页岩气压裂数值模型分析
页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究
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。
页岩气藏体积压裂评价及产能模拟研究
随着全球石油和天然气需求的不断增加，非常规油气资源越来越受到人们的。 其中，页岩气作为一种非常规天然气资源，因其储量丰富、开采寿命长等特点， 已经成为国内外研究的热点。本次演示旨在探讨页岩储层体积压裂产能数值模拟 研究的关键问题，以期为页岩油气开发提供理论支持和实践指导。
在国内外学者的研究中，页岩储层体积压裂产能的研究已经取得了一定的成 果。然而，由于页岩储层的复杂性和不确定性，仍存在许多挑战和问题需要解决。 其中，如何准确预测体积压裂对产能的影响是关键问题之一。因此，本次演示将 重点探讨这个问题，并提出相应的解决方案。
页岩气藏体积压裂评价及产能模拟 研究
01 一、引言
目录
02 二、研究现状分析
03 三、重要结论
04
四、未来研究方向和 建议
05 参考内容
随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源资源，逐 渐受到各国政府的重视和青睐。页岩气藏的体积压裂评价和产能模拟研究是实现 页岩气高效开发的关键环节。本次演示将就这两个方面的研究现状和发展趋势进 行分析和探讨。
影响渗流的主要因素包括：
1、多孔介质特性：多孔介质的孔隙结构、岩石颗粒的大小和形状Hale Waihona Puke 颗粒间 的连通性等因素都会影响渗流。
2、流体性质：流体的黏度、密度、表面张力等性质也会影响渗流。 3、储层压力：储层压力的高低直接影响到流体的流动能力和方向。
4、温度：温度会影响流体的黏度和岩石的渗透性，进而影响渗流。
1、体积压裂评价方面：进一步深化数值模拟方法的研究与应用，通过精细 化建模和模拟算法的优化，提高模拟结果的精确度和可信度。同时，结合地球物 理探测技术，可以更好地揭示裂缝的分布和形态。
2、产能模拟方面：针对不同类型页岩气藏的特点，研究和比较各类产能预 测模型的适用性和精度，为实际生产提供有效的决策支持。此外，应充分考虑实 际生产过程中储层参数的变化以及采收率的影响，提高产能预测的准确性。
页岩气藏水力压裂渗吸机理数值模拟研究
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。
页岩气开采水力压裂对地下水环境影响的数值模拟分析
页岩气开采水力压裂对地下水环境影响的数值模拟分析分析页岩气开采水力压裂对地下水环境影响的数值模拟一、水力压裂技术简介水力压裂是一种通过高压水将岩石破碎并拓展裂缝以释放天然气的技术。
该技术于上世纪五六十年代被首次应用于油气生产中，被广泛应用于页岩气和致密砂岩等非常规储层开发中。
二、页岩气开采造成的环境问题页岩气开采有可能对地下水环境造成负面影响。
高压水进入地下层时，可能会污染地下水。
此外，开采过程中排放出的废水中可能含有有毒有害物质，对环境和生态造成不良影响。
三、数值模拟分析数值模拟是了解水力压裂对地下水环境影响的一种有效方法。
通过分析水和压力在岩石裂隙中的流动，可以定量分析水力压裂对地下水环境的影响。
在数值模拟中需要考虑的因素包括：岩石孔隙度、渗透率、水平应力、地下水位、水力压裂工艺参数等。
其中，岩石孔隙度和渗透率是决定岩石透水性的关键因素。
水平应力是由于地重和地震等因素造成的，是影响水力压裂效果的重要因素。
地下水位是指地下水的高度，对水力压裂过程的影响也很大。
水力压裂时的工艺参数包括水压、注水量、井网等，这些参数直接影响水力压裂的效果。
通过数值模拟，可以研究水和压力对地下环境的影响，进而对水力压裂工艺进行优化和改进，以保护地下水环境和生态安全。
四、数值模拟结果分析数值模拟结果显示，水力压裂会使裂隙不断扩大，进入深层地下水层的概率大大增加。
这可能造成深层地下水层的垂直污染。
此外，水力压裂还可能导致地下水环境的化学变化，如钾、钙、钠等离子含量的增加。
在数值模拟中，我们还发现采用适当的工艺参数可以减少水力压裂对地下水环境的负面影响。
例如，选择适当的水力压裂压力和注水量可以减少水力压裂对地下水环境的影响。
总体而言，数值模拟是研究水力压裂对地下水环境影响的一种有效方法，通过数值模拟可以实现对水力压裂过程的优化和改进，从而保护地下水环境和生态安全。
页岩气水平井段内多簇压裂暂堵技术的数值模拟研究及先导实验
基金项目 ：中国石油天然气集团有限公司重大现场试验项目“深层页岩气有效开采关键技术攻关与试验——深层页岩气体积压裂技 术现场试验”（编号 ：2019F-31-04）。
作者简介 ：陈钊，1991 年生，助理工程师 ；主要从事非常规油气储层改造研究工作。地址 ：（310023）浙江省杭州市余杭区五常街 道荆山湾路。E-mail: chenz85@
CHEN Zhao1, WANG Tianyi2, JIANG Xinchun2, YU Yue3, LU Haibing2, YI Xinbin2, JIANG Wei2, ZHAO Hong4
(1. PetroChina Zhejiang Oilfield Company, Hangzhou, Zhejiang 310023, China; 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Hebei 065007, China; 3. PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China; 4. PetroChina Liaohe Oilfield Company, Panjin, Liaoning 124010, China) Natural Gas Industry, Vol.41, SUPPLEMENTARY1, p.158-163, 3/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: Multi-cluster perforation technology in the horizontal hole section