中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选

工程科学学报 Chinese Journal of Engineering 中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选 唐帅朱维耀张金川 Production analysis and fracturing parameter optimization of shale gas from Zhongmou Block in southern North China Basin TANG Shuai.ZHU Wei-yao,ZHANG Jin-chuan 引用本文： 唐帅，朱维耀，张金川.中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选.工程科学学报，2020.42(12外：1573-1587.doi: 10.13374-issn2095-9389.2020.04.10.002 TANG Shuai,ZHU Wei-yao,ZHANG Jin-chuan.Production analysis and fracturing parameter optimization of shale gas from Zhongmou Block in southern North China Basin[J].Chinese Journal of Engineering,2020,42(12):1573-1587.doi: 10.13374j.issn2095-9389.2020.04.10.002 在线阅读View online::htps/ldoi.org10.13374.issn2095-9389.2020.04.10.002 您可能感兴趣的其他文章 Articles you may be interested in 复杂压裂缝网页岩气储层压力传播动边界研究 Moving boundary analysis of fractured shale gas reservoir 工程科学学报.2019,4111：1387htps:loi.org10.13374.issn2095-9389.2019.06.21.002 基于微观机理的页岩气运移分析 Micro-mechanism analysis of shale gas migration 工程科学学报.2018,40(2：136 https:loi.org10.13374j.issn2095-9389.2018.02.002 卧式喷淋塔烟气脱硫的数值模拟 Numerical simulation of flue gas desulfurization by horizontal spray tower 工程科学学报.2018,40(1：17 https:/1doi.org/10.13374.issn2095-9389.2018.01.003 棒式文丘里除尘器气液两相流阻力特性 Resistance characteristics of gas-liquid two-phase flow in stick venturi scrubbers 工程科学学报.2017,393：449 https:1doi.org10.13374.issn2095-9389.2017.03.018 π型向心径向流吸附器气固两相模型传热传质特性 Heat and mass transfer characteristics of the gassolid two-phase model in a m-shaped centripetal radial flow adsorber 工程科学学报.2019,41(11：1473htps:1doi.org10.13374.issn2095-9389.2019.03.26.001 连铸坯脱氢退火数值模拟 Numerical simulation of dehydrogenation annealing in bloom 工程科学学报.2020,42(7)：862htps/1doi.org10.13374.issn2095-9389.2020.03.16.003

中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选 唐帅 朱维耀 张金川 Production analysis and fracturing parameter optimization of shale gas from Zhongmou Block in southern North China Basin TANG Shuai, ZHU Wei-yao, ZHANG Jin-chuan 引用本文: 唐帅, 朱维耀, 张金川. 中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选[J]. 工程科学学报, 2020, 42(12): 1573-1587. doi: 10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.10.002 TANG Shuai, ZHU Wei-yao, ZHANG Jin-chuan. Production analysis and fracturing parameter optimization of shale gas from Zhongmou Block in southern North China Basin[J]. Chinese Journal of Engineering, 2020, 42(12): 1573-1587. doi: 10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.10.002 在线阅读 View online: https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.10.002 您可能感兴趣的其他文章 Articles you may be interested in 复杂压裂缝网页岩气储层压力传播动边界研究 Moving boundary analysis of fractured shale gas reservoir 工程科学学报. 