页岩气压裂数值模型分析

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页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究

页岩气储层裂缝系统影响产量的数值模拟研究1.引言1.1 研究背景1.2 研究意义2. 理论基础和方法2.1 页岩气储层构成分析2.2 裂缝系统的数值模拟原理2.3 GEM模型及参数设置3. 储层裂缝系统特征分析3.1 裂缝发育规律分析3.2 裂缝空间分布分析3.3 裂缝连通度分析4. 储层裂缝系统对产量的影响4.1 不同裂缝参数对产量的影响研究4.2 不同裂缝应力下产量的变化规律研究5. 结论与展望5.1 结论5.2 研究不足以及未来工作的展望第一章：引言近年来，在全球经济不断发展的背景下，能源资源的需求量不断攀升。

而作为一种新兴的能源资源，页岩气的开发和利用备受瞩目。

页岩气由组成页岩的有机质经过热成熟而形成，是在剩余烃气的母质中，分散在非常细小的孔隙中，由于供给量极大，在储层内分布都很广泛，储量极其丰富。

不过由此带来的问题就是在页岩地质条件下，页岩气开采有非常大的技术难度。

其中，储层裂缝的发育对于页岩气的开采产量有着重要的影响。

在储层中，裂缝是由于岩石受到外部应力而发生的断裂而产生的，因为天然气往往是由裂缝运移的，因此开采产量与裂缝系统的特征息息相关。

本文采取数值模拟方法，分析页岩气储层裂缝系统的特征，以及对开采产量的影响规律，为页岩气开发提供一定的理论研究依据。

第二章：理论基础和方法2.1 页岩气储层构成分析页岩矿物组成十分复杂，包括石英、长石、云母、方解石、黏土等组成，其中，黏土矿物的含量较大。

总体来说，页岩气储层的主要储集空间是在纳米级或亚微米级的孔隙中，而非传统的孔隙储集，由于孔隙非常细小，进流阻力大，导致页岩气的开采成为非常严峻的难题。

2.2 裂缝系统的数值模拟原理通过数值模拟分析页岩气储层裂缝系统的影响，首先需要对裂缝系统进行数值模拟。

目前，有多种数值模拟方法可以用于裂缝系统的分析，其中常见的有有限差分法、有限元法、面元法等，然而，由于数字离散和数值极化等问题，导致数值模拟中模型与真实情况之间总是存在一些差异。

页岩气藏体积压裂评价及产能模拟研究

随着全球石油和天然气需求的不断增加，非常规油气资源越来越受到人们的。其中，页岩气作为一种非常规天然气资源，因其储量丰富、开采寿命长等特点，已经成为国内外研究的热点。本次演示旨在探讨页岩储层体积压裂产能数值模拟研究的关键问题，以期为页岩油气开发提供理论支持和实践指导。
在国内外学者的研究中，页岩储层体积压裂产能的研究已经取得了一定的成果。然而，由于页岩储层的复杂性和不确定性，仍存在许多挑战和问题需要解决。其中，如何准确预测体积压裂对产能的影响是关键问题之一。因此，本次演示将重点探讨这个问题，并提出相应的解决方案。
页岩气藏体积压裂评价及产能模拟研究
01 一、引言
目录
02 二、研究现状分析
03 三、重要结论
04
四、未来研究方向和建议
05 参考内容
随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源资源，逐渐受到各国政府的重视和青睐。页岩气藏的体积压裂评价和产能模拟研究是实现页岩气高效开发的关键环节。本次演示将就这两个方面的研究现状和发展趋势进行分析和探讨。
影响渗流的主要因素包括：
1、多孔介质特性：多孔介质的孔隙结构、岩石颗粒的大小和形状Hale Waihona Puke 颗粒间的连通性等因素都会影响渗流。
2、流体性质：流体的黏度、密度、表面张力等性质也会影响渗流。 3、储层压力：储层压力的高低直接影响到流体的流动能力和方向。
4、温度：温度会影响流体的黏度和岩石的渗透性，进而影响渗流。
1、体积压裂评价方面：进一步深化数值模拟方法的研究与应用，通过精细化建模和模拟算法的优化，提高模拟结果的精确度和可信度。同时，结合地球物理探测技术，可以更好地揭示裂缝的分布和形态。
2、产能模拟方面：针对不同类型页岩气藏的特点，研究和比较各类产能预测模型的适用性和精度，为实际生产提供有效的决策支持。此外，应充分考虑实际生产过程中储层参数的变化以及采收率的影响，提高产能预测的准确性。

