储层渗透率各向异性对垂直裂缝井产能的影响
〖特种油气藏〗带状油气藏中分支水平井产能公式研究进展_【陈元千】
然而， 对比式（ ４ ） 和式（ ６ ） ， 容易发现式（ ４ ） 比 式（ ６ ） 多了个“ ２ ” 且少了个“ ” 。对于有无 π的论 π 述， 详见文献［ ５ ］ 。到底有没有“ ２ ” ？以下看沈瑞 预测式的导出过程。 沈瑞等人将流动区域近似分为远井平行流和 近井径向流两部分， 于是渗流阻力便相应地分为外 部渗流阻力和内部渗流阻力两部分。式（ ４ ） 的推 导过程中采用的内部渗流阻力为： Ｈ μ Ｒ ｌ ｎ ｉ ｎ＝ ２ Ｋ Ｈ Ｌ ２ ｒ π ｗ （ ７ ）
公式在井距很短或油 藏 边 界 紧 靠 Ме р к у п о в ） 。 水平井生产段时不能应用（ 图１
１ 早期研究成果
苏联专家 Ме 于１ ９ ５ ８年首次发表了带 р к у п о в
８ ］ 状油藏中水平井产能预测的半经验公式 ［ ：
２ Ｋ （ ｐ ｐ ） １ π ｓ ｈ （ Ｈ／ ） π σ ｅ－ ｗ ｌ ｎ Ｑ＝ Ｈ ｓ ｈ ［ （ ｖ ＋ ） ／ （ ） ］ π υ ４ σ Ｂ μ
(
槡
)]
（ ２ ）
式中： ＝槡 Ｋ Ｋ ， 为渗透率各向异性系数； Ｋ β ｈ／ ｖ ｈ为
２ ｍ ； Ｋ 储层水平方向主渗透率， ｖ 为储层铅垂方向主 ２ 渗透率， ｍ ； ｈ为生产段井筒离储层底部的高度，
图３ 带状油藏中的纵向水平井
ｍ ； ａ 为带状油藏中两供液面间的距离， ｍ ； ｂ 为带状 油藏宽度， ｍ 。
２ ０ ４ ２ ６ ９ ７ １ ２ ８ ４ ４ ４ ５ 。 α－ ω＋ ω＋
拟三维产能预测公式（ 以下简称“ 圆辐公式” ） 已经
３ － ６ ］ 得到深入和系统研究 ［ 。然而， 带状水平油气藏 ７ ］ 却相 中分支（ 含单分支） 水平井的产能预测研究 ［
煤层渗透率的各向异性及其对多分支井的
中国石油科学与工程88–89 (2012) 13–28Article history:Received 2 June 2011Accepted 2 April 2012Available online 30 April 2012Characteristic of anisotropic coal permeability and its impact on optimal design of multi-lateral well for coalbed methane production 煤层渗透率的各向异性及其对多分支井的煤层气生产优化设计特性的影响Dong Chen Zhejun Pan Jishan Liu Luke D. Connella School of Mechanical and Chemical Engineering, The University of Western Australia, WA, 6009, Australia 西澳大学、机械与化学工程学院b CSIRO Earth Science and Resource Engineering, Private Bag 10, Clayton South, VIC, 3169, Australia地球科学与资源工程，Abstract摘要Coal permeability is usually anisotropic and the permeability anisotropy ratio along the face cleats to the butt cleats can be up to 17:1 for some coals. The characteristic of the anisotropic coal permeability and its impact on the optimal well design for coal bed methane (CBM) production are important, but have not been well studied.煤的渗透性通常是具有各向异性的，一些煤沿面割理对端割理的渗透率各向异性比值可以高达17：1。
渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网研究
渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网研究低渗透油藏常常通过压裂改造获得工业开发价值，而压裂所产生的水力裂缝的存在，使得低渗透油藏的整个开发过程展现具有与常规油藏开发不同的特点。
低渗层常发育隐含或张开的天然裂缝，使渗透率存在明显的方向性而导致注水、采油过程中出现严重非均质性。
因此，低渗透油藏的开发井网的设置应考虑水力裂缝和渗透率各向异性的影响并与之优化匹配。
标签：低渗透;开发井网;各向异性一、渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网研究意义由于受沉积等地质因素的控制，储层渗透率的大小往往表现出各向异性的特征。
渗透率各向异性是储层的基本性质，它对油藏的有效开采会产生一定的负面影响，主要表现为：注入流体沿渗透率较大的方向优先推进，导致不同方向上的生产井见水时间差别较大，致使驱替过程出现不均衡的情况，从而影响油藏开发效果。
低渗透油藏中存在人工裂缝，使得其开发过程展现与常规油藏开发不同的特点：压裂所形成的高导流能力的裂缝，改变了近井筒地带油的渗流方式，由常规的径向流动变成了特殊的双线性流动，即油先从致密地层流向裂缝，然后从裂缝流入井筒。
常规的中、高渗油层的渗流区域是以井筒为中心的同心圆，而低渗层压裂后由于井筒有两条对称裂缝存在，因而压裂裂缝周围形成了一个椭圆形的泄流区域，随裂缝方位不同泄流区域也不同，井与井之间这种泄流区域可能交叉、重叠，在合适的裂缝方位下将形成最大的驱扫面积。
低渗透油藏的产量主要取决于压后支撑裂缝长度和导流能力，而裂缝方位的有利与不利将决定油藏注水开发过程中的驱油效率，从而影响油藏的最终采收率。
低渗层常常伴随的一个主要特征是存在隐含或张开的天然裂缝，注水过程中由于渗透率的明显方向性而导致注水、采油的严重非均质性。
因此，合理地部署井网可以得到有效调节。
低渗透油藏开发的这些特点表明低渗透油藏在开发过程中井网型式与水力裂缝特性密切相关，低渗透油藏开发方案的编制必须考虑人工裂缝的作用与渗透率方向性的影響。
储层孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度控制的影响文件.docx
储层孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度控制的影响文件.docx储层孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度控制的影响摘要水力压裂技术是储层增产的一个重要办法｡在石油工程中,水力裂缝几何形状的预测已经成为一项巨大挑战｡在水力压裂过程中采用ABAQUS代码建立一个3维非线性模型｡由岩石应力平衡､多孔流体的质量平衡､达西定律和有效应力原理构成的液-固态平衡方程｡用有限元对微分方程进行离散和求解｡根据损伤力学原理,内聚的单元采用到裂缝产生和扩展模型中｡在中国大庆油田的一个典型的水平井水力压裂过程中用该模型模拟｡考虑到水力压裂过程中支撑剂浓度的变化,我们开发了用户子程序｡从模拟中得到的井底压力变化与现场实测数据一致｡因此,验证了这个模型｡研究和讨论垂直裂缝,地层孔隙度和粘土含量对裂缝高度控制的影响｡通过一组公式,将岩性､孔隙度和粘土含量联系起来｡结果表明,较大的孔隙度和粘土含量可以限制裂缝高度｡当含油层的孔隙度增加时,渗透率增加而弹性模量减小｡由于压裂液更容易泄漏到孔隙度较大的地层,因此,裂缝高度减小,井底压力下降｡随着隔层粘土含量的增加,弹性模量降低并且岩石材料的抗拉强度增加｡裂缝高度将减小,对于粘土含量大的地层,材料更难被损害｡我们的工作一个对裂缝高度控制新的认识,并有利于水力压裂的施工和实践｡水力压裂技术是提高气井产能的主要工程技术之一｡介绍水力压裂的目的是绕过近井眼损伤并延长到地层的导流路径(Economides 和Nolte,2000)｡由于水力压裂的原理比较复杂,在3维计算机模拟程序中有巨大的挑战｡水力裂缝几何形状可以水平或垂直,取决于地层特征(上覆地层压力和构造变化)｡对于垂直裂缝,裂缝高度已引起广泛的注意｡2012年Wang等人研究了一些岩性参数对多层储集层的水力裂缝高度的影响｡