洪亞飛，王建忠，孫 強(qiáng)

[1.江蘇油田勘探開發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州 225000；2.中國(guó)石油大學(xué)(華東)，山東青島266580]

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焦石壩頁巖氣儲(chǔ)層產(chǎn)能影響因素分析

洪亞飛1，王建忠2，孫 強(qiáng)2

[1.江蘇油田勘探開發(fā)研究院，江蘇揚(yáng)州 225000；2.中國(guó)石油大學(xué)(華東)，山東青島266580]

為研究影響頁巖氣藏產(chǎn)能的主控因素，基于焦石壩地區(qū)地質(zhì)背景建立了頁巖氣藏雙重介質(zhì)地質(zhì)模型，并利用數(shù)模軟件CMG對(duì)影響區(qū)塊產(chǎn)能的吸附特征參數(shù)、儲(chǔ)集特征參數(shù)和壓裂特征參數(shù)進(jìn)行了分析。研究表明，隨著吸附氣含量的增加以及蘭氏壓力、蘭氏體積的增大，頁巖氣井的產(chǎn)能相應(yīng)降低。儲(chǔ)集參數(shù)敏感性分析表明，在該頁巖氣區(qū)塊內(nèi)，累計(jì)產(chǎn)氣量受滲透率的影響最為顯著，其次為游離氣豐度、吸附氣豐度和孔隙度，受巖石密度的影響最弱。壓裂施工時(shí)應(yīng)盡可能地溝通天然裂縫。同時(shí)，增加垂直水平井筒的主裂縫數(shù)量有助于提高氣井初期產(chǎn)量，平行于井筒的次裂縫構(gòu)成的網(wǎng)絡(luò)裂縫能有效地彌補(bǔ)頁巖儲(chǔ)層滲透率的不足。

焦石壩；頁巖氣；地質(zhì)模型；壓裂；產(chǎn)能影響因素

2012年2月，中國(guó)石化勘探南方分公司在四川盆地焦石壩地區(qū)鉆探焦頁1井，11月28日焦頁1HF井開始放噴測(cè)試，測(cè)試穩(wěn)定產(chǎn)量為11×104m3/d，最高產(chǎn)量為20.3×104m3/d，后續(xù)多口井在焦石壩構(gòu)造獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，發(fā)現(xiàn)了焦石壩頁巖氣田。目前，焦石壩地區(qū)實(shí)施了以水平井分段壓裂技術(shù)為主體的氣藏改造措施，取得了較好效果。本文以焦石壩地區(qū)頁巖氣田為例，分析頁巖氣產(chǎn)能的影響因素[1—6]，為勘探開發(fā)提供參考。

1 地質(zhì)概況

1.1 儲(chǔ)層特征

焦石壩地區(qū)位于川東褶皺帶東南部，為受北東向和近南北向兩組斷裂控制的軸向北東的菱形斷背斜。泥頁巖主要發(fā)育在上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組，主要為碳質(zhì)—硅質(zhì)泥頁巖、含碳質(zhì)粉砂質(zhì)泥頁巖及含碳質(zhì)灰云質(zhì)泥頁巖，根據(jù)巖性、物性及含氣性，結(jié)合巖石相類型將該地層劃分為3段5個(gè)亞段及9個(gè)小層。總厚度約為83～90m，含氣頁巖段厚度橫向分布穩(wěn)定[7-12]。

根據(jù)巖心資料，泥頁巖脆性礦物以石英為主，含量在50%左右；縱向上自上而下石英含量逐漸增加，橫向上石英含量穩(wěn)定?？傆袡C(jī)碳含量縱向上具有類似的分布規(guī)律。儲(chǔ)集空間以納米級(jí)有機(jī)質(zhì)孔、黏土礦物間微孔為主，孔隙度分布在1.17%～8.61%之間，平均為4.87%；水平滲透率為0.0015～5.71mD，平均約為0.25mD，其中層間縫發(fā)育的樣品滲透率顯著增高，最高可達(dá)355.2mD。

1.2 地質(zhì)模型

選擇焦石壩地區(qū)某產(chǎn)建區(qū)，利用Petrel地質(zhì)建模軟件建立微裂縫發(fā)育頁巖氣藏雙孔介質(zhì)地質(zhì)模型，通過對(duì)區(qū)塊探井測(cè)井曲線的離散及對(duì)數(shù)據(jù)點(diǎn)變差函數(shù)的分析，利用高斯序貫?zāi)M方法建立區(qū)塊屬性分布模型，并利用微地震響應(yīng)反演建立人工裂縫模型(圖1)?；跉v史擬合，建立區(qū)塊頁巖氣藏?cái)?shù)值模型(圖2)。模型網(wǎng)格數(shù)目為398×274×13，網(wǎng)格步長(zhǎng)為20m，模型基本參數(shù)如表1所示。