has become a new development direction of shale gas fracturing process, and temporary plugging and diverting technology is its effective auxiliary means, which can effectively improve the perforation opening efficiency. In order to provide technical support for optimizing the process parameters of shale-gas horizontal well fracturing, this paper optimized the related parameters of "5-cluster perforation in single stage and ball-sealer in-stage diversion" process through numerical stimulation. Then, the pilot test of "multi-cluster in single stage and temporary plugging and diverting" was carried out in Horizontal Well YS112HX-1 of Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area. Finally, post-fracturing comprehensive evaluation was performed by using the technologies of micro-seismic monitoring, micro-deformation monitoring and pressure buildup test analysis. And the following research results were obtained. First, the balls shall be dropped the moment the injection volume of fracturing fluid reaches 900 m3, the number of balls shall be 1-1.2 times the number of perforations, and its diameter shall not be less than 13.5 mm. Second, micro-seismic, inclinometer and well test results are accordant. Compared with the conventional fracturing of 3-cluster perforation, the fracturing of 5-cluster perforation in single stage and ball-sealer in-stage diversion is better in fracture complexity. The matrix permeability in Well HX-1 is lower, but the permeability of the high-permeability area is much higher, so the stimulation effect is better. Third, according to the well test interpretation, the half fracture length in Well HX-1 is shorter than 100 m, which is deviated from the numerical simulation result. The well test result can be conversely used to optimize the numerical simulation parameters. Fourth, after the technology of "multi-cluster in single stage and temporary plugging and diverting" is applied in Well HX-1, the flow back presents the characteristics of early gas breakthrough, high wellhead pressure and high daily gas production. In conclusion, the research and test results are of guiding significance to the process parameter optimization of shale-gas horizontal well fracturing. Keywords: Shale gas; Multi-cluster in the single stage; Temporary plugging and diverting; Pilot test; Numerical simulation; Post-fracturing evaluation; Micro-seismic monitoring; Micro-deformation monitoring; Pressure buildup test analysis
页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟
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。
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：Ｔ Ｅ ３ ５ ５ ． ６
