页岩气井压后试井分析与评价应用
页岩气储层常规测井解释模型与应用实例
页岩气储层常规测井解释模型与应用实例陈扬;夏雪飞;魏远明;郭秀云;石元会【摘要】为深化建南构造侏罗系东岳庙段陆相页岩气储层认识,对东岳庙段岩心与测井资料进行细致研究,建立东岳庙段泥页岩岩性、储层识别、储层矿物含量、孔隙度、渗透率、饱和度和含气量解释计算模型,建立一套较完善的页岩气储层综合解释评价方法.对2口井的东岳庙段页岩气储层进行精细解释,提出东岳庙段页岩气层解释参考标准.适用建南地区东岳庙段页岩气储层测井评价,可以扩展用于整个建南地区及中扬子地区陆相页岩气储层评价.【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》【年(卷),期】2014(027)001【总页数】5页(P20-24)【关键词】页岩气;测井;解释模型;应用实例【作者】陈扬;夏雪飞;魏远明;郭秀云;石元会【作者单位】中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司,湖北潜江433123;中国地质大学〈武汉〉地球科学学院,湖北武汉430074;中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司,湖北潜江433123;中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司,湖北潜江433123;中国石化江汉石油工程有限公司测录井公司,湖北潜江433123【正文语种】中文【中图分类】P631.8+4页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。
页岩气表现为典型的“原地”成藏模式；在成藏机理上既具有吸附、游离、水溶等多重特征，又具有自生、自储、自保、储层致密等特点，是一种典型的连续性大规模、低丰度、非常规天然气聚集［1－7］。
由于页岩气储层存在特低孔隙度、特低渗透率特征及以吸附和游离态聚集的特殊模式，与常规油气藏有着很大的区别，传统常规测井解释方法不适应页岩气储层解释［1－3，6－9］。
通过对建南地区某井东岳庙段岩心与测井资料的整理、分析和深入研究，建立了该地区首套基于常规测井项目的解释处理模型，并依据其解释模型进行了2口井的页岩气储层精细解释。
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－
页岩气水平井分段压裂工艺研究及应用
页岩气水平井分段压裂工艺研究及应用摘要：国内针对页岩储层的水平井分段压裂技术尚不成熟，缺乏相关经验指导，开展深层页岩储层水平井分段压裂技术研究，为页岩气藏的有效开发提供技术支撑。
本文以区块工程地质特征为基础，针对该区块单井进行水平井分段压裂优化设计，以压后累计产气量为目标函数，建立水平井分段压裂裂缝参数优化模型，通过优化设计求解目标函数最优时的裂缝缝长、导流能力、裂缝条数，形成一套完整的压裂优化方案。
现场应用于S1井中，取得了较好的应用效果，可进一步推广应用。
关键词：页岩气；压裂工艺；水平井；分段压裂；裂缝中国页岩气主要分布在渝东鄂西地区、黔湘地区、四川盆地及其周缘地区，储量丰沛、潜力巨大，技术可采资源量为12.85万亿立方米，因此页岩气开发技术一旦突破形成产能，对满足中国不断增长的能源需求、优化能源结构、保障能源安全和促进经济社会发展都具有重大战略意义，开发前景广阔。
页岩气藏是一种低孔、低渗透性储层，依靠自然产能很难进行工业开采，形成产能的最有效手段是通过水力压裂这一储层改造技术产生相互交错的网络通道，提高页岩气在储层中的流动能力。