表1 頁巖氣藏?cái)?shù)值模型基本參數(shù)表

2 產(chǎn)能影響因素分析

2.1 吸附特征參數(shù)

與致密砂巖氣不同，頁巖氣儲(chǔ)層中存在吸附氣，包括吸附氣含量、蘭氏壓力、蘭氏體積及擴(kuò)散系數(shù)等吸附特征參數(shù)對(duì)頁巖氣藏生產(chǎn)井產(chǎn)能都有一定的影響。

2.1.1 吸附氣含量

研究吸附氣含量對(duì)產(chǎn)能的影響，保持區(qū)塊儲(chǔ)層地質(zhì)儲(chǔ)量不變，逐步提高吸附氣含量由20%增加到40%、60%、80%，儲(chǔ)層在不同吸附氣含量下的累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)比如圖3所示。由圖3可知，隨著吸附氣含量增加，累計(jì)產(chǎn)氣量降低幅度明顯。由于吸附氣的產(chǎn)出基于儲(chǔ)層的降壓解吸，因此隨著吸附氣含量的增加，儲(chǔ)層氣體產(chǎn)出的難度增大。同時(shí)頁巖氣藏開發(fā)初期的產(chǎn)量主要來源于儲(chǔ)層當(dāng)中的游離氣，伴隨著吸附氣含量的增加，游離氣含量的減小，儲(chǔ)層開發(fā)初期的產(chǎn)量迅速下降，累計(jì)產(chǎn)氣量也明顯降低。

2.1.2 蘭氏壓力和蘭氏體積

頁巖儲(chǔ)層中吸附氣的解吸主要受蘭氏壓力pL和蘭氏體積VL控制。為研究解吸規(guī)律對(duì)頁巖氣產(chǎn)能的影響，設(shè)定儲(chǔ)層儲(chǔ)量為定值，吸附氣含量為50%，在相同吸附氣濃度下設(shè)計(jì)了5套不同方案(表2)，模擬累計(jì)產(chǎn)氣量隨VL和pL的變化規(guī)律，結(jié)果如圖4所示。

表2 不同蘭氏壓力和蘭氏體積模擬方案表

由圖4可知，當(dāng)VL保持不變時(shí)，累計(jì)產(chǎn)氣量隨pL的增大而減小。同時(shí)當(dāng)pL保持不變時(shí)，累計(jì)產(chǎn)氣量隨VL的增大而減小。這表明隨蘭氏壓力和蘭氏體積的增加，吸附氣越難解析。

2.1.3 擴(kuò)散系數(shù)

存儲(chǔ)在頁巖基質(zhì)的游離氣和解吸附氣體通過擴(kuò)散作用運(yùn)移到微裂縫中。氣體的擴(kuò)散規(guī)律直接影響基質(zhì)向微裂縫系統(tǒng)的供氣速度繼而影響頁巖氣藏的產(chǎn)能。設(shè)計(jì)擴(kuò)散系數(shù)分別為2×10-7cm2/s、6×10-7cm2/s、10×10-7cm2/s，研究其對(duì)頁巖氣井產(chǎn)能的影響，結(jié)果如圖5所示。研究結(jié)果表明，擴(kuò)散系數(shù)對(duì)頁巖氣井產(chǎn)能影響較小，在一個(gè)數(shù)量級(jí)內(nèi)，累計(jì)產(chǎn)氣量幾乎沒有變化。

2.2 儲(chǔ)集特征參數(shù)

2.2.1 儲(chǔ)集特征參數(shù)篩選

通過對(duì)儲(chǔ)層生產(chǎn)井的產(chǎn)能分析并參考頁巖氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算方法，篩選出對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)能有較大影響的5個(gè)儲(chǔ)集特征參數(shù)：儲(chǔ)層孔隙度、滲透率、巖石密度、吸附氣豐度和游離氣豐度。利用數(shù)模軟件CMG-CMOST 模塊生成區(qū)塊等儲(chǔ)量、等產(chǎn)量單一介質(zhì)均質(zhì)生產(chǎn)平行模型。模型孔隙度為4.834%；滲透率為0.031mD；巖石密度為2.542g/cm3；吸附氣豐度和游離氣豐度分別為2.120m3/t、1.060m3/t。通過改變模型任一項(xiàng)參數(shù)增加或減小10%、20%，其他4項(xiàng)參數(shù)保持不變，研究?jī)?chǔ)層累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)該參數(shù)的敏感程度，參數(shù)的取值如表3所示。