结果表明,原始地层压力越大,弹性模量越小,隔层的抗拉强度越大,这可以使裂缝高度越小｡2009年Deneshy指出沿弱界面的剪切破坏是裂缝高度控制的另一个因素｡地层孔隙度和粘土含量能显著影响岩石材料性质(Chen等人,2008)｡但是,据我所知在文献中很少见到孔隙度和粘土含量对水力压裂的影响的研究｡在本文中,建立一个3维的水力压裂模拟模型｡用有限元法解流-固态平衡方程｡基于损伤力学,在模拟裂缝产生和扩展中采用内聚单元法｡在中国大庆油田一个典型的水平井水力压裂过程中模拟｡得到的井底压力曲线与实测资料一致;因此,该模型的验证得到了认可｡然后,研究地层孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度的影响｡用一组公式将岩性､孔隙度和粘土含量联系起来｡结果表明,较大的孔隙度和粘土含量可降低裂缝高度｡水力压裂施工设计将有益于我们的工作｡数值计算法控制岩石材料的变形被表示成压力平衡方程(Malvern, 1969)(1)和f分别是总应力矩阵和体积力分量多孔流体的质量守恒方程写为(2)分别是多孔流体密度､孔隙度和渗流速度矢量｡流体动力学方程遵守达西定律,其中渗流速度与孔隙压力梯度成正比(Marino和Luthin,1982;Dean和Schmidt,2008),这就是(3),K,和g分别代表流速､渗透率矩阵､孔隙压力和重力加速度矢量｡固体的变形和渗流流量之间的关系可以表示为有效应力原理(Economides和和Nolte,2000)(4)是有效应力矩阵根据损伤力学,内聚单元被采用到压裂行为的模拟中｡岩石的初始损伤由下面的二次应力准则描述(Turon等人,2006)｡(5)是垂直应力,和是两个剪切方向的剪切应力｡是岩石抗拉强度,和代表两各个剪切方向的岩石剪切强度｡<>标志用来标识挤应力状况不会造成伤害,这意味着(6)当达到初始伤害准则时,材料的刚度退化并表示如下E1 =(1-D)E0(7)E1和E0分别代表受损和原材料的弹性模量｡D是材料的损伤因子,可以用下面的公式计算(Zhang等人,2010a)(8)分别指的是完全失效时的位移､历史负荷的最大位移量和初始损伤的位移｡类似于达西定律,压裂中的液体流速与液体压力呈线性关系(Hagoort等人和Dean和Schmidt,2008)｡水力压裂过程中,支撑剂逐渐加入压裂液｡支撑剂对水力压裂的影响用压裂液的粘度变化表示,可用下面的方程表示(Adachi等人,2007)(9)c是支撑剂浓度以上所有方程耦合在一起,一组对应的增量有限元公式和求解算法被详细描述(Zienkiewicz和Taylor,2005;Zhang等人,2010b)｡用户子程序的开发并应用到ABAQUS代码中可同时解决方程｡数值验证为了验证该模型,在中国大庆油田一个典型的水平井水力压裂过程中进行模拟｡模拟范围由3个层(两个隔层中间的油层)构成｡油层厚度为4.2米,井眼和水泥套管也包含在模型中｡压裂液注入速率保持3.46m3/min,注入时间是30min｡岩性参数来自于油田测试数据｡图1是模拟范围的示意图｡该范围的长度､高度､宽度分别为180m､50m和20m｡图1:模拟范围示意图压裂过程中井底压力变化曲线模拟与现场测量结果对比如图2所示｡由于压裂液注入速率保持不变,井底压力曲线平滑稳定｡可以看出,这两条曲线之间的差异不明显｡模拟结果和实测数据之间井底压力的最大相对误差值仅为4.6%｡验证了模型的正确性｡图2:井底压力曲线的比较孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度的影响在下段中,讨论孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度的影响｡模拟范围,类似于以前的部分,由3个层构成｡含油层厚度为10米｡当模拟范围在垂直方向上对称时,计算模型只考虑低一半的整个范围｡计算范围的长度､高度和宽度分别是180米､30米和20米｡在之后的所有模拟案例中,压裂液注入速率保持在3m3/min,注入时间为30min｡孔隙度和粘土含量很大的影响了波在岩石材料中的传播速度｡该经验公式可以表示为(Chen等人,2008)v p =5.37 -6.33φ -1.82V cl(10)v s =3.15 -3.51φ -1.25V cl(11) v p和v s分别代表纵波和横波;V cl是地层粘土含量｡