页岩气体积压裂水平井产能影响因素研究

2014-10-18程敏华

特种油气藏 2014年4期

陆程，刘雄，程敏华，李兵

(1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100029;2.中油勘探开发研究院，北京 100083;3.中国地质大学，北京 100083)

引言

体积压裂水平井是开发页岩气的重要技术之一。由于页岩气特殊的赋存机理，以及储层天然裂缝发育、脆性系数高等特点，常规的单一对称双翼裂缝模型已不能满足页岩气建产的需要，只有不断提高有效的储层改造体积，形成最大化的缝网展布，扩大优势渗流通道，才能实现提高单井日产和最终采收率的目的。虽然国内外诸多学者参与到页岩气研究的课题中来，但有关页岩气渗流机理尚未定论，建立适用于体积压裂水平井页岩气的产能评价方程还有一定难度。

笔者在陆程[1]研究的基础上，建立了页岩气藏水平井体积压裂模型，研究对比各优选参数对产能的贡献高低，以期为页岩气的高效开发提供依据。

1 模型的建立

1.1 建模条件

根据已有资料[2－9]，水平井压裂过程中与页岩层中天然裂缝相交互错，生成众多诱导裂缝，进一步形成人工裂缝、天然微裂缝和诱导裂缝相互交错的体积压裂区。当赋存在基质孔隙和微裂缝中的游离气被采出后[1，5]，吸附气将通过解吸作用进入天然微裂缝和诱导裂缝，再汇聚到人工裂缝，最终流入井筒生产出来(图1)。

针对页岩气体积压裂后3种裂缝网格互相交错彼此连通的复杂性，以及3种裂缝网格各自与页岩基质孔隙模型的连通关系，选取经典的Warren and Root模型。

利用该模型进行如下动态过程的模拟:①基质系统:内部不考虑渗流，只发生扩散。表面采用纯气体Langmuir等温吸附方程考虑吸附解吸作用;②裂缝系统:在满足有限导流和达西渗流条件下，模拟天然微裂缝、诱导裂缝网格和人工裂缝3套网格，建立有效的储层体积改造区SRV，并考虑高速非达西校正;③前2套系统的耦合关系:参照Warren and Root模型中的sigma系数进行修正。

1.2 模型参数

在ECLIPSE中选择Warren and Root模型，考虑规则体积压裂，建立9段等间距人工压裂水平井页岩气模型，再建立与人工裂缝相垂直和平行的等间距诱导裂缝(图2)，模型参数如表1所示。

图1 页岩气体积压裂水平井气体流动状态

图2 页岩气体积压裂水平井3D、2D模型

表1 ECLIPSE页岩气体积压裂水平井模型参数[1，8]

根据王晓冬和陆程[1，7]的研究，上述模型满足有限导流条件。

2 影响因素分析

页岩储层通过压裂改造后被集体“打碎”，最大限度地将具有极小导流能力的微裂缝、诱导裂缝和具有较大导流能力的人工裂缝联系在一起，致使流体从基质流经人工裂缝最后到井筒的距离最短，极大提高储层动用率，实现对储层在长、宽、高3个方向的“立体改造”。

鉴于此，讨论了典型参数对累计产气量的影响，具体为:①压裂改造系统:人工裂缝导流能力、诱导裂缝导流能力、诱导裂缝密度、SRV大小、非达西因子;②储层系统:微裂缝渗透率、基质—裂缝sigma系数，结果见表2。

由表2可知，对累计产气量影响最大的参数是人工裂缝导流能力，其次为微裂缝渗透率和改造体积，两者所占比例几乎相当。诱导裂缝导流能力及其密度对产量的贡献微乎其微，这与以往认为在体积压裂中，形成的次生裂缝越多、导流能力越强、气井产量就越高的认识有所不同。下面对各影响因素进行逐一分析。

表2 敏感参数对累计产气量影响贡献数据

2.1 人工裂缝导流能力

人工压裂的结果是在近井地层中留下一条高传导能力的渗流通道，便于流体从远井地带流到井底或注入剂由井底向地层疏散。由图3可知，人工裂缝导流能力由0.305×10－3μm2·m增至15.25×10－3μm2·m，累计产气量随着导流能力的提高增幅显著，压降漏斗波及范围变大。尤其是有效SRV区域内。在开采初期，累计产气量的增幅速率明显高于低导流能力时，贡献率接近30%。从某种程度上说，裂缝导流能力要比裂缝半长对增产效果的影响更加重要[7]。而裂缝导流能力实际上是通过裂缝渗透率和已支撑裂缝宽度来决定的，其实质为单位压力梯度下裂缝允许储层输送流体的流量[7]。显而易见，对于页岩气体积压裂而言，人工裂缝在储层和井筒之间起到不可替代的运移通道作用，只有裂缝允许流体进入的流量越大，生产井的产量才会越高。在整个系统中(图1、2)，无论其他参数对系统有什么影响，如果人工裂缝允许流体进入流量的能力减弱，则会影响单井产量及最终采收率。