表3 儲(chǔ)集特征參數(shù)典型數(shù)據(jù)表

2.2.2 綜合分析

在其他4項(xiàng)參數(shù)保持不變的情況下，改變模型某一項(xiàng)參數(shù)值，對(duì)生產(chǎn)相同時(shí)間的累計(jì)產(chǎn)氣量值作圖進(jìn)行敏感性分析(圖6)。模擬結(jié)果表明，累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)滲透率的變化最為敏感，因此通過壓裂改造形成人工裂縫或溝通天然裂縫提高儲(chǔ)層整體滲透率可以有效提高儲(chǔ)層產(chǎn)氣能力。同時(shí)儲(chǔ)層對(duì)游離氣豐度及吸附氣豐度也較為敏感，原因在于這兩項(xiàng)參數(shù)直接影響生產(chǎn)井的產(chǎn)氣能力。累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)巖石密度基本不敏感，但在礦場(chǎng)實(shí)際中要綜合考慮儲(chǔ)層巖石脆性以及對(duì)應(yīng)力敏感性的影響。

2.3 壓裂特征參數(shù)

2.3.1 天然裂縫

研究微裂縫發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層生產(chǎn)的影響。模擬區(qū)塊地層一口水平井生產(chǎn)情況，圖7a為分布在水平井周圍的天然裂縫沒有與水平井連通情況，圖7b為天然裂縫與水平井溝通情況。設(shè)定其他模型參數(shù)相同，生產(chǎn)相同時(shí)間的壓力分布見圖7，累計(jì)產(chǎn)氣量與日產(chǎn)氣速度對(duì)比見圖8。由水平井生產(chǎn)壓力分布圖可以看出，當(dāng)天然裂縫與水平井沒有溝通時(shí)，頁巖氣儲(chǔ)層當(dāng)中壓力擴(kuò)散的很慢，基本沒有擴(kuò)散到天然裂縫區(qū)域，壓力的傳播主要集中在生產(chǎn)井周圍；當(dāng)天然裂縫與水平井溝通時(shí)，壓力基本擴(kuò)散到整個(gè)地層，泄油面積大，壓力的降落深；同時(shí)當(dāng)天然裂縫與水平井溝通時(shí)，累計(jì)產(chǎn)氣量及日產(chǎn)氣速度都較高，儲(chǔ)量得以有效動(dòng)用。因此，頁巖氣開發(fā)的一個(gè)關(guān)鍵因素是在壓裂施工中盡可能開啟天然裂縫。

2.3.2 人工裂縫導(dǎo)流能力

頁巖儲(chǔ)層人工壓裂后易形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，垂直于井筒方向的裂縫為主裂縫，平行于井筒方向的裂縫為次裂縫。設(shè)計(jì)對(duì)比方案如表4所示，其中A方案不區(qū)分主、次裂縫，即主、次裂縫導(dǎo)流能力相同；B方案區(qū)分主、次裂縫，研究其對(duì)累計(jì)產(chǎn)量的影響。

表4 儲(chǔ)集特征參數(shù)典型數(shù)據(jù)表

對(duì)比方案A和B，設(shè)定主、次裂縫數(shù)量相同在保持儲(chǔ)層整體人工裂縫導(dǎo)流能力不變的情況下，由方案A分別計(jì)算方案B中主、次裂縫的導(dǎo)流能力，并逐步提高儲(chǔ)層整體導(dǎo)流能力為方案二和方案三，各方案的累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)比曲線見圖9，為更好區(qū)分對(duì)生產(chǎn)時(shí)間段進(jìn)行了截取。由累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)比曲線可以看出隨著裂縫導(dǎo)流能力的整體提高，區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)量隨之提高。同時(shí)3種方案主裂縫導(dǎo)流能力高于次裂縫導(dǎo)流能力時(shí)的累計(jì)產(chǎn)量總高于主、次裂縫導(dǎo)流能力相同的情況，因此在儲(chǔ)層改造時(shí)應(yīng)致力于形成高導(dǎo)流能力的主縫，以提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

