考虑页岩气扩散的多级压裂水平井产能模型_田冷

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田冷：点滴“渗透” 绘写人生

田冷：点滴“渗透” 绘写人生作者：暂无来源：《科学中国人》 2017年第2期石油和天然气是21世纪最重要的能源，是国家生存和发展不可或缺的战略资源。

随着经济的发展，国内能源缺口越来越大，低渗透油气藏的开发受到越来越多的重视。

我国低渗透油气资源分布具有含油气多、油气藏类型多及分布区域广等特点，在已探明的储量中，低渗透油藏储量的比例很高，约占全国储量的2/3以上，开发潜力巨大。

但低渗透油气储层特殊的物理化学性质，导致该类油气藏在钻开储层时，储层极易受到污染，影响该类资源的有效开发。

如何提高油田采收率，最大程度地将地下能源转变成经济发展的助力剂，具有十分重大的意义。

中国石油大学（北京）石油工程学院田冷副教授10余年来致力于低渗透油气藏渗流理论及工程方案设计研究工作，为低渗透油气藏的高效开发提供了有力的技术支撑。

用优势“解决实际问题”1997年，田冷考入中国石油大学（北京），本科毕业后继续留校攻读研究生。

因硕士期间成绩优异，直接转入博士。

“博士毕业后考虑过出国学习，但当时国内很忙，导师希望我留下来。

”这一留，至今便是十年。

“科研工作需要上升到一定的理论高度，把复杂的问题融会贯通，深入浅出地让大家去理解。

同时国家的发展离不开技术的支撑，而技术创新是建立在科学理论的掌握基础上的。

”正是这种责任感，在这十年科研之旅上激励他不断前进。

田冷最主要的研究领域是低渗透油藏。

今天，低渗透油气田作为一种接替资源，受到越来越多的重视。

但低渗透油气田不是构造油气层，而是岩性地层油气藏，勘探难度很大。

要实现低渗透油气田的经济有效开发，技术上面临很多问题。

“在低渗透油藏研究方面主要是针对多孔介质渗流规律进行的。

油和水之间有一个界面，在毛细管移动过程中会产生动态毛管力。

动态毛管力会影响油水在多孔介质中的渗流规律。

”在低渗透油藏采油过程中因动态毛管力的作用，末端一旦见水以后，大量的水会沿着这些通道快速达到末端，这样，油田的开采年限、开采难度等也因此将受到很大影响，“我们研究怎样改变它的路径”。

气藏压裂水平井稳态产能模型

２０１０
在新型配套设施小区，体育设施较齐全，因此体育活动开展得比较好，旧的街道社区以往由于某些原因没有规划或是没有规划好，但以至其缺乏这些设施，所以应增加这些地方的公共体育设施经费的投入．尽快赶上新城区，让居民有体育场地没施参加体育锻炼．土区体育开展得好的地区带动相对较差的地区．尽量做到均衡发展，以提
水平井简内的压力分布如幽３所示从指端到跟端，井筒压力减小。而在靠近指端的地方，压力变化较慢，靠近跟端，（９）越转２页
缸科技２１０１
学术研讨
量，是社区开展体育缝身活动质量好坏的重要因素．对推进社会体育的发展起着积极作用。社会体育指导员是开展社区体育的骨干，他能用掌握的体育锻炼理论知识与方法．对社区进行体育活动给予组织和指导，使社区成员学会科学锻炼的方法；对社区体育进行提高运动技术水平的专项技术指导，人们掌握正确的运动技术，并不断提高运使动技术水平；能进行体育保缝指导，医学监督，并以科学的理论方法指导人们锻炼；负贵制定体育锻炼计划，帮助不同人群制定符合自己情况的体育健身计划，做到有的放矢，还能够对社区成员进行健康测定评价和体质测定评价。对群众体育进行组织管理。除了对已经组织起来的集团、俱乐部进行组织管理，还应该能够通过举办讲座、教学活动．将没有参加体育活动和没有组织的体育人ｕ动员起来。组织起
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２地层渗流模型

