页岩气藏压裂水平井开发效果评价研究
页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究
页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究王雷;王琦【摘要】为研究页岩气储层水力压裂后复杂裂缝导流能力,运用FCES-100裂缝导流仪,选取页岩地面露头岩心,加工成符合实验要求尺寸岩心板,将页岩复杂裂缝简化为转向裂缝和分支裂缝两种形式,用陶粒和覆膜砂两种类型支撑剂进行导流能力实验测试.实验结果表明:裂缝形态对导流能力影响较大,裂缝转向后导流能力明显低于单一裂缝,低闭合压力条件下转向裂缝与单一裂缝导流能力相差35％～ 40％,随闭合应力增大,差距逐渐增大;低闭合压力下陶粒导流能力高于覆膜砂,而当闭合压力增大后覆膜砂的导流能力反超陶粒,低铺砂浓度下反超趋势更加明显;分支裂缝存在时,等量支撑剂多条分支裂缝的等效导流能力小于单一裂缝,高闭合压力下分支裂缝中不同分支铺砂浓度的差异越大,导流能力与单一裂缝越接近.%In order to study the seepage capacity of complex fracture after fracturing of shale gas well,the outcrop shale being processed into the core plates whose size meets the requirements of the experiments,the complex fractures in the shale being simplified to two types:turning fractures and branching fractures,and ceramsite and coated sand being used as proppant,the seepage capacity of 2 kinds of complex fractures was tested by FCES-100 fracture flow deflector.The experimental results show that:the fracture morphology has a great influence on its seepage capacity,the seepage capacity of turning fracture is lower 35％～40％ than that of single fracture under low closing pressure,and the difference between both increases gradually with the increase of closing pressure;under low closure pressure,the seepage capacity of the ceramic proppant fracture is higherthan that of the coated proppant fracture,but with the increase of the closure pressure,the seepage capacity of the coated proppant fracture increases gradually and exceeds that of the ceramic proppant fracture,and the exceeding trend becomes more obvious under low sand concentration;the equivalent seepage capacity of branching fracture is lower than that of single fracture under the same amount of proppant,the difference between both dwindles with the increase of the difference in the sand concentration of different branch cracks under high closure pressure.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(032)003【总页数】5页(P73-77)【关键词】页岩气井;水力压裂;裂缝导流能力;支撑剂;复杂裂缝【作者】王雷;王琦【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE357.1王雷,王琦.页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2017,32(3):73-77.WANG Lei,WANG Qi.Experimental research on seepage capacity of complex fracture in shale gas reservoir after hydraulic fracturing[J].Journalof Xi′an Shiyou University (Natural Science Edition),2017,32(3):73-77.页岩气储层渗透率低、物性差，不采取增产改造措施一般没有工业产能[1-2]，而水力压裂是提高页岩气井生产能力的有效措施[3]。
水平井体积压裂
水平井体积改造技术目前我国页岩气勘探开发工作正在起步阶段，与国外差距较大，许多制约我国页岩气开发的技术瓶颈亟待突破。
《页岩气发展规划（2011-2015年）》（以下简称《规划》）的发布对我国页岩气开发的有序发展具有重大意义，它指出了未来一段时间我国页岩气产业需要科技攻关的8项任务，这为解决制约我国页岩气综合开发利用问题指明了方向。
本文主要对体积改造技术进行简要阐释，希望能借此推动我国页岩气开发技术的进步和发展。
体积改造技术亟需突破页岩气储层具有渗透率超低、厚度大及天然裂缝发育的特点，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。
因此，必须要对天然裂缝发育和岩石硅质含量高（＞35%），脆性系数高的页岩进行体积压裂。
通过水力裂缝沟通天然裂缝，增强渗流能力，从而提高页岩气井的经济效益。
图1 钻式桥塞封隔技术图2 北美不同地区页岩气水平井分段压裂工艺运用情况与美国相比，我国页岩气藏储层产状有埋藏深度、厚度较薄和多层叠置的特点。
因此，水平井体积改造技术就更为适合我国页岩气藏的开发。