2.3.3 主裂縫和次裂縫作用

有前面的研究可知頁巖儲(chǔ)層壓裂生產(chǎn)中應(yīng)該致力于高導(dǎo)流能力的主縫，因此有必要分別研究主、次裂縫的作用。不同的主、次裂縫條數(shù)對(duì)累計(jì)產(chǎn)量的影響如圖10所示。

由方案二與方案一的對(duì)比可以看出，雖然次裂縫的導(dǎo)流能力遠(yuǎn)低于主裂縫，但增加次裂縫的數(shù)量同樣可達(dá)到提高產(chǎn)量的目的，這是由于在頁巖氣藏中次裂縫能夠有效地為氣體的流動(dòng)提高滲流通道，提高儲(chǔ)層整體的動(dòng)用程度。因此次裂縫所構(gòu)成的網(wǎng)絡(luò)裂縫能有效彌補(bǔ)儲(chǔ)層滲透率的不足。

方案三與方案二具有相同的裂縫條數(shù)，但方案三的累計(jì)產(chǎn)氣量高于方案二，原因在于方案三主裂縫數(shù)量較多，對(duì)初始產(chǎn)量的影響明顯。開發(fā)初期儲(chǔ)層中的產(chǎn)出氣以游離氣為主，主裂縫的數(shù)量及導(dǎo)流能力是影響產(chǎn)量的關(guān)鍵因素。因此，頁巖氣藏水平井分段壓裂時(shí)增加主裂縫數(shù)量有助于提高氣井初期產(chǎn)量，縮短投資回收期。

3 結(jié) 論

(1)在保持地質(zhì)儲(chǔ)量不變的情況下，累計(jì)產(chǎn)氣量隨吸附氣含量的增大，蘭氏壓力、蘭氏體積的增加而逐漸降低，擴(kuò)散系數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響較小。

(2)儲(chǔ)集參數(shù)敏感性分析表明，累計(jì)產(chǎn)氣量受滲透率的影響最為顯著，其次為含氣豐度及孔隙度。該結(jié)論由特定區(qū)塊分析得出，但對(duì)頁巖氣儲(chǔ)層具有一定程度的普遍適用及指導(dǎo)價(jià)值。

(3)天然裂縫的溝通對(duì)于頁巖氣開發(fā)具有重要

價(jià)值，因此壓裂設(shè)計(jì)應(yīng)盡可能溝通天然裂縫。同時(shí)，增加垂直水平井筒的主裂縫數(shù)量有助于提高氣井初期產(chǎn)量，縮短投資回收期，而平行于井筒的次裂縫構(gòu)成的網(wǎng)絡(luò)裂縫能夠有效彌補(bǔ)頁巖儲(chǔ)層滲透率的不足。

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Analysis of the Influence Factors for Shale Gas Reservoir in Jiaoshiba Area

Hong Yafei1,Wang Jianzhong2, Sun Qiang2

(1.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,Sinopec,Yangzhou，Jiangsu225000,China；2.ChinaUniversityofPetroluem(EastChina),Qingdao，Shandong266580,China)

In order to study the main controlling factors of productivity for shale gas reservoir, a dual medium geological model for shale gas reservoir has been established based on the geological structure background in Jiaoshiba area, and analyzed the characteristic parameters that affect the productivity in the area by means of numerical simulation software CMG, including adsorption characteristic parameter, reservoir characteristic parameter and fracturing characteristic parameter. The research results showed that the productivity of shale gas well could decrease with the increase of adsorption gas content, Langmuir pressure and volume. Reservoir parameter sensitivity analysis indicated that the cumulative gas production affected by permeability was the most significant in the shale gas blocks, followed by free gas abundance, adsorption gas abundance and porosity, the influence of rock density was the weakest. It should be as far as possible to communicate the natural cracks when fracturing, and increase the number of main cracks that are vertical to the horizontal wellbore, which can improve the initial production of gas wells. However, those secondary fractures that parallel to the wellbore can effectively supplement the inadequacy of the reservoir permeability.

Jiaoshiba; shale gas; geological model; fracturing; influence factors for productivity

中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)資金資助項(xiàng)目(14CX05025A)。

洪亞飛(1990年生)，男，碩士，從事低滲透、致密儲(chǔ)層滲流機(jī)理及數(shù)值模擬方法研究工作。郵箱：qwe4511153@126.com。

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