页岩气水平井分段压裂排采规律研究分析

2014-02-24 00:01

　　在页岩气水平井分段压裂优化设计中，压裂后的排采设计一直较为薄弱。国外对页岩气压裂后排采规律的研究不多，大部分基于统计分析，而且部分模型研究考虑因素单一，难以全面衡量返排的主控因素。国外的压裂后返排率一般为10％～50％，且不同盆地、不同区块、不同井的返排率都不尽相同，规律性也不强。

　　国内页岩气水平井压裂后返排似乎更无规律可循：有的初期产气后来突然不再出气，如东峰2井；有的返排率高，但产量低，如彭页HF1井；有的返排率低，但高产，如焦页HF1井。国内相关研究更少，仅蒋廷学等人建立了适用于常规砂岩油气藏单一裂缝模型压裂后自喷期间的返排模型。但对压裂后排采规律认识不清会导致各种问题：由于普遍存在过顶替现象，如果排采过迟或过慢，会导致缝口处导流能力大幅降低，甚至出现“包饺子”现象；反之，如排采过早或过快，会导致井筒出砂及支撑剂二次运移，影响裂缝的有效支撑。

　　为从原理上解决上述问题，笔者充分挖掘已有气藏数值模拟软件的功能，并与井筒流动模型相结合，初步建立了能考虑多因素的页岩气水平井分段压裂排采模拟方法，并进行了大量的模拟方案研究，得出了一些规律性的认识，以给页岩气压裂后的排采设计提供一些参考。

　　1、模拟方法的建立

　　常规的气藏数值模型常用固定的压力和饱和度对气藏进行初始化，采用质量守恒方程、气体运动方程及等温吸附方程联立求解气水两相流的压力分布和饱和度分布，然后模拟预测压裂后的产量动态及压力变化，但这样并不能模拟压裂后压裂液的返排这一复杂的气液两相流过程。笔者通过模拟压裂液的注入过程对气藏进行初始化，然后进行压裂后排采预测。主要的模拟思路如下：

　　1）复杂裂缝的设置（见图1）。总的思路按“等效导流能力”设置（见图2），即放大裂缝宽度，裂缝内渗透率按比例缩小，使裂缝的导流能力保持不变。该方法经过常规油气藏的多年验证，不但模拟精度不降低，还可减少代数方程组的“奇异”性，增加收敛速度，缩短运算时间。此外，网络裂缝的设置，采用相互连通的次生裂缝与主裂缝沟通，次生裂缝的导流能力与主裂缝相比按1∶5设置。