在《规划》中提出的“体积改造技术”，就是采用分段多簇射孔和多段一起压裂的模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网，从而增大流动通道。
而“水平井体积改造”则是以分段多簇射孔技术、可钻式桥塞工具和大型滑溜水压裂技术为主。
分段多簇射孔技术是关键分段多簇射孔技术是实现体积改造的技术关键。
其目的是为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，进而减少井筒附近的压力损失，并为压裂时产生的流体提供通道。
其特点是可以实现：一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆。
分段多簇射孔每级分4～6簇进行，每簇长度为0.46～0.77m，射孔枪每簇之间的距离为50m，实际井眼中每簇间距一般为20～30m，每个压裂段控制在100～150m左右，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°，排量一般为16m3/min，单孔流量0.27m3/min。
页岩气储层压裂数值模拟技术研究进展
页岩气储层压裂数值模拟技术研究进展金衍;程万;陈勉【摘要】页岩气储层水力压裂数值模拟既要考虑页岩储层岩石的特性,又要兼顾水平井分段压裂施工工艺,是一个非常棘手的力学难题.本文简述了页岩气储层岩石具有的地质力学特征和页岩气储层开发常用的水平井分段压裂技术;详述了扩展有限元、边界元、离散元在水力压裂裂缝模拟上的应用现状,指出了它们在处理裂缝问题的局限性和优越性,总结出边界元三维位移不连续法是模拟多裂缝扩展的有效方法.【期刊名称】《力学与实践》【年(卷),期】2016(038)001【总页数】9页(P1-9)【关键词】水力压裂;数值模拟;页岩气;分段压裂【作者】金衍;程万;陈勉【作者单位】中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE371页岩气是一种产自极低孔渗、富含有机质页岩储集系统中的非常规天然气［1］.开发此类非常规油气资源需要大规模的储层改造.以滑溜水压裂液为主的水平井分段压裂技术已在国内外页岩气藏开发中得到广泛应用，并取得了较为乐观的经济效益.区别于相对较为均质的砂岩地层，页岩地层的岩石力学特征的复杂性使得水力裂缝扩展路径变得更为复杂.水平井多级水力裂缝间的应力干扰又使得传统的水力裂缝数学模型无法准确地模拟出水力裂缝的几何形态.鉴于此，本文综述了近几年来页岩气藏水力压裂裂缝扩展数值模拟技术的研究进展.微地震技术及井下成像技术和井下页岩岩芯已经证实页岩气地层中常发育复杂的裂缝［25］.层理发育是页岩气储层的一个明显的特征，其胶结强度往往低于层内岩石的胶结强度，它与天然裂缝面一起构成了岩石中的弱胶结面［67］（“弱面”）.大量的室内水力压裂实验已经证明，弱面是影响水力裂缝扩展路径的关键因素［45，7］.页岩弹性各向异性特征［810］，使得页岩水力裂缝宽度也因此而变得比各向同性条件下复杂.受沉积方向和压实作用的影响，页岩被认为是横观各向同性的.不同岩层的岩性往往是不同的，其弹性力学参数因此迥异，多套地层在整体上常表现出弹性非均质性.地层间弹性参数的差异性通常会影响到水力裂缝宽度，断裂韧性的差异性则会出现限制缝高［11］、遮挡裂缝的可能性.页岩气储层改造是以提高改造的储层体积为主要目的的改造方式，旨在页岩气储集层中产生人工裂缝网络.为了增加水力裂缝在页岩气储层中的有效接触面积，在水平井中常需采用多级压裂技术，也称为分段压裂，如图1所示.每一个压裂段又含有多个射孔簇，在理想条件下，每个射孔簇能形成一条裂缝［1215］.多级压裂［16］主要应用在具有长水平段的水平井中，按压裂的先后顺序分为次序压裂（图1）、交错压裂（图2）和同步压裂（图3）.水平井次序压裂是指从水平井的趾端到跟段依次进行分段分簇压裂，如图 1所示.水平井交错分段压裂是指压裂顺序不严格按照从井底到井口的顺序进行压裂.这种压裂方式有增加储层沟通体积的可能性，但由于当前的井下工具不能够实施交错压裂，使得这种压裂方式尚未有现场应用.同步压裂是指对相邻两口及两口以上的水平井采用2套甚至多套车组同时压裂施工，以期利用压裂影响地应力场，形成更为复杂的裂缝网络.当页岩气井井筒密集时，通过对多口井进行同步压裂，能够获得比次序压裂更好的效果. 目前，以最大化采收率或者最快的采油速度为目的的页岩气井完井设计常需考虑以下几个因素：水力裂缝的优势扩展方向和井筒方位［17］；每个射孔簇的破裂压力，力争每簇能产出一个主裂缝，从而最大化裂缝复杂程度；同井或邻井裂缝间的应力干扰强度［1819］；同步压裂技术能否适合该地层，能否增加产气量［2021］.页岩气储层水力压裂数值模拟是围绕图1～图3所示的工艺技术开展的数值研究，目的是为了在储层压裂施工前能够设计和优化裂缝网络，从而为高效开发提供理论依据.水力压裂力学本质上可以概括为4个基本力学过程的耦合：储层岩石在流体压力的作用下发生断裂，形成裂缝通道；压裂液在裂缝通道中流动，并传递流体压力到地层深处；流体垂直于壁面的渗流；支撑剂在裂缝内部的运移.针对这4个力学过程，下文将着重论述模拟水力裂缝常用的3类数值方法：扩展有限元、离散元、边界元.3.1 扩展有限元（extended finite element method，XFEM）扩展有限元是以传统有限元的理论为框架，其核心思想是用扩充带有不连续性质的形函数来代表计算区域内的间断，不连续场的描述完全独立于网格边界，处理断裂问题有较好的优越性.利用扩展有限元，可以方便地模拟裂纹的任意路径［2223］，可以克服边界元模拟裂缝增长之后重新划分网格的局限性［2428］.盛茂等［29］基于扩展有限元模拟水力压裂，采用最大能量释放率准则确定裂缝是否继续扩展以及扩展方向.曾青冬等［30］考虑裂缝内流体流动和周围岩石应力变形，建立了页岩水力裂缝扩展的数学模型，分别采用有限元和扩展有限元求解裂缝流场和岩石应力场，并通过Picard迭代方法耦合求解.Mohammadnejad等［31］将扩展有限元应用于多孔介质中的水力压裂模拟.Arash［3234］采用扩展有限元方法模拟了水力裂缝在裂缝性油藏中的扩展行为，如图4所示.他忽略了压裂液沿着裂缝壁面的滤失，着重考虑了闭合天然裂缝的内聚力、岩石基质的断裂韧性、天然裂缝的几何形状对水力裂缝扩展路径的影响.系统地研究了水力裂缝与天然裂缝交叉前、交叉中、交叉后的天然裂缝的变形规律，以及裂缝形态与缝内压力的关系曲线，并将其与经典的KGD模型［35］进行对比.他指出，在某些条件下，闭合的天然裂缝在水力裂缝到达之前可能张开或滑移；某些条件下，闭合的天然裂缝不受水力裂缝的影响.Keshavarzi等［36］也采用扩展有限元方法模拟了水力裂缝在非常规油气藏中的扩展，得出了与 Arash［3234］相似的结果.他指出：水力裂缝沟通天然裂缝之前和之后都会发生偏移；原地应力场和天然裂缝的方向是影响交叉行为的主控因素.水力裂缝净液压力增加，可以减小水力裂缝的偏转.