裂缝性油藏单井渗流规律研究
裂缝性低渗透油藏等效连续介质模型
裂缝性低渗透油藏等效连续介质模型本文以平行板理论为基础，利用渗透率张量理论和渗流力学的相关理论，建立了裂缝性低渗透油藏的等效连续介质模型，将裂缝性低渗透储层模拟为具有对称渗透率张量的各向异性等效连续介质。
在此基础上研究了天然裂缝参数对储层渗透率的影响。
1 裂缝性低渗透油藏的等效渗透率张量假设裂缝性低渗透储层由许多裂缝发育的裂缝区域和不存在裂缝的基质区域构成，首先利用平行板理论和渗流力学的相关理论，建立裂缝发育区域的渗透率张量模型，然后建立了由裂缝区域（由裂缝与基质组成）和基质区域（纯基质）构成的裂缝储层的理论模型。
示意图如图所示。
1.1 裂缝发育区域的渗透率张量假设：在裂缝发育区域，裂缝均匀分布，裂缝间相互平行，方向一致，且都为垂直裂缝，裂缝在平面上和纵向上完全贯通。
裂缝发育区长度为l，宽度为b，高度为h，裂缝渗透率为Kf，裂缝开度为bf，缝间基质宽度为bm，裂缝的线密度为DL；考虑储层基质的各向异性，基质x方向渗透率为Kmx，基质y方向渗透率为Kmy，基质z方向渗透率为Kmz。
在简化模型中，直角坐标的x轴与裂缝水平方向平行，y轴与裂缝垂直，z轴与裂缝纵向1/ 6平行，基质渗透率三个主方向与坐标轴x，y，z一致。
1.1.1 沿裂缝水平方向的等效渗透率沿裂缝水平方向的总流量Q 为基质与裂缝流量之和，即（２）根据（1）（2）两式，可得沿裂缝水平方向的等效渗透率为（３）1.1.2垂直裂缝方向的等效渗透率垂直裂缝方向总的压降等于裂缝压降与基质压降的和，即（４）（５）经化简可得（６）1.1.3纵向上的等效渗透率同理可推得储层纵向上的渗透率Kzg(7)1.1.4 裂缝渗透率由平行板理论可推导出单条裂缝的渗透率公式为：(8)1.2 裂缝储层的渗透率张量在求得裂缝发育区域的渗透率张量后，再利用等值渗流阻力法，可求得由裂缝发育区域和纯基质所构成的裂缝储层的渗透率2/ 6张量。
假设沿x方向（裂缝发育方向）共有m组裂缝，每组裂缝中的裂缝长度相等都为lfxi,裂缝组间的基质区域长度为lmxi,沿x方向研究区域长为lx，认为沿x方向的研究区域为裂缝发育区域与基质区域所构成。
渗流的基本原理和规律
渗流的基本原理和规律
四、渗流力学课的特点
• 渗流力学是研究油、气、水在油层中的运动形态和运动规律的 科学。
• 由于油层深埋在地下几千米处，看不见，摸不着，形式多样， 结构复杂，故渗流力学的研究以实验为基础，数学为手段。
渗流的基本原理和规律
一、力学分析
• 油、气、水在岩石中流动，必须要有力的作用
1.流体的重力和重力势能
流体由地球吸引受重力，和其相对位置联系起来，则表现
为重力势能，用压力表示：
Pz—表示重力势能的压力，Pa；
Pz gz
ρ—流体密度，g/cm3； z—相对位置高差，m；
g—重力加速度，m/s2。
渗流的基本原理和规律
• 油气层的概念 • 油藏类型 • 多孔介质
渗流的基本原理和规律
一、油气层的概念
• 油气层是油气储集的场所和流动空间，在其中油气水构成 一个统一的水动力学系统，包括含油区、含水区、含气区 及它们的过渡带。
• 在一个地质构造中流体是相互制约、相互作用的，每一局 部地区的变化都会影响到整体。
渗流的基本原理和规律
三、驱动类型
驱动类型不同油藏的开采特征就不同，故鉴别油藏 的驱动类型对油气田开发有重要意义。几个重要的开发指 标：
地层压力：油藏地层孔隙中流体的压力，也称油藏 压力，记为Pe；
井底压力：油井正常生产时在生产井底测得的压力， 也称流压，记为Pwf；
渗流的基本原理和规律
五、本课层物理
渗流力学
油藏工程 采油工程 数值模拟 试井分析 提高采收率原理 油藏保护
渗流的基本原理和规律
六、主要参考书
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一摘要：本文针对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行了深入研究。
通过分析其地质特征、流体性质和储层物理特征，探讨流体的流动过程及其控制因素，揭示了流体的主要流动机理，旨在为油田的合理开发和高效开发提供理论支持。
