考虑段间SRV非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型.pdf

第 43 卷第 8 期2023 年 8 月 80 天然气工业Natural Gas Industry引文：魏明强,王浩,段永刚,等.考虑段间SRV非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型J.天然气工业,2023,43(8):80-89.WEI Mingqiang,WANG Hao,DUAN Yonggang,et al.Production profile prediction model of fractured marine-terrestrial transitional facies shale gas horizontal wells considering SRV heterogeneity between different sectionsJ.Natural Gas Industry,2023,43(8):80-89.考虑段间 SRV 非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型魏明强1,2王 浩1段永刚1陈 虎1李星涛3杨海星3孙玉平4段希宇51.西南石油大学石油与天然气工程学院2.四川省页岩气产业发展研究院 3.中国石油煤层气有限责任公司4.中国石油勘探开发研究院5.中国石油西南油气田公司页岩气研究院摘要：准确认识水平井压裂后各段产出贡献、返排规律及井底生产动态是判断压裂改造有效性和提升设计针对性的依据，对提高气井产能和降本增效具有重要意义。为此，针对海陆过渡相页岩气长水平井非均质性和差异化增产改造引起的各段改造程度差异性问题，建立了考虑页岩储层非均质性和各段改造体积与改造程度差异的 5 区不稳定线性流压裂水平井产出剖面预测模型，运用现代数学物理方法和 Stehfest 数值反演方法获得了气井产量及各压裂段流量产出贡献曲线,并分析了各段的天然气产出规律及其影响因素。研究结果表明：压降双对数、产能递减和各段产出贡献曲线可划分为裂缝线性流、裂缝改造区流、改造区外流、系统拟径向流及边界控制流 5 个流动阶段；改造区渗透率和面积对裂缝线性流动阶段、裂缝改造区流动阶段的产出贡献率影响为正相关关系；改造区外渗透率增加，系统拟径向流阶段产出贡献率增长且持续时间增加；实际页岩气井产出剖面预测与示踪剂监测结果吻合较好，验证了模型的实用性和可靠性。结论认为，考虑段间 SRV 非均质性的页岩气压裂水平井产出剖面预测模型，可以有效解决页岩气藏工程中产出剖面预测难的问题，对页岩气压裂工艺优化及效益开发具有重要的指导作用。关键词：海陆过度相；页岩气；压裂水平井；非均质；产能；产气剖面；预测模型DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.08.007Production profile prediction model of fractured marine-terrestrial transitional facies shale gas horizontal wells considering SRV heterogeneity between different sectionsWEI Mingqiang1,2,WANG Hao1,DUAN Yonggang1,CHEN Hu1,LI Xingtao3,YANG Haixing3,SUN Yuping4,DUAN Xiyu5(1.Petroleum Engineering School,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Sichuan Shale Gas Industry Development Research Institute,Chengdu,Sichuan 610500,China;3.PetroChina Coalbed Methane Co.,Ltd.,Beijing 100028,China;4.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development,Beijing 100083,China;5.Shale Gas Research Institute,PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sichuan 610051,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.8,p.80-89,8/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:After a