基于线性弹性理论,弹性模量和泊松比可以用下面的公式计算波速(Malvern,1969)｡(12)(13)､和分别代表密度､弹性模量和泊松比｡Deere和Miller(1969)为计算岩石抗压强度建立经验公式｡(14)是抗压强度;a和b是拟合系数｡根据大庆油田的测井数据,a和b分别采用0.0006619和0.01123｡岩石抗拉强度与抗压强度呈线性关系(Fajer等人,2008)｡(15)是比例系数孔隙度也大大地影响了地层渗透率,可表示为(Costa,2006)(16)和m是两个系数｡在我们的模拟中,和m分别采用3.87达西和1.99｡方程(10)-(16)通常将岩性参数(弹性模量,拉伸强度和渗透率) 孔隙度､粘土含量联系起来,并将它们之间的关系描绘在图3~ 5中｡由于这些参数可以有效地影响水力裂缝形态,孔隙度和粘土含量可以影响水力压裂｡图3:杨氏模量､孔隙度和粘土含量之间的关系图4:抗拉强度､孔隙度和粘土含量之间的关系图5:孔隙度和渗透率之间的关系研究了5个数值案例,参数组合列于表1｡案例1和案例3讨论了孔隙度对水力压裂的影响｡案例4和案例5讨论了粘土含量对水力压裂的影响,案例2作为基准｡在下面所有的数字符号中,l,h和w分别代表裂缝半长､半高､和半宽｡坐标原点位于裂缝中心｡表1:参数组合含油层孔隙度隔层孔隙度含油层粘土含量隔层粘土含量案例1 0.08 0.01 10% 30%案例2 0.12 0.01 10% 30%案例3 0.16 0.01 10% 30%案例4 0.12 0.01 10% 40%案例5 0.12 0.01 10% 50%案例1､2和3中裂缝的3维结构如图6所示,横截面视图如图7所示｡可以看出,孔隙度较大的油层可减小裂缝高度｡随着油层孔隙度的增加,渗透率增加(Eq.16)｡由于压裂液更容易泄漏到孔隙度较大的地层中,因此裂缝高度降低,并且井底压力下降｡图6:孔隙度对裂缝形态的影响图7:图6的横截面视图案例2､4和5的3维结构如图8所示,对应的横截面示意图如图9所示｡这些图可说明,粘土含量较大的隔层可限制裂缝高度｡如图3和图4所示,当粘土含量增加时,岩石弹性模量降低并且抗拉强度增加｡由于粘土含量较大的地层很难被损害,因此裂缝高度降低｡图8:粘土含量对裂缝形态的影响图9:图8的横截面视图结论为了模拟水力压裂难题,建立一个非线性流-固态模型｡用有限元离散并求解模型｡基于损伤原理,在模拟裂缝的产生和扩展中采用内聚单元法｡一个典型的水平井水力压裂过程用现有模型模拟｡得到的井底压裂变化与实测数据一致｡我们认可了该模型的准确性｡本文研究了地层孔隙度和粘土含量对水力裂缝控制高度的影响｡用一组经验公式将岩性､孔隙度和粘土含量联系起来｡结果表明,孔隙度和粘土含量较大的地层可限制裂缝高度｡较大的孔隙度可以增加渗透率,较大的粘土含量可减小弹性模量并且抗拉强度增加｡最后,所有这些因素将使水力裂缝变得更小｡在我们的工作中,这些将有利于我们的水力压裂施工设计和实践｡术语a,b,m =拟合系数,无量纲c= 支撑剂浓度浓度,无量纲=拟合系数,L2,m2初始损伤时的排量=卸载历史时的最大排量D =损伤因子,无量纲E =弹性模量,m/Lt2,Pa岩石材料的损伤弹性模量,m/Lt2,Pa E0=岩石材料的原始弹性模量,m/Lt2,Pa 体积力矢量,m/L2t2,Pa/m=重力加速度矢量,L/t2,m/s2I =密度矩阵,无量纲K =渗透率矩阵,L2,M2K tc =比例系数,无量纲多孔压力,m/Lt2,Pa=粘土含量,无量纲= P—波速,L/t,m/sS—波速,L/t,m/s渗流速度矢量L/t,m/s孔隙度,无量纲μ=流体粘度,m/Lt,Pa.sν=泊松比,无量纲ρ=密度岩石,m/L3,ρw=多孔流体密度,m/Lt2,Paσ=总应力矩阵,m/Lt2,Paσc=压缩强度,m/Lt2,Paσn =正常压力,m/Lt2,Paσs,σt=在两个剪切方向的剪应力,m/Lt2,Pa=有效应力矩阵,m/Lt2,Pa=岩石的抗拉强度,m/Lt2,Pa11,=在两个剪切方向的岩石剪切强度,m/Lt2,Pa 致谢作者对中石油创新基金的财政支持深深的感谢｡12。
裂缝对气藏储层渗透率及气井产能的贡献