根据北美地区页岩气勘探开发经验，水平井套管完井技术与分段体积压裂技术是目前页岩储层开发的关键技术，但国内的页岩气改造技术由于起步晚，仍处试验探索阶段，缺乏相应基础理论的支撑，因此如何形成一套适用于我国页岩气藏特征的水平井分段压裂技术还需深入研究。
1 页岩储层工程地质特征1.1 储层物性研究区主要目的层为志留系下统龙马溪组-奥陶系上统五峰组，储集岩岩性主要为泥岩类，包括粉砂质泥岩、灰质泥岩、碳质泥岩和泥岩。
根据岩心实验分析，龙马溪组地层孔隙度1.22~7.12%，平均5.81%，渗透率0.0024~2.7207×10-3μm2，平均0.1425×10-3μm2。
1.2 岩石矿物成分对取心层段4353.05-4353.25m，4357.02-4357.20m，4362.37-4362.55m进行全岩矿物X射线衍射分析和黏土矿物X射线衍射分析，结果表明：脆性矿物中石英含量最高，含量在35.1~65.6%之间，平均48.5%；其次为长石，平均含量6.2%；白云石、方解石平均含量分别为9.1 %，5.9%。
彭水区块页岩气水平井固井技术研究与应用
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｉ ｎ ｏ ｒ ｄ ｅ ｒ ｔ ｏ ｉ ｍｐ ｒ ｏ ｖ ｅ ｈ ｏ ｉ ｒ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｇ ａ ｓ ｗｅ ｌ ｌ ｃ ｅ ｍｅ ｎ ｔ ｉ ｎ ｇ ｑ ｕ ａ ｌ ｉ ｔ ｙ ｔ ｏ ｍｅ ｅ ｔ ｔ ｈ ｅ ｎ ｅ ｅ ｄ ｓ ｏ ｆ ｓ ｔ ａ ｇ ｅ ｄ ｒａ ｆ ｃ ｔ ｕ ｒ ｉ ｎ ｇ ， ａ ｎ ｄ ｃ ｏ ｍｂ ｉ ｎ ｅ ｄ ｗ ｉ ｔ ｈ
油 气藏评 价 与 开 发
第４ 卷 第１ 期
Ｒ Ｅ Ｓ Ｅ Ｒ Ｖ Ｏ Ｉ Ｒ ． Ｅ Ｖ Ａ Ｌ Ｕ Ａ Ｔ Ｉ Ｏ Ｎ Ａ Ｎ Ｄ Ｄ Ｅ Ｖ Ｅ Ｌ Ｏ Ｐ ＭＥ Ｎ Ｔ ２ ０ １ ４ 年２ 月
彭水 区块页岩气水平井固井技术研究与应用
沈 炜
伸 国石化华 东石 油工程有限公司 固井分公 司 ， 江苏 扬 州 ２ ２ ５ １ ０ １ ） 摘要： 为 了提 高 页岩 气水平井 固井质量 ， 满足分 段压裂 需求 ， 结合彭水 区块 固井技 术特 点 ， 对水泥 浆体 系和 固井工 艺进 行 了研 究。针对 页岩 气压裂 需求 ， 研 究 固井技术对策 ， 并开 展数值模 拟 ， 分 析 了压裂过 程水泥石 受力状态 ， 形成 降低 弹性模 量和提高水 泥石抗拉 强度 的改性要求 。利用力学分析 结论 ， 优选 Ｓ Ｆ Ｐ弹塑性水泥浆体 系 ， 弹性模 量 降低 ＞ ５ ０％， 抗 拉强度 提高 ＞ ５ ０％， 满足 分段压裂水 泥石力学性 能要求。为提高顶替效 率 ， 优选 弹性扶 正器及安放方 案， 利用高效溶 剂型冲洗液 体 系和冲 洗技术 ， 以提高 固井质量 。水泥 浆体 系和工 艺技术在 彭水 区块 ４口井开 展应用 ， 目的层 固井质量 胶结 中等达 到
浅谈页岩气测井评价技术特点及评价方法
模型 。 计 算相 应 的 力 学参 数 等 ， 从 而 实现 压 裂 效果 预 测 和 压 裂
效果检测 。 （ ３ ） 页岩 气矿 物 成 分 与储 层 结 构 评 价技 术 ， 该 技 术 依 托 的
３ 页岩气测井评 价技术探讨
３ ． １ 常用 评 价 技术
物 性 特征 差异 也就 日益 明 显 。可 以采 用 测 井 曲线 来 反 应 其 异
