页岩油气产量之你以为你以为的就是你以为的

很多时候，事情并不像表面看上去的那样，千万不要被事物的表象蒙蔽了。就像最近，半夜三更临时通知次日须居家办公，连最有规律的上下班都不能自主了，规律就是用来被打破的吧。对于我们看惯了的多数页岩油气产量曲线，都是初期产量高、然后就大幅度下降、最后低产稳定，就像下图的蓝线一样，目前的理论计算、数值模拟和现场生产动态总结的，万法归一互相验证，都是这样一个形状。于是我们就相信了，事情本来就应该是这个样子了。但最近有领导突然问我,你以为你以为的就是你以为的页岩油气产量曲线下降的规律吗？

这样问的原话来源于一本著名的哲学书《DOYOUTHINKWHATYOUTHINKYOUTHINK？你以为你以为的就是你以为的吗？》，作者:[英]朱利安?巴吉尼,杰里米?斯唐鲁姆，但实际上关于这本书，除了书名外内容我一句没看过。就是因为这个很绕的书名，反映了一个深刻而实用的哲学观点——自欺，这就需要我们认识自然的时候要问为什么，让我借用这个名字吧。既然有领导点醒我不应该以为我以为的页岩油气产量下降的规律就是我以为的，那我问自己的问题就是，为什么它是目前这个形状呢，能不能把它改变为象常规油气那样的形状呢，如果把页岩油气的生产曲线从快速的上升然后有一个长期的稳定周期，若干年后而不是马上的最后再缓慢下降，那就真的是革命（异想天开）了。

一、不同人眼里的页岩油气产量递减规律

1.产量递减分析方法预测产量和随时间变化的油井动态是非常具有挑战性的，自年以来，递减曲线分析（ＤＣＡ）被广泛用于预测未来油气产量。Arnold和Anderson（）提出了ＤＣＡ的第一个数学模型。Cutler（）也使用双对数图版获得双曲线下降的直线段，这种曲线是水平移动的。Larkey（）提出用最小二乘法外推递减曲线。Pirson（）提出了损失率法，得出了产量递减率—时间曲线具有常数损失率的结论。Ａrps（）使用损失率法对递减曲线进行了分类，然后定义了产量—时间和产量—累计产量。他定义了三种类型的递减曲线模型：指数型、调和型和双曲线型。双曲递减曲线可以看作是一个通用模型，可以从中导出指数递减曲线和调和递减曲线。下面这张图看起来似乎是和实际生产动态很接近，可以说产量递减分析的数学水平已经非常高了。（HossBelyadi，非常规油气藏水力压裂，崔明月等译，石油工业出版社待出版）

图来源于HossBelyadi，非常规油气藏水力压裂，崔明月等译，石油工业出版社待出版

传统的ＤＣＡ假设恒定的井底流动压力、排水面积、渗透率、表皮且认为存在边界流，虽然这些假设大多在非常规页岩储层是无效的。但ＤＣＡ仍然被广泛使用，主要的原因是因为它是一种简单、快速的工具，可以用来估计生产井和非生产井的产量随时间的变化。如发表在石油科学通报年9月的文章介绍，Haynesville区块是美国含气量最丰富的页岩区块之一，地位重要，且数据相对完善，对其进行产量递减规律研究，既有现实意义，又有理论价值。同时运用传统Arps双曲递减模型和现代扩展指数递减模型对该区块-年口页岩气单井产量进行拟合，分析递减模型的参数、峰值产量、不同时期递减率和最终可采储量，认为该地区大部分页岩气井显示出典型的“钟型曲线”产量变化模式，即产量在短时期内从低到高达到峰值，然后迅速下降，并长期保持低产。看看，这就是以为你以为的就是你以为的那个规律。（郭克强,张宝生,MikaelH??K,KjellALEKLETT.美国Haynesville页岩气井产量递减规律.石油科学通报,,02:-）

