复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价.pdf

2023年第13卷 第4期油气藏评价与开发PETROLEUM RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价胡之牮1，李树新2，王建君3，周 鸿4，赵玉龙1，张烈辉1（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石油煤层气有限责任公司，北京100028；3.中国石油浙江油田分公司，浙江 杭州 310023；4.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川 泸州 646001）摘要：基于页岩气多重运移机制理论，针对页岩储层压裂裂缝呈现复杂形状和非均匀分布的实际情况，建立耦合了两类孔隙表观渗透率的页岩表观渗透率统一模型，另外，运用实空间源汇函数理论和压降叠加原理，建立了气藏裂缝井筒耦合渗流模型。模拟分析了页岩气微观渗流、裂缝形状和裂缝非均匀分布对产能的影响，结果表明：微观渗流对页岩气井产量的影响不可忽视，在生产初期考虑微观渗流的日产气量比不考虑微观渗流的日产气量高了20.3%；复杂形状裂缝的产能比理想矩形裂缝的产能要低，其中星形裂缝的产能最低；裂缝的非均匀分布会影响水平井的产能，需选择最优布缝方式。研究模型综合考虑了页岩气的微观渗流机理和实际压裂裂缝情况，为页岩气藏压裂水平井产能研究提供了参考。关键词：页岩气；表观渗透率；压裂水平井；复杂裂缝；产能模型中图分类号：TE328文献标识码：AProductivity evaluation of multi-stage fracturing horizontal wells in shale gas reservoirwith complex artificial fracture occurrenceHU Zhijian1,LI Shuxin2,WANG Jianjun3,ZHOU Hong4,ZHAO Yulong1,ZHANG Liehui1（1.National Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan610500,China;2.PetroChina Coalbed Methane Company,Beijing 100028,China;3.PetroChina Zhejiang Oilfield Company,Hangzhou,Zhejiang 310023,China;4.Shunan Division,PetroChina Southwest Oil&Gas field Company,Luzhou,Sichuan 646001,China）Abstract:Considering complex shape and non-uniform distribution of fracturing fractures in shale reservoir,on the basis ofmultiple migration mechanisms a unified apparent permeability model is developed,incorporating two types of pore apparentpermeability based on multiple migration mechanisms.This model serves as the foundation for establishing a gas reservoir-fracture-wellbore coupled seepage model,utilizing real space source function theory and pressure drawdown superpositionprinciple.Through simulations and analyses,the study investigates the effects of micro seepage,fracture shape and non-uniformdistribution of fractures on shale gas productivity.The demonstrate that micro seepage significantly impacts shale gas wellproduction,with daily gas production being 20.3%higher when considering micro seepage during the initial stage compared toneglecting it.Furthermore,the productivity of wells with complex fractures is lower than that of wells with ideal rectangularfractures,and