2019, 41(11): 1387 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2019.06.21.002 基于微观机理的页岩气运移分析 Micro-mechanism analysis of shale gas migration 工程科学学报. 2018, 40(2): 136 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2018.02.002 卧式喷淋塔烟气脱硫的数值模拟 Numerical simulation of flue gas desulfurization by horizontal spray tower 工程科学学报. 2018, 40(1): 17 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2018.01.003 棒式文丘里除尘器气液两相流阻力特性 Resistance characteristics of gas-liquid two-phase flow in stick venturi scrubbers 工程科学学报. 2017, 39(3): 449 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2017.03.018 π型向心径向流吸附器气固两相模型传热传质特性 Heat and mass transfer characteristics of the gassolid two-phase model in a π-shaped centripetal radial flow adsorber 工程科学学报. 2019, 41(11): 1473 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2019.03.26.001 连铸坯脱氢退火数值模拟 Numerical simulation of dehydrogenation annealing in bloom 工程科学学报. 2020, 42(7): 862 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2020.03.16.003

工程科学学报.第42卷，第12期：1573-1587.2020年12月 Chinese Journal of Engineering,Vol.42,No.12:1573-1587,December 2020 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.10.002;http://cje.ustb.edu.cn 中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选 唐帅)，朱维耀)区，张金川2 1)北京科技大学土木与资源工程学院，北京1000832)中国地质大学（北京）能源学院，北京100083 ☒通信作者，E-mail:weiyaook@sina.com 摘要南华北盆地中牟区块页岩气是海陆过渡相页岩气的典型代表，以地质模型为基础，结合理论分析和数值模拟手段， 研究了不同储层参数对水平井开采页岩气的采收率、日产气量以及累计产气量的影响规律，通过正交设计与多指标分析方 法确定了影响页岩气产能的主控因素，考虑各主控因素与页岩气产能的关系，建立了水平井压裂条件下的累计产气量和页岩 气采收率方程.针对目标压裂层段，对比分析了不同压裂参数条件下的页岩气产能变化，指出水平井段长度和动用程度是决 定产能大小的主要参数.在一定的压裂级数条件下，裂缝长度的增加可以有效沟通裂缝，从而提高产能.以净现值大于0和 收益率达到8%~12%作为经济评价指标，优选了3类海陆过渡相页岩气压裂参数. 关键词页岩气：海陆过渡相：数值模拟：产能：压裂参数优选：经济评价：方案设计 分类号TE32 Production analysis and fracturing parameter optimization of shale gas from Zhongmou Block in southern North China Basin TANG Shuai,ZHU Wei-vao,ZHANG Jin-chuan 1)Civil and Resource Engineering School,University of Science and Technology Beijing,Beijing 100083,China 2)School of Energy Resources,China University of Geosciences(Beijing),Beijing 100083.China Corresponding author,E-mail:weiyaook@sina.com ABSTRACT Shale gas is a type of unconventional natural gas that can be accumulated in a large area in tight shale and has self- generation and self-storage abilities.The low porosity and low permeability characteristics of shale make its development under natural conditions poor,and large-scale stimulations of its production are needed to achieve economic benefits.Due to the complex geological tectonic conditions in China,three types of organic-rich shale