侯騰飛 張士誠 馬新仿 李棟 孫延安

1. 中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院；2. 大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院

支撐劑沉降規(guī)律對頁巖氣壓裂水平井產(chǎn)能的影響

侯騰飛1張士誠1馬新仿1李棟1孫延安2

1. 中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院；2. 大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院

壓裂工藝后支撐劑的分布及裂縫形態(tài)對頁巖氣井的產(chǎn)能有很大影響。為了研究支撐劑沉降規(guī)律，建立了綜合考慮頁巖氣吸附解吸附及應(yīng)力敏感的氣藏數(shù)值模型，并在模型中提出了表征支撐劑沉降的方法。通過對比分析不同射孔位置、不同沉降程度、裂縫導(dǎo)流能力、儲層基質(zhì)滲透率等參數(shù)變量，考慮了支撐劑沉降的頁巖氣藏壓力分布和產(chǎn)能特征，得出影響支撐劑沉降后氣井產(chǎn)能的主控因素。結(jié)果表明，支撐劑沉降大幅度降低了氣井產(chǎn)能；考慮壓裂過程中支撐劑運移沉降，應(yīng)在油氣藏中下部進(jìn)行射孔；頁巖氣藏裂縫導(dǎo)流能力達(dá)到4 μm2·cm即可滿足氣井的有效開采，選用40/70目支撐劑進(jìn)行壓裂施工，建議優(yōu)先造主縫；基質(zhì)滲透率越高，支撐劑沉降對氣井產(chǎn)能影響越大，高滲帶要采取防止支撐劑沉降的措施。此模型考慮了支撐劑沉降的特性，對頁巖氣井產(chǎn)能的預(yù)測和現(xiàn)場壓裂施工具有重要指導(dǎo)意義。

支撐劑沉降；敏感性分析；頁巖氣；水平井；產(chǎn)能

頁巖氣是發(fā)展最迅速的非常規(guī)能源，對于緩解國內(nèi)能源供需矛盾具有重要意義。水平井分段壓裂技術(shù)是成功開發(fā)頁巖氣資源的關(guān)鍵技術(shù)。頁巖氣儲層大范圍有效的改造體積和足夠?qū)Я髂芰Φ木W(wǎng)絡(luò)裂縫是有效增產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)開采的重要因素［1-2］，但目前支撐劑在頁巖氣縫網(wǎng)壓裂過程中的運移、沉降和分布規(guī)律對產(chǎn)能的影響尚不明確。

國內(nèi)外學(xué)者對支撐劑的運移和沉降規(guī)律的理論研究多集中在常規(guī)水力壓裂裂縫，即對單一裂縫中的顆粒運移和沉降的研究［3］。很多學(xué)者建立了運移和沉降數(shù)學(xué)模型，分析流體特征、顆粒性質(zhì)、巖石性質(zhì)對顆粒沉降的影響［4］，但是對支撐劑在復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)體系的沉降和運移研究較少。Bokane等（2013）根據(jù)計算流體動力學(xué)（CFD）技術(shù)建立了一個固液兩相流模型，用來模擬支撐劑在一個射孔段的不同射孔簇中的運移［5］。此方法可分析一段多簇壓裂中支撐劑的運移情況，但是不能分析復(fù)雜裂縫中支撐劑的運移。實驗研究支撐劑的運移和沉降規(guī)律方面，多集中使用大型水力壓裂平板儀器，通過相似性原理把支撐劑在壓裂過程中的運移轉(zhuǎn)變成室內(nèi)實驗研究。溫慶志等（2015）設(shè)計了大型可視裂縫模擬系統(tǒng)，通過實驗分析滑溜水的攜砂能力以及支撐劑密度對滑溜水?dāng)y砂性能的影響［6］。Sahai等（2014）通過建立大型支撐劑運移復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)模擬裝置，研究施工排量、液量、壓裂液性質(zhì)、支撐劑粒徑密度等對支撐劑在裂縫中的運移和沉降規(guī)律［7］。盡管國外學(xué)者通過室內(nèi)實驗研究了支撐劑在復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)運移規(guī)律，但由于不能考慮儲層特性、裂縫壁面粗糙度、巖石特性、裂縫擴(kuò)展規(guī)律等情況，具有很大的局限性，并不能準(zhǔn)確表征支撐劑的運移和沉降規(guī)律，也無法實現(xiàn)對油氣井產(chǎn)能的分析和預(yù)測。

