摘　要：頁巖氣藏具有獨(dú)特的存儲(chǔ)和低滲透特征，其開采技術(shù)也有別于常規(guī)氣藏的開采技術(shù)，水平井完井技術(shù)和分段壓裂技術(shù)是成功開發(fā)頁巖氣藏的兩大關(guān)鍵技術(shù)。水平井完井和分段壓裂后形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)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(jī)理研究帶來極大挑戰(zhàn)。研究表明，利用數(shù)值模擬軟件來模擬頁巖氣井的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，不僅能模擬頁巖氣的滲流機(jī)理，也能為編制頁巖氣藏開發(fā)方案提供可靠的理論依據(jù)。因此以Eclipse2010.1數(shù)值模擬軟件為研究平臺(tái)，建立了3種考慮吸附氣解吸的頁巖氣分段壓裂水平井?dāng)?shù)值模型，能夠模擬頁巖氣藏水平井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，對(duì)體積壓裂后形成的裂縫參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化模擬。結(jié)論認(rèn)為：只有通過增加水平井的數(shù)量和儲(chǔ)層改造體積(SRV)、選取異常高壓區(qū)鉆井和壓裂出具有充分導(dǎo)流能力的裂縫，才能有效提高頁巖氣藏的采收率，實(shí)現(xiàn)頁巖氣藏的有效開發(fā)。

關(guān)鍵詞：頁巖氣藏  開發(fā)  水平井  分段壓裂  數(shù)值模擬  裂縫優(yōu)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(xì)孔隙及層面內(nèi)的天然氣，儲(chǔ)氣方式以游離氣和吸附氣為主，其儲(chǔ)層的滲透率極低、氣流的阻力比常規(guī)儲(chǔ)層大得多，因此頁巖氣藏中流體的滲流機(jī)理與常規(guī)氣藏存在顯著區(qū)別。頁巖氣藏一般天然裂縫發(fā)育，但大部分天然裂縫必須經(jīng)壓裂才能張開，因此商業(yè)化開發(fā)頁巖氣藏必須要進(jìn)行水力壓裂，裂縫是頁巖氣的主要運(yùn)輸通道，水平井完井技術(shù)和壓裂增產(chǎn)工藝措施是實(shí)現(xiàn)頁巖氣藏成功經(jīng)濟(jì)開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)。

目前，國外已經(jīng)對(duì)頁巖氣滲流的運(yùn)移機(jī)制和數(shù)值模擬方法開展了一些研究^[1-5]，而中國僅有少數(shù)研究者探討了分段壓裂水平井的產(chǎn)能影響因素^[6-12]。筆者以油氣藏?cái)?shù)值模擬軟件Eclipse2010.1為研究平臺(tái)，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?dāng)?shù)值模型，模擬頁巖氣井的壓力動(dòng)態(tài)，分析體積壓裂造成的裂縫參數(shù)對(duì)頁巖氣藏水平井產(chǎn)能的影響，為頁巖氣藏水平井的分段壓裂提供理論依據(jù)。

1　單井?dāng)?shù)值模型

目前頁巖氣數(shù)值模擬模型主要包括雙重介質(zhì)、多重介質(zhì)和等效介質(zhì)等三種模型。其中雙重介質(zhì)模型采用的最多，該類模型假設(shè)頁巖由基巖和裂縫兩種孔隙介質(zhì)構(gòu)成。氣體在頁巖巾以游離態(tài)和吸附態(tài)兩種形式存在，裂縫中僅存在游離態(tài)氣，基巖中不僅存在游離態(tài)氣，還有部分氣體吸附于基巖孔隙表面。模型一般假設(shè)頁巖氣在裂縫中流動(dòng)是達(dá)西流動(dòng)和高速非達(dá)西流，在基巖孔隙中的運(yùn)移機(jī)制是菲克擴(kuò)散或考慮克林伯格效應(yīng)的非達(dá)西流動(dòng)。

筆者采用Eclipse2010.1軟件的煤層氣(CBM)模型，應(yīng)用塊中心網(wǎng)格建立網(wǎng)格模型，如圖l所示。模擬工區(qū)的長×寬×高為：l860m×797m×100m，采用不等間距網(wǎng)格：x方向的網(wǎng)格大小為0.03～80m，y方向的網(wǎng)格大小為6～40m，z方向5套基質(zhì)和裂縫組合的厚度均為20m，凈毛比為0.4，模型的網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)為：l29×41×10=52890。模擬井水平段長為1100m，水平段共壓裂10段，設(shè)計(jì)裂縫半長均為l00m，主裂縫寬度采用最小步長，即假設(shè)主裂縫寬度為0.03m。模型的頂深2500m，氣水界面2700m，壓力系數(shù)2.0，假定氣體組分均為C₁，每層的基本物性參數(shù)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?shù)降?，?span lang="EN-US">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(chǔ)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(chǎn)動(dòng)態(tài)模擬