（ １ ） 页岩 气有 效 储 层 评 价 技 术 ， 该 技 术 需要 依 托 于 常规 测 井技术 ． 优 势在 于 能够 在 一 定程 度 上 ， 满足 对 于 页岩 气储 层 孔 隙度 、 渗透率、 含 气饱 和 度 等 方 面特 性 的评 价 与勘 查 。 （ ２ ） 岩 石 力 学参 数 评 价 技 术 ， 该 技 术 是 依 托 特 殊 测 井 系列 和 岩 石 物 理 实验 ． 例如采 用的全波列测 井、 偶极声 波测井等 ， 均 是 以岩 石 物 理 分 析 作 为 技 术 基 础 ，通 过 建 立岩 石 力 学 计 算
常 程度 。 （ １ ） 在 双侧 向 电 阻 率上 表 现 为低 值 。因 页 岩 层往 往 富含 导 电性 较 弱 的 烃 类 。 因而 会 在 电 阻 率 曲 线 上 ， 体 现 为略 高 于 泥岩 的 异 常 特征 。 （ ２ ） 声 波 时 差 曲线 呈 现 高值 。 页岩 相 较 于 泥 岩 致 密 、 低 孔 隙． 且 声波 的 时差 是 介 于 泥 岩 与砂 岩之 间 的 。 存 在 裂缝 发 育或
间． 但 同 时又 高 出煤 层 很 多。 当存 在 裂 缝 发 育 、 富舍 有 机 质 的
长宁区块页岩气压后返排规律分析
长宁区块页岩气压后返排规律分析一、长宁区块页岩气地质特征长宁区块位于中国西南部，地处川东南地体中部，属于四川盆地南缘的页岩气勘探开发区。
页岩气主要沉积在下侏罗统龙马溪组，具有良好的页岩气特征，包括丰富的有机质资源、良好的页岩发育度、较高的成熟度和丰富的气藏体积等特点。
长宁区块页岩气资源潜力巨大，具有很高的开发价值。
二、页岩气压后返排规律分析1. 压裂技术的应用在页岩气开发中，压裂技术是一种重要的技术手段。
通过对页岩气层进行压裂，可以有效地提高气体的渗透率和产能，从而实现更高效的开采。
压裂技术也会对地下岩石和水层产生一定的影响，因此需要仔细分析和研究压后返排规律，以保证开采的安全和高效。
2. 压后返排规律的影响因素压后返排规律受到多种因素的影响，主要包括压裂参数、页岩气层地质特征、水平井布井方式、水平段长度等因素。
压裂参数是影响压后返排规律的关键因素之一，包括压裂压力、压裂液体积、压裂液性质等。
页岩气层地质特征也会对压后返排规律产生重要影响，包括页岩气层岩性、裂缝特征、有机质含量等。
水平井布井方式和水平段长度也会直接影响压后返排规律。
针对不同的地质特征和开发方案，需要实施相应的压后返排规律调查和分析。
压后返排规律的研究方法包括现场实验、数值模拟和物理模拟等多种手段。
现场实验是研究压后返排规律最直接的方式，可以直接观测气体产量和产能，对实际的压后返排规律进行观察和分析。
数值模拟是通过数学模型对压后返排规律进行模拟和计算，可以提供大量的数据和预测结果，对压后返排规律进行深入分析。
物理模拟是通过实验室模型对地下气体的运移和压后返排规律进行研究，可以为现场实验和数值模拟提供重要的依据和数据支持。
综合运用这些研究方法，可以全面、深入地分析压后返排规律，为页岩气开发提供重要的技术支持和决策依据。
压后返排规律的分析对页岩气开发具有重要的意义。
了解压后返排规律可以为页岩气田的合理开发提供重要依据。
通过分析压后返排规律，可以优化开发方案，提高产能，延长气田的生产周期，实现更经济、高效的开采。
页岩储层含气量测井解释方法及其应用研究
2017年03月页岩储层含气量测井解释方法及其应用研究徐忠良（长城钻探工程有限公司测井公司，辽宁盘锦124011）摘要：页岩储层测井的常见特征项为电阻率、声波时差、自然伽马、中子值、密度等，较难进行精密计算。