國外學(xué)者在數(shù)值模擬分析支撐劑沉降對產(chǎn)能的影響方面研究較少。Cipolla C. L.等（2009）通過建立氣藏數(shù)值模擬模型，分析水力裂縫閉合后，自支撐裂縫和支撐劑裂縫的不同導(dǎo)流能力對頁巖氣井產(chǎn)能的影響［8］。Daneshy等（2013）指出，在橋塞射孔壓裂作業(yè)中，支撐劑在不同射孔簇是非均勻分布的，大多數(shù)支撐劑會進(jìn)入最后一個射孔簇，第1簇中的支撐劑量約是最后一簇的四分之一［9］。

考慮到實際壓裂后支撐劑運移和沉降的特征，本文建立一種新的考慮支撐劑沉降的數(shù)值模型，以涪陵頁巖氣藏儲層為研究對象，對比分析了不同支撐劑沉降程度及不同射孔位置對產(chǎn)能的影響，研究結(jié)果對頁巖氣的高效開發(fā)及氣井現(xiàn)場壓裂施工具有重要的指導(dǎo)意義。

1 支撐劑沉降的表征方法及模型的建立

Proppant settlement characterization method and model establishment

1.1 支撐劑沉降的表征方法

Proppant settlement characterization method

Cipolla研究發(fā)現(xiàn)：在頁巖氣藏水力壓裂作業(yè)過程中，支撐劑由于重力作用、動力學(xué)因素、與壓裂液運移不同步而產(chǎn)生沉降。在壓裂施工后，未有效支撐的裂縫會因為閉合壓力的作用而閉合，只有支撐劑有效支撐的裂縫才具有高導(dǎo)流能力。依據(jù)Cipolla等的研究成果，利用CMG-GEM模塊的雙重介質(zhì)模型，模擬頁巖氣支撐劑沉降對產(chǎn)能的影響，并對比不同儲層射孔位置、不同支撐劑沉降程度、不同自支撐裂縫滲透特性下產(chǎn)能的變化規(guī)律。

在CMG氣藏數(shù)值模擬軟件中，利用局部網(wǎng)格加密和等效導(dǎo)流能力的方法來描述人工裂縫。 如圖1、2所示為沿水平井筒鉆遇方向的縱向裂縫壁面，其支撐劑沉降規(guī)律用等效導(dǎo)流能力來表征。

圖1 滲透率分布Fig. 1 Distribution of permeability

圖2 橫切裂縫壁面支撐劑沉降表征Fig. 2 Characterization of proppant settlement at the crosscut fracture wall surface

次級裂縫網(wǎng)絡(luò)導(dǎo)流能力由于鋪砂少，多為誘導(dǎo)裂縫，參考Yu W（2015）研究假設(shè)其為定值。由圖可知，頁巖氣儲層縱向等分為5個小層，可直觀看到支撐劑的沉降高度。圖1表示20%的支撐劑發(fā)生沉降，第1小層支撐劑導(dǎo)流能力為自支撐劑導(dǎo)流（導(dǎo)流非常小），或裂縫視為無效裂縫（裂縫滲透率為基質(zhì)滲透率）。圖2表示橫切裂縫壁面支撐劑、自支撐裂縫示意圖。通過LGR網(wǎng)格加密，結(jié)合等效導(dǎo)流能力設(shè)置裂縫寬度、滲透率參數(shù)。參考Cipolla的研究結(jié)果，有效支撐的裂縫寬度設(shè)置為自支撐裂縫的10倍，且導(dǎo)流能力設(shè)置為自支撐裂縫的500倍。雖然弓形裂縫內(nèi)部沒有支撐劑支撐，但可視為大的喉道，為無限導(dǎo)流；由于弓形裂縫高度非常小，且無法準(zhǔn)確表征其導(dǎo)流能力，故本文在下面的分析中忽略這一特征。

