大庆油田致密油水平井产能影响因素分析及预测方法

摘要随着非常规气藏在探明储量中的比例越来越高，国内外学者对非常规气藏的研究越来越重视。

与常规天然气藏相比，致密气藏具有单井控制储量少，产量小，递减快，储量动用性差的特点。

致密气井的产能计算与预测对气藏开发方案设计和气井的合理配产都具有十分重要的意义。

本文以致密气藏区块为研究对象，基于气藏地质特征、试井，试采资料的分析，运用气藏渗流理论和方法，考虑气水同产和人工压裂裂缝，建立了直井、斜井、水平井在不同开采条件下的气井产能方程。

运用数值模拟技术和数理统计回归方法研究了各种井型的产能影响因素的敏感性及其影响程度，研究发现地层厚度、裂缝条数、压力、裂缝长度、水平段长度、渗透率、孔隙度和裂缝导流能力的影响程度明显大于气体粘度、启动压力梯度、应力敏感性等因素影响程度。

主要影响参数中，随着裂缝半长、裂缝条数、裂缝导流能力增大，气井产能显著增大；随着启动压力梯度和应力敏感性的增加，气井产能减小。

基于数值模拟结果，运用多元二次回归方法，回归各种井型的产能计算模型，运用VB语言编制了“致密气井产能计算与预测软件”。

利用计算软件分别计算各类井型的解析模型和回归模型的产能，并与数值模拟软件计算结果进行对比，解析模型和回归模型的计算平均相对误差均小于15%，计算精度较好。

通过研究致密气井递减规律，运用油藏数值模拟技术、生产资料分析等方法，建立了致密气井产能预测模型以研究未来不同开采时间下气相IPR和水相IPR计算模型，并将计算结果与实际生产资料相对比，误差较小。

研究成果可以对未来不同时间内研究气相IPR和水相IPR提供可靠的理论依据。

关键词：致密气藏，产能，流入动态，启动压力梯度，压裂裂缝，产能预测Research on the Productivity Prediction Model of Production Wells inTight Gas ReservoirsPeng GuoQiang(Oil & Natural Gas Engineering)Directed by Prof. Chen DechunAbstractAs an important type of reservoir, tight gas reservoir is getting more and more attention and its little single well controlled reserves, low and rapidly decreasing and low recovery means the develop method used in conventional gas reservoir can not be adapted to tight gas reservoir. A calculation and prediction study for tight gas wells’ off-take potential will be necessary for the design of reservoir’s development.This paper uses the theory of vadose in gas reservoir to build equation of gas well’s off-take potential for vertical well, slope and horizon well under the consideration of all production condition and gas production with water, which is based on the tight gas reservoir’s geological character and the analysis of well testing and producing test. Numerical simulation is done and mathematical statistics method is used to study effect factors of each type of well’s off-take potential and their influence degree. As a result, layer’s thickness, fracture’s quantity, pressure fracture’s half-length, horizon interval length of horizon well, permeability, porosity and fracture conductivity are found to have obviously higher degree of influence in production than that of gas viscosity, starting pressure gradient and stress sensitivity. Beyond that, pressure fracture’s half-length, fracture’s quantity, fracture conductivity have the positive correlation with gas well’s off-take potential; starting pressure gradient and stress sensitivity are opposite to the above factors.Based on the result of numerical simulation, multivariable and quadratic regression is used to build each well type’s calculation model for gas well’s off-take potential, and a software called ‘Calculation and Prediction for Tight Gas Reservoir Software’ is coded by Visual Basic. The model is calculated both by analytical model and regression model, aiming to contrast two models’ accuracy, and compared to simulation result, both model’s error are under 15%, which means the model can be used. Calculation models for each type of gas well are built to predict their off-take potential for different production time, which is based on the actual geological data and production decline theory, and the model can provide reliably basis for the IPR study in the future for its permissible error which accours when compared with actual production history.Key Words: tight gas reservoir; off-take potential; inflow performance; starting pressuregradient; fracture; prediction of gas well’s off-take potentia目录第一章绪论 (1)1.1 研究目的及意义 (1)1.2 国内外研究现状 (1)1.2.1 致密气藏渗流机理研究现状 (1)1.2.2 气井产能研究现状 (3)1.2.3 油气井多层合采研究现状 (6)1.2.4 递减规律研究现状 (6)1.3 研究内容及技术关键 (8)1.3.1 研究内容 (8)1.3.2 技术关键 (9)1.4 技术路线 (9)第二章致密气藏生产井产能模型建立 (10)2.1 致密气藏渗流机理 (10)2.1.1 气体滑脱效应 (10)2.1.2 启动压力梯度 (10)2.1.3 应力敏感性 (11)2.2 致密气藏直井产能模型 (11)2.2.1 不考虑压裂裂缝直井产能模型 (11)2.2.2考虑压裂裂缝直井产能模型 (13)2.3 致密气藏水平井产能模型建立 (14)2.3.1 不考虑压裂裂缝水平井产能模型 (14)2.3.2 考虑压裂裂缝水平井产能模型 (18)2.4 致密气藏斜井产能模型建立 (20)2.5 致密气井产水计算模型研究 (21)2.6 本章小结 (21)第三章致密气藏生产井产能数值模拟研究 (23)3.1 致密气藏直井产能模型建立 (26)3.1.1 不考虑压裂裂缝直井产能模型 (26)3.1.2考虑压裂裂缝直井产能模型 (40)3.2致密气藏斜井产能模型建立 (56)3.2.1 单层开采模型 (56)3.2.2多层开采模型 (61)3.3 致密气藏水平井产能模型建立 (67)3.3.1 不考虑压裂裂缝水平井产能模型 (67)3.3.2考虑压裂裂缝水平井产能模型 (73)3.4 本章小结 (80)第四章致密气藏生产井产能预测模型研究 (82)4.1 递减规律研究建立 (82)4.2 基于递减规律产能预测模型的建立 (83)4.2.1 致密气藏直井产能预测模型 (83)4.2.2 致密气藏水平井产能预测模型 (87)4.3 本章小结 (90)结论 (91)参考文献 (92)附录“致密气井产能计算与预测”软件开发 (97)A.1 软件设计 (97)A.1.1 软件基础信息简介 (97)A.1.2 软件功能分析 (98)A.2 软件使用界面 (98)A.2.1 基础数据模块 (98)A.2.2 流入动态计算模块 (99)A.2.3 气井产能预测计算模块 (99)2.4 敏感性分析模块 (100)A.3 本章小结 (100)攻读硕士期间获得的学术成果 (102)致谢 (103)中国石油大学（华东）工程硕士学位论文第一章绪论1.1 研究目的及意义经过数十年的勘探，越来越多的非常规气藏被发现。

