李波，賈愛林，東博，甯波，王軍磊

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低滲致密氣藏壓裂水平井產(chǎn)能分析與完井優(yōu)化

李波1, 2，賈愛林1，東博1，甯波1，王軍磊1

(1. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院鄂爾多斯分院，北京，100083；2. 華能國(guó)際電力開發(fā)公司燃?xì)赓Y源開發(fā)部，北京，100031)

基于壓裂水平井產(chǎn)能影響因素較多，基于常規(guī)產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法的單因素敏感性分析法不能對(duì)各因素的影響程度做出綜合定量評(píng)價(jià)，在建立并求解考慮裂縫干擾、裂縫污染表皮系數(shù)、裂縫不同分布形式、裂縫與井筒有限導(dǎo)流的壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型基礎(chǔ)上，通過正交試驗(yàn)分析得到壓裂水平井產(chǎn)能影響因素的主次順序。研究結(jié)果表明：壓裂水平井產(chǎn)能影響因素的主次順序依次為地層滲透率、裂縫污染表皮系數(shù)、地層有效厚度、裂縫半長(zhǎng)、裂縫條數(shù)、裂縫導(dǎo)流能力、水平段長(zhǎng)度、井筒半徑和裂縫分布形式，其中地層滲透率、裂縫污染表皮和有效厚度對(duì)產(chǎn)能的影響尤為顯著，而井筒半徑和裂縫分布形式對(duì)產(chǎn)能無明顯影響。對(duì)于實(shí)際水平井，在儲(chǔ)層滲透率、有效厚度和儲(chǔ)層規(guī)模等因素均無法改變的條件下，應(yīng)盡量降低作業(yè)對(duì)儲(chǔ)層的傷害，并根據(jù)實(shí)際地質(zhì)參數(shù)進(jìn)一步優(yōu)化裂縫參數(shù)，這對(duì)提高水平井產(chǎn)量和開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益具有重要意義。

壓裂水平井；裂縫；井筒；產(chǎn)能；正交試驗(yàn)；優(yōu)化

壓裂水平井作為提高氣井產(chǎn)量和單井控制儲(chǔ)量有效方式，在低滲致密氣藏開發(fā)中得到廣泛的應(yīng)用[1?3]。由于地層中形成多條壓裂裂縫，壓裂水平井流動(dòng)由地層滲流、裂縫與井筒流動(dòng)構(gòu)成，準(zhǔn)確評(píng)價(jià)其產(chǎn)能和分析其產(chǎn)能影響因素均有較大難度。關(guān)于壓裂水平井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法，國(guó)內(nèi)外有許多學(xué)者進(jìn)行了研究[4?10]，但這些預(yù)測(cè)模型均未全面考慮裂縫干擾、裂縫污染、裂縫非均勻分布、裂縫與井筒有限導(dǎo)流(存在流動(dòng)壓降)等客觀物理現(xiàn)象，因此，不能客觀地預(yù)測(cè)壓裂水平井真實(shí)產(chǎn)能。關(guān)于壓裂水平井產(chǎn)能影響因素的研究，目前普遍采用單因素敏感性分析法[11?13]，少見對(duì)壓裂水平井各因素的影響程度進(jìn)行綜合客觀評(píng)價(jià)。為此，本文作者將通過位勢(shì)理論和疊加原理，建立考慮裂縫干擾、裂縫污染表皮、裂縫非均勻分布、裂縫與井筒有限導(dǎo)流，以及包括裂縫?井筒匯聚流等客觀物理現(xiàn)象的壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，并通過數(shù)值迭代法對(duì)模型進(jìn)行求解；通過正交試驗(yàn)分析各因素對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能的影響程度、主次順序，指出主控因素，再通過單因素敏感性分析法對(duì)完井參數(shù)進(jìn)一步優(yōu)化，為提高壓裂水平井產(chǎn)量和開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益提供指導(dǎo)。

