引用本文

Zhang Xiaotao,Chen Man,Jiang Xin,et al.Productivity evaluation method of shale gas well[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(3):549-553.[张小涛，陈满，蒋鑫，等.页岩气井产能评价方法研究[J].天然气地球科学，2016,27(3):549-553.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.03.0549

页岩气井产能评价方法研究

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张小涛1，2 ，陈满1，2，蒋鑫1，2，杨洪志1，2，杨学锋1，2 

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川成都610050；2.页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川成都610050）

作者简介：张小涛（1982-），男，山东安丘人，高级工程师，博士，主要从事气藏开发数值模拟、试井及动态分析研究.E-mail：zxt8206@petrochina.com.cn.

基金项目：国家科技重大专项“页岩气勘探开发关键技术”课题“南方海相页岩气开采试验”（编号：2012ZX05018-006）资助.

摘要  
页岩气开发主要依靠水平井分段水力压裂技术获取产量，页岩气井产能与地质因素和工程质量有紧密关系。总结了常规气藏中应用较为广泛的气井产能特征分析方法，探讨了这些方法对于页岩气井的适用性，指出页岩气井投产初期产能递减迅速，常规的产能评价方法主要用于评价气井的瞬时产能，不完全适用于页岩气井。在此基础上提出了一种新的便于比较页岩气井产能特征的分析方法，综合评价页岩气井投产一段时间内的产能，根据新方法的计算结果分析了页岩气井的产能影响因素，并将该方法成功用于分析国内某页岩气区块的14口试采井，应用效果较好。

关键词： 页岩气       产能       产能影响因素       地质因素       工程因素       SRV      

中图分类号:TE37      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)03-0549-05

Productivity evaluation method of shale gas well

Zhang Xiao-tao1，2 ，Chen Man1，2，Jiang Xin1，2，Yang Hong-zhi1，2，Yang Xue-feng1，2 

（1.Research Institute of Exploration and Development,PetroChina Southwest Oiland Gasfield Company,Chengdu 610050,China；2.Sichuan Provincial Key Laboratory of Shale Gas Evaluation & Exploitation,Chengdu 610050,China）

Abstract  
Horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing are now the primary methods to achieve economic production rates in shale gas plays.The productivity of horizontal wells is closely related to geological factors and engineering qualities.Commonly used analysis methods of productivity characteristics for gas wells in conventional reservoirs were summarized and their adaptabilities to shale gas wells were discussed.The conventional methods could evaluate instantaneous productivity of a gas well but are not fully suitable for shale gas wells of which the productivity declines quickly in early days of production.Upon this fact,we proposed a novel analysis methodology for shale gas wells based on which the productivity during some time could be comprehensively evaluated.With the results of the new method,influencing factors of productivity were analyzed and the new methodology was applied to 14 production test wells in a domestic shale gas block to validate its practicability.

Key words： Shale gas;       Productivity;       Influencing factors of productivity;       Geological factors;       Engineering qualities;       SRV;      

引言

21世纪以来，全球范围内引发了一场“页岩气革命”，页岩气产量的不断提升改变了美国乃至世界的能源格局。页岩气能够大规模开发得益于水平井完井和分段压裂体积改造技术的重大进步，水平井分段压裂后制造出异常复杂的裂缝网络系统，这些裂缝网络大大改善和提高了压裂沟通范围内储层的渗透率，使原本异常致密的页岩储层能够和井筒有效地连接，页岩气开发具有了商业价值[1-3]。吸附气的解吸附效应和分段压裂后形成的复杂裂缝网络使得页岩气井表现出与常规气藏井不同的生产动态特征[4,5]。页岩气井在排采初期，压裂液返排量较大，根据井口压力和产量数据进行井筒计算难度大，且页岩气井的产能递减较快，常规气藏中应用较为广泛的产能特征分析方法在页岩气藏中的应用受到限制。因此，笔者建立了一种新的产能特征分析方法，便于横向比较气井的产能特征、研究气井的产能影响因素。

1 常规气藏产能评价方法

常规气藏开发过程中，普遍采用无阻流量来评价气井的产能，无阻流量的确定是常规气藏产能评价的重要内容，一般通过产能试井来完成，具体方法有回压试井法、等时试井法、修正等时试井法和“一点法”试井等[6,7]。 气井二项式产能方程为:

Pwf22wf=Aqsc+Bqsc2(1)
当井底流压为一个大气压力时，气井产量为无阻流量，二项式产能方程式变为:
PAOF212=AqAOF+BqAOF2(2)
式(2)可变形为“一点法”产能方程形式:
qAOF=2(1-α)qscα1+4(1-αα2)[1-(PwfPR)2]-1(3)
其中:α=AA+BqAOF2 式(1)—式(3)中:α为产能方程系数，无因次；qsc为气井测试产量，×104m3/d；qAOF为气井无阻流量，×104m3/d；Pwf为测试井底流压，MPa；PR为原始地层压力，MPa；A、B分别为二项式产能方程层流和紊流流动部分的系数。陈元千[7]根据现场16口井的资料统计结果，指出式(3)中α 取0.25时计算的无阻流量较为准确。 标准的产能试井一般都是直接下压力计至井底录取压力变化数据，根据实测的井底压力数据计算的产能结果更为准确和可靠。若气井本身不具备下压力计至井底测流动压力条件时，也会采用井口的油压或套压数据沿井筒折算到气井井底，获得折算后的井底压力数据，同样可以计算无阻流量。但根据井筒折算的压力数据计算得到的无阻流量准确度通常都会受到气井产水等因素的影响，且气井产水量越大，压力折算后计算得到的无阻流量准确度也越差。