页岩气藏水力压裂渗吸机理数值模拟研究

页岩气藏水力压裂渗吸机理数值模拟研究雷征东;覃斌;刘双双;蔚涛【摘要】To better understand the imbibition behavior in shale reservoirs during production and hydraulic fracturing operations,we investigated the imbibition mechanism and evaluated the formation damage resulting from imbibition.This paper first presents a hydro-mechanical model for a shale gas reservoir with consideration for multiple flow regimes,gas diffusion and desorption,stress sensitive effect,and capillary pressure.Then the formation damage caused by the imbibition mechanism is evaluated by quantifying facture face skin evolution during fracture cleanup and subsequent production.The simulation results indicate that (1) the imbibition has a huge influence on reservoir performance in well tests and production periods,and a high capillary pressure is the main cause behind the imbibition phenomenon and water blockage around hydraulic fractures;(2) it is possible to obtain the original gas pressure by detecting the fracture pressure of new wells with hydraulic fracturing stimulation;(3) formation damage caused by wetting phase trapping is one of the main causes impairing well productivity hydraulic fracturing of tight gas reservoirs,which should not be neglected.This research provides a theoretical foundation for a better understanding of reservoir performance of shale gas,especially for optimizing production by reducing formation damage caused by imbibition at an early period.%针对页岩储层在水力压裂作业和生产中渗吸机理及作用规律不清的问题,开展了渗吸机理及其引起的地层伤害评估的研究.建立了考虑不同影响因素的页岩水力压裂渗吸数学模型,包括基质和裂缝流动,气体扩散和解吸,应力敏感效应和毛细管压力,然后,讨论了在压裂气藏和后续生产期间如何通过量化裂缝面表皮演变来评估由于渗吸机制导致的储层伤害现象.结果表明,(1)在试井以及生产阶段渗吸对储层特性有较大影响,极大的毛细管压力是导致渗吸现象和水力裂缝附近水封的主要原因;(2)对于实施了水力压裂增产措施的新井通过探测裂缝压力可以获得原始气体压力;(3)润湿相阻塞导致的储层伤害是影响致密气藏水力压裂井生产能力的主要来源之一.研究结果对于页岩气藏的渗流特性能够提供深刻的理解,尤其是为早期生产阶段降低由渗吸作用可能造成的储层伤害来优化生产提供理论依据.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(039)002【总页数】7页(P118-124)【关键词】数值模拟;渗吸机理;页岩气;水力压裂;毛细管压力【作者】雷征东;覃斌;刘双双;蔚涛【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京海淀100083;保利协鑫石油天然气集团控股有限公司,北京东城100010;中国石油勘探开发研究院,北京海淀100083;中国石油勘探开发研究院,北京海淀100083【正文语种】中文【中图分类】TE312雷征东，覃斌，刘双双，等.页岩气藏水力压裂渗吸机理数值模拟研究[J].西南石油大学学报（自然科学版），2017，39（2）：118-124.LEI Zhengdong,QIN Bin,LIU Shuangshuang,et al.Imbibition Mechanism of Hydraulic Fracturing in Shale Gas Reservoir[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2017,39(2):118–124.渗吸是两相或者多相体系中与驱替有关的重要流体流动现象。

