頁巖氣藏壓裂水平井開發效果評價研究

何秀珍，王新海，江 山，何秀玲，卓 紅

（1.教育部油氣資源與勘探技術重點實驗室（長江大學），湖北武漢 430100；2.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；3.中國石油集團測井有限公司生產測井中心，陜西西安 710000）

頁巖氣作為一種新型非常規天然氣，在中國越來越受到重視[1]。頁巖氣儲層超致密、比表面積大、特低孔、滲，主要通過吸附方式儲存大量氣體[2]。裂縫發育對游離相天然氣的富集和自然產能的提高有幫助，到目前為止，只有少量的發育良好的天然裂縫頁巖氣井可以被開采，其他大部分頁巖氣井需要用壓裂等方法進行增產，用連通天然裂縫的方式加強井筒附近儲層導流能力[3-5]。

1 儲層性質

（1）該頁巖區塊由于北西方向對其有擠壓應力的作用，該區塊以正向構造為主，各背斜之間以寬緩的背斜為界，高點位于區塊的南西端，海拔最高675 m，最低250 m，大部分在400 m～600 m，以生成干氣為主。地溫梯度為2.83 ℃/m，地層壓力為35.47 MPa。

（2）根據現有的鉆井巖芯資料，該地區目的層頁巖含碳質泥頁巖（厚度約51 m）、碳質粉砂質泥巖（厚度約17 m）、碳質灰云質泥頁巖（厚度約13 m）、碳質粉砂質泥頁巖（厚度約6 m）。

（3）總含氣量為0.44 m3/t～5.19 m3/t，平均1.97 m3/t，損失氣0.11 m3/t～3.9 m3/t，平均值1.14 m3/t，解吸氣0.31 m3/t～1.4 m3/t，平均值0.79 m3/t，殘余氣0.01 m3/t～0.07 m3/t，平均值0.04 m3/t。由等溫吸附曲線，經計算得出蘭氏體積為3.268 cm3/g，蘭氏壓力為7.248 MPa。

（4）經過巖心測試資料得知，平均孔隙度為5.46%，密度為2.557 g/cm3，平均滲透率為0.223 mD，吸附氣豐度為1.47 m3/t，游離氣豐度為1.066 m3/t，總豐度為2.536 m3/t，含水飽和度34.1 %。

圖1 N3 井第15 段導流能力Fig.1 Flow conductivity of paragraph 15 in N3

由于該頁巖儲層的滲透率極低（本區塊YY1 井2號樣品的滲透率最低為0.007 3 mD，再如YY1 井5 號樣品滲透率最高為0.499 1 mD），一般須經過大規模水力壓裂來提高產能。該目標區使用微地震監測裂縫來診斷復雜裂縫網絡。經驗理論表明[6]，微地震能夠很好地反演出裂縫幾何形狀和儲層增產改造體積。

由圖1 可知，經壓裂所產生的人工裂縫約290 m，人工裂縫的導流能力隨著裂縫的長度而降低，平均導流能力30 mD·m，并且近井位置的導流能力最好。由圖2 可以看出，壓裂后形成了較好的裂縫網絡，其中越靠近井筒位置的裂縫寬度越寬，離井筒相對較遠的位置裂縫越窄，與導流能力的變化規律基本一致，說明有較好的導流能力。

2 地質模型

用Petrel 進行地質建模，地質模型維數為96×86×80，其中x 方向網格步長為100 m，y 方向網格步長100 m，z 方向網格步長為1 m。

在精細地質模型的基礎上，利用Petrel 的Upscaling 粗化功能，將原精細模型的縱向網格進行處理，進而得到既能滿足油藏數值模擬精度，又能保證合理的計算速度的地質模型。粗化后要保證任意兩個井點間有3 個以上網格，垂向上區分單層。因此工區粗化后平面上網格步長100 m×100 m，垂向上分為5 個網格。