針對4種支撐劑沉降程度20%、40%、60%、80%，建立如圖3所示支撐劑沉降在數(shù)值模擬中的表征方法。在支撐劑沉降后，未有支撐劑支撐的裂縫，定義其導(dǎo)流能力為0.001 μm2·cm。支撐劑支撐的裂縫，通過裂縫等效導(dǎo)流能力方程，結(jié)合LGR網(wǎng)格加密技術(shù)，對其滲透率進(jìn)行賦值。支撐裂縫的導(dǎo)流能力主要參考Cipolla C. L.（2010）對不同支撐劑粒徑下導(dǎo)流能力的研究，以及參考賈長貴（2014）研究涪陵地區(qū)不同支撐劑粒徑下導(dǎo)流能力與閉合應(yīng)力的關(guān)系，設(shè)置主裂縫導(dǎo)流能力4 μm2·cm為基礎(chǔ)模型的導(dǎo)流能力［10］。

圖3 4種支撐劑沉降類型在數(shù)值模擬中的表征Fig. 3 Characterization of 4 types of proppant settlement in numerical simulation

1.2 頁巖氣數(shù)值模型建立

Establishment of numerical shale gas model

以涪陵頁巖氣藏儲層為研究對象，建立了考慮支撐劑沉降的水平井分段多簇壓裂的雙重介質(zhì)產(chǎn)能模型。運用對數(shù)網(wǎng)格加密（LGR）方法來模擬雙翼水力裂縫，此方法可以準(zhǔn)確地模擬流體從頁巖基質(zhì)到水力裂縫的流動。使用等效導(dǎo)流能力的方法來表征人工裂縫，裂縫導(dǎo)流能力定義為裂縫寬度和裂縫滲透率的乘積。

模型假設(shè)封閉邊界條件，考慮了氣體的非達(dá)西流動。通過非達(dá)西流動來模擬水力裂縫中高速流體產(chǎn)生的紊流現(xiàn)象，在基質(zhì)系統(tǒng)不考慮非達(dá)西流動。模型中非達(dá)西現(xiàn)象通過Forchheimer修正的達(dá)西公式模擬為

式中，?p為壓力梯度，10-1MPa/cm；μ為黏度，mPa·s；k為滲透率，D；ρ為相密度，g/cm3；β為Forchheimer校正中使用的非達(dá)西因子，它由Evans和Civan提出的相關(guān)性來確定，cm-1；v為流速，cm/s；?為孔隙度，無因次。

式（1）描述氣體在人工裂縫中的非達(dá)西流動，并且已經(jīng)得到 Rubin B（2010）等的驗證［11］。式（2）用于描述水力裂縫中的非達(dá)西現(xiàn)象，也常用來模擬頁巖氣藏水力裂縫中的瞬態(tài)流。模型考慮了氣體吸附解吸附作用，通過Langmuir等溫吸附，即Langmuir壓力和Langmuir體積來表征。此方法假設(shè)在恒溫恒壓下，吸附氣和游離氣之間存在動態(tài)平衡。Langmuir吸附方程為

式中，VE為吸附氣量，m3/m3；VL為飽和吸附氣量，m3/t，即蘭格繆爾體積，反映頁巖有機(jī)質(zhì)的最大吸附能力；pL為蘭格繆爾壓力，MPa，此壓力下吸附量為最大吸附能力的50%；p是地層壓力，MPa。