页岩气开采水力压裂对地下水环境影响的数值模拟分析

页岩气开采水力压裂对地下水环境影响的数值模拟分析分析页岩气开采水力压裂对地下水环境影响的数值模拟一、水力压裂技术简介水力压裂是一种通过高压水将岩石破碎并拓展裂缝以释放天然气的技术。

该技术于上世纪五六十年代被首次应用于油气生产中，被广泛应用于页岩气和致密砂岩等非常规储层开发中。

二、页岩气开采造成的环境问题页岩气开采有可能对地下水环境造成负面影响。

高压水进入地下层时，可能会污染地下水。

此外，开采过程中排放出的废水中可能含有有毒有害物质，对环境和生态造成不良影响。

三、数值模拟分析数值模拟是了解水力压裂对地下水环境影响的一种有效方法。

通过分析水和压力在岩石裂隙中的流动，可以定量分析水力压裂对地下水环境的影响。

在数值模拟中需要考虑的因素包括：岩石孔隙度、渗透率、水平应力、地下水位、水力压裂工艺参数等。

其中，岩石孔隙度和渗透率是决定岩石透水性的关键因素。

水平应力是由于地重和地震等因素造成的，是影响水力压裂效果的重要因素。

地下水位是指地下水的高度，对水力压裂过程的影响也很大。

水力压裂时的工艺参数包括水压、注水量、井网等，这些参数直接影响水力压裂的效果。

通过数值模拟，可以研究水和压力对地下环境的影响，进而对水力压裂工艺进行优化和改进，以保护地下水环境和生态安全。

四、数值模拟结果分析数值模拟结果显示，水力压裂会使裂隙不断扩大，进入深层地下水层的概率大大增加。

这可能造成深层地下水层的垂直污染。

此外，水力压裂还可能导致地下水环境的化学变化，如钾、钙、钠等离子含量的增加。

在数值模拟中，我们还发现采用适当的工艺参数可以减少水力压裂对地下水环境的负面影响。

例如，选择适当的水力压裂压力和注水量可以减少水力压裂对地下水环境的影响。

总体而言，数值模拟是研究水力压裂对地下水环境影响的一种有效方法，通过数值模拟可以实现对水力压裂过程的优化和改进，从而保护地下水环境和生态安全。

页岩气水平井段内多簇压裂暂堵技术的数值模拟研究及先导实验

Numerical simulation study and pilot test of multi-cluster fracturing and temporary plugging technology in the horizontal hole section of shale-gas horizontal wells
基金项目：中国石油天然气集团有限公司重大现场试验项目“深层页岩气有效开采关键技术攻关与试验——深层页岩气体积压裂技术现场试验”（编号：2019F-31-04）。
作者简介：陈钊，1991 年生，助理工程师；主要从事非常规油气储层改造研究工作。地址：（310023）浙江省杭州市余杭区五常街道荆山湾路。E-mail: chenz85@
CHEN Zhao1, WANG Tianyi2, JIANG Xinchun2, YU Yue3, LU Haibing2, YI Xinbin2, JIANG Wei2, ZHAO Hong4
(1. PetroChina Zhejiang Oilﬁeld Company, Hangzhou, Zhejiang 310023, China; 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Hebei 065007, China; 3. PetroChina Southwest Oil & Gasﬁeld Company, Chengdu, Sichuan 610051, China; 4. PetroChina Liaohe Oilﬁeld Company, Panjin, Liaoning 124010, China) Natural Gas Industry, Vol.41, SUPPLEMENTARY1, p.158-163, 3/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: Multi-cluster perforation technology in the horizontal hole section has become a new development direction of shale gas fracturing process, and temporary plugging and diverting technology is its effective auxiliary means, which can effectively improve the perforation opening efficiency. In order to provide technical support for optimizing the process parameters of shale-gas horizontal well fracturing, this paper optimized the related parameters of "5-cluster perforation in single stage and ball-sealer in-stage diversion" process through numerical stimulation. Then, the pilot test of "multi-cluster in single stage and temporary plugging and diverting" was carried out in Horizontal Well YS112HX-1 of Zhaotong National Shale Gas Demonstration Area. Finally, post-fracturing comprehensive evaluation was performed by using the technologies of micro-seismic monitoring, micro-deformation monitoring and pressure buildup test analysis. And the following research results were obtained. First, the balls shall be dropped the moment the injection volume of fracturing fluid reaches 900 m3, the number of balls shall be 1-1.2 times the number of perforations, and its diameter shall not be less than 13.5 mm. Second, micro-seismic, inclinometer and well test results are accordant. Compared with the conventional fracturing of 3-cluster perforation, the fracturing of 5-cluster perforation in single stage and ball-sealer in-stage diversion is better in fracture complexity. The matrix permeability in Well HX-1 is lower, but the permeability of the high-permeability area is much higher, so the stimulation effect is better. Third, according to the well test interpretation, the half fracture length in Well HX-1 is shorter than 100 m, which is deviated from the numerical simulation result. The well test result can be conversely used to optimize the numerical simulation parameters. Fourth, after the technology of "multi-cluster in single stage and temporary plugging and diverting" is applied in Well HX-1, the flow back presents the characteristics of early gas breakthrough, high wellhead pressure and high daily gas production. In conclusion, the research and test results are of guiding significance to the process parameter optimization of shale-gas horizontal well fracturing. Keywords: Shale gas; Multi-cluster in the single stage; Temporary plugging and diverting; Pilot test; Numerical simulation; Post-fracturing evaluation; Micro-seismic monitoring; Micro-deformation monitoring; Pressure buildup test analysis