horizontal well is fractured,it is necessary to accurately understand its sectional production contribution,flowback laws and bottom hole production performance,which is the basis for judging fraturing effetiveness and improving design pertinence,and it of important significance to gas well productivity increase and the realization of cost reduction and efficiency improvement.In view of the heterogeneity of long horizontal wells in marine-continental transitional shale gas and the stimulation degree difference between different sections caused by differential simulation,this paper establishes a production profile prediction model of fractured horizontal well with five-zone transient linear flow considering shale reservoir heterogeneity and SRV and stimulation degree differences between different sections.The production rate of the In view of the heterogeneity of long horizontal wells in marine-continental transitional shale gas and the stimulation degree difference between different sections caused by differential simulation,this paper establishes a production profile prediction model of fractured horizontal well with five-zone transient linear flow based on shale reservoir heterogeneity and SRV and stimulation degree differences between different sections.The production rate of the gas well and the production contribution curve of each fracturing section are obtained by using the modern mathematical physics method and the Stehfest numerical inversion method.In addition,the gas production laws of each section and their influential factors are analyzed.The following research results are obtained.First,the double logarithmic pressure drop,productivity decline and production contribution curve of each section can be divided into five flow stages:fracture linear flow,fracture transformation zone flow,transformation zone outer flow,quasi radial flow and boundary control flow.Second,the permeability and area of the transformation zone have a positive correlation with the production contribution rate of the fracture linear flow stage and the fracture