ห้องสมุดไป่ตู้文献标识码：Ａ
文章编号：１ ０ ０ ０ — ３ ７ ５ ４（ ２ ０ １ ３ ）０ ３ － ０ １ ５ ７ — ０ ７
ＰＲｏＤＵＣＴＩ ＶＩ ＴＹ ＥＶＡＬＵＡＴＩ ＮＧ ＴＨＥｏＲＥＴＩ ＣＡＬ Ｍ ｏ ＤＥＬ ｏＦ ＴＨＥ
Ｆ ＲＡＣＴＵＲＥＤ Ｓ ＨＡＬＥ． ＧＡＳ ＨｏＲＩ ＺｏＮＴＡＬ Ｗ ＥＬＬＳ ＣＯＮＳ Ｉ ＤＥＲＩ ＮＧ
２ ０ １ ３年 ６月
大 庆石 油地 质与 开发
Ｐｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕｍ Ｇｅ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ａ ｎ ｄ Ｏｉ ｌ ｉｅ ｆ ｌ ｄ Ｄｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍｅ ｎ ｔ ｉ ｎ Ｄａ ｑ ｉ ｎ ｇ
Ｊ ｕ ｎ ｅ，２ ０ １ ３
Ｖｏ １ ． ３ ２ Ｎｏ ． ３
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｍｕ ｌ ｔ ｉ — ｓ ｔ ａ ｇ ｅ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｉ ｎｇ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｈ ｏ ｉｚ ｒ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ａ ｎｄ ｌ ｏ ｗ ｐ ｏ ｒ ｏ ｓ ｉ ｔ ｙ ａ ｎ ｄ ｐｅ ｒ ｍｅ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｃ ｈ ａ ｒ ａ ｃ ｔ ｅ ｒ ｉ ｓ ｔ ｉ ｃ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｓ — ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｓ ｍａ ｋ ｅ ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｇ ａ ｓ ｐ ｒ ｅ ｓ ｅ ｎ ｔ ａ ｌ ｏ ｎｇ － ｐ ｅ ｉｏ ｒ ｄ ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｉ ｅ ｎ ｔ ｌ ｉ ｎ ｅ ａ ｒ ｌｏ ｆ ｗ ｉ ｎ ｐｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ，ｔ ｈ ｅ ａ ｂｓ ｏ ｒ ｂ ｅ ｄ ｇ ａ ｓ ｄｅ ｓ ｏ ｒ ｐ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ ｇ ａ ｓ ｓ ｌ ｉ ｐ ｐ ａ ｇ ｅ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ｉ ｎ ｎａ ｎ ｏ — ｐｏ ｒ ｅ ｍａ ｔ ｒ ｉ ｘ ｍａ ｋｅ ｓ ｈ ａ ｌ ｅ — ｇ ａ ｓ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕｃ ｉ ｎ ｇ ｌ ａ ｗｓ ｄ ｉ ｆ ｆ ｅ ｒ ｅ ｎ ｔ ｆ ｒ ｏ ｍ ｔ ｈ ｅ ｃ ｏ ｎ ｖ ｅ ｎ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ ｏ ｎ ｅ ｓ ． Ｂａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ ｔ ｈ ｅ ｆ ｅ ａ ｔ ｕｒ ｅ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｉ ｅ ｎ ｔ ｌ ｉ ｎ ｅ ａ ｒ ｌ ｆ ｏ ｗ ａ ｎ ｄ ｄ ｅ ｓ ｏ ｒ ｐ ｔ ｉ ｏ ｎ，ｃ ｏ ｎ ｓ ｉ ｄ ｅ ｉｎ ｒ ｇ ｔ ｈ ｅ ｓ ｌ ｉ ｐ ｐ ａ ｇ ｅ ｅ ｆ ｆ ｅ ｃ ｔ ，ｔ ｈｅ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｆ ｏ ｒ ｅ ｃ ａ ｓ ｔ ｉ ｎ ｇ ｍｏ ｄｅ ｌ ｆ ｏ ｒ ｔ ｈｅ ｓ ｅ ｋ ｉ ｎ ｄｓ ｏ ｆ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｉ ｓ ｅ ｓ ｔ ａ ｂ ｌ ｉ ｓ ｈ ｅ ｄ ａ ｎ ｄ ｃ ａ ｌ ｃ ｕ ｌ ａ ｔ ｅ ｄ． Ｏｎ ｔ ｈ ｅ ｂ ａ ｓ ｉ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ａ ｂｏ ｖ ｅ，ｔ ｈ ｒ ｏ ｕ ｇ ｈ ｔ ｈｅ ｎ ｕ － ｍｅ ｒ ｉ ｃ ａ ｌ ｉ ｎｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｃ ｏ ｍｐ ｕ ｔ ｅ ｒ ｐ ｒ ｏ ｇ ｒ ａ ｍｍｉ ｎ ｇ，ｔ ｈ ｅ ｔ ｙ ｐ ｉ ｃ ａ ｌ ｃ ｕ ｒ ｖ ｅ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｗｅ ｌ ｌ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｒ ｅ ｄ ｒ ａ ｗｎ．Ａｎ ｄ ｆ ｕ ｒ ｔ ｈ ｅ ｒ ｍｏ ｒ ｅ ｆ ｏ ｕ ｒ ｌｏ ｆ ｗ ｓ ｔ ａ ｇ ｅ ｓ ａ ｒ ｅ ｓ ｕ ｍｍａ ｉｚ ｒ ｅ ｄ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｍｕ ｌ ｔ ｉ － ｓ ｔ ａ ｇ ｅ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｄ ｈ ｏ ｉｚ ｒ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｓ ｈ ａ ｌ ｅ — ｇ ａ ｓ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ：ｌ ｉ ｎ ｅ ａ ｒ ｌ ｆ ｏ ｗ ｉ ｎ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｓ，ｂ ｉ ｌ ｉ ｎ ｅ ａ ｒ ｌｏ ｆ ｗ，ｌ ｉ ｎ ｅ ａ ｒ ｌｏ ｆ ｗ ｉ ｎ ｍａ ｔ ｒ ｉ ｘ ａ ｎｄ ｂ ｏ ｕｎ ｄ ａ ｒ ｙ — ｄ ｏ ｍｉ ｎ ａ ｔ ｅ ｄ ｌｏ ｆ ｗ．Ｔｈ ｅ ｐ ａ ｒ ａ ｍｅ ｔ ｅ ｒ ｓ ｅ ｎ ｓ ｉ ｔ ｉ ｖ ｉ ｔ ｙ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｅ ｓ ｓ ｈ ｏ ｗ