1 壓裂水平井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法

圖1所示為壓裂水平井示意圖。為了優(yōu)選壓裂水平井參數(shù)，本文首先建立包含地層、裂縫和井筒耦合的流動(dòng)數(shù)學(xué)模型(如圖1所示)，并對(duì)模型進(jìn)行以下假設(shè)：1) 微可壓縮、均質(zhì)等厚，頂?shù)捉缑娣忾]地層； 2) 氣藏溫度恒定，流體為可壓縮干氣，無特殊物理現(xiàn)象發(fā)生，不考慮重力作用的影響；3) 水平井水平段長(zhǎng)度為，壓裂條橫向垂直裂縫，裂縫縱向上貫穿整個(gè)氣層；4) 有限導(dǎo)流裂縫和井筒，即流體在裂縫和井筒內(nèi)流動(dòng)存在壓降。

圖1 壓裂水平井示意圖

1.1 氣層滲流模型

根據(jù)復(fù)勢(shì)理論和疊加原理[5?6]，水平井多段壓裂情況下第條裂縫的地層流入能力(產(chǎn)能)方程為

(1)

式中：為裂縫條數(shù)；e為供給半徑，m；為流體體積系數(shù)；為流體黏度，mPa.s；為儲(chǔ)層有效厚度，m；為氣層滲透率，10?3μm2；fi為第條裂縫半長(zhǎng)，m；fi為第條裂縫產(chǎn)量，104m3/d；e為供給邊界壓力，MPa；fi為第條裂縫壓力，MPa；0i為第條裂縫與軸的距離，m；為單位轉(zhuǎn)換常數(shù)，1.157×10?5。

對(duì)于在水平井壓裂過程中，由壓裂液與地層不配伍造成的裂縫表面污染的情況，則需要考慮流體沿裂縫表面流入裂縫產(chǎn)生的附加壓力降，因此，其產(chǎn)能方程為

(2)

對(duì)于氣井，根據(jù)真實(shí)氣體狀態(tài)方程，可得到裂縫地面標(biāo)準(zhǔn)條件下的產(chǎn)能方程為

(3)

(4)

1.2 裂縫流動(dòng)模型

對(duì)低滲致密油氣藏，一般壓裂導(dǎo)流能力相對(duì)較低的長(zhǎng)裂縫，裂縫內(nèi)流動(dòng)存在壓降。本文在假設(shè)裂縫為均勻流入裂縫，裂縫內(nèi)的流動(dòng)包括遠(yuǎn)井筒處的水平線性流和近井筒帶的徑向匯聚流情況下，得到有限導(dǎo)流裂縫內(nèi)流動(dòng)方程為

對(duì)于氣井，則根據(jù)真實(shí)氣體狀態(tài)方程將裂縫地下產(chǎn)量轉(zhuǎn)化為地面標(biāo)準(zhǔn)條件下的產(chǎn)量方程，得到裂縫內(nèi)流動(dòng)壓降表達(dá)式為

(6)

式中：fi為裂縫滲透率，10?3μm2；fi為裂縫寬度，m；w為水平井筒半徑，m；fsci為地面標(biāo)準(zhǔn)條件下第條裂縫產(chǎn)量，104m3/d；pwfi為第條裂縫處井筒壓力，MPa。

1.3 井筒流動(dòng)模型

取壓裂水平井井筒流動(dòng)段元(見圖2所示)，根據(jù)流體力學(xué)基本定理，可得到水平井井筒壓力梯度方程為

式(7)中第1項(xiàng)為重力壓降，第2項(xiàng)為摩阻壓降，第3項(xiàng)為加速度壓降。對(duì)于水平井水平段，垂向位移較小，重力壓降可以忽略不計(jì)。

對(duì)于氣井，根據(jù)真實(shí)氣體狀態(tài)方程，壓裂水平井井筒摩擦壓降梯度為

對(duì)式(8)在第(?1)條裂縫右端到第條裂縫左端之間的井筒段進(jìn)行積分，可得

(=1, 2, …,) (9)