页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟

页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟王伟;姚军;曾青冬;孙海;樊冬艳【摘要】To discover the effect of fracturing parameters on gas production in horizontal wells of shale gas reser-voirs, numerical simulation of staged cluster fracturing and gas flow have been carried out. The model of fracture propagation has taken the effect of stress shadowing into account. The model solved stress and displacement discon-tinuity with displacement discontinuity method, coupled fluid flow in the wellbore and fractures have been solved by Newton iteration method. Taking viscous flow, Knudsen diffusion and adsorption-desorption, shale gas flow after fracturing has been solved by using discrete fracture model. Simulation results show: As to simultaneous propaga-tion of multiple cluster fractures, when fractures spacing become smaller, the deviation angles of side fractures from maximum horizontal principle stress direction become larger, and the width of middle fracture becomes smaller. When fracturing stage number of horizontal well increases, cumulative gas production increases with a decreasing rate. As to a fracturing stage, cumulative gas production of three clusters is larger than that of two clusters. The lar-ger fractures spacing is, the larger cumulative gas production is.%为探究页岩气藏水平井压裂参数对产气量的影响，开展了分段多簇压裂与流动的数值模拟研究。

考虑滑脱效应的页岩气压裂水平井产能评价理论模型

中图分类号：ＴＥ３５５．６
ห้องสมุดไป่ตู้文献标识码：Ａ
文章编号：１０００ — ３７５４（２０１３）０３－０１５７ — ０７
ＰＲｏＤＵＣＴＩＶＩＴＹＥＶＡＬＵＡＴＩＮＧＴＨＥｏＲＥＴＩＣＡＬＭｏＤＥＬｏＦＴＨＥ
ＦＲＡＣＴＵＲＥＤＳＨＡＬＥ．ＧＡＳＨｏＲＩＺｏＮＴＡＬＷＥＬＬＳＣＯＮＳＩＤＥＲＩＮＧ
２０１３年６月
大庆石油地质与开发
ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＯｉｌｉｅｆｌｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＤａｑｉｎｇ
Ｊｕｎｅ，２０１３
Ｖｏ１．３２Ｎｏ．３