一、引言随着国内外油气资源开发进程的不断深入，缝洞型碳酸盐岩油藏作为重要的一类储层类型，具有储层空间结构复杂、流动机理特殊等特点。
因此，对缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理的研究显得尤为重要。
本文旨在通过深入分析其流动机理，为油田的合理开发和高效开发提供理论依据。
二、地质特征与流体性质缝洞型碳酸盐岩油藏主要分布在特定的地质构造中，其地质特征包括多期次构造运动、复杂的地层结构和孔隙-裂缝-洞穴的发育等。
储层中的流体主要为油、气、水等，其性质受到储层温度、压力和成分等因素的影响。
了解这些基本特征是研究流动机理的基础。
三、储层物理特征分析储层的物理特征主要包括孔隙结构、渗透率、饱和度等。
在缝洞型碳酸盐岩储层中，由于复杂的储层结构，其孔隙-裂缝-洞穴的连通性对流体的流动产生重要影响。
通过对储层物理特征的分析，可以更准确地理解流体的流动过程和规律。
四、流体的流动过程与控制因素缝洞型碳酸盐岩油藏的流体流动过程受到多种因素的影响，包括储层结构、流体性质和外部条件等。
在储层中，由于孔隙-裂缝-洞穴的复杂结构，流体在其中的流动表现出明显的非线性特征。
同时，储层的温度和压力对流体的流动也产生重要影响。
此外，流体的物理性质如粘度、密度等也对流动过程产生影响。
这些因素的综合作用决定了流体的流动规律和控制机理。
五、流动机理的深入研究通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的深入研究，我们发现在流体流动过程中，主要存在两种流动机理：一种是毛细管力和渗流力共同作用下的多相流体流动机理；另一种是因缝洞连通性不同而导致的复杂流线型态的流体流动机理。
在分析这两种机理时，我们发现不同地区的储层因构造、地应力等地质因素而呈现出不同的流动特征和规律。
《2024年缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言缝洞型碳酸盐岩油藏因其独特的储层结构与地质特性，成为石油工业领域的研究重点。
了解并掌握其流动机理对于提升油田开采效率及经济效益具有至关重要的意义。
本文将重点对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究与分析，为石油开发提供理论依据与指导方向。
二、碳酸盐岩储层基本特性碳酸盐岩储层以其多孔性、多缝性及复杂的洞穴系统为特点，这些特性为油气的储存提供了良好的条件。
储层中的裂缝和洞穴系统为油气提供了流动通道，同时也影响了油气的分布与流动规律。
三、流动机理分析1. 流体在缝洞系统中的流动流体在缝洞系统中的流动受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
流体的流动往往在裂缝和洞穴系统中形成复杂的网络结构，表现出非线性流动的特点。
2. 毛细管作用力对流体的影响毛细管作用力是影响缝洞型碳酸盐岩油藏流体的关键因素之一。
由于储层岩石的多孔性，毛细管作用力在油水的运移和分配中起到重要作用，尤其是在油气采收过程中，毛细管力对采收率有显著影响。
3. 流体在多孔介质中的渗流流体在多孔介质中的渗流是一个复杂的过程，涉及到流体的物理性质、多孔介质的特性以及流体与岩石之间的相互作用。
多孔介质中的渗流规律对于预测油藏的产能及制定开采策略具有重要意义。
四、研究方法与实验分析1. 实验室模拟实验通过实验室模拟实验，可以更好地理解缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理。
实验中可以模拟不同地质条件下的流体流动过程，观察流体在多孔介质中的分布和流动规律。
2. 数值模拟分析利用数值模拟技术对缝洞型碳酸盐岩油藏进行建模和分析，可以更准确地预测流体的流动状态和分布规律。
通过对比模拟结果与实际生产数据，可以验证模型的准确性，并为优化开采策略提供依据。
