页岩气藏是一种“自生自储式”气藏，页岩气成藏不像常规天然气那样必须生、储、盖层合理组合，其成藏过程无运移或者运移距离极短^[1]。从沉积角度分析，湖沼相和三角洲相页岩沉积主要发生在盆地中心。从天然气生成角度分析，生物气形成于厌氧环境中，热成因气形成于较高的温度环境中，因此，盆地中心地区是页岩气最有利的成藏区。

页岩气的吸附实验显示，富含有机质的页岩对天然气具有较强的吸附能力，页岩气一部分以游离态的形式存在，一部分以吸附态的形式储存在泥页岩的纳米级微孔隙中。当页岩气井投产时，气井周围地层压力会大大降低，这时地层原有的吸附平衡将被打破，在储层内以吸附态存在的甲烷气体将发生解吸变成游离态的甲烷气体，并通过裂缝流动到井底。

基于以上特点，本文把页岩气藏看作一个既存在基质和裂缝双重孔隙，又存在扩散和渗流双重流动的双孔双渗模型。

页岩气作为非常规油气资源，具有低孔极低渗等特点，渗透率一般低于0.001×10^-3 μm^{2 [2]}，常规技术无法有效开发页岩气，需要体积压裂改造^[3]。本文主要分析压裂缝参数对压裂水平井产量的影响，主要考虑了压裂缝导流能力、压裂缝间距、压裂缝长度、压裂缝高度^[4-5]。

以研究区地质参数为基准：基质孔隙度6.0%、基质渗透率0.000 3×10^-3 μm²、天然裂缝孔隙度0.5%、天然裂缝渗透率为0.000 5×10^-3 μm²。

参考目前页岩气压裂水平井施工技术水平，工程基准参数为：压裂水平井水平段长度为1 200 m、压裂缝导流能力3.0×10^-3 μm²·m、压裂缝半长170 m、压裂缝高度30 m、压裂缝条数为10条（压裂缝在水平段上均匀分布）。

在进行影响因素分析时，改变其中一个压裂缝参数（图 1），得出该变量与气井累积产量的关系，得出该变量对压裂水平井累积产量的影响。

图 1(Figure 1)

图 1 不同压裂缝参数对水平井累产影响图

从图 1可以看出：（1）当压裂缝导流能力较小时（小于6×10^-3 μm²·m），其对研究区压裂水平井累积产量影响是比较大的，随着压裂缝导流能力的增大，其影响逐渐减小；（2）压裂缝间距对压裂水平井十五年累产影响的变化趋势与压裂缝导流能力影响的变化趋势相同，随着压裂缝条数的增加水平井累产增加，但其影响逐渐变小；（3）累产随着压裂缝半长的增加而增加，二者变化几乎呈线性关系，表明压裂缝长度对页岩气藏压裂水平井产量的影响是非常大的；（4）压裂缝高度对压裂水平井十五年累积产量的影响是非常有限的。

采用偏相关方法分析四个压裂缝参数对压裂水平井累产的影响，见图 2。

图 2(Figure 2)

图 2 不同压裂缝参数对水平井累产的影响因子

根据相关因子的大小，各压裂缝参数对页岩气压裂水平井产能的影响从大到小排序如下：压裂缝半长、压裂缝间距、压裂缝导流能力、压裂缝高度。

从上述分析可以看出：

（1）压裂缝长度对页岩气藏压裂水平井累产影响最大。增加压裂缝长度可以增加页岩气藏水平井的动用面积，从而增加页岩气井的累产。

（2）压裂缝间距对页岩气藏压裂水平井累产的影响也是比较明显的。减小压裂缝间距与增加压裂缝长度对累产的影响作用相似，同样是增加了页岩气藏的有效动用面积，所不同的是，增加压裂缝长度则是增加了垂向（垂直于井筒方向）上的动用面积，而减小压裂缝间距则是增加了轴向（沿着水平井井筒方向）上的动用面积。

（3）压裂缝导流能力对页岩气藏压裂水平井的影响则相对较小。主要因为，页岩气藏为非常图 2不同压裂缝参数对水平井累产的影响因子规气藏，地层渗透率极低，单条压裂缝作用范围有限，不需要很高的压裂缝导流能力，如图 1a所示，当压裂缝导流能力达到6×10^-3 μm²·m时已经可以满足生产需要，再刻意增加压裂缝导流能力则对产量影响较小。

（4）压裂缝高度对页岩气藏压裂水平井的影响非常有限。在施工过程中，同一套储层内岩石物性相似，要在储层内控制压裂缝高度是非常困难的。

（1）压裂缝长度和压裂缝间距是影响页岩气藏压裂水平井累产的主要因素，压裂缝导流能力和压裂缝高度是次要因素。

（2）页岩气藏为非常规特低渗储层，其有效开发主要依靠有效的压裂施工，在压裂设计过程中要遵循“多分段、造长缝”的原则，增大压裂水平井的有效动用面积，提高单井产量。