strata,namely,marine facies,marine-continental facies,and continental facies,are developed during the multicycle tectonic evolution.China has made important breakthroughs in the exploration and development of marine shale gas.Considerable effort has also been invested in the exploration of continental shale gas.The exploration and research of marine-continental transitional shale have gradually attracted people's attention.Marine-continental transitional shales are of importance to the shale gas field.However,research on transitional shale gas exploitation is still in its infancy,and this topic needs to be urgently discussed and solved.Shale gas exploitation seriously restricts the development level of shale gas in China.The shale gas in the Zhongmou Block of the southern North China Basin is a typical representative of marine-continental transitional shale gas,with good gas resources and development prospects.In this study,based on a geologic model,the influences of different reservoir parameters on oil recovery,daily gas production,and cumulative gas production were examined through the integration of theoretical analyses and numerical simulations.The main factors affecting the gas production capacity of shale were determined by an orthogonal design and multi-index analysis.Considering the relationship between main control factors and shale gas production capacity,the cumulative gas 收稿日期：202004-10 基金项目：中央高校基本科研业务费专项资金资助项目(FRF-TP-20-007A1)

中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选 唐    帅1)，朱维耀1) 苣，张金川2) 1) 北京科技大学土木与资源工程学院，北京 100083    2) 中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083 苣通信作者，E-mail：weiyaook@sina.com 摘    要    南华北盆地中牟区块页岩气是海陆过渡相页岩气的典型代表，以地质模型为基础，结合理论分析和数值模拟手段， 研究了不同储层参数对水平井开采页岩气的采收率、日产气量以及累计产气量的影响规律，通过正交设计与多指标分析方 法确定了影响页岩气产能的主控因素，考虑各主控因素与页岩气产能的关系，建立了水平井压裂条件下的累计产气量和页岩 气采收率方程. 针对目标压裂层段，对比分析了不同压裂参数条件下的页岩气产能变化，指出水平井段长度和动用程度是决 定产能大小的主要参数. 在一定的压裂级数条件下，裂缝长度的增加可以有效沟通裂缝，从而提高产能. 以净现值大于 0 和 收益率达到 8%～12% 作为经济评价指标，优选了 3 类海陆过渡相页岩气压裂参数. 关键词    页岩气；海陆过渡相；数值模拟；产能；压裂参数优选；经济评价；方案设计 分类号    TE32 Production analysis and fracturing parameter optimization of shale gas from Zhongmou Block in southern North China Basin TANG Shuai1) ，ZHU Wei-yao1) 苣 ，ZHANG Jin-chuan2) 1) Civil and Resource Engineering School, University of Science and Technology Beijing, Beijing 100083, China 2) School of Energy Resources, China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China 苣 Corresponding author, E-mail: weiyaook@sina.com ABSTRACT    Shale  gas  is  a  type  of  unconventional  natural  gas  that  can  be  accumulated  in  a  large  area  in  tight  shale  and  has  self￾generation and self-storage abilities. The