在壓力較低時，吸附量隨壓力增大呈近似線性增長，隨著壓力的逐漸增大，氣體在基質(zhì)表面的吸附逐漸達(dá)到飽和，吸附量無限接近朗格繆爾體積。研究使用的吸附解吸附數(shù)據(jù)Langmuir吸附常數(shù)0.00271/kPa–1，Langmuir最大吸附量 0.11 kg/mol。此吸附解吸附數(shù)據(jù)是通過現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)計算得出的。

模型考慮了應(yīng)力敏感對裂縫導(dǎo)流能力的影響，裂縫導(dǎo)流能力隨著應(yīng)力的增大而減小。通過支撐裂縫導(dǎo)流能力實驗，得出裂縫導(dǎo)流能力系數(shù)隨壓力的變化規(guī)律，如圖4所示［12］。建立的頁巖氣氣藏數(shù)值模型，需要使用現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行驗證，以確保模擬結(jié)果的可靠性。應(yīng)用此規(guī)律對涪陵地區(qū)一口頁巖氣井的井底流動壓力和氣體的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行歷史擬合，并開展敏感性研究和產(chǎn)量預(yù)測。

圖4 裂縫導(dǎo)流能力隨應(yīng)力變化曲線Fig. 4 Relationship of fracture conductivity vs. stress

圖5是頁巖氣YY1井的歷史擬合結(jié)果，從圖中可以看出，考慮了支撐劑沉降（沉降程度為20%）、氣體吸附解吸附、地應(yīng)力影響的數(shù)值模擬結(jié)果和現(xiàn)場實際產(chǎn)量擬合較好。擬合的裂縫網(wǎng)絡(luò)平均導(dǎo)流能力為 0.1～0.4 μm2·cm，歷史擬合后，并預(yù)測了 10 年后的累積產(chǎn)氣量，開展了一系列影響因素敏感性分析。

圖5 YY1井產(chǎn)量歷史擬合Fig. 5 History match of production rate of Well YY1

在進(jìn)行歷史擬合過程中，對模型的天然裂縫導(dǎo)流能力、水力裂縫導(dǎo)流能力、相滲等數(shù)據(jù)做了調(diào)整，蘭氏吸附常數(shù)和最大吸附量均保持不變。擬合后的參數(shù)用于支撐劑非均勻分布的研究。YY5設(shè)計水平井長1 200 m，并未進(jìn)行壓裂施工，應(yīng)用分段多簇壓裂技術(shù)，壓裂共分為8段，每段4簇，所以水力主裂縫總數(shù)是32，主次裂縫間距均為30 m。文中數(shù)值模型大小為2 100 m×1 200 m×80 m，水力裂縫均為裂縫網(wǎng)絡(luò)模型，主裂縫導(dǎo)流能力為4 μm2·cm，次級裂縫導(dǎo)流能力為0.04 μm2·cm。模型水平井在裂縫中間如圖1所示，基礎(chǔ)模型的儲層參數(shù)和裂縫參數(shù)見表1。

2 考慮支撐劑沉降的產(chǎn)能研究

Study on the productivity in consideration of proppant settlement

2.1 支撐劑沉降對產(chǎn)能的影響

Effect of proppant settlement on productivity

在建立的雙重介質(zhì)模型中，使用的氣藏數(shù)據(jù)均來自涪陵頁巖氣藏基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，見表1。

表1 基礎(chǔ)模型儲層和裂縫參數(shù)Table 1 Reservoir and fracture parameters of basic model

水平井筒設(shè)置在氣藏中部，即射孔位置設(shè)置在氣藏中部。對比分析支撐劑未發(fā)生沉降、沉降程度為 20%、40%、60%、80%的數(shù)值模型。支撐劑沉降在數(shù)模上的表征為LGR網(wǎng)格加密縫寬和導(dǎo)流能力的非均勻分布，其單位均取μm2·cm。4種支撐劑沉降方式的模型圖如圖3所示，數(shù)值模擬不同支撐劑沉降程度下的產(chǎn)量結(jié)果如圖6所示。