多级水平井压裂注CO2开采页岩气影响因素分析

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）。

考虑滑脱效应的页岩气压裂水平井产能评价理论模型

中图分类号：ＴＥ３５５．６
ห้องสมุดไป่ตู้文献标识码：Ａ
文章编号：１０００ — ３７５４（２０１３）０３－０１５７ — ０７
ＰＲｏＤＵＣＴＩＶＩＴＹＥＶＡＬＵＡＴＩＮＧＴＨＥｏＲＥＴＩＣＡＬＭｏＤＥＬｏＦＴＨＥ
ＦＲＡＣＴＵＲＥＤＳＨＡＬＥ．ＧＡＳＨｏＲＩＺｏＮＴＡＬＷＥＬＬＳＣＯＮＳＩＤＥＲＩＮＧ
２０１３年６月
大庆石油地质与开发
ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＯｉｌｉｅｆｌｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＤａｑｉｎｇ
Ｊｕｎｅ，２０１３
Ｖｏ１．３２Ｎｏ．３
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｍｕｌｔｉ — ｓｔａｇｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｏｆｔｈｅｈｏｉｚｒｏｎｔａｌｗｅｌｌｓａｎｄｌｏｗｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｒｅｓ — ｅｒｖｏｉｒｓｍａｋｅｓｈａｌｅｇａｓｐｒｅｓｅｎｔａｌｏｎｇ－ｐｅｉｏｒｄｔｒａｎｓｉｅｎｔｌｉｎｅａｒｌｏｆｗｉｎｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｔｈｅａｂｓｏｒｂｅｄｇａｓｄｅｓｏｒｐｔｉｏｎａｎｄｔｈｅｇａｓｓｌｉｐｐａｇｅｅｆｆｅｃｔｉｎｎａｎｏ — ｐｏｒｅｍａｔｒｉｘｍａｋｅｓｈａｌｅ — ｇａｓｐｒｏｄｕｃｉｎｇｌａｗｓｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｒｏｍｔｈｅｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｏｎｅｓ．Ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｆｅａｔｕｒｅｓｏｆｔｈｅｔｒａｎｓｉｅｎｔｌｉｎｅａｒｌｆｏｗａｎｄｄｅｓｏｒｐｔｉｏｎ，ｃｏｎｓｉｄｅｉｎｒｇｔｈｅｓｌｉｐｐａｇｅｅｆｆｅｃｔ，ｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇｍｏｄｅｌｆｏｒｔｈｅｓｅｋｉｎｄｓｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄａｎｄｃａｌｃｕｌａｔｅｄ．Ｏｎｔｈｅｂａｓｉｓｏｆｔｈｅａｂｏｖｅ，ｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｎｕ－ｍｅｒｉｃａｌｉｎｖｅｒｓｉｏｎａｎｄｃｏｍｐｕｔｅｒｐｒｏｇｒａｍｍｉｎｇ，ｔｈｅｔｙｐｉｃａｌｃｕｒｖｅｓｏｆｔｈｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｒｅｄｒａｗｎ．Ａｎｄｆｕｒｔｈｅｒｍｏｒｅｆｏｕｒｌｏｆｗｓｔａｇｅｓａｒｅｓｕｍｍａｉｚｒｅｄｉｎｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｍｕｌｔｉ－ｓｔａｇｅｆｒａｃｔｕｒｅｄｈｏｉｚｒｏｎｔａｌｓｈａｌｅ — ｇａｓｗｅｌｌｓ：ｌｉｎｅａｒｌｆｏｗｉｎｆｒａｃｔｕｒｅｓ，ｂｉｌｉｎｅａｒｌｏｆｗ，ｌｉｎｅａｒｌｏｆｗｉｎｍａｔｒｉｘａｎｄｂｏｕｎｄａｒｙ — ｄｏｍｉｎａｔｅｄｌｏｆｗ．Ｔｈｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓｅｎｓｉｔｉｖｉｔｙａｎａｌｙｓｅｓｓｈｏｗ

页岩气压裂水平井产能模拟与布缝模式

ＬＩＺｈｉｑｉａｎｇ，ＺＨＡＯＪｉｎｚｈｏｕ，ＨＵＹｏｎｇｑｕａｎ，ＲＥＮＬａｎ，ＬＵＯＣｈｅｎｇｂｏ
（ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＯｉｌａｎｄｇａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ，ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１０５００，Ｃｈｉｎａ）
６１０５００）
（西南石油大学 “ 油气藏地质及开发工程 ” 国家重点实验室，四川成都
摘要：由于目前对页岩气压后产能评价、布缝设计的认识还不够充分，因此基于页岩基质孔隙内Ｋｎｕｄｓｅｎ扩散、滑脱、基岩表面吸附解吸特征，考虑水力裂缝高速非达西渗流效应，建立了页岩气基质一人工裂缝渗流数学模型，采用有限差分法离散化求解耦合渗流模型。在此基础上，分析了裂缝条数、裂缝半长以及均匀型、纺锤型、哑铃型与交错型布缝对产能的影响。模拟计算表明：建立的页岩气压后产能预测模型可以模拟压后生产动态，分析裂缝参数与布缝方式对生产动态的影响，为页岩压裂参数设计、布缝方式选择与优化提供重要理论依据。关键词：页岩气；水平井压裂；产能模拟；布缝方式；裂缝参数
ｓｈａｌｅｇａｓ，ｂａｓｅｄｏｎＫｎｕｄｓｅｎｄｉｆｆｕｓｉｏｎ，ｇａｓｓｌｉｐｐａｇｅｉｎｔｈｅｐｏｒｅａｎｄａｄｓｏｒｐｔｉｏｎ — ｄｅｓｏｒｐｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｉｓｒｔｉｃｓｏｎｔｈｅ

多段压裂水平气井模型及产量影响因素

，
（１１）
最后，可以得到总流量，即为
ｐ一户＝ ∑
如果考虑裂缝之间的井筒压降
ｐ —ｐｆ１一ｐｅｆｏｒｅｌ
（４）
５１
ｇｆ —ｇ１＋ｑ２
（１２）
联立式（９）～（１２）可以求解ｇ１、ｇ２、训
Ｎ厂一
ｐ－Ｐｗｊ，２＝１，２＋２，２
井筒内的压力降与缝１、缝２处的井底压力相
关系式如下的产量主要来源于该压裂裂缝。水平井进行压裂更天，
ｐ２２：ｐ２ｌ —１．００７ × １０ — ４ ×
说，当垂向渗透率不是很低时，部分穿透地层的长裂缝压裂水平井要比完全穿透地层的短裂缝
压裂水平井的产量要高。和纵向裂缝相比，水平井可以压裂多条横向裂缝，并且更适合低渗透
气藏。
关键词：ＤＶＳ方法；水平气井；产能预测；压裂；裂缝
Ａ＝，
＊
（３）
（１）
其中是裂缝的宽度，ｈ，是裂缝的高度。如
其中对于气井来讲，式（１）中常数Ｃ表达式为
１４２４ｚ＃Ｔ
Ｌ一 — 一
果纵向裂缝的长度比水平井筒短，流人井筒的流体
则需要考虑，不能忽略。２．２横向裂缝水平井水平井进行压裂可以产生多条横向裂缝，如图
㈨