本文对EROMANGA 油田的Toolebuc 页岩建立了测井解释模型，并对其应用进行分析。
关键词：页岩储层；含气量；解释方法；应用研究页岩气通常以吸附和游离的形式存在于细粒碎屑岩中，是天然气的一种。
天然气测井技术是评价页岩储层含气的关键，但其隐秘性和复杂性使得测井解释十分困难，且解释模型与常规储层有所差异。
1测井解释模型建立1.1孔隙度和矿物含量Toolebuc 页岩中包含了干酪根、灰质、泥质和砂质，利用SPSS 进行统计学分析，得出孔隙度、干酪根、有机物含量（TOC ）和矿物之间的关系。
①TOC （有机物含量）：有两种方法分别为声波电阻率和密度计算，交汇分析可知，密度和有机物含量之间的相关性较强，两者呈反比，利用密度计算法发现TOC =-37.172×DEN +89.408,R =0.955，DEN 为密度测井值，单位为g/cm 3，R 是相关系数。
页岩声波时差曲线为高值的原因主要是油气和发育的裂缝都会增大声波时差，所以声波曲线和TOC 为正比例相关。
通常情况下泥质岩电阻率较低，但在裂缝的油气层段电阻率较大，说明电阻率曲线与TOC 存在较高的相关性。
所以可得X =lg ()R t R j +K ×()AC -AC j ,TPC =14.671×X +0.3806,R =0.84，其中R t 为地层电阻率（Ω·m ），AC 为声波数值（μs/ft ），AC j 为非源岩声波（μs/ft ），K 是刻度系数，一般为0.02。
由关系式可知，通过密度法计算的TOC 更为准确和可靠。
②GLG （干酪根含量）：储层中的GLG 会对TOC 产生直接的影响，交汇分析EROMANGA 油田的多口井可知：GLG =2.491+1.144×TOC +0.013×TOC 2，其中系数R 为0.895，GLG 单位为%。
利用测井资料评价页岩气层含气量的方法
中 国 地 球 物 理2013 ·685·利用测井资料评价页岩气层含气量的方法郑 伟* 莫修文吉林大学地球探测科学与技术学院 长春 130026页岩气储集层的特殊性质使得页岩气存在形式分为三种，即吸附于有机质表面的吸附气，游离于孔隙中的游离气及少量的溶解气。
在计算时需对吸附气和游离气分别评价，溶解气含量少可忽略不计。
1.吸附气含量的确定。
吸附气的确定可分为等温吸附法、统计拟合法、解吸法及地质类比法，前两种在利用测井资料评价中应用广泛。
①等温吸附法。
这是利用某一恒定温度下游离天然气与干酪根表面吸附的天然气的平衡关系来计算吸附气含量的方法，目前很多用法都是以此为基础发展而来的。
它首先要求确定出总有机碳含量（TOC ）的值，已经有多种根据测井资料估算TOC 的方法，如声波电阻率曲线重叠法、统计拟合法、BP 神经网络法。
在利用等温吸附曲线计算时，由于它是在特定温度和TOC 下计算的，在定量评价过程中要对温度及TOC 做校正，将其换算成地层温度及TOC 条件下的吸附气含量。
校正公式如下：)*(4310c T c lt V +−=；)*(8710c T c lt P += ；)*(log 34i l T c V c +=；)*(log 78i l T c P c −+=；iso lt lc TOC TOCV V lg*=其中，V lt 为储层温度下兰格缪尔体积,P lt 为储层温度下兰格缪尔压力,c 3取0.0027,c 7取0.005,T 为储层温度，T i 为等温吸附温度，V lc 为TOC 校正的储层温度下兰格缪尔体积，TOC iso 为等温线上总有机质含量，TOC lg 为测井记录中总有机质含量。
②统计拟合法。