transformation zone flow stage.Third,the increase of permeability outside the transformation zone increases the production contribution rate and duration of the quasi radial flow stage.Fourth,the production profile prediction of a real shale gas well matches well with the tracer monitoring results,verifying the practicality and reliability of the model.In conclusion,the production profile prediction model of fractured shale gas horizontal well considering SRV heterogeneity between different sections can effectively solve the problem of difficult production profile prediction in shale gas reservoir engineering,and plays an important role in guiding fracturing technology optimization and benefit development of shale gas.Keywords:Marine-continental transitional facies;Shale gas;Fractured horizontal well;Heterogeneity;Productivity;Gas production profile;Prediction model基金项目：中国石油西南石油大学创新联合体科技合作项目“海陆过渡相多层叠置页岩气压裂及开发优化技术研究”（编号：2020CX030200）；中国石油基础性前瞻性科技专项“页岩油气开发机理与体积开发技术研究（编号：2023ZZ08）”。作者简介：魏明强，1986 年生，副研究员，博士；主要从事复杂油气渗流、试井、产能分析及油气藏监测解释等方面的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道 8 号。ORCID:0000-0002-6296-0993。E-mail:通信作者：孙玉平，1983 年生，高级工程师，博士；主要从事天然气战略规划和气田开发动态评价等方面研究工作。地址：（100080）北京市海淀区学院路 20 号院。ORCID:0000-0002-0170-5382。E-mail:第 8 期 81 魏明强等：考虑段间 SRV 非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型0引言我国海陆过渡相页岩气分布广泛，资源规模大，是页岩气勘探开发重要的接替领域1-4。与海相页岩相比，海陆过渡相页岩气藏具有岩相变化快、储层连续性差、厚度小，含气量低、有机质孔隙发育程度低和非均质强等特点，用常规开发方法和技术实现规模效益开发面临巨大挑战5-7，水平井体积压裂技术是实现页岩气藏效益开采的关键技术之一。准确认识水平井各段产出贡献、返排规律及井底生产动态是判断压裂改造有效性和提升设计针对性的依据，提高气井产能和降本增效具有重要意义。目前水平井产出剖面的确定主要依赖于动态监测技术，但这些技术面临监测成本高，测试时间短、仪器下入难等挑战8-11。页岩气水平井压后各段产出实质上是地层渗流问题，针对页岩气水平井压后渗流，国内外学者开展了大量研究并提出了许多试井和产量递减分析模型12-13。Lee14和Brown等15提出了直井和非常规油藏压裂水平井三线性模型；郭小哲等16-17 分别将三线性模型从低渗透油藏扩展到页岩气藏；吴永辉等18建立了考虑页岩气的解吸、滑脱和高压物性非线性的水平井压裂三线性流模型；Stalgorova等19考虑主裂缝间和主裂缝外区未改造渗流的差异性，提出了五区线性复合模型；苏玉亮等20应用该模型进行了常规油藏产能预测；许莹莹等21-25为了揭示页岩气压裂水平井响应特征，考虑页岩气多重运移机制（页岩气解吸、扩散和渗流），气体的非线性效应和缝网应力敏感性等特征，但忽略了水平井各段压裂后改造物性及形状差异的影响。为此，针对海陆过渡相页岩气长水平井非均质性和差异化增产改造引起的各段改造程度差异性问题，本文建立了考虑页岩气储层非均质性和各段改造体积与改造程度差异的五区不稳定线性流压裂水平井产出剖面预测模型，应用现代数学物理方法和Stehfest 数值反演方法，获得了气井总产量及各段产量的响应解，分析并讨论了压裂后各段产出规律及影响因素，形成了压裂水平井产出剖面预测模型和分析方法，对提升页岩气压裂改造效果有效性、压裂设计针对性和科学性具有重要的理论及工程实践意义。