star-shaped fractures exhibit the lowest productivity.The non-uniform distribution of fractures also affects theproductivity of horizontal wells,and an optimal fracture layout is identified.The model takes into account both the micro seepagemechanism and actual fracturing fracture of shale gas,providing valuable guidance for the productivity research of fracturedhorizontal wells in shale gas reservoir.Keywords:shale gas;apparent permeability;fractured horizontal well;complex fracture;productivity model引用格式:胡之牮,李树新,王建君,等.复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价J.油气藏评价与开发,2023,13（4）:459-466.HU Zhijian,LI Shuxin,WANG Jianjun,et al.Productivity evaluation of multi-stage fracturing horizontal wells in shale gas reservoirwith complex artificial fracture occurrenceJ.Petroleum Reservoir Evaluation and Development,2023,13（4）:459-466.DOI:10.13809/32-1825/te.2023.04.007收稿日期：2022-03-07。第一作者简介：胡之牮（1998），在读硕士研究生，主要从事油气藏渗流理论及应用研究。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，邮政编码：610500。E-mail：通信作者简介：赵玉龙（1986），博士，研究员，主要从事非常规油气藏开发、数值模拟、试井分析等方面的科研与教学工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，邮政编码：610500。E-mail：基金项目：中国石油西南石油大学创新联合体项目“川南深层与昭通中浅层海相页岩气整体动用理论与技术”（2020CX020202）；中国石油西南石油大学创新联合体项目“不同构型页岩储层流体流动规律及开发优化理论与方法”（2020CX030202）；四川省杰出青年科技人才项目“深层海相页岩气藏流体赋存与传质机制研究”（2022JDJQ0009）。4592023年第13卷 第4期胡之牮，等.复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价随着非常规能源在世界能源中占据越来越重要的地位，页岩气作为“清洁非常规能源”的开发成为世界能源开发的研究重点。中国是页岩气大国，拥有丰富的页岩气资源量和广阔的开采前景，并且已经在四川盆地及其邻区实现了海相页岩气资源的有效开发1-2。页岩储层具有超低孔、超低渗的特点，普通的开采方式不能充分将其开采，必须通过大型水力压裂技术来实现工业化开采3，因此，页岩气的产能研究对页岩气藏的有效开发有着重要意义。页岩气主要以游离态和吸附态方式赋存在纳米孔隙中，并且在多尺度流动空间内存在许多复杂流动机理。目前，主流的研究方法是根据克努森数划分流动形态4-5，运用线性加权6或分子碰撞频率加权7-8的耦合方式建立综合考虑滑脱、解吸和扩散9的表观渗透率模型，但还很少有研究者将页岩气藏孔隙分为无机质孔隙和有机质孔隙进行研究。国内外预测页岩气藏压裂水平井产能主要有解析法、半解析法和数值法。解析法10-11大多都考虑储层为多重介质，并划分几种流动区域，利用拉式变换求得产量的解析解；半解析法12-13通过离散裂缝网格，构造压降矩阵，求解线性方程组进行产能预测；数值法14-15利用有限元、有限差分等方法求解渗流偏微分方程，从而模拟生产动态。但水力压裂形成的裂缝不仅形状复杂，并且呈现“不等间距、不等裂缝半长16”的非均匀分布，研究者们的产能计算方法没有全面综合地考虑到这些，造成计算结果不准确。研究基于页岩气的多重运移机制理论，将储层分为无机质孔隙和有机质孔隙，建立耦合了2种孔隙的页岩表观渗透率模型（图1）。在此基础上，考虑压裂裂缝的复杂形状和非均匀分布，利用源汇思想和叠加原理建立页岩气藏压裂复杂裂缝水平井产能预测模型，分析了页岩气微观渗流、裂缝形状和裂缝非均匀分布对产能的影响。1模型建立1.1页岩气表观渗透率模型页岩气储层多为微米纳米级孔隙，孔隙结构复杂、形状多样17-18。