五、结论与展望通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究，可以得出以下结论：1. 缝洞型碳酸盐岩储层的流动机理受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言在地质资源领域中，缝洞型碳酸盐岩油藏以其特有的储集与流动机理成为了国内外学者的研究重点。
该类型油藏不仅关系到能源的开发和利用，更关乎环境与生态的可持续性。
因此，研究其流动机理对科学开发和高效利用此类资源具有深远意义。
本文将详细分析缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理，探讨其地质特性及流动过程。
二、缝洞型碳酸盐岩地质特性缝洞型碳酸盐岩主要由石灰岩、白云岩等碳酸盐矿物组成，具有多孔、多缝、多洞的复杂地质结构。
这些缝洞网络为油气的储集和运移提供了条件。
该类岩石多形成于古代的沉积盆地，并因后期地壳运动而暴露地表或深埋地下。
地质上具有明显的不均一性和非均质性。
三、流动机理研究（一）流体的赋存状态缝洞型碳酸盐岩中的流体以气相和液相的形式存在，两者在岩石的缝洞网络中相互影响，共同形成复杂的流场。
其中，气相主要指天然气，而液相则主要为石油或与之伴生的水体。
这些流体在不同的缝洞网络中受到各种力的作用而流动。
（二）驱动力的研究1. 压力差驱动：油藏内部的压力差是流体流动的主要驱动力之一。
当地下油气分布不均时，高压力区与低压力区之间会形成压力梯度，驱动流体沿缝洞网络流动。
2. 浮力效应：油气与水的密度差异使得油气上浮、水下沉，这种浮力效应也会驱动流体流动。
3. 渗流作用：当流体通过岩石微小孔隙时，受到的摩擦力会驱动流体持续流动。
（三）流场特性分析缝洞型碳酸盐岩的流场具有多尺度性、非线性及非均质性等特点。
多尺度性指流体在不同尺度上的运动特性，如微孔隙的渗流、宏观的脉动等；非线性主要表现在流体与岩石相互作用过程中复杂的力学关系；非均质性则与地质条件及岩性差异密切相关，表现为局部流动速率的巨大差异和复杂的渗流现象。
四、影响因素研究（一）储层地质结构储层的几何形态、大小和分布特征直接影响着流体的流态和路径选择。
在裂缝或孔洞较发达的区域，流体的流通速度相对更快；而封闭性或岩石质地坚硬的区域则阻碍了流体流通或仅局部发生微小渗流。
jbs14典型油藏试井分析方法(双重+垂直裂缝+水平井)
展是逐步由简单向复杂发展的，由线性化逐步发展为非线性化。
垂直裂缝油藏试井分析方法
图1
点源解流动示意图
垂直裂缝油藏试井分析方法
图2
有效井径示意图
垂直裂缝油藏试井分析方法
图 3 单线性流示意图
垂直裂缝油藏试井分析方法
图4
双线性流示意图
垂直裂缝油藏试井分析方法
图5
三线性流示意图
垂直裂缝油藏试井分析方法
式中：
f Cf
f
C f m Cm
m m Cm
Ei x
f Cff
kf
f
m
2 rw
2 rw k m kf
a
1
—幂积分函 数。
双重介质油藏的常规试井分析
弹性储容比：裂缝系统的弹性储容量占整个系统 弹性储容量 的百分数。 窜流系数: 表示基岩向裂缝系统中的窜流难易程度的大 小
Ei at Ei at
双重介质油藏的常规试井分析
双重介质油藏的常规试井分析
t pwf ～lg t p t
ห้องสมุดไป่ตู้
初始直线段， 反映了裂缝介质系统的 均质特性。第二条直线 段反映整个裂缝和基岩 作为一个均之系统的流 动
双重介质油藏的常规试井分析
比较式（3－58）和式（3－59），两条直线的斜率相等： 2.121 10 3 qB m1 m2 m kfh
2 rw k m kf
对于压力恢复测试，利用叠加原理则有：
pi pwf t p t qB t Ei a t p t Ei a t p t ln 2 345.6k f h rw
第二章 油藏流体的渗流规律
定渗流称为非定常渗流。
一、单向渗流
模型如图2－12，是一个水平、均质、等 厚的带状地层模型，长度为L、宽度为B、厚 度为h，除两端敞露外，其余几个面均为不渗 透边界。敞露的一端是供给边缘（压力为 Pe），另一端相当于排液坑道（压力为 Pw）。 渗流条件为：服从达西定律、稳定渗流、 流体不可压缩。