页岩气藏多段压裂水平井产能预测模型

页岩气藏多段压裂水平井产能预测模型谢亚雄;刘启国;王卫红;李若莹;胡小虎【期刊名称】《大庆石油地质与开发》【年(卷),期】2016(035)005【摘要】页岩气已成为非常规能源开发的焦点,然而目前对于页岩气井产能模型的研究较少考虑气体吸附(或解吸)、扩散效应及压裂改造前后储层物性差异的影响.为研究页岩气藏多段压裂水平井的产能递减规律,根据页岩气的线性渗流特性,利用综合考虑气体非稳态窜流、扩散及吸附(或解吸)影响时的压力控制方程建立了矩形封闭地层多段压裂水平井渗流模型,运用Laplace变换求得了模型的解析解并利用Stehfest数值反演算法计算绘制了实空间内的产能递减曲线.根据产能典型曲线划分了流动阶段并进行了产能递减规律分析.研究表明:裂缝导流能力、裂缝系统储容比、窜流系数、压裂改造区宽度、吸附相关参数及扩散相关参数对气井产能存在不同程度影响;压裂改造区对气井产能的贡献较未改造时更大.提出了适用于气井的产量预测方法,实例计算结果证明该模型可用于多段压裂水平井的产能预测分析.【总页数】7页(P163-169)【作者】谢亚雄;刘启国;王卫红;李若莹;胡小虎【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;中联煤层气有限责任公司晋城分公司,山西晋城048000;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;中国石化石油勘探开发研究院,北京100083;中国石化西南石油工程有限公司固井分公司,四川德阳618000;中国石化石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE375【相关文献】1.三重介质页岩气藏分段压裂水平井产能预测模型 [J], 顾岱鸿;丁道权;刘军;丁志文;刘锦华;朱智2.低渗气藏"楔形"裂缝多段压裂水平井产能预测模型 [J], 许佳良;许良;曹海宁3.页岩气藏压裂水平井产能及其影响因素 [J], 梅海燕;马明伟;于倩;朱方晖;张茂林;杨龙4.基于反常扩散模型的页岩气藏压裂水平井产能研究 [J], Li Yongming;Wu Lei;Chen Xi5.页岩气藏复合分区分段多簇压裂水平井产能模型 [J], 蒲谢洋因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

页岩气多级压裂水平井生产动态分析

页岩气多级压裂水平井生产动态分析杨加祥;邹顺良;张寅;倪方杰;胡中桂;吉玉林【摘要】The shale gas multi-stage fractured horizontal well is well-developed with base micro pores of ultra-low permeability and has complex desorption diffusion effect .In light of formation mechanism of its multi-stage frac‐tured fissure network ,this paper analyzes the features above by using equivalent analytical models of single fracture and multi fractures ,SRV model and trilinear model .Starting with linear analysis method ,this paper takes the anal‐ysis result of each model as a starting point of next model to gain more model describing parameters ,makingthe models closer to the real condition of shale gas reservoir and enabling us to understand and evaluate it correctly .%针对页岩气多级压裂水平井基质微观孔隙发育、超低渗透率、复杂的解吸附扩散作用以及多级压裂裂缝网形成机理，采用等效单裂缝、多裂缝解析模型、SRV模型和三线性流等分析模型，从线性分析方法开始，将每种模型的分析结果作为下一个模型的起点，不断增加模型描述参数，使模型更接近页岩气储层实际，达到正确认识和评价页岩气储层的目的。