图来自郭克强,美国Haynesville页岩气井产量递减规律.参考文献5

尽管作者是同时选用传统的双曲递减曲线模型和现代扩展指数递减曲线模型进行应用分析，还运用Matlab软件编程来求解模型参数，但是依然是没有逃离典型曲线的形状，因为他在求解过程中对“产量数据序列拟合度较差的页岩气井被剔除”。以及油气井在生产期内会在某些月份(或时间段)进行例行维护或计划停产，从而当月产量为0。因此在数据拟合及分析之前，应当将之删除，以减小类似“特殊事件”的影响。且仅产量递减阶段的数据可以用于曲线拟合。所以说来说去，不管预测的多么准，都还是数学功底的功劳，我还是疑惑于也许就是这些剔除、删除的数据，使分析失去了真相呢。

图来自郭克强,美国Haynesville页岩气井产量递减规律

2.压降是油气井性能的关键

页岩油藏的最终目标是在保持油藏和完井完整性的同时，以最高的经济产量生产。在EagleFord、Haynesville和Utica等非常规区块的经验强调了平衡高初始产量和压降的重要性，这可能会提高油井的产能、盈利能力和估计的最终采收率。对页岩储层的研究表明，严重或无控制的压降会对流动能力、eur和井的经济效益产生一系列不利影响。一方面是由于支撑剂破碎、嵌入和细粒运移导致的水力裂缝导流能力下降；在高压储层中，不可控的压降也会产生地质力学问题，导致非常规气藏从瞬态流动快速过渡到边界主导流动；在超低渗油藏中，压降管理对油井动态和采收率的影响主要与压力相关的渗透率有关。Utica页岩深干气井的钻井和完井资本成本很高，但在控制压降的情况下，能够保持稳定的初始生产水平长达18个月，使这些储层具有很高的经济价值。（HossBelyadi,EbrahimFathiandFatemehBelyadi，DrawdownKeyToWellPerformanceFracFacts，May）

在Haynesville地区，雪佛龙公司将地质力学油藏模拟模型与大型数据集进行了耦合，结果表明，裂缝的有效应力会受到作业变化的影响，而一项有管理的压降计划主要通过降低未支撑裂缝区域的有效应力，将eur提高了15%。在Utica/PointPleasant超压区块，西弗吉尼亚大学利用多种油藏技术，包括叠加图、诊断图、历史拟合和递减曲线分析，研究了生产动态证明通过控制压降来推迟生产是合理的。早期井进行返排时不考虑压降，以生产设备允许的最高产量生产，初始性能非常令人鼓舞，但在达到管线压力后，有效年递减率显著下降。显然，某种控制压降策略对短期和长期油井产能都至关重要。下图显示（其中两口井(A和B)的压降没有得到控制，而其他六口井(C、D、E、F、G和H)使用了某种形式的压力管理。），控制压力的井能够维持类似或更高的累积产量，同时保持较高的井底流动压力。由于Utica/PointPleasant油藏的储层渗透率较高，因此它比Marcellus油藏更快地退出瞬态流动阶段。与其他6口井相比，无控制压降的井从瞬态流进入过渡流或边界主导流的速度更快。（HossBelyadi,EbrahimFathiandFatemehBelyadi，DrawdownKeyToWellPerformanceFracFacts，May）

（HossBelyadi,EbrahimFathiandFatemehBelyadi，DrawdownKeyToWellPerformanceFracFacts，May）

3.把地质因素和工程因素放在一起来考虑产量的变化

郭建成等人，基于地质数据、生产数据和施工数据，选取四川盆地龙马溪组WH区块的泊松比、黏土含量、有机碳含量、含气量、孔隙度、脆性指数、地层压力、层厚作为地质因素，水平段长、压裂水平段长、主压裂用液量、加砂强度、施工排量、支撑剂量作为工程因素，通过建立前馈神经网络模型，分析上述两类因素在预测页岩气井返排率时的影响权重，发现泊松比、孔隙度、黏土含量以及压裂水平段长、加砂强度、施工排量分别为地质和工程方面的主控因素。（郭建成,林伯韬,向建华,钟华.四川盆地龙马溪组页岩压后返排率及产能影响因素分析.石油科学通报,,03:-）