运用迂曲毛管束的分形理论19来描述页岩储层孔隙，将页岩储层分为有机质孔隙和无机质孔隙，全面考虑黏性流、克努森扩散和表面扩散的流动机理，推导页岩表观渗透率。无机质孔隙中存在黏性流20与克努森扩散。考虑稀薄气体效应修正黏性流公式，再引入加权因子表征黏性流和克努森扩散的贡献率8，得到无机质单根毛管截面的总质量通量为：Jin=V()1+Kn()1+4Kn1+KnD2pMg32gZRT+NDpCg3()8MgZRT0.5pL()D（1）式中：Jin为无机质单根毛管截面的总质量通量，单位mol/（m2s）；V为黏性流贡献率；为稀薄气体效应系数；Kn为克努森数；D为孔隙直径，单位m；p为地层压力，单位MPa；T为地层温度，单位K；Z为偏差因子；R为气体常数，单位J/（molK）；Mg为气体分子摩尔质量，单位 kg/mol；g为气体黏度，单位 mPas；N为克努森扩散贡献率；Cg为气体压缩系数，单位1/MPa；p为毛管束两端压力差，单位MPa；L为迂曲毛细管长度，单位m。式（1）乘以截面面积得到单根毛管质量流量，再对单根毛管沿最小和最大孔径进行积分，利用达西定律计算无机质孔隙渗透率为：Kin=()2-DpLDt-1()D2-Dpmax-D2-DpminDminDmax V()1+Kn()1+4Kn1+Kn132D2+Dt-Dp+NgCg3()8ZRTMg0.5D1+Dt-DpdD（2）式中：Kin为无机质孔隙渗透率，单位10-3m2；为孔隙度；Dp为孔隙面积分形维数；Dt为迂曲度分形维数；Dmax为最大孔隙直径，单位m；Dmin为最小孔隙直径，单位m。有机质孔隙表面存在吸附气，不仅会减小有效孔径，并且随着储层压力降低，吸附气发生的表面扩散还会对渗透率做出贡献。气体分子覆盖率、有效孔径和有效孔隙度21计算公式分别为：=p ZpL+p Z（3）图1页岩表观渗透率模型示意图Fig.1Schematic diagram of shale gas micro seepage model4602023年第13卷 第4期胡之牮，等.复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价De=D-2dm（4）e=()1-2dmDave2（5）式（3）式（5）中：为气体分子覆盖率；pL为Langmuir压力，单位MPa；De为有效孔径，单位m；dm为气体分子直径，单位m；e为有效孔隙度；Dave为平均孔隙直径，单位m。利用考虑吸附气厚度的有效参数计算3种复杂流动的流量，采用壁联扩散22的方式进行耦合，得到有机质孔隙渗透率为：Kor=e()2-DpeLDte-1e()D2-Dpemaxe-D2-Dpemine 132D3+Dte-Dpemaxe-D3+Dte-Dpemine3+Dte-Dpe+gCg3()8ZRTMg0.5D2+Dte-Dpemaxe-D2+Dte-Dpemine2+Dte-Dpe+4DBgZRTd3mNAp2D1+Dte-Dpemaxe-D1+Dte-Dpemine1+Dte-Dpe（6）式中：Kor为有机质孔隙渗透率，单位10-3m2；Le为有机质迂曲毛细管长度，单位m；DB为表面扩散系数，单位m2/s；NA为阿伏伽德罗常数，单位 1/mol；下标 e代表有机质有效参数。通过对页岩进行电镜扫描，确定有机质占比即可加权得出页岩表观渗透率为：Kapp=()1-Kin+Kor（7）式中：Kapp为页岩表观渗透率，单位10-3m2；为页岩储层有机质占比。1.2压裂水平井产能模型模型设定条件如下：水平井筒位于气藏中心，水平井长度方向为x轴，裂缝长度方向为y轴，裂缝高度方向为z轴；裂缝垂直于水平井筒，缝宽和缝高沿裂缝长度方向减小，并且沿水平井长度方向呈现“不等间距、不等半长”的分布；气藏初始压力均匀分布；气藏内流动为单相气体流动且忽略重力的影响；气体仅通过裂缝流入井筒并且不考虑井筒压降。定义气体拟压力23为：m(p)=giZipipippg(p)Z(p)dp（8）式中：m（p）为气体拟压力，单位MPa；pi为原始地层压力，单位MPa；gi为初始气体黏度，单位mPas；Zi为初始偏差因子。根据高等渗流力学理论24，封闭地层点汇拟压力形式为：m(p)=m(pi)-q(t)Ct0tS(x,t)S(y,t)S(z,t)dt（9）式中：m（pi）为气体初始拟压力，单位MPa；q（t）为点汇流量，单位 m3/s；Ct为综合压缩系数，单位 1/MPa；S(x,t)S(y,t)S(z,t)为x、y、z方向基本汇函数。其中3个方向基本汇函数分别为：S(x,t)=1xe1+2n=1exp()-KappgCtn22tx2ecosnxwxecosnxxe（10）S(y,t)=1ye1+2m=1exp()-KappgCtm22ty2ecosmywyecosmyye（11）S(z,t)=1ze 1+2l=1exp()-KappgCtl22tz2ecoslzwzecoslzze（12）式（10）式（12）中：xe、ye、ze分别为储层长度、宽度、厚度，单位m；xw、yw、zw为点汇坐标，单位m；x、y、z为气藏任意一点坐标，单位m；t为时间，单位s。