致密油水平井双甜点评价及产能预测技术安纪星;邢成婧玉;唐振兴;刁乃铮;史立媚;于嘉慧【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2022(46)5【摘要】以乾安地区扶余油藏致密油水平井为研究对象进行水平井双甜点评价产能预测。

利用测井资料求取储层脆性、应力差、裂缝指数,构建储层的工程甜点指数I_(A)。

通过I_(A)指数建立储层工程甜点评价标准,优化射孔簇,对I_(A)相当的层选取射孔簇,保证设置的射孔簇能够压开,减少了无效、低效射孔簇。

利用孔隙度、渗透率、电阻率、含油饱和度、自然伽马、渗透性砂岩厚度等测井曲线,构建地质甜点指数RA,将储层分为4类。

建立储层类别和水平井中期产能的相关性,创建了基于有效厚度指数的产能预测评价方法。

在水平井评价中,先划分工程甜点优化射孔段,再划分储层类别,求取储层有效厚度指数,对水平井产能进行预测。

应用该方法对乾安地区100口水平井进行产能预测,准确率达82%。

该项技术减少了无效射孔簇,提高了水平井采收率,在砂泥岩剖面水平井中具有推广应用价值。

【总页数】5页(P606-610)【作者】安纪星;邢成婧玉;唐振兴;刁乃铮;史立媚;于嘉慧【作者单位】中国石油集团测井有限公司吉林分公司;大庆油田有限责任公司勘探开发研究院;中国石油吉林油田公司勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】P631.84【相关文献】1.非均质致密油储层水平井体积压裂产能预测2.致密油储层水平井压后产能预测研究3.鄂尔多斯盆地长7致密油体积压裂水平井产能预测研究4.致密油\"甜点\"多属性融合预测技术5.致密油多段压裂水平井产能预测方法因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

0引言对油气层的产能进行定性或定量评价一直是油气勘探与开发领域的一个基本任务，而实现对储层产能进行定量、半定量的预测评价则是石油工程界一项古老而又仍处在探索阶段的命题[1]。