下面用积分方法来确定单向渗流时流量公式、压力分布规律。
程中，由于泥浆浸泡或在生产过程中为了增产，采用压裂、酸
化等措施，使井底附近油层性质发生变化。这些井底结构和井 底附近地区油层性质发生变化的井称为水动力学不完善井。实 际油井绝大多数都是不完善井。
不完善井的井底结构类型很多，但可归纳为以下三种类型： （l）打开程度不完善 油井没有钻开油层的全部厚度，但是裸眼完成的。这种井底结构多 见于有底水而岩石坚硬的地层中。 （2）打开性质不完善 油层全部被钻穿，但油井是射孔或贯眼完成的，这种井是我国油田 上最常见的。 （3）双重不完善 油井既没有钻穿油层的全部厚度，而且又是射孔或贯眼完成的。
力系数s来表示： rwr＝rwe－s 当s值是正值，即渗流阻力增加时， rwr ＜ rw ；反之，当s值是负值时， 渗流阻力减小， rwr > rw .
第二章
油藏流体的渗流规律
第一节 油藏流体渗流的基本规律 第二节 单相不可压缩液体的稳定渗流
第三节 油气渗流的数学模型
第四节 井间干扰和边界影响 第五节 微可压缩液体的平面径向不稳定渗流 第六节 油水两相渗流理论
流体在具有不同孔隙结构的多孔介质中的流动特性是不同的，本章
只讨论流体在单重孔隙介质中的渗流规律。
第二章
油藏流体的渗流规律
第一节 油藏流体渗流的基本规律 第二节 单相不可压缩液体的稳定渗流
《2024年裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用》范文
《裂缝性特低滲透油藏物理模拟实验方法及其应用》篇一裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用一、引言随着全球能源需求的不断增长，特低渗透油藏的开发利用逐渐成为石油工业的焦点。
其中，裂缝性特低渗透油藏因其独特的储层结构和渗流特性，对开发技术和方法提出了更高的要求。
物理模拟实验作为研究此类油藏的有效手段，能够为实际生产提供有力的技术支持。
本文将介绍裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验的方法，并探讨其在实践中的应用。
二、实验原理物理模拟实验以实际地质条件为基础，通过对油藏储层结构和流体的特性进行简化与再现，对油气开采过程中的各种现象进行观测和分析。
其核心思想是通过物理模拟方法模拟储层内部的多尺度孔隙结构和复杂的流动过程，揭示特低渗透油藏的渗流规律。
三、实验方法（一）实验设备裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验需要使用专门的物理模拟设备，包括模拟储层、流体注入系统、压力测量系统等。
其中，模拟储层应能够模拟实际储层的孔隙结构、裂缝分布等特性。
（二）实验步骤1. 准备实验样品：根据实际储层条件制备相应的实验样品，如模拟岩心等。
2. 建立实验装置：搭建物理模拟设备，设置相关参数，如压力、温度等。
3. 注入流体：通过流体注入系统向模拟储层注入原油或其他流体。
4. 观测记录：通过压力测量系统等设备观测并记录实验过程中的各种数据。
5. 数据分析：对收集到的数据进行处理和分析，得出结论。
四、应用实例以某裂缝性特低渗透油藏为例，采用物理模拟实验方法对储层特性和流体流动规律进行了研究。
首先，通过物理模拟设备建立与实际储层相似的物理模型；然后，向模型中注入原油，观测其渗流过程；最后，通过压力测量等手段收集数据，分析得出该油藏的渗流规律和开发策略。
根据实验结果，优化了开采方案，提高了采收率。
五、结论与展望裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法为研究此类油藏提供了有效的手段。
通过物理模拟实验，可以更准确地了解储层的特性和流体的流动规律，为实际生产提供有力的技术支持。