頁巖氣抬在投產(chǎn)初期產(chǎn)氣量較高但遞減迅速，后期相當(dāng)長時(shí)間內(nèi)產(chǎn)量低，遞減緩慢，因此氣井的壽命比常規(guī)氣藏的氣井也要長得多。圖4中模擬了基質(zhì)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(chǎn)量遞減曲線，氣井均以8×10³m³的日產(chǎn)氣量投產(chǎn)，井底壓力控制為3MPa，表3中給出了不同生產(chǎn)時(shí)間的日產(chǎn)氣量。從圖4和表3不難看出，頁巖氣井在生產(chǎn)初期的產(chǎn)量遞減異常顯著，根據(jù)國外的頁巖氣藏?cái)?shù)據(jù)資料統(tǒng)計(jì)，頁巖氣井在投產(chǎn)的第1年內(nèi)產(chǎn)量遞減最高在80％以上，以后遞減逐漸減緩。

頁巖氣井投產(chǎn)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(dāng)?shù)貙訅毫档偷揭欢ǔ潭葧r(shí)，頁巖儲(chǔ)層中的吸附氣會(huì)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(shí)考慮了瞬時(shí)解吸和延時(shí)解吸兩種模式，表4中給出了預(yù)測(cè)30a后的累計(jì)產(chǎn)氣量。從圖5中可以看出，在氣井最初投產(chǎn)的3～5 a內(nèi)，發(fā)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(fā)生解吸，根據(jù)圖中的預(yù)測(cè)，氣井生產(chǎn)30a后，吸附氣的解吸作用可以使單井的累計(jì)產(chǎn)氣量提高l0％左右，表明吸附氣的解吸作用對(duì)氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)影響較小，但不能忽略。吸附氣的解吸作用主要發(fā)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(wǎng)格塊尺寸的增加和裂縫導(dǎo)流能力、基質(zhì)巖石滲透率的降低，解吸作用會(huì)變得越來越困難。另外，瞬時(shí)吸附模式假定吸附氣解吸后，壓力能夠瞬間達(dá)到平衡，而延時(shí)吸附模式假定吸附氣解吸后的擴(kuò)散過程遵循Fick擴(kuò)散定律，瞬間吸附模式累計(jì)產(chǎn)氣量比延時(shí)吸附模式高得多(表4)，須謹(jǐn)慎選用瞬時(shí)吸附模式。

頁巖儲(chǔ)層的滲透率極低，一般都要經(jīng)過大規(guī)模體積壓裂，在氣井周圍形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)體系，頁巖氣井才能獲得工業(yè)氣流。圖6展示了上述模型中分段壓裂水平井生產(chǎn)不同時(shí)間后的壓力分布情況，在分段壓裂水平井投產(chǎn)初期，首先采出的是壓裂形成的主裂縫中的游離氣，進(jìn)而采出整個(gè)儲(chǔ)層改造區(qū)域(SRV)內(nèi)的游離氣，當(dāng)生產(chǎn)1a左右時(shí)間后，壓力波及廠SRV區(qū)域的邊緣。在此之前一直是體積壓裂改造形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)向氣井供氣，因此氣井的產(chǎn)量遞減迅速，這與圖4中的產(chǎn)量遞減現(xiàn)象是相吻合的。隨著生產(chǎn)時(shí)間，氣井形成的壓降漏斗隨之增大(圖6)，儲(chǔ)層未被改造到的區(qū)域開始向氣井供氣，隨著游離氣的逐漸采出，儲(chǔ)層中壓力降低，吸附氣開始解吸附(圖5)。頁巖氣井后期的產(chǎn)量雖然較低，但是相對(duì)穩(wěn)定。從圖6-d～f中大致可以看出，當(dāng)氣井生產(chǎn)足夠長時(shí)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(shù)量來提高整個(gè)氣藏的采出程度。

