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NB T11047-2022页岩气开发数值模拟应用技术规范.pdf分析资料数据的来源、质量、齐备程度及可靠性
8.1.1数学模型类型
根据页岩气藏类型及开发方式选择数学模型CJT217-2013 给水管道复合式高速进排气阀，主要包括 黑油模型：可用于页岩干气、湿气的开采模拟； 组分模型：可用于页岩凝析气的开采模拟。
根据页岩气数值模拟应用研究的需求和目标选择不同尺度和范围的模型： 单井模型：主要用于拟合确定单井范围内物性参数，分析单井生产动态和预测单井指标等 井组模型：通常为一个或多个平台，主要用于分析多井生产特征和预测开发指标，分析多
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十扰，评价井组储量动用状况和剩余气分布。 全区模型：主要模拟整个气藏的生产动态，预测指标。页岩气全气藏模拟网格总数大，宜根 据计算能力选择模拟范围。
8.2.1基础网格类型
对压裂水平井开采的页岩气藏，根据模型范围和模拟目标需要选择合理网格类型： 直角正交网格：单井模型、井组模型； 角点网格、非结构化网格：单井模型、井组模型、全区模型
网格方向的确定按SY/T6744的规定执行，
8.3.1压前静态地质参数
基质孔隙度、渗透率、含水饱和度及天然裂缝属性参数（孔隙度、渗透率等）等压前静态地质参 数来源于SY/T7378建立的三维地质模型
8.3.2岩石物理参数
8.3.2.1吸附气解吸参数
8.3.2.2气体扩散滑脱参数
气体扩散滑脱处理的原则和要求如下： 根据室内实验结果确定气体扩散系数，应符合GB/T39539的规定； 根据室内低速流动实验确定滑脱因子表征气体滑脱效应，见附录A：
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页岩岩石压缩系数的大小参考室内实验结果。在缺少实验室资料的情况下，岩石压缩系数的 采用业内认可的经验公式计算。
8.3.2.5相对渗透率曲线
页岩气相对渗透率曲线处理的原则和要求如下： 根据人工裂缝、天然裂缝及基质等不同介质建立相对渗透率分区 同一分区内多条相渗曲线的处理按SY/T6744的规定执行。
8.3.2.6毛管压力曲线
8.3.3流体PVT参数
流体PVT参数处理的原则和要求如下： 根据页岩储层流体性质差异建立流体PVT分区； 干气气藏的PVT参数应反映与压力相关的流体性质，凝析气藏的PVT参数应反映不同温 度、压力条件下的组分变化、相态变化规律、状态方程参数。
8.4.1天然裂缝模型
8.4.2人工裂缝模型
8.4.2.1人工裂缝数值模型的选择
人工裂缝数值模拟模型主要分三类： 双重介质模型：地质模型资料中建立的多尺度离散裂缝片（包含裂缝属性）粗化到数值
8.4.2.2人工裂缝数值模型的建立
人工裂缝的初始展布和参数主要通过三大类方法得到： 基于压裂扩展模拟得到水力压裂缝分布及参数； 基于微地震等裂缝监测数据建立水力压裂裂缝分布； 在缺少压裂扩展模拟或者微地震等裂缝监测数据的情况下，可以根据NB/T14015给出的试 井解释、生产动态分析方法，结合压裂施工参数约束及大数据类比等方法，构建人工裂缝非 均匀分布及参数，见附录B。
8.5.1.1基质系统初始化方法
8.5.1.2裂缝及SRV系统初始化方法
裂缝及SRV系统初始化主要考虑以下两个方面： 只考虑单相气流动，宜采用平衡初始化； 考虑多相流动，宜采用枚举法初始化，考虑压裂液总液量、SRV改造区孔隙体积等参数确 定压后缝网及改造区初始含水饱和度分布，考虑初始停泵压力、原始地层压力等参数确定裂 缝及裂缝SRV区附近压力分布
8.5.2地质储量核实
利用合理初始化后的计算模型，分别对比分析模型计算的原始游离气地质储量和吸附气地质储 量与实际地质储量的一致性，对于差别较大的情况，分析产生的原因，必要时对模型参数作适当的 调整。
建立井轨迹及井身结构、完井、生产动态、监测
基于井身结构数据、井下设备，考虑井筒内流体性质、井产气量和产液量大小，结合实测压力数 据，选择合适的管流模型，如果现有模型计算结果与现场实测数据差异较大，应根据实测井筒剖面压 力数据对管流模型进行修正。