它利用吸附气相关的主控地层参数与实验数据建立拟合关系求取吸附气含量。
这些主要因素可能有：总有机碳含量、总烃含量、石英含量、粘土矿物含量、密度、黄铁矿含量[1]。
也可由其它参数直接对TOC 进行拟合，再应用等温吸附法计算。
页岩气测井实施方案
页岩气测井实施方案
首先，页岩气测井实施方案需要充分考虑目的层的特点和需要评价的参数。
根
据不同的页岩气储层类型和地质条件，确定需要测井的目的，例如孔隙度、渗透率、地层压力等。
同时，还需要考虑测井工具的选择，确保其能够准确获取目的层的数据。
其次，针对不同的目的层参数，需要确定合适的测井方法和工具。
例如，对于
孔隙度和渗透率的评价，可以采用密度测井、声波测井等方法；对于地层压力的评价，可以采用压力测井方法。
在确定测井方法和工具的同时，还需要考虑测井解释的可靠性和准确性，确保获取的数据能够反映目的层的真实情况。
除此之外，页岩气测井实施方案还需要考虑现场施工的具体操作。
在实施测井前，需要进行现场勘察和安全评估，确保施工过程中不会对井下设备和工作人员造成损害。
同时，还需要制定详细的施工方案和操作规程，确保测井工作能够顺利进行，并获取准确可靠的数据。
最后，对于页岩气测井实施方案的实施效果和数据解释，需要进行全面的评价
和分析。
根据获取的测井数据，结合地质信息和工程数据，进行综合解释和评价，为页岩气储层的开发和评价提供科学依据和技术支持。
综上所述，页岩气测井实施方案是评价页岩气储层性质和产能的重要工作，需
要充分考虑目的层的特点和需要评价的参数，确定合适的测井方法和工具，进行现场施工的具体操作，以及对测井数据的全面评价和分析。
只有严格按照实施方案进行操作，才能获取准确可靠的数据，为页岩气资源的开发和评价提供科学依据和技术支持。
页岩气评价指标与方法
一、页岩气评价指标
一、页岩气评价指标
页岩气评价指标主要包括地质指标、物理指标和化学指标。
一、页岩气评价指标
1、地质指标：主要包括页岩层厚度、有机质含量、有机质成熟度、岩石矿物 组成、裂缝发育情况等。这些指标主要用于评价页岩气资源的潜力，为后续的开 发工作提供依据。
一、页岩气评价指标
2、物理指标：主要包括孔隙度、渗透率、含气量、储层压力等。这些指标直 接关系到页岩气的开采难度和经济效益，是页岩气评价的关键指标之一。
四、未来展望
4、强化实验与现场应用研究：实验和现场应用研究是验证和优化评价指标与 方法的重要环节。未来研究将更加注重实验与现场数据的收集和分析，通过不断 优化现有评价体系和方法，提高其在实践中的应用效果和指导价值。
四、未来展望
5、加强国际合作与交流：页岩气资源在全球范围内的分布和应用具有广泛前 景，加强国际合作与交流可以促进信息共享、技术和经验传播，对于推动页岩气 评价指标与方法研究的深入发展具有积极意义。
二、页岩气评价方法
3、物理模拟方法：主要包括物理实验和模拟实验等。通过物理模拟实验，可 以深入了解页岩气的生成、运移和聚集规律，为页岩气评价提供更为可靠的依据。
二、页岩气评价方法
在选择评价方法时，需要考虑不同方法的适用范围和优缺点，结合实际进行 评价方法的选择和优化。
三、影响因素
三、影响因素
三、影响因素
3、工艺因素：主要包括钻井工程、地球物理勘探、实验室分析等工艺技术。 这些技术的精度和质量直接关系到页岩气评价的准确性和可靠性。
三、影响因素
为了提高页岩气评价的准确性和科学性，需要考虑多因素综合评价，将各种 因素进行全面分析和比较，得出更为可靠的评价结果。
四、未来展望
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
