CN115713163A

CN115713163A - 深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法

Info

Publication number: CN115713163A
Application number: CN202211494450.1A
Authority: CN
Inventors: 李志强; 戚志林; 方飞飞; 严文德; 梁洪彬; 黄小亮; 莫非
Original assignee: Chongqing University of Science and Technology
Current assignee: Chongqing University of Science and Technology
Priority date: 2022-11-25
Filing date: 2022-11-25
Publication date: 2023-02-24

Abstract

本发明公开了一种深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，主要包括构建基质系统气体渗流方程以及水力裂缝气体渗流方程，两个渗流方程联合构建产能方程，将多条水力裂缝的产量加和得到预测井单位时间的总产量Q_gt，根据计算达到废弃时的生产总时间进行加和计算可采储量EUR。充分考虑深层页岩气中，高温高压对气体吸附，基质系统渗透率、以及高闭合应力对水力裂缝的各种影响作用，并对各项作用进行量化后构建产能计算方程，大大提高其预测方法的准确性和可靠性，能够为深层页岩气的开发方案编制、压裂优化设计及效果评估提供重要理论依据。

Description

深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法

技术领域

本发明属于页岩气开发技术领域，具体涉及一种深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法。

背景技术

四川盆地及其周缘的页岩气资源量相当丰富，是目前我国页岩气开发的主战场。在川南，占比超过80％的页岩气资源埋藏在3500m以上的深部储层，深层海相页岩气产量具备建设产能300亿立方米以上的条件，是未来页岩气产量增长的主体。目前，针对中浅层页岩气开发技术已经相对成熟，但是对于深层页岩气，受储层高温、高压和高应力环境影响，页岩气吸附、传质扩散及裂缝的应力敏感机制与中浅层有着显著区别，直接使得目前常规的页岩气产能模型不再适用。

国内外学者通过对页岩气渗流机制进行描述建立了页岩气产能模型，现有的产能模型重点考虑了页岩气储层多重孔隙介质特征、微纳米孔隙多重传输机制、吸附气及裂缝应力敏感性。对于多重孔隙介质模型主要包括基于基质-裂缝的双重介质模型，有机质、无机质和裂缝三重介质模型，以及有机质、基质孔隙、天然裂缝和离散大尺度人工裂缝的四重介质模型，多重孔隙介质之间的质量传递采用窜流项表征；基质纳米孔隙中气体传输主要以克努森扩散、表面扩散和滑脱效应为主。

此外，孔隙截面类型(狭缝形、圆形和椭圆形)、应力敏感、有机基质收缩、水膜厚度、真实气体效应和吸附层也会对气体传输产生一定影响。目前，国内外学者分别建立了有机质孔隙、无机质孔隙、微裂缝的表观渗透率模型表征气体传输机制和微尺度效应。但是，目前建立的表观渗透率模型忽略了深层高温高压下纳米孔隙限域效应对气体传输的影响，因此，难以准确表征深层页岩气传质扩散机制。页岩气主要是以吸附气和游离气形式赋存于页岩储层中，目前的页岩气产能模型主要是采用朗格缪尔等温吸附模型来描述不同压力下页岩气吸附规律，部分学者也采用基于多层吸附的BET(Brunauer-Emmett-Teller)等温吸附模型。但是相关的实验研究表明高温高压条件下页岩气吸附量随着压力的增加出现下降的趋势，因此，无论是朗格缪尔吸附还是BET吸附模型都无法准确描述深层高温高压下页岩气吸附规律。

而页岩气生产过程中裂缝应力敏感是影响页岩气产能的重要因素，国内外学者对支撑水力裂缝和天然裂缝开展了大量应力敏感性实验。揭示了不同支撑剂粒径、支撑剂类型及铺砂浓度下，水力裂缝导流能力随闭合应力的变化规律。建立了以幂函数或者是指数函数表征的裂缝应力敏感性模型。目前的页岩气产能模型主要是考虑了裂缝的应力敏感性对产能的影响，但是却忽略了高闭合应力下裂缝蠕变对渗流能力的影响。