2 页岩气井产能评价新方法

页岩气和致密气等非常规气藏在不同的生产阶段产能差异较大。在气井分段压裂后放喷排液初期，主要是由压裂后形成的主要裂缝向井筒供气，此时的瞬时产能较高，但该产能仅反映SRV(储层增产改造体积)内尤其是压裂后形成的主要裂缝的特征，随着生产时间的延长，气井产能递减较为迅速，因此大型体积压裂后气井初期的瞬时无阻流量值并不能较为准确地反映气井的生产能力。非常规气藏井在生产初期与常规气藏井相比显著特点是气井边排液边采气，即气井是带液生产，且有些井日排液量可能会多达数百立方米。此种情况下，如果气井井筒内不具备下压力计到井底的条件，单靠井筒的油压或套压数据难以较为准确地计算气井产能，即计算误差可能较大。 依据页岩气井的生产特点，笔者提出一种新方法来评价页岩气井的产能特征。该方法首先需计算气井在生产初期一段时间内的最大稳定产量，这里假设以前3个月为例，考虑气井投产后以某产量稳定生产3个月后，井口压力降至输压，该产量即为气井前3个月的最大稳定产量。考虑同一区块的试采井具有相同的井口输压，则根据前3个月的最大稳定产量即可以对比和评价气井的产能，分析气井产能的影响因素。 该方法与常规气藏产能评价方法相比，考察了页岩气井在投产一段时间内的最大产气能力，而不是瞬时产能，对于页岩气直井和水平井单井及井组都适用。瞬时无阻流量仅能反映气井分段压裂后形成的主裂缝产能，而不能反映微裂缝和基质的产能。因此该方法的计算指标对于页岩气井后期生产潜力的预测和分析更具有指导意义。绝大多数页岩气井在实际生产过程中因地面管线等原因，未按照3个月降到输压的方式组织生产，而是适当控制井口的回压，分别以相对稳定的产量组织生产，每口井的井口压力降到输压的时间不一致，因此不能直接利用生产数据进行对比。在计算前3个月的最大稳定产量时通常采用的方法是建立单井的解析或数值模型，对气井进行全程的产量和压力历史拟合（图1），然后在拟合好的模型基础上，按照稳定生产时间和井口压力的要求重新预测气井的生产数据（图2）。历史拟合的生产史越长，则重新预测的前3个月最大稳定产量就越可靠。

图1     A井2014年生产历史拟合曲线
Fig.1     Production history matching curve of Well A

图2     A井2014年前三个月最大稳定产量预测曲线
Fig.2     Predicted maximum constant rate in 3 months of Well A

3 页岩气水平井产能影响因素

在常规气藏井的产能评价时，要研究气井的产能影响因素，即要分析无阻流量等反映气井产能特征的参数与储层物性参数之间的关系。页岩气井的产能评价也要分析气井产能的影响因素。对于常规气藏的产能，静态影响因素主要有储层的孔隙度、厚度、含水饱和度、渗透率以及裂缝发育程度等因素，在页岩气藏中，除上述因素以外，页岩的矿物组成、有机质丰度与成熟度等因素对于页岩气井的产能也有重要影响，斯伦贝谢公司2006年公布了页岩气开发关键参数的下限[8]，即:孔隙度>4%、含水饱和度<45%、含油饱和度<5%、渗透率>100×10-6μm2、总有机碳含量>2%。富有机质页岩的厚度达一定规模，一般在15m以上，区域上连续稳定分布，TOC含量低的页岩厚度一般在30m以上，要求有一定的保存条件。 与常规气藏相比，页岩气更加强调地质工程一体化，页岩气井的产能不仅受地质因素影响，与工程质量的关系也十分紧密，在进行产能评价时，要考虑气井产能与工程质量的关系。页岩气水平井的优质页岩储层钻遇程度、分段压裂的段(簇)数、压裂后增产改造体积(SRV)的大小、储层改造形成裂缝的导流能力以及试气工作制度的安排等因素都有可能影响页岩气井的产能。因此在具备分析条件时，要考虑上述工程因素对页岩气井产能的影响。

4 页岩气水平井产能评价实例

以国内某区块的14口页岩气试采井(井号分别为1#、2#、…、14#井)为例，评价页岩气井的产能特征。这里的14口井均为水平井，生产层系为志留系龙马溪组，其中3#和10#2口井进行了回压试井（图3,图4），2口井在开展产能试井之前已分别产 出页岩气2 906×104m3和1 236×104m3，依据回压