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｍｕｌｔｉ — ｓｔａｇｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｏｆｔｈｅｈｏｉｚｒｏｎｔａｌｗｅｌｌｓａｎｄｌｏｗｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｒｅｓ — ｅｒｖｏｉｒｓｍａｋｅｓｈａｌｅｇａｓｐｒｅｓｅｎｔａｌｏｎｇ－ｐｅｉｏｒｄｔｒａｎｓｉｅｎｔｌｉｎｅａｒｌｏｆｗｉｎｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｔｈｅａｂｓｏｒｂｅｄｇａｓｄｅｓｏｒｐｔｉｏｎａｎｄｔｈｅｇａｓｓｌｉｐｐａｇｅｅｆｆｅｃｔｉｎｎａｎｏ — ｐｏｒｅｍａｔｒｉｘｍａｋｅｓｈａｌｅ — ｇａｓｐｒｏｄｕｃｉｎｇｌａｗｓｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｒｏｍｔｈｅｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｏｎｅｓ．Ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｆｅａｔｕｒｅｓｏｆｔｈｅｔｒａｎｓｉｅｎｔｌｉｎｅａｒｌｆｏｗａｎｄｄｅｓｏｒｐｔｉｏｎ，ｃｏｎｓｉｄｅｉｎｒｇｔｈｅｓｌｉｐｐａｇｅｅｆｆｅｃｔ，ｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｆｏｒｅｃａｓｔｉｎｇｍｏｄｅｌｆｏｒｔｈｅｓｅｋｉｎｄｓｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄａｎｄｃａｌｃｕｌａｔｅｄ．Ｏｎｔｈｅｂａｓｉｓｏｆｔｈｅａｂｏｖｅ，ｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｎｕ－ｍｅｒｉｃａｌｉｎｖｅｒｓｉｏｎａｎｄｃｏｍｐｕｔｅｒｐｒｏｇｒａｍｍｉｎｇ，ｔｈｅｔｙｐｉｃａｌｃｕｒｖｅｓｏｆｔｈｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｒｅｄｒａｗｎ．Ａｎｄｆｕｒｔｈｅｒｍｏｒｅｆｏｕｒｌｏｆｗｓｔａｇｅｓａｒｅｓｕｍｍａｉｚｒｅｄｉｎｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｍｕｌｔｉ－ｓｔａｇｅｆｒａｃｔｕｒｅｄｈｏｉｚｒｏｎｔａｌｓｈａｌｅ — ｇａｓｗｅｌｌｓ：ｌｉｎｅａｒｌｆｏｗｉｎｆｒａｃｔｕｒｅｓ，ｂｉｌｉｎｅａｒｌｏｆｗ，ｌｉｎｅａｒｌｏｆｗｉｎｍａｔｒｉｘａｎｄｂｏｕｎｄａｒｙ — ｄｏｍｉｎａｔｅｄｌｏｆｗ．Ｔｈｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓｅｎｓｉｔｉｖｉｔｙａｎａｌｙｓｅｓｓｈｏｗ

页岩气压裂水平井生产数据分析方法_王军磊

r fD = ε
～ =－q D0 （ s ）。
（ 3）
式（ 14 ）可写为如下形式：
～ cosh 槡 u（ y eD － y D ± y wD ） 2h D x eD m D （ s） = + ～ q D （ s） usinh 槡 uy eD 槡 2x eD ∞ n πx D nπx wD nπx fD cos cos sin coshαn Σ x x x x eD π fD n = 1 eD eD
[
]
～ = sf（ s） m D0 。
（ 1）
气体的解吸扩散特性体现在 f（ s）函数中， f（ s） = ω + σ（ 1 － ω）［槡 λ s coth（槡 λ s ）－ 1］/ λ s。（ 2）点源生产条件：
～ m D0 r fD ε→0 + 其中气体拟压力为：
页岩气封闭地层中压裂水平井渗流模型假设沿裂缝的流量分布均匀，裂缝半长为 x f ，利
图1
页岩气体积压裂及压裂水平井简化模型
1． 1
封闭地层中变产量点源渗流模型在原始条件下，气体分子以吸附态的形式分布
形成游离气，在基质中扩散至颗粒外表面，通过窜流作用流入裂缝系统，最终在裂缝中形成以对流为主的渗流流动。利用瞬时扩散模型求解解吸气体的扩散作用
［12 ］
在基质颗粒表面，在裂缝中为游离气。随着开采的气体分子逐渐从颗粒表面解吸进行压力不断降低，
u + k2 π2 / x2 eD sin h 槡
。得到单条裂缝的压力公式
～ m D （ s） =
lim 2 π r fD
(
)
∫
x wD +x fD x wD －x fD