low porosity and low permeability characteristics of shale make its development under natural conditions poor, and large-scale stimulations of its production are needed to achieve economic benefits. Due to the complex geological tectonic conditions in China, three types of organic-rich shale strata, namely, marine facies, marine-continental facies, and continental facies,  are  developed  during  the  multicycle  tectonic  evolution.  China  has  made  important  breakthroughs  in  the  exploration  and development of marine shale gas. Considerable effort has also been invested in the exploration of continental shale gas. The exploration and research of marine-continental transitional shale have gradually attracted people ’s attention. Marine-continental transitional shales are of importance to the shale gas field. However, research on transitional shale gas exploitation is still in its infancy, and this topic needs to be urgently discussed and solved. Shale gas exploitation seriously restricts the development level of shale gas in China. The shale gas in the Zhongmou Block of the southern North China Basin is a typical representative of marine-continental transitional shale gas, with good gas resources and development prospects. In this study, based on a geologic model, the influences of different reservoir parameters on oil recovery, daily gas production, and cumulative gas production were examined through the integration of theoretical analyses and numerical simulations. The main factors affecting the gas production capacity of shale were determined by an orthogonal design and multi-index analysis. Considering the relationship between main control factors and shale gas production capacity, the cumulative gas 收稿日期: 2020−04−10 基金项目: 中央高校基本科研业务费专项资金资助项目（FRF-TP-20-007A1） 工程科学学报，第 42 卷，第 12 期：1573−1587，2020 年 12 月 Chinese Journal of Engineering, Vol. 42, No. 12: 1573−1587, December 2020 https://doi.org/10.13374/j.issn2095-9389.2020.04.10.002; http://cje.ustb.edu.cn

.1574 工程科学学报，第42卷，第12期 production and shale gas recovery equations under the horizontal fracturing condition were established.For the target fracturing zones. the shale gas productions under different fracturing parameters were compared and analyzed,which shows that the horizontal length and producing degree are the main parameters that determine the production capacity.In a certain fracturing condition,the increase in fracture length can effectively communicate natural cracks,thereby increasing production capacity.Taking a net present value greater than 0 and a yield rate ranging from 8%to 12%as the economic evaluation indices,three types of