综上，目前基于页岩气流动机制建立的产能模型是难以准确预测深层页岩气生产动态及最终可采储量(EUR)。亟需提出一种适用于深层页岩气压裂水平井产量及EUR的预测方法，为深层页岩气的开发方案编制、压裂优化设计及效果评估提供理论依据。

发明内容

有鉴于此，本发明提供了深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，以解决现有预测方法中忽略了深层高温高压对页岩气的吸附影响，以及高闭合应力作用下裂缝蠕变对渗流能力的影响，即针对深层页岩气而言，现有预测方法准确性和可靠性欠佳的问题。

其技术方案如下：

一种深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，其关键在于，包括如下步骤：

S1，基于微孔充填吸附模型，构建深层页岩气的吸附模型；

S2，基于页岩有机质和无机质孔隙形貌差异和气体传输机理，建立统一的基质总的表观渗透率模型，且所述基质表观渗透率模型中至少包括真实气体效应和限域效应影响因素；

S3，基于开尔文粘弹性变形模型，构建单条水力裂缝的变形量模型以及导流能力模型；

S4，根据步骤S1中页岩气的吸附模型和步骤S2中基质总的表观渗透率模型建立页岩气生产过程中基质系统气体渗流方程；

根据步骤S3中单条裂缝的变形量模型以及导流能力模型建立水力裂缝气体渗流方程；

S5，根据基质系统气体渗流方程和水力裂缝气体渗流方程构建单条水力裂缝的产量Q_well计算模型；

S6，所述预测井的水力裂缝的数量为n，n为大于等于1的整数，将多条水力裂缝的产量加和得到预测井单位时间的总产量Q_gt；

S7，根据预设预测井的废弃单产量Q_gto，计算其达到该废弃单产量Q_gto时的生产总时间t_all，将该生产总时间内所有Q_gt进行加和得到该井的可采储量EUR。

采用以上方案，首先针对深层页岩气构建专用的页岩气吸附模型，其次在建立基质系统气体渗流方程时引入高温高压下真实气体效应和限域效应的影响因子，结合考虑了水力裂缝蠕变影响的水力裂缝气体渗流方程，这样使得最终建立的产量计算模型兼顾了深层页岩气中特殊环境对页岩气吸附，以及水力裂缝变化因素，更符合井下实际情况，有利于提高预测结果的准确性和可靠性，为深层页岩气的开发方案编制、压裂优化设计及效果评估提供理论依据。

作为优选：所述步骤S2中还包括滑脱流动、克努森扩散，以及基质应力敏感和水膜影响因子。气体在纳米孔隙中的传输通常包括滑脱流动和克努森扩散，与此同时，基质应力敏感和水膜的厚度均会对气体的传输产生影响，本方案在此步中将以上因子均纳入其中，有利于提高基质总的表观渗透率模型的准确性，使其更符合井下实际情况。

作为优选：所述步骤S2中，首先针对基质孔隙所包括的圆形孔隙和狭缝孔隙分别进行各影响因子的表征，其次根据达西定律构建分别的表观渗透率，最后根据有机质含量构建基质总的表观渗透率模型。采用以上方案，针对不同的孔隙截面类型进行分别表征，最终再按占比进行加和，同样的更符合井下实际情况，有利于进一步提高基质总的表观渗透率计算准确性。

作为优选：步骤S3中单条水力裂缝的变形量还包括有效闭合应力P_C作用下裂缝支撑剂的嵌入量ΔPE和弹性变形量ΔPD。采用以上方案，支撑剂在闭合应力作用下，会发生弹性变形，或者部分与基质嵌合的现象，两种变化都会对水力裂缝的实际导流能力产生影响，故在此处引入考虑，可提高裂缝导流能力的计算准确性。