通過式(9)可以計(jì)算出第(?1)條裂縫右端到第條裂縫左端之間的摩阻壓降。

由于不考慮地層流體直接流入井筒，因此，第(?1)條裂縫右端到第條裂縫左端之間加速壓降為零。對(duì)于有壓裂裂縫的井筒處，會(huì)由于裂縫中流體的徑向匯聚流入引起加速度壓降，如圖2中的第條裂縫，其左右兩端的加速度壓降可表示為

(10)

(=1, 2, …,) (11)

取第條裂縫左右兩端處壓力的平均值為第條井筒裂縫處壓力，即

式中：air為空氣摩爾質(zhì)量；為天然氣相對(duì)密度；為摩爾氣體常數(shù)；wsci為第井筒段內(nèi)地面條件下的流量，m3/s；fsci為第條裂縫地面條件下的產(chǎn)量，104m3/d；v1和v2分別為第條裂縫右端、左端處的流體流速，m/s；wfi1和wfi2分別為第條裂縫右端、左端處的流體壓力，MPa。

圖2 水平井井筒流動(dòng)示意圖

Fig. 2 Flow pattern in the horizontal wellbore

1.4 模型求解與驗(yàn)證

由計(jì)算井筒摩阻壓降的式(9)與加速度壓降的式(10)、式(3)與式(6)聯(lián)立可組成3個(gè)線性方程組，其中共有3個(gè)未知變量，分別為fsci，wfi1和wfi2(=1, 2, …,)，方程個(gè)數(shù)與未知量個(gè)數(shù)相等，因此，可以進(jìn)行封閉求解。由于方程組中的變量間具有復(fù)雜的線性關(guān)系，采用迭代法進(jìn)行求解，具體算法是先假定裂縫和井筒不存在壓降，通過計(jì)算裂縫初始產(chǎn)量，然后從第1條壓裂裂縫起根據(jù)式(9)~(11)依次計(jì)算各條裂縫兩端的壓力wfi1和wfi2，利用式(12)計(jì)算裂縫處井筒壓力wfi，然后將wfi代入式(3)和式(6)計(jì)算有限導(dǎo)流裂縫和井筒下裂縫產(chǎn)量fsci。如此反復(fù)循環(huán)計(jì)算，直到滿足收斂條件為止。最后計(jì)算壓裂水平井總產(chǎn)量sc：

X1井為某致密砂巖氣田一口壓裂水平井，完鉆井深4 319 m，水平段長(zhǎng)度為824 m，采用裸眼封隔器分段壓裂5段完井，從水平井筒的趾端到根端，壓裂裂縫間距不等，依次為115，100，120和160 m。投產(chǎn)后對(duì)X1井進(jìn)行了修正，氣層基本參數(shù)與壓力恢復(fù)曲線分析結(jié)果如表1所示，修正等時(shí)試井結(jié)果表明X1井無阻流量為55.04×104m3/d。

表1 X1井基本參數(shù)

根據(jù)X1井的基本參數(shù)(表1)，分別利用郎兆新 等[5, 7, 9]提出的模型和本文模型計(jì)算X1井的無阻流量，結(jié)果如表2中所示。由表2可知：GUO等[9]提出模型計(jì)算結(jié)果較測(cè)試結(jié)果明顯偏大，相對(duì)誤差達(dá)50.27%；其次為郎兆新模型[5]，相對(duì)誤差為11.12%；而本文模型的誤差最小，為?0.60%，寧正福模型[5]的相對(duì)誤差介于郎兆新模型與本文模型之間。Guo模型計(jì)算結(jié)果誤差較大的一方面原因是假設(shè)流體從地層到裂縫和裂縫內(nèi)的流動(dòng)均為線性滲流，這與壓裂水平井穩(wěn)態(tài)或擬穩(wěn)態(tài)流動(dòng)狀態(tài)下為橢圓流動(dòng)的實(shí)際有一定的差異；另一方面是Guo模型沒有考慮裂縫間相互干擾造成裂縫產(chǎn)量的差異性，以及井筒中存在壓降的客觀事實(shí)。此外，對(duì)比各種模型的計(jì)算結(jié)果可知：在X1井氣層和完井參數(shù)組合條件下，考慮裂縫干擾和裂縫?井筒聚流效應(yīng)的寧正福模型具有較高的預(yù)測(cè)精度，相對(duì)誤差小于5%，但同時(shí)考慮裂縫干擾、裂縫污染表皮系數(shù)、裂縫與井筒有限導(dǎo)流、裂縫內(nèi)高速非達(dá)西流動(dòng)的本文模型計(jì)算精度更高。