原水平应力差越小，水力裂缝越容易在沟通天然裂缝之前就发生偏转.在高逼近角时，水力裂缝可能同时张开天然裂缝和穿透天然裂缝，这主要依赖于水平应力差的大小.Fu等［37］在Arash［3234］和 Keshavarzi等［36］的研究基础上，将单条水力裂缝与单条天然裂缝的干扰行为扩展到单条水力裂缝与离散的天然裂缝网络的干扰行为.Fu等［37］考虑了天然裂缝与水力裂缝的应力干扰和离散裂缝网络中的流体动力学，在天然裂缝网络地层中模拟水力裂缝的扩展. 3.2 离散元（discrete element method，DEM）有关水力压裂模拟的研究可以大体分两大类：宏观和细观.宏观类的裂缝模型已经广泛地应用于石油工程水力压裂，裂缝因为缝内流体压力的驱动而发生增长，其相应的数学模型虽然复杂但计算速度快.与之相反，细观类的裂缝模型则是依据描述岩体颗粒与流体的相互作用，以数目巨大的离散单元来描述整个岩体，流体在颗粒或岩块间的流动来表达水力压裂的过程.基于离散元的水力压裂模拟可以在一定程度上反映出岩石在被压裂的过程中发生的情况：是剪切断裂还是张性断裂，适用于细观尺度上的机理研究.但是，对于油田尺度的水力压裂设计，基于离散元的水力压裂模型需要大量的单元，对计算机要求高，耗时很长，所得结果也并非直观上的水力裂缝.3.2.1 颗粒流程序（particle flow code，PFC）PFC［38］以点接触胶结的颗粒（二维为圆盘，三维为球）为基本单元，能模拟岩石中非连续面的一种数值模拟方法.PFC模拟水力压裂是在其颗粒间考虑流体压力而产生的键断裂，从而形成微裂缝，进而形成宏观尺度的水力裂缝［39］.PFC建模时可以先建立离散裂缝网络，再设置流体注入点，这使得水力裂缝不仅包括岩石颗粒间新生的裂缝，也包括了已存裂缝的剪切滑动扩展［40］.然而，PFC的基本假设就存在 3大缺陷：（1）颗粒间的力学参数如何与岩石的宏观参数对应；（2）PFC数值岩心代表了多大尺寸的实际岩石；（3）球形和圆盘形颗粒难以真实反映具有棱角的岩石矿物颗粒.因此，PFC模拟油田尺度的水力裂缝前景渺茫.3.2.2 晶格法为了解决PFC3D速度慢的问题，3D LATTICE软件提供了流--固--热耦合的模块.Cundall［41］用LATTICE模拟了水力裂缝与预置裂缝的干扰行为，预置裂缝捕获水力裂缝的原因是，水力裂缝遇到预置裂缝后，一侧受到拉伸应力，另外一侧受到挤压应力，而流体则始终是沿着阻力最小的方向流动，这与水力压裂室内试验［45，7］吻合良好.Pettitt等［42］用LATTICE软件模拟水平井多级压裂，并在最大水平应力60°角的方向上设置了一簇离散裂缝网络.水力裂缝起始扩展方向依然是垂直于最小主地应力，遇到节理网络后发生偏转.受到水力裂缝应力的影响，有些水力裂缝是双翼缝，有些则是单翼裂缝.3.2.3 非连续变形分析（discontinuous deformation analysis，DDA）非连续变形分析是离散元方法的隐式表达，与有限元处理应力位移问题较为相似.Ben等［4346］将裂缝性岩体简化为管网模型，采用DDA研究岩体的变形，并与裂缝中的流体流动相耦合，从而实现了裂缝性的岩体中的流体流动模拟.Ben为了模拟裂缝性地层中的水力压裂，他以DDA建立水力压裂模型时做了三点假设：（1）裂缝性或节理性岩体中的每个岩块是连续不可渗透的线弹性体，新生裂缝不能穿透这些连续的块体.（2）块体之间的初始状态是弹簧胶结的，可以发生张性和剪性破坏.（3）岩块的边界中的初始间隙为流体的流动路径，流态为单向不可压缩的拉梅流动.Morgan等［47］在Ben模型的基础上考虑了流体的可压缩性，也实现了水力压裂的模拟，并得到了实验验证.岩石的断裂有穿晶断裂和沿晶断裂［48］两种情况.DDA模拟裂缝性地层虽具有优越性，但其假设水力裂缝为不可穿越的块体，使得DDA模拟水力裂缝与实际的岩石裂缝有一定的差距.3.3 边界元（boundary element method，BEM）边界元法是在定义域的边界上划分单元，用满足控制方程的函数去逼近边界条件.其中，位移不连续法［4950］是边界元体系中的一种高效处理裂缝问题的数值方法，其原理是将裂缝划分成若干个位移不连续的单元，建立一个能够满足边界应力或位移的代数方程组，该方程组的解为单元的切向和法向位移，法向位移的物理意义即为裂缝宽度.早期的多裂缝的模拟是在经典的 KGD［35］、PKN［51］、拟三维裂缝模型［5254］基础上，考虑了流体在多裂缝以及井筒中的流动，但是没有考虑多裂缝间的应力干扰和裂缝内的压力耗散.Olson［55］基于二维位移不连续解，模拟多裂缝同时扩展，如图5所示.他假定裂缝扩展速度与裂尖应力强度因子成比例增长，裂缝内部液压为常压，考虑了等长天然裂缝的随机分布.但忽略了压裂液在裂缝内部的流动，使得这一模型不适合真实情况下的水力压裂.Olson等［56］指出：相对静液压力系数Rn和逼近角是影响裂缝形态的主要因素.与直井相比水平井中更倾向于形成网状裂缝，水平井中水力裂缝与天然裂缝之间的夹角越大，越易于形成网状裂缝形态.水力裂缝诱导应力可能使得闭合的天然裂缝在水力裂缝到达之前可能张开或滑移.张保卫［57］也采用边界元位移不连续法，模拟水力裂缝在页岩地层中扩展，得到了与Olson等［5556］相似的模拟结果.他指出，水力裂缝诱导应力场在裂缝尖端附近可以改变主应力的方向，使得水力裂缝并不总是沿着垂直于远场最小水平主应力的方向扩展，而当裂缝沿着天然裂缝扩展一段距离之后，天然裂缝的干扰应力场减小，水力裂缝又逐渐受到远场水平主应力的约束，沿着垂直于最小水平主应力方向扩展.在此基础上，Sesetty等［58］也采用边界元位移不连续法，但他假定压裂液为牛顿流体，研究了水力裂缝路径、裂缝开度、缝内压力随压裂液注入时间的变化关系.Wu等［5960］将拟三维裂缝宽度方程和二维位移不连续法相结合，建立了一个能够在天然裂缝性地层中模拟多裂缝的拟三维多裂缝力学模型.Wu等［5960］假定压裂液为幂律流体，采用有限差分法求解压裂液的流动，与拟三维多裂缝力学模型相结合，采用 Newton迭代法和Picard迭代法，实现了流体流动和裂缝变形的耦合，以及多裂缝间的应力干扰，采用最大拉应力准则判别裂缝扩展的方向，实现了拟三维多裂缝同步扩展的数值模拟.实际上，自然界任何裂缝都可以认为是三维的，二维裂缝也只是三维裂缝的特例.近年来，三维断裂力学［6162］和边界元三维位移不连续法［6365］的发展才使得真三维水力裂缝的模拟得以快速实现.Yamamoto等［6667］采用有限元研究裂缝内部流体的流动，三维位移不连续法研究岩体的变形，经过耦合求解之后，模拟了全三维水力裂缝扩展.但其局限性在于不能考虑地层之间水平应力的差异. Rungamornrat等［68］在研究三维水力裂缝非平面扩展时，实现了三维裂缝在空间的扭曲，如图6所示. Adachi等［69］采用三维位移不连续法与幂律流体流动耦合，在含有多层岩石介质中实现了全三维水力裂缝扩展模拟.