本文从平面径向流产量理论公式出发，分析了利用测井资料进行储层产能预测的原理与方法,并通过优选合适的测井参数建立了定量预测油层产能的评价方法。

该产能评价方法既可以应用于多层合试的油井产能预测也可以应用于单层产能预测，提高了测井解释油水层的效果与评价能力。

1原理概述油井投产后稳定生产和压差符合平面径向流产量公式[2]:式中Q-油井的稳定日产量，m 3；K0-原油的有效渗透率，10-3μm 2；H-油层有效厚度，m；Pi-原始地层压力，MP；Pw-井底流压，MP；μ0-地层原油粘度，cp；β0-原油体积系数；re-油井供油半径，m；r w -油井半径，m；S-表皮系数。

把单位压差下每米采油指数定义为储层的产能：在矿场实际生产中,受油田开发井网限制,不同的油井供给半径不会有太大差异,因此在同一油田，可以认为是常数。

令其中，（4）式中：K-空气渗透率，10-3μm 2；Kro-油相相对渗透率，10-3μm 2；am-地区经验系数，一般am=3～4；Sw，Swi，Shr-含水饱和度、束缚水饱和度和残余油饱和度。

由以上推导过程，可以得出：基于测井资料的油层产能预测方法摘要：油气储层产能预测是油气勘探开发领域的一项基本任务，也是储层评价的重要措标之一。

本文由平面径向流产量理论公式出发，以渗流力学理论和低渗透砂岩储层测井解释理论为基础,以影响储层产能的主要因素（有效孔隙度、空气渗透率、含油饱和度及有效厚度）为主要评价参数，优选大量试油资料，采用数理统计方法，建立储层产能模型。

该方法简便适用，既可以应用于多层合试的油井产能预测也可以应用于单层产能预测，提高了测井解释油水层的效果与评价能力，还能为有效射孔层位的选取以及老井挖潜层位的确定等提供依据。

第一章绪论1.1水平井钻井技术发展概况1863年，瑞士工程师首先提出钻水平井的建议；1870年，俄国工程师在勃良斯克市钻成井斜角达60°的井；瑞典和美国研制出测量井眼空间位置的仪器，1888年俄国也设计出了测斜仪器；1929年，美国国加利福尼亚州钻成了几米长的水平分支井筒；30年代，美国开始用挠性钻具组合在垂直井内钻曲率半径小的水平井分支井眼；1954年苏联钻成第一口水平位移；1964年—1965年我国钻成两口水平井，磨—3井、巴—24井；自来80年代以来，随着先进的测量仪器、长寿命马达和新型PDC钻头等技术的发展，水平井钻井大规模高速度的发展起来。

我国水平井钻井在90年代以来也取得了很大发展，胜利油田已完成各种类型水平井百余口，水平井钻井水平和速度不断提高。

1.2 水平井的定义所谓水平井，是这样一种定向井，其最大井斜度达到90°左右(一般大于85°就叫水平井)，且在目的层内维持一定长度的水平的或近水平井段。

八十年代以来水平井钻井技术的不断成熟主要归功于整个定向钻井技术，它是定向钻井技术发展的重大进步。

在地质应用方面, 对层状储层、致密含气砂岩层、透镜状储层、低渗透储层、水驱储层、气顶驱储层、重力驱储层、垂直裂缝性储层、双重孔隙储层、双重渗透性储层、薄层以及流体排泄不畅的所有地层, 用水平井开采均有优势。

在开发方面, 水平井的开发优势是通过优化完井技术取得的, 水平井可提高储层的钻遇厚度及其井眼连通面积, 降低井底压差, 控制流体流人井底的速度, 从而防止地层砂运移、油气窜层、水气锥进、油管中流体承载等。

