裂缝参数对压裂后页岩气水平井排采影响

卞晓冰，蒋廷学，苏 瑗，王海涛，刘致屿

(1.中石化石油工程技术研究院，北京 100101;2.中国石油大学，北京 102249)

引 言

页岩气藏具有储层岩性复杂、基质渗透性差、页理层理发育等特征，压裂后形成的网络裂缝体系是其主要的渗流通道[1-2]。页岩气水平井单井压裂液用量一般为2×104～4×104m3，大量液体在压裂施工结束后滞留于裂缝及地层中[3-5]。因此，建立页岩气水平井压裂后排采模型的关键是对裂缝形态的描述和压裂后地层压力、饱和度的初始化。目前国内外对于页岩气水平井压裂后排采尚没有进行系统的研究[6-8]，工艺方面主要集中在利用压裂液和支撑剂示踪分析压裂液的返排及井间干扰[9-11];机理方面主要通过数值模拟手段建立三维气水两相模型，考虑了天然裂缝体系、毛管力等单因素的影响[12-13]。本文以川东南一口页岩气评价井为例，在模拟压裂注入过程的基础上，通过精细描述裂缝体系形态，研究其对压裂后排采的影响及主控因素，并以此为基础进行生产历史拟合及排采预测。

1 模型的建立

为了尽可能准确地模拟页岩气水平井多段压裂施工后的排采过程，利用Eclipse从页岩地质建立、裂缝形态描述、压力场及饱和度场初始化3方面进行精细建模:①采用双重介质模型给页岩的基质系统和天然裂缝系统分别赋值，包括孔隙度、渗透率、含水饱和度和相对渗透率等，应用Langmuir曲线表征页岩气的解吸附过程，同时考虑气体从基质向微裂缝的扩散;②基于主、次裂缝是否连通，初步把人工裂缝分为单一缝、复杂缝、网络缝3种类型，缝高剖面在纵向上逐渐变化;③模拟压裂井注入过程，井口压力为施工压力，注入液量为施工总液量，以此来初始化压裂后的压力场和饱和度场，尽可能真实模拟压裂施工后的状态。

以川东南某页岩气评价井为例，模型所采用基础数据如下:气藏大小为2 000 m×1 500 m×60 m，网格数量为218×75×10个，水平段长为1 260 m，地层压力为30 MPa，总含气量为3.91 m3/t(其中吸附气含量占30%)，基质渗透率为10-7μm2，孔隙度为4.6%，共压裂22段，每段压裂2簇，簇间距为20 m，每段注入量为1 900 m3，单一裂缝半长为300 m，裂缝导流能力为2 μm2·cm，井底流压为22 MPa。

2 裂缝参数影响因素分析

建立单段压裂模型，以研究不发生缝间干扰情况下不同裂缝参数，包括裂缝半长、缝高剖面和裂缝形态对页岩气水平井压后累计产气量与返排率的影响。

2.1 裂缝半长的影响

模拟裂缝半长为100～400 m，600 d时的累计产气量与返排率曲线如图1所示。由模拟结果可知:200 m裂缝半长是累计产量和返排率变化的拐点;累计产气量随着裂缝半长的增加而增加，但其增幅逐渐减缓;而随着裂缝半长的增加，返排率逐渐递减。

2.2 缝高剖面的影响

图1 600d时不同裂缝半长对应的累计产气量与返排率

页岩气水平井压裂后，真实缝高剖面在纵向上是变化的，模拟了4种缝高剖面(图2)，有效裂缝面积依次减小。

图2 不同缝高剖面模拟图

表1 600 d时不同缝高剖面对应的累计产气量与返排率

4种缝高剖面对应600 d时的累计产气量与返排率曲线如表1所示。由模拟结果可知:缝高剖面越小累计产气量越低。但缝高剖面对返排率的影响更为复杂:由于压裂液基于裂缝面向地层中滤失，因此在相同的总压裂液量条件下，缝高剖面越小，滞留在近井筒地层中的压裂液也越多，而近井带的高压聚集有利于压后返排(返排率大小顺序为剖面3、剖面2、剖面1);但缝高剖面太小(剖面4裂缝面积仅为剖面1的2/5)会导致压裂液向垂直于裂缝面更远处的地层中过度滤失，从而导致返排率下降。