页岩气压裂水平井生产数据分析方法_王军磊
r fD = ε
～ =－q D0 （ s ） 。
（ 3）
式（ 14 ） 可写为如下形式：
～ cosh 槡 u（ y eD － y D ± y wD ） 2h D x eD m D （ s） = + ～ q D （ s） usinh 槡 uy eD 槡 2x eD ∞ n πx D nπx wD nπx fD cos cos sin coshαn Σ x x x x eD π fD n = 1 eD eD
[
]
～ = sf（ s） m D0 。
（ 1）
气体的解吸扩散特性体现在 f（ s） 函数中， f（ s） = ω + σ（ 1 － ω） ［槡 λ s coth（ 槡 λ s ） － 1］/ λ s。 （ 2） 点源生产条件：
～ m D0 r fD ε→0 + 其中气体拟压力为：
页岩气封闭地层中压裂水平井渗流模型 假设沿裂缝的流量分布均匀， 裂缝半长为 x f ， 利
图1
页岩气体积压裂及压裂水平井简化模型
1． 1
封闭地层中变产量点源渗流模型 在原始条件下， 气体分子以吸附态的形式分布
形成游离气， 在基质中扩散至颗粒外表面， 通过窜流 作用流入裂缝系统， 最终在裂缝中形成以对流为主 的渗流流动。利用瞬时扩散模型求解解吸气体的扩 散作用
［12 ］
在基质颗粒表面， 在裂缝中为游离气。 随着开采的 气体分子逐渐从颗粒表面解吸 进行压力不断降低，
u + k2 π2 / x2 eD sin h 槡
。得到单条裂缝的压 力公式
～ m D （ s） =
lim 2 π r fD
(
)
∫
x wD +x fD x wD －x fD
页岩气开采压裂技术分析与思考
造后的下完井管柱，还可以应用于：连续油管拖动水力喷射改造后的井、利用TAP 阀直井分层压裂完井技术改造后的井。
4 实例应用在桃XX 井一口连续油管拖动水力喷射改造的水平井，完钻井深4405.00m(斜深)，该井利用连续油管带底封喷砂射孔，环空加砂逐层分段压裂，盒8段改造了6段。
在压裂施工前，该井在井口大四通上安装了一个液动大通径平板闸阀，再在其上安装压裂六通、连续油管注入头等配套设施，进行连续油管水力喷射、环空加砂压裂施工后，起出连续油管及工具，关闭平板闸阀。
随后，经过考虑该井井况、油管抗外压强度后，编写施工设计，首次利用S-9带压作业装置，在9天时间里下入带油管堵塞器2-7/8″生产管柱至井深3205.67m(井斜50°)。
待管柱下至预定位置后，带压坐油管悬挂器，拆带压作业装置及平板闸阀，安装采气树。
利用700型水泥车油管内打压6MPa ，切断油管堵塞器销钉，通过观察油套压力表，确认油套联通后，该井进入正常放喷排液阶段。
该井的顺利带压完井，有效避免了压井下完井管柱的井控风险及压井液对地层的污染，为目前这一服务项目的推广应用积累了宝贵经验。
5 结语带压作业配合拖动油管水力喷射气井改造工艺在施工完成后可起出水力喷射工具并下入生产管柱，带压作业不使用压井液，有效避免了储层的二次污染。
做为理论，虽然还没有在长庆区域进行过实践，但国内已有公司在塔里木油田顺利实施过多口井的带压拖动水力喷射分段酸压，且都属于超深井改造，为这项工艺理论提供了实践论证，建议开展该工艺的试验项目，以证明对于气井水平井改造，带压作业可以提供更加可靠、安全、环保、高效的方法。
另外，目前随着连续油管水力喷射及TAP 阀应用越来越广泛，带压完井同样可以作为一项重要服务项目，进行推广，并积累宝贵的施工经验。
参考文献：[1]马发明.不动管柱水力喷射逐层压裂技术[J]. 天然气工业，2010, 30(8): 25-28.[2]张福祥.带压作业配合水力喷射分段酸压技术在塔里木油田的应用. 内蒙古石油化工，2012, 19: 116-117.作者简介：①郑海旺(1985-)男，汉，机械工程师，主要从事设备管理工作。
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]。
压裂参数对页岩气井产量递减典型曲线影响分析_白玉湖
压裂参数对页岩气井产量递减典型曲线影响分析
白玉湖１ 杨 皓２ 陈桂华１ 冯汝勇１ 徐兵祥１
１．中海油研究总院，北京 １０００２７； ２．新兴重工有限公司，北京 １０００７０
摘 要： 为研究页岩气井产量与完井压裂参数之间的关系， 通过对美国地质条件相似的某区 块 27 口 页岩气井产量递减典型曲线预测 ， 获 取 典 型 曲 线 参 数 。 分 析 了 水 平 段 长 度 、 压 裂 级 数 、 支撑剂用量、 压裂液用量、 总射孔数、 总簇数等完井压裂参数对典型曲线中初始产气量、 递减指 数、 递减率等的影响。 结果表明： 初始产气量随完井压裂参数增加而增加， 但增加幅度逐渐变 小； 递减指数随完井压裂参数增加而增大； 递减率则随完井压裂参数的增加先快速降低后缓慢降 低。 研究结果对国内页岩气的压裂有一定参考作用。
图 8 每米初始产气量和水平段长度关系
图 11 递减指数和水平段长度关系
图 9 每级初始产气量和每级支撑剂量关系
图 12 递减指数和压裂级数关系
图 10 每级初始产气量和每级压裂液用量关系
图 13 递减指数和总射孔数关系
图 14 递减指数和总簇数关系 图 15 递减指数和总支撑剂用量关系 图 16 递减指数和总压裂液用量关系
目前，描述页岩油气产量递减的典型曲线主要是双 曲递减曲线：
q=qi（1+D·n·t）-1/n