页岩气井压后试井分析与评价应用作者：陈守雨来源：《环球市场信息导报》2016年第15期体积压裂是一种通过充分破碎致密页岩岩体，在储层中制造具备有效渗流能力的改造体积，实现页岩气经济开发的改造工艺。
现场可通过压裂过程中的实时微地震监测或压后停泵压降测试，对体积压裂改造效果进行分析和评价。
事实上，实时微地震监测受到传感器位置、噪声点等因素影响，对压裂裂缝特征描述可能失真；停泵压降测试往往受到测试时间限制，解释范围较有限。
通过试井手段对体积压裂后页岩气井生产过程中流量和压力测试数据进行分析，为改造效果评价和产能预测提供更详细、准确的参数。
与常规压裂不同，体积压裂以高排量、流体切换、缝内转向等工艺手段克服地层脆性及应力条件的限制，制造形态复杂的空间裂缝网络，其渗流特征与面源缝大不相同，更近于以射孔孔眼或近井地带一定范围内主裂缝通道为中心点源流动，从试井动态上是径向或拟径向流特征，而非线性流。
利用较短的主裂缝长度和高于页岩基质若干数量级的有效渗透率，对改造体积进行描述，对于评价体积压裂效果和产能预测更具有实际意义。
本文通过对四川威远页岩气井压后生产的测试数据进行试井分析，给出了了典型的页岩气井体积压裂后的渗流特征，并利用试井解释建模，进行历史拟合和长期产能预测。
体积压裂通过在致密页岩内建立有效的渗流通道，最大程度释放储层，对建立长期稳定产能有着重要作用。
现阶段，可以通过在压裂过程中实时微地震监测，压后停泵压降测试，辨别、分析和评价体积压裂改造效果。
然而，实时微地震监测结果通常受到多方面因素的影响，如检波器的密度和分布的位置、压裂过程中其他噪声源影响、微地震解释精度等，都会造成实时微地震解释出现偏差。
另外，微地震监测记录的是在压裂过程中发生的岩体破裂事件和能量响应，但很难高精度地分辨实际上具备有效导流的裂缝，微地震解释改造体积往往远大于井控有效改造体积。
压裂施工停泵压降测试虽然也是裂缝解释的重要手段，但现场上受到测试时间较短的影响，记录的数据点不足以描述压力波在整个有效改造体积内的传播过程，定量描述裂缝系统形态有一定难度。
利用页岩气井压后生产过程中的流量和测试压力数据，通过试井分析手段能够对流体的渗流动态进行分析，识别水力压裂产生的裂缝或裂缝系统的形态特征，定量评价裂缝的几何参数、导流能力和有效的改造体积及有效渗透率等，为压裂改造效果评价和产能预测提供更详细、准确的信息支撑。
基于传统的分段压裂水平井试井模型采用的多条平面缝横切水平井筒的描述方法，不仅在裂缝形态描述上与页岩气体积压裂所形成的裂缝系统差异较大，而且在生产过程中无法描述所观察到的某些流场形态，在评价体积压裂后有效的裂缝长度和改造体积内的有效渗透率时，常出现较大偏差，产能预测与实际情况误差较大。
本文通过分析页岩气井体积压裂形成的裂缝网络形态和预期改造效果，采用“较短有效裂缝半长+改造体积内较高的有效渗透率”，对页岩气井体积压裂的改造效果进行分区描述，突出近井地带的主裂缝通道形态，并利用平均有效渗透率概念，对中远井地带由复杂、密集的裂缝系统切割破碎的压裂体积的改造效果进行等效描述，解决传统长直平面缝模型不能描述改造体积内部拟径向流的问题，合理地评价体积压裂对于改造体积内部渗流能力改善的效果，提高产能预测的准确性和稳定性。
2页岩气体积压裂改造工艺页岩气井体积压裂主体思路是在页岩储层形成空间上复杂交错的多级导流缝网系统（宽网裂缝导流系统），实现空间上对页岩储层充分破碎、切割，同时不同导流能力的裂缝组合，形成供给和输送的合理匹配系统。