表2 不同水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比

2 正交試驗(yàn)法分析壓裂水平井產(chǎn)能影響因素

2.1 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)基本原理

在多因素、多水平試驗(yàn)中，如果對(duì)每個(gè)因素的每個(gè)水平都互相搭配進(jìn)行全面試驗(yàn)，需要進(jìn)行的試驗(yàn)次數(shù)就會(huì)很多。由田口玄一提出的正交試驗(yàn)方法是在多因素優(yōu)化試驗(yàn)中利用數(shù)理統(tǒng)計(jì)學(xué)與正交性原理，從大量的試驗(yàn)點(diǎn)中挑選有代表性和典型性的試驗(yàn)點(diǎn)，應(yīng)用“正交表”科學(xué)合理地安排試驗(yàn)，從而用盡量少的試驗(yàn)得到最優(yōu)試驗(yàn)結(jié)果的一種方法[14?16]。

正交試驗(yàn)具有2條重要性質(zhì)，即水平的均勻性和搭配的均勻性。水平的均勻性是指在所有試驗(yàn)方案中，每個(gè)因素及因素的水平值都是均勻分配的；搭配的均勻性是指每個(gè)因素的每個(gè)水平值在所有試驗(yàn)方案中出現(xiàn)的次數(shù)均等，而且任意2個(gè)因素組合出現(xiàn)的次數(shù)也相等。正交試驗(yàn)是通過正交表(確定試驗(yàn)點(diǎn))來安排試驗(yàn)，正交表的符號(hào)表示為。式中：為正交表的代號(hào)；為正交表的橫行數(shù)，即試驗(yàn)方案數(shù)；為正交表的列數(shù)，表示因素的個(gè)數(shù)；為因素的水平數(shù)。

正交試驗(yàn)結(jié)果的分析方法有直觀分析法(極差分析法)和方差分析法。直觀分析法具有簡(jiǎn)單方便、易于掌握的特點(diǎn)，就是將各參數(shù)每個(gè)水平值對(duì)試驗(yàn)指標(biāo)影響的大小，通過直觀分析圖或極差來表示，然后綜合對(duì)比分析確定最優(yōu)試驗(yàn)參數(shù)組合。方差分析法是利用數(shù)理統(tǒng)計(jì)法將數(shù)據(jù)的總偏差分解成因素引起的偏差和誤差引起的偏差2部分，構(gòu)造統(tǒng)計(jì)量，進(jìn)行檢驗(yàn)，從而判斷各參數(shù)對(duì)試驗(yàn)指標(biāo)影響的顯著程度和可信程度。

2.2 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)

利用前文所建立的壓裂水平井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法，分析不同因素對(duì)產(chǎn)能的影響，具體包括：氣層滲透率()、有效厚度()、井筒半徑()、水井段長(zhǎng)度()、裂縫條數(shù)系數(shù)()、裂縫半長(zhǎng)()、裂縫導(dǎo)流能力()、裂縫污染表皮系數(shù)()和裂縫分布形式()。