与Yamamoto等［6667］相比，Adachi等［69］建立的模型可以考虑不同地层间的应力差异性，但是他们所建立的模型的共同特点是只有一个主裂缝，并且忽略了水力裂缝被地层界面所遮挡的可能性.单条三维水力裂缝的非平面扩展的成功模拟促进了学者对多条三维水力裂缝扩展的数值模拟，目的是为了更加接近水平井分段压裂的实际裂缝情况. Xu［70］将三维位移不连续法用于模拟水平井多裂缝的扩展［7072］，如图7所示.同一压裂段中不同射孔簇压裂液流量的分配实际上是多裂缝应力干扰的结果，但是压裂液在井筒内的压力可近似认为是相等的，并且各个射孔处流量的总和等于泵入到地层中的总流量，这2个条件使得流量分配是一个既复杂而又可以求解的力学问题.3.4 边界元的优势（1）边界元与扩展有限元的简要比较边界元和扩展有限元均是从弹性力学出发，假定岩石的断裂属于弹脆性断裂，裂尖在断裂判别准则下自由扩展，适合于模拟宏观类水力裂缝的扩展.扩展有限元需对定义域（与水力裂缝相关的地层）的整体进行划分网格，网格数目巨大，计算耗时长；边界元是只需对定义域的边界（裂缝、层理等）进行划分网格，网格数目少，计算快，并且精度高.在模拟水平井多裂缝同步或者相继扩展时，边界元只需在裂缝扩展的每一个时间步，将新生的裂缝单元加入到原有的单元中并参与计算，即可实现多裂缝间的应力干扰.在采用边界元法模拟天然裂缝网络时，只需将天然裂缝面划分为单元，天然裂缝的力学属性由法向刚度、剪切刚度、摩擦系数等表征［50］.（2）边界元与离散元的简要比较众所周知，以PFC3D为代表的离散元软件需要众多的颗粒才能模拟岩土的断裂行为，在研究小尺寸试样的细观力学行为上具有一定的优势.由于计算机速度的限制，PFC3D当前并不能模拟油田尺度的水力裂缝扩展.PFC3D中颗粒的细观参数与岩石的宏观参数的标定依然是一个未解之谜.边界元则只需对介质的边界进行划分单元，单元数目少，也可以直接将常规岩样测试获得的弹性参数纳入到计算之中，适用性高.（1）弹性各向异性对水力裂缝宽度和扩展方向的影响.不论是横观各向同性，还是正交各向异性，其弹性本构方程较均质各向同性更为复杂.目前，边界元三维位移不连续法已经可以解决各向异性介质中三维裂缝弹性变形问题［7375］，但应用于解决水力压裂力学问题尚需时日.（2）非均质体界面对水力裂缝的影响.层理是不同岩性地层的界面，页岩层理尤为发育.不同地层的弹性参数的差异导致裂缝问题更为复杂［7677］，例如层理面在水力裂缝逼近时容易产生小范围滑移或者张开；软地层（弹性模量低的地层）变形容易，水力裂缝宽度大；硬地层（弹性模量大的地层）变形小，断裂韧性通常比较大，水力裂缝难以穿越，起到了遮挡作用.无论是二维边界元还是三维边界元，非均质介质的界面上的连续性条件是解决非均质弹性力学问题［50，7881］的关键条件.水力裂缝与层理的干扰行为与边界元三维位移不连续法的结合还有待进一步研究，主要难点体现在层理面的张开或滑移破坏了连续性条件［50］.（3）在天然裂缝网络中模拟分段水力压裂裂缝的扩展.边界元三维位移不连续法虽然在模拟分段压裂裂缝扩展方面优势明显［7072］，离散的天然裂缝网络与单条水力裂缝的干扰也已不再是难点，但多裂缝中的流体动力学与边界元三维位移不连续法的耦合依然是一个尚待解决的科学难题.页岩气储层中岩石力学特性，对水力压裂多裂缝数值模拟提出了更高的要求，页岩在水压作用下的断裂特征是改进水力裂缝模拟的标杆.与扩展有限元、离散元相比，边界元在解决页岩气储层水力裂缝问题上已经表现出更大的优越性和可行性.在模拟页岩气储层单条裂缝在裂缝性储层中扩展时，扩展有限元、边界元、离散元均可较好地解决流固耦合问题.在模拟页岩气储层多级压裂裂缝扩展时，必须考虑裂缝间的应力干扰问题.边界元三维位移不连续法则表现出更大的优越性，是一个行之有效的数值方法.另外，在页岩气储层水力压裂多裂缝数值模型中，页岩各向异性、非均质性以及离散裂缝网络是值得探索的研究方向.【相关文献】1王永辉，卢拥军，李永平.非常规储层压裂改造技术进展及应用.石油学报，2012，33（S1）:149-1582 Fisher MK，Wright CA，Davidson BM，et al.Integrating fracture mapping technologiesto optimize stimulations in Barnett shale.SPE Annual Technical Conference and Exhibition，San Antonio，Texas，USA，20023 Zhou J，Chen M，Jin Y，et al.Analysis of fracture propagation behavior and fracture geometry using a tri-axial fracturing system in naturally fractured reservoirs.International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences，2008，45（7）:1143-11524 Cheng W，Jin Y，Chen M.Experimental study of stepdisplacement hydraulic fracturingon naturally fractured shale outcrops.Journal of Geophysics and Engineering，2015，12:714-7235 Cheng W，Jin Y，Chen M.Reactivation mechanism of natural fractures by hydraulic fracturing in naturally fractured shale reservoirs.Journal of Natural GasScience&Engineering，2015，23:431-4396 Jacobi DJ，Gladkikh M，LeCompte B，et al.Integrated petrophysical evaluation of shale gas reservoirs.CIPC/SPE Gas Technology Symposium 2008 Joint Conference，Calgary，Alberta，Canada，20087 Cheng W，Jin Y，Chen M，et al.A criterion for a hydraulic fracture crossing a natural fracture in a 3D space and its field application.Petroleum Exploration&Development，2014，41（3）:371-3768衡帅，杨春和，张保平等.页岩各向异性特征的试验研究.岩土力学，2015，36（3）:609-6169王倩，王鹏，项德贵等.