圖6 不同支撐劑沉降程度下的累產(chǎn)對比Fig. 6 Comparison of cumulative production at different proppant settlement degrees

由圖6可看出，支撐劑不發(fā)生沉降產(chǎn)能最大，沉降的程度越小產(chǎn)能越高，這和油氣藏實際生產(chǎn)相一致；對比未發(fā)生支撐劑沉降情況，以及分別產(chǎn)生20%沉降、40%沉降、60%沉降、80%沉降下，20年累積產(chǎn)氣量下降分別為17.6%、19.3%、93%、93.6%。在氣藏中部射孔情況下，發(fā)生60%沉降時產(chǎn)能發(fā)生突變，壓裂氣井基本無有效產(chǎn)能。這是因為基礎(chǔ)模型是射孔位置在油藏中部，支撐劑沉降60%時，裂縫有效高度僅為下面兩個小層，且射孔位置和有效支撐裂縫并沒有溝通，導(dǎo)致產(chǎn)量的急劇降低。這可以作為對于有較好油氣豐度且順利壓裂施工后依然沒有經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量的區(qū)塊一種解釋，即支撐劑發(fā)生運移沉降、未有效支撐劑水力裂縫，從而氣井產(chǎn)能較低。

氣藏頂層、中部壓力降分布分別見圖7、圖8。

圖7 4種支撐劑沉降程度下生產(chǎn)10年氣藏頂部（第1層）壓力降Fig. 7 Pressure drop at the top of gas reservoir (1st layer) after 10 years’ production at 4 proppant settlement degrees

由圖7可看出，在發(fā)生20%沉降時，頂層較大范圍仍有較為明顯的壓力降，說明頂部氣藏氣體流動產(chǎn)出，可視為有效改造帶，對氣井產(chǎn)能是有貢獻(xiàn)的；而60%、80%支撐劑沉降時，氣井生產(chǎn)10年，頂部氣藏基本無壓力降產(chǎn)生，壓力波波及范圍小，并不能為氣井的生產(chǎn)提供氣源和能量，導(dǎo)致氣井產(chǎn)量低。

圖8 4種支撐劑沉降程度下生產(chǎn)10年氣藏中部（第3層）壓力降Fig. 8 Pressure drop in the middle of gas reservoir (3rd layer)after 10 years’ production at 4 proppant settlement degrees

由圖8可看出，在發(fā)生20%、40%沉降時，氣藏中部具有較為明顯的壓力降，壓力波波及范圍大，說明頂部氣藏氣體流動產(chǎn)出；而60%、80%支撐劑沉降時，氣井生產(chǎn)10年，氣藏中部仍無明顯壓力降，僅在水平井筒射孔位置有較小的壓力降，泄氣面積小，氣井產(chǎn)量低。此結(jié)論是水平井段在氣藏中部，即射孔位置在儲層中部的前提下得出的。當(dāng)支撐劑沉降程度大于60%時，頁巖氣井產(chǎn)能下降90.2%，基本失去經(jīng)濟(jì)可采價值。

2.2 不同射孔層位對產(chǎn)能的影響

Effect of perforation interval on productivity

壓裂過程中支撐劑沉降不僅與施工參數(shù)、氣藏巖性、物性、支撐劑性質(zhì)、壓裂液體系相關(guān)，與油氣井射孔位置也是密不可分的。分析在5個射孔層位以及5種不同的支撐劑沉降程度下對頁巖氣井產(chǎn)能的影響，第3層射孔如圖6所示，其余4層射孔如圖9所示。