fracturing parameters are optimized for the marine-continental transitional shales. KEY WORDS shale gas;transitional facies;numerical simulation:gas productivity:fracturing parameter optimization;economic evaluation;schematic design 页岩气是储存在致密页岩中且具备自生自储 态存在，而页岩储层中的气体则主要以吸附态存 能力、可以大面积成藏的一种非常规天然气，主要 在，吸附量越多，稳产时间越长，页岩气的产能越大 以吸附或游离状态赋存于泥页岩层系中-刘页岩 对海陆过渡相页岩产能影响因素进行针对性的系 储层低孔、低渗的物理特性使其在自然条件下开 统研究，是研究过渡相页岩开发理论的基础，也是 采效果不佳，常规气藏的渗流理论不能直接指导 目前亟待解决的认识难题 页岩气藏开发，需要一定大规模的增产改造措施 南华北盆地中牟区块页岩气是海陆过渡相页 才能达到经济开采的效果)目前，水平钻井与分 岩气的典型代表，地质研究证实南华北盆地石炭- 段压裂相结合的技术被广泛应用于页岩气的开 二叠纪发育一套海陆交互相的沉积地层，暗色泥 采，利用水平井可以增加井筒与油藏的接触面 页岩分布广泛，沉积厚度大.认为其页岩气资源条 积，尽可能地沟通储层与井之间的气体渗流通道， 件较好，具有一定的开发前景8牟页1井是河 从而提高页岩气的产量和最终采收率阿 南省首口页岩气井，本文以南华北盆地中牟区块 与国外页岩储层相比，中国的地质构造条件 过渡相页岩为研究对象，基于牟页1井所提供的 更为复杂，经历了多旋回构造演化，发育了海相、 地质资料建立模型，通过数值模拟手段研究了不 陆相以及海陆过渡相3类页岩层系6刀.目前，中 同储层参数对页岩气产能的影响规律，确定影响 国海相页岩气的勘探与开发取得了突破性进展： 页岩气藏开采的主控因素，修正了水平井开采页 在陆相页岩气的勘探和开发方面学者们也投入了 岩气的产能方程.同时，模拟了不同储层条件及开 大量研究精力；而针对海陆过渡相页岩的研究工 采制度下的页岩气开采情况，并结合经济评价界 作进度比较缓慢⑧-)，对过渡相页岩气的开发尚未 限指标，优选了最佳储层条件，优化了开采制度 取得突破性进展.在页岩气聚集成藏的过程中，会 为我国海陆过渡相页岩气的高效开发提供一定的 受到埋藏深度的影响同时，页岩的厚度关系着 理论支撑和科学依据 页岩的存储，一般认为页岩厚度较大时，地层的封 1模型建立 盖能力更强，更有利于页岩气成藏，保证充足的储 渗空间和有机质)，进而保证页岩的压裂改造效 为了数值模拟与气藏工程优化设计需要，对 果6，而且埋深和厚度也影响着开发井网的部署) 研究区块目标产层进行了数模模型粗化和提取 除了孔隙度、渗透率这类制约常规天然气储层开 在数模模型粗化过程中，重点参考了国内外页岩 采的因素以外，页岩气的开发还会受到吸附气含 气藏的水平井单控面积（表1），选取了以牟页1井 量的影响.常规天然气储层中气体主要以游离状 (MY-1)为中心的东西1600m、南北700m作为数 表1国内外典型页岩气藏的并网井距范围啊 Table 1 Well spacing ranges of typical shale gas reservoirs at home and abroad Block Horizontal length/m Well control area/km Average well control area/km' Average well spacing/m Barnett 1219 0.24-0.65 0.45 280 Haynesville 1402 0.16-2.27 0.5 260 Marcellus 1128 0.16-0.65 0.42 260 Eagle Ford 1494 0.32-2.59 0.6 300 South Sichuan 1448 0.36-1.10 0.65 400-500

production and shale gas recovery equations under the horizontal fracturing condition were established. For the target fracturing zones, the shale gas productions under different fracturing parameters were compared and analyzed, which shows that the horizontal length and producing  degree  are  the  main  parameters  that  determine  the  production  capacity.  In  a  certain  fracturing  condition,  the  increase  in fracture length can effectively communicate natural cracks, thereby increasing production capacity. Taking a net present value greater than 0 and a yield rate ranging from 8% to 12% as the economic evaluation indices, three types of fracturing parameters are optimized for the marine-continental transitional shales. KEY  WORDS    shale  gas； transitional  facies； numerical  simulation； gas  productivity； fracturing  parameter  optimization； economic evaluation；schematic design 页岩气是储存在致密页岩中且具备自生自储 能力、可以大面积成藏的一种非常规天然气，主要 以吸附或游离状态赋存于泥页岩层系中[1−2] . 