页岩力学参数各向异性研究.天然气工业，2012，32（12）:1-410 Waters GA，Lewis RE，Bentley D.The effect of mechanical properties anisotropy in the generation of hydraulic fractures in organic shales.SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Denver，Colorado，USA，201111陈治喜，陈勉，黄荣樽等.层状介质中水力裂缝的垂向扩展.石油大学学报（自然科学版），1997，21（4）:24-3012 Wu R，Kresse O，Weng X，et al.Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks.SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference，The Woodlands，Texas，USA，201213 Nicolas PR，Mukul MS.Strategies to minimize frac spacing and stimulate natural fractures in horizontal completions. 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基于管外光纤监测的页岩气水平井多簇压裂效果评价
基于管外光纤监测的页岩气水平井多簇压裂效果评价目录一、内容概要 (2)1. 研究背景和意义 (2)1.1 页岩气开发的重要性 (4)1.2 水平井多簇压裂技术的现状 (4)1.3 管外光纤监测技术的应用 (6)2. 研究目的和任务 (7)二、页岩气水平井多簇压裂技术概述 (8)1. 页岩气水平井简介 (9)2. 多簇压裂技术原理 (10)3. 压裂施工流程 (11)三、管外光纤监测技术原理及应用 (12)1. 管外光纤监测技术概述 (13)2. 光纤传感器原理及特点 (14)3. 监测系统的组成及工作原理 (15)4. 管外光纤监测技术在压裂过程中的应用 (16)四、基于管外光纤监测的页岩气水平井多簇压裂效果评价方法 (17)1. 评价方法的建立 (18)2. 评价指标的确定 (19)3. 评价流程 (20)五、案例分析 (21)1. 监测数据获取与处理 (22)2. 压裂效果分析 (23)2.1 裂缝形态分析 (24)2.2 裂缝扩展范围分析 (26)2.3 压裂效果综合评价 (27)六、多簇压裂技术的优化建议 (28)1. 监测系统的优化建议 (28)2. 压裂施工参数优化建议 (29)3. 地质条件与压裂技术的匹配性优化建议 (30)七、结论与展望 (31)一、内容概要本文档旨在研究基于管外光纤监测的页岩气水平井多簇压裂效果评价方法。
通过对水平井内多簇压裂过程中的实时数据进行采集和分析，利用管外光纤传感技术实现对压裂液流动速度、压力变化以及裂缝扩展等关键参数的实时监测。
通过对这些参数的综合分析，可以有效地评价页岩气水平井多簇压裂的效果，为页岩气开采提供科学依据和技术支持。
本研究首先介绍了管外光纤传感技术的基本原理和应用领域，然后详细阐述了水平井多簇压裂过程的特点和挑战。
设计了一种适用于水平井多簇压裂过程的管外光纤监测系统，并对该系统进行了实验验证。
通过实际数据对所提出的评价方法进行了验证，并提出了改进措施。
压裂水平井生产评价研究
压裂水平井生产评价研究随着社会经济的不断发展和能源需求的逐步增长，特别是近年来，国内外石油和天然气市场的竞争越来越激烈，为了满足市场需求，对压裂水平井的生产评价研究成为了石油天然气行业的重要课题之一。
压裂水平井是目前开采石油和天然气最常见的方式之一，目的是通过高压水平射孔来把井下的石油和天然气裂解出来，形成有效生产孔，提高产能增强采油和采气效果。
在开采过程中，需要对压裂水平井的生产效果进行评价，以便调整生产参数，提高采收率。
压裂水平井的生产评价主要采用产量、产水、产气等方式进行分析和评估。
其中，产量是指压裂水平井开采的石油和天然气的总量，产水则是指开采的水量，产气是指开采的天然气量。
通过这些指标的评价，可以了解到压裂水平井的生产效果和潜在问题。
此外，压裂水平井的生产评价还可以通过一些特殊的技术手段来实现。
例如，采用水平井生产记井仪器对井下地质参数、井下温度、压力等进行监测，定期调整生产参数，通过对生产数据的收集和分析，找出生产的欠佳原因，并采取相应的调整措施。
另外，还可以采用井下钻井电测技术来实现对井下油气层的动态监测。
这种技术通过在井下安装电缆，进行电测数据的收集，从而实现对油气层的动态监测和分析。
通过这种方式，可以更加准确地了解井下油气层的工作情况，对压裂水平井的生产评价和优化提供有力支持。
同时，还可以采用模拟技术和数值模拟技术来进行压裂水平井生产评价。
这种方法通过建立压裂水平井数学模型，采用数学方法对压裂水平井的生产参数进行模拟，然后对模拟结果进行分析和评价。
这种评价方法具有非常高的准确性和可靠性，可以为压裂水平井的生产调整提供指导。
综上所述，压裂水平井的生产评价是石油天然气行业中的重要话题之一。
通过各种评价方式和技术手段，可以实现对压裂水平井生产效果的评价和优化，提高其开采效率和经济效益。
然而，要想取得更好的生产效果，研究人员还需要不断深入探究和实践，在试验和实践中不断总结经验和教训，以不断提高压裂水平井生产评价的能力和水平。
页岩气水平井重复压裂层段优选与效果评估
Ａ ｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｍ ｏｎｉｔｏｒｉｎｇ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｌｏｇｇｉｎｇ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ａｌｍ ｏｓｔ ｏｎｅ ｔｈｉｒｄ ｏｆ ｐｅｒｆｏｒａｔｉｏｎ ｃｌｕｓｔｅｒｓ ｐｒｏｄｕｃｅ ｎｏ ｏｒ ｌｅｓｓ ｇａｓ ａｆｔｅｒ ｖｏｌｕｍ ｅｔｒｉｃ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｉｓ ｉｎｉｔｉａｌｌｙ ａｐｐｌｉｅｄ ｉｎ ｓｈａｌｅ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｂｅｓｉｄｅｓ，ｔｈｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｄｅｃｌｉｎｅ ａｆｔｅｒ ｔｈｅ ｃｏｍｍ ｉｓｓｉｏｎｉｎｇ ｉｓ ｃｏｍ ｍ ｏｎｌｙ ｆａｓｔｅｒ．Ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ，ａ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｎｅｔｗｏｒｋ ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ ｍ ｏｄｅｌ ａｎｄ ａ ｆ ｒ ａｃｔｕｒｉｎｇ ｗ ｅｌｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙ ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ ｍ ｏｄｅｌ ｗｅｒｅ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｍ ｉｃｒｏｓｅｉｓｍ ｉｃ ｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ ｄａｔａ ａｎｄ ｈｙｄｒａｕｌｉｃ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｎｅｔｗｏｒｋ ｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎ ｒｅｓｕｌｔｓ．Ａ ｆｔｅｒ ｐｅｔｒｏｐｈｙｓｉｃｓ，ｍ ｉｃｒｏｓｅｉｓｍ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｐｅｒｆ ｏ ｒ－
页岩气水平井固井技术难点分析与对策
页岩气水平井固井技术难点分析与对策发布时间：2021-06-10T11:04:00.777Z 来源：《中国科技信息》2021年7月作者：付江超[导读] 页岩气储层具有特殊特征，孔隙率较低。
同时，页岩储层渗透率相对较低。
在此基础上，页岩气井主要通过针对油田或油井的技术措施，为保护石油资源提供技术支持。
随着石油工业的迅速发展，对钻井技术进行了有效的革新，传统的钻井技术已不再适合现代钻井项目的需要。
山东省山东滕州市煤田地质局第一勘探队付江超 277599摘要：页岩气储层具有特殊特征，孔隙率较低。
同时，页岩储层渗透率相对较低。
在此基础上，页岩气井主要通过针对油田或油井的技术措施，为保护石油资源提供技术支持。
随着石油工业的迅速发展，对钻井技术进行了有效的革新，传统的钻井技术已不再适合现代钻井项目的需要。
因此，有必要进一步研究水平固井技术，并提出有效解决固井问题的办法，这是提高工程质量和保护资源所必需的。
关键词：页岩气水平井；固井技术；难点分析；处理对策随着人口的增长、工业的发展、石油和天然气勘探的扩大、开采的逐步发展、页岩气资源的不断发现、生产成本的大幅降低以及对其经济价值和战略重要性的日益重视。
作为一名现场技术人员，经过多年的页岩气井固井实践，对页岩气井的固井难点有了一定的认识，并采取了技术措施。
一、页岩气固井技术的特点1.页岩气固井是短期工程、技术密集型工程和劳动密集型工程。
2.页岩气固井是一个系统工程。
它涵盖广泛的学科。
第一，有许多学科，包括地质、石油、机械、化学、流体力学和电子。
其次，由于组织管理、供应、运输和场地建设等部门众多，直接促进了社会的快速发展。
最后，还有许多其他因素，包括施工准备、下钢管或者套管、注人水泥等。
3.固井作业是一个非常隐蔽的项目。
首先，主要工艺在地下完成，不能直接观察和测试。
其次，质量控制主要取决于设计的准确性和准备程度。
最后，施工过程中会发生不可预测和未知的事故目前正在实施的三个隐藏的高风险特征将直接影响工程的实施，并妨碍工程工作的快速完成。
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。
一种评价页岩气水平井气层产气性的方法
一种评价页岩气水平井气层产气性的方法采用Delphi法优选建模参数，建立一种利用工区均方根产能指数预测页岩气井水平段气层无阻流量的方法，在四川盆地某页岩气田应用65口井，无阻流量计算误差平均不超过±30%，产气性评价符合率达到89.2%。
标签：页岩气；水平井；气层；产气性；评价方法页岩气是一种新型清洁能源，是国内外非常规能源开发的热点之一。
由于国内页岩气开发起步相对较晚，成本高，风险极大，技术门槛高，导致各类投资相对较少，包括页岩气水平井地质导向后的水平段气层产气性定量评价在内，许多关键技术研发方面仍处于空白状态。
1 技术背景页岩气层产气性评价常用方法，主要是利用页岩气储层孔隙度、含气饱和度、总有机碳含量、含气量等关键参数综合评价，多表现为“定性”。
由于缺乏页岩气水平井水平段气层无阻流量录测井预测方法，页岩气储层录测井解释评价和页岩气水平井随钻地质导向后的水平段气层产气性评价很少使用无阻流量参数，也无法通过可比的评估对象进行压裂测试效果预测。
随着页岩气开发的深入和实践经验的丰富，研究基于储层特征和压裂作业资料的页岩气水平井水平段气层产气性评价方法是非常必要的，能有效提高页岩气勘探开发综合效益。
2 评价模型与方法2.1 参数选取建模参数包括：产气性待评价气层，需依据传统方法解释的优质页岩气层（Ⅰ类）、页岩气层（Ⅱ类），不包括含气层（Ⅲ类）；页岩气水平井水平段气层长度、压裂液总量、支撑剂用量、无阻流量、单井产能指数、工区均方根（RMS）产能指数等，采用Delphi（德尔斐）分析法。
Delphi法核心是采用背对背的通信方式征询专家组成员的预测意见，经过几轮征询，使专家小组的预测意见趋于集中，最后做出符合市场未来发展趋势的预测结论。
Delphi法特点是依据一定的程序，以反复填写问卷搜集各方意见，并采用匿名方式，专家组成员之间不发生横向联系，互相不讨论。
经过几轮反复征询和反馈，专家意见逐步趋于集中，最后形成可靠的集体判断结果。
南川页岩气田压裂水平井井间干扰影响因素及对策研究
油气藏评价与开发PETROLEUM RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT2023年第13卷第3期南川页岩气田压裂水平井井间干扰影响因素及对策研究卢比,胡春锋,马军（中国石化重庆页岩气有限公司，重庆408400）摘要：随着页岩气开发不断深入，水平井实施压裂过程中邻井的干扰现象日益增多，对气田的产量、套管的安全、气井的管柱造成较大影响，有待明确压裂井间干扰的影响因素及降低干扰的治理对策。
采用井下压力监测的方式证实压裂井间干扰的矿场表现，通过生产动态跟踪分析及微地震监测结果基本明确井网井距、压裂改造强度、天然裂缝是影响压裂水平井井间干扰的主要因素。
对降低压裂干扰提出了压裂设计源头优化、采气井现场管理、生产运行调整3种治理对策，在现场应用中获得了较好的效果。