图3     3#井的二项式产能方程
Fig.3     Binomial deliverability equation of Well 3#

试井计算得到2口井的无阻流量分别为24.17×104m3/d和27.96×104m3/d。实际上，页岩气井生产初期产能递减较为迅速，因此2口井在试油期的无阻流量应远高于回压试井的计算结果。这2口井在试油期间未作稳定试井，但也都通过井口套压估算了无阻流量（表1），从表1不难看出，2口井试油初期估算的无阻流量与目前回压试井的计算值相当，甚至远低于目前的计算值，说明根据页岩气井排采初期的井口数据难以准确计算气井产能。

图4     10#井的二项式产能方程
Fig.4     Binomial deliverability equations of Well 10#

采用本文提出的方法，建立考虑吸附气解吸效应的解析模型，对14口井的生产历史进行全程历史拟合，在历史拟合后的模型基础上对14口井前3个月的最大稳定产量进行重新预测，并考虑每口井的有效水平段长度(水平段钻井长度去除因套管变形等原因未进行压裂或压裂后桥塞未钻磨成功的水平段长度)，计算每米长度水平段的平均贡献量（表2）。 图5给出了14口井的水平段轨迹在纵向上的位置分布特征，图5中的绿色直线段代表气井水平段轨迹在纵向上的位置分布区间，黄色圆点代表气井水平段轨迹在纵向上分布频率最高的位置，红色虚线代表五峰组页岩与宝塔组灰岩的分界线，此分界线以上厚度为30~40m、包括五峰组和龙马溪组龙一1亚段底部的部分层段在内的页岩段为优质页岩段。对比表2的气井水平段平均每米的最大贡献量和图5中气井纵向分布位置，不难看出气井单位水平段长度的贡献量与气井水平段在纵向上的分布位置有较好的对应性，即气井水平段越靠近优质页岩段底部，气井单位水平段长度的产能就越高，说明该区块页岩气井的产能与水平段靶体的位置有较好的相关性。 14口井中有6口井进行了测井，按照总有机碳含量>3%、有效孔隙度>5%、脆性指数>55、含气量>3m3/t的Ⅰ类储层标准，统计了每口井钻遇的Ⅰ类储层长度，再进一步去除Ⅰ类储层长度中因工 程因素未能成功实施压裂或桥塞钻磨段的长度，得
表1     2口井试油期无阻流量估算
Table 1     qAOF of 2 wells at testing periods
井号序号孔板/mm油嘴/mm开始时间结束时间持续时间/h一点法无阻流量(×104m3/d)
3157.1592014/3/29 14∶002014/3/30 9∶001930.22
282014/3/28 19∶002014/3/29 9∶001427.03
362014/3/24 16∶002014/3/25 12∶002020.54
1012092014/2/7 0∶002014/2/8 0∶00247.26
22272014/2/3 8∶002014/2/4 8∶00248.50
32262014/2/1 11∶002014/2/2 11∶00247.41
42052014/2/10 11∶002014/2/11 11∶00245.17
表2     14口井的前3个月最大稳定产量计算结果
Table 2     Statistics of calculation results of maximum constant rate in 3 months of 14 wells
井号前3个月的最大稳定 产量/(×104m3/d)有效水平段长度/m平均每米的最大产量 贡献/(×104m3/d/m)
1229620.022 9
25.371 0280.005 2
317.481 1790.014 8
44.076690.006 1
59.56680.014 2
6201 3500.014 8
7121 0550.011 4
817.51 3700.012 8
93.71 1000.003 4
107.721 099.80.007
112.981 1030.002 7
1228.51 6800.017
1324.51 8200.013 5
1413.51 3180.010 2

图5     14口井水平段轨迹纵向上位置分布示意
Fig.5     Vertical position distribution of horizontal section of 14 wells

图6     气井产能和有效Ⅰ类储层长度的关系曲线
Fig.6     Relation curve of gas productivity and effective reservoir length of type Ⅰ

到有效的Ⅰ类储层长度，图6中给出了6口气井前3个月最大稳定产量和有效Ⅰ类储层长度的关系曲线，说明气井的产能与有效的Ⅰ类储层长度也有较好的相关性。 页岩气水平井压裂时一般都要进行微地震监测，通过微地震监测，能够计算气井压裂后的SRV大小，图7中统计了5口气井的SRV和前3个月最大稳定产量的关系，从该图中不难看出，气井的产能与SRV有关，且二者之间的相关程度较高。

图7     气井产能和SRV的关系曲线
Fig.7     Relation curve of gas productivity and SRV

5 结论

(1)页岩气井的产能在投产初期递减较为迅速，且在排采初期日产液量较大，采用井口压力和产量数据，根据常规气藏中采用的传统方法，难以准确估算页岩气井产能。 (2)提出了采用气井前3个月的最大稳定产量来评价页岩气井产能的方法，并将该方法用于国内某页岩气示范区的14口试采井，应用效果较好。 (3)页岩气水平井的产能与地质和工程因素都十分紧密，努力提高Ⅰ类储层钻遇率和分段压裂成功率是获得高产页岩气井的有效途径。

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