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动、支撑剂的输送和裂缝宽度的弹性变形，通过计算应
力阴影考虑相邻人工裂缝间的相互作用；采用三层模
型模拟支撑剂输送，从底至上依次为支撑剂，混砂液和
压裂液。非常规模型比线网模型提供了一种更为精确
预测裂缝分布、几何形态和支撑剂分布的方法，充分考
虑了储层岩石力学性质以及不规则的裂缝形态，有助
３复杂裂缝模型
３．１线网模型
Ｘｕ等［５］提出了表示复杂裂缝形态的线网模型
（ｗｉｒｅ‐ｍｅｓｈ），认为页岩气藏水平井压裂产生的裂缝网
络是沿井筒对称的椭球体，通过将该椭球体划分为数
条正交的水平、垂直均匀截面来描述高渗裂缝。线网
模型计算时应用岩石力学方法考虑了压裂过程中裂缝
模拟网状裂缝面，裂缝在空间上呈三维分布互相正交；
考虑了稳态和拟稳态流动的情况，计算出了产能预测
图４产能预测数值模型图
图版。Ｃｉｐｏｌｌａ等［９］建立了等距分布正交分布的网状裂缝产能预测模型，采用ＳＲＶ方法计算改造体积。模拟计算中考虑了支撑剂的分布形态（支撑裂缝和未支撑裂缝），渗流模式（解吸附、达西渗流和非达西渗流）以及裂缝参数对产能的影响。Ｗｉｌｌｉａｍｓ等［１０］通过裂缝识别技术确认裂缝面和裂缝数量；结合成像测井确定的裂缝方位，建立裂缝分布模型后简化为气藏数值模拟模型，通过历史拟合进行模型校正和参数优化。４．２双重介质模型双重介质模型建立的基础是Ｗａｒｒｅｎ和Ｒｏｏｔ提出的双重孔隙介质模型，该模型强调了裂缝性油藏的双孔隙的本质，简化了裂缝性油藏中的连通性和与模型规模有关的非均质性问题。Ｚｈａｎｇ等［１１］采用了微地震解释获得的潜在裂缝分布状态结果，得到模拟主要横切裂缝的双重介质油藏模型。计算中考虑了裂缝间距、非达西效应等对产能的影响，表明产能对窜流因子参数最为敏感。Ｃｈａｎｇａｎ等［１２］建立了离散裂缝网络模型，通过ＥＳＶ方法确定压裂有效体积，作为进一步约束双重介质参数的条件。该方法利用岩石力学参数和施工参数估算平均裂缝宽度，建立裂缝强度、裂缝宽度和施工规模的关系式，通过和微地震监测结果对比，形成超大规模的双重介质模拟。模拟计算中考虑了等温吸附、不稳定扩散和窜流等问题。可作为创新点
度ｈ由微地震结果给出。
求解方程如下：
Ｎｘ
Ｎｙ
∑ ∑ ｑｔｉ－ｈ
ＬｘｉＷ珨ｘｉ＋
ＬｙｊＷ珨ｙｊ＝０
（２）
ｉ＝１
ｊ＝１
２π ｒｘ
抄φ 抄ｔ
－
２
抄抄ｘ
Ｂ（１＋ｒ）ｘｗｘＫｆｘ抄ｐ
μｄｘ
抄ｘ
＝０
（３）
图２线网模型图
第３１卷第１２期开发工程
向裂缝渗透率，ｍＤ；ｒ为椭圆的宽高比；Ｂ为椭圆积分。
３．２非常规模型
Ｗｅｎｇ等［６］提出了非常规裂缝扩展模型（ＵＦＭ‐
ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｆｒａｃｔｕｒｅｍｏｄｅｌ）。该模型为数值模型
（图３），能够模拟天然裂缝和人工裂缝之间的相互作