作为优选：包括n在内的裂缝参数为预设值，通过该区块其他生产井的井史或水力压裂工艺数据推测获得，将预测井的实际产量、储层和预设的裂缝参数带入步骤S5的数值计算模型中计算井底流压，并将其与实际井底流压进行对比，调整裂缝参数，与实际井底流压进行拟合，使得计算井底流压和实际井底流压一致，确定出新的裂缝参数；

将新的裂缝参数和储层参数带入数值计算模型，确定实际水力裂缝和储层孔隙压力分布，再计算预测井单位时间的总产量Q_gt和可采储量EUR。

采用预设数据进行计算后再与已知的实际数据进行拟合的方式，可使预设数据无限趋近于该参数的真实值，从而为计算提供更准确的计算参数，即提高计算结果的准确性和真实性。

作为优选：步骤S4中采用有限差分法对基质系统气体渗流方程和水力裂缝气体渗流方程进行离散建立产能数值计算方程组。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

采用本发明提供的深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，充分考虑深层页岩气中，高温高压对气体吸附，基质系统渗透率、以及高闭合应力水力裂缝的各种影响作用，并对各项作用进行量化后构建产能计算方程，大大提高其预测方法的准确性和可靠性，能够为深层页岩气的开发方案编制、压裂优化设计及效果评估提供重要理论依据。

附图说明

图1为本发明的流程示意图；

图2为实际井底流压和拟合井底流压对比示意图；

图3为拟合产量与实际产量对比示意图；

图4为预测井产量Q_gt和可采储量EUR预测示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步的详细说明。

参考图1至图3所示的深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，主要包括如下步骤，步骤S1，基于微孔充填吸附模型，构建深层页岩气的吸附模型。

步骤S2，基于页岩有机质和无机质孔隙形貌差异和气体传输机理，建立统一的基质总的表观渗透率模型，且所述基质表观渗透率模型中至少包括真实气体效应和限域效应影响因子。

步骤S3，基于开尔文粘弹性变形模型，构建单条水力裂缝的变形量模型以及导流能力模型。

步骤S4，根据步骤S1中页岩气的吸附模型和步骤S2中基质总的表观渗透率模型建立页岩气生产过程中基质系统气体渗流方程；根据步骤S3中单条裂缝的变形量模型以及导流能力模型建立水力裂缝气体渗流方程；

步骤S5，根据基质系统气体渗流方程和水力裂缝气体渗流方程构建单条水力裂缝的产量Q_well计算模型；

步骤S6，所述预测井的水力裂缝的数量为n，n为大于等于1的整数，将多条水力裂缝的产量加和得到预测井单位时间的总产量Q_gt；

步骤S7，根据预设预测井的废弃单产量Q_gto，计算其达到该废弃单产量Q_gto时的生产总时间t_all，将该生产总时间内所有Q_gt进行加和得到该井的可采储量EUR。

针对步骤S1具体实施如下，通过室内实验发现随着测试压力增加，页岩气吸附量表现为先增加后下降趋势，这是由于高压条件下实验测试吸附气量为过剩吸附量，则基于微孔填充的Dubinin-Astakhov吸附模型，可将深层页岩气过剩吸附气量表示如下：

而过剩吸附量和绝对吸附量满足如下关系式：

V_ex＝V_ab(1-ρ_g/ρ_ad) (2)

则页岩气的绝对吸附量可以表示为：

式中：M_g为气体摩尔质量，取值16g/mol；V_微孔表示微孔充填的吸附相甲烷体积，取值0.00981cm³/g；ρ_ad表示吸附相甲烷密度，取值0.399g/cm³；ρ_g表示自由相甲烷密度(kg/m³)，E表示吸附特征能，7399.8J/mol；V_ex表示过剩吸附量，cm³/g；V_ab表示绝对吸附量，cm³/g；V_std表示气体在标准状况下的体积，取值0.0224m³/mol；R表示通用气体常数，取值8.314J/(mol.K)；T表示吸附测试温度，K；k表示是与吸附体系相关的参数，取值5.93，无因次量；q表示与吸附剂表面非均质性相关的常数，取值1.61，无因次量。

