中牟区块过渡相页岩气藏产能分析及压裂参数优选

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 .1577 20 a 15 6 o Gas rate,thicknexs of I8m 1581 Thickness of 18 m 71 Thickness of 20 m 2 Thickness of 22 m Thickness of 24 m 2022 20 2024 2021 2027 Time Time 图4不同厚度的水平井开采效果对比图.()日产气与累计产气量：(b)气体采收率 Fig.4 Comparison of development effects with different reservoir thicknesses:(a)gas rate and cumulative gas;(b)gas recovery 25 (b) 3目 20 6 15 10 -Porosity of 2 Porosity of Porosity of 4 Porosity of 3 Cumulative gs of 2021 Time Time 图5不同孔隙度的水平井开采效果对比图.()日产气与累计产气量：(b)气体采收率 Fig.5 Comparison of development effects with different porosities:(a)gas rate and cumulative gas;(b)gas recovery 同开采，生产后期则主要是开采解吸的气体，导致 的增加，日产气量、累计产气量和采收率均随之增 产能增速度减慢，而气体采收率随着孔隙度的增 加，且变化幅度大，可见页岩气产能对渗透率的敏 加呈下降趋势变化，这是由于孔隙度的增加所引 感性很强，渗透率的变化对页岩气产能的影响十 起的累计产气量的增量小于其所引起的地质储量 分显著.随渗透率的增加，日产气、累计产气量和 的增量，导致即采收率反而降低 气体采收率均大幅度增长.渗透率越高，初始的页 (4)储层渗透率的影响 岩气生产速率也越大，甚至可以维持一定时期的 储层渗透率的影响如图6所示.随着渗透率 初期高产.当渗透率为1×106、5×106和10×106μm2 80 (a)----Cumulative gas,of gm (b) o as of 5010* k1x103 Gas rate,A of 1x 10*um 60 8 k050x10+m 6 40 4 20 2 Time Time 图6不同渗透率的水平并开采效果对比图.(a)日产气与累计产气量：(b)气体采收率 Fig.6 Comparison of development effects with different permeabilities:(a)gas rate and cumulative gas;(b)gas recovery

同开采，生产后期则主要是开采解吸的气体，导致 产能增速度减慢. 而气体采收率随着孔隙度的增 加呈下降趋势变化，这是由于孔隙度的增加所引 起的累计产气量的增量小于其所引起的地质储量 的增量，导致即采收率反而降低. （4）储层渗透率的影响. 储层渗透率的影响如图 6 所示. 随着渗透率 的增加，日产气量、累计产气量和采收率均随之增 加，且变化幅度大，可见页岩气产能对渗透率的敏 感性很强，渗透率的变化对页岩气产能的影响十 分显著. 随渗透率的增加，日产气、累计产气量和 气体采收率均大幅度增长. 渗透率越高，初始的页 岩气生产速率也越大，甚至可以维持一定时期的 初期高产. 当渗透率为 1×10−6、5×10−6 和 10×10−6 μm2 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/(10 4 m3·d−1 ) Time 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 20 15 10 5 Gas recovery/ % (b) Gas rate, thickness of 18 m Cumulative gas, thickness of 24 m Gas rate, thickness of 22 m Cumulative gas, thickness of 20 m Cumulative gas, thickness of 22 m Cumulative gas, thickness of 18 m Gas rate, thickness of 20 m Gas rate, thickness of 24 m Thickness of 18 m Thickness of 22 m Thickness of 20 m Thickness of 24 m 图 4    不同厚度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.4    Comparison of development effects with different reservoir thicknesses: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery 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/(10 4 m3·d−1 ) Time 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 25 20 15 10 5 Gas recovery/ % (b) Gas rate, porosity of 2% Cumulative