页岩气水平井动态评价方法

刘晓华 邹春梅 姜艳东 翟振宇

（1.中国地质大学，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007）

页岩气水平井动态评价方法

刘晓华1，2邹春梅2姜艳东2翟振宇2

（1.中国地质大学，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007）

页岩气在储层特征、渗流机理、完井工艺和动态特征等方面有别于常规气藏。我国页岩气开发处于探索阶段，总结国外页岩气井动态规律和评价方法，对国内页岩气井动态评价和工艺措施的制定具有借鉴和参考作用。根据国外页岩气水平井生产实践和研究成果，总结了页岩气水平井流动机理和生产特征，并重点剖析了目前页岩气水平井动态评价方法，包括流动特征的识别、有效裂缝参数的计算和改造范围内动态储量确定。从气井流动特征来看，不稳定线性流是页岩气水平井常表现出的流动特征，利用这一阶段的动态数据就能评价水平井压裂后形成的有效裂缝参数；有些井在线性流之后会出现边界流，表示整个改造范围内总体处于衰竭状态，利用这一特征可以评价改造范围内的动态储量。

页岩气；水平井；动态评价；可采储量；产量递减；压裂效果评价

页岩气的储层特征、流动机理、钻完井技术和生产动态特征都有别于常规气藏。我国页岩气的研究和勘探开发处于探索阶段［1］，总结国外页岩气井动态评价方法，对国内页岩气井产量预测和工艺效果评价具有重要的参考作用。

1 页岩气水平井增产机理

页岩气是以游离和吸附状态存在于泥页岩地层中的天然气，与常规气藏相比，页岩气储层具有以下几个特征：一是自生自储，页岩本身既是气源岩又是储集层［2］；二是储层物性比较差，页岩气的有效孔隙度一般只有1%～5%，渗透率随裂缝发育程度不同而有很大变化，一般基质渗透率介于10-4～10-6mD之间［3-4］；三是天然气在页岩中主要以自由气和吸附气两种形式存在，吸附气含量在20%～85%之间，一般 50% 左右［5］。

页岩气由于储层物性差，多数页岩气井不具备自然产能。水平井钻井技术和压裂技术的进步，对页岩气的成功开发起到决定性的作用。水平井多级压裂是目前页岩气开发应用最广泛的方式，在美国页岩气生产井中，有85%的井是采用水平井和多级压裂技术结合的方式开采［6］。依靠水平井多级压裂，产生大量的裂缝网络，大大增加了气藏与井筒的沟通面积，有效提高了气井的泄流能力，使页岩气井产量大幅度提高［7］。

微地震技术的应用对监测压裂裂缝形态及走向、评价压裂措施效果、改进水平井分段压裂技术起到了关键作用。通过微地震技术进行监测发现，在页岩储层中，压裂形成的裂缝并非传统的局部单一裂缝，由于压裂沟通了天然裂缝和岩石层理，在形成一条或者多条主裂缝的同时，在主裂缝的侧向形成次生裂缝，并在此基础上形成多级次生裂缝，主裂缝与多级次生裂缝相互交错形成复杂的裂缝网络系统。

由于页岩气基质渗透率极低，有效的泄流范围只在裂缝延伸的范围内，这个通过压裂改造形成的有限的裂缝沟通范围就是2006年M J Mayerhofer等人提出的改造油藏体积概念（Stimulated Reservoir Volume， SRV）［8］。现场实践和研究结果表明（见图1），储层改造体积越大，增产效果越明显［9］。在相同的主裂缝间距情况下，次级裂缝的间距越小（越密，越复杂）就越能有效降低页岩基质内部压力，采收率就越高［10］。

图1 Barnett页岩气某区块单井累产预测［7］

2 页岩气储层流动机理

页岩储层是由天然裂缝或人工诱导裂缝和基质构成的典型双重介质系统， 裂缝是主要的流通通道，基质是主要储集空间。页岩气井的流动过程为：（1）初始阶段，裂缝系统中的天然气流向井筒；（2）在压降的作用下，被裂缝沟通的基质孔隙中的天然气流向裂缝，并通过裂缝流向井筒；（3）地层压力下降到一定阶段，吸附在基质表面的天然气开始解析、扩散，通过裂缝流向井筒。

