焦石坝页岩气储层产能影响因素分析

洪亚飞，王建忠，孙 强

[1.江苏油田勘探开发研究院，江苏扬州 225000；2.中国石油大学(华东)，山东青岛266580]



焦石坝页岩气储层产能影响因素分析

洪亚飞1，王建忠2，孙 强2

[1.江苏油田勘探开发研究院，江苏扬州 225000；2.中国石油大学(华东)，山东青岛266580]

为研究影响页岩气藏产能的主控因素，基于焦石坝地区地质背景建立了页岩气藏双重介质地质模型，并利用数模软件CMG对影响区块产能的吸附特征参数、储集特征参数和压裂特征参数进行了分析。研究表明，随着吸附气含量的增加以及兰氏压力、兰氏体积的增大，页岩气井的产能相应降低。储集参数敏感性分析表明，在该页岩气区块内，累计产气量受渗透率的影响最为显著，其次为游离气丰度、吸附气丰度和孔隙度，受岩石密度的影响最弱。压裂施工时应尽可能地沟通天然裂缝。同时，增加垂直水平井筒的主裂缝数量有助于提高气井初期产量，平行于井筒的次裂缝构成的网络裂缝能有效地弥补页岩储层渗透率的不足。

焦石坝；页岩气；地质模型；压裂；产能影响因素

2012年2月，中国石化勘探南方分公司在四川盆地焦石坝地区钻探焦页1井，11月28日焦页1HF井开始放喷测试，测试稳定产量为11×104m3/d，最高产量为20.3×104m3/d，后续多口井在焦石坝构造获高产工业气流，发现了焦石坝页岩气田。目前，焦石坝地区实施了以水平井分段压裂技术为主体的气藏改造措施，取得了较好效果。本文以焦石坝地区页岩气田为例，分析页岩气产能的影响因素[1—6]，为勘探开发提供参考。

1 地质概况

1.1 储层特征

焦石坝地区位于川东褶皱带东南部，为受北东向和近南北向两组断裂控制的轴向北东的菱形断背斜。泥页岩主要发育在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，主要为碳质—硅质泥页岩、含碳质粉砂质泥页岩及含碳质灰云质泥页岩，根据岩性、物性及含气性，结合岩石相类型将该地层划分为3段5个亚段及9个小层。总厚度约为83～90m，含气页岩段厚度横向分布稳定[7-12]。

根据岩心资料，泥页岩脆性矿物以石英为主，含量在50%左右；纵向上自上而下石英含量逐渐增加，横向上石英含量稳定。总有机碳含量纵向上具有类似的分布规律。储集空间以纳米级有机质孔、黏土矿物间微孔为主，孔隙度分布在1.17%～8.61%之间，平均为4.87%；水平渗透率为0.0015～5.71mD，平均约为0.25mD，其中层间缝发育的样品渗透率显著增高，最高可达355.2mD。

1.2 地质模型

选择焦石坝地区某产建区，利用Petrel地质建模软件建立微裂缝发育页岩气藏双孔介质地质模型，通过对区块探井测井曲线的离散及对数据点变差函数的分析，利用高斯序贯模拟方法建立区块属性分布模型，并利用微地震响应反演建立人工裂缝模型(图1)。基于历史拟合，建立区块页岩气藏数值模型(图2)。模型网格数目为398×274×13，网格步长为20m，模型基本参数如表1所示。

表1 页岩气藏数值模型基本参数表

2 产能影响因素分析

2.1 吸附特征参数

与致密砂岩气不同，页岩气储层中存在吸附气，包括吸附气含量、兰氏压力、兰氏体积及扩散系数等吸附特征参数对页岩气藏生产井产能都有一定的影响。

2.1.1 吸附气含量

研究吸附气含量对产能的影响，保持区块储层地质储量不变，逐步提高吸附气含量由20%增加到40%、60%、80%，储层在不同吸附气含量下的累计产气量对比如图3所示。由图3可知，随着吸附气含量增加，累计产气量降低幅度明显。由于吸附气的产出基于储层的降压解吸，因此随着吸附气含量的增加，储层气体产出的难度增大。同时页岩气藏开发初期的产量主要来源于储层当中的游离气，伴随着吸附气含量的增加，游离气含量的减小，储层开发初期的产量迅速下降，累计产气量也明显降低。

2.1.2 兰氏压力和兰氏体积

页岩储层中吸附气的解吸主要受兰氏压力pL和兰氏体积VL控制。为研究解吸规律对页岩气产能的影响，设定储层储量为定值，吸附气含量为50%，在相同吸附气浓度下设计了5套不同方案(表2)，模拟累计产气量随VL和pL的变化规律，结果如图4所示。

表2 不同兰氏压力和兰氏体积模拟方案表

由图4可知，当VL保持不变时，累计产气量随pL的增大而减小。同时当pL保持不变时，累计产气量随VL的增大而减小。这表明随兰氏压力和兰氏体积的增加，吸附气越难解析。

2.1.3 扩散系数

存储在页岩基质的游离气和解吸附气体通过扩散作用运移到微裂缝中。气体的扩散规律直接影响基质向微裂缝系统的供气速度继而影响页岩气藏的产能。设计扩散系数分别为2×10-7cm2/s、6×10-7cm2/s、10×10-7cm2/s，研究其对页岩气井产能的影响，结果如图5所示。研究结果表明，扩散系数对页岩气井产能影响较小，在一个数量级内，累计产气量几乎没有变化。