用，建立了裂缝端部扩展准则，考虑了压裂液的一维流
椭球体的实时扩展，考虑了施工参数的影响，并计算了
支撑剂在裂缝中的分布情况。线网的不足之处在于：
① 它必须将油藏改造区域近似为沿井筒对称的椭球
体，不能模拟不规则的裂缝形态；② 没有建立判断准
则，直接地认为天然裂缝与人工裂缝相连接；③ 没有考
虑人工裂缝之间的相互干扰；④ 裂缝间距和改造体积
ｐ－Ｓｆｒａｃ
ｈ，ｍｉｎ
Ｒ＝ｎ
Ｓ－Ｓｈ，ｍａｘ
ｈ，ｍｉｎ
（１）
式中Ｒｎ为拟净压力系数；ｐｆｒａｃ为净压力，ＭＰａ；Ｓｈ，ｍａｘ为水平最大主应力，ＭＰａ；Ｓｈ，ｍｉｎ为水平最小主应力，ＭＰａ。
Ｇｕ等［４］建立了天然裂缝和人工裂缝相互作用的
ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００‐０９７６．２０１１．１２．０１４
１页岩气藏的特点
１．１特殊的赋存生产机理页岩既是烃源岩又是储集层，就近赋存是页岩气成藏的特点。页岩气的赋存方式多样，游离方式、吸附状态和溶解状态并存。总体上主要以游离气和吸附气为主，吸附状态天然气的含量变化介于２０％～８５％。目前认为页岩气的产出分为３个阶段：① 在压降的作用下，基质系统中的页岩气在基质表面进行解吸附；② 在浓度差的作用下，页岩气由基质系统向裂缝系统进行扩散；③ 在流动势的作用下，页岩气通过裂缝系统流向生产井筒。由于裂缝空间的有限性，因此早期以游离气为主的天然气产量快速下降并且达到稳定，稳定期的产量主要是基质孔隙里的游离气和解吸气。水力压裂可以增大裂缝空间和连通性，使更多的吸附气发生解吸附而向裂缝聚集。１．２纳米级的微观孔隙结构通过扫描电镜等成像技术和脉冲法等测试技术研究表明，纳米级的有机质孔隙是页岩的主要储集空间［１］和孔隙类型，其形成与分布与有机质的丰度密切相关；岩心观察表明天然裂缝较为发育，但绝大部分被矿物充填处于闭合状态。孔隙和吼道的尺寸为纳米级
别，孔隙、吼道配置关系复杂；基质渗透率为纳达西级别，孔隙度一般小于７％。页岩储层纳米级的微观孔隙结构，与相同孔隙度的微米级孔隙相比提供了更大的比表面积，为气体的吸附提供了条件。但是也相应引发如下的问题：① 纳米级储层的物性特征参数难以用常规的方法测量和计算；② 气体在纳米级孔隙中的渗流复杂多变，流动规律目前尚不明确；③ 需采用如水平井多级压裂等特殊的开发方式才能获得经济产量，且增产的机理也与常规压裂不同。１．３水力压裂形成复杂的裂缝形态常规压裂形成的裂缝一般呈双翼对称裂缝的形式。但页岩气压裂中微地震监测的结果表明，裂缝的形态复杂多变，如图１所示［２］。１口水平井压裂后微地震监测结果表明，第１、２段压裂施工形成了垂直于水平井段的平面缝，第３、４段施工形成了网状裂缝。目前认为页岩气压裂目的，就是要建立一个独立于传统意义裂缝半长的更加庞大的裂缝网络系统，实现更大规模的储层改造波及体积；生产实践也证明了储层改造体积越大压后增产效果越好。１．４多尺度的流动状态页岩储层压裂后形成了多尺度的流动空间，包括