1非均质压裂水平井渗流模型1.1渗流物理模型鄂尔多斯盆地东缘大宁吉县区块海陆过渡相优质页岩层段位于上古生界二叠系山西组。该层发育页岩、致密砂岩、煤层和碳质页岩共计 4 类岩性，且呈现多层叠置特征。为了获得更高产能，页岩气一般采用长水平井开发，因此水平井沿程存在不同岩性组合模式。因岩性物性及岩石力学性质差异，水平井体积压裂各段缝网改造程度（如裂缝半长、裂缝导流能力、增产改造体积区）呈现差异化特征。为了描述海陆过渡相页岩体积压裂改造各段的差异特征，构建了海陆过渡相页岩气压裂水平井非均质差异化改造渗流物理模型（图 1）。模型基本假设条件：储层原始地层压力为 pi；压裂水平井以井口产量（Qsc）定产生产；鄂尔多斯盆地东缘山23亚段优质页岩厚度约 15 m26，故假设压裂裂缝可全穿透水平井位于封闭矩形区域的中心；水力主裂缝垂直于井筒，且每条裂缝长度相同或不同；只有主水力裂缝与水平井直接连通；流体为单相可压缩气体；页岩气解吸和渗流分别符合 Langmuir 吸附方程和达西定律；流体在各区的流动满足线性渗流规律，各区流体流动方向见图 1-b 中的绿色箭头方向；忽略了重力和毛细管压力影响。图 1 为压裂水平井第 n 条裂缝改造与未改造区域流动示意图，其中图 1-b 是选取了图 1 裂缝之间区域的 1/2，该模型由 1 4 区和压裂主裂缝区组成。第 1 区表示裂缝体积改造的复杂缝网增产改造体积区（SRV），不同主裂缝改造后 SRV 区渗透率不同，主裂缝区流动为有限导流；第 2、3、4 区是非增产改造区域，渗透率明显低于改造区。1.2数学模型建立及求解与常规气藏相比，页岩气藏一个典型特征是存在气体吸附解吸特征。页岩气吸附通常采用 Langmuir等温吸附模型，根据物质平衡原理和拟压力定义，考虑页岩气解吸影响的一维拟压力控制方程24：（1）式中 表示拟压力，MPa2/（mPas）；表示岩石孔隙度；表示气体黏度，mPas；K 表示渗透率，mD；Ct表示总压缩性，MPa1；sc表示标准条件下的气体密度，g/cm3；VL表示 Langmuir 吸附浓度，m3/m3；pL表示 Langmuir 压力，MPa；p 表示压力，MPa；表示压力 p 下的气体密度，g/cm3；t 表示生产时间，d。1.2.1水力裂缝区数学模型水力压裂主裂缝区微分控制方程如式（2），其2023 年第 43 卷 82 天 然 气 工 业边界条件可以描述为：裂缝尖端无流动（y=yf），裂缝末端（y=0）流动符合达西定律，总流量被描述为每条水力裂缝的流量总和，初始时刻（t=0）裂缝拟压力为原始地层拟压力。（2）式中 Fn表示主裂缝的拟压力，MPa2/(mPas)；y 表示裂缝延伸方向距离，m；K 表示渗透率，Kn,0,1、Kn,1,1分别表示第 n 条裂缝左、右侧的第 1 区渗透率，mD；wn表示第 n 条裂缝的宽度，mm；KFn表示第 n 条裂缝的渗透率，mD；x 表示裂缝垂直方向（或水平井井筒方向）距离，m；Fn表示第 n 条裂缝区的孔隙度；CFtn表示第 n 条主裂缝区的压缩系数，MPa1。1.2.2第 1、2 区数学模型第 1 区域代表 4 个区域中的 SRV 区，将第 1 区考虑为均质模型。第 1、2 区的压力分布可用扩散系数方程 式（3）表示（y=yf），同时第 1、2 区的共同边界根据图 1-b 的描述满足相同的压力连续性条件，流量连续性条件和初始条件，对第 2 区的外边界处其拟压力随距离的变化率为零。（3）式中 j 表示主裂缝左右边编号，1 表示左侧，0 表示右侧，i 表示裂缝改造第几区；i 仅代表 1、2 区。1.2.3第 3、4 区数学模型第 3、4 区的压力分布可用扩散系数方程 式（4）表示 22，同理其满足相似的压力连续性条件，流量连续性条件和初始条件，对于第 3、4 区的外边界处其拟压力随距离的变化率为零。（4）式中 i 仅代表 3、4 区。1.3模型求解为了方便模型求解，通过无因次定义，即可化解方程。相关无因次定义见表 1。图1海陆过渡相页岩气压裂差异化改造示意图第 8 期 83 魏明强等：考虑段间 SRV 非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型表1相关参数无因次定义表 参数名称无因次参数参数注解无因次距离x 表示有因次长度（如 x,y,xn,j,i,ye等），m；yf表示裂缝半长，m；ye表示储层宽度的一半，m无因次裂缝宽度无因次生产时间无因次拟压力 表示拟压力（如本文 n,j,i，Fn，wf，f,n,j,1等），MPa2/(mPas)；T、Tsc分别表示储层温度和地面标况下的温度，；h 表示储层厚度，m；psc表示地面标况下的压力，MPa；Qsc表示井口流量，m3/d；i表示原始地层拟压力，MPa2/（mPas）无因次扩散系数 表示扩散系数（如 n,j,i，f,n,j,1，Fn）,m2/h吸附系数无因次产量wf表示井底流动拟压力，MPa2/（mPas）通过参数无因次和 Laplace 变换，即可得到上述5 区的无因次 Laplace 方程。