摘　要：頁巖氣藏具有獨特的存儲和低滲透特征，其開采技術也有別于常規氣藏的開采技術，水平井完井技術和分段壓裂技術是成功開發頁巖氣藏的兩大關鍵技術。水平井完井和分段壓裂后形成的復雜裂縫網絡體系以及吸附氣的解吸作用等因素，都給頁巖氣井的滲流機理研究帶來極大挑戰。研究表明，利用數值模擬軟件來模擬頁巖氣井的裂縫網絡系統，不僅能模擬頁巖氣的滲流機理，也能為編制頁巖氣藏開發方案提供可靠的理論依據。因此以Eclipse2010.1數值模擬軟件為研究平臺，建立了3種考慮吸附氣解吸的頁巖氣分段壓裂水平井數值模型，能夠模擬頁巖氣藏水平井的生產動態，對體積壓裂后形成的裂縫參數進行優化模擬。結論認為：只有通過增加水平井的數量和儲層改造體積(SRV)、選取異常高壓區鉆井和壓裂出具有充分導流能力的裂縫，才能有效提高頁巖氣藏的采收率，實現頁巖氣藏的有效開發。

關鍵詞：頁巖氣藏  開發  水平井  分段壓裂  數值模擬  裂縫優化  模型  提高采收率

Numerical simulation of seepage flow characteristics of multi-stage fracturing(MSF) in horizontal shale gas wells

Abstract：Due to unique features of preservation and very low permeability，shale gas reservoirs necessitate the recovery technology distinct from that for conventional gas reservoirs．Horizontal well completion and multi-stage fracturing(MSF)are two kev technologies for successful shale gas reservoir development．But on the other hand，the resulted complex fracture network svstem and desorption of adsorbed gas constitute a great challenge to research on the seepage flow mechanism of MSF in shale gas wells．This study shows that the numerical simulation software can be adopted to simulate the said complex fracture system，with which not only can the system’s seepage flow mechanism be simulated，but a reliable theoretical basis can be provided for formulating shale gas reservoir development plans．Therefore，with the Eciipse simulation 2010.1 as a research platform，the well numerical models considering the desorption of adsorbed gas were established to simulate the dynamic characteristics of horizontal shale gas wells and to optimize parameter simulation for fractures formed by high volume hydraulic fracturing(HVHF)．Through analysis it is concluded that shalegas recovery efficiency will be improved and shale gas reservoirs will be effectively developed only by increasing the number and SRV(Stimulated Reservoir Volume)of horizontal wells，selecting abnormal pressure zones for boreholes，and creating adequately conductive fractures．

Key words：shale gas reservoir，development，horizontal well，MSF(multi-stage fracturing)，numerical simulation，fracture optimization．model,EOR

頁巖氣是賦存于頁巖裂隙、微細孔隙及層面內的天然氣，儲氣方式以游離氣和吸附氣為主，其儲層的滲透率極低、氣流的阻力比常規儲層大得多，因此頁巖氣藏中流體的滲流機理與常規氣藏存在顯著區別。頁巖氣藏一般天然裂縫發育，但大部分天然裂縫必須經壓裂才能張開，因此商業化開發頁巖氣藏必須要進行水力壓裂，裂縫是頁巖氣的主要運輸通道，水平井完井技術和壓裂增產工藝措施是實現頁巖氣藏成功經濟開發的關鍵技術。

目前，國外已經對頁巖氣滲流的運移機制和數值模擬方法開展了一些研究^[1-5]，而中國僅有少數研究者探討了分段壓裂水平井的產能影響因素^[6-12]。筆者以油氣藏數值模擬軟件Eclipse2010.1為研究平臺，建立考慮吸附氣解吸作用的頁巖氣藏水平井分段壓裂單井數值模型，模擬頁巖氣井的壓力動態，分析體積壓裂造成的裂縫參數對頁巖氣藏水平井產能的影響，為頁巖氣藏水平井的分段壓裂提供理論依據。

1　單井數值模型

目前頁巖氣數值模擬模型主要包括雙重介質、多重介質和等效介質等三種模型。其中雙重介質模型采用的最多，該類模型假設頁巖由基巖和裂縫兩種孔隙介質構成。氣體在頁巖巾以游離態和吸附態兩種形式存在，裂縫中僅存在游離態氣，基巖中不僅存在游離態氣，還有部分氣體吸附于基巖孔隙表面。模型一般假設頁巖氣在裂縫中流動是達西流動和高速非達西流，在基巖孔隙中的運移機制是菲克擴散或考慮克林伯格效應的非達西流動。