页岩基质系统中主要包含有有机质孔隙和无机质孔隙，气体在两种孔隙中的储集和传输机制不同，有机质孔隙主要储集的是吸附气和游离气，而无机基质孔隙主要是储集的游离气，且原生束缚水以水膜形式吸附于无机质孔隙壁面。气体在纳米孔隙中的传输主要分为滑脱流和克努森扩散，此外孔隙截面类型、真实气体效应、限域效应、应力敏感和水膜厚度对气体传输均会产生一定影响。

因此，本申请在具体实施在进行基质总的表观渗透率模型构建时，不仅仅引入真实气体效应和限域效应的影响，同时还对不同的传输方式滑脱流和克努森扩散，以及对传输有影响的孔隙截面、应力敏感和水膜厚度进行表征。而申请人基于场发射扫描电镜实验发现页岩孔隙中，机质孔隙多呈现圆形或者椭圆形，而无机质孔普遍是狭缝状。因此，分别考虑有机质和无机质孔隙形貌差异和气体传输机理，建立统一基质表观渗透率模型以此描述深层页岩基质中气体传输机制。

S2.1首先针对真实气体效应和限域效应的影响分析

对于高温高压的深层页岩储层，气体分子之间相互作用和气体分子自身体积对纳米孔隙中气体传输的影响不容忽视，即真实气体效应。这种真实气体效应对气体传输的影响可采用气体偏差因子、气体粘度和平均分子自由程来进行表征，气体偏差因子和粘度采用以下两式表示为：

其中：

P_pr＝P/P_cc (6)

T_pr＝T/T_cc (7)

其中公式(5)中计算粘度的拟合系数取值如表1所示，公式(6)中的P_cc针对不同的截面孔隙分别采用后文公式(9)和公式(11)进行计算，同理，公式(7)中的T_cc针对不同的截面孔隙分别采用后文公式(8)和公式(10)进行计算，相应的，通过不同的P_cc和T_cc可以得到不同截面孔隙中气体偏差因子Z和气体粘度μ_g。

表1气体粘度计算拟合参数表

式中:Z表示气体偏差因子，无因次量；P表示储层孔隙压力，MPa；T表示储层温度，K；P_pr是气体对比压力，无因次量；T_pr是气体对比温度，无因次量；T_cc表示考虑限域效应的气体临界温度，K；P_cc表示考虑限域效应的气体临界压力，MPa

当纳米孔尺度小于一定值时，高温高压条件下限域效应对气体传输的影响则较为突出。受限域效应的影响，气体的临界压力和温度将发生变化。对于圆形孔隙，考虑限域效应影响的气体临界温度和压力可以表示为：

对于狭缝形孔隙，受纳米孔限域效应影响的气体临界温度和压力表示为：

式中：D表示圆形孔隙的孔隙直径，nm；h_eff表示狭缝形孔隙的有效开度，nm；σ表示Leonard-Jones参数，本文中取值为0.28nm，d_a表示吸附层厚度，nm；P_cb表示气体的临界压力，取值4.59MPa；T_cb表示气体的临界温度，取值190.4K。

真实气体平均分子自由程定义为：

式中：λ_r表示真实气体平均自由程，m。克努森数是判断气体流态的重要参数，故将圆形孔隙和矩形狭缝孔中克努森数分别定义为：

式中：Kn_r示别表示两种截面孔隙中的真实气体克努森数，无因次量；r和h分别表示孔隙半径和狭缝孔开度，nm。

S2.2针对滑脱流动的传输分析

真实气体在圆形和矩形截面纳米孔中的滑脱流质量流量分别表示为：

其中

式中：α_o是Kn_r无穷大时的稀有效应系数，取值1.19，无因次量；α₁和β为拟合常数，取值分别为4和0.4，无因次量；J_cvs表示真实气体滑脱流动质量流量，kg/(m²·s)；α_r是理想气体稀有效应系数，无因次量；b是气体滑脱常数，取值-1，无因次量。J_rvs表示狭缝孔气体滑脱流动的质量流量，kg/m².s,α表示稀有效应系数，无因次量。A(ζ)—形状因子对滑脱流的影响系数，无因次量；ζ表示狭缝孔的纵横比，无因次量。