如第 4 区 Laplace 扩散系数方程：（5）式中 表示 Laplace 空间拟压力；u 表示 Laplace 转换变量。根据数学物理方法，可以得到式（5）解的一般形式，并将其带入边界条件即可求解，如第 4 区的压力可改写为第 2 区和第 4 区之间边界处第 2 区的压力：（6）与第 4 区 Laplace 空间下的无因次渗流方程和拟压力推导过程类似，可依次求解第 3 区、第2 区、第 1 区和水力裂缝区域拟压力项的 Laplace形式：Laplace 空间下的第 3 区无因次拟压力项解：（7）Laplace 空间下的第 2 区无因次拟压力项解：（8）Laplace 空间下的第 1 区无因次拟压力项解：（9）Laplace 空间下的水力裂缝区无因次拟压力项解：（10）式（6）（10）中：2023 年第 43 卷 84 天 然 气 工 业通过定产压降解与定压流量解关系和 Stehfest 数值反演方法，解出单段压裂缝 i 定压生产时的无因次流量，对于 N 条裂缝的多段压裂井，在定压生产时全井的无因次总流量为 N 条裂缝的单段压裂缝 i 定压生产时的无因次流量之和。根据非稳态产量递减理论模型中无因次时间（tD）和无因次产量（qD）的定义（表 1），通过对 tD和 qD取对数，即可变化得到：（11）（12）根据式（11）、（12），无因次产量和无因次时间双对数曲线与实际气井产量和时间双对数曲线通过坐标平移和上下移动即可实现页岩气多级压裂水平井的产量拟合及预测。2产出剖面响应特征及规律分析对上述 Laplace 空间的井底压力（pD）、井底压力导数（pD）、各裂缝产能（qDi）及总产能（qD）响应解进行 Stehfest 数值反演计算即可获得不稳定压力、产能和各段产出剖面预测曲线。页岩气水平井一般压裂 20 30 段，各段产出贡献规律不易区分。为了便于讨论分析，产出剖面机理模型考虑水平井仅压裂 5 条裂缝，裂缝均匀等间距，但各改造区渗透率存在差异，其相关参数如表 2 所示。表2产出剖面计算基础参数表参数值压裂裂缝条数（N）/条5水平井长度（L）/m500压裂裂缝有效半长（xf）/m50裂缝改造区面积（y1x1）/m23050各裂缝改造区外储层渗透率（Kn,j,2、Kn,j,3、Kn,j,4）/mD0.000 9第 1 条裂缝改造区渗透率（K1,j,1）/mD0.01第 2 条裂缝改造区渗透率（K2,j,1）/mD0.06第 3 条裂缝改造区渗透率（K3,j,1）/mD0.015Langmuir 压力（pL）/MPa20Langmuir 体积（VL）/(m3m3)4各裂缝区面积（yexe）/m2 100200各裂缝导流能力（FcD）100裂缝宽度（wf）/m0.005第 4 条裂缝改造区渗透率（K4,j,1）/mD0.08第 5 条裂缝改造区渗透率（K5,j,1）/mD0.032.1渗流及产出剖面响应特征为了更准确诊断不同阶段的响应特征，图 2 整合了无因次压降试井、产量递减及各段产出剖面变化曲线。根据整合曲线 qDi压降双对数曲线特征，将其分为了 5 个流动阶段。阶段：压降双对数曲线呈现平行直线，表现为主裂缝的线性流特征，无因次产量呈现线性下降的特征，各压裂段产出贡献率几乎恒定。阶段：裂缝改造区的流动，压降双对数曲线呈现一定幅度的上翘，上翘幅度与各改造区的渗透率有关；该阶段无因次产量下降速率要高于阶段，改造区渗透率高的压裂段产出贡献有略微降低，改造区低渗透率段后期有略微增加。阶段：改造区外流动段，压降双对数曲线进一步向上翘，表现压力波及到外区物性差区域，无因次产量递减速度进第 8 期 85 魏明强等：考虑段间 SRV 非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型一步加快，各段产出贡献表现出改造高渗透率段贡献率快速降低，低渗透率区贡献大幅增加。阶段：系统拟径向流或者改造区外流动段与边界响应控制流段的过渡流段，压力波波及到边界前系统总的拟径向流流动，该阶段压降双对数曲线中的压力导数曲线逐渐变平；无因次产量递减曲线下降幅度变缓，因改造区外渗透率相同，该流动阶段各段产出贡献平稳且基本相同。阶段：边界响应控制流段，该阶段压降双对数曲线是斜率为 1 的直线，无因次产量快速下降，递减速率最快，产出贡献表现为改造高渗透率区贡献率快速下降，低渗透率区快速增加，其主要原因在前 4 个阶段改造高渗透率段的产出程度已很高，后期主要是 SRV 区外的贡献为主；而改造低渗透率段的产出程度还较低，后期主要是 SRV 区内流动贡献占比较高。