蘇里格氣田為典型低孔、低滲、低豐度氣藏，儲(chǔ)層孔隙度為5%~12%，平均孔隙度為8.9%，常壓空氣滲透率為0.1×10?3~1.0×10?3μm2，平均滲透率為0.54×10?3μm2，含氣飽和度為55%~65%，平均有效儲(chǔ)層厚度為10.2 m。根據(jù)蘇里格氣田150口壓裂水平井實(shí)鉆資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果，設(shè)計(jì)各因素的水平如表3所示，并通過正交試驗(yàn)表L32(49)完成試驗(yàn)設(shè)計(jì)，各因素組合及試驗(yàn)結(jié)果如表4所示(壓裂水平井的生產(chǎn)壓差均為5.0 MPa)。

2.3 試驗(yàn)結(jié)果分析

1) 極差分析。利用前文介紹的方差分析法對(duì)試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，結(jié)果如表5所示。由表5中極差可知影響壓裂水平井產(chǎn)能因素的主次順序?yàn)椋?，，，F(xiàn)，，，，，，即地層滲透率影響最大，污染表皮系數(shù)次之，再其次為地層有效厚度、裂縫半長(zhǎng)、裂縫條數(shù)、裂縫導(dǎo)流能力、水平段長(zhǎng)度，而井筒半徑和裂縫分布形式對(duì)產(chǎn)量影響不明顯。

2) 方差分析。根據(jù)方差分析法正交試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，結(jié)果如表6所示。由表6可知：地層滲透率()和裂縫污染表皮系數(shù)()對(duì)產(chǎn)能的影響最為顯著，其次是地層有效厚度()的影響較為顯著，裂縫半長(zhǎng)()、裂縫條數(shù)()、裂縫導(dǎo)流能力()和水平段長(zhǎng)度()對(duì)產(chǎn)量有影響，但相對(duì)不明顯，而井筒半徑和裂縫分布形式對(duì)產(chǎn)能影響不顯著。方差分析結(jié)果與極差分析結(jié)果一致。

表3 試驗(yàn)因素及其水平值

表4 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)表(9因素4水平)

續(xù)表

試驗(yàn)序號(hào)試驗(yàn)因素試驗(yàn)結(jié)果 ABCDEFGHI產(chǎn)量(104 m3?d?1) 1442134431221.15 15434211243 6.21 16443122134 9.38 17114142323 0.45 18123231414 1.75 19132324141 1.02 20141413232 1.92 21214234132 1.03 22223143241 1.38 2323241231411.10 24241321423 5.91 25313312442 1.60 26324421331 4.40 27331134224 7.18 2834224311318.86 2941342421312.82 30424313124 8.79 31431242431 8.72 32442131342 7.54

表5 極差分析結(jié)果

表6 方差分析結(jié)果表

通過上述研究可知各因素對(duì)致密氣藏壓裂水平井產(chǎn)能大小的影響順序依次為地層滲透率、裂縫污染表皮系數(shù)、地層有效厚度、裂縫半長(zhǎng)、裂縫條數(shù)、裂縫導(dǎo)流能力、水平段長(zhǎng)度、井筒半徑和裂縫分布形式，其中地層滲透率、裂縫污染表皮系數(shù)和地層有效厚度對(duì)產(chǎn)能的影響尤為顯著。

3 實(shí)際井完井優(yōu)化

在實(shí)際油氣田開發(fā)過程中，壓裂水平井的部署一方面需考慮地層滲透率、有限厚度和儲(chǔ)層規(guī)模(限制水平段鉆進(jìn)長(zhǎng)度)等客觀地質(zhì)因素，另一方面需考慮投資成本的問題，特別是對(duì)壓裂改造成本的考慮。蘇里格氣田壓裂水平井平均單井總投資約3 100萬元，其中鉆井成本約2 000萬元，壓裂改造成本約1 100萬元，壓裂改造占水平井總投資成本的1/3。因此，在實(shí)際油氣田水平井開發(fā)過程中，根據(jù)實(shí)際地質(zhì)參數(shù)進(jìn)一步優(yōu)化裂縫參數(shù)對(duì)提高水平井產(chǎn)量和開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益具有重要意義。