S2.3针对克努森扩散传输的分析

真实气体在圆形和矩形截面纳米孔隙中的克努森扩散质量流量分别表示为：

其中

式中：B(ζ)表示狭缝孔形状因子对克努森扩散流的影响系数，无因次量。式中：Jc_kn和Jr_kn分别表示圆形和矩形截面纳米孔中克努森扩散质量流量，kg/(m²·s)；δ表示分子直径和局部孔隙直径的比值，取值为0.5，无因次量；D_f表示孔隙壁面分形维数，取值2.5，无因次量；C_g为气体压缩因子，1/MPa；w表示狭缝孔隙的宽度，m。

S2.4针对基质应力敏感和水膜厚度的影响分析

考虑应力敏感对基质孔隙尺寸的影响，则圆形和矩形截面孔的有效孔隙尺寸为：

式中：K(p)表示考虑应力敏感的基质渗透率，mD；h_str表示考虑应力敏感的狭缝孔开度，nm；φ(p)表示考虑应力敏感的基质孔隙度，无因次量；r_ef表示有机质孔隙有效半径，nm；。

其中基质孔隙度和渗透率应力敏感采用如下两式表示：

式中：K_i表示初始基质渗透率，mD；p_i表示初始压力，MPa；φ_i表示初始基质孔隙度，无因次量；φ和η分别表示基质渗透率和孔隙度的应力敏感系数，MPa^-1。

考虑无机质孔隙表面吸附水对开度的影响，则狭缝孔的有效开度为：

h_ef＝h_str(1-S_w) (26)

式中：S_w表示含水饱和度，无因次量；h_ef表示狭缝形孔隙有效开度，nm。

S2.5基质表观渗透率的构建

基质孔隙中总的质量流量包括有机质孔和无机质孔中滑脱流和克努森扩散质量流量，基于吴克柳等人提出的权重系数对滑脱流和克努森扩散流进行叠加得到总的质量流量分别为：

J_rt＝ω_vsJ_rvs+ω_kJ_rkn (27)

J_ct＝f_vsJ_cvs+f_kJ_ckn (28)

圆形截面孔隙中滑移流和Knudsen扩散流的贡献系数分别为：

矩形狭缝孔中滑脱流和克努森扩散质量流的贡献系数分别为：

式中：f_slip表示滑移流的贡献系数，无因次量；f_k表示Knudsen扩散流动的贡献系数，无因次量。式中：ω_vs表示气体分子之间碰撞频率占总的碰撞频率的比值，小数；ω_k表示气体分子与壁面碰撞频率占总碰撞频率的比值，小数。

采用表观渗透率来描述基质中气体多重传输机制，根据表观渗透率的定义，有机质孔隙和无机质孔隙中气体流动的表观渗透率可以表示为：

需要注意的是，在进行公式(33)和公式(34)的计算时，注意分别对应的是圆形截面孔隙和矩形狭缝孔隙，故代入的如气体偏差因子Z、气体粘度μ_g、真实气体克努森数Kn_r等参数应根据前文对应公式进行分别计算。

基质总的表观渗透率为：

K_tmap＝(1-ψ)K_rmap+ψK_cmap (35)

式中：ψ表示有机质含量，无因次量。

针对于步骤S3的分析实施如下，页岩气井生产过程中，除了水力裂缝受高闭合应力和不断增加的有效闭合应力影响发生蠕变之外，支撑剂也会发生嵌入和变形以及裂缝粘弹性变形，水力裂缝宽度减小，支撑裂缝渗透率降低，最终降低了水力裂缝导流能力。基于数据分析可知支撑水力裂缝渗透率可以采用指数式递减函数表征：