页岩气储层多级压裂水平井非线性渗流理论研究

页岩气储层多级压裂水平井非线性渗流理论研究一、本文概述本文旨在深入研究和探讨页岩气储层多级压裂水平井的非线性渗流理论。

随着全球能源需求的持续增长，页岩气作为一种重要的清洁能源，其开发和利用受到了广泛关注。

然而，页岩气储层具有低孔、低渗、非均质性强等特点，使得其开发面临诸多挑战。

因此，研究页岩气储层的多级压裂水平井非线性渗流理论，对于提高页岩气开采效率、降低开采成本、实现页岩气资源的可持续利用具有重要的理论和实践意义。

本文首先对页岩气储层的基本特性进行概述，包括其地质特征、储层物性、渗流特性等。

然后，详细介绍多级压裂水平井的基本原理和技术特点，包括压裂设计、裂缝扩展、裂缝网络形成等过程。

在此基础上，重点研究非线性渗流理论在页岩气储层多级压裂水平井中的应用，包括渗流模型的建立、求解方法的选择、渗流规律的揭示等。

本文还将探讨非线性渗流理论在页岩气储层多级压裂水平井中的实际应用，包括渗流模拟、产能预测、优化决策等方面。

通过实际案例的分析和模拟，验证非线性渗流理论的有效性和可靠性，为页岩气储层的开发提供理论支持和技术指导。

本文还将对页岩气储层多级压裂水平井非线性渗流理论的发展趋势进行展望，以期为未来页岩气资源的开发和利用提供新的思路和方法。

二、页岩气储层渗流特性分析页岩气储层是一种典型的低孔低渗储层，其渗流特性相较于常规储层具有显著的不同。

页岩气储层中，由于页岩的微观结构复杂，裂缝和孔隙分布不均，使得气体在储层中的流动变得极为复杂。

因此，深入研究页岩气储层的渗流特性，对于提高页岩气开采效率和优化开采工艺具有重要意义。

在页岩气储层中，气体的流动主要受到基质渗透率、裂缝渗透率、裂缝间距、裂缝开度以及气体物理性质等多种因素的影响。

其中，基质渗透率是页岩气储层渗流特性的重要参数之一。

由于页岩的微观结构复杂，基质渗透率往往较低，这限制了气体在基质中的流动能力。

而裂缝渗透率则相对较高，是气体在页岩气储层中流动的主要通道。

考虑吸附气影响的页岩气井三项式产能计算方法

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 andfracture -dominated gas wells [C].SPE137748-MS,2010:1-15.[4]AARON James Clark,LARRY Wayne Lake,TADEUSZ WiktorPatzek.Production forecasting with logistic growth models [C].SPE144790-MS,2011:1-11.[5]陈元千,徐佳倩,傅礼兵,等.对SEPD 模型和YM -SEPD 方法的评论及PEPD 模型的建立与应用[J].断块油气田,2020,27(6):766-769.CHEN Yuanqian,XU Jiaqian,FU Libing,et al.Review for SEPDmodel and YM -SEPD method,as well as establishment and appli-cation of PEPD model[J].Fault -Block Oil &Gas Field,2020,27(6):766-769.[6]CARLSON Eric S,MERCER James C.Devonian shale gas produc-tion:mechanisms and simple models [J].Journal of Petroleum technology,1991,43(4):476-482.[7]MARC Kevin Fishe,CHRISTOPHER A Wright,BRIAN MichaelDavidso,et al.Integrating fracture mapping technologies to im-prove stimulations in the Barnett shale[J].SPE Production &Fa-cilities,2005,20(2):85-93.[8]AL -AHMA H A,WATTENBARGER R A.Triple -porosity mod-els:one further step towards capturing fractured reservoirs hetero-geneity[C].SPE149054-MS,2011:1-21.[9]任俊杰,郭平,王德龙,等.页岩气藏压裂水平井产能模型及影响因素[J].东北石油大学学报,2012,36(6):76-81.REN Junjie,GUO Ping,WANG Delong,et al.Productivity model of fractured horizontal wells in shale gas reservoirs and analysis ofinfluential factors[J].Journal of Northeast Petroleum University,2012,36(6):76-81.[10]ZHAO Yulong,ZHANG Liehui,ZHAO Jinzhou,et al. Triple po-rosity modeling of transient well test and rate decline analysis for multi -fractured horizontal well in shale gas reservoirs[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2013,110(9):253-262.[11]SHI Juntai,ZHANG Lei,LI Yuansheng,et al.Diffusion and flowmechanisms of shale gas through matrix pores and gas production forecasting[C].SPE167226-MS,2013:1-19.[12]WANG Haitao.Performance of multiple fractured horizontal wellsin shale gas reservoirs with consideration of multiple mechanisms[J].Journal of Hydrology,2014,510(4):299-312.[13]董鹏,陈志明,于伟.压裂后页岩油藏多裂缝直井产能模型:以鄂尔多斯盆地页岩油井为例[J].大庆石油地质与开发,2022,41(1):155-165.DONG Peng,CHEN Zhiming,YU Wei.Study on productivitymodel for multiple -fracture vertical well in shale oil reservoirs af-ter fractured:a case of shale oil wells in Ordos Basin[J].Petrole-um Geology &Oilfield Development in Daqing,2022,41(1):155-165.[14]邱凯旋,李恒,张丽霞,等.考虑定压生产的陆相页岩气藏多层窜流产能模型[J].非常规油气,2023,10(1):104-110.QIU Kaixuan,LI Heng,ZHANG Lixia,et al.Continental shale gasreservoir interlayer crossflow production model considering con-stant pressure condition[J].Unconventional Oil &Gas,2023,10(1):104-110.[15]姜瑞忠,刘秀伟,王星,等.煤层气藏多分支水平井非稳态产能模型[J].油气地质与采收率,2020,27(3):48-56.JIANG Ruizhong,LIU Xiuwei,WANG Xing,et al.Unsteady pro-ductivity model for multi -branched horizontal wells in coalbed methane reservoir[J].Petroleum Geology and Recovery Efficien-cy,2020,27(3):48-56.[16]郑亚军,刘宝成,张旭泽,等.数据驱动与地质规律融合的超低渗油藏产能预测方法[J].石油地质与工程,2022,36(4):75-81.ZHENG Yajun,LIU Baocheng,ZHANG Xuze,et al.Productivityprediction method of ultra -low permeability reservoir based ondata -driven and geological law[J].Petroleum Geology &Engi-neering,2022,36(4):75-81.[17]赵迪斐,郭英海,朱炎铭,等.深层海相页岩储层精准评价与开发选层的评价体系问题评述[J].非常规油气,2022,9(2):1-7.ZHAO Difei,GUO Yinghai,ZHU Yanming,et ments onthe evaluation system of accurate evaluation and selection of deepmarine shale reservoirs[J].Unconventional Oil &Gas,2022,9(2):1-7.[18]赵国翔,姚约东,王链,等.页岩油藏微尺度流动特征及应力敏感性分析[J].断块油气田,2021,28(2):247-252.ZHAO Guoxiang,YAO Yuedong,WANG Lian,et al.Microscale transport behaviors of shale oil and stress sensitivity analysis[J].Fault -Block Oil &Gas Field,2021,28(2):247-252.[19]FRANTZ J H,WILLIAMSON J R.Evaluating Barnett Shale pro-duction performance -using an integrated approach [C ].SPE96917-MS,2005:1-18.[20]BUSTIN A M M,BUETIN R M,CUI Xiaojun.Importance of fabricon the production of gas shale[C].SPE114167-MS,2008:1-29.[21]WU Yushu,MORIDIS George,BAI Baojun,et al.A multi -contin-uum method for gas production in tight fracture reservoirs[C].SPE118944.2009:1-16.[22]FREEMAN Craig Moridis,GEORGE J,DILHAN Ilk,et al.A nu-merical study of transport and storage effects for tight gas and shale gas reservoirs[C].SPE131583,2009:1-20.编辑㊀姜广义。