X2井為蘇里格氣田一口壓裂水平井，鉆遇氣層原始地層壓力為29.01 MPa，孔隙度為8.81%，滲透率 為0.55×10?3μm2，有效厚度為14.5 m，完鉆井深為4 514 m，水平段長(zhǎng)度為1 104 m，井筒半徑為0.05 m。根據(jù)壓裂水平井產(chǎn)能影響因素分析結(jié)果，結(jié)合X2井的實(shí)鉆地質(zhì)資料，開展裂縫參數(shù)和井筒半徑優(yōu)化研究，結(jié)果如圖3和圖4所示。

由圖3可知：壓裂水平井產(chǎn)氣指數(shù)隨裂縫條數(shù)、裂縫半長(zhǎng)、裂縫導(dǎo)流能力的增大而增大，隨裂縫污染表皮系數(shù)的增加而急劇下降；裂縫條數(shù)、裂縫半長(zhǎng)、裂縫導(dǎo)流能力存在最優(yōu)值；當(dāng)參數(shù)取值大于最優(yōu)值時(shí)，壓裂水平井的產(chǎn)氣指數(shù)隨參數(shù)增大而增大的趨勢(shì)明顯變緩。為了在有效投資成本范圍內(nèi)使水平井獲得較高產(chǎn)能，確定X2井裂縫參數(shù)的最優(yōu)值如下：裂縫條數(shù)為5條，裂縫半長(zhǎng)為60 m、裂縫導(dǎo)流能力為40×10?3μm2?m，裂縫污染表皮系數(shù)0。根據(jù)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，利用本文模型預(yù)測(cè)X2井產(chǎn)氣指數(shù)為2.898×104m3/ (d?MPa)，X2井實(shí)際壓裂投產(chǎn)后初期產(chǎn)量為17.86×104m3/d，生產(chǎn)穩(wěn)定后產(chǎn)量為21.34×104m3/d，井口壓力為17.62 MPa，折算井底流壓為21.45 MPa，產(chǎn)氣指數(shù)為2.827×104m3/(d?MPa)，與預(yù)測(cè)產(chǎn)氣指數(shù)的相對(duì)誤差為2.53%，說明本文產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型具有較高的預(yù)測(cè)精度，滿足工程計(jì)算精度要求。

由圖4可知：水平井井筒半徑對(duì)井筒壓降有影響，當(dāng)井筒半徑小于0.044 3 m時(shí)，水平井井筒壓降隨半徑的增大而減小，但當(dāng)井筒半徑大于0.044 3 m后，井筒半徑對(duì)井筒壓降影響不明顯。因此，X2井水平優(yōu)化井筒段半徑為0.044 3 m。

根據(jù)上述完井參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，利用本文模型計(jì)算X2井各條裂縫產(chǎn)量和井筒壓力分布，結(jié)果如圖5所示。由圖5可知：壓裂水平井各條裂縫的產(chǎn)量不等，并且差異較大，水平段兩端裂縫產(chǎn)量高，中間裂縫產(chǎn)量低，這是由于壓裂水平井裂縫干擾造成的結(jié)果，水平兩端裂縫的泄流面積相對(duì)較大，產(chǎn)量也相對(duì)較高。壓裂水平井井筒內(nèi)存在壓降，從水平井的趾端到跟端，裂縫處井筒壓力逐漸降低，特別是在靠近水平井跟端的井筒部位，壓降較大，因?yàn)樵娇拷?，水平井筒的流量越大，壓降也越大。由于水平井筒?nèi)流動(dòng)存在壓降，水平井筒對(duì)稱位置上的裂縫(如裂縫1與裂縫5、裂縫2與裂縫4)產(chǎn)量略有差異，靠近水平井筒跟端的裂縫產(chǎn)能略高于靠近趾端的對(duì)稱裂縫產(chǎn)能，如裂縫1的產(chǎn)量為5.33×104m3/d，而裂縫5的產(chǎn)量為5.30×104m3/d。