式中：k_fi表示初始水力裂缝渗透率，D；d_f表示页岩水力裂缝应力敏感系数，MPa^-1；P_c表示当前有效闭合应力，MPa。

参考Cuo和Liu(2012)推导的解析公式，计算在有效闭合应力P_c作用下的支撑剂变形和嵌入量分别为：

式中：ΔPE和ΔPD表示支撑剂嵌入和弹性变形量，m；D_av表示支撑剂的平均粒径，mm；ν₁和ν₂分别表示支撑剂和页岩的泊松比，取值0.22，无因次量；E₁和E₂表示支撑剂和页岩的弹性模量，取值30GPa。

水力裂缝蠕变变形采用经典的开尔文粘弹性变形模型，表示为：

式中：ε(t)表示裂缝蠕变引起的变形量，m；G₁表示支撑剂的剪切模型，MPa；t表示生产时间，d；E₂表示开尔文体弹性模量，MPa；η₂表示开尔文体的粘滞系数，MPa.h。

水力裂缝总的变形量表示为：

△W＝△PE+△PD+ε(t) (40)

受应力敏感和蠕变影响的水力裂缝导流能力表示为：

F_c＝K_fW_f (41)

公式中：W_f＝W_fi-ΔW

W_f表示当前水力裂缝的宽度，mm；W_fi表示水力裂缝的初始宽度，F_c表示水力裂缝导流能力，D.cm。

针对步骤S4和步骤S5的具体实施如下

根据深层页岩气高温高压吸附模型，考虑真实气体效应、限域效应、滑脱流、克努森扩散、应力敏感和水膜厚度等微尺度效应，即结合公式(3)和公式(35)，建立页岩气生产过程中基质系统气体渗流方程(即质量守恒方程)：

式中：K_tmap表示基质系统的表观渗透率，mD；P_m为地层压力(即基质系统压力)，MPa；μ_g表示气体粘度，mPa·s；φ_m表示基质总孔隙度，无因次量；t表示时间，天；V_ab表示单位基质体积的吸附气量，(kg/m³)；ρ_g表示气体密度，kg/m³；W_mf表示基质与压裂裂缝之间的质量交换项，kg/(d)；Δx和Δy分别表示沿着笛卡尔坐标系x和y方向的网格块大小，m；V_b表示基质网格块体积，m³；h_f表示裂缝高度，m。

考虑水力裂缝变形和渗透率应力敏感，建立水力裂缝中气体渗流方程：

式中：K_f表示裂缝渗透率(μm²)，φ_f表示压裂裂缝孔隙度，无因次量。Q_well表示人工裂缝流入井筒的质量流量即产量项，对于水平井模型：

式中：W_f表示水力裂缝宽度(m)；P_wf表示井底流压(MPa)；r_e表示等效井半径，m；r_w表示井半径(m)，P_f裂水力裂缝压力(MPa)。

页岩气井单位时间内总的产量Q_gt为每条裂缝产量之和，即：

式中：Q_gt表示气井总产量(m³/d)；n表示裂缝条数，为大于等于1的整数。

本申请在具体实施时，采用有限差分法对基质系统气体渗流方程(即公

式42)进行离散，得到如下：

用传导率表示式(46)得到基质差分方程：

将式(47)中的系数分别定义为：

故式(47)可表示为：

该公式表示了基质系统的压力场分布。

同理，页岩气产能方程组中水力裂缝系统渗流数学模型，即公式(43)的差分方程为：

该公式表示了水力裂缝的压力场分布。

式(49)中的传导系数定义为：

式中：A_x、A_y分别为x、y方向网格截面积，m²；Δt为时间步长，d；V_b为网格块体积，m³；Δx、Δy分别为网格块在x和y方向的尺寸，m；T表示传导系数，kg/(MPa·d)。

通常情况下，初始计算时，包括n在内的裂缝参数均为预设值，通过该区块其他生产井的井史或水力压裂工艺数据推测获得，将预测井的实际产量、储层和预设的裂缝参数带入步骤S5的数值计算模型中计算井底流压，并将其与实际井底流压进行对比，调整裂缝参数，与实际井底流压进行拟合，使得计算井底流压和实际井底流压一致，确定出新的裂缝参数；