将式（8）代入式（9），引入平均物性参数来近似等效气体黏度和偏差因子的变化，可以得到真实气体状态下的点汇压力解为：p2i-p2=2q(t)pi-g-ZCtgiZi0tS(x,t)S(y,t)S(z,t)dt（13）式中：-g为平均气体黏度，单位mPas；Z为平均偏差因子。由于地应力和压裂施工等因素的影响，水力压裂不会形成理想的矩形裂缝，而是沿着裂缝长度方向会变窄、变矮，常见的复杂形状裂缝如图2。水平井上有n条裂缝，每条裂缝的上下两翼沿中心线各离散成n份，每条裂缝共离散成2n份，整个缝网共有2nn个裂缝网格，每个裂缝网格中心点可视为一个点汇（图3）。根据点汇函数，初始时刻各边界并无流体流动，裂缝上翼微元对气藏中任意一点产生的压降为：p2i-p2(x,y,z,t)=2q(a)j,i(t)pi-g-ZCtgiZi0tS(x,t)S(y,t)S(z,t)dt（14）式中：p（x,y,z,t）为地层任意一点的压力，单位 MPa；q(a)j,i(t)为第j条裂缝上翼第i个微元流量，单位m3/s；上标（a）代表上翼方程，如果换成（b）代表下翼方程，上下两翼方程具有镜像性，因此，只给出上翼方程，下同。定义气藏压降系数为：R(i,j)=2pi-g-ZCtgiZi0tS(x,t)S(y,t)S(z,t)dt（15）4612023年第13卷 第4期胡之牮，等.复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价式中：R(i,j)为气藏压降系数，单位MPa/m3；i为裂缝序号；j为单翼裂缝网格序号。线性方程组共有2nn个方程，把方程组分成n份，每一份的前n个方程代表这条裂缝的上翼，后n个方程代表这条裂缝的下翼。上翼总方程组如下：p2i-()p(a)j,k2=o=1n m=1nq(a)j,m(t)R(o k,o m)+l=n+12nq(b)j,l(t)R(o k,o l)j=1,2,n;k=1,2,n（16）式中：p(a)j,k为第 j 条裂缝上翼第 k 个微元压力，单位MPa；o、k、l、m为序号。由达西定律可知，第j条裂缝上翼任意裂缝微元i到井筒的压降为：()p(a)j,i2-p2wf=2gpscZTKfTsc k=1i-1()q(a)j,ko=1kL(a)fjnf(a)j()o g(a)j()o+m=in q(a)j,m()o=1i-1L(a)fjnf(a)j()o g(a)j()o+L(a)fj2nf(a)j()i g(a)j()i式中：pwf为井底流压，单位MPa；psc为标准状况下压力，单位MPa；Tsc为标准状况下温度，单位K；Kf为裂缝渗透率，单位10-3m2；L(a)fj第j条裂缝上翼长度，单位m；f函数和g函数分别为缝宽和缝高发育函数。2模型求解联立公式（15）和（16）得到耦合流动方程组，方程组由压力平方差、压降矩阵和裂缝微元流量构成。方程如下：p()nt-1 t=Aqntt（18）p()nt-1 t=p2()nt-1 t-p2wf,p2()nt-1 t-p2wf,p2()nt-1 t-p2wfT1 2n2（19）qntt=q1,q2,qnT1 n（20）式（18）式（20）中：nt为时间步数；t为时间步长；p()nt-1 t为第nt-1个时间步数的压力平方差矩阵；qntt为第nt个时间步数的裂缝流量；p()nt-1 t为第nt-1个时间步数的地层压力，单位MPa，当nt=1时，pntt=pi。其中，qj有2n个元素，代表第j条裂缝离散后的2n个裂缝微元的流量，前n个代表上翼微元流量，后n个代表下翼微元流量：qj=q(a)j,1,q(a)j,n,q(b)j,1,q(b)j,nT1 2nj=1,2,n（21）A为缝网系统总压降矩阵，由气藏压降矩阵和裂缝压降矩阵组成：A=G+F（22）气藏压降矩阵如下：（17）图3单条裂缝离散网格图Fig.3Grid discretization of single fracture图2复杂形状裂缝示意图Fig.2Schematic diagram of complex-shaped fracture4622023年第13卷 第4期胡之牮，等.复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价G=R(1,1)R(1,2)R(1,2n2)R(2,1)R(2,2)R(2,2n2)R(2n2,1)R(2n2,2)R(2n2,2n2)2n2 2n2（23）裂缝压降矩阵如下，O为零矩阵，Fj代表第j条裂缝的压降矩阵：F=F1OOOF2OOOFnn n（24）Fj=F(a)jOOF(b)j2 2(j=1,2,n)（25）其中F(a)j表示第j条裂缝上翼的裂缝压降矩阵：F(a)j=0.5F(a)j,10.5F(a)j,10.5F(a)j,100.5F(a)j,2+F(a)j,10.5F(a)j,2+F(a)j,1000.5F(a)j,n+i=1n-1F(a)j,in n（26）第j条裂缝上翼裂缝压降矩阵系数为：F(a)j,i=2gpscZTKfTscL(a)fjnf(a)j()i g(a)j()i（27）所求的方程为线性方程组，运用高斯赛德尔迭代法即可求解。模型求解流程如图4。3模型验证与分析3.1模型验证为验证模型准确性，分别采用Petrel数值模拟软件和本文模型计算压裂水平井产能，计算参数见表1。