綜合圖6、圖9共計5個不同的射孔層位、5種不同的支撐劑沉降程度下，生產(chǎn)20年后的頁巖氣井累積產(chǎn)氣量進(jìn)行對比研究。由表2可以看出，在頂部層位射孔，僅未發(fā)生支撐劑沉降下的氣井具有較高的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量，一旦發(fā)生支撐劑沉降，氣井產(chǎn)能迅速下降；在氣藏中下部射孔（第4層射孔），80%的支撐劑發(fā)生沉降產(chǎn)能才明顯降低。若支撐劑發(fā)生80%的沉降，對比5種射孔位置，在氣藏底部層位射孔的20年累產(chǎn)氣量最大，但是此模擬結(jié)果基于

一個假設(shè)：目標(biāo)儲層有非常好的隔層，且壓裂后不會溝通水層。因此，在油氣藏底部射孔存在較大風(fēng)險，即使考慮支撐劑沉降條件，也不建議在油氣藏底層射孔。

圖9 4種射孔條件下支撐劑沉降對產(chǎn)能的影響Fig. 9 Effect of proppant settlement on productivity under 4 perforation conditions

表2 不同射孔層位20年累積產(chǎn)氣量Table 2 20 years’ cumulative gas production of each perforation interval

值得注意的是，在頂層射孔，由于日產(chǎn)量較小，生產(chǎn)時間較長，使得后10年產(chǎn)氣量占?xì)饩a(chǎn)20年的累積產(chǎn)氣量較大，達(dá)到33%；而在第2層射孔、中部射孔、第4層射孔都與國外學(xué)者研究相近，即生產(chǎn)20年，后10年產(chǎn)氣量較小。綜上，模擬結(jié)果可指導(dǎo)現(xiàn)場頁巖氣壓裂施工，考慮壓裂過程中支撐劑運移沉降，應(yīng)在油氣藏中下部選取油氣豐度較高、脆性較高的位置射孔，可最有效地開發(fā)頁巖氣氣藏。

2.3 不同裂縫主導(dǎo)流能力對產(chǎn)能的影響

Effective of fracture conductivity on productivity

一般認(rèn)為，裂縫導(dǎo)流能力越大，壓裂水平井產(chǎn)能越高，但是有個閾值，導(dǎo)流能力大于這個臨界值，對產(chǎn)能提高很小?？紤]支撐劑沉降后的裂縫導(dǎo)流能力對產(chǎn)能的影響，更符合實際氣井的生產(chǎn)情況。圖6為基礎(chǔ)模型參數(shù)里面給出的主裂縫導(dǎo)流能力4 μm2·cm時的產(chǎn)能變化，圖10、11分別為導(dǎo)流能力為0.4 μm2·cm、40 μm2·cm 時的產(chǎn)能變化，可以看出，20年累產(chǎn)氣量是隨著導(dǎo)流能力的增大而增大的，然而4 μm2·cm 與 40 μm2·cm 的導(dǎo)流能力下，累產(chǎn)氣量差別較小，因此，頁巖氣藏裂縫導(dǎo)流能力達(dá)到4 μm2·cm即能滿足氣井的有效開采。

圖10 主裂縫導(dǎo)流能力0.4 μm2·cm時5種支撐劑沉降程度對產(chǎn)能的影響Fig. 10 Effect of 5 proppant settlement degrees on productivity while main fracture conductivity=0.4 μm2·cm

圖11 主裂縫導(dǎo)流能力40 μm2·cm時5種支撐劑沉降程度對產(chǎn)能的影響Fig. 11 Effect of 5 proppant settlement degrees on productivity while main fracture conductivity=40 μm2·cm

定義基本模型為：在支撐劑未發(fā)生沉降情況下，運用表1和表2中的頁巖氣藏參數(shù)和裂縫參數(shù)，其中裂縫導(dǎo)流能力4 μm2·cm為基本模型參數(shù)，各方案的累產(chǎn)差異為

