对Haynesville页岩气藏进行基于气井生产动态数据的

数值模拟研究

摘要：对页岩气藏开发来说，水平井完井技术和压裂增产措施是进行成功经济开发的关键所在。而水力裂缝参数包括水力裂缝和天然裂缝组成的复杂网格系统以及岩石特征对开发效果的影响有多大，这个必须有清楚的认识。尤其对于页岩气藏来说，和其他常规研究方法相比，以数值模拟为基础的研究方法提供了一个更好的方向。尽管这样，现有的数值模拟方法，比如双孔建模和离散化建模等技术，均具有以下缺点：1）在建立水力-天然裂缝系统时需要花费大量的时间来完成；2）需要较长的模型运行时间。

本次研究中，我们发现了一种可简化水力-天然裂缝系统的方法。由于天然裂缝的分布多样复杂以及油藏特征，这些都导致了不可预测的复杂裂缝系统，从而使得单单依靠离散模型不能准确表征实际气藏特征。在这里，我们把水力裂缝和水力裂缝诱导天然裂缝的复杂系统作为一个加强区来整体对待处理。简化后的双孔模型可以用来评价压裂增产措施的有效性并使得我们可以了解页岩气藏的生产机理。为了验证这种新方法的有效性，我们建立了一个精细化网格模型作为对比。结果表明，简化后的模型大幅降低了模拟运行时间，而且准确度高。

我们把这种方法对Haynesville页岩气藏井进行了实验，分别对产气量和井底流压进行了历史拟合。经过历史拟合，得到了油藏和加强区的各项参数，包括孔隙度和基质-天然裂缝系统的渗透率、半长、宽度、加强区渗透率以及EUR（估算最终储量）。模拟结果表明，如果加强区的导流能力是一样的都是具有较短的加强区，那么与此相对应的会有快速的降产现象出现。而如果加强区较长的话，降产就会变慢很多。加强区的导流能力对早期产量动态和井底流压影响较大，而基质渗透率和SRV半长对晚期产量动态影响较大。然后，我们还对各影响因素做了定量敏感性分析，研究结果可以对有效压裂增产措施涉及和页岩气藏流动机理提供有益的参考。

前言

Haynesville页岩气藏形成于一亿五千年前的上侏罗纪，如图1所示，该气藏主要分布于田纳西州东北部和路易斯安那州西北部，面积约5.8百万英亩。图2描述了该页岩气藏的上覆、下伏岩层情况。。。。通过岩心分析和测井数据资料可知，该页岩气藏厚度在150feet（45.7m）到350feet（106.7m）之间，孔隙度在5%到12%之间，TOC（总有机碳含量）通常小于4%，表明该储层为高成熟度。Haynesville页岩气藏埋深在10000feet（3048m）到14000feet（4267m）之间，这里的油藏压力比较高，压力梯度为0.9psi/ft，温度也高达300F（148摄氏度）。

该页岩气藏的第一口直井是在2004年钻成投产，第一口水平井是在2007年钻成投产。页岩气藏的成功开发得益于水平井完井技术的进步和压裂增产，2008年以后，Haynesville页岩气藏的开发也主要以钻水平井为主。从图3也可以看出，目前页岩气藏开发中起主导作用的是水平井完井技术，而直井多数仅仅只用于观察油藏情况。水平井的初始产量在3MMscf/D到303MMscf/D之间变化。

为了评价水力压裂水平井情况，水力裂缝参数、水力裂缝诱导复杂天然裂缝系统、岩石特征等等这些参数对井生产动态的影响要十分清楚才可以。这个时候，油藏数值模拟技术就可以提供一种比其他常规方法更好的路子来进行相关研究。目前数模模型缺点；；；；。。。。

简化模型机理。。。。。同摘要部分的内容。

数模模型

在Haynesville页岩气藏，绝大多数的天然裂缝是由方解石固结造成的。需要大量支撑剂和压裂液的水力压裂技术不仅可以制造出具有较高导流能力的主水力裂缝，而且可以压开或者叫重新打开水力裂缝附近的原始天然裂缝。在主裂缝附近，又制造出了复杂的裂缝系统或者叫做压裂增产油藏体积（SRV）。这一复杂裂缝系统的发展变化是非常复杂的，同时也是难以预测的。近年来，微地震成像技术得到了广泛的使用，来测量复杂裂缝的几何尺寸大小和位置分布。尽管如此，微地震成像技术还是有很多的缺陷和不足，比如由于不能捕捉到足够多关于支撑及分布变化、导流能力测试的相关数据，以致于不能准确把握复杂裂缝的特征。例如，在水力压裂及施工进行时，微地震测量裂缝长度的过程也在进行。如果没有足够多量的支撑剂来打开天然裂缝的话，部分天然裂缝和水力压裂裂缝可能会闭合。