郭建成发现泊松比对返排率有重要影响，尽管四川盆地的泊松比的变化范围很小，返排率的大小波动却很大，即认为返排率对泊松比的变化非常敏感，但泊松比与返排率并没有明确的对应关系；黏土含量是影响返排率的重要因素，四川盆地的黏土含量与返排率呈负相关关系。但由于页岩储层的非均质性，亲水性强弱不同，所以返排率和黏土矿物没有明显的线性关系；页岩的孔隙主要是微米孔隙和纳米孔，岩石孔隙是页岩气的主要存储场所，约一半气量存储在孔隙中。压裂液进入页岩储层后，优先充填大孔隙，随后进入微裂缝。孔隙度较高时，进入大孔隙的压裂液在返排压差下易于返排，而微孔隙中毛管力大，能够吸入大量压裂液，且返排压力往往小于该毛管力，微裂缝中大量压裂液无法返排，导致压裂液返排率低，大量滞留于页岩储层。所以，孔隙度越高，页岩区块呈现返排率越高的趋势。

返排率随压裂水平段长的增加而增加，随着压裂水平段长的增加，排水面积增加，返排率会随之增加，但长度的增加也会造成井眼的摩擦损失，所以返排率大小与压裂水平段长度并不成正比例；施工排量作为影响返排率的主控因素，主要表现在大的施工排量会使压裂液沿着一个方向迅速到达裂缝深处，产生大的主裂缝，没有充足的时间进入小裂缝，限制了更多预先存在的天然裂缝与诱发裂缝的连接，大量压裂液主要以主裂缝作为流动通道，压裂液与岩石发生的水化作用更少，因此返排率更高。但排量和裂缝高有关，施工排量过大也会导致裂缝上下延伸过高，对支撑剂在裂缝中的置放不利影响导流而影响返排；加砂强度直接反映了压裂支撑裂缝中的砂体情况和裂缝的导流能力，其高和低也会通过影响导流能力而影响排液；返排闷井时间是重要的返排控制参数，统计分析四川盆地某井区页岩气施工井闷井时间与返排率的关系，发现闷井时间与返排率没有明显的相关性，因此闷井需要多长时间，闷井时间是如何影响返排率的尚没有定论。

郭建川认为从结果来看，四川盆地页岩气井返排率大多不超过60%。四川盆地整体返排率越大，累产气量越小。但存在最优返排率，即当返排率在20%~40%区间时，产气量达到最优效果。其可能的原因是当低于最优返排率时，残留在储层中的液体过多，气体相对渗透率小，不利于产气。高于最优返排率时，压裂液未能有效进入次生裂缝，沟通更多裂缝，不利于提高产能；当气井达到最优返排率时，压裂液注入既为气体产出提供了一定驱动力，也不会过度损害渗流通道。

二、产生让页岩油气产量初期产量高、大幅度下降、最后低产稳定可能的因素

在以往用大量数据进行地质因素和工程因素分析产量递减规律的过程当中，基本上都是把精力放在了对现场已有的实际产量动态的对比、拟合、分析上，更多的是数学功底的体现。造成了习惯成自然的，认为美国早期页岩油气的生产动态曲线形状是啥样，以后也就是往这个形状上去解释的惯性思维。特别是在工程因素上，人们把注意力集中到了钻井和压裂两大工程的各个参数和细节，至少还有多种产量影响最直接的因素被忽略了。