在强化采油阶段, 还能增加流体注人速度, 更均匀地驱油。

降低聚合物分解的风险。

水平井有许多领域中的应用是直井无可比拟的。

1.3 水平井的分类及其特点目前，根据水平段特性和功能可分为：阶梯水平井，分支水平井，鱼骨状水平井，多底水平井，双水平井，长水平段水平井等。

根据造斜井段的曲率半径，水平井可以分为四种类型：长半径、中半径、短半径水平井（见图1-1）和超短半径水平井。

低渗致密气藏压裂水平井产能预测新方法黄亮;宁正福;石军太;杨柳;尤园;孟凡圆【期刊名称】《大庆石油地质与开发》【年(卷),期】2017(036)002【摘要】水平井分段压裂是低渗致密气藏增产改造的关键手段,压裂水平井的产能预测和影响因素分析对气藏的高效开发具有重要指导意义.基于气体流动中的压降分析,通过对地层段、裂缝段、射孔孔眼段和井筒段的压降进行耦合,综合考虑裂缝应力敏感性、孔眼周围气体汇聚效应和井斜角的影响,建立了压裂水平井产能预测新模型,并分析了速度系数、井斜角、应力敏感系数等因素对产能的影响.实例计算表明新模型预测精度较高,便于工程应用.垂直裂缝产量沿井筒呈中部低、端部高的“倒钟形”分布,且跟端方向裂缝产量略高于趾端方向.随速度系数减小,气井产量先增加后稳定不变,增加幅度随裂缝条数增加而加大;气井产量随井斜角增加而增加,且增加幅度随水平段长度增加而加大;生产后期,裂缝应力敏感会显著降低气井产量,应力敏感系数越大,产量越低.【总页数】7页(P160-166)【作者】黄亮;宁正福;石军太;杨柳;尤园;孟凡圆【作者单位】中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学机械与储运工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油大学石油工程学院,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE357【相关文献】1.低渗致密气藏产能预测方法 [J], 何军;胡永乐;何东博;位云生;王慧2.低渗致密气藏气井产能方程及启动压力联解新方法 [J], 熊钰;邓波;杨志国3.低渗致密气藏压裂水平井变质量多相流及流体物性分析 [J], 雷昊;常鹏;杨小松4.低渗致密气藏压裂水平井产能分析与完井优化 [J], 李波;贾爱林;东博;甯波;王军磊5.川西低渗致密气藏水平井倾斜段积液判断新方法 [J], 朱江;杨程博;许剑;因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

基于支持向量机的致密油藏水平井体积压裂初期产能预测陈浩;张超;徐程浩;王智林;李芳芳;尚云志;张苏杰;李旋【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2022(34)1【摘要】水平井产能预测和评价是致密油藏合理有效开发的关键环节。

由于体积压裂后,缝网分布复杂且相互干扰,传统经验公式法和数学解析法在低渗-致密油藏的产能预测普遍误差较大。

本文基于大庆油田M2区块20口水平井体积压裂的钻遇、压裂和试油数据,首先采用皮尔森系数、斯皮尔曼系数和肯德尔系数进行了主控因素分析,筛选和评价了7个主要参数。

在此基础上,通过样本数据的标准化、主成分分析预处理和交叉验证方法优选,建立了基于支持向量机的致密油藏水平井体积压裂初期产能预测模型。

结果表明,开发初期井数较少时,支持向量机留P交叉验证的预测效果最好,平均相对误差仅为5.4%。

随着后续生产开采井数增加,建议优选精度较好、运算速度更快的10折法。

根据不同的开发阶段的数据量情况,随时调整预测模型,为目标区块不同开发阶段水平井体积压裂现场施工参数优化和产能评价提供重要参考。

【总页数】8页(P102-109)【作者】陈浩;张超;徐程浩;王智林;李芳芳;尚云志;张苏杰;李旋【作者单位】中国石油大学(北京)安全与海洋工程学院;中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院;中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院;中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司;大庆油田有限责任公司勘探开发研究院;渤海钻探工程有限公司井下技术服务公司【正文语种】中文【中图分类】TE122.14【相关文献】1.致密油藏体积压裂水平井分区复合产能模型2.致密油藏水平井体积压裂产能影响因素分析3.致密油藏水平井体积压裂初期产能预测4.致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法5.致密油藏体积压裂水平井渗流特征与产能预测因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

水平井射孔产能影响因素分析王荣;郭希明;蒋宏伟;张冬梅;姜智博;卢静【摘要】为了提高水平井射孔完井效果,急需对水平井射孔产能的影响因素进行分析和研究.本文建立了水平井射孔孔眼压力计算模型,分析了大庆油田水平井射孔布孔方式、孔密等孔眼分布参数对水平井产能的影响.在射孔长度一定的情况下,越靠近水平段根端,产能越大；通过减少水平段靠近根端的射孔密度等措施可以获得更加均匀的渗流剖面.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2012(000)019【总页数】3页(P33-35)【关键词】水平井;射孔;孔眼压力计算模型;产能;影响因素分析【作者】王荣;郭希明;蒋宏伟;张冬梅;姜智博;卢静【作者单位】中化石油有限公司,北京100031;大庆油田有限责任公司试油试采分公司射孔作业大队,黑龙江大庆163412;中国石油集团钻井工程技术研究院,北京100195;中国石油集团钻井工程技术研究院,北京100195;中国石油集团钻井工程技术研究院,北京100195;中国石油集团钻井工程技术研究院,北京100195【正文语种】中文【中图分类】TE257+.1水平井技术能大大提高产能、改进开采效果,成为当今世界石油工业中最重要的开采技术之一。