当压裂液泵注结束后，往往压裂液压力下降到不足以维持裂缝张开水平，导致裂缝闭合，势必影响其导流能力。因此，体积压裂完井阶段要选用适当类型的支撑剂，以便生产过程中裂缝内的压力损失降低到最低水平，达到维持裂缝最佳导流能力的效果。

图3 人工裂缝导流能力对累计产气量影响

2.2 诱导裂缝

鉴于体积压裂产生的诱导微裂缝与人工裂缝和天然微裂缝之间构成复杂的缝网系统。为此，围绕该体系中诱导裂缝导流能力及其密度2个因素对单井累计产气量的影响展开研究。

由图4可知，诱导裂缝导流能力由0.153×10－3μm2·m 增至 1.530 ×10－3μm2·m，但累计产气量的增幅非常微弱，尤其是投产初期几乎没有任何变化。这是由于诱导裂缝导流能力的高低只能代表单位压力梯度下诱导裂缝允许进入缝内流体的流量大小，无论是从天然微裂缝或基质孔隙进入其中的游离气，还是从基质表面扩散后进入其中的解吸气，两者均不与井筒之间发生直接的渗流关系。在诱导裂缝内经过压力损失后，进入人工裂缝的剩余流体也只是起到为人工裂缝补充储层流体的作用，而最终影响产量的关键还需考虑人工裂缝的导流能力。

图4 诱导裂缝导流能力对累计产气量影响

在2条人工裂缝中间不断添加诱导裂缝条数，达到模拟增加有效储层与人工裂缝之间渗流通道数量对累计产气量有何种影响的目的。由图5可知，不但投产初期裂缝条数对累计产气量没有影响，而且随着条数的增加累计产气量几乎没有变化。这是由于投产初期的产气量是由聚集在天然微裂缝和基质孔隙中的游离气汇聚到人工裂缝后流入井筒被开采出来的，这也从一方面验证了页岩气开采过程中气体分阶段流动过程的正确性[1]。在开采的中后期，随着诱导裂缝密度增加，缝间距减小，势必出现压降漏斗叠加，发生缝间相互干扰的情况，结果使流入诱导裂缝内的流量减弱，因此，在诱导裂缝密度达到一定范围后，进一步考虑其对产能的影响是没有必要的，而且在实际压裂后这部分参数信息也极难获取和定量分析。

2.3 改造体积大小

由于水平井长度固定，改造体积整体的长度即为固定的915.0 m，而后通过模拟宽度和高度的变化，达到研究改造体积体积变化对累计产气量和近井地带压力分布特征的影响。由图6可知，随着改造体积体积的增大，累计产气量增幅明显，近井地带的压降范围明显扩大。

页岩气开发中，人工裂缝在具有最大的导流能力的同时，还应具有绝对大的横截面积，这样才能保证地层很容易的将流体运移到裂缝内。裂缝横截面积是通过产气带内的裂缝高度和有效裂缝半长来确定的，有效储层的厚度都是有限的，这就意味着裂缝高度范围将受到一定限制，需要设计尽可能大的裂缝半长用以弥补裂缝的横截面积。由图2、6可知，增加改造体积有效宽度等效于延伸了裂缝半长，而增加改造体积高度实际上与增加裂缝高度是等同的，因此，扩大储层体积改造的本质从一定程度上讲也就是延长裂缝半长，扩大裂缝的横截面积。

图5 诱导裂缝密度对累计产气量影响

图6 储层改造体积对累计产气量影响

另外，像页岩气这种极低渗透储层对于有效裂缝长度的压力损失非常敏感，由于裂缝宽度有限，尤其是在裂缝端部其导流能力相对较弱。而增加裂缝半长，不但可以提高裂缝的横截面积，还可以通过长度的增加弥补导流能力的损失[7]，即低渗透储层扁(裂缝宽度)、长(裂缝半长)型裂缝开发效果好。

2.4 微裂缝渗透率及其他

除以上因素，天然微裂缝渗透率、基质—微裂缝sigma系数和非达西等3个因素，同样也对单井产量大小起到不可忽视的影响作用。尤其是天然微裂缝渗透率对了累计产气量的贡献率接近四分之一，这一结果与M.D.Zuber和陆程研究指出的地层渗透率是优化单井增产技术的关键性指标相一致。而由储层自身品位所决定的因素，即微裂缝渗透率和基质—微裂缝sigma系数之和在累计产气量贡献中所占比例已经接近40%(表2)。由此可见，压裂工艺和完井措施的好坏直接影响人工裂缝导流能力和改造体积大小，其对单井产能的影响固然重要，然而在页岩气藏规模建产前，应对详查阶段的储层岩心进行常规测试分析，优选品位良好的目标层进行施工设计同样不可或缺。