(a) 裂縫條數(shù)；(b) 裂縫半長(zhǎng)；(c) 裂縫導(dǎo)流能力；(d) 裂縫污染表皮系數(shù)

圖4不同井筒半徑下水平井井筒壓力分布

圖5 優(yōu)化參數(shù)組合下裂縫產(chǎn)量與井底流壓分布

4 結(jié)論

1) 應(yīng)用位勢(shì)理論、疊加原理和流體力學(xué)的相關(guān)原理，建立了考慮裂縫干擾、裂縫污染表皮系數(shù)、裂縫非均勻分布、裂縫與井筒有限導(dǎo)流的壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，并給出了模型的數(shù)值求解方法。

2) 通過正交試驗(yàn)分析得出了壓裂水平井產(chǎn)能影響因素的主次順序?yàn)榈貙訚B透率、裂縫污染表皮系數(shù)、地層有效厚度、裂縫半長(zhǎng)、裂縫條數(shù)、裂縫導(dǎo)流能力、水平段長(zhǎng)度、井筒半徑和裂縫分布形式，其中地層滲透率、裂縫污染表皮系數(shù)和地層有效厚度對(duì)產(chǎn)能的影響尤為顯著，而井筒半徑和裂縫分布形式對(duì)產(chǎn)能影響不明顯。

3) 正交試驗(yàn)分析結(jié)果從理論上給出了壓裂水平井獲得高產(chǎn)的重要前提條件，這對(duì)于壓裂水平井部署和完井優(yōu)化具有重要指導(dǎo)意義；對(duì)于油氣田開發(fā)中實(shí)際水平井，在儲(chǔ)層滲透率、厚度和儲(chǔ)層規(guī)模等因素均無法改變條件下，應(yīng)盡可能降低作業(yè)(鉆井和壓裂)對(duì)儲(chǔ)層的傷害，并根據(jù)實(shí)際地質(zhì)參數(shù)進(jìn)一步優(yōu)化裂縫參數(shù)，這對(duì)提高水平井產(chǎn)量和開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益具有重要 意義。

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(編輯 陳愛華)

Productivity analysis and completion optimization of fractured horizontal wells in low-permeability tight gas reservoir

LI Bo1, 2, JIA Ailin1, HE Dongbo1, NING Bo1, WANG Junlei1

(1. Ordos Basin Branch Institute, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China;2. Gas Resources Development Department, Huaneng International Power Development Corporation, Beijing 100031, China)

Since there are many factors affecting the productivity of fractured horizontal wells, sensitivity analysis method based on conventional productivity evaluation method can not evaluate the impact of each factor comprehensively and quantitatively, a productivity prediction model was established considering interactive disturbance among fractures, skin factor of polluted fracture, fracture distribution form, finite flow in fracture and wellbore. A numerical iterative method to the model was also derived. Based on the prediction method, the sequence of the factors affecting the productivity of fractured horizontal wells was determined by orthogonal tests. The results show that the sequence of the factors affecting the productivity of fractured horizontal wells is as follows: formation permeability, pollution skin factor of fracture, net pay thickness, fracture half-length, number of fracture, fracture conductivity, effective length of horizontal wellbore, wellbore radius and fracture distribution form. It is worth pointing out that the effect of formation permeability, pollution skin of fracture and net pay thickness is significant, while the effect of wellbore radius and fracture distribution form is weaker. For a practical horizontal well, there remains precondition that formation permeability, reservoir permeability and reservoir scale are limited. Eliminating the formation damage due to stimulation and further optimizing fracture parameters based on geological data will be of great importance in improving productivity of individual well and increasing economic benefit.

fractured horizontal wells; fracture; wellbore; productivity; orthogonal test; optimization

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.11.022

TE37

A

1672?7207(2016)11?3775?09

2016?01?20；

2016?03?25

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05015) (Project(2011ZX05015) supported by the National Science and Technology Major Project

李波，博士，工程師，從事氣藏工程方面的研究；E-mail: libosonova@163.com