页岩气多段压裂水平井渗流特征数值模拟研究

153页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中的天然气聚集[1]。

页岩气藏属于非常规气藏，页岩气以游离气和吸附气两种形式存在，游离气主要存在于各种孔隙以及各级裂缝中，吸附气主要吸附在有机质含量较高的页岩表面[2]。

页岩气藏地质特征复杂，储集空间具有多尺度特征，页岩的孔隙度低，渗透率极低。

页岩气的流体运移机制复杂，包括解吸、扩散、达西流和非达西流。

页岩气井需采用水平井加大规模水力压裂的方式进行开发。

因此页岩气井生产过程中渗流特征比较复杂，国内外学者主要通过建立理论解析渗流模型对页岩气井的渗流特征进行相关研究。

国外学者Bello基于双重介质模型，建立了双线性流模型，研究了5个不同区域的流动特征［3］；Brown建立了三线性流模型，认为页岩气井渗流可以简化成3个区域的线性流动［4］。

国内有学者在Brown模型的基础上，考虑了启动压力梯度的影响，建立了三线性流模型［5］；有学者综合考虑页岩气解吸、扩散等渗流特征，建立并求解页岩气藏不稳定渗流数学模型，划分了页岩气井流动阶段[6-8]；有学者考虑页岩大型压裂改造特征将储层分为5个区，建立了五区复合渗流模型，将产能递减曲线划分为6个流动阶段，研究了参数对各阶段的影响[9]；有学者建立了页岩气分段压裂水平井半解析模型，认为页岩气分段压裂水平井可分为线性流、第一径向流、双径向流等6个渗流阶段[10]；有学者根据实际气井研究认为页岩气井生命期内通常出现4种流态[11]；有学者建立无限导流多段压裂水平井模型，研究了均质页岩气藏中无限导流分段压裂水平井的压力动态特征[12]；有学者建立了基岩和复杂裂缝系统数学模型，认为压裂水平井除常见的4种流动形态（不包括外边界），早期还可能存在裂缝内的径向流动[13]；有学者通过数值模拟研究认为多段压裂的水平井裂缝流动特征明显，在流动由线性流转为拟径向流后，出现径向流特征[14]；也有学者采用数值模拟的方法研究了考虑页岩气微观渗流机理的压裂井产能[15-16]。

考虑表面扩散的页岩气藏多级压裂水平井数值模拟

考虑表面扩散的页岩气藏多级压裂水平井数值模拟吴明录;丁明才;姚军;徐思南;李轩【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(033)003【摘要】考虑页岩气黏性流动、Knudsen扩散、吸附气表面扩散和解吸等渗流机理,建立了页岩气在基质孔隙中的渗流数学模型;并在此基础上建立了页岩气藏多级压裂水平井渗流数学模型,该模型包含由基质、水力诱导裂缝和水力裂缝组成的压裂改造区(SRV)和只含基质的未改造区(USRV).采用嵌入式离散裂缝模型和拟牛顿迭代法求解,得到页岩气藏压力分布和页岩气累积产量,并分析了参数敏感性.在纳米级孔隙中,吸附气表面扩散是页岩气主要渗流机理;而且孔隙半径越小,吸附气表面扩散对页岩气累积产量影响越大.【总页数】8页(P29-36)【作者】吴明录;丁明才;姚军;徐思南;李轩【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580【正文语种】中文【中图分类】TE319【相关文献】1.考虑固体变形与表面扩散的页岩气藏数值模拟 [J], 潘荣莹;古斌;张正才2.考虑多重运移机制耦合页岩气藏压裂水平井数值模拟 [J], 樊冬艳;姚军;孙海;曾慧3.页岩气藏多级压裂水平井压力动态分析 [J], 魏明强;段永刚;方全堂;雷小华;唐澜4.RTA软件在页岩气藏多级压裂水平井的应用 [J], 沈童;曾勇;5.分形离散裂缝页岩气藏多级压裂水平井数值试井模型 [J], 吴明录; 丁明才因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

一种已压裂页岩气水平井的产量预测新方法

一种已压裂页岩气水平井的产量预测新方法桑宇;杨胜来;郭小哲;陈浩【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(000)003【摘要】水平井加多段压裂已成为页岩气藏的主要开发模式，针对压裂后的页岩气藏具有人工裂缝、天然裂缝及纳米级孔隙等多种流动空间，开展了渗流数学模型的建立与求解研究。