不考虑裂缝的复杂形状和非均匀分布，模型退化为等间距压裂水平井产能模型，模型计算结果与数值模拟软件计算结果基本一致（误差小于5.0%），验证了模型的准确性（图5）。3.2参数敏感性分析3.2.1微观渗流机理页岩气藏与常规气藏最大的不同是页岩气在微纳米孔隙中存在多重运移机制。采用定压生产进行模拟，由图6a可知，1 500 d后不考虑微观渗流的累计产气量为 0.98108m3，考虑微观渗流的累计产气量达到了1.03108m3，两者相差4.85%；而在生产初期（即为刚开始生产时，t=1 d）考虑微观渗流与不考虑图4模型求解流程图Fig.4Model solving flow chart参数井底流压/MPa裂缝数量裂缝半长/m裂缝宽度/m裂缝高度/m裂缝间距/m裂缝导流能力/（10-3m2m）取值671500.005502000.2参数气藏长度/m气藏宽度/m气藏厚度/m基质渗透率/10-3m2基质孔隙度气藏温度/K原始地层压力/MPa取值1 9501 10050110-50.0535330表1页岩气藏基础参数Table 1Basic parameters of shale gas reservoir10203040506003006009001 2001 500日产气量/104 m3时间/d数值模拟软件研究模型图5等间距压裂水平井产能模型计算结果对比Fig.5Comparison of calculated results for productioncapacity models of equally spaced fractured horizontal wells4632023年第13卷 第4期胡之牮，等.复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价微观渗流的日产气量差距达到了20.3%。将式（3）变换成如下式子：=1Z pLp+1（28）由式（28）结果可知：当地层压力较高时，气体分子覆盖率值较大，有机质孔隙壁面充满着吸附态气体分子；随着地层压力下降，气体分子覆盖率值变小，吸附态气体分子不断地从壁面解吸出来。在生产初期，地层压力下降较快，此时，地层开始大量出现解吸气，当生产到300 d时，地层压力下降开始变得缓慢，吸附气的解吸变得缓慢，因此，微观渗流对页岩气井产量的影响不可忽略，需要构建全面考虑气体多重运移机制的页岩表观渗透率模型评价页岩气井的产能（图6b）。3.2.2裂缝形状在其他参数不变的情况下，裂缝形状的变化显著影响水平井产量，所有复杂形状裂缝产量都低于理想矩形裂缝，产量由大到小依次为：矩形裂缝、椭形裂缝、楔形裂缝、星形裂缝；模拟生产1 500 d后，与理想矩形裂缝产量相比，椭形裂缝、楔形裂缝、星形裂缝的累产气量分别减少了2.04%、3.87%、6.63%；初始日产气量减幅分别达到了 4.92%、9.63%和17.01%。综上所述，考虑裂缝为理想矩形裂缝不仅与实际情况不符，还高估了其产能（图7）。3.2.3裂缝非均匀分布由于压裂的成本与裂缝长度呈正相关，考虑裂缝总数与长度一定，需分析裂缝横向非均匀分布和纵向非均匀分布对产能的影响，因此，建立裂缝纵、横向非均匀分布模型（图8）。由模拟结果（图 9）可知：在裂缝总数和长度不变时，横向非均匀分布模式的产量由大到小依次为：外密内疏型、均匀型、外疏内密型。1 500 d后，外密内疏型、均匀型、外疏内密型的累产气量分别为1.00108m3、0.98108m3、0.95108m3，相较于均匀型，外密内疏型的累产气量增加了 2.04%，外疏内00.20.40.60.81.01.210203040506003006009001 2001 500累产气量/108 m3日产气量/104 m3时间/d考虑微观渗流(日产气量)不考虑微观渗流(日产气量)考虑微观渗流(累产气量)不考虑微观渗流(累产气量)时间/d1020304003006009001 2001 500压力/MPa地层压力井底流压a.产量对比b.压力变化图6微观渗流对页岩气产量的影响Fig.6Influence of micro seepage on shale gas production00.20.40.60.81.01.210203040506003006009001 2001 500矩形裂缝(日产气量)椭形裂缝(日产气量)楔形裂缝(日产气量)星形裂缝(日产气量)矩形裂缝(累产气量)椭形裂缝(累产气量)楔形裂缝(累产气量)星形裂缝(累产气量)累产气量/108 m3日产气量/104 m3时间/d图7裂缝形状对页岩气产量的影响Fig.7Influence of fracture shape on shale gas production图8裂缝纵、横向非均匀分布模型Fig.8Models for non-uniform distribution of fractures inboth longitudinal and transverse directions4642023年第13卷 第4期胡之牮，等.复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价密型的累产气量减少了 5.26%。