页岩气体积压裂改造包括以下措施：采用高排量注入维持缝内净压力，在储层可压性允许的情况下将页岩储层尽量破碎；低粘度滑溜水和一定粘度胶液组合，保证垂直井筒方向上的裂缝延伸，同时兼顾沿井筒方向上裂缝网络宽度的扩展；不同粒径支撑剂组合，着眼于支撑不同规模的裂缝，实现多级导流能力组合；实时使用可降解暂堵剂，降低滤失并实现缝内强制转向，增加液体效率，增强裂缝系统的复杂程度。
以四川威远页岩气A井的体积压裂为例，工艺上考虑：滑溜水与活性胶液组合；100目+40/70目+30/50目支撑剂组合，微缝+支缝+主缝3级导流能力设计；以段塞式加砂为主，在施工压力条件允许情况下采取分段连续加砂；前置酸液作为前置液的一部分使用，提高较大范围和较远距离的处理效果；调整胶液注入时机和注入用量，保证裂缝高度延伸和平面上有效扩展；实时加入可降解暂堵剂实现缝内转向。
A井宽网压裂典型施工曲线如图1所示。
3体积压裂后页岩气井流场分析页岩气分段压裂水平井在生产过程中，通过试井分析或长期生产数据的流量重整压力分析，可观察到流场的演化。
在以往的分段压裂水平井研究中，只考虑沿水平井段分布的若干条单一裂缝（平面缝），其完整的渗流场演化可归结为可能出现的流场序列：储集效应→裂缝内线性流→双线性流→地层线性流→改造体积边界效应流→改造体积外合成线性流→拟径向流（椭圆流）+外边界效应。
在试井诊断图中，可通过导数曲线斜率变化来判别流场（图2）。
一般井储效应、裂缝内线性流、双线性流的出现需要早期测试数据的密度足够大，或是流场持续时间足够长。
在储集效应后一般会出现一定的表皮效应，且在裂缝线性流形成之前，理论上存在短时间的缝内径向流动，但往往由于裂缝尺寸限制和导流能力较大等因素造成流场持续时间很短，以至于记录的压力响应难以体现。
所以，并不是所有流场都可被观察到。
同时观察到地层线性流和SRV边界效应流的情况下，利用重整压力数据，可以通过公式（1）和公式（2）分别求取有效裂缝半长和地层有效渗透率。
实际生产过程中，在改造体积（SRV）内部气体才会发生有效流动，而在改造体积外部（XRV），即使在很大的压力梯度驱动下也很难发生气体流动，因此页岩气井的改造体积边界效应往往是实际生产可观察到的最终流场形态。
另外，在地层线性流和改造体积边界效应流之间，有可能会出现围绕各条裂缝的拟径向流阶段（图3）。
当裂缝长度相对于裂缝间距小很多的时候，通常会发生拟径向流阶段，而且这种情况下后期所反映的边界效应很有可能并不是包含整个水平井段的连续改造体边界，而是各条裂缝各自有效改造体积的边界。
显然，常规试井解释手段（压力恢复分析）很难观察到页岩气井压裂改造后的全部流场特征，一方面是有些流场特征受限于数据数量和数据密度而无法显现，另一方面则是因为有效渗透率量级过低，导致压力波传播速度缓慢而无法观察。
与多条平面缝的改造特征不同，页岩气井体积压裂在地层中制造了错综复杂的裂缝网络带，裂缝在各个方向上的长度、密度、导流能力、宽度等，与地层非均质性、压裂施工控制等有关，很难具体针对裂缝系统中各条裂缝分支进行几何描述，其改造效果可以等效为一种整体平均有效渗透率的激增。
压后的页岩气储层往往会有以下几种类型的孔隙空间：支撑裂缝、无支撑裂缝和有机孔，且支撑裂缝和无支撑裂缝在尺寸和导流能力上差距较大，因此，利用三重孔隙介质模型（图4）描述的方法比较可行。
其无量纲渗流方程可表达为：事实上，由微裂缝（包括在压裂过程中产生的分支缝和开启的天然裂缝）连通的有机孔与微裂缝之间的流动并未如常规双孔介质窜流明显，且相对于有支撑的主干裂缝，其渗透能力都远小于主干裂缝，其窜流特征很有可能由于渗透能力级差较小而被遮蔽，因此，利用改造后平均有效渗透率描述的地层模型可以满足储层物性分析和产能预测的需要。
体积压裂在近井地带应尽量避免大规模滤失，以保持足够净压力维持水力裂缝向地层深处延伸。
