曲线㊂利用线性回归拟㊀第3期房大志等:考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法141㊀㊀表2㊀SY1HF放喷测试产能分析数据图4㊀SY1HF放喷测试曲线Fig.4㊀The blowout test curve of Well SY1HF合得到SY1HF井的产能方程系数ω1=0.465,ω2= 99.272,产能方程为p r2-p wf2=0.465q sc2+99.272q sc +28㊂3种不同尺寸油嘴放喷测试平均无阻流量为24.46ˑ104m3/d,与产能公式解吸附40d计算的无阻流量25.62ˑ104m3/d相比,两者相差4.5%,且曲线总体形状相近(图6),表明引入修正系数C值来修正吸附气引起的附加阻力项对IPR曲线和无阻流量的计算影响,方法具有较强的适用性㊂图5㊀SY1HF井放喷测试三项式产能曲线Fig.5㊀The trinomial deliverability curve of Well SY1HF blowout test图6㊀SY1HF井产能计算与测试解释IPR曲线对比Fig.6㊀The comparison of deliverability calculation and test interpretation IPR curves of Well SY1HF 4㊀结㊀论(1)基于致密气渗流特征,考虑页岩气的解吸扩散特征,建立了页岩气井产能模型,通过模型求解,利用钻完井和动态监测数据,得到产能方程系数和气井无阻流量㊂(2)解吸时间较短,计算无阻流量偏高;开井解吸10d后,计算的无阻流量相对可靠㊂(3)吸附气含量对页岩气井产能影响较大,吸附气含量越高,页岩气井产能越大;吸附压力对页岩气井产能影响较小㊂(4)根据开井10d后回压测试获得的产量和压力,利用页岩气井三项式产能方程计算出页岩气井产能与产能模型计算的结果偏差小于12.00%,产能计算结果相对可靠㊂参考文献:[1]DILHAN Ilk,STEPHANIE Marie Currie,DAVE Symmons,etal.Hybrid rate-decline models for the analysis of production per-formance in unconventional reservoirs[C].SPE135616,2010:1-㊀142㊀特种油气藏第30卷㊀39.[2]PETER P,VALKO W,JOHN Lee.A better way to forecast pro-duction from unconventional gas wells [C ].SPE134231-MS,2010:1-16.[3]ANH N D.An unconventional rate decline approach for tight 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页岩气开发的地质与工程一体化技术曾义金【摘要】页岩气储层非均质性强，实现工程技术与储层条件的最佳匹配，是实现页岩气经济有效开发的关键。

分析了我国页岩气开发中存在的主要问题，阐述了页岩气储层特征分析方法及关键技术，从地质与工程一体化的角度，系统论述了针对于页岩气储层特征的工程技术思路和方法，建立了页岩气地质与工程一体化的技术体系。

%Because of the strong heterogeneity of shale gas reservoir ,the key to economic and effective shale gas development is to achieve the best match between engineering parameters and reservoir condi-tions .In this paper ,the analysis of problems during shale gas development in China has been obtained ;the analysis methods and key technologies of shale gas reservoir characteristics have been elaborated .From the view of integration of geology and engineering ,the technical idea and methods of engineering closely related to shale reservoir characteristics have been discussed systematically ,and the shale gas geology and engi-neering integration technology system has been established .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2014(000)001【总页数】6页(P1-6)【关键词】页岩气;地质参数;工程技术;一体化【作者】曾义金【作者单位】中国石化石油工程技术研究院，北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE22页岩气在全球范围内分布广泛，且开发潜力巨大。