将新的裂缝参数和储层参数带入数值计算模型即公式(48)和(49)，确定实际水力裂缝和储层孔隙压力分布，则可计算不同生产时间的产量Q_gt。

另一方面，随着生产时间的延长，井底流压P_wf会随之降低，同样的Δt时间内的Q_gt也会随之降低，本申请中根据区块井史，预设一个废弃单产量Q_gto，即该预测井的Q_gt达到或低于Q_gto时，则表明该井已达到废弃临界点，可视为该井已无开采必要，从开始生产到产量为Q_gto的时间记为t_all，对时间t_all内的所有Q_gt进行求和即可得到该预测井的总可采量EUR。

参考图1至图3，采用本申请的深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法对某XX页岩气井进行预测过程如下，计算过程采用计算机编程完成：

已知该井的裂缝和储层参数如表2和表3所示，并预设水力裂缝条数为160条(20段，每段8簇)，裂缝高度为10m，同步计算出裂缝导流能力为0.2D.cm，该区块井位普遍废弃单产量Q_gto为2000m³。

表2渝西深层页岩气XX井裂缝参数

参数	取值	单位	参数	取值	单位
						压裂段数	20	-	射孔簇数	8	-
压裂水平井长度	1678	m	簇间距	10	m
						裂缝半长	100	m	裂缝导流能力	0.2	D.cm
支撑剂平均粒径	0.3	mm	支撑缝高	10	m

表3渝西深层页岩气XX井储层参数

将页岩气井实际产量、储层和裂缝参数带入数值计算模型，由式(45)计算井底流压P_wf，并将实际井底流压和计算井底流压对比(图2所示)，确定历史产量拟合图(图3)和井底流压对比图1，调整裂缝参数(裂缝条数、长度或者是导流能力)使得计算井底流压和实际井底流压吻合，确定出新的裂缝参数，如表4所示。

表4渝西深层页岩气XX井裂缝拟合参数

将新的裂缝参数和储层参数带入产能方程组，通过耦合求解水力裂缝和基质孔隙压力方程组，确定水力裂缝和储层孔隙压力分布，计算不同生产时间的产量，并根据废弃单产量Q_gto为2000m³确定总的生产时间约为7200d，产量的关系及EUR如图4所示，因此预测该井的可采储量EUR约为7000万方。

最后需要说明的是，上述描述仅仅为本发明的优选实施例，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不违背本发明宗旨及权利要求的前提下，可以做出多种类似的表示，这样的变换均落入本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1，基于微孔充填吸附模型，构建深层页岩气的吸附模型；

2.根据权利要求1所述的深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，其特征在于：所述步骤S2中还包括滑脱流动、克努森扩散，以及基质应力敏感和水膜影响因子。

3.根据权利要求1或2所述的深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，其特征在于：所述步骤S2中，首先针对基质孔隙所包括的圆形孔隙和狭缝孔隙分别进行各影响因子的表征，其次根据达西定律构建分别的表观渗透率，最后根据有机质含量构建基质总的表观渗透率模型。

4.根据权利要求1所述的深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，其特征在于：步骤S3中单条水力裂缝的变形量还包括有效闭合应力P_C作用下裂缝支撑剂的嵌入量ΔPE和弹性变形量ΔPD。

5.根据权利要求4所述的深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，其特征在于：包括n在内的裂缝参数为预设值，通过该区块其他生产井的井史或水力压裂工艺数据推测获得，将预测井的实际产量、储层和预设的裂缝参数带入步骤S5的数值计算模型中计算井底流压，并将其与实际井底流压进行对比，调整裂缝参数，与实际井底流压进行拟合，使得计算井底流压和实际井底流压一致，确定出新的裂缝参数；

6.根据权利要求1所述的深层页岩气压裂水平井产量及可采储量预测方法，其特征在于：步骤S4中采用有限差分法对基质系统气体渗流方程和水力裂缝气体渗流方程进行离散建立产能数值计算方程组。