这是由于外疏内密型会造成中间裂缝的控制区域重叠，造成浪费。纵向非均匀分布模式中，交错型的累产气量最高，为 1.01108m3；纺锤型获得的累产气量次之，为0.99108m3；哑铃型的产量最低，为0.97108m3。相较于均匀型，交错型的累产气量增加了3.06%，纺锤型的累产气量增加了1.02%，哑铃型的累产气量减少了1.03%。分析可得，相较纺锤型布局和哑铃型布局，交错型布局的裂缝控制面积最大。综上所述，在页岩气藏的压裂施工中选择外密内疏-交错型的布缝方式可以提高水平井的产能。3.3实例应用选取长宁页岩气藏一口水平井进行生产数据拟合，基础计算参数见表2。全面考虑页岩气的微观渗流机理和压裂裂缝的复杂拓展，模拟生产时间为20 a。由图10可以看出，本研究模型计算结果与生产数据接近，20 a后的累产气量为1.33108m3，运用文献25中模型预测该井的EUR（最终可采储量）为1.36108m3，两者相差2.21%，再次证明模型可靠。4结论1）基于气体多重运移机制，建立耦合了无机质孔隙和有机质孔隙的页岩储层表观渗透率，并运用实空间点汇函数和叠加原理，建立了非均匀分布的复杂形状裂缝水平井产能预测模型，该模型还考虑了裂缝的非均匀分布，可以描述裂缝的复杂形状，更符合现场实际情况。2）考虑微观渗流的页岩气井累产气量约为不考虑微观渗流页岩气井累产气量的1.05倍，因此，在对页岩气井进行产能评价时需要建立全面考虑页岩气微观渗流的页岩表观渗透率模型。3）地应力和压裂施工等因素的存在使得压裂裂缝不会呈现理想矩形形状，常见的复杂形状裂缝有椭形裂缝、楔形裂缝和星形裂缝，它们的产能依次降低，考虑压裂裂缝为矩形裂缝会高估水平井产能。00.20.40.60.81.01.210203040506003006009001 2001 500均匀型(日产气量)外疏内密型(日产气量)外密内疏型(日产气量)均匀型(累产气量)外疏内密型(累产气量)外密内疏型(累产气量)00.20.40.60.81.01.210203040506003006009001 2001 500均匀型(日产气量)纺锤型(日产气量)哑铃型(日产气量)交错型(日产气量)均匀型(累产气量)纺锤型(累产气量)哑铃型(累产气量)交错型(累产气量)累产气量/108 m3日产气量/104 m3日产气量/104 m3累产气量/108 m3时间/d时间/da.横向非均匀分布产量对比b.纵向非均匀分布产量对比图9裂缝非均匀分布对页岩气产量的影响Fig.9Influence of non-uniform distribution of fractures on shale gas production表2长宁页岩气井基础参数Table 2Basic parameters of Changning shale gas well参数气藏长度/m气藏宽度/m气藏厚度/m基质孔隙度有机质占比综合压缩系数/MPa-1取值2 000500300.0610.0550.024参数气藏温度/K原始地层压力/MPa井底流压/MPaLangmuir压力/MPaLangmuir体积/（m3/kg）裂缝导流能力/（10-3m2m）取值37736104.52.710-30.15累产气量/108 m3日产气量/104 m3时间/a00.30.60.91.21.5102030405005101520生产数据研究模型图10生产数据拟合图Fig.10Production data fitting diagram4652023年第13卷 第4期胡之牮，等.复杂人工裂缝产状页岩气藏多段压裂水平井产能评价4）裂缝的非均匀分布会影响水平井的产能，横向非均匀中外密内疏型得到的产量最多，纵向非均匀分布模式中交错型得到的产量最多。因此，在压裂施工中，采用外密内疏-交错型的布局有利于提高水平井的产量。参 考 文 献1邹才能,赵群,丛连铸,等.中国页岩气开发进展、潜力及前景J.天然气工业,2021,41（1）:1-14.ZOU Caineng,ZHAO Qun,CONG Lianzhu,et al.Developmentprogress,potential and prospect of shale gas in ChinaJ.Natural Gas Industry,2021,41（1）:1-14.2张金川,史淼,王东升,等.中国页岩气勘探领域和发展方向J.天然气工业,2021,41（8）:69-80.ZHANG Jinchuan,SHI Miao,WANG Dongsheng,et al.Fieldsand directions for shale gas exploration in ChinaJ.Natural GasIndustry,2021,41（8）:69-80.3车世琦.涪陵气田平桥区块页岩气选区评价J.石油地质与工程,2022,36（4）:48-54.CHE Shiqi.Selection evaluation of shale gas in Pingqiao blockof Fuling gas fieldJ.Petroleum Geology&Engineering,2022,36（4）:48-54.4高志飞,许寻,王坤,等.