页岩 储层低孔、低渗的物理特性使其在自然条件下开 采效果不佳，常规气藏的渗流理论不能直接指导 页岩气藏开发，需要一定大规模的增产改造措施 才能达到经济开采的效果[3] . 目前，水平钻井与分 段压裂相结合的技术被广泛应用于页岩气的开 采[4] ，利用水平井可以增加井筒与油藏的接触面 积，尽可能地沟通储层与井之间的气体渗流通道， 从而提高页岩气的产量和最终采收率[5] . 与国外页岩储层相比，中国的地质构造条件 更为复杂，经历了多旋回构造演化，发育了海相、 陆相以及海陆过渡相 3 类页岩层系[6−7] . 目前，中 国海相页岩气的勘探与开发取得了突破性进展； 在陆相页岩气的勘探和开发方面学者们也投入了 大量研究精力；而针对海陆过渡相页岩的研究工 作进度比较缓慢[8−13] ，对过渡相页岩气的开发尚未 取得突破性进展. 在页岩气聚集成藏的过程中，会 受到埋藏深度的影响[14] . 同时，页岩的厚度关系着 页岩的存储，一般认为页岩厚度较大时，地层的封 盖能力更强，更有利于页岩气成藏，保证充足的储 渗空间和有机质[15] ，进而保证页岩的压裂改造效 果[16] ，而且埋深和厚度也影响着开发井网的部署[17] . 除了孔隙度、渗透率这类制约常规天然气储层开 采的因素以外，页岩气的开发还会受到吸附气含 量的影响. 常规天然气储层中气体主要以游离状 态存在，而页岩储层中的气体则主要以吸附态存 在，吸附量越多，稳产时间越长，页岩气的产能越大[14] . 对海陆过渡相页岩产能影响因素进行针对性的系 统研究，是研究过渡相页岩开发理论的基础，也是 目前亟待解决的认识难题. 南华北盆地中牟区块页岩气是海陆过渡相页 岩气的典型代表，地质研究证实南华北盆地石炭－ 二叠纪发育一套海陆交互相的沉积地层，暗色泥 页岩分布广泛，沉积厚度大. 认为其页岩气资源条 件较好，具有一定的开发前景[18−19] . 牟页 1 井是河 南省首口页岩气井，本文以南华北盆地中牟区块 过渡相页岩为研究对象，基于牟页 1 井所提供的 地质资料建立模型，通过数值模拟手段研究了不 同储层参数对页岩气产能的影响规律，确定影响 页岩气藏开采的主控因素，修正了水平井开采页 岩气的产能方程. 同时，模拟了不同储层条件及开 采制度下的页岩气开采情况，并结合经济评价界 限指标，优选了最佳储层条件，优化了开采制度. 为我国海陆过渡相页岩气的高效开发提供一定的 理论支撑和科学依据. 1    模型建立 为了数值模拟与气藏工程优化设计需要，对 研究区块目标产层进行了数模模型粗化和提取. 在数模模型粗化过程中，重点参考了国内外页岩 气藏的水平井单控面积（表 1），选取了以牟页 1 井 （MY-1）为中心的东西 1600 m、南北 700 m 作为数 表 1 国内外典型页岩气藏的井网井距范围[8] Table 1 Well spacing ranges of typical shale gas reservoirs at home and abroad[8] Block Horizontal length/m Well control area/km2 Average well control area/km2 Average well spacing/m Barnett 1219 0.24–0.65 0.45 280 Haynesville 1402 0.16–2.27 0.5 260 Marcellus 1128 0.16–0.65 0.42 260 Eagle Ford 1494 0.32–2.59 0.6 300 South Sichuan 1448 0.36–1.10 0.65 400–500 · 1574 · 工程科学学报，第 42 卷，第 12 期

唐帅等：中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选 1575 模模型工区 气含量0.78m3t,游离气含量1.19m3t,总含气量 1.1粗化模型网格划分 1.97m3t,含水饱和度47.6%，束缚水饱和度1%. 为准确表征储层平面与纵向非均质情况，将 2产能影响因素分析 模型的x、y、:3个方向网格距离设置为50、50和 2m:总的网格数为：32×14×10=4480（图1）. CMG数值模拟软件的GEM模型可用于模拟 1.2属性模型粗化 页岩气藏开发的敏感性分析20-2为了研究储层 根据精细地质模型和粗化后的数模模型网格 参数对水平井压裂开采页岩气的产能的影响规 分布，利用算数加权算法，对主要储层物性参数， 律，将Petrel建立的实际地质模型导入到CMG组 包括总孔隙度、有效孔隙度、吸附气含量、游离气 分模型，对中牟区块页岩储层进行水平井压裂开 含量、总含气量、束缚水饱和度等进行了数模属 采的生产情况开展数值模拟研究，分析了不同储 性模型粗化，如图2所示 层参数对水平井开采页岩气产能的影响规律，模 从粗化结果可见，该20m的气层总孔隙度平均 拟时使用的储层参数见表2.通过多指标综合分析 2.6%,纵向差异较小，页岩有效孔隙度0.7%，吸附 进一步确定储层参数影响因素的主次顺序，对主 (a) (b) MY-I 合 图1模型网格划分.(a)平面网格划分：(b)纵向网格划分 Fig.1 Model meshing:(a)plane meshing;(b)vertical meshing (b) c) d ga (d)Fre e ible 图2数模属性模型粗化结果.(a)总孔隙度：(b)有效孔隙度：(c)吸附气含量：(d)游离气含量：(e)总含气量：(f)束缚水饱和度 Fig.2 Attribute model coarsening for numerical modeling:(a)total porosity:(b)effective porosity;(c)adsorbed gas content,(d)free gas content. (e)total gas content;(f)irreducible water saturation