2.2产出剖面变化敏感性分析 为更好地揭示产出剖面变化规律，讨论了相关参数对其产出贡献变化特征的影响。依据 tD不同阶段划分方式，图 2 划分为 5 个阶段，其划分方式同样适用于图 3、4。图2非均质页岩水平井压裂压降产量递减各段产出贡献整合图图3各区渗透率对产出剖面的影响图2.2.1SRV 区渗透率对产出剖面的影响图 3-a、b 为两种不同 SRV 区渗透率组合的产出剖面变化曲线。从图中可以看出 SRV 区渗透率高的压裂段、阶段的产出贡献越大，阶段各压裂段的贡献基本相同（各段改造区外渗透率相同），阶段高 SRV 区渗透率压裂段的贡献率快速降低，且小于低 SRV 区的压裂段。对比图 3-a、b 可以看出各改造段的 SRV 区渗透率差值会影响各流动阶段的持续时间，如图 3-b 中阶段的持续时间长于图 3-a。2.2.2改造区外渗透率对产出剖面的影响图 3-c 为各压裂段 SRV 区渗透率相同，依据图2 的阶段划分方法改造区外各段渗透率不同的产出剖面图。该图表明在、阶段，产出剖面的贡献保持不变。在阶段随着 SRV 区外渗透率的增加，流动2023 年第 43 卷 86 天 然 气 工 业贡献逐渐增加，随后产出剖面进入一个贡献率较高的稳定阶段（阶段），当流动阶段达到边界时，产出剖面急剧上升。反之，在阶段 SRV 区外渗透率越低时，压裂段的流动贡献逐渐降低，产出剖面进入一个贡献率较低的稳定阶段（阶段），当流动阶段达到边界时，产出剖面急剧下降。从图 3-c 中可以看出，SRV 区外渗透率高低是页岩气井中后期稳产的关键。2.2.3改造区规模对产出剖面的影响各压裂段 SRV 区渗透率分别为：K1,0,1=0.010 mD，K2,0,1=0.060 mD，K3,0,1=0.015 mD，K4,0,1=0.080 mD，K5,0,1=0.030 mD，不同 SRV 区面积对产出剖面的影响如图 4-a 所示，其中实线为各段 SRV 面积 a：15 m 30 m，虚线为各段 SRV 面积 b：30 m50 m。从图中可以看出 SRV 区越大，、阶段持续的时间越长。页岩改造范围大小是提高单井早中期产量关键。2.2.4各压裂段控制面积大小对产出剖面的影响各压裂段 SRV 区渗透率分别为：K1,0,1=0.010 mD，K2,0,1=0.060 mD，K3,0,1=0.015 mD，K4,0,1=0.080 mD，K5,0,1=0.030 mD，各段控制面积对产出剖面的影响如图 4-b 所示，其中实线为各段控制面积 a：80 m250 m，虚线为各段 SRV 面积 b：50 m200 m。从图中可以看出各段控制面积区越大，阶段持续时间越长，且阶段进入的时间越晚。3实例应用及分析为了验证产出剖面预测结果的准确性和可靠性，应用产出剖面监测结果验证了本文模型。根据建立的模型，综合水平井段测井物性和可压性参数解释、微地震裂缝监测结果和压裂施工参数作为产能和产出剖面预测初始基础参数及赋值依据，以双对数产量递减曲线为约束，调整基础参数值开展无因次产量曲线与实际产量曲线拟合获取产出剖面。其具体步骤为：对水平井测井解释结果分段分析；改造参数及改造效果分析，如使用微地震等；输入参数进行非均质产能和产出剖面预测；判断预测结果生产历史动态拟合是否满足要求，如果不满足则重新回到步骤，调整参数直到满足要求；反演获得各段产出剖面。基于分析流程对某页岩气区块一口页岩气试采井（X-2）井进行了产出剖面预测分析。X-2 井水平段垂深介于 3 658 3 722 m。生产层位是 L 组，试油井段为 4 030 5 508 m，段长为 1 478 m，压裂段数为 27 段。该井试采 425 天，其试采曲线日产量（qg）见图 5。从图中可以看出，该井生产呈现较为明显的产量递减特征。将试采曲线转换为双对数坐标，通过本文理论模型对无因次理论图版与实际产量递减曲线拟合，除了生产早期受压裂液返排对拟合效果有一定影响外，总体上生产曲线拟合效果较好（图 6-a）。图5X-2井产量变化曲线图图4SRV 区及压裂段控制面积大小对产出剖面的影响图第 8 期 87 魏明强等：考虑段间 SRV 非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型X-2 井生产初期开展了示踪剂产出剖面测试，通过产量递减拟合约束预测的各段产出贡献结果与实际示踪剂测试结果具有明显一致性（图 7），平均吻合度为 96.3%，验证了产出剖面预测模型的正确性和可靠性。在上述产出剖面预测结果验证基础上，开展了海陆过渡相页岩气井的产出剖面预测。JP1H 井为鄂尔多斯盆地大吉区块河东地区中部一口页岩气风险探井，以山23亚段底部页岩为目的层，垂深 2 200 m，水平长度 1 760 m，水平井段 2 577 4 235 m，分 23 段压裂，该井通井发现在 3 458 4 235 m 堵塞，通井未成功。该井稳定试采 323 天，稳定日产气量 3.3104 m3，累计产气量 227104 m3。