在钻井和压裂被分析和优化到一定程度，地层得到有效改造并提供足够的通道后，我们应该把目光转向井筒，这个和油气产量曲线形状有直接关系的最重要的通道。可以想见的因素包括，套管损坏、出砂堆积、压裂冲击等，井筒受损时机、受损程度和难以恢复，是不是也会让产量曲线呈快速下降和在低产量下长期稳产的状态呢。

1.套损和套变会引起产量迅速下降

大规模体积压裂导致的页岩气水平井套管损坏（简称套损）或套管变形（简称套变）在现场施工过程中一直都存在。李凡华统计在威远示范区套管损坏（以下简称套损）率高达50%（套损率按照套损井数占总压裂井数的百分数计算）。威远页岩气示范区的A公司有57口压裂水平井，套变28口，占49%。其中威远区块19口压裂水平井，套变16口，套变率84.2%；威远区块38口压裂水平井，套变12口，套变率31.6%。B公司在威远页岩气示范区也有50余口压裂水平井，套变率与A公司分别在两个区块的数据接近。套变多数是在压裂过程中发生的，肯定与压裂密切相关。认为套变是压裂过程中地层岩石性能降低、改造区域不对称、施工压力大以及地应力场重新分布等共同作用的综合结果。（李凡华等：页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法《天然气工业》年第4期）

如果按照这个思路继续研究下去，我在想套变或套损发生的时机，有可能恰好就是目前人们看到的压后产量突然下降的时机，二者是什么关系呢，谁能证明呢？

2.井筒沉砂堵塞油气产出通道会引起产量下降并在低产下稳定下来

页岩油气压裂，大量的压裂砂（支撑剂）进入地层，如果不能被完全压实，在返排测试过程中就有部分压裂砂进入井筒，据谢奎等人介绍，威远龙马溪组页岩气压裂返排后，回压高、高速流体含砂、砂量大，单平台回流砂通常大于20吨。（谢奎等，威远区块页岩气排采除砂工艺分析，钻采工艺，.7）。另外，在地面没看到支撑剂不代表井筒内没有，砂粒可能会在井筒沉积堵塞井筒。同时，如果使用易钻桥塞或可速溶桥塞，铁屑、橡胶碎屑、复合材料混同砂粒等留下残留物，如果发生沉积也会堵塞井筒，造成产量下降。为了有效控制支撑剂返排，以往在常规加砂压裂后排液的控砂措施：①在裂缝闭合前应控制液体的返排速度，限制裂缝中的渗流速度；②新井压裂时应注意合理的井间距离，防止新井压裂对老井造成影响；③加砂压裂施工必须向压裂液中添加破胶剂及交联剂，以确保施工的冻胶性能良好，返排液体破胶彻底；④在液体返排过程中，开、关井操作要平稳，一般在无紧急情况下不允许关井，严防井底产生激动。（　何世云，陈琛．加砂压裂压后排液的控砂技术［Ｊ］．天然气工业，２００２，２２（３）：４５）

示意图，来源于网上

但这一切，不保证有依然会有沉积物堵塞井筒，同样这个沉积堵塞的时机有可能恰好就是目前人们看到的压后产量突然下降的时机，二者是什么关系呢，谁能证明呢？更可思考的是，如果这种沉积没能解除，是不是就代表着带来“稳定的低产量”呢？而且稳定期还很长呢？

3.压裂冲击会引起老井（母井、被动井）的产量变化

压裂冲击(FracHit)对石油界来说并不是一个新的问题。早在年，在Barnett页岩气的核心地区，就发生过一口直井的压裂压死了旁边约米范围内的5口正在生产的气井。最近3-5年，由于非常规油气藏开发采用的更小井距（-m，见下图）、更多加密井（北美超过50%的新压裂井是加密井）及更大规模的压裂作业（每米加砂强度平均为2.5t），压裂冲击的发生越来越频繁，其导致的后果越来越严重，使得压裂冲击在北美变成一个很大的问题。（斯伦贝谢软件斯伦贝谢数字与一体化集团）