式中，D為差異程度系數(shù)；Q1為支撐劑沉降的10年（20年）累產(chǎn)氣量，m3；Q2為未沉降的的10年（20年）累產(chǎn)氣量，m3；Qb為基本模型的10年（20年）累產(chǎn)氣量，m3。

計算累產(chǎn)氣量見表3，可以看出，主導(dǎo)流能力為0.4 μm2·cm、4 μm2·cm、40 μm2·cm 下，相比于未發(fā)生沉降，20%的支撐劑沉降時10年累產(chǎn)氣量分別下降了10.9%、17.5%、18.2%；20年累產(chǎn)氣量分別下降了12.4%、17.0%、17.6%，裂縫導(dǎo)流能力越大，考慮支撐劑沉降時的累產(chǎn)差異越大。40%的支撐劑沉降時10年、20年累產(chǎn)差異與20%的支撐劑沉降下的累產(chǎn)差異不大。3種主裂縫導(dǎo)流能力下，60%支撐劑沉降累產(chǎn)差異均突然激增，10年累產(chǎn)氣量分別下降了75%、97.0%、99.5%。在優(yōu)化裂縫導(dǎo)流能力的時候，應(yīng)該考慮支撐劑的沉降對氣井產(chǎn)能的影響。

表3 5種支撐劑沉降程度下10年、20年累產(chǎn)氣量對比Table 3 10 years’ and 20 years’ cumulative gas production at 5 proppant settlement degrees

2.4 不同儲層基質(zhì)滲透率對產(chǎn)能的影響

Effect of reservoir matrix permeability on productivity

頁巖氣藏儲層各向異性明顯，滲透率變化較大，應(yīng)分析不同儲層基質(zhì)滲透率對產(chǎn)能的影響。射孔層位在氣藏中部，分別對基質(zhì)滲透率為0.000 01 mD（圖12）、0.000 1 mD（圖 6）、0.001 mD（圖 13）的 3 種情況分析支撐劑沉降對氣井生產(chǎn)的影響。

圖12 基質(zhì)滲透率0.000 01 mD時5種支撐劑沉降程度對產(chǎn)能影響Fig. 12 Effect of 5 proppant settlement degrees on productivity while matrix permeability=0.000 01 mD

圖13 基質(zhì)滲透率0.001 mD時5種支撐劑沉降程度對產(chǎn)能影響Fig. 13 Effect of 5 proppant settlement degrees on productivity while matrix permeability=0.001 mD

對比基質(zhì)滲透率0.000 01 mD、0.001 mD，在20%的支撐劑沉降下，累產(chǎn)差異分別為9.5%、28.0%，表明在沉降程度較小時，高滲儲層對產(chǎn)能的影響更大；40%的支撐劑沉降下，累產(chǎn)差異分別為14.5%、35.7%，隨著支撐劑沉降程度的增大，累產(chǎn)差異增大。基質(zhì)滲透率0.000 01 mD時，60%、80%的支撐劑沉降對比未發(fā)生沉降情況，累產(chǎn)氣量減小3000×104m3；基質(zhì)滲透率0.001 mD時，60%、80%的支撐劑沉降對比未發(fā)生沉降情況，累產(chǎn)氣量減小近10 000×104m3，高基質(zhì)滲透率（0.001 mD）儲層產(chǎn)能比低基質(zhì)滲透率（0.000 01 mD）儲層受支撐劑沉降影響更大。

3 結(jié)論與建議

Conclusions and suggestions

（1）支撐劑沉降大幅度降低了頁巖氣井的產(chǎn)能。對于有較好油氣豐度且順利壓裂施工后依然沒有經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量的區(qū)塊，支撐劑的沉降可以作為上述問題的一種解釋，即支撐劑發(fā)生運移沉降，未有效支撐水力裂縫，從而導(dǎo)致氣井產(chǎn)能較低。建議現(xiàn)場應(yīng)用較高黏度壓裂液和大排量等施工條件，減小支撐劑沉降的程度。