筆者采用Eclipse2010.1軟件的煤層氣(CBM)模型，應用塊中心網格建立網格模型，如圖l所示。模擬工區的長×寬×高為：l860m×797m×100m，采用不等間距網格：x方向的網格大小為0.03～80m，y方向的網格大小為6～40m，z方向5套基質和裂縫組合的厚度均為20m，凈毛比為0.4，模型的網格節點為：l29×41×10=52890。模擬井水平段長為1100m，水平段共壓裂10段，設計裂縫半長均為l00m，主裂縫寬度采用最小步長，即假設主裂縫寬度為0.03m。模型的頂深2500m，氣水界面2700m，壓力系數2.0，假定氣體組分均為C₁，每層的基本物性參數如表1所示。

模型中吸附氣的解吸遵循Langmuir等溫吸附定律(表2)，縱向上由頂到底，第l～3層的等溫吸附曲線見圖2，第4～5層的等溫吸附曲線見圖3。模型的儲量為9.92×108m³，總含氣量為2.57m³／t，其中游離氣占總含氣量的58％，吸附氣占總含氣量的42％。

2　頁巖氣井生產動態模擬

頁巖氣抬在投產初期產氣量較高但遞減迅速，后期相當長時間內產量低，遞減緩慢，因此氣井的壽命比常規氣藏的氣井也要長得多。圖4中模擬了基質滲透率分別為l×10^-4mD、1×l10^-5mD和1×10^-6mD 3種情況下分段壓裂水平井的產量遞減曲線，氣井均以8×10³m³的日產氣量投產，井底壓力控制為3MPa，表3中給出了不同生產時間的日產氣量。從圖4和表3不難看出，頁巖氣井在生產初期的產量遞減異常顯著，根據國外的頁巖氣藏數據資料統計，頁巖氣井在投產的第1年內產量遞減最高在80％以上，以后遞減逐漸減緩。

頁巖氣井投產初期，地層壓力較高，此階段采出的天然氣主要是游離氣。其后地層壓力逐漸降低，當地層壓力降低到一定程度時，頁巖儲層中的吸附氣會慢慢的解吸出來。圖5模擬了這種吸附氣解吸作用的影響，其中解吸過程同時考慮了瞬時解吸和延時解吸兩種模式，表4中給出了預測30a后的累計產氣量。從圖5中可以看出，在氣井最初投產的3～5 a內，發生解吸的吸附氣量較少，因此氣井采出的基本都是游離氣，隨著地層壓力的降低，大量吸附氣慢慢發生解吸，根據圖中的預測，氣井生產30a后，吸附氣的解吸作用可以使單井的累計產氣量提高l0％左右，表明吸附氣的解吸作用對氣井的生產動態影響較小，但不能忽略。吸附氣的解吸作用主要發生在頁巖氣井的開采后期，而且氣井的井底壓力控制的越低，這種作用就越明顯。隨著網格塊尺寸的增加和裂縫導流能力、基質巖石滲透率的降低，解吸作用會變得越來越困難。另外，瞬時吸附模式假定吸附氣解吸后，壓力能夠瞬間達到平衡，而延時吸附模式假定吸附氣解吸后的擴散過程遵循Fick擴散定律，瞬間吸附模式累計產氣量比延時吸附模式高得多(表4)，須謹慎選用瞬時吸附模式。

頁巖儲層的滲透率極低，一般都要經過大規模體積壓裂，在氣井周圍形成復雜的裂縫網絡體系，頁巖氣井才能獲得工業氣流。圖6展示了上述模型中分段壓裂水平井生產不同時間后的壓力分布情況，在分段壓裂水平井投產初期，首先采出的是壓裂形成的主裂縫中的游離氣，進而采出整個儲層改造區域(SRV)內的游離氣，當生產1a左右時間后，壓力波及廠SRV區域的邊緣。在此之前一直是體積壓裂改造形成的裂縫網絡系統向氣井供氣，因此氣井的產量遞減迅速，這與圖4中的產量遞減現象是相吻合的。隨著生產時間，氣井形成的壓降漏斗隨之增大(圖6)，儲層未被改造到的區域開始向氣井供氣，隨著游離氣的逐漸采出，儲層中壓力降低，吸附氣開始解吸附(圖5)。頁巖氣井后期的產量雖然較低，但是相對穩定。從圖6-d～f中大致可以看出，當氣井生產足夠長時間后，壓力波及范圍已基本不變，單井控制范圍較小，只能靠增加水平井的數量來提高整個氣藏的采出程度。

