GB／T 41611-2022  页岩气术语和定义

页岩气目标区shalegastargetarea 在页岩气有利区（4.8.6)内，页岩气（3.1)的地质条件、工程条件和经济条件等指标能够满） 钻探要求，具有商业突破潜力的区域。

页岩气甜点区shalegassweetspot

在页岩气目标区（4.8.7)内工程监理标准规范范本，页岩气（3.1)的地质条件、工程条件和经济条件等指标最 探条件且商业价值最高的区域

页岩气地质储量shalegasreserves 在钻井发现页岩气（3.1)后，根据地震、钻井、录井、测井和测试等资料估算的页岩气(3.1)数量。 注：包括预测地质储量、控制地质储量和探明地质储量，这三级地质储量按勘探开发程度和地质认识程度依次由低 到高。 4.9.2 吸附气地质储量adsorbedgasreserves 页岩气地质储量（4.9.1)中以吸附气（4.5.9)形式存在的页岩气（3.1)数量。 4.9.3 游离气地质储量freegasreserves 页岩气地质储量中（4.9.1)以游离气（4.5.8)形式存在的页岩气（3.1)数量。 4.9.4 储量计算单元unitofreservescalculation 具有相似页岩气(3.1)地质条件和储量计算参数的、可作为整体计算页岩气地质储量(4.9.1)的特定区域。 注：平面上一般按井区确定，可根据气藏面积大小和气层类型进行细分或合并；纵向上一般按含气页岩层段(3.6)确 定，但要综合考虑总有机碳含量（4.3.1)、孔隙度、含气量、脆性矿物（4.2.1)含量纵向变化特征，以及压裂改造波 及范围等因素。

试井welltesting 通过改变页岩气井的工作制度，同时进行产量、压力、温度等参数的测试，以明确气井的生产能力、 储诸层特征的生产测试工作。 ［来源：SY/T6174—2012,5.11,有修改］ 5.2.2 产能试井 well productivitytesting 通过若干次改变页岩气井的工作制度，测量在各个工作制度下气井的产量和对应的井底压力，从而 确定测试井的产能方程或无阻流量的一种试井（5.2.1)方法。

5.3改造效果 5.3.1 有效改造体积effectivestimulatedreservoirvolume 通过动态分析、生产历史拟合确定的被有效改造的储层体积。 5.3.2 动态储量dynamicreserves 通过生产动态数据确定的对页岩气井产量有贡献的储量。 5.3.3 单井可采储量 recoverablereservesperwell 现有技术条件下，单井最终能够采出的气体总量。 5.3.4 井间干扰 wellinterference 新井压裂施工，或已有生产井改变工作制度，对相邻井的压力、产量等产生的影响。 ［来源：SY/T6174—2012,4.30，有修改

递减率declinerate 页岩气井投产后，产量随生产时间递减的速率。 5.4.2 稳产期 stableproductionperiod 页岩气井产量保持相对稳定的时间。 5.4.3 产量预测productionprediction 在页岩气并排采数据拟合的基础上，对气并或并组气、水产量等进行的预测。 5.4.4 产量递减法productiondeclinemethod 在页岩气井出现递减后，利用产量递减曲线对未来产量进行计算的方法。 5.4.5 典型曲线拟合分析法typicalcurvematchinganalysis 通过试井(5.2.1)数据与典型曲线的拟合获取页岩储层(3.7)相关参数的分析方法。 5.4.6 数值模拟 numericalsimulation 为获取页岩气并的预计生产曲线和可采储量，对已获得的储层参数数据和早期生产数据（或计 据）进行拟合匹配的分析方法。

典型曲线拟合分析法typicalcurvematchinganalysis 通过试井(5.2.1)数据与典型曲线的拟合获取页岩储层(3.7)相关参数的分析方法。 5.4.6 数值模拟numericalsimulation 为获取页岩气井的预计生产曲线和可采储量，对已获得的储层参数数据和早期生产数据（或试采数 据）进行拟合匹配的分析方法。

产量敏感性分析productionsensitivityanalysis 基于页岩气井或井组(5.5.5)的历史数据，采用数值模拟、动态分析等方法研究储层参数对气井产 量的影响程度。

井工厂wellfactory 在同一地区集中布置大批相似井，采用整体化、系统化的部署与设计，标准化、模块化的装备与操

在同一地区集中布置大批相似井，采用整体化、系统化的部署与设计，标准化、模块化的装备与操

油基钻井液oilbasedrillingfluid 以油为连续流体介质的钻井液。

油基钻井液oilbasedrillingfluid 以油为连续流体介质的钻井液。

页岩脆性shalebrittleness 页岩（3.2)在特定加载条件下产生由局部破坏演变为多维破裂面的综合特性

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.1.6 动态缝长dynamicfracturelength 压裂过程中波及的裂缝长度。 7.1.7 波及缝宽fracturewidth 压裂液垂直于主裂缝方向扩展的宽度。 7.2压裂材料 7.2.1 滑溜水slickwater 降阻水 减阻水 由降阻剂、其他添加剂和水配制成的、管流摩阻一般为清水70%～80%的水基压裂液。 7.2.2 降阻率frictionreductionratio 减阻率 在相同的温度条件下，滑溜水（7.2.1)与清水分别流经相同直径、相同长度管道的摩擦阻力（或压 差）之差与清水摩擦阻力（或压差）的比率。 7.3压裂方式与配套工艺 7.3.1 体积压裂 volumefracturing

7.3压裂方式与配套工艺

配电网标准规范范本混合压裂hybridfracturing

混合压裂hybridfracturing

放压生产pressurereliefproduction 通过放大生产压差以获得页岩气井更高产气量的生产方式。 7.4.2 控压生产 pressurecontrolledproduction 控制井底压力下降速度维持在相对稳定范围的生产方式。 7.4.3 间歇生产intermittentproduction 页岩气井间歇性开井的生产方式。 7.4.4 空套管生产emptycasingproduction 页岩气井投产初期未下油管时，采用套管作为天然气和压裂液生产通道的生产方式。 7.4.5 平台药剂整体加注platformchemicalsoverallfilling 使用自动加注装置对平台内的页岩气井进行起泡剂和消泡剂自动加注。 7.4.6 平台工艺整体运行platformprocessoveralloperation 平台工艺井考虑井间干扰（5.3.4）整体协调下的运行。 7.4.7 压裂返排液fracturingflowbackliquid 页岩气井经压裂后，从储层返出到地面的液体。 7.4.8 返排率flowbackrate 页岩气井排出的压裂返排液（7.4.7)体积总量占压裂时注入的压裂液体积总量的百分 7.4.9 排采drainage 利用页岩气井自身能量或者采用机械、化学（或两种相结合）方法将井筒及井底附近

面，降低井底压力的采气工艺措施。

面，降低井底压力的米气工艺措施。 7.4.10 排液期flowbackperiod 页岩气井投产初期压裂返排液（7.4.7)量较大的生产阶段。 注：该阶段气井未见气。 7.4.11 带液采气期flowbackgasrecoveryperiod 页岩气井自喷带液产气的生产阶段。 注：该阶段气井产气高、应力高，压力下降较快。 7.4.12 排水采气期drainagegasrecoveryperiod 页岩气井进人低压小产的排水采气生产阶段。 注：该阶段气井采出气中压裂返排液(7.4.7)较少，产气量、压力下降缓慢，生产时间长。 7.4.13 优选管柱optimizingpipestring 当页岩气井由于积液影响不能稳定生产时，通过及时调整管柱（即更换成较小直径的油管柱），提高 井筒内的气流速度，充分利用气井自身能量，排出气井积液的一种排采工艺方法。

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