目前大庆油田水平井均采用的是139.7mm套管,受井眼轨迹的影响,一般采用油管输送式射孔,穿深受到一定的限制,而射孔穿深是影响射孔效果的重要因素。

为了提高水平井射孔完井效果,急需对水平井射孔产能的影响因素进行分析和研究,以便开发新型深穿透射孔器。

本文建立了不同类型油藏(底水油藏、边水油藏、气顶油藏和外边界封闭油藏)、不同边界条件下的水平井射孔孔眼压力计算模型,研究了大庆油田水平井射孔布孔方式、孔密等孔眼分布参数以及水平井不同射孔段长度、射孔位置对水平井产能的影响,为大庆油田水平井射孔优化研究奠定了基础。

水平井射孔渗流力学方程建立及求解与直井相比比较复杂,需要考虑以下各方面的问题:①根据水平井的井位,需要考虑气顶和底水;②由于水平井很长射孔孔眼的数目非常庞大,如50孔/m,1000m长的水平井孔眼数目将达50000个,计算量非常大。

致密油藏压裂水平井非稳态产能预测模型魏漪;宋新民;冉启全;童敏【摘要】考虑启动压力梯度和压敏效应影响下的基质-裂缝、裂缝-井筒的耦合流动,以椭圆渗流理论和叠加原理为基础,通过当量井径原理,建立了带有多条横向裂缝且裂缝间相互干扰的压裂水平井的非稳态产能预测模型,并分析了压裂水平井产量变化规律及各因素对产能的影响.实例计算结果表明,致密油藏压裂水平井初期产量高、递减快、高产期短,后期产量低、趋于平稳、稳产期长.启动压力梯度和应力敏感效应影响大,启动压力梯度、变形系数越大,压裂水平井单井产量越低.水平段长度越长、压裂缝条数越多、裂缝越长、导流能力越大,压裂水平井产量越高,但各自存在最优范围.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2014(035)001【总页数】6页(P67-72)【关键词】致密油藏;压裂水平井;产能;非稳态;启动压力梯度;压敏效应【作者】魏漪;宋新民;冉启全;童敏【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE331.1致密油藏孔喉细小，属于亚微米级—纳米级孔喉，渗流通道狭窄，颗粒小，微尺度效应明显。

基质、裂缝变形对渗流的影响大，储集层物性差，非均质严重，泄油半径小，无自然产能，开发难度大。

针对致密油藏特征，目前国内外主要采用“长井段水平井＋体积压裂”开发模式，实现资源的有效动用。

目前学者提出了多种具有代表性的压裂水平井的产能模型，但大多未考虑流体在致密油藏渗流的特殊性，即同时存在启动压力梯度和应力敏感效应，并且基于稳定渗流理论，在推导公式的过程中大多进行了一定程度的简化和近似，未考虑水力压裂裂缝间的相互干扰，因而并不能准确反映流体流到水平井中的实际流动状态。