根据生产动态历史的时间、网格模型的规模、项目研究的周期、项目研究的精度、模拟计算的收 敛性确定合理的时间步长。时间步长可以指定为变步长，根据气井的作业变更状况区别对待，以减少 模拟计算的不收敛性。
利用数值模拟前处理模块，输入相应的动态和并筒数据，建立动态模型： 压裂液高返排阶段：宜采用定产水量的生产模型； 生产阶段：宜采用定产气量的生产模型。
9.1.1拟合指标选取原则
根据页岩气藏的类型、生产历史资料的收集状况、页岩气井生产状况及项目研究的目标精度要 角定拟合指标，要确保历史拟合指标数据的可靠性。
9.1.2历史拟合指标
历史拟合指标包括压力、产量及监测指标： 压力指标：气藏（或井组单元）平均地层压力、单井压力（静压、流压及井口压力等）； 一产量指标：气藏（或井组单元）产气量和产液量、单井产气量、单井产油量（凝析气）、单 井气油比（凝析气）、单井气水比、水量等； 监测指标：气井产气剖面等。
9.2.1参数调整原则
根据参数来源及不确定性分析，确定参数调整原则。 天然裂缝渗透率、水力压裂缝导流能力、水力压裂缝渗透率和开度、压裂改造区范围（主 缝半长、裂缝高度）、改造区渗透率、次生裂缝间距等压后裂缝参数及相对渗透率曲线等 数不确定性强，可较大幅度调整。
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岩石压缩系数、应力敏感曲线、基质渗透率、储层有效厚度、裂缝高度可适当调整。根抗 藏描述结果，确定分布范围与平均值之间的偏差幅度，作为调整的允许范围。 基质孔隙度、初始流体饱和度、基质初始地层压力、油气PVT数据等基础参数为比较矿 的参数，宜小幅调整。
9.2.2历史拟合指标影响因素
9.3历史拟合的质量要求
模型必须要体现控制页岩气生产的主要机理，在历史拟合时须充分考虑孔隙介质多尺度效应和裂 缝闭合对生产的影响，历史拟合精度应与模型精度、资料完善程度相匹配。指标拟合精度应满足以下 要求： 一单井整体拟合率应大于85%； 一一生产中存在明显井间干扰，要兼顾单井和井组拟合精度； 生产中井间干扰不明显，以单井拟合精度为主。
历史拟合结束后，需对指标预测中气藏数值模拟精度的影响因素进行分析，主要包括储层物性 压后缝网分布特征及参数大小的不确定性
10方案设计与动态预测
对影响开发效果的各种因素（重复压裂、加密井、立体开发等）设计不同开发调整方案 测对比。
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单井可选择定产气量、产油量（凝析气）、流压、井口压力；并组可选择定产气量、产油量（凝 析气）；对于气井整个生产阶段，一般采用先定气量生产（逐级递减，模拟控压生产)，井底（井口） 压力达到外输压力界限值，转为定压力生产。
10.2.2生产限制条件
主要限制条件：可选择最小采气量（经济技术界限）、最小采油量（经济技术界限）、最小井底 （并口）压力等。
10.2.3开发指标预测
按照方案要求预测年度产气量、产油量、产液量、井底或井口压力、地层压力等开发指标。
按照方案要求预测年度产气量、产油量、产液量、并底或并口压力、地层压刀等开发指标。
预测生产指标最优的方案定为推荐方案，推荐方案应符合GB/T34163的规定。
气藏模型成果为最终确定的三维地质模型和对应流体、岩石物性及井模型等，按照SY716744 的规定执行。
11.2.3基础资料整理情况
11.2.5历史拟合认识
历史拟合认识包括以下内容：历史拟合方法、历史拟合结果；基于历史拟合的气臧地质认识 历史拟合的压后裂缝认识：动用状况及剩余气分布认识。
11.2.6预测结果与分析
包含报告文档中涉及的图件和表格。
A.1页岩气吸附曲线的处理方法
室内体积法和重量法实验得到的甲烷等温吸附曲线（见图A.1）通常为过剩吸附量曲线，推荐采 用三元Langmuir模型对吸附测点进行非线性拟合，拟合得到VL，p及pa，见公式（A.1）：
图A.1等温吸附曲线示意图
在确定了兰氏体积、兰氏压力后，采用Langmuir方程计算各压力点绝对吸附量，见公式（A.2
式中： Vahs 在压力p下页岩样的绝对吸附量，单位为立方厘米每克（cm/g）
在压力p下页岩样的绝对吸附量，单位为立方厚
A.2页岩气滑脱实验的处理方法
P =P+ Vabs V V
DB14／ 67-2019标准下载P PL ahe V. V.