低渗、特低渗轻质油藏溶解气驱气体流动临界饱和度研究J.石油地质与工程,2021,35（3）:63-66.GAO Zhifei,XU Xun,WANG Kun,et al.Study on gas criticalgas saturation of dissolved gas flooding in light oil reservoir withlow permeability and ultra-low permeabilityJ.PetroleumGeology&Engineering,2021,35（3）:63-66.5CIVAN F.Effective correlation of apparent gas permeability intight porous mediaJ.Transport in Porous Media,2010,82（2）:375-384.6CIVANF,RAICS,SONDERGELDCH.Shale-gaspermeability and diffusivity inferred by improved formulation ofrelevant retention and transport mechanismsJ.Transport inPorous Media,2011,86（3）:925-944.7WU K L,LI X F,GUO C H,et al.Adsorbed gas surfacediffusion and bulk gas transport in nanopores of shale reservoirswith real gas effect-adsorption-mechanical couplingC/PaperSPE-173201-MS presented at the SPE Reservoir SimulationSymposium,Houston,Texas,USA,February 2015.8吴克柳,李相方,陈掌星.页岩气纳米孔气体传输模型J.石油学报,2015,36（7）:837-848.WU Keliu,LI Xiangfang,CHEN Zhangxing.A model for gastransport through nanopores of shale gas reservoirsJ.ActaPetrolei Sinica,2015,36（7）:837-848.9岳陈军,张烈辉,赵玉龙,等.考虑表面扩散的页岩气渗透率两区复合解析模型J.水动力学研究与进展（A辑）,2016,31（3）:362-371.YUE Chenjun,ZHANG Liehui,ZHAO Yulong,et al.A dual-zone composite analytic model for shale gas permeabilityconsideringsurfacediffusionJ.ChineseJournalofHydrodynamics,2016,31（3）:362-371.10顾岱鸿,丁道权,刘军,等.三重介质页岩气藏分段压裂水平井产能预测模型J.大庆石油地质与开发,2016,35（1）:158-165.GU Daihong,DING Daoquan,LIU Jun,et al.Productivitypredicting model of the staged fractured horizontal well intriple-media shale gas reservoirsJ.Petroleum Geology andOilfield Development in Daqing,2016,35（1）:158-165.11OZKAN E,BROWN M,RAGHAVAN R,et al.Comparison offractured-horizontal-well performance in tight sand and shalereservoirsJ.SPE Reservoir Evaluation&Engineering,2011,14（2）:248-259.12杨兆中,廖梓佳,李小刚,等.非均布导流下页岩气藏压裂水平井产量模拟J.西南石油大学学报（自然科学版）,2021,43（3）:93-100.YANG Zhaozhong,LIAO Zijia,LI Xiaogang,et al.Productionsimulation of fractured horizontal well with non-uniform spacedistribution of fracture conductivity in shale gas reservoirJ.JournalofSouthwestPetroleumUniversity（Science&Technology Edition）,2021,43（3）:93-100.13蒲谢洋,胡永全,赵金洲,等.考虑微观渗流的页岩气藏拉链式压裂水平井产能预测J.新疆石油地质,2016,37（5）:565-570.P