本文应用多井压降叠加原理，引入当量井径模型，综合考虑各种影响因素对压裂水平井产量的影响，建立致密油藏压裂水平井非稳态产能预测模型，并分析各因素对产能的影响。

致密油压裂水平井产能影响因素研究——以辽河油田大民屯致密油水平井为例吴林洪;郭小哲;罗威;张子明;张文昌【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2018(005)003【摘要】致密油自然产能较低,一般采用体积压裂的改造方法,通过形成的天然裂缝与人工裂缝相互交错的复杂缝网系统,来提高初始产量和最终采收率.为了明确地质因素和压裂参数对致密油压裂水平井产能的影响,建立压裂水平井单井模型,采用数值模拟的方法研究致密油产能变化和不同影响因素对产能的影响规律;并定义影响因子,量化各参数在不同生产阶段对单井产能的影响情况.结果表明:致密油储层的渗流特征决定其生产可分为初期高产阶段、快速递减阶段和缓慢递减阶段;致密油压裂水平井产能影响第一关键因素为主裂缝导流能力,第二关键因素为段距和簇间距,第三关键因素为缝网半长.【总页数】7页(P56-62)【作者】吴林洪;郭小哲;罗威;张子明;张文昌【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京 102249;中石油辽河油田钻采工艺研究院,辽宁盘锦 124000;中石油辽河油田钻采工艺研究院,辽宁盘锦 124000【正文语种】中文【中图分类】TE348【相关文献】1.致密油准自然能量开发及产能影响因素研究 [J], 徐黎明;阎逸群;曹仁义;牛小兵;郝炳英;王利明2.大民屯中央构造带沙四下段致密油地质条件 [J], 王佳林3.压裂水平井非稳态产能分析与影响因素研究——以鄂尔多斯长庆致密油为例 [J], 赵振峰;唐梅荣;杜现飞;安杰;蔡明玉;苏玉亮;王文东4.致密油压裂水平井产能影响因素研究——以辽河油田大民屯致密油水平井为例[J], 吴林洪;郭小哲;罗威;张子明;张文昌;;;;;5.致密油多段压裂水平井产能预测方法 [J], 刘文锋; 张旭阳; 张小栓; 何斌; 顾明翔因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

致密气藏水平井动态分析方法及生产规律摘要：低渗致密气藏类型复杂，不同类型气藏水平井开发动态差异性大，水平井的合理开发对策针对性较差。

在气藏分类研究的基础上，采用动态分析及数值模拟技术，定量分析了不同类型气藏水平井在不同开发阶段的储量动用及采出情况，揭示了导致不同类型气藏水平井存在动态差异性的原因。

结果表明，储层厚度主要影响水平井初期的线性流阶段，储层越厚，则阶段动态储量越高、产量越高、稳产期越长、递减越慢、阶段采出程度越高；储层展布主要影响中后期径向流阶段，储层越连续、泄气半径越大，则生产期越长、阶段采出程度越高。

关键词：低渗致密气藏；水平井开发；动态特征低渗致密气藏普遍具有“低、小、散、差”的地质特点：储量品质普遍偏低、单砂体控制储量规模小、储量空间分布零散、砂体连片性差。

前期采用直井开发，井控储量小，单井产量低、产量及压力递减快、气藏稳产期短、开发难度大。

经过开发调整逐步尝试利用水平井开发，随着水平井开发瓶颈技术的不断突破，储量动用程度得以大大提高，实现低渗致密气藏的效益开发。

由于低渗致密气藏类型复杂、储层非均质性强、含气性差异大等特点，不同类型气藏水平井开发动态及开发效果差异性大。

为正确认识不同类型气藏水平井的开发动态特征，有针对性地设计合理的水平井开发对策，本文根据低渗致密气藏储层展布特点及砂体厚度特征，开展了气藏类型划分；利用动态分析方法及数值模拟技术，解剖不同类型气藏气井的生产过程，定量分析不同开发阶段的储量动用及采出情况，揭示开发动态存在差异性的原因。

1气藏地质特征低渗致密气藏发育气层多，埋深跨度大，主要分布在上侏罗统蓬莱镇组、遂宁组和中侏罗统沙溪庙组地层中。

单个气藏由多套含气砂体叠置而成，气藏埋藏浅、中，埋藏深度一般为400~2800m；纵向上储层由浅层常规储层、近常规储层向中深层低渗致密储层变化，砂体连片或不连片分布，含气面积差异大，储量丰度低，一般低于3×108m3/km2。

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910235271.8(22)申请日 2019.03.27(71)申请人 中国石油大学（华东）地址 266580 山东省青岛市黄岛区长江西路66号申请人 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院(72)发明人 苏玉亮　范理尧　王文东　唐梅荣　杜现飞　马兵　(51)Int.Cl.E21B 49/00(2006.01)E21B 43/267(2006.01)(54)发明名称一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法(57)摘要本发明公开了一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法，属于油气田开发工程领域。

本发明实施例提供的产能预测方法，首先基于模糊集合理论将致密油藏压裂水平井细分为不同类别，其次分析了不同类别水平井的地质参数、压裂施工参数与峰值平均日产量之间的关系，进而确定了影响致密油藏压裂水平井产量的主控参数，最后，根据致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量和相应的主控参数数据，利用回归分析法建立峰值平均日产量预测模型，进而对致密油藏压裂水平井的产能进行预测。