页岩气在微纳米尺度介质中、低压下滑脱效应严重，气体分子在孔隙壁面流速不为零，通常采 内气体低速渗流实验测试曲线（见图A.2）得到滑脱系数，考虑气体滑脱效应的渗透率表达式见
式中： 滑脱因子，单位为兆帕（MPa）； 孔隙压力，单位为兆帕（MPa）； 岩样绝对渗透率，单位为毫达西（mD） K 气测岩样视渗透率，单位为毫达西（mD）
图A.2气体渗透率随压力的变化示意图
渗透率应力敏感实验曲线（见图A.3）对应纵坐标是岩心在不同有效应力下渗透率与最大渗透 率的比值，横坐标是开发过程中有效应力变化，有效应力为初始流体压力p与目前流体压力p的差 值，可采用指数关系式、幂律关系式、多项式回归等多种方式。以指数关系式为例，回归方程为公 式(A.4)：
DB5101／T 119-2021 甲类库房货物货架存放安全管理规范.pdf图A.3不同类型岩心应力敏感示意图
贝若气王要米用水平开大规模压裂方式开采，气藏数值模型建立时，压后缝网纵向平面的展布初 始化方法推荐做法如下。 a）如果压裂时有裂缝监测数据，可以根据裂缝监测数据确定压后缝网平面纵向的初始展布。 b）没有裂缝监测数据，根据地质和工程认识、压裂扩展模拟结果确定压后缝网平面和纵向的初 始展布。 c）根据生产数据、动态监测数据，结合地质、压裂施工参数确定缝网初始展布。 1）根据地质和工程认识、压裂扩展模拟结果及裂缝监测确定裂缝高度。 2）基于压力恢复试井解释结果和生产动态分析结果，确定裂缝平均半长、导流能力、SRV 区参数，其中SRV区为单重介质，参数只有SRV区等效渗透率；SRV区为双重介质，参 数主要有等效渗透率、等效孔隙度和等效形状因子。 3）基于产剖或者其他分段/簇监测手段确定不同段/簇的裂缝半长和导流能力相对值，无上 述监测手段可采用每段进液量和加砂量确定。
页岩气压裂水平井生产具有阶段性，各阶段开发动态特征指标差异较大，生产历史拟合可分压裂 液返排阶段、初期生产阶段、中后期递减阶段三个拟合阶段进行。 a）压裂液返排阶段：该阶段以产水为主，水平井逐渐见气，采用定液生产拟合方式，以拟合井 口压力或井底流压为主，拟合产气量为辅；主要调整改造区压后初始压力、改造区压裂液分 布、改造区渗透率、改造区气水相渗及改造区裂缝岩石压缩系数等参数。 b）初期生产阶段：该阶段以产气为主，产水量递减明显，采用定气生产拟合方式，以拟合井口 压力或井底流压为主，同时拟合产液量；拟合井底压力主要调整压裂裂缝半长、开度及改造 区的范围和渗透率等，拟合产液量主要调整改造区气水相对渗透率。 c）中后期递减阶段：该阶段地层压力下降较多，采用定气生产拟合方式，以拟合井口压力或井 底流压为主，拟合产液量为辅，主要调整分区渗透率和分区应力敏感曲线。 历史拟合依赖于数值模拟研究人员对目标页岩气藏的地质认识、对动态现象的工程判断、自身掌 握的气藏经验和项目研究人员之间的专业协作等综合因素，重要的是要把握拟合指标与调整参数之间 的相互关系