通过等效简化构建了三线性渗流模型，考虑了具有解吸吸附作用的基质空间线性渗流、以等效天然裂缝为主的裂缝网络空间线性渗流、等效主裂缝内的线性渗流。

对三重渗流分别建立了极坐标空间和拉普拉斯空间下的数学模型，并对数学模型进行求解，得出单井气藏的产能公式和井底压力公式。

应用所建立模型，对实际压裂水平井的产能进行了求解，与实际产量进行对比，表明利用文中方法建立的模型及解析解进行产能预测分析是可行的。

【总页数】8页(P17-24)【作者】桑宇;杨胜来;郭小哲;陈浩【作者单位】中国石油大学北京石油天然气工程学院，北京昌平 102249; 中国石油西南油气田分公司采气工程研究院，四川广汉 618300;中国石油大学北京石油天然气工程学院，北京昌平 102249;中国石油大学北京石油天然气工程学院，北京昌平 102249;中国石油大学北京石油天然气工程学院，北京昌平 102249【正文语种】中文【中图分类】TE319【相关文献】1.体积压裂水平井的页岩气产能预测新方法 [J], 田冷;肖聪;刘明进;顾岱鸿2.页岩气水平井分段压裂优化设计新方法 [J], 蒋廷学;卞晓冰;袁凯;周林波3.页岩气水平井分段压裂优化设计方法——以川西页岩气藏某水平井为例 [J], 郭建春;梁豪;赵志红;王兴文;林立世4.一种页岩气水平井均匀压裂改造工艺技术的应用与分析 [J], 曾凌翔5.页岩气水平井选择性分簇压裂工艺先导性试验——以昭通国家级页岩气示范区为例 [J], 李德旗;朱炬辉;张俊成;石孝志;李军龙;邹清腾;张权;胡洋因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

新的页岩气多级压裂水平井产能预测模型研究

新的页岩气多级压裂水平井产能预测模型研究张晨招【摘要】压裂水平井是快速高效开发页岩气储层和致密储层气藏的方法,而多级压裂水平井裂缝形态的复杂性是决定页岩气产能预测成败的关键技术的指标.目前能够经济、快速地获得页岩气藏压裂水平井产能的方法很少.基于此,采用裂缝形态为"主裂缝与网络裂缝的综合"这种情况,建立页岩气三孔线性流数学模型并求得拉式空间下产量解析解,得到新的页岩气井产量典型曲线,该曲线包括裂缝线性流、过渡流、基质线性流、边界流四个流动阶段.根据我国页岩气藏的地质特点,建立了新的页岩气多级压裂水平产能预测模型,其中裂缝线性流为主裂缝与裂缝网络系统的共同作用,通过对比新模型与双孔线性流模型典型曲线,发现二者的流动阶段一致,但三孔线性流模型较双孔模型产量高,说明主裂缝一定程度上增大了页岩气井产量,在压裂施工设计时,应尽可能压开主裂缝,同时诱导更多裂缝网络的形成.三孔线性流模型的建立为该类型裂缝形态页岩气多级压裂水平井提供了产能预测和分析模型.【期刊名称】《地下水》【年(卷),期】2018(040)005【总页数】5页(P121-125)【关键词】页岩气;多级压裂;水平井;产能预测;线性流【作者】张晨招【作者单位】中国建筑材料工业地质勘查中心陕西总队,陕西西安 710003【正文语种】中文【中图分类】P618.12多级压裂技术是页岩气实现商业化开发的关键技术之一，由于页岩天然裂缝、脆性矿物含量、地应力等复杂性，压裂裂缝形态呈多样化特点，使得页岩气井产能预测困难。

目前对页岩气裂缝形态的描述主要包括三种：平板状双翼裂缝；多裂缝网络；主裂缝与裂缝网络系统的结合[1-3]。

Cinco-Ley H等[4]、 Wattenbarger R A等[5-6]、Anderson D M等[7]基于平板状双翼裂缝假设建立了致密气垂直裂缝直井产量预测及分析模型，并给出了裂缝直井线性流分析方法，Nobakht M等[8-10]将该模型应用于多级压裂水平井；基于多裂缝网络假设，Bello R O等[11] Moghadam S等[12]建立了双孔线性流产能预测模型, Brown M等[13]、Ozkan E等[14]、Brohi I等[15]、徐兵祥等[16]考虑了未压裂区对页岩气产量的影响，建立了页岩复合气藏线性流模型；对于裂缝形态为主裂缝与裂缝网络系统结合的页岩气产能预测模型，目前还未发现相关报道。

考虑页岩裂缝长期导流能力的压裂水平井产量预测

考虑页岩裂缝长期导流能力的压裂水平井产量预测卞晓冰;蒋廷学;贾长贵;李双明;王雷【摘要】页岩气井压裂后初期产量高，随后产量迅速递减，但在预测页岩气压裂水平井产量时，目前国内尚无实际产量递减规律可借鉴。

为此，进行了2.5和1.0 kg/m2两种铺砂浓度下的长期导流能力试验。

试验结果表明，支撑剂的嵌入及破碎导致前2 d导流能力约降低43％，4 d后导流能力则降低得很少。

将试验结果应用到川东南某井数值模拟中，恒定导流能力方案产量为考虑长期导流能力方案的2～3倍；10年生产动态预测结果显示，示例井生产周期可分为3个阶段，前2年产量递减率高达42％～46％，第3～4年产量递减率降至27％～37％，第5～10年产量递减率缓慢降至4％以下。