该产能预测方法基于模糊集合理论，综合考虑了地质因素参数和压裂施工参数，使预测结果更接近实际情况，能有效地用于评价压裂效果，进一步地改进和优化压裂施工方案。

权利要求书2页 说明书8页 附图5页CN 109882163 A 2019.06.14C N 109882163A1.一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法，其特征在于，包括以下步骤：获取致密油藏压裂水平井的日产量数据、地质参数数据和压裂施工参数数据；根据所述日产量数据，计算所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量；根据所述峰值平均日产量，基于模糊集合理论确定所述致密油藏压裂水平井的分类；分别计算每种分类中对应的致密油藏压裂水平井的所述峰值平均日产量的平均值、所述地质参数数据的平均值以及所述压裂施工参数数据的平均值；根据所述峰值平均日产量的平均值、所述地质参数数据的平均值和所述压裂施工参数数据的平均值，确定影响所述致密油藏压裂水平井产量的主控参数；根据所述致密油藏压裂水平井的峰值平均日产量和所述主控参数数据，基于回归分析法建立峰值平均日产量预测模型；根据所述峰值平均日产量预测模型，预测压裂水平井的产能。

水平井开发希3断块及产能预测张荻楠;董平川;王婷婷【期刊名称】《大庆石油地质与开发》【年(卷),期】2009(028)006【摘要】水平井技术作为提高石油采收率、降低开发成本的一条有效途径已经在国内外多种油藏开发中得到广泛应用.大庆油田贝中次凹位于海拉尔盆地,是典型的复杂断块油气藏,其特点是断层多、油层层数多、含油面积小、储量丰度高.若全部采用直井开发,不但井网密度大、不易管理,而且开采时间长,效益不明显.为了改善复杂断块油层的储量动用状况,针对该油藏的实际特点,提出采用水平井开采贝中次凹南一段油藏,充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势.采用数值模拟方法及油藏计算方法对南一段油藏进行了水平井初期产能的确定,最终确定了合理取值,并对水平井生产进行了预测,为后期的开采及优化设计提供参考.【总页数】4页(P87-90)【作者】张荻楠;董平川;王婷婷【作者单位】中国科学院地质与地球物理研究所,北京,100029;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,102249【正文语种】中文【中图分类】TE355.6【相关文献】1.复杂断块油藏水平井开发技术研究与探讨 [J], 魏金兰;林益康;李虹;柴新;李海鹏2.高渗透复杂断块油藏水平井开发效果影响因素分析 [J], 朱红云;张津;李伟;丁亚军3.断块油气藏中水平井的产能预测研究 [J], 李辉;田洪波;王姜立;赵春森;曲占庆4.低渗透油藏水平井开发适应性评价及开发技术政策论证——以Z油田N18断块Ⅲ4小层为例 [J], 周春香;5.低渗透油藏水平井开发适应性评价及开发技术政策论证——以Z油田N18断块Ⅲ4小层为例 [J], 周春香因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

水平井开发致密油效果评价及有利区预测苏幽雅;李化斌;张彬;徐宁;张晓莉【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2014(33)5【摘要】随着产能建设的快速推进,剩余储量的品质逐年变差,按照新思路、新技术、新模式的要求,以提高单井产量和降低成本为主线,2013年本厂集成创新采用“水平井+体积压裂”开发致密油,在盐31区长6、吴464区长7、黄36区长8油藏开展攻关试验,以优化水平井井网、体积压裂等核心技术取得很大突破,大幅度提高了单井产量,拓宽了增储上产新领域,不仅三级储量得到有效动用,同时新增潜力储量12 868万吨,实现了本厂致密油藏规模建产高效开发.【总页数】4页(P44-47)【作者】苏幽雅;李化斌;张彬;徐宁;张晓莉【作者单位】中国石油长庆油田分公司第三采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第三采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第三采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第三采油厂,宁夏银川 750006;中国石油长庆油田分公司第三采油厂,宁夏银川 750006【正文语种】中文【中图分类】TE357.14【相关文献】1.应用测井资料预测致密油有利区方法研究 [J], 钟淑敏;谢鹏;刘传平2.吉木萨尔凹陷致密油有利区预测及潜力分析 [J], 鲍海娟;刘旭;周亚丽;杨翼波;郭旭光3.鄂尔多斯盆地永宁南长8致密油主控因素分析及有利区预测 [J], 李禄胜;周雪;谢正义;谢伟4.鄂尔多斯盆地永宁南长8致密油主控因素分析及有利区预测 [J], 李禄胜;周雪;谢正义;谢伟;5.束鹿凹陷沙三下亚段致密油储层特征及有利目标区预测 [J], 周磊;卢双舫;吴建平;郭永军因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