gas, porosity of 5% Gas rate, porosity of 4% Cumulative gas, porosity of 3% Cumulative gas, porosity of 4% Cumulative gas, porosity of 2% Porosity of 2% Porosity of 4% Porosity of 5% Porosity of 3% Gas rate, porosity of 3% Gas rate, porosity of 5% 图 5    不同孔隙度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.5    Comparison of development effects with different porosities: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery Time 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 12 10 8 4 2 0 0 Cumulative gas/(10 7 m3 ) 6 12 10 8 4 2 6 (a) Gas rate/(10 4 m3·d−1 ) Time 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 80 60 40 20 Gas recovery/ % (b) Gas rate, k of 1×10−6 μm2 Cumulative gas, k of 50×10−6 μm2 Gas rate, k of 10×10−6 μm2 Gas rate, k of 50×10−6 μm2 Cumulative gas, k of 5×10−6 μm2 Cumulative gas, k of 10×10−6 μm2 Cumulative gas, k of 1×10−6 μm2 Gas rate, k of 5×10−6 μm2 k of 1×10−6 μm2 k of 10×10−6 μm2 k of 50×10−6 μm2 k of 5×10−6 μm2 图 6    不同渗透率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.6    Comparison of development effects with different permeabilities: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery 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 · 1577 ·

.1578 工程科学学报，第42卷，第12期 时，生产3~4a后基本进人稳产期，而渗透率为 是增加的幅度不大.另外，由于吸附气含量越高， 10×106um2时，日产气量不断衰减，随渗透率增 它代表页岩储层中有机质对气体的吸附能力就越 大，产能衰减的幅度也越大.从累计产气量和采收 强，要想使气体发生解吸咐并扩散至裂缝到最终 率随渗透率变化的曲线中可以看出，随着渗透率 被开采出来需要更高的能量，在同等开采条件下 的增加，累计产气量增加了近3倍，采收率也由 采收率相对降低 20%增加至70%左右，可见渗透率对储层产能的 2.2水平井产能影响多指标综合分析 重要性，增加页岩气储层的渗透性仍是对其进行 为了综合研究储层参数对页岩气开发效果的 储层改造增加产能的重要手段之一 影响，采用正交试验设计和分析方法来确定产能 (5)储层吸附气含量的影响 影响因素的主次顺序.正交分析法利用标准化的 随页岩储层吸附气含量(C)的增加，累计产 正交表来制定试验方案，基于概率论和数理统计 气量有一定的提高，日产气几乎无变化，而气体采 等数学方法，并结合实践经验来处理多因素的 收率则随之降低，如图7所示. 优化问题，是目前最常用且高效的试验设计方法 由于南华北盆地中牟区块过渡相页岩储层中 之一2 以无机矿物孔和裂缝为主，作为吸附气主要赋存 结合单因素研究结果，采用五因子四水平正 空间的有机孔则少量发育，因此，吸附气含量对累 交表格，选择A(储层埋深)、B(储层厚度)、C(孔 计产气量的贡献率很低，所产气体主要由无机质 隙度)、D(渗透率)和E(吸附气量)5个影响因子， 及裂缝中的游离气所提供.由于有机孔所占有的 各选取4个水平值进行数值模拟研究，如表4所 微弱比例，对日产气量不会有明显的影响，但是随 示，综合储层埋深、储层厚度、孔隙度、渗透率和 着吸附气的不断解吸，最终的累计产气量还是会 吸附气量的影响来研究页岩气藏的产能 由于页岩储层吸附气含量的增加而有所增加，只 表5中，L、L2、L3、L4分别表示不同水平所对 10 4 20 (b) 3 E 6 2 10 Gas rate,Co of Im Gas rate,C of 1.7 m 急 Gus rate,C.of 24 ----Cumula 1m-4 -C.of l m 2 ----Cumulative gas,C of 1.7 mM C.of 1.7m'r Cumulative gas,C of 2.4 m C of2.4 m -Cumulative gas,C of3.1 m Chof 3.1m 202 022 0 Time Time 图7不同吸附气含量的水平井开采效果对比图.