页岩气中吸附气具有很大的开采潜力，但其产量贡献与等温吸附曲线的形态和气藏的压力有关。在许多中—深的页岩气储层中,由于在高压阶段解析作用较弱，而且页岩基质物性差，在未被裂缝沟通的基质部分，很难达到气体解析所需要的有效压降，因此在早期吸附气产量贡献不大［7］。图2为Barnett页岩储层某区块含气量曲线，吸附气含量占42%。根据图1中的预测结果来看，30年末吸附气采出量占总采气量的8%～10%，最初5年吸附气对产量几乎没有什么贡献。

图2 Barnett页岩气某区块含气量曲线［7］

3 页岩气水平井压裂效果动态评价

3.1 多级压裂水平井数学模型

常规气井动态描述方法对页岩气井主要存在以下几方面的局限性：（1）在流动状态描述方面，传统的方法多以描述边界流为主，而页岩气储层渗透率低，不稳定流持续时间长，多数井很难发现边界流，或是在边界流之后又出现不稳定流；（2）在压裂裂缝的描述方面，常规的方法以分析局部单一裂缝为主（描述裂缝的半长、导流能力），不适用于分析页岩气井多级压裂后产生的复杂裂缝系统和改造体积（SRV）；（3）常规气藏动态描述方法只描述自由气在孔喉、裂缝中的流动，在页岩气储层中，除了自由气的流动，还存在吸附气的解析与扩散。

目前针对页岩气水平井动态描述方法主要突出对长期的不稳定流的分析和对裂缝参数、改造体积的计算分析。有些文献也对吸附气的解析和扩散进行了分析，但由于吸附气在生产初期阶段的产量贡献小，而且在生产动态中很难单独区分，因此通常不单独考虑。

针对页岩气水平井多级压裂情况，多数文献在建立解析方程时都对数学模型作出了如下假设［11-12］：（1）模型包括水平井、被改造储层（SRV）和外围未被改造储层3部分（图3）；（2）被改造储层范围内存在裂缝和基质两种介质，渗流模型采用线性板状双重介质模型；（3）压裂形成的裂缝为一组相互平行的等间距裂缝，垂直于井筒，导流能力有限，具有一定的平面延伸范围；（4）改造范围内的基质与外部的无限大基质为均质，具有相同的渗透率（10-6～10-4mD）；（5）不考虑吸附气。

图3 页岩气水平井多级压裂理论模型示意图

3.2 流动特征识别

页岩气井录取到的生产动态资料主要是产量和井口压力（包括井口油压、套压）。对录取到的产量和压力进行相应的变换，在对数坐标中绘制规整化产量qn、规整化产量导数qn'与ta关系，就可以用来识别页岩气水平井的流动状态，计算压裂参数。

式中，q为气井日产量，103m3/d；ta为拟时间函数，d；m（pi），m（pwf）分别为原始地层压力和井底流压的拟压力形式，kPa2/（mPa·s）。

在双对数图中，线性流（斜率为-0.5的直线）是页岩气水平井最常见的流动特征（见图4），这一流动特征表示气体从基质→裂缝→井筒，有些井在整个生产期内只呈现这一种流动特征。有时在初期也会出现短暂的双线性流或径向流，主要是由于裂缝中的流动引起的，由于裂缝的储气能力有限，因此这一流动一般持续时间很短，难以识别。在线性流动之后出现边界流（斜率为 -1的直线），也是页岩气压裂水平井常表现出的流动特征，这是由相邻裂缝控制流动范围之间相互干扰而引起，此时整个改造范围内总体上处于衰竭状态，由此可以计算SRV范围内的储量。对外围未被改造部分，当外围基质渗透率较高（k≥10-4mD）时，在边界流之后会出现线性流或径向流，表示外围基质部分开始流动；如果外围基质渗透率很低（k≤10-6mD），在特征曲线上表现不出外围流动特征。

图4 页岩气压裂水平井流动特征识别图版

3.3 压裂裂缝间距、裂缝沟通的总表面积

可得

式中，Acm为被裂缝沟通的基质的总表面积，m2；km为基质渗透率，mD；t为生产时间，d；T为储层温度，K；φ为基质孔隙度；μg为气体黏度，mPa·s；Ct为总体压缩系数，kPa-1。