关键词：页岩气；矿场试验；井间干扰；治理对策中图分类号：TE371文献标识码：AInfluencing factors and countermeasures of inter-well interference of fracturinghorizontal wells in Nanchuan shale gas fieldLU Bi,HU Chunfeng,MA Jun（Sinopec Chongqing Shale Gas Co.,Ltd.,Chongqing408400,China）Abstract:With the continuous development of shale gas,the interference of adjacent wells is increasing during the fracturing of horizontal wells,which has a great impact on the production of gas fields,the safety of casings,and the string of gas wells.The influencing factors of the interference between fracturing wells and the countermeasures to reduce the interference need to be clarified.The field performance of fracturing interwell interference is confirmed by downhole pressure monitoring.Through production dynamic tracking analysis and microseismic monitoring results,it is basically clear that well spacing,fracturing transformation intensity,and natural fractures are the main factors affecting the interference between horizontal wells during fracturing.Three governance strategies have been proposed to reduce fracturing interference,including optimization of fracturing design source,on-site management of gas production wells,and production operation adjustment.These measures have achieved good improvement effects in on-site applications.Keywords:shale gas;field test;interwell interference;governance countermeasures南川页岩气田位于渝东南盆缘复杂构造带，生产目的层位为五峰组—龙马溪组页岩，地层压力系数小于1.3，属于常压页岩气。
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*收稿日期：2015－09-06基金项目：中国石油科技创新基金研究项目，项目编号：2014D-5006-0209。
作者简介：何秀珍，女（1989-），硕士研究生，研究方向为油气田开发地质及试井分析，邮箱：1070789047@ 。
Development effect evaluation research of fractured horizontal well in shale gasHE Xiuzhen 1，WANG Xinhai 2，JIANG Shan 1，HE Xiuling 3，ZHUO Hong 3（1.MOE Key Laboratory of Oil &Gas Resources and Exploration Technology ，Yangtze University ，Wuhan Hubei 430100，China ；2.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering ，China University of Petroleum ，Beijing 102249，China ；PC Logging Production Center ，Xi'an Shanxi 710000，China ）Abstract:Shale gas development is becoming more and more attention in China at present.For example,a test block of Sichuan basin,in order to guide the exploration,the reservoir characteristics of shale module are analyzed,gas reservoir geological model are build,the nu －merical simulation software Eclipse are used to establish mathematical model based on shale gas,dual -porosity and dual -permeability,component model.Analyze and forecast the target zone from well pattern and spacing,gas production,recovery and so on through history matching.This study shows that the target block development approach is diamond shaped well,increasing well spacing density can enhance recovery.The average production per well页岩气藏压裂水平井开发效果评价研究何秀珍1，王新海2，江山1，何秀玲3，卓红3（1.教育部油气资源与勘探技术重点实验室（长江大学），湖北武汉430100；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249；3.中国石油集团测井有限公司生产测井中心，陕西西安710000）摘要：目前页岩气开发在中国越来越受到重视。
以四川盆地的一个试验区块为例，为了指导该页岩区块的勘探开发，分析了该页岩区块的储层特征，建立了页岩气藏地质模型，并运用Eclipse 数值模拟软件中页岩气、双孔双渗、组分模型等模块建立了数学模型。
在历史拟合的基础上，对目标区从井网井距、产气量、采收率等方面进行了分析评价及开发效果预测。
