·1580 工程科学学报，第42卷，第12期 12 4.8 (a) 1=30.199r4.319 (b) 2=0.9918 42 201)/ 3.6 =0.2514r+1.9226 6 30 R2=0.9991 1.8 8001 0.01 0.1 3 Permeability/(10-3 um2) Porosity/% 4.8 名42 (c) 3.6 =0.1161x+0.6056 R2=0.999 16 18 2022 26 Thickness/m 图8水平井压裂累计产气量与储层主要影响参数的关系.(a)渗透率；(b)孔隙度：(c)厚度 Fig.Relationship between cumulative gas production and main influencing parameters:(a)permeability,(b)porosity,(c)thickness TscPi Qp=mAhok"SiZTPe 1- Palza)2 (4) 的m值为4.82 Pi/Z 将上述计算得到的m、n值代入式(4)中，可以 式中，m、n对于某个具体的页岩气藏，为常数. 得到修正后的水平井开采页岩气藏的累计产气量 对于本文研究的南华北盆地中牟区块海陆过 公式： 渡相页岩气藏，其累计产气量与渗透率的幂指数 Op-4.82A19 PalZa 2 相关系数n为0.3319，将压力、温度、压缩因子等 (5) Pi/Z 其他参数带入式(4)中，通过不同渗透率及相对应 的累计产气量进行反求解，可求得线性相关系数 根据式(5)，可进一步得到修正后的水平井开 m,如表7所示 采页岩气藏的采收率计算公式： 从不同的页岩气藏渗透率与相关的累计产气 ER=4.82k0.3319 Pa/Za (6) 量计算得到的m值来看，渗透率在1×106~50× 106m2范围内，其m值在4.76~4.93之间变化， 由式(6)可知，由于页岩气藏对渗透率的高度 平均值为4.82.通过计算不同渗透率的m值偏差 敏感性，需要在开发过程中利用多级压裂技术，提 (dm)表明，与平均值之间的偏差均在2%左右，具 高气体在页岩储层中的有效渗透率，从而实现大 有很好的拟合精度，因此，确定水平井开发该气藏 幅度提高采收率的目标。 表7m值计算数据表 Table 7 Calculation data sheet for m 从10um C/m 4m2 h/m g T./K P/MPa 1 2.94 360000 20 0.04 0.95 297 28 J 5.14 360000 20 0.04 0.95 297 28 10 6.53 360000 20 0.04 0.95 297 28 50 10.7 360000 20 0.04 0.95 297 28 Z P./MPa TIK P/MPa 3 n d/% 0.998 0 313 0.85 0.3319 4.76 121 0.998 0.1 313 0.85 0.3319 4.88 -1.24 0.998 0.1 313 0.85 0.3319 4.93 -2.19 0.998 0.1 313 2 0.85 0.3319 4.73 1.85Qp = mAhϕk n S gi TscPi ZiT Psc ( 1− Pa/Za Pi/Zi )2 （4） 式中，m、n 对于某个具体的页岩气藏，为常数. 对于本文研究的南华北盆地中牟区块海陆过 渡相页岩气藏，其累计产气量与渗透率的幂指数 相关系数 n 为 0.3319，将压力、温度、压缩因子等 其他参数带入式（4）中，通过不同渗透率及相对应 的累计产气量进行反求解，可求得线性相关系数 m，如表 7 所示. 从不同的页岩气藏渗透率与相关的累计产气 量计算得到的 m 值来看 ，渗透率在 1×10−6～50× 10−6 μm2 范围内，其 m 值在 4.76～4.93 之间变化， 平均值为 4.82. 通过计算不同渗透率的 m 值偏差 （dm）表明，与平均值之间的偏差均在 2% 左右，具 有很好的拟合精度，因此，确定水平井开发该气藏 的 m 值为 4.82. 将上述计算得到的 m、n 值代入式（4）中，可以 得到修正后的水平井开采页岩气藏的累计产气量 公式： Qp = 4.82Ahϕk 0.3319S gi TscPi ZiT Psc ( 1− Pa/Za Pi/Zi )2 （5） 根据式（5），可进一步得到修正后的水平井开 采页岩气藏的采收率计算公式： ER = 4.82k 0.3319 ( 1− Pa/Za Pi/Zi ) （6） 由式（6）可知，由于页岩气藏对渗透率的高度 敏感性，需要在开发过程中利用多级压裂技术，提 高气体在页岩储层中的有效渗透率，从而实现大 幅度提高采收率的目标. 表 7 m 值计算数据表 Table 7 Calculation data sheet for m k/(10−6 μm2 ) Qp /m3 A/m2 h/m ϕ Sgi Tsc/K Pi /MPa 1 2.94 360000 20 0.04 0.95 297 28 5 5.14 360000 20 0.04 0.95 297 28 10 6.53 360000 20 0.04 0.95 297 28 50 10.7 360000 20 0.04 0.95 297 28 Zi Psc/MPa T/K Pa /MPa Za n m dm/% 0.998 0.1 313 2 0.85 0.3319 4.76 1.21 0.998 0.1 313 2 0.85 0.3319 4.88 −1.24 0.998 0.1 313 2 0.85 0.3319 4.93 −2.19 0.998 0.1 313 2 0.85 0.3319 4.73 1.85 0.001 0.01 0.1 12 10 8 4 2 0 6 (a) Cumulative gas/(107 m3 ) Permeability/(10−3 μm2 ) y=30.199x0.3319 R2 =0.9918 1 2 3 4 5 6 4.8 4.2 3.6 2.4 1.8 1.2 3.0 (b) Cumulative gas/(107 m3 ) Porosity/% y=0.2514x+1.9226 R2 =0.9991 16 18 20 22 24 26 4.8 4.2 3.6 2.4 1.8 1.2 3.0 (c) Cumulative gas/(107 m3 ) Thickness/m y=0.1161x+0.6056 R2 =0.999 图 8    水平井压裂累计产气量与储层主要影响参数的关系. （a）渗透率；（b）孔隙度；（c）厚度 Fig.8    Relationship between cumulative gas production and main influencing parameters: (a) permeability; (b) porosity; (c) thickness · 1580 · 工程科学学报，第 42 卷，第 12 期