式中：qi 为初始产量，m3/d；n 为递减指数，无量纲；D 为递 减率，d-1；t 为时间，d。
可见，典型曲线有三个关键参数，即初始产量、递减 率及递减指数，但影响典型曲线参数的关键因素分析未 见报道，而这恰恰是页岩气产量预测、压裂参数优化的 重要研究内容之一。 为了分析压裂参数对典型曲线参数 的影响， 本文选取美国某一页岩气区块作为分析对象， 由于该区块地质情况比较简单， 地质参数差别不大，可 以排除地质因素对产量的影响，把生产井之间产量变化
页岩气储层脉冲水力压裂机理
汇报人：2023-11-28•页岩气储层概述•脉冲水力压裂技术原理•页岩气储层脉冲水力压裂实验研究•页岩气储层脉冲水力压裂数值模拟研究目•页岩气储层脉冲水力压裂优化设计•研究展望与未来发展趋势录01页岩气储层概述页岩气储层具有很低的孔隙度和渗透率，导致气体流动性差。
低孔低渗页岩气储层内部存在不均匀性，包括层内、层间和纵向上的非均质性。
非均质性强页岩气储层中的有机质和粘土矿物具有很强的吸附能力，能够大量吸附气体。
吸附能力强页岩气储层的特点1 2 3页岩气储层主要在湖泊、河流等沉积环境中形成，这些环境提供了丰富的有机质来源。
沉积环境埋藏深度对页岩气储层的成熟度和压力有重要影响，通常需要达到一定的深度才能形成可供开采的页岩气。
埋藏深度页岩气储层在高温高压条件下形成，这些条件有利于有机质的转化和储层物性的改善。
高温高压页岩气储层的形成与演化01页岩气是一种清洁、高效的能源，对满足全球能源需求具有重要意义。
能源需求02页岩气储层具有巨大的资源潜力，开发利用有助于推动经济发展。
资源开发03对页岩气储层的研究有助于推动地质理论、油气勘探和开发技术的发展。
科技进步页岩气储层的研究意义02脉冲水力压裂技术原理脉冲水力压裂技术概述脉冲水力压裂技术是一种新型的水力压裂技术，通过产生高压脉冲，利用压力波对岩石的冲击作用，使岩石产生微裂缝，从而达到提高油气储层渗透性的目的。
脉冲水力压裂技术的特点与传统的水力压裂技术相比，脉冲水力压裂技术具有更高的渗透性提高效果，同时对储层的伤害更小，具有更好的储层保护效果。
岩石的力学性质页岩等岩石具有较高的抗压强度和抗拉强度，但在受到周期性冲击载荷时，其力学性质会发生变化，产生疲劳损伤。
脉冲水力压裂的力学机制通过产生高压脉冲，对岩石产生周期性的冲击载荷，使岩石产生疲劳损伤，从而在岩石内部形成微裂缝。
脉冲水力压裂的力学过程在脉冲水力压裂过程中，需要使用高压流体来产生高压脉冲，因此需要对流体的动力学性质进行了解。
考虑拟时间的页岩气压裂水平井生产数据分析方法
考虑拟时间的页岩气压裂水平井生产数据分析方法发布时间：2021-06-08T15:53:14.287Z 来源：《基层建设》2021年第4期作者：南智军[导读] 摘要：现阶段，经济发展迅速，化工工程建设的发展也有了提高。
中国石化华东油气分公司采油气工程服务中心江苏泰州 225300摘要：现阶段，经济发展迅速，化工工程建设的发展也有了提高。
我国的页岩气处于起始阶段，还没有成熟的页岩气开采技术。
目前国内较为成熟的压裂技术主要有直井分压合采技术和直井大型压裂技术，这些技术为页岩气的压裂提供有效的参考，对未来的压裂施工质量的提高也起到较好的促进作用。
关键词：考虑拟时间；页岩气压裂水平井；生产数据分析方法引言有资料显示我国页岩气储量为全球最高，巨大的开采潜力为我国的经济发展奠定了扎实的基础。
所谓页岩气就是有大量有机质的页岩、泥岩，其内部吸附游离的天然气。
页岩储层低孔低渗，常规方式难以开采，需借助特殊的技术。
1页岩气压裂施工工艺随着页岩气开发力度的不断增大，常规的压裂施工技术已经不能满足大规模商业开发的需求。
现阶段页岩气最主要的压裂技术就是水平井分段大规模水力压裂技术。
水平井分段压裂又可以分为可钻桥塞分段压裂、封隔器分段压裂以及水力喷射分段压裂，这些也是当前国内外最常用的水平井分段压裂技术。
（1）可钻桥塞分段压裂技术。
水力泵送、射孔、桥塞联作和快钻桥塞是多种技术集一体的压裂技术。
针对套管完井使用这种技术，其主要程序就是下入可钻桥塞压裂管柱，再做封桥塞，打掉桥塞后上提管柱。
射孔枪对准预定位置射孔，再将所有管柱提出井筒，最后进行压裂。
再对下段压裂重复上述压裂环节，与一般的压裂技术相比，可钻桥塞分段压裂技术在压裂很短的时间内就可以钻掉桥塞，极大程度提升了作业效果，也有效降低了压裂液对储层的危害。
（2）封隔器分段压裂技术。
由于封隔器在套管内能起到较好的耐压作用，所以被广泛的应用于油气井的增产改造。
这种封隔器压裂技术主要有2种，一种是用于套管完井的滑套封隔器压裂技术里。
页岩气藏数值模拟研究进展4【加强区简化数模复杂裂缝系统模型可用】
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。
[中国非常规油气网]压裂页岩气井生产数据分析
![[中国非常规油气网]压裂页岩气井生产数据分析](https://img.taocdn.com/s3/m/8042f51914791711cc79175a.png)
块压力下降而产出流体。
3.5 其它分析图表
其它的“直线”图形，如半对数图（径向流）和四次根时
间图（双线性流）可以被使用，然而，我们的经验表明，径
向流和双线性流是不常见的，即使它们出现，一般也仅仅出 现在早期时候，很少会是主要流态。因此，在描述长期页岩 气井生产特征时，它们没有考虑的那么重要。
4 产量预测
表皮效应，该视表皮效应往往会掩盖产量数据中的线性流特征。因此，
我们建议同时使用半对数归一化产量导数曲线来进行压力瞬变分析， 因为导数曲线不会受表皮效应所影响。
谢 谢！
正确的应用这些曲线图能够在数据中准确认识主要流态的表现形式以及估算储层
体积，如
A k ，视表皮因子和烃类孔隙体积(HCPV)。有了这些信息，我们就可以
构造一个适合的油藏模型，可以被用来生成一种典型曲线类型（或系列典型曲线）,
并对储层进行长期的生产预测。
3.1 双对数曲线图
双对数曲线图被用来鉴别流动区（流态），对录入性的噪音数据和有 问题的产量/压力数据进行前期过滤处理是非常重要的。由出水而导致的 气井在井筒中的生产能力下降的生产数据需要十分谨慎的处理，这些数据 将会影响储层流动区（态）的正确解释。 半对数导数的倒数（和PTA导数相同，但是图形显示是相反的）在解释 裂缝性页岩气藏中是一个很有用的方法，因为它不受表皮因子的影响。页 岩气生产与其他多种储层生产相比，表现为线性流+一个重要的视表皮因 子的特征。