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裂缝性油藏单井渗流规律研究冯金德1,2，程林松1,2，李春兰1,21.中国石油大学石油天然气工程学院，北京昌平（102249）；2.中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京昌平（102249）E-mail: kind.f@摘 要：在进行裂缝性油藏渗流理论研究时，用常规方法难以对随机分布在储层中的不与油水井相连通的天然裂缝进行处理。
针对这个难题，根据等值渗流阻力原理，将天然裂缝表征成果应用到油田开发研究中，考虑天然裂缝表征参数对渗流特征的影响，建立了裂缝性油藏单井稳态渗流的理论模型。
用实际油藏参数进行了实例计算，研究了裂缝长度、裂缝开度、裂缝数目、裂缝线密度及裂缝与油井的相对距离等参数对压力分布和产量的影响。
结果表明，在距井约10m范围内天然裂缝对压力和产量的影响大，超过10m范围，天然裂缝对压力产量的作用减小；裂缝开度、数量和线密度超过一定值后天然裂缝对压力和产量的影响程度减小。
实现油水井、井网与裂缝参数的合理匹配，是有效利用天然裂缝，提高裂缝性油藏开发效果的关键。
关键词：裂缝性油藏；渗流；等值渗流阻力；模型中图分类号：TE312文献[1]认为天然裂缝所起的主要作用是提高了地层的渗透率和造成了储层的各向异性，根据等值渗流阻力原理[2]对天然裂缝进行处理，建立了研究裂缝性油藏的产能及压力分布的理论模型。
该模型考虑了天然裂缝的渗透率、开度、长度、数量及裂缝与井的相对位置等参数。
但模型中裂缝的数量为常数，裂缝密度是沿径向变化的，不能用来研究裂缝线密度为常数时的压力和产量变化规律。
针对该问题，在文献[1]的基础上对模型进行了改进，在模型中考虑了裂缝密度。
1 地质模型天然裂缝与流线方向平行时增产作用最显著，因此模型中只考虑天然裂缝对产量影响最大的情况，即认为天然裂缝发育方向平行流线方向。
基本假设如下：①圆形供给边界的地层中央一有口生产井；②油层中存在天然裂缝，天然裂缝都为垂直缝，方向沿径向；③天然裂缝中的流体流动符合达西渗流规律；④油层水平均质等厚；⑤油层中流体为原油；⑥忽略流体及油层的弹性作用。
油层供液半径为R e，外边界压力为p e，油层渗透率为K1，生产井半径为R w，井底流压为p w，天然裂缝数量为n，天然裂缝长度为l，天然裂缝渗透率为K f，裂缝开度为b f。
示意图如图1中左图所示。
存在天然裂缝的油藏的简化地质模型如图1中右图所示。
认为天然裂缝对油层的主要贡献是增加了油层的渗透率。
因此，在天然裂缝发育处形成一个较油层渗透率高的区域（如图1中区域2），区域2的渗透率为K2，外边界压力为p1，内边界压力为p2。
国家自然科学基金项目“西部深层变形介质复杂油气非线性渗流模型”（90210019）教育部高等学校博士学科点专项科研基金项目“裂缝性低渗透油藏非线性渗流模型”（20060425001）教育部新世纪优秀人才支持计划项目“裂缝性特低渗透油藏非线性渗流理论与开发对策研究”（NCET-05-0108）图1 地质模型及其简化模型2 数学模型 2.1 产能公式根据平行板理论可推导出裂缝的渗透率公式[3]为2f f 12b K = （1）文献[1]的产能公式中裂缝数量为常数，随径向距离的增加裂缝密度将越来越小。
在文献[1]的基础上推导了裂缝密度为常数的产能公式。
定义裂缝线密度D L 为以井中心到裂缝中部的距离为半径的圆周所穿过的裂缝数量，如（2）式所示。
L 12(/2)nD R l π=+ （2）式中R 1为以油井为中心到裂缝发育区（区域2）外边界的径向距离。
裂缝发育区（区域2）的渗流阻力R f1为2f f f1122ln ln 22R l nb K R R K R l μπl R ⎡⎤⎛⎞⎛⎞++=+⎢⎥⎜⎟⎜⎝⎠⎝⎠⎟⎣⎦ （3） （3）式的详细推导可参见文献[1]。
（3）式中R 2为以油井为中心到裂缝发育区（区域2）内边界的径向距离，μ为原油粘度。