研究结果表明，页岩支撑剂评价优选应以裂缝长期导流能力试验结果为基础，考虑裂缝长期导流能力影响的产量递减规律可为页岩气压裂水平井重复压裂时机的确定提供依据。

%Production of a horizontal well in shale gas reservoir is high initially after fracturing ,but de-clines rapidly later .T here is no practical decline profile that can be considered to predict such production in China now .In this background ,experiments of long-term flow conductivity were conducted with sanding concentration of 2.5 kg/m2 and 1.0 kg/m2 respectively .Results showed that the conductivity declined ap-proximately 43% in the first 2 days due to proppant embedding and crushing ,and at lower rate 4 days af-ter .The experiment results were used in the numerical simulation of a well located in southeast of Sichuan ;the production in the fixed-conductivity case was considered 2 or 3 times of that in the long-term flow con-ductivitycase .Ten-year performance prediction demonstrated that the productioncycle of sample well could be divided into 3 stages :year 1 2 ,w hen the decline rate could be 42% 46% ,year 3 4 ,w hen the de-cline rate was stabilized within 27% 37% ,and year 5 10 ,when the decline rate was lowered to 4% or less . It was therefore concluded that proppant for fractures in shale reservoirs should be evaluated and selected using the results of long-term flow conductivity experiments ,and the production decline profile can be con-sidered to determine the re-fracturing time for fractured horizontal wells in shale gas reservoirs .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2014(000)005【总页数】5页(P37-41)【关键词】页岩气;水平井;导流能力;产量递减;数值模拟【作者】卞晓冰;蒋廷学;贾长贵;李双明;王雷【作者单位】中国石化石油工程技术研究院，北京 100101;中国石化石油工程技术研究院，北京 100101;中国石化石油工程技术研究院，北京 100101;中国石化石油工程技术研究院，北京 100101;中国石油大学北京石油工程学院，北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE357页岩气是典型的自生自储式气藏，基质渗透率一般为1.0×10-9～1.0×10-6 D，属于纳达西数量级，其中以吸附相态存在的天然气可占赋存总量的20%～85%[1-3］。

页岩气水平井不同压裂模式改造效果分析

页岩气水平井不同压裂模式改造效果分析刘吉【摘要】针对威远地区页岩气水平井的地质条件、压裂工艺、测试数据及生产数据进行分析,模拟压后裂缝形态及改造体积.选取2口水平井,分别采用“低黏滑溜水段塞式加砂”工艺和“低黏滑溜水+交联胶连续加砂”工艺,二者测试产量基本相当,但单井返排率、累计产量及最终可采储量相差较大.采用“低黏滑溜水段塞式加砂”工艺的水平井,压后裂缝形态更为复杂,改造体积更大,压裂效果更佳.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(020)004【总页数】4页(P24-27)【关键词】页岩气压裂;效果评价;改造体积;裂缝形态【作者】刘吉【作者单位】中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院,辽宁盘锦124000【正文语种】中文【中图分类】TE357页岩气藏储层致密，孔渗条件差，一般通过大规模体积压裂工艺在页岩储层内建立有效的渗流通道，释放产能，从而最终实现高效开发[1]。

目前，国内页岩气藏开发所采用的压裂工艺主要借鉴国外成功开发经验[2]，对于压裂工艺在国内的适应性研究较少。

本次研究综合考虑了页岩气藏的地质与工程因素，在威远地区选择地质条件相近、压裂工艺不同的2口井，通过地质条件、施工参数、测试数据及生产数据等分析，模拟压后裂缝形态及压裂改造体积，以评价不同压裂工艺的改造效果，优选本地区页岩气藏适用工艺。