在完成上面描述的分析步骤以后，结果可用来产量预测，我们通过 两部分来考虑产量预测： 1.SRV的亏空； 2.围岩体积（未压裂的外部储层）的贡献。
4.1 SRV的亏空
在有界的SRV（在外部储层无压力供给的条件下）假设下，产量预测相对简单。 事实上，在没有单独的基质渗透率或裂缝间距资料的时候，预测有界的SRV储量也 是可行的。从平方根-时间图和FMB图中收集到的大部分参数是足够的。 Wattenbarger等（1998）在他们的研究中详细的讨论过这个假设（理论），如果在 数据中没有出现边界控制流，那么储层改造宽度y则是未知的，必须对这个参数进行 单独预测计算。微地震监测结果或压裂缝间距也可以提供储层改造宽度y的估计。
页岩气储层可压裂性评价
石英是页岩中主要的脆性矿物， 石英的含量越高， 页岩的脆
性越强， 更加容易下外力作用下形成天然裂缝和诱导裂缝。除 了石英以外， 长石和白云石也是页岩储层中的脆性矿物。脆性 矿物越多， 页岩可压裂改造的性能越好， 所以脆性矿物的含量作 物以外， 黏土矿物矿物。黏土矿物是储层改造中的不稳定因素， 水 致页岩气产出通道的堵塞， 影响页岩气产出的效率， 从这个角度 出发， 黏土矿物的存在对页岩气储层改造产生了负面的影响。 并且页岩气的的黏土矿物含量越高， 页岩的塑性越强， 在压裂改 造的过程中吸收的能量越多， 越难压裂。综合以上两点以及其 他不可预见的影响， 黏土矿物的影响页岩可压裂性的一个负向 指标。笔者通过 XRD(X-Ray Diffraction， XRD) 实验测试了页岩 中脆性矿物和黏土矿物的含量矿物成分。 3 页岩可压裂性评价模型的建立和计算 3.1 评价模型的建立 按照权重分析法的具体思想和步骤具体确定页岩可压裂性 。学者为了定量
[13]
因素过于单一， 不能全面反映页岩可压裂性的综合特征。自此， 敏性的黏土矿物含量较高时， 在水力压裂的过程中容易溶解导
段时间内， 脆性系数被作为评价页岩可压裂性的唯一指标。目 前， 对于脆性的定义在岩石力学这一块并没有统一的标准， 泊松 比反映了页岩在压力下破裂的能力， 杨氏模量反映了当页岩被 压裂后保持裂缝的能力， 页岩的泊松比越小， 杨氏模量越大， 页 岩的脆性越大。为了定量描述页岩的脆性特征， 引入了脆性系 数这个概念， 主要是测量和计算出泊松比和杨氏模量两个力学 参数。 2.2 页岩的内摩擦角和粘聚力
的影响因素的权重分配， 首先构造页岩可压裂性的递阶层次结 构图， 再构造权重的判断矩阵， 检验矩阵的一致性， 调整合理化 检验合格以后再进行计算。具体计算步骤如下： 数、 脆性矿物含量、 黏土矿物含量、 粘聚力等指标， 这些评价指标 具有不同的单位和量纲， 并且各个指标数值的大小和有效范围 不一样， 为了进行评价， 必须把所有的指标进行归一化的处理， 本文采用的极差变换的方法将各个参数标准化。极差变换中参 矿物含量、 粘聚力， 以及其他未考虑或许不需要考虑的中性指标 和非定量指标四种。正向指标的值越大， 负向指标的值越小， 可 压裂性越大。
_页岩气离散裂缝网络模型数值模拟方法研究
非常规天然气
页岩气离散裂缝网络模型数值模拟方法研究
糜利栋 ， 姜汉桥 ， 李俊键
（ 中国石油大学 （ 北京 ） 石油工程教育部重点实验室 ， 北京 １ ） ０ ２ ２ ４ ９ 摘要 ： 页岩气开发已经成为当今世界各国的焦点 ， 然而关于页岩气的理论研究还处于起步阶段 。 目 但页 前关于页岩气数值模拟方法的应用大多局限于常规油气藏数值 模 拟 所 采 用 的 连 续 介 质 模 型 ， 非均质性强 ， 连续介质模型不能准确表征页岩气特有的渗流特征 。 基于离散 岩气藏天然裂缝发育 ， 裂缝网络模型 （ ， 从渗流理论出发 ， 建立页岩气离散裂缝网络渗流数学模型 ， 表征页岩气在干 Ｄ Ｆ Ｎ） 酪根中的扩散效应 ， 孔壁的吸附 — 解吸附效应 ， 纳 米 孔 隙 中 的 滑 脱 效 应、 Ｋ ｎ ｕ ｄ ｓ ｅ ｎ扩散效应以及裂 缝内的非达西渗流规律 。 利用有限差分法求解渗流方程 并 进 行 敏 感 性 分 析 。 最 终 得 出 ： ①页岩气 不同生产阶段 ， 产气机理不同 ； 而吸附 — ｎ ｕ ｄ ｓ ｅ ｎ 扩散效应对页岩气产能影响较大 ， ② 滑脱效应和 Ｋ 解吸附效应和干酪根中的扩散效应对延长页岩气稳产期起到关键作用 。 通过和现有页岩气数值模 拟软件 ＣＭＧ（ 计算结果对比 ， 该模型在模拟裂缝性页岩气藏时更符合实际情况 ， 为页岩气 ２ ０ １ ２版） 数值模拟的研究奠定了基础 。 关键词 ： 离散裂缝模型 ； 吸附 — 解吸附 ； 滑脱效应 ； 扩散 Ｋ ｎ ｕ ｄ ｓ ｅ ｎ 扩散效应 ； 中图分类号 ： （ ） Ｔ Ｅ １ ３ ２． ２ 文献标志码 ： Ａ 文章编号 ： １ ６ ７ ２ １ ９ ２ ６ ２ ０ １ ４ １ １ １ ７ ９ ５ ０ ９ － － － 引用格 式 ： ， ， Ｍ ｉ Ｌ ｉ ｄ ｏ ｎ Ｊ ｉ ａ ｎ Ｈ ａ ｎ ｉ ａ ｏ Ｌ ｉ Ｊ ｕ ｎ ｉ ａ ｎ． Ｉ ｎ ｖ ｅ ｓ ｔ ｉ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ａ ｓ ｎ ｕ ｍ ｅ ｒ ｉ ｃ ａ ｌ ｓ ｉ ｍ ｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｇ ｇ ｑ ｊ ｇ ｇ ［ ］ ， （ ） ： ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ ｄ ｉ ｓ ｃ ｒ ｅ ｔ ｅ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｎ ｅ ｔ ｗ ｏ ｒ ｋ ｍ ｏ ｄ ｅ ｌ Ｊ ． Ｎ ａ ｔ ｕ ｒ ａ ｌ Ｇ ａ ｓ Ｇ ｅ ｏ ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ２ ０ １ ４， ２ ５ １ １ １ ７ ９ ５ ｍ ｅ ｔ ｈ ｏ ｄ － ［ 糜利栋 ， 姜汉桥 ， 李俊键 ． 页岩气离散裂缝网络模型数值模拟方法研究 ［ ］ 天然气地球科学 ， １ ８ ０ ３． Ｊ ． （ ） ： ］ ２ ０ １ ４， ２ ５ １ １ １ ７ ９ ５ １ ８ ０ ３． －