将（2）式代入（3）式可得给定裂缝线密度时裂缝发育区（区域2）的渗流阻力R f1为2L 1f f f11222(/2)ln ln 22R l D R l b K R R K R l πμπl R ⎡⎤⎛⎞⎛⎞++=++⎢⎥⎜⎟⎜⎝⎠⎝⎠⎟⎣⎦ （4）则裂缝线密度为常数时的产能Q 为2f11212()ln ln e w e wh p p Q R R R K R l K R πμμ−=⎛⎞++⎜⎟+⎝⎠ （5）2.2 油层中的压力分布各区域压力分布公式的详细推导可参见文献[1]，在此基础上将（2）式代入相关的压力分布公式，可推得考虑裂缝线密度为常数时的各区域压力分布。
（1）区域1 （e R r R ≤≤1）中任意一点压力p 1为11ln 2e e R Q p p K h rμπ=−. （6）（2）区域2 （12R r R ≤≤）中任意一点压力p 2为2122L 1f f 2121ln 22(/2)ln ln 2e e R Q p p h K R l R l D R l b K R l K r l μπππ⎧⎛⎞⎪=−⎨⎜⎟+⎪⎝⎠⎩⎫R ⎡⎤⎛⎞++⎪⎛⎞++⎬+⎢⎥⎜⎟⎜⎟⎝⎠⎝⎠⎪⎣⎦⎭. （7）（3）区域3 （2R r R w ≤≤）中任意一点压力p 3为2312112212211ln ln 22(/2)ln ln 2e e L f f R R Q p p h K R l K r D R l b K R l R l K R l μπππ⎧⎛⎞⎪=−+⎨⎜⎟+⎪⎝⎠⎩⎫R ⎡⎤+⎛⎞⎛⎞++⎪++⎬⎢⎥⎜⎟⎜⎟⎝⎠⎝⎠⎪⎣⎦⎭ （8）式中r 为以油井为圆心的径向距离。
3 算例采用某油田的油藏参数：油层渗透率0.4×10-3μm 2，油层厚度13.6m ，原油粘度0.99mPa•s ，天然裂缝长度0.5～10m ，裂缝开度10~30μm ，裂缝线密度1.5条/m ，裂缝距井中心距离0.1~60m ，原油体积系数1.32m 3/m 3，地面原油密度0.8367g/cm 3，油井半径0.1m ，供给边界压力15MPa ，井底流压6MPa ，供液半径120m 。
3.1 天然裂缝参数对产量的影响下文中的增产幅度定义为有天然裂缝时的产量相对无天然裂缝时产量的增长百分数。
图2所示的是裂缝开度为20μm ，数量为10条时，四种长度的裂缝在离井不同距离时对产量的影响。
由图可知，天然裂缝越长，增产幅度越大，在不与油井连通的情况下，最大增产幅度在60％左右，即使裂缝仅长0.5m ，在不与井连通的情况下增产幅度也能达到近20％；天然裂缝能起到增产作用的范围在距井10m 以内。
图3所示的是裂缝数量为10条，长度为1m 时，三种开度的裂缝在离井不同距离时对产量的影响。
由图可知，随裂缝开度增加，产量增长迅速，但增长幅度越来越小。
图4所示的是裂缝开度为20μm ，长度为1m 时，四种数量的裂缝在离井不同距离时对产量的影响。
由图可知，随裂缝数量增加，产量增长迅速，但增长幅度越来越小，5条裂缝与60条裂缝的增产幅度仅相差10%。
图5所示的是裂缝开度为20μm ，长度为1m 时，四种线密度的裂缝在离井不同距离时对产量的影响。
由图可知，裂缝的增产幅度随线密度的增加而增加。
在离井超过10m 范围后，裂缝的增产幅度基本可以忽略，同裂缝数量为常数时的规律一致。
在几个参数中，裂缝与井的相对位置对产量的影响大，该参数也是人为能调整的参数。
对于裂缝性油藏来说，在布井及井网部署时考虑裂缝与井的相对位置具有重要意义。
图2 裂缝长度对产量的影响 图3 裂缝开度对产量的影响图4 裂缝数量对产量的影响 图5 裂缝线密度对产量的影响3.2 天然裂缝参数对压力分布的影响图6所示的是定压生产，裂缝线密度为1.5条/m，开度为20μm，长度为1m时，在离井不同距离时裂缝对压力分布的影响。
由图可知，当不存在天然裂缝时，储层中距井10m 范围内，压力曲线最陡，压力下降幅度最大。
存在天然裂缝时，在天然裂缝发育处，压力曲线较为平缓，压力下降幅度较小；裂缝离井越近，储层中的压力下降幅度越大，产量越大。
根据压力曲线分析前面产量曲线所示的天然裂缝在距井10m范围内增产幅度大的主要原因为，井周围的渗流面积小导致压力梯度大，渗流阻力大，天然裂缝导流能力较大，提高了井周围储层的渗流能力，所以增产幅度较大；而在离井较远处的储层中，流体渗流面积大，压力梯度较小，流体渗流速度低，渗流阻力相对较小，因此，天然裂缝所起的作用变小，增产幅度小。