目前，模拟页岩气藏裂缝系统有2种基本的方法。一个是对复杂裂缝系统进行离散化建模，另一个是用双孔模型代表压裂增产区建模。

第一种离散化建模方法是用对数间距、局部网格加密来近似准确地表征复杂的裂缝系统（按实际裂缝宽度0.001ft）。在假定复杂裂缝系统位置及其导流能力为已知的前提下，这种离散化建模方法应该是最准确的方法了。

第二种双孔模型方法主要是基于对微地震成像技术和压裂施工记录数据进行随机建模。

这两种方法都有建模耗时长、运行速度慢的缺点。

为了解决上述问题，我们研究出了一种新的方法，来简化水力压裂裂缝和天然裂缝组成的复杂系统。由于。。。。复杂性，00作为一个加强区来整体对待。这种简化方法可以极大地降低建模粗化时间和计算运行时间。既然这样，那么这种简化的方法得到的模型可以提供准确的结果吗？为了对这种新方法进行检验，我们将它的结果和精细网格建模的参考模型结果进行了对比，模型中部署了一口直井来模拟。

参考模型用的是对数变化间距、局部网格加密技术来代表复杂裂缝系统。参考模型为二维两相单孔介质模型，假定参数来自实际油藏模型。天然裂缝和水力压裂裂缝都由0.001ft宽的网格快代表，渗透率分别是4000mD和10000mD。为了准确模拟基质-裂缝间这种具有较高压力和瞬间流动现象，裂缝周围的网格块尺寸随着距裂缝距离的增加而对数变化。天然裂缝延伸方向是南北方向。气井位于网格中心位置，水力压裂半长为100ft（XF）。每个主裂缝两边的，SRV区宽度假定为10ft，油藏模型长为520ft、宽为360ft、厚度为150ft。天然裂缝的密度为每ft长度上裂缝长度为0.001ft。因此，SRV体积为200ft*20ft*150ft，用1600*15共计24000个网格来代表。而模型维数为1620*29*1，总网格数为46980。这样考虑的话，建一个有12个压裂段每个压裂段上有4个裂缝，再加上裂缝半长为200ft的话，这样的水平井模型，要有450万个网格。因此，这种方法是非常耗时费力的。（数字未搞懂）

简化的油藏模型维数为26*18*1，总计468个网格，每个网格长20ft、宽20ft、厚150ft。在简化的油藏模型中，水力裂缝和水力裂缝诱导天然裂缝组成的复杂系统被当成是一个整体的加强区来表示。因此，SRV在这里仅仅用了10个格子来近似表示。SRV区的平均渗透率是0.17mD（这是和参考模型的拟合结果参考得来的结果）。同样，之前说过的水平井模型也仅仅包含45000个网格而已。建立这种大小的模型仅仅需要几个小时就可以完成。这种简化的模拟模型是二维、两相双孔（双渗）介质模型，吸附气仅仅存在于岩石基质部分。表1列出了建模时用到的其他数据。

图6和图7展示的是精细化参考模型和简化模型的运行结果对比情况，可以看出，二者的产量和井底压力数据均吻合较好，而简化模型的运行时间仅有精细化模型的336分之一。而对于水平井分段压裂情况下的精细化模型模拟，运行则需要十天以上，而简化模型运行仅仅需要1.5小时就可以运行结束。

矿场实践

由以上可以看出，简化后的粗化模型可以让我们更加简单方便地了解压裂增产措施的施工及页岩气的生产机理。用这种方法，我们对Haynesville页岩气藏的气井进行了实际应用，这为进行有效合理的压裂增产设计和熟悉页岩气流动机理提供了有益的参考。

本文中，还将该种简化方法在一口水平井上的应用进行了说明，井名为Sample1。井Sample1按实际垂深进行定义，为10600ft，它的完井水平段跨度是3200ft（从第一个射孔段到最后一个射孔段），总共为10个水力压裂段，每段有4个射孔簇。图8展示的是该井的完井简图。表2列出了基本的油藏模型参数，模型采用定产气量来模拟计算。历史拟合的目标参数是拟合产气量和井底流压。井底流压的值是由井口油压结合气水两相管流计算得来。历史拟合的可调参数有裂缝或者SRV半长、裂缝或者SRV宽度和渗透率、基质和天然裂缝系统渗透率。基于水力压裂施工记录数据，微地震监测得到的裂缝几何形状，生产数据，以及对SRV半长、SRV宽度、SRV渗透率的初始估计值，这些参数都输入到模型中。通过实验拟合、错误检查等历史拟合过程来进行逐步接近适应，使得最终的产气量和井底流压得到较好的拟合。