前置胶液的使用可有效地促进水力裂缝延伸，但是流体进入地层深处，其造缝能力随着净压力的消耗逐渐降低，支撑剂运移至远井相对难度更大，因此远井地带可能失去裂缝主干形态，取而代之的是大量的分支缝、次生缝，所以具有明显主缝形态的裂缝往往无法延伸至地层深处，而是在近井地带一定范围内（图5）。
图5可能出现的流场序列包括：储集效应→裂缝内线性流→双线性流→地层线性流→环裂缝拟径向流→改造体积边界效应流，其特征可从试井分析或长期生产数据的流量重整压力曲线辨别（图6）。
同样，并不是所有流程特征都可观察到。
按照体积压裂储层模型与其对应的流场形态（线性流+环主裂缝拟径向流），利用拟径向流阶段数据，可以计算改造体积内的平均有效渗透率：利用线性流阶段，可以在平均有效渗透率已经求取的情况下求取有效裂缝半长（主干裂缝）：式中，k为改造体积内平均有效渗透率，md；xf为主干裂缝半长，ft； qg是气体产量，Mcf/d；g为平均气体粘度，cp；为储层平均孔隙度，无量纲；Bg为平均气体体积系数，无量纲；h为裂缝高度，ft；mL为线性流动诊断曲线斜率，对于压降测试，mL为井底流压pwf与t1/2作图的斜率，对于压力恢复测试，mL为关井压力pws与Agarwal等效时间的平方根te1/2作图的斜率。
4 现场应用四川威远页岩气A井，水平段穿行层位为龙马溪组底，完钻垂深3555m，测深5455m，水平段长度1562.3m。
该井主体工艺为宽网体积压裂，单段长度75-120m，共射孔（不含第一段触发式滑套）48簇。
该井共注入压裂液35345.08m3，支撑剂1361.45吨。
平均施工排量14m3/min，施工泵压67-82MPa。
各段入地液量和入地支撑剂量如图7和图8所示。
该井在压裂过程中进行了实时井下微地震监测，从微地震事件点的分布形态可以部分佐证体积缝的形成（图9）；从压后停泵压降测试G函数叠加导数分析来看（图10），多点起裂确实发生，且裂缝体积较大，验证了复杂缝网的形成。
A井压裂结束后，累计记录返排1440小时，油嘴尺寸范围由3mm逐级放大至10mm（稳定返排油嘴6-9mm）； 3mm油嘴返排速度为6方/小时，油嘴6mm时排液速度达到峰值23方/小时，随后排液速度降至10方/小时，套压降落17.2MPa。
换用9mm油嘴排液速度回升至39方/小时，但快速降至10方/小时，最后调整油嘴至6mm，排液速度稳定于3方/小时，套压缓慢下降至21MPa。
累计返排液量为11792方，返排率为31.3%（图11）。
对A井从2014年12月17日见气，至2015年2月14日关井前，累计产气350万方。
主体返排阶段后，产量约12万方/天，井口套压降幅18MPa，配产9.5万方/天，持续稳定生产直至关井。
关井550小时后重新开井，套压降落明显（降幅26.8MPa），但气产量极低，在压力重新恢复过程中再次采取关井，记录终止时井口复压至46.9MPa（图12）。
对该井的第一个关井压力恢复数据进行试井分析，在双对数诊断曲线上出现线性流+径向流的特征流场（图13）。
根据体积压裂页岩气水平井模型，连续出现的线性流+（拟）径向流的流场序列对应于图6中的地层线性流和环近井主缝段径向流。
在建立试井分析模型时，采用流量均分法来考虑单条裂缝的生产动态，同时考虑近井地带的主裂缝通道相对于周围储层具备更高的渗透能力，而远井地带裂缝形态复杂化且导流能力相对较低，可将储层视作被均匀破碎达到体积改造，利用较短的主裂缝（半）长和高于页岩基质的有效渗透率进行历史拟合（图13、图14），得到主裂缝半长10m，渗透率2.7d（0.0027md）。