1 国外页岩气压裂工艺水平井多级分段大规模水力压裂是页岩气成功开发的关键工艺[3-4]。

通过数十年的实践，美国率先实现了页岩气商业开发，并形成了一整套适合页岩气藏开发的压裂工艺技术[5-6]。

1.1 水平井分段压裂技术北美地区页岩气开发常用的水平井分段压裂技术，主要包括桥塞分段压裂、封隔器分段压裂、同步拉链式压裂重复压裂等。

桥塞分段压裂技术主要流程是，先进行电缆泵送“桥塞+射孔”联合作业，再投球封堵已压裂井段，最后实施新井段压裂，重复以上步骤直至压裂完成。

与其他压裂方法相比，桥塞分段压裂技术可大幅提高作业效率。

页岩气藏双渗透模型解的结构

页岩气藏双渗透模型解的结构李顺初;任丽;郑鹏社;桂钦民【摘要】As for the shale gas of complex seepage problems about adsorption & desorption, diffusion, slippage, seepage and so on, we established respectively shale gas reservoir seepage equations with the premise on adsorption&desorption according to the shale gas seepage theory. During the establishment, we considered slippage effect in the matrix porosity, the slippage effect and gas diffusion in micro-matrix porosity, synthesis, stress-sensitivity, gas diffusion and so on. The percolation model in dual- permeability of Shale Gas Reservoirs was composed of every kind of shale gas reservoir seepage equations, three kinds of outer boundary conditions ( closed, constant pressure, infinity) , initial conditions and boundary conditions. With the dimensionless transform and Laplace trans-form, the nonlinear model in dual-permeability of Shale gas reservoirs was transformed into a definite solution problem of ordinary dif-ferential equation and solutions of the model in Laplace space were obtained. Then, we analyzed the solutions in depth and found that the solutions of the model had a characteristic of the similar structure. It is great convenience for well test analysis software. It helps to avoid a tedious and complicated calculation process and improve the computational efficiency and, and has a guiding significance on shale gas productivity model.%根据页岩气渗流理论,针对解析吸附、扩散、滑脱以及渗流等复杂的渗流问题,分别从仅考虑基质孔隙滑脱效应、考虑基质微孔隙滑脱效应和气体扩散2种因素以及综合考虑基质微孔隙应力敏感、滑脱效应和气体扩散3种因素共同作用的3个角度出发,建立以考虑解析吸附为前提的页岩气渗流方程;结合3种外边界条件(封闭、定压、无穷大)、初始条件和内边界条件,构成页岩气渗流模型.通过无因次变换和Laplace变换,将该页岩气渗流模型非线性形式转化为常微分方程的定解问题,得到该模型在Laplace空间下的解,并对其进行深入研究与分析,发现该模型的解式之间具有相似结构.这不仅极大地便利了试井分析软件的编制,而且避免了繁琐冗长的计算过程,提高了计算效率,对页岩气产能模型的建立也具有指导意义.【期刊名称】《西华大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(036)001【总页数】8页(P39-46)【关键词】页岩气;解析吸附;滑脱效应;应力敏感;相似结构【作者】李顺初;任丽;郑鹏社;桂钦民【作者单位】西华大学理学院应用数学研究所,四川成都 610039;西华大学理学院应用数学研究所,四川成都 610039;西华大学理学院应用数学研究所,四川成都610039;北京东润科石油技术股份有限公司,北京 100029【正文语种】中文【中图分类】O29;TE3·基础学科·能源安全对于国家的经济发展和社会稳定起着重要的作用，世界各国一致认为要解决自身能源问题，其中最有效的途径就是寻找替代能源，我国地域范围内广泛发育着富含有机质的页岩地层，具有优越的页岩气形成与富集条件，勘探开发前景广阔。

基于有限体积方法的页岩气多段压裂水平井数值模拟

基于有限体积方法的页岩气多段压裂水平井数值模拟陈小凡;唐潮;杜志敏;汤连东;魏嘉宝;马旭【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2018(38)12【摘要】为了实现页岩气在多尺度介质中的流动模拟,考虑页岩气在基质—天然微裂缝和人工大尺度压裂缝中的流动特征,建立页岩气多段压裂水平井不稳定渗流数学模型,针对模拟区域采用非结构四面体网格进行网格剖分,基于有限体积方法离散建立页岩气三维渗流数值模型,然后通过顺序求解的方法进行求解,进而模拟页岩气多段压裂水平井的生产动态和储层压力分布变化,并对模拟结果进行分析.研究结果表明:①采用所建立的数值模拟计算方法与商业数值模拟软件Eclipse计算的多段压裂水平井产气量基本一致,证实该模型正确、可行;②分别采用顺序求解方法和全隐式求解方法计算得到的页岩气水平井产气量虽然在生产初期存在着差异,但随着计算的推进,二者迅速趋于一致,进一步验证了该模型的正确性;③尽管解吸气对地层压力具有补充作用,但作用有限,对产气量的影响不大,随着生产时间的延长,解吸气量在产气量中所占比例逐渐上升;④确定合理的压裂段数且获得较长的压裂缝长,是页岩气水平井增产改造的核心.结论认为,该研究成果有助于页岩气储层体积压裂的设计以及多段压裂水平井生产动态的预测.【总页数】10页(P77-86)【作者】陈小凡;唐潮;杜志敏;汤连东;魏嘉宝;马旭【作者单位】“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学;中国石化胜利油田分公司河口采油厂;中国石油长庆油田分公司第五采气厂【正文语种】中文【相关文献】1.考虑表面扩散的页岩气藏多级压裂水平井数值模拟 [J], 吴明录;丁明才;姚军;徐思南;李轩2.页岩气藏体积压裂水平井产能有限元数值模拟 [J], 何易东;任岚;赵金洲;李志强;邓鹏3.页岩气多段压裂水平井渗流特征数值模拟研究 [J], 郭艳东;胡小虎;王卫红;刘华4.页岩气压裂水平井开发效果的数值模拟 [J], 黄世军;张雄君;贾振;程林松;魏国彪5.考虑多重运移机制耦合页岩气藏压裂水平井数值模拟 [J], 樊冬艳;姚军;孙海;曾慧因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模拟

考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模拟唐慧莹;罗山贵;梁海鹏;曾波;张烈辉;赵玉龙;宋毅
【期刊名称】《石油勘探与开发》
【年(卷),期】2024(51)3
【摘要】基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型,采用顺序迭代数值模拟方法,构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。

模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响,且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟,可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。

模拟结果表明:储层物性参数对裂缝扩展有较大影响,合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键;相较于常规方法,提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响,可以更准确地模拟产水量、产气量。

将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟,模拟结果与实际生产数据吻合程度较好,验证了模型的准确性。

【总页数】11页(P597-607)
【作者】唐慧莹;罗山贵;梁海鹏;曾波;张烈辉;赵玉龙;宋毅
【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室;成都理工大学;中国石油西南油气田公司页岩气研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE319
【相关文献】
1.考虑表面扩散的页岩气藏多级压裂水平井数值模拟
2.考虑多重运移机制耦合页岩气藏压裂水平井数值模拟
3.水平气井全井段气水两相流动数值模拟分析
4.压裂页岩气藏多尺度耦合流动数值模拟研究
5.水平气井全井段气水两相流动数值模拟分析
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。