2.3 裂缝形态的影响

模拟裂缝形态为单一缝、复杂缝和网络缝对生产效果的影响(图3)。其中红色区域代表主裂缝，绿色区域代表次裂缝，次裂缝导流能力设置为主裂缝的1/5。在复杂裂缝中，次裂缝连通了2条主裂缝;而网络缝中各条主、次裂缝均是连通的。

图3 不同裂缝形态模拟图

3种裂缝形态对应600 d时的累计产气量与返排率曲线如表2所示。由模拟结果可知:裂缝形态越复杂，累计产气量越大，但返排率较低。以网络缝为例，由于次裂缝的导流能力较低，大量存在于其中的压裂液是网络缝返排率较低的原因之一。因此，相互连通的网络缝可极大提高产气量，但增加了压裂液的返排难度。

表2 600 d时不同裂缝形态对应的累计产气量与返排率

3 裂缝参数主控因素分析

在考虑段间干扰和缝间干扰的情况下，为了全面并定性地分析各裂缝参数对页岩气水平井压后排采的影响程度，对裂缝半长、缝高剖面和裂缝形态各取3个值，共设计27种方案进行数值模拟(表3)。

表3 裂缝参数取值

27个方案600 d的累计产气量和返排率值如表4所示，方差分析结果见表5。综合评价结果显示，缝高剖面和裂缝形态是影响压后产气量的显著因素，而裂缝形态对返排率影响最大，但裂缝参数对返排率均无显著影响。因此，在对于页岩气水平井进行压裂设计时，可以采取变排量、胶液前置造缝、混合加砂等措施，保证缝高在纵向上充分延伸并尽可能形成复杂裂缝体系，以提高压裂后生产效果。而对于已施工井，页岩气水平井压裂后裂缝参数的准确判断则是建立可靠排采模型的基础。

表4 600d时27个方案对应的累计产气量与返排率

表5 裂缝参数对累计产气量及返排率影响程度显著性对比

4 实例应用

川东南某页岩气水平井投产后自喷产气、水量少，后下电泵抽汲。根据施工曲线拟合结果及G函数曲线特征，诊断裂缝半长为250～300 m;缝高剖面为楔形。应用本文裂缝参数模拟方法建立了该井压裂后排采模型，并进行生产历史拟合(图4)。可见，该模型能反应实际井的生产动态，同时也验证了本文所建立排采模型方法的可靠性。

图4 某页岩气井生产历史拟合结果

对于下泵阶段，可根据气相流入流出曲线的生产协调点获得优化的井底流压[14]，最优值为16.4 MPa，对应产气量为2.2×104m3/d。以井底流压为基础对拟合后的模型进行排采预测，与真实排采情况对比，压后3个月的累计产量增加了34.7%，返排率增加了2.5个百分点。此优化结果对该井下一步措施调整具有一定的指导意义。

5 结论

(1)建立了页岩气水平井多段压裂排采模型，模型考虑了页岩地质特征、裂缝参数特征和压力场及饱和度场的初始化，尽可能准确地模拟了页岩气水平井多段压裂排采过程。

(2)裂缝参数对页岩气水平井压后排采影响较大，主控因素分析结果显示，缝高剖面和裂缝形态是影响压后产气量的显著因素，但裂缝参数对返排率无显著影响。

(3)对川东南某页岩气水平井的历史拟合结果表明，本文所建立的排采模型能真实反应实际井的生产动态，初步优化了下泵排采的生产制度，优化结果对该井下一步措施调整具有一定的指导意义。

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