模模型工区. 1.1    粗化模型网格划分 为准确表征储层平面与纵向非均质情况，将 模型的 x、y、z 3 个方向网格距离设置为 50、50 和 2 m；总的网格数为：32×14×10=4480（图 1）. 1.2    属性模型粗化 根据精细地质模型和粗化后的数模模型网格 分布，利用算数加权算法，对主要储层物性参数， 包括总孔隙度、有效孔隙度、吸附气含量、游离气 含量、总含气量、束缚水饱和度等进行了数模属 性模型粗化，如图 2 所示. 从粗化结果可见，该 20 m 的气层总孔隙度平均 2.6%，纵向差异较小，页岩有效孔隙度 0.7%，吸附 气含量 0.78 m3 ·t−1，游离气含量 1.19 m3 ·t−1，总含气量 1.97 m3 ·t−1，含水饱和度 47.6%，束缚水饱和度 1%. 2    产能影响因素分析 CMG 数值模拟软件的 GEM 模型可用于模拟 页岩气藏开发的敏感性分析[20−24] . 为了研究储层 参数对水平井压裂开采页岩气的产能的影响规 律，将 Petrel 建立的实际地质模型导入到 CMG 组 分模型，对中牟区块页岩储层进行水平井压裂开 采的生产情况开展数值模拟研究，分析了不同储 层参数对水平井开采页岩气产能的影响规律，模 拟时使用的储层参数见表 2. 通过多指标综合分析 进一步确定储层参数影响因素的主次顺序，对主 MY-1 (a) (b) z y x y x 图 1    模型网格划分. （a）平面网格划分；（b）纵向网格划分 Fig.1    Model meshing: (a) plane meshing; (b) vertical meshing MY-1 MY-1 2.60 (a) Total potosity/% (b) Effective porosity/% 0.95 0.85 0.75 0.65 0.55 0.45 0.35 MY-1 MY-1 1.00 Adsorbed gas content/(m3 ·t−1 (c) ) (d) 0.80 0.60 0.40 0.20 0 2.00 Free gas content/(m3 ·t−1) 1.60 1.20 0.80 0.40 0 MY-1 MY-1 Total gas content/(m3 ·t−1 (e) ) (f) 0 1.70 1.50 Irreducible water saturation/% 1.30 1.10 0.70 0.90 0.50 2.00 1.60 1.20 0.80 0.40 0.30 图 2    数模属性模型粗化结果. （a）总孔隙度；（b）有效孔隙度；（c）吸附气含量；（d）游离气含量；（e）总含气量；（f）束缚水饱和度 Fig.2     Attribute  model  coarsening  for  numerical  modeling:  (a)  total  porosity;  (b)  effective  porosity; (c)  adsorbed  gas  content;  (d)  free  gas  content; (e) total gas content; (f) irreducible water saturation 唐    帅等： 中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选 · 1575 ·

1576 工程科学学报，第42卷，第12期 表2储层模拟参数表 日产气量在生产初期随埋深的增加而增加，后期 Table 2 Reservoir simulation parameters 的生产速率趋于稳定，几乎不受储层埋深的影响 Parameter Numerical value 累计产气量和气体采收率随储层埋深的增加而 Depth/m 2930 增大.这是由于开采初期随着埋深的增大，页岩气 Horizontal well length/m 1000 的解吸所引起的基质收缩而产生的渗透率增加量 Shale density/(kg'm) 2695 大于有效应力的增加所引起的裂隙压缩而产生的 Gas viscosity/(Pa's) 2.01×10-3 渗透率减小量；而开采后期随着埋深的增大，页岩 Porosity/% 2.6 气解吸导致基质收缩所引起的渗透率增加量则小 Matrix permeability/(10 um) 1.5×10 于有效应力增加导致裂隙压缩所引起的渗透率减 Fracture permeability/(10 um2) 3.25×10-2 小量.而累计产气量和采收率随埋深的增加而增 Initial reservoir pressure/MPa 41.51 加，说明在页岩气解吸和有效应力的综合作用下 Temperature/K 343.15 渗透率随埋深的增加在整体上还是呈一定的正相 关关系，从而导致累计产气量和气体采收率也随 控因素的影响规律进行深入研究，最终建立水平 之增加 井开采页岩储层的产能预测模型 (2)储层厚度的影响. 2.1页岩储层参数敏感性单因素分析 储层厚度的影响的数值模拟结果如图4所示， 模拟分析了不同储层埋深、储层厚度、孔隙 可以发现，页岩储层厚度对水平井开采条件下的 度、渗透率及吸附气含量5个主控因素对页岩气 页岩气产能的影响也是十分均匀的.随着储层厚 开发效果的影响（表3） 度的增加，水平井开采页岩储层的日产量和累计 产气量也随之增加，而气体采收率则随厚度的增 表3模拟参数因子水平表 加而减少.这是由于页岩储层厚度的增加主要是 Table 3 Levels of the impact factors for reservoir simulation 导致垂向方向上的页岩气储量增加，对平面空间 Impact factors 内的气体流动没有影响 Levels Buried Thickness/Porosity/Permeability/Adsorbed gas depth/m (3)储层孔隙度的影响 m e (10μm)content//(m't) 1 2600 2 1 1.0 水平井开采页岩气时，在生产初期，页岩气生 2 2700 20 3 5 1.7 产速率随孔隙度的增加而增加，但随着页岩气的 2800 22 4 10 2.4 生产，日产气的增量逐渐变小，并趋于平稳.