研究结果表明：目标区块的开发方式为菱形井网，适当加大井网密度，能够提高采收率；单井产量平均为100000m 3/d ，其中水平段长度平均1500m ，压裂缝长290m ，蕴藏着十分丰富的页岩气资源，其页岩气勘探开发潜力巨大。
关键词：页岩气；双孔双渗；水平井；数值模拟；开发效果中图分类号：TE311文献标识码：A文章编号：1673-5285（2015）11-0018-04DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2015.11.005石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION 第34卷第11期2015年11月Vol.34No.11Nov.2015is 100000m 3/d,where the horizontal length of average 1500m,pressure crack length 290m,the shale gas resources is very rich and there is great potential to develop.Key words ：shale gas ；dual-porosity and dual-permeability ；horizontal well ；numerical simu －lation ；development effect页岩气作为一种新型非常规天然气，在中国越来越受到重视[1]。
页岩气储层超致密、比表面积大、特低孔、渗，主要通过吸附方式储存大量气体[2]。
裂缝发育对游离相天然气的富集和自然产能的提高有帮助，到目前为止，只有少量的发育良好的天然裂缝页岩气井可以被开采，其他大部分页岩气井需要用压裂等方法进行增产，用连通天然裂缝的方式加强井筒附近储层导流能力[3-5]。
1储层性质（1）该页岩区块由于北西方向对其有挤压应力的作用，该区块以正向构造为主，各背斜之间以宽缓的背斜为界，高点位于区块的南西端，海拔最高675m ，最低250m ，大部分在400m~600m ，以生成干气为主。
地温梯度为2.83℃/m ，地层压力为35.47MPa 。
（2）根据现有的钻井岩芯资料，该地区目的层页岩含碳质泥页岩（厚度约51m ）、碳质粉砂质泥岩（厚度约17m ）、碳质灰云质泥页岩（厚度约13m ）、碳质粉砂质泥页岩（厚度约6m ）。
（3）总含气量为0.44m 3/t~5.19m 3/t ，平均1.97m 3/t ，损失气0.11m 3/t~3.9m 3/t ，平均值1.14m 3/t ，解吸气0.31m 3/t~1.4m 3/t ，平均值0.79m 3/t ，残余气0.01m 3/t~0.07m 3/t ，平均值0.04m 3/t 。
由等温吸附曲线，经计算得出兰氏体积为3.268cm 3/g ，兰氏压力为7.248MPa 。
（4）经过岩心测试资料得知，平均孔隙度为5.46%，密度为2.557g/cm 3，平均渗透率为0.223mD ，吸附气丰度为1.47m 3/t ，游离气丰度为1.066m 3/t ，总丰度为2.536m 3/t ，由于该页岩储层的渗透率极低（本区块YY1井2号样品的渗透率最低为0.0073mD ，再如YY1井5号样品渗透率最高为0.4991mD ），一般须经过大规模水力压裂来提高产能。
该目标区使用微地震监测裂缝来诊断复杂裂缝网络。
经验理论表明[6]，微地震能够很好地反演出裂缝几何形状和储层增产改造体积。
由图1可知，经压裂所产生的人工裂缝约290m ，人工裂缝的导流能力随着裂缝的长度而降低，平均导流能力30mD·m ，并且近井位置的导流能力最好。
由图2可以看出，压裂后形成了较好的裂缝网络，其中越靠近井筒位置的裂缝宽度越宽，离井筒相对较远的位置裂缝越窄，与导流能力的变化规律基本一致，说明有较好的导流能力。
2地质模型用Petrel 进行地质建模，地质模型维数为96×86×80，其中x 方向网格步长为100m ，y 方向网格步长100m ，z 方向网格步长为1m 。
在精细地质模型的基础上，利用Petrel 的Upscal －ing 粗化功能，将原精细模型的纵向网格进行处理，进而得到既能满足油藏数值模拟精度，又能保证合理的计算速度的地质模型。
粗化后要保证任意两个井点间有3个以上网格，垂向上区分单层。
因此工区粗化后平面上网格步长100m ×100m ，垂向上分为5个网格。
3数值模型数值模型采用双孔双渗模型，假设页岩由两种孔图1N3井第15段导流能力Fig.1Flow conductivity of paragraph 15in N3图2N3井第15段网状裂缝形态Fig.2Reticular cracks form of paragraph 15in N3246024802500252025402560T V D /m50100150200250300350长度/m-120-60060120M i n o r A x i s /m-400-300-200-1000100200300400Major Axis/m何秀珍等页岩气藏压裂水平井开发效果评价研究第11期19隙介质（基质和裂缝）构成:（1）气体在页岩中以两种形式（游离态和吸附态）存在；（2）游离态气仅存在裂缝中，部分气体还吸附于基质孔隙表面[7]；（3）页岩气在裂缝中不仅有达西流动，还有高速非达西流，在基质孔隙是延时吸附模式的菲克扩散[8]；（4）再划分基质网格，可以得到一系列的再分网格，通过这种对基质网格再分的方法可以模拟气体在基质中的流动[3]。
利用软件E －clipse2013的组分模型进行数值模拟，在拟合的基础上进行开发效果预测。
4开发效果预测通过制定不同的方案进行对比，然后优选出合理科学的方案。
（1）在开采初期，5口试采井加上新打井17口，分别定产80000m 3和100000m 3，布置矩形井网进行生产；（2）开采初期布菱形井网，打新井17口，分别定产80000m 3和100000m 3，布置菱形井网进行生产；（3）对比矩形与菱形井网，然后优选出菱形井网更合理，在此基础上进行加密处理，最终布井38口。
再分别定产量80000m 3、100000m 3、120000m 3，以及不同的压裂长度进行对比优选，得出合理的生产开发方式。
4.1矩形井网矩形井网22口：定产80000m 3、100000m 3对比（见图3）。
4.2菱形井网（1）方案一（见图4）：井距1320m ，布井22口，定产80000m 3、100000m 3。
（2）方案二（见图5）：井距1000m ，布井38口，压裂缝半长260m ，290m ，定产气量100000m 3。
（3）方案三（见图6）：布井38口，井距1000m ，定产气量80000m 3、100000m 3，裂缝半长290m 。
采用菱形井网布井38口，对比定产气量80000m 3与100000m 3，生产30年的累积产气图。