（2）通過對比25組考慮了壓裂過程支撐劑運移沉降的數(shù)值模擬結(jié)果，得出在油氣藏中下部選取油氣豐度較高、脆性較高的位置射孔，可最有效地開發(fā)頁巖氣氣藏，降低支撐劑沉降對氣井產(chǎn)能的副作用。

（3）對于涪陵頁巖氣區(qū)塊，頁巖氣藏裂縫導(dǎo)流能力達(dá)到4 μm2·cm即能滿足氣井的有效開采，可選用40/70目支撐劑進(jìn)行壓裂施工。主裂縫導(dǎo)流能力越大，未考慮支撐劑沉降和考慮支撐劑沉降時的累產(chǎn)差異越大，而對次裂縫導(dǎo)流能力要求較低。建議現(xiàn)場分段多簇壓裂時優(yōu)先造主縫，并考慮支撐劑沿著主裂縫方向運移沉降特點，再設(shè)計復(fù)雜縫網(wǎng)的施工。

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（修改稿收到日期 2017-08-29）

〔編輯 李春燕〕

Effect of proppant settlement laws on the productivity of shale-gas horizontal wells after the fracturing

HOU Tengfei1, ZHANG Shicheng1, MA Xinfang1, LI Dong1, SUN Yan’an2

1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing102249,China;
2. Production Engineering and Research Institute, Daqing Oil field Co., Ltd.,Daqing163400,China

The productivity of shale gas wells is greatly in fluenced by proppant distribution and fracture morphology after the fracturing. To investigate the proppant settlement laws, the numerical reservoir model considering adsorption, desorption and pressure sensitivity of shale gas comprehensively was established. In this model, the method characterizing proppant settlement is developed.Then, parametric variables were compared and analyzed, e.g. perforation location, settlement degree, fracture conductivity, reservoir matrix permeability. The pressure distribution and productivity characteristics of shale gas reservoirs were studied in consideration of proppant settlement. And the main factors controlling the productivity of gas wells after proppant settlement were fi gured out. It is indicated that the productivity of gas wells is decreased greatly by proppant settlement. Considering the migration and settlement of proppant in the process of fracturing, perforation shall be carried out in the middle and lower parts of gas reservoirs. If the fracture conductivity of shale gas reservoirs is up to 4 μm2·cm, gas wells can be exploited effectively. The proppant of 40/70 mesh is selected for fracturing. It is recommended to create the main fractures preferentially. The productivity of gas wells is in fluenced more by proppant settlement as the matrix permeability is higher, so some measures shall be taken in high-permeability zones to prevent proppant settlement. This model takes into consideration the characteristics of proppant settlement, so it can be used as the important guide for the productivity prediction and on-site fracturing of shale gas wells.

proppant settlement; sensitivity analysis; shale gas; horizontal well; productivity

∶

侯騰飛，張士誠，馬新仿，李棟，孫延安. 支撐劑沉降規(guī)律對頁巖氣壓裂水平井產(chǎn)能的影響［J］.石油鉆采工藝，2017，39（5）：638-645.

TE357

A

1000 – 7393（ 2017 ）05 – 0638 – 08 DOI∶10.13639/j.odpt.2017.05.019

國家自然科學(xué)基金“頁巖氣儲層壓裂液滯留機(jī)理與模擬研究”（編號：51504266）；高等學(xué)校博士學(xué)科點專項科研基金課題“頁巖氣藏大規(guī)模非對稱體積改造基礎(chǔ)理論研究”（編號：20120007110004）。

侯騰飛（1989-），中國石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程在讀博士研究生，主要從事油氣田儲層改造研究。通訊地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號中國石油大學(xué)。E-mail：houtf723@qq.com

: HOU Tengfei, ZHANG Shicheng, MA Xinfang, LI Dong, SUN Yan’an. Effect of proppant settlement laws on the productivity of shale-gas horizontal wells after the fracturing［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(5)∶ 638-645.