从累 2900 100 3.1 计产气量曲线中也可以发现，累计产气量随页岩 储层孔隙度的增加而不断增加（图5）.在页岩气开 (1)储层埋深的影响 发初期，随孔隙度的增加，累计产气量的增长速率 水平井开采页岩储层时，储层埋深对页岩气开 越快，后期速率减慢，有逐渐平稳的趋势，这是由 采效果的影响如图3所示.随着储层埋深的增加， 于初期页岩气的产出主要是游离气和吸附气的共 10 20 (b) 8 15 6 10 4 0 Depth ot 2 U m 2 Depth ot 2900 m Cumulative gas depth of 2900 m 202 202 023 025 02 2027 0 2029 030 2028 2030 0 Time Time 图3不同埋深的水平井开采效果对比图.(a)日产气与累计产气量(b)气体采收率 Fig.3 Comparison of development effects with different buried depths:(a)gas rate and cumulative gas;(b)gas recovery

控因素的影响规律进行深入研究，最终建立水平 井开采页岩储层的产能预测模型. 2.1    页岩储层参数敏感性单因素分析 模拟分析了不同储层埋深、储层厚度、孔隙 度、渗透率及吸附气含量 5 个主控因素对页岩气 开发效果的影响（表 3）. （1）储层埋深的影响. 水平井开采页岩储层时，储层埋深对页岩气开 采效果的影响如图 3 所示. 随着储层埋深的增加， 日产气量在生产初期随埋深的增加而增加，后期 的生产速率趋于稳定，几乎不受储层埋深的影响. 累计产气量和气体采收率随储层埋深的增加而 增大. 这是由于开采初期随着埋深的增大，页岩气 的解吸所引起的基质收缩而产生的渗透率增加量 大于有效应力的增加所引起的裂隙压缩而产生的 渗透率减小量；而开采后期随着埋深的增大，页岩 气解吸导致基质收缩所引起的渗透率增加量则小 于有效应力增加导致裂隙压缩所引起的渗透率减 小量. 而累计产气量和采收率随埋深的增加而增 加，说明在页岩气解吸和有效应力的综合作用下 渗透率随埋深的增加在整体上还是呈一定的正相 关关系，从而导致累计产气量和气体采收率也随 之增加. （2）储层厚度的影响. 储层厚度的影响的数值模拟结果如图 4 所示， 可以发现，页岩储层厚度对水平井开采条件下的 页岩气产能的影响也是十分均匀的. 随着储层厚 度的增加，水平井开采页岩储层的日产量和累计 产气量也随之增加，而气体采收率则随厚度的增 加而减少. 这是由于页岩储层厚度的增加主要是 导致垂向方向上的页岩气储量增加，对平面空间 内的气体流动没有影响. （3）储层孔隙度的影响. 水平井开采页岩气时，在生产初期，页岩气生 产速率随孔隙度的增加而增加，但随着页岩气的 生产，日产气的增量逐渐变小，并趋于平稳. 从累 计产气量曲线中也可以发现，累计产气量随页岩 储层孔隙度的增加而不断增加（图 5）. 在页岩气开 发初期，随孔隙度的增加，累计产气量的增长速率 越快，后期速率减慢，有逐渐平稳的趋势，这是由 于初期页岩气的产出主要是游离气和吸附气的共 表 2    储层模拟参数表 Table 2    Reservoir simulation parameters Parameter Numerical value Depth/m 2930 Horizontal well length/m 1000 Shale density/(kg·m−3) 2695 Gas viscosity/(Pa·s) 2.01×10−5 Porosity/% 2.6 Matrix permeability/(10−3 μm2 ) 1.5×10−4 Fracture permeability/(10−3 μm2 ) 3.25×10−2 Initial reservoir pressure/MPa 41.51 Temperature/K 343.15 表 3    模拟参数因子水平表 Table 3    Levels of the impact factors for reservoir simulation Levels Impact factors Buried depth/m Thickness/ m Porosity/ % Permeability/ (10−6 μm2 ) Adsorbed gas content/(m3 ∙t−1) 1 2600 18 2 1 1.0 2 2700 20 3 5 1.7 3 2800 22 4 10 2.4 4 2900 24 5 100 3.1 Time 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 10 8 4 2 0 4 3 2 1 0 Cumulative gas/(10 7 m3 ) 6 (a) Gas rate, depth of 2600 m Cumulative gas, depth of 2900 m Gas rate, depth of 2800 m Cumulative gas, depth of 2700 m Cumulative gas, depth of 2800 m Cumulative gas, depth of 2600 m Gas rate, depth of 2700 m Gas rate, depth of 2900 m Gas rate/(10 4 m3·d−1 ) Time 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 20 15 10 5 Gas recovery/ % Depth of 2600 m Depth of 2800 m Depth of 2700 m Depth of 2900 m (b) 图 3    不同埋深的水平井开采效果对比图. （a）日产气与累计产气量；（b）气体采收率 Fig.3    Comparison of development effects with different buried depths: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery · 1576 · 工程科学学报，第 42 卷，第 12 期