图9展示的是历史拟合后水力裂缝或者叫SRV的分布情况。最初我们给定的所有SRV均具有相等大小的半长，但是通过历史拟合过程，以及微地震监测数据、生产数据、井底流压等等都暗示有些水力压裂裂缝没有有效地产生。图10展示的是产气量拟合情况，图11展示的是井底流压的拟合情况。经过历史拟合后，我们发现，对于一个压裂段的四个射孔簇来说，有2个SRV半长是100ft，2个SRV半长是60ft。每个SRV区的宽度是20ft，渗透率是0.05mD，导流能力为1.0mD-ft。估算的原始地质储量为230BSCF（十亿标准立方英尺，约合6.513亿立方米），88%的自由气，12%的吸附气。通过历史拟合，在井底流压限制1500psi、经济产气量50MSCF/d的前提下的生产动态，预测30后最终采收率情况，如图12所示。估计的最终可采储量是5.2BSCF。30年后的有效驱替面积是58acres，如图13所示。驱替面积内的采收率估计为25%。

SRV大小对生产动态的影响

通过对多个页岩气藏模拟研究发现，通过水力压裂后，SRV（即加强区）的导流能力具有一致性而且产生了足够多的油藏接触面。实践发现，较短的加强区会导致快速的产量递减，相反的较长的加强区对应的是相对较慢的产量递减。图14展示的是归一化之后的产液（气）指数和累计产量的曲线，做了Haynesville页岩气藏的3口井。归一化过程是根据方程1来完成的。归一化后的生产指数可以用来评价递减对井生产动态的影响，比如井的日产能。生产指数和累计产量的关系曲线把类产量考虑了进来，同时没有考虑油藏压力损耗对井生产能力的影响。因此，可以提供一种更加准确更加有代表性的气井生产动态评估方法。由图14可以看出，Well2在3口井中，产量递减最慢，而Well3的递减是最快的。这和历史拟合结果的SRV体积是一致的，历史拟合后，Well1、2、3的SRV半长分别是150ft、120ft、80ft。

从其他井的模拟结果还可以看出，加强区的导流能力是井早期产能和井底流压变化情况的控制性因素。正如图11中所展示的那样，当加强区的导流能力较低时，井底流压会下降的非常快，因此产量递减也非常快，在井的开发初期。另一方面，基质渗透率和SRV半长是井在开发后期产量变化情况的控制性因素，从而会影响最终采收率。加强区可以为气体从基质进入裂缝从而井筒被采出，可以看出，这个过程在开发早期主要发生在SRV内部或者SRV附近区域。开发30年后的压力分布情况（图13）也可以表明，驱替是主要发生在SRV内部或周围的，因此，较长的SRV会有更高的最终采收率。

对井生产动态有影响的关键性参数敏感性分析

为了评估不同的油藏和SRV参数对井生产动态的影响，这里我们进行了各个重要参数的敏感性分析，这些参数包括：天然裂缝渗透率、油藏可采体积、SRV半长、吸附气含量、SRV强化渗透率、基质渗透率。这些参数的取值见表3所示。基础模型是模拟了一口水平井，预测了该井30年的生产情况，该水平井有12个水力压裂处理段，每段有6个射孔簇。基础模型中，预测最终可采储量为6.1BSCF，其他模型的情况与之对比结果见图15所示。从图15可以看出，天然裂缝渗透率值对结果的影响对大，其次是油藏可采体积和SRV半长，吸附气含量对井的生产动态也有重要影响，而SRV强化渗透率的影响较小。基质岩石渗透率值对井生产动态影响最小。在这些参数中，天然裂缝渗透率、油藏可采体积和吸附气含量是油藏的既定参数是改变不了的，而SRV半长和SRV加强渗透率却可以通过合适的压裂设计施工来实现完善。相对较高的基质渗透率不能产生较好的生产井情况，尽管如此，较高的基质渗透率和较长的SRV半长和较高渗透率的页岩出城在长远来看，可以取得较好的生产动态情况。

结论和建议

1、 使用一种适当简化的双孔模型、并基于SRV的方法可以取得和精细化离散裂缝网格系统建模方法相同的精确结果。

2、 简化后的粗化双孔模型使得我们能够在较短的时间里就完成压裂增产措施设计的有效性分析，并可理解页岩气生产机理。

3、 模拟结果表明，如果加强区的比较短的话，会导致较快的产量递减，而较长的加强区的产量递减就会相对变慢。

4、 驱替主要受SRV内部或附近进行，因此，较长的SRV会增加最终可采储量，从长远来看。虽然相对较高的基质渗透率对井的生产动态无关，但它和较长的SRV一起，却可以从长远地改善井的生产情况。

5、 加强区的导流能力是井产量和井底流压的开发早期控制性因素，而基质渗透率和SRV半长是开发晚期生产动态的控制性因素。

6、 敏感性分析结果表明，天然裂缝渗透率对井生产动态的影响最大，油藏可采体积和SRV半长的影响其次。