结合水平井测井、微地震监测和生产动态数据为约束，除了生产早期受压裂液返排对拟合效果有一定影响外，总体上生产曲线拟合效果较好（图 6-b）。通过生产动态拟合分别预测了存在堵塞段未通（3 458 4 235 m）和堵塞段全部通井后的产出剖面（图 8），结果表明低渗透率区即12 15 压裂段产出贡献率低。同时从测井解释渗透率看，3 458 4 235 m 堵塞段存在渗透率高的优质页岩段，通过理论模型计算堵塞段（3 458 4 235 m）通井后气井正常生产总产气量提升 1.63 倍。利用笔者提出的产出剖面预测模型对 JP1H 井真实产出及产能进行评估，其结果对以提高产能为目标的海陆过渡相页岩气井“地质工程产能”三甜点的压裂段数及位置优化设计具有重要参考意义。4结论1）在五区复合渗流模型基础上，建立考虑段间SRV 非均质性的页岩气压裂水平井产出剖面预测模型，绘制了产能递减、压降双对数和各段产出整合曲线。2）页岩气产量递减曲线、压降双对数和产出剖面曲线整合图版可分为 5 个流动阶段：裂缝线性流阶段、裂缝改造区流动阶段、改造区外流动阶段、系统拟径向流或者改造区外流动阶段与边界响应控制流段的过渡流阶段以及边界响应控制流阶段。3）裂缝改造区大小主要影响裂缝线性流和裂缝改造区流动阶段，改造区越大，裂缝改造区的流动段持续时间越长，页岩改造范围越大是提高单井早中期产量关键；各压裂段改造区的渗透率主要影响裂缝线性流、裂缝改造区流动和改造区外 3 个流动阶段，改造区渗透率越高则该段的产出贡献越大，说明提高改造区缝网程度是提高单段早中期产出贡献的重要因素。4）渗流区域面积大小主要影响第阶段系统拟径向流阶段和第阶段边界响应控制流阶段，渗流区图6气井生产动态拟合图图7X-2井压裂各段产出贡献对比柱状图2023 年第 43 卷 88 天 然 气 工 业域面积越大，系统拟径向流持续时间越长，进入边界响应阶段的时间越晚；改造区外渗透率大小主要影响第、和阶段的流动，改造区外渗透率越高，系统拟径向流阶段的产出贡献越高。5）通过计算无因次产量与无因次时间对实例页岩气井生产数据拟合预测得到的各段产出贡献与示踪剂监测结果吻合率达到 90%以上，验证了该模型的可行性和实用性。利用提出的产出剖面预测模型可对实际气井各段产出进行评估，对提高海陆过渡相页岩气井产能为目标的“地质工程产能”三甜点的压裂段数及位置优化设计具有重要参考意义。参考文献 1 邹才能,董大忠,王社教,等.中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力 J.石油勘探与开发,2010,37(6):641-653.ZOU Caineng,DONG Dazhong,WANG Shejiao,et al.Geological characteristics,formation mechanism and resource potential of shale gas in ChinaJ.Petroleum Exploration and Development,2010,37(6):641-653.2 匡立春,董大忠,何文渊,等.鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气地质特征及勘探开发前景 J.石油勘探与开发,2020,47(3):435-446.KUANG Lichun,DONG Dazhong,HE Wenyuan,et al.Geological characteristics and development potential of transitional shale gas in the east margin of the Ordos Basin,NW ChinaJ.Petroleum Exploration and Development,2020,47(3):435-446.3 董大忠,王玉满,李新景,等.中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考 J.天然气工业,2016,36(1):19-32.DONG Dazhong,WANG Yuman,LI Xinjing,et al.Breakthrough and prospect of shale gas exploration and development in ChinaJ.Natural Gas Industry,2016,36(1):19-32.4 董大忠,邱振,张磊夫,等.海陆过渡相页岩气层系沉积研究进展与页岩气新发现 J.沉积学报,2021,39(1):29-45.DONG Dazhong,QIU Zhen,ZHANG Leifu,et al.Progress on 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