2.2 储集特征参数

2.2.1 储集特征参数筛选

通过对储层生产井的产能分析并参考页岩气藏地质储量计算方法，筛选出对储层产能有较大影响的5个储集特征参数：储层孔隙度、渗透率、岩石密度、吸附气丰度和游离气丰度。利用数模软件CMG-CMOST 模块生成区块等储量、等产量单一介质均质生产平行模型。模型孔隙度为4.834%；渗透率为0.031mD；岩石密度为2.542g/cm3；吸附气丰度和游离气丰度分别为2.120m3/t、1.060m3/t。通过改变模型任一项参数增加或减小10%、20%，其他4项参数保持不变，研究储层累计产气量对该参数的敏感程度，参数的取值如表3所示。

表3 储集特征参数典型数据表

2.2.2 综合分析

在其他4项参数保持不变的情况下，改变模型某一项参数值，对生产相同时间的累计产气量值作图进行敏感性分析(图6)。模拟结果表明，累计产气量对渗透率的变化最为敏感，因此通过压裂改造形成人工裂缝或沟通天然裂缝提高储层整体渗透率可以有效提高储层产气能力。同时储层对游离气丰度及吸附气丰度也较为敏感，原因在于这两项参数直接影响生产井的产气能力。累计产气量对岩石密度基本不敏感，但在矿场实际中要综合考虑储层岩石脆性以及对应力敏感性的影响。

2.3 压裂特征参数

2.3.1 天然裂缝

研究微裂缝发育对储层生产的影响。模拟区块地层一口水平井生产情况，图7a为分布在水平井周围的天然裂缝没有与水平井连通情况，图7b为天然裂缝与水平井沟通情况。设定其他模型参数相同，生产相同时间的压力分布见图7，累计产气量与日产气速度对比见图8。由水平井生产压力分布图可以看出，当天然裂缝与水平井没有沟通时，页岩气储层当中压力扩散的很慢，基本没有扩散到天然裂缝区域，压力的传播主要集中在生产井周围；当天然裂缝与水平井沟通时，压力基本扩散到整个地层，泄油面积大，压力的降落深；同时当天然裂缝与水平井沟通时，累计产气量及日产气速度都较高，储量得以有效动用。因此，页岩气开发的一个关键因素是在压裂施工中尽可能开启天然裂缝。

2.3.2 人工裂缝导流能力

页岩储层人工压裂后易形成裂缝网络，垂直于井筒方向的裂缝为主裂缝，平行于井筒方向的裂缝为次裂缝。设计对比方案如表4所示，其中A方案不区分主、次裂缝，即主、次裂缝导流能力相同；B方案区分主、次裂缝，研究其对累计产量的影响。

表4 储集特征参数典型数据表

对比方案A和B，设定主、次裂缝数量相同在保持储层整体人工裂缝导流能力不变的情况下，由方案A分别计算方案B中主、次裂缝的导流能力，并逐步提高储层整体导流能力为方案二和方案三，各方案的累计产气量对比曲线见图9，为更好区分对生产时间段进行了截取。由累计产气量对比曲线可以看出随着裂缝导流能力的整体提高，区块累计产量随之提高。同时3种方案主裂缝导流能力高于次裂缝导流能力时的累计产量总高于主、次裂缝导流能力相同的情况，因此在储层改造时应致力于形成高导流能力的主缝，以提高储量动用程度。

2.3.3 主裂缝和次裂缝作用

有前面的研究可知页岩储层压裂生产中应该致力于高导流能力的主缝，因此有必要分别研究主、次裂缝的作用。不同的主、次裂缝条数对累计产量的影响如图10所示。

由方案二与方案一的对比可以看出，虽然次裂缝的导流能力远低于主裂缝，但增加次裂缝的数量同样可达到提高产量的目的，这是由于在页岩气藏中次裂缝能够有效地为气体的流动提高渗流通道，提高储层整体的动用程度。因此次裂缝所构成的网络裂缝能有效弥补储层渗透率的不足。

方案三与方案二具有相同的裂缝条数，但方案三的累计产气量高于方案二，原因在于方案三主裂缝数量较多，对初始产量的影响明显。开发初期储层中的产出气以游离气为主，主裂缝的数量及导流能力是影响产量的关键因素。因此，页岩气藏水平井分段压裂时增加主裂缝数量有助于提高气井初期产量，缩短投资回收期。

3 结 论

(1)在保持地质储量不变的情况下，累计产气量随吸附气含量的增大，兰氏压力、兰氏体积的增加而逐渐降低，扩散系数对产能的影响较小。

(2)储集参数敏感性分析表明，累计产气量受渗透率的影响最为显著，其次为含气丰度及孔隙度。该结论由特定区块分析得出，但对页岩气储层具有一定程度的普遍适用及指导价值。

(3)天然裂缝的沟通对于页岩气开发具有重要

价值，因此压裂设计应尽可能沟通天然裂缝。同时，增加垂直水平井筒的主裂缝数量有助于提高气井初期产量，缩短投资回收期，而平行于井筒的次裂缝构成的网络裂缝能够有效弥补页岩储层渗透率的不足。

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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

中央高校基本科研业务费专项资金资助项目(14CX05025A)。

洪亚飞(1990年生)，男，硕士，从事低渗透、致密储层渗流机理及数值模拟方法研究工作。邮箱：qwe4511153@126.com。

TE37

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