页岩气压裂数值模型分析
作者简介：张士诚，１９６３年生，教授，博士生导师，本刊第七届编委会委员；长期从事采油工程理论与技术、油气渗流理论与应用的教学与研究工作。
地址：（１０２２４９）北京市昌平区府学路１８号。
电话：（０１０）８９７３３０４７。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｚｈａｎｇｓｃ＠ｃｕｐ．ｅｄｕ．ｃｎ页岩气压裂数值模型分析张士诚１ 牟松茹１ 崔勇２１．中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室 ２．中国石油海外勘探开发公司 张士诚等．页岩气压裂数值模型分析．天然气工业，２０１１，３１（１２）：８１‐８４． 摘 要 水力压裂和水平井开采是页岩气开发的主要技术，在我国尚处在工业试验阶段，存在很多技术瓶颈。
在总结分析了页岩气压裂的特点基础上，探讨了网状裂缝形成的主控因素及裂缝扩展模型、产能预测模型的类型以及优缺点。
结果认为，特殊的赋存生产机理、复杂的裂缝形态和多尺度的渗流模式是页岩气压裂的主要特点，其目的是形成网状裂缝，扩大储层改造体积；网状裂缝的形成主要受天然裂缝与人工裂缝的夹角、水平主应力差和岩石的脆性等因素的控制。
页岩气压裂产能预测模型面临的主要问题是裂缝形态的模拟和气体流态的描述，主要有非常规裂缝模型、离散裂缝模型和双重介质模型等，这些模型和方法在一定程度上表征了页岩气压裂裂缝形态和渗流特点，但没有考虑不规则的裂缝形态等。
关键词 页岩气 开发 压裂（岩石） 裂缝扩展模型 产能预测模型 渗流 特点 ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００‐０９７６．２０１１．１２．０１４１ 页岩气藏的特点１．１ 特殊的赋存生产机理 页岩既是烃源岩又是储集层，就近赋存是页岩气成藏的特点。
页岩气的赋存方式多样，游离方式、吸附状态和溶解状态并存。
总体上主要以游离气和吸附气为主，吸附状态天然气的含量变化介于２０％～８５％。
目前认为页岩气的产出分为３个阶段：①在压降的作用下，基质系统中的页岩气在基质表面进行解吸附；②在浓度差的作用下，页岩气由基质系统向裂缝系统进行扩散；③在流动势的作用下，页岩气通过裂缝系统流向生产井筒。
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动 、支撑剂的输送和裂缝宽度的弹性变形 ，通过计算应
力阴影考虑相邻人工裂缝间的相互作用 ；采用三层模
型模拟支撑剂输送 ，从底至上依次为支撑剂 ，混砂液和
压裂液 。 非常规模型比线网模型提供了一种更为精确
预测裂缝分布 、几何形态和支撑剂分布的方法 ，充分考
虑了储层岩石力学性质以及不规则的裂缝形态 ，有助
３ 复杂裂缝模型
３ ．１ 线网模型
Ｘｕ 等［５］ 提出了表示复杂裂缝形 态的线网模型
（ｗ ｉｒｅ‐ｍｅｓｈ） ，认为页岩气藏水平井压裂产生的裂缝网
络是沿井筒对称的椭球体 ，通过将该椭球体划分为数
条正交的水平 、垂直均匀截面来描述高渗裂缝 。 线网
模型计算时应用岩石力学方法考虑了压裂过程中裂缝
模拟网状裂缝面 ，裂缝在空间上呈三维分布互相正交 ；
考虑了稳态和拟稳态流动的情况 ，计算出了产能预测
图 ４ 产能预测数值模型图
图版 。 Ｃｉｐｏｌｌａ 等［９］ 建立了等距分布正交分布的网状 裂缝产能预测模型 ，采用 ＳＲＶ 方法计算改造体积 。 模 拟计算中考虑了支撑剂的分布形态 （支撑裂缝和未支 撑裂缝） ，渗流模式（解吸附 、达西渗流和非达西渗流 ） 以及裂缝参数对产能的影响 。 Ｗｉｌｌｉａｍｓ 等［１０］ 通过裂 缝识别技术确认裂缝面和裂缝数量 ；结合成像测井确 定的裂缝方位 ，建立裂缝分布模型后简化为气藏数值 模拟模型 ，通过历史拟合进行模型校正和参数优化 。 ４ ．２ 双重介质模型 双重介质模型建立的基础是 Ｗａｒｒｅｎ 和 Ｒｏｏｔ 提 出的双重孔隙介质模型 ，该模型强调了裂缝性油藏的 双孔隙的本质 ，简化了裂缝性油藏中的连通性和与模 型规模有关的非均质性问题 。 Ｚｈａｎｇ 等［１１］ 采用了微地震解释获得的潜在裂缝 分布状态结果 ，得到模拟主要横切裂缝的双重介质油 藏模型 。 计算中考虑了裂缝间距 、非达西效应等对产 能的影响 ，表明产能对窜流因子参数最为敏感 。 Ｃｈａｎｇａｎ 等［１２］ 建立了离散裂缝网络模型 ，通过 ＥＳＶ 方法确定压裂有效体积 ，作为进一步约束双重介 质参数的条件 。 该方法利用岩石力学参数和施工参数 估算平均裂缝宽度 ，建立裂缝强度 、裂缝宽度和施工规 模的关系式 ，通过和微地震监测结果对比 ，形成超大规 模的双重介质模拟 。 模拟计算中考虑了等温吸附 、不 稳定扩散和窜流等问题 。 可作为创新点
度 ｈ 由微地震结果给出 。
求解方程如下 ：
Ｎｘ
Ｎｙ
∑ ∑ ｑｔｉ － ｈ
Ｌ ｘｉ Ｗ珨 ｘｉ ＋
Ｌ ｙｊ Ｗ珨 ｙｊ ＝ ０
（２ ）
ｉ＝ １
ｊ＝１
２π ｒｘ
抄φ 抄ｔ
－
２
抄 抄ｘ
Ｂ（１ ＋ ｒ）ｘｗ ｘ Ｋ ｆ ｘ 抄 ｐ
μｄ ｘ
抄ｘ
＝０
（３ ）
图 ２ 线网模型图
第 ３１ 卷第 １２ 期 开 发 工 程
向裂缝渗透率 ，ｍＤ ；ｒ 为椭圆的宽高比 ；Ｂ 为椭圆积分 。
３ ．２ 非常规模型
Ｗｅｎｇ 等［６］ 提出了非常规裂缝扩展模型 （Ｕ ＦＭ‐
ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｍｏｄｅｌ） 。 该模型为数值模型
（图 ３） ，能够模拟天然裂缝和人工裂缝之间的相互作
用 ，建立了裂缝端部扩展准则 ，考虑了压裂液的一维流
椭球体的实时扩展 ，考虑了施工参数的影响 ，并计算了
支撑剂在裂缝中的分布情况 。 线网的不足之处在于 ：
① 它必须将油藏改造区域近似为沿井筒对称的椭球
体 ，不能模拟不规则的裂缝形态 ；② 没有建立判断准
则 ，直接地认为天然裂缝与人工裂缝相连接 ；③ 没有考