·１·
页岩气压裂数值模型分析
张士诚１牟松茹１崔勇２
１．中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室２．中国石油海外勘探开发公司
张士诚等．页岩气压裂数值模型分析．天然气工业，２０１１，３１（１２）：８１‐８４．摘要水力压裂和水平井开采是页岩气开发的主要技术，在我国尚处在工业试验阶段，存在很多技术瓶颈。在总结分析了页岩气压裂的特点基础上，探讨了网状裂缝形成的主控因素及裂缝扩展模型、产能预测模型的类型以及优缺点。结果认为，特殊的赋存生产机理、复杂的裂缝形态和多尺度的渗流模式是页岩气压裂的主要特点，其目的是形成网状裂缝，扩大储层改造体积；网状裂缝的形成主要受天然裂缝与人工裂缝的夹角、水平主应力差和岩石的脆性等因素的控制。页岩气压裂产能预测模型面临的主要问题是裂缝形态的模拟和气体流态的描述，主要有非常规裂缝模型、离散裂缝模型和双重介质模型等，这些模型和方法在一定程度上表征了页岩气压裂裂缝形态和渗流特点，但没有考虑不规则的裂缝形态等。关键词页岩气开发压裂（岩石）裂缝扩展模型产能预测模型渗流特点
判断准则，考虑了非正交的模式，采用ＵＦＭ模型进行
计算，结果表明水平面主应力差、缝内净压力、天然裂
缝密度以及岩性是影响裂缝形态的主要因素；水平主
应力差越小、天然裂缝发育程度越高，易于形成网状裂
缝；杨氏模量越大，岩石脆性越强，易于形成粗糙节理并保持裂缝开启；天然裂缝密度、基质渗透率等参数也对裂缝的形态和规模有一定的影响。生产实践表明，页岩中石英的含量越多岩石的脆性越大，越容易形成网状裂缝，获得较好的增产效果。提出了脆度指数的概念，即岩石中石英的含量占全部矿物成分的百分比。在施工设计中，脆度指数越大（大于５０％），则采用清水压裂，大液量、少支撑剂量的方法，形成网状裂缝获得较好的效果；若脆度指数小（低于３０％），则采用常规压裂的方法。
２网状裂缝的形成及主控因素分析
Ｊｏｎ等［３］采用边界元法对压裂时多裂缝的同时延
伸和它们与天然裂缝之间的相互作用进行了研究，认
为在天然裂缝发育的条件下，天然裂缝与人工裂缝的
夹角、拟净压力系数是影响网状裂缝形成的主要因素，
水平井中人工裂缝和天然裂缝夹角越大，值越大则越
容易形成网状裂缝；直井条件下不容易形成网状裂缝。
网络出版时间：2011-12-24 21:30 网络出版地址：/kcms/detail/51.1179.TE.20111224.2130.009.html
第３１卷第１２期开发工程
·３·
２π ｙｒ
抄φ 抄ｔ
－
２
抄抄ｙ
Ｂ（１＋ｒ）ｙｗｙＫｆｙ抄ｐ
ｒ２ μｄｙ
抄ｙ
＝０
（４）
式中ｑ为压裂液量，ｍ３／ｄ；ｔｉ为压裂液排量，ｍ３／ｍｉｎ；
Ｌｘｉ、Ｌｙｊ分别为ｘ和ｙ方向裂缝段长度，ｍ；Ｗｘｉ、Ｗｙｉ分别
为ｘ和ｙ方向裂缝段宽度，ｍ；Ｋｆｘ、Ｋｆｙ分别为ｘ和ｙ方
离散裂缝模型建立的基础是Ｆｉｓｈｅｒ等［７］裂后形成了复杂的