3　裂縫參數(shù)優(yōu)化模擬

頁巖儲(chǔ)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(jì)產(chǎn)氣量的對(duì)比情況，表5和表6分別給出了具體的累計(jì)產(chǎn)氣量。結(jié)合圖7和表5、圖8和表6可以看出，當(dāng)體積壓裂形成的主裂縫較短或分段壓裂的級(jí)數(shù)較少時(shí)，增加主裂縫的長度和分段壓裂的級(jí)數(shù)都可以使累計(jì)產(chǎn)氣量顯著提高。但從模擬結(jié)果來看，當(dāng)裂縫半長超過l00m后，再繼續(xù)增加裂縫的長度，累計(jì)產(chǎn)氣量的增幅越來越小，同樣隨著分段壓裂級(jí)數(shù)的增加，累計(jì)產(chǎn)氣量的增幅也是越來越小的。

常規(guī)氣藏的水力壓裂目的是造長縫，努力溝通遠(yuǎn)井地帶的儲(chǔ)層，增加泄流面積，從而將徑向流改變?yōu)閺牡貙拥饺斯ち芽p和從人工裂縫到井筒的近似雙線性流，最終實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)的目的。而頁巖氣儲(chǔ)層由于基質(zhì)滲透率極低，產(chǎn)量主要來自于裂縫的流動(dòng)，這種雙線性流不會(huì)存在于頁巖氣儲(chǔ)層。因此，頁巖氣儲(chǔ)層壓裂增產(chǎn)改造理念與常規(guī)砂巖氣藏不同。改造時(shí)在地層中形成復(fù)雜裂縫，同時(shí)裂縫網(wǎng)絡(luò)盡可能的延伸——盡量提高改造體積，從而實(shí)現(xiàn)工業(yè)產(chǎn)能。頁巖氣儲(chǔ)層壓裂造成的裂縫網(wǎng)絡(luò)越復(fù)雜，網(wǎng)絡(luò)體積越大，壓后的產(chǎn)量越高，最終的累計(jì)產(chǎn)氣量和采收率也越高。但是當(dāng)這種壓裂規(guī)模增加到一定程度后，再增加其規(guī)模、裂縫復(fù)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(fēng)險(xiǎn)增大。這是兇為頁巖氣儲(chǔ)層基質(zhì)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(chǔ)量較小，因此只能以增加水平井的數(shù)量來提高氣藏的采出程度。北美地區(qū)在開發(fā)頁巖氣藏時(shí)，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(chǔ)量過小的問題^[6]。

體積壓裂形成的裂縫體系是否具有經(jīng)濟(jì)效益，一個(gè)很重要的指標(biāo)是裂縫的導(dǎo)流能力，因此頁巖氣藏的開發(fā)不僅僅依靠復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，還需要裂縫有充分的導(dǎo)流能力。圖9展示了不同裂縫導(dǎo)流系數(shù)條件下的累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)比情況，表7中給出了具體的累計(jì)產(chǎn)氣量，從該圖9和表7中的數(shù)據(jù)可以看出主裂縫導(dǎo)流系數(shù)對(duì)模型的采出程度有較大影響，在其他條件都相同時(shí)，提高壓裂形成主裂縫的導(dǎo)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(dǎo)流系數(shù)，是提高采收率的途徑之一，但從圖9中可以看出，隨著導(dǎo)流系數(shù)的不斷增大，累計(jì)采氣量的增幅越來越小，對(duì)于本文中的數(shù)值模型，當(dāng)裂縫導(dǎo)流系數(shù)達(dá)到9mD·m后，進(jìn)一步增加裂縫的導(dǎo)流能力并不能顯著地提高氣藏的采出程度。

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

4　認(rèn)識(shí)與結(jié)論

1)頁巖氣井的瞬時(shí)吸附模式過高地估計(jì)了吸附氣對(duì)產(chǎn)氣量的貢獻(xiàn)，采用延時(shí)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(shù)量，才能有效地提高頁巖氣藏的采收率。

3)對(duì)于頁巖氣藏，選取異常高壓“甜點(diǎn)”區(qū)鉆井更容易獲得高產(chǎn)頁巖氣井。

4)只有具有充分導(dǎo)流能力的裂縫才可能成為有效裂縫，壓裂出高導(dǎo)流能力的裂縫，不僅可以提高氣藏采收率，同時(shí)還可以減少分段壓裂級(jí)數(shù)，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(kuò)大頁巖氣藏水平井的儲(chǔ)層改造區(qū)域體積(SRV)，以實(shí)現(xiàn)頁巖氣藏的有效開發(fā)。

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本文作者：張小濤  吳建發(fā)  馮曦  鄧惠  楊濟(jì)源

作者單位：中國石油西南油氣出公司勘探開發(fā)研究院