图6 天然缝参数对压力的影响4 结论根据等值渗流阻力原理，解决了天然裂缝在数学上难以处理的问题，建立了裂缝性油藏单井稳定渗流的理论模型，模型中较全面地考虑了天然裂缝的表征参数；天然裂缝与井的相对位置对压力、产量的影响较大，通过合理部署井网，使井、井网与裂缝参数达到最佳匹配，有利于发挥天然裂缝的作用，达到增产、增注的目的。
参考文献[1] 冯金德,程林松,李春兰.裂缝性低渗透油藏稳态渗流理论模型[J].新疆石油地质,2006,27(3):316-318.[2] 张建国,雷光伦,张艳玉.油气层渗流力学[M].东营:石油大学出版社,1998:85-92.[3] T.D.范.高尔夫-拉特.陈钟祥,等译.裂缝油藏工程基础[M].北京:石油工业出版社，1989Study on steady-state seepage flow of single well in naturallyfractured reservoirFENG Jin-de1,2, CHENG Lin-song1,2, LI Chun-lan1,21.School of Petroleum &Gas Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;2. Key Laboratory for Petroleum Engineering, Ministry of Education, China University ofPetroleum, Beijing 102249, ChinaAbstractNatural fractures that distribute randomly in the reservoir are different from the hydraulic fractures that connected with oil and water wells. It is difficult to treat the natural fractures by conventional method when studying the seepage flow theory of fractured reservoir. Using the equivalent flowing resistance method, the theoretical model of steady-state seepage flow in naturally fractured reservoir was presented. In this model, the fracture parameters, such as length, aperture, number, linear intensity and the distance between well and fracture, are fully considered. The case study shows that the relative distances between the well and fracture influence the pressure and the production rate greatly in 10 meters ranges; To improve the development effects of fractured reservoir, the key method is making use of the fractures effectively and matching the wells and well pattern with the fractures parameters.Key words:fractured reservoir; seepage flow; equivalent flowing resistance; model作者简介：冯金德（1974-），男，四川简阳人，中国石油大学（北京）油气田开发专业博士研究生，主要从事油气田开发研究工作。