()日产气与累计产气量：(b)气体采收率 Fig.7 Comparison of development effects with different adsorbed gas contents:(a)gas rate and cumulative gas;(b)gas recovery 表4水平井开采页岩气的储层参数正交设计表 Table 4 Orthogonal optimization design of reservoir parameters for horizontal well exploitation 影响因子 Levels A B C E Productivity/(107m3) Buried depth/m Thickness/m Porosity/%Fracture permeability/(103 um2) Adsorbed gas content/(m't) 1 1 1 1 1 1.60497 2 1 2 2 2 2 4.05602 3 6.60769 … 14 2 3 1 3.05960 公 3 7.60656 16 4 4 1 5.29045

时，生产 3～4 a 后基本进入稳产期，而渗透率为 10×10−6 μm2 时，日产气量不断衰减，随渗透率增 大，产能衰减的幅度也越大. 从累计产气量和采收 率随渗透率变化的曲线中可以看出，随着渗透率 的增加，累计产气量增加了近 3 倍，采收率也由 20% 增加至 70% 左右，可见渗透率对储层产能的 重要性，增加页岩气储层的渗透性仍是对其进行 储层改造增加产能的重要手段之一. （5）储层吸附气含量的影响. 随页岩储层吸附气含量（Cag）的增加，累计产 气量有一定的提高，日产气几乎无变化，而气体采 收率则随之降低，如图 7 所示. 由于南华北盆地中牟区块过渡相页岩储层中 以无机矿物孔和裂缝为主，作为吸附气主要赋存 空间的有机孔则少量发育，因此，吸附气含量对累 计产气量的贡献率很低，所产气体主要由无机质 及裂缝中的游离气所提供. 由于有机孔所占有的 微弱比例，对日产气量不会有明显的影响，但是随 着吸附气的不断解吸，最终的累计产气量还是会 由于页岩储层吸附气含量的增加而有所增加，只 是增加的幅度不大. 另外，由于吸附气含量越高， 它代表页岩储层中有机质对气体的吸附能力就越 强，要想使气体发生解吸咐并扩散至裂缝到最终 被开采出来需要更高的能量，在同等开采条件下 采收率相对降低. 2.2    水平井产能影响多指标综合分析 为了综合研究储层参数对页岩气开发效果的 影响，采用正交试验设计和分析方法来确定产能 影响因素的主次顺序. 正交分析法利用标准化的 正交表来制定试验方案，基于概率论和数理统计 等数学方法，并结合实践经验来处理多因素的 优化问题，是目前最常用且高效的试验设计方法 之一[25] . 结合单因素研究结果，采用五因子四水平正 交表格，选择 A（储层埋深）、B（储层厚度）、C（孔 隙度）、D（渗透率）和 E（吸附气量）5 个影响因子， 各选取 4 个水平值进行数值模拟研究，如表 4 所 示，综合储层埋深、储层厚度、孔隙度、渗透率和 吸附气量的影响来研究页岩气藏的产能. 表 5 中，L1、L2、L3、L4 分别表示不同水平所对 表 4 水平井开采页岩气的储层参数正交设计表 Table 4 Orthogonal optimization design of reservoir parameters for horizontal well exploitation Levels 影响因子 Productivity/（107 m 3 ） A Buried depth/m B Thickness/m C Porosity/% D Fracture permeability/(10−3 μm2 ) E Adsorbed gas content/(m3 ∙t−1) 1 1 1 1 1 1 1.60497 2 1 2 2 2 2 4.05602 3 1 3 3 3 3 6.60769 … … …… … … … … 14 4 2 3 1 4 3.05960 15 4 3 2 4 1 7.60656 16 4 4 1 3 2 5.29045 Time 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 10 8 4 2 0 0 Cumulative gas/(10 7 m3 ) 6 4 3 1 2 (a) 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/ % (b) Gas rate, Cag of 1 m3 ∙t −1 Gas rate, Cag of 2.4 m3 ∙t −1 Gas rate, Cag of 1.7 m3 ∙t −1 Gas rate, Cag of 3.1 m3 ∙t −1 Cag of 1 m3 ∙t −1 Cag of 2.4 m3 ∙t −1 Cag of 1.7 m3 ∙t −1 Cag of 3.1 m3 ∙t −1 Cumulative gas, Cag of 1 m3 ∙t −1 Cumulative gas, Cag of 2.4 m3 ∙t −1 Cumulative gas, Cag of 1.7 m3 ∙t −1 Cumulative gas, Cag of 3.1 m3 ∙t −1 图 7    不同吸附气含量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.7    Comparison of development effects with different adsorbed gas contents: (a) gas rate and cumulative gas; (b) gas recovery · 1578 · 工程科学学报，第 42 卷，第 12 期