虑人工裂缝之间的相互干扰 ；④ 裂缝间距和改造体积
ｐ － Ｓ ｆｒａｃ
ｈ ，ｍｉｎ
Ｒ ＝ ｎ
Ｓ － Ｓ ｈ ，ｍａｘ
ｈ ，ｍｉｎ
（１ ）
式中 Ｒｎ 为拟净压力系数 ；ｐｆｒａｃ 为净压力 ，Ｍ Ｐａ ；Ｓｈ ，ｍａｘ 为水 平最大主应力 ，ＭＰａ ；Ｓｈ ，ｍｉｎ 为水平最小主应力 ，ＭＰａ 。
Ｇｕ 等［４］ 建立了天然裂缝和人工裂缝相互作用的
ＤＯＩ ：１０ ．３７８７／ｊ ．ｉｓｓｎ ．１０００‐０９７６ ．２０１１ ．１２ ．０１４
１ 页岩气藏的特点
１ ．１ 特殊的赋存生产机理 页岩既是烃源岩又是储集层 ，就近赋存是页岩气 成藏的特点 。 页岩气的赋存方式多样 ，游离方式 、吸附 状态和溶解状态并存 。 总体上主要以游离气和吸附气 为主 ，吸附状态天然气的含量变化介于 ２０％ ～ ８５％ 。 目前认为页岩气的产出分为 ３ 个阶段 ：① 在压降 的作用下 ，基质系统中的页岩气在基质表面进行解吸 附 ；② 在浓度差的作用下 ，页岩气由基质系统向裂缝系 统进行扩散 ；③ 在流动势的作用下 ，页岩气通过裂缝系 统流向生产井筒 。 由于裂缝空间的有限性 ，因此早期 以游离气为主的天然气产量快速下降并且达到稳定 ， 稳定期的产量主要是基质孔隙里的游离气和解吸气 。 水力压裂可以增大裂缝空间和连通性 ，使更多的吸附 气发生解吸附而向裂缝聚集 。 １ ．２ 纳米级的微观孔隙结构 通过扫描电镜等成像技术和脉冲法等测试技术研 究表明 ，纳米级的有机质孔隙是页岩的主要储集空 间［１］ 和孔隙类型 ，其形成与分布与有机质的丰度密切 相关 ；岩心观察表明天然裂缝较为发育 ，但绝大部分被 矿物充填处于闭合状态 。 孔隙和吼道的尺寸为纳米级
别 ，孔隙 、吼道配置关系复杂 ；基质渗透率为纳达西级 别 ，孔隙度一般小于 ７ ％ 。 页岩储层纳米级的微观孔隙结构 ，与相同孔隙度 的微米级孔隙相比提供了更大的比表面积 ，为气体的 吸附提供了条件 。 但是也相应引发如下的问题 ：① 纳 米级储层的物性特征参数难以用常规的方法测量和计 算 ；② 气体在纳米级孔隙中的渗流复杂多变 ，流动规律 目前尚不明确 ；③ 需采用如水平井多级压裂等特殊的 开发方式才能获得经济产量 ，且增产的机理也与常规 压裂不同 。 １ ．３ 水力压裂形成复杂的裂缝形态 常规压裂形成的裂缝一般呈双翼对称裂缝的形 式 。 但页岩气压裂中微地震监测的结果表明 ，裂缝的 形态复杂多变 ，如图 １ 所示［２］ 。 １ 口水平井压裂后微 地震监测结果表明 ，第 １ 、２ 段压裂施工形成了垂直于 水平井段的平面缝 ，第 ３ 、４ 段施工形成了网状裂缝 。 目前认为页岩气压裂目的 ，就是要建立一个独立于传 统意义裂缝半长的更加庞大的裂缝网络系统 ，实现更 大规模的储层改造波及体积 ；生产实践也证明了储层 改造体积越大压后增产效果越好 。 １ ．４ 多尺度的流动状态 页岩储层压裂后形成了多尺度的流动空间 ，包括
·１·
页岩气压裂数值模型分析
张士诚１ 牟松茹１ 崔 勇２
１ ．中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室 ２ ．中国石油海外勘探开发公司
张士诚等 ．页岩气压裂数值模型分析 ．天然气工业 ，２０１１ ，３１（１２） ：８１‐８４ ． 摘 要 水力压裂和水平井开采是页岩气开发的主要技术 ，在我国尚处在工业试验阶段 ，存在很多技术瓶颈 。 在总 结分析了页岩气压裂的特点基础上 ，探讨了网状裂缝形成的主控因素及裂缝扩展模型 、产能预测模型的类型以及优缺 点 。 结果认为 ，特殊的赋存生产机理 、复杂的裂缝形态和多尺度的渗流模式是页岩气压裂的主要特点 ，其目的是形成网 状裂缝 ，扩大储层改造体积 ；网状裂缝的形成主要受天然裂缝与人工裂缝的夹角 、水平主应力差和岩石的脆性等因素的 控制 。 页岩气压裂产能预测模型面临的主要问题是裂缝形态的模拟和气体流态的描述 ，主要有非常规裂缝模型 、离散裂 缝模型和双重介质模型等 ，这些模型和方法在一定程度上表征了页岩气压裂裂缝形态和渗流特点 ，但没有考虑不规则的 裂缝形态等 。 关键词 页岩气 开发 压裂（岩石） 裂缝扩展模型 产能预测模型 渗流 特点
判断准则 ，考虑了非正交的模式 ，采用 Ｕ ＦＭ 模型进行
计算 ，结果表明水平面主应力差 、缝内净压力 、天然裂
缝密度以及岩性是影响裂缝形态的主要因素 ；水平主
应力差越小 、天然裂缝发育程度越高 ，易于形成网状裂
缝 ；杨氏模量越大 ，岩石脆性越强 ，易于形成粗糙节理 并保持裂缝开启 ；天然裂缝密度 、基质渗透率等参数也 对裂缝的形态和规模有一定的影响 。 生产实践表明 ，页岩中石英的含量越多岩石的脆 性越大 ，越容易形成网状裂缝 ，获得较好的增产效果 。 提出了脆度指数的概念 ，即岩石中石英的含量占全部 矿物成分的百分比 。 在施工设计中 ，脆度指数越大（大 于 ５０％ ） ，则采用清水压裂 ，大液量 、少支撑剂量的方 法 ，形成网状裂缝获得较好的效果 ；若脆度指数小 （低 于 ３０％ ） ，则采用常规压裂的方法 。
２ 网状裂缝的形成及主控因素分析
Ｊｏｎ 等［３］ 采用边界元法对压裂时多裂缝的同时延
伸和它们与天然裂缝之间的相互作用进行了研究 ，认
为在天然裂缝发育的条件下 ，天然裂缝与人工裂缝的
夹角 、拟净压力系数是影响网状裂缝形成的主要因素 ，
水平井中人工裂缝和天然裂缝夹角越大 ，值越大则越
容易形成网状裂缝 ；直井条件下不容易形成网状裂缝 。
网络出版时间：2011-12-24 21:30 网络出版地址：/kcms/detail/51.1179.TE.20111224.2130.009.html
第 ３１ 卷第 １２ 期 开 发 工 程
·３·
２π ｙ ｒ
抄φ 抄ｔ
－
２
抄 抄ｙ
Ｂ（１ ＋ ｒ）ｙｗ ｙ Ｋ ｆ ｙ 抄 ｐ
ｒ２ μｄ ｙ
抄ｙ
＝０
（４ ）
式中 ｑ 为压裂液量 ，ｍ３ ／ｄ ；ｔｉ 为压裂液排量 ，ｍ３ ／ｍｉｎ ；
Ｌｘｉ 、Ｌｙｊ 分别为 ｘ 和 ｙ 方向裂缝段长度 ，ｍ ；Ｗ ｘｉ 、Ｗ ｙｉ 分别
为 ｘ 和 ｙ 方向裂缝段宽度 ，ｍ ；Ｋｆ ｘ 、Ｋｆ ｙ 分别为 ｘ 和 ｙ 方
离散裂缝模型建立的基础是 Ｆｉｓｈｅｒ 等［７］裂后形成了复杂的