致密油多段压裂水平井产能预测方法刘文锋; 张旭阳; 张小栓; 何斌; 顾明翔【期刊名称】《《新疆石油地质》》【年(卷),期】2019(040)006【总页数】5页(P731-735)【关键词】玛湖油田; 致密油; 多段压裂水平井; 直井; 产能模型; 产能预测【作者】刘文锋; 张旭阳; 张小栓; 何斌; 顾明翔【作者单位】中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂新疆克拉玛依834000【正文语种】中文【中图分类】TE313.8新井产能预测是开发方案编制中的关键环节[1]。

国外关于致密油多段压裂水平井产量变化规律及其影响因素的文献较多[2-8]，但是关于初期产能预测方法的文献较少，北美致密油多段压裂水平井初期产能预测仍以类比法为主[9-11]。

中国计算多段压裂水平井初期产能的公式或模型较多[12-18]，多数是在达西定律基础上增加启动压力梯度因素或储集层应力敏感因素，目前现场普遍应用的公式[19]是郎兆新公式[20]、李虎军公式[21]和范子菲公式[22]，这3 个公式在玛湖致密油田的应用效果较差（表1），预测产能的相对误差为-23.2%～612.5%.主要原因在于玛湖致密油田储集层基质孔喉细小，以纳米—微米级孔喉为主，渗流机理不符合达西定律[23]，而这3 个主流公式均基于达西定律而建立，从而使得其不适用于致密油藏多段压裂水平井的产能预测。

表1 不同公式预测玛湖致密油田多段压裂水平井产能统计目前，在玛湖致密油田开发方案编制过程中主要使用类比法进行多段压裂水平井产能预测。

类比法适用的条件是：地层压力系数相似，储集层岩性和物性相似，油藏流体性质相似，油藏类型和驱动能量类似等，而玛湖致密油田各断块地层压力系数为1.11～1.70，断块间地层压力系数差异显著；储集层非均质性强，物性差，储集层孔隙度为7.12%～10.38%，各断块液测储集层渗透率为0.053～0.340 mD，渗透率最大相差6.4 倍；直井产能差异显著，以Ma2T1b 油藏为例，直井累计产油量为518.0～29 070.0 t，平面分布差异大。

致密油水平井压后长期产能变化规律认识发表时间：2020-05-28T03:17:28.194Z 来源：《中国科技人才》2020年第3期作者：宋春薇[导读] 一是日产油随返排率变化规律：致密油水平井压后见油返排率一般为15%，产油高峰期一般出现在返排率30%左右。

大庆油田有限责任公司试油试采分公司地质大队黑龙江大庆 163412摘要：水平井体积压裂是提高低渗透致密储层产能和解决该类储层储量难动用问题的重要技术手段，在大庆致密油勘探开发中得到了越来越广泛的应用。

通过统计分析2011年至今试油压裂施工70余口致密油水平井长期生产资料，得到基质参与流动这一认识，并利用数值试井技术进行了验证；探索不同区块、不同储层类型压后最优关井时间，为后续施工提供建议。

关键词：水平井体积压裂；产能变化规律；基质参与流动；返排特征；关井扩散一、三阶段产能变化规律认识2011年至今大庆致密油水平井共试油压裂70余口，平均压后初期产量38m3/d，平均长期稳定产量9m3/d，通过建立致密油水平井压后渗流模型，对生产资料进行分析，得出致密油水平井压后基质参与流动这一认识，主要从以下三个方面进行论证。

论据一：通过分析总结致密油水平井长期生产资料，得到“三阶段”认识，即第一阶段（0~30天左右）为下降阶段，30天产量是初期产量的60%；第二阶段（30~90天左右）为过渡阶段，90天产量是初期产量的33%；第三阶段（90天以上）为稳定阶段，180天产量是初期产量的25%。

论据二：以YP1井为例利用数值试井技术分析对比不同求产时间下探测半径与压裂改造半径关系，验证“三阶段”认识准确可靠，即第一阶段探测半径小于压裂改造半径，属于裂缝流动，此时产量快速下降；第二阶段探测径接近压裂改造半径，属于缝间流动，此时产量缓慢下降；第三阶段探测半径大于压裂改造半径，属于基质流动，此时产量比较稳定。

论据三：通过对比分析同一平台井产量变化，压后初期产量不一致，受压裂改造体积大小影响，改造体积大，初期产量高；求产90天后产量趋于一致，此时处于基质流动阶段，产量受基质影响。