3　裂縫參數優化模擬

頁巖儲層的體積壓裂改造，通過多方向人丁縫裂溝通更多的天然裂縫，增加泄流面積。圖7和圖8分別模擬了不同裂縫半長和不同裂縫間距條件下的單井模型累計產氣量的對比情況，表5和表6分別給出了具體的累計產氣量。結合圖7和表5、圖8和表6可以看出，當體積壓裂形成的主裂縫較短或分段壓裂的級數較少時，增加主裂縫的長度和分段壓裂的級數都可以使累計產氣量顯著提高。但從模擬結果來看，當裂縫半長超過l00m后，再繼續增加裂縫的長度，累計產氣量的增幅越來越小，同樣隨著分段壓裂級數的增加，累計產氣量的增幅也是越來越小的。

常規氣藏的水力壓裂目的是造長縫，努力溝通遠井地帶的儲層，增加泄流面積，從而將徑向流改變為從地層到人工裂縫和從人工裂縫到井筒的近似雙線性流，最終實現增產的目的。而頁巖氣儲層由于基質滲透率極低，產量主要來自于裂縫的流動，這種雙線性流不會存在于頁巖氣儲層。因此，頁巖氣儲層壓裂增產改造理念與常規砂巖氣藏不同。改造時在地層中形成復雜裂縫，同時裂縫網絡盡可能的延伸——盡量提高改造體積，從而實現工業產能。頁巖氣儲層壓裂造成的裂縫網絡越復雜，網絡體積越大，壓后的產量越高，最終的累計產氣量和采收率也越高。但是當這種壓裂規模增加到一定程度后，再增加其規模、裂縫復雜性(裂縫密度)以及采出程度卻沒有增加多少，而措施工藝難度急劇增加，施工風險增大。這是兇為頁巖氣儲層基質滲透率過低，壓裂改造溝通天然裂縫的范圍有限、單井控制儲量較小，因此只能以增加水平井的數量來提高氣藏的采出程度。北美地區在開發頁巖氣藏時，采用水平井的工廠化管理，很好地解決了水平井單井控制儲量過小的問題^[6]。

體積壓裂形成的裂縫體系是否具有經濟效益，一個很重要的指標是裂縫的導流能力，因此頁巖氣藏的開發不僅僅依靠復雜的裂縫網絡系統，還需要裂縫有充分的導流能力。圖9展示了不同裂縫導流系數條件下的累計產氣量對比情況，表7中給出了具體的累計產氣量，從該圖9和表7中的數據可以看出主裂縫導流系數對模型的采出程度有較大影響，在其他條件都相同時，提高壓裂形成主裂縫的導流能力，可明顯提高頁巖氣藏的采收率。這里需要指出的是，雖然增大裂縫的導流系數，是提高采收率的途徑之一，但從圖9中可以看出，隨著導流系數的不斷增大，累計采氣量的增幅越來越小，對于本文中的數值模型，當裂縫導流系數達到9mD·m后，進一步增加裂縫的導流能力并不能顯著地提高氣藏的采出程度。

根據上述分析，只有壓裂縫具有一定的導流能力時，才可能成為對氣藏開發有效的裂縫，而且壓裂縫的導流能力越強，裂縫周圍儲層中的流體就越容易往裂縫中流動，進而流入井筒中，因此裂縫導流能力的強弱對于分段壓裂的級數具有重要影響。如果能夠壓裂出相對高導流能力的裂縫，那么高導流裂縫之間間距的影響就會減小。相反，如果不能壓裂出相對高導流裂縫，則通過增加壓裂的級數來減小主要的高導流裂縫間的間距也會本質上提高產氣速率和氣藏采收率(圖10、表8)。另外，相對高導流能力的裂縫，不僅可以大幅度的提高產量，還可以減少壓裂的級數，減少成本，提高開采的效益。

4　認識與結論

1)頁巖氣井的瞬時吸附模式過高地估計了吸附氣對產氣量的貢獻，采用延時吸附模式更為合理。

2)頁巖氣井的單井控制范圍有限，必須依靠增加水平井的數量，才能有效地提高頁巖氣藏的采收率。

3)對于頁巖氣藏，選取異常高壓“甜點”區鉆井更容易獲得高產頁巖氣井。

4)只有具有充分導流能力的裂縫才可能成為有效裂縫，壓裂出高導流能力的裂縫，不僅可以提高氣藏采收率，同時還可以減少分段壓裂級數，降低成本。

5)增加水平段長度、裂縫半長以及主裂縫高度都有利于擴大頁巖氣藏水平井的儲層改造區域體積(SRV)，以實現頁巖氣藏的有效開發。

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本文作者：張小濤  吳建發  馮曦  鄧惠  楊濟源

作者單位：中國石油西南油氣出公司勘探開發研究院