上式中的基础参数km、φ、μg、Ct可由岩心分析数据和气体PVT性质确定，由此得到被裂缝沟通的基质的总表面积Acm，还可以进一步评价有效压裂裂缝的间距L

式中，L为裂缝间距，m；ye为改造储层宽度（一半），m；xe为水平井段长度， m；h为储层厚度，m。

图5 规整化压力～t 0.5关系曲线

3.4 水平井的表皮因子

在页岩气压裂井中，即使没有储层伤害引起的表皮效应，也会存在由于裂缝导流能力有限而引起的基质向裂缝的线性流中视表皮效应的存在。页岩气井比其他气井更容易表现出一个视表皮系数很大的线性流。Bello和Wattenbarger曾对视表皮因子进行详细的论述，把其出现主要归结于水平井的汇流作用，同时也包括由于裂缝导流能力有限而引起的压降。这个视表皮因子对生产动态有很大影响，因此是产量预测中的关键参数。规整化压力～t0.5关系曲线在Y轴上的截距b（图5）代表一个固定的压力损失，从中可以计算视表皮因子S'

3.5 被改造部分（SRV）的储量

图6 气井流动物质平衡图版

4 结论及认识

（1）通过水平井多级压裂形成复杂的裂缝网络系统，增加井筒与储层的沟通面积，是页岩气水平井提高单井产量的关键。

（2）页岩气储层中吸附气的产量贡献与等温吸附曲线的形态和气藏的压力有关，在压力较高的气藏，由于在高压阶段解析作用较弱，而且页岩基质物性差，在未被裂缝沟通的基质部分，很难达到气体解析所需要的有效压降，会影响到吸附气的产量贡献。

（3）线性流是页岩气压裂水平井经常表现出的流动特征之一，通过对线性流进行分析，可以确定压裂裂缝有效间距、裂缝沟通的总表面积等压裂参数。

（4）边界流也是页岩气压裂水平井常表现出的流动特征。由于页岩储层分布范围广，在基质渗透率极低的情况下流动不可能达到实际储层边界，此时的边界流特征由相邻诱导裂缝控制流动范围之间相互干扰而产生的，表示整个改造范围内总体上处于衰竭状态，由此可以计算SRV范围内的储量。

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（修改稿收到日期 2013-04-02）

Horizontal well dynamic evaluation method in shale gas reservoirs

LIU Xiaohua1,2, ZOU Chunmei2, JIANG Yandong2, ZHAI Zhenyu2

（1.China University of Geosciences,Beijng100083,China;2. Langfang Branch,Petroleum Exploration and Development Research Institute,CNPC,Langfang065007,China）

Shale gas reservoirs are different from conventional gas reservoirs in reservoir characteristics, percolation mechanism,completion technique, and dynamic performance. Since the development of shale gas in China is still at the stage of exploration, dynamic regulation and evaluation method of overseas shale gas well were summarized to provide some models and the reference for establishing domestic shale gas well dynamic evaluation and process measures. Based on the fi eld case study and literature review on overseas’ shale gas wells, the fl owing mechanics and production performance of horizontal wells were summarized. The current dynamic performance evaluation methods for shale gas horizontal wells were described in detail, which includes fl ow region identif i cation, effective fracture parameters calculation and gas reserves determination in SRV. From the point view of gas well fl ow characteristics, unstable linear fl ow is the mainly fl ow characteristics for horizontal wells in shale gas, and the effective fracture parameters formed after horizontal well fracturing can be evaluated according to the dynamic data in this stage. On the other hand, some wells appear boundary fl ow after linear fl ow, which means the whole stimulation range generally in a state of exhaustion, and the dynamic reserves within the stimulation region can be evaluated using this feature.

shale gas; horizontal well; dynamic evaluation; recoverable reserves; production decline; fracturing effect evaluation

刘晓华，邹春梅，姜艳东，等.页岩气水平井动态评价方法 ［J］. 石油钻采工艺，2013，35（3）：55-58.

TE37

A

1000 – 7393（ 2013 ） 03 – 0055 – 04

刘晓华，1971年生。1995年毕业于石油大学（华东）开发系油藏工程专业，现从事气田开发及气藏工程研究，高级工程师。E-mail：lxh69@petrochina.com.cn。

〔编辑

朱 伟〕