3 數值模型

圖2 N3 井第15 段網狀裂縫形態Fig.2 Reticular cracks form of paragraph 15 in N3

數值模型采用雙孔雙滲模型，假設頁巖由兩種孔隙介質（基質和裂縫）構成：（1）氣體在頁巖中以兩種形式（游離態和吸附態）存在；（2）游離態氣僅存在裂縫中，部分氣體還吸附于基質孔隙表面[7]；（3）頁巖氣在裂縫中不僅有達西流動，還有高速非達西流，在基質孔隙是延時吸附模式的菲克擴散[8]；（4）再劃分基質網格，可以得到一系列的再分網格，通過這種對基質網格再分的方法可以模擬氣體在基質中的流動[3]。利用軟件Eclipse2013 的組分模型進行數值模擬，在擬合的基礎上進行開發效果預測。

4 開發效果預測

通過制定不同的方案進行對比，然后優選出合理科學的方案。（1）在開采初期，5 口試采井加上新打井17 口，分別定產80 000 m3和100 000 m3，布置矩形井網進行生產；（2）開采初期布菱形井網，打新井17 口，分別定產80 000 m3和100 000 m3，布置菱形井網進行生產；（3）對比矩形與菱形井網，然后優選出菱形井網更合理，在此基礎上進行加密處理，最終布井38 口。再分別定產量80 000 m3、100 000 m3、120 000 m3，以及不同的壓裂長度進行對比優選，得出合理的生產開發方式。

圖3 矩形井網布井22 口累產氣量曲線Fig.3 Tired gas production curve of 22 rectangular well pattern

4.1 矩形井網

矩形井網22 口：定產80 000 m3、100 000 m3對比（見圖3）。

4.2 菱形井網

（1）方案一（見圖4）：井距1 320 m，布井22 口，定產80 000 m3、100 000 m3。

（2）方案二（見圖5）：井距1 000 m，布井38 口，壓裂縫半長260 m，290 m，定產氣量100 000 m3。

（3）方案三（見圖6）：布井38 口，井距1 000 m，定產氣量80 000 m3、100 000 m3，裂縫半長290 m。采用菱形井網布井38 口，對比定產氣量80 000 m3與100 000 m3，生產30 年的累積產氣圖。定產氣量80 000 m3穩產16 年，定產氣量100 000 m3穩產14 年。

（4）方案四（見圖7）：采用菱形井網布井38 口，定注氣量80 000 m3、100 000 m3、120 000 m3，裂縫半長260 m。

4.3 不同方案對比及推薦方案

圖4 菱形井網布井22 口累積產氣量曲線Fig.4 Tired gas production curve of 22 diamond shaped well pattern

圖5 不同縫長累積產氣量對比圖Fig.5 Comparison chart of tired gas production with different fracture half length

圖6 菱形井網布井38 口累產氣量曲線Fig.6 Tired gas production curve of 38 diamond shaped well pattern

由設計的幾種方案，通過數值模擬結果對比可知，在平均壓裂縫長290 m 時，該區塊對應的采出程度高一些，為31.23%。井數為22 口的方案，井距為1 320 m，井數為38 口的方案井距為1 000 m（見表1）。

表1 不同方案對比Tab.1 Comparison of different plans

圖7 菱形井網布井38 口累產氣量曲線Fig.7 Tired gas production curve of 38 diamond shaped well pattern

5 結論

（1）該區塊頁巖氣產量較高，開采時間較長，推薦方案：初期打井生產22 口井，后期繼續加密為菱形井網進行生產，最終井數38 口，井距為1 000 m 其中靠邊界處一共有4 口多分支井。通過模擬得出進行生產30 年，平均壓裂縫長290 m，累積產氣量81.2×108m3，采出程度為31 %。

（2）頁巖氣井的單井控制范圍有限，適當增加水平井的數量，加大井網密度，能有效地提高頁巖氣藏的采收率。

（3）對壓裂水平井，合理優化裂縫半長，能夠促進頁巖氣藏的有效開發。

［1］ 雷群，王紅巖，趙群，等.國內外非常規油氣資源勘探開發現狀及建議［J］.天然氣工業，2008，28（12）：7-10.

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