裂缝对气藏储层渗透率及气井产能的贡献梅丹; 胡勇; 王倩【期刊名称】《《石油实验地质》》【年(卷),期】2019(041)005【总页数】4页(P769-772)【关键词】气藏储层; 裂缝; 渗透率; 气井产能【作者】梅丹; 胡勇; 王倩【作者单位】自然资源部油气资源战略研究中心北京100034; 中国石油勘探开发研究院北京100083; 中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室河北廊坊065007【正文语种】中文【中图分类】TE135国内外大量的研究成果表明[1-12]，裂缝是天然气藏的有效储集空间和重要渗流通道，对天然气的运移、储集、产出发挥着举足轻重的作用。
我国气藏开发实践表明，多数气藏储层均发育裂缝，如我国库车深层碎屑岩、四川石炭系碳酸盐岩以及威远震旦系等气藏储层裂缝均十分发育。
裂缝系统的存在对于增加地层岩石渗透率十分重要，对气藏高产的贡献十分明显，因此，裂缝研究是气藏高效开发不可缺少的重要工作之一。
目前，关于储层裂缝评价以及对气井产能影响等方面的研究已有大量的报道[13-17]，主要通过气藏工程以及试井分析等方法，在裂缝描述、裂缝储层渗透率评价以及裂缝对气藏产能的贡献等方面均取得了较好认识。
但是，如何通过室内岩心实验实现对岩心定量造缝并进行渗透率测试，量化分析裂缝对气藏储层渗透率及气井产能贡献仍是科研工作者面临的难题，也是气藏科学开发工作必须要解决的关键技术问题。
本文尝试性地采用人工岩心定量造缝的方法，综合考虑裂缝尺度(缝高、缝宽、裂缝贯通程度)，对造缝后的岩心模型开展气测渗透率实验测试，分别研究了裂缝贯通和非贯通2种情景下对储层渗透率的贡献。
在实验测试的基础上，综合考虑裂缝导流能力、裂缝沟通能力和基质供气能力三方面因素，建立了裂缝对岩石渗透率贡献的数学评价模型，实现了裂缝对岩石渗透率贡献的量化评价。
研究成果对于认识和评价岩石渗透性具有一定的指导作用。
1 岩心实验1.1 实验方法实验所用岩心为人造砂岩岩心，在岩心制作过程中实现定量造缝，然后分别测试基质岩心和裂缝岩心的渗透率，评价裂缝对岩心渗透率的贡献。
储层渗透率各向异性对垂直裂缝井产能的影响
作效率 的影响．
１ 各 向异 性储 层 稳 态渗 流 控 制方 程
Ｃ ｌｎ 提 出在厚度 为 ｈ的平 面各 向异性 地层 中 ， 向异性 地 层 渗透 率分 别 为 Ｋ Ｋ ， 角坐 ｏｌ ｓＲ Ｅ ｉ 各 ， 直 标方 向与渗 透率 主轴 方 向一致 ， 则处 于 （ Ｙ ） ｚ ， 的稳 态点 汇引起 的压力分 布可 以写为
・
８ ・ ６
第 ３期
李 思 源 等 ： 层 渗 透 率 各 向 异 性 对垂 直 裂缝 井 产 能 的影 响 储
加
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第３ ４卷
Ｖｏ ｜３ ｌ ４
第 ３期
Ｎｏ ３ ．
２１ ０ ０年 ６月
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储 层 渗 透 率 各 向异 性 对 垂 直 裂 缝 井产 能 的 影 响
李思源 ，罗 万静 ，韩培 慧 ，罗 二辉
（１ ．中国 地 质大 学 （ 京 ）能 源 学 院 ， 京 １ ０ ８ ； ２ 北 北 ０ ０ ３ ．大 庆 油 田有 限 责 任 公 司 勘 探 开 发 研 究 院 ， 龙 江 大 庆 黑
影响水平井开发效果的主要因素研究
石油地质与工程2018年5月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第32卷第3期文章编号：1673–8217（2018）03–0059–05影响水平井开发效果的主要因素研究刘赛（中国石油新疆油田公司实验检测研究院，新疆克拉玛依834000）摘要：为研究影响水平井开发效果的因素，采用油藏工程方法与数值模拟方法相结合，从裂缝方向、渗透率、有效厚度等地质参数，水平段长度、裂缝条数、原油黏度等开采参数出发，对影响水平井开发效果的各参数进行研究。
结果表明，产量与水平段长度、裂缝条数并非成正相关，各参数存在上限值；产量与流体黏度成负相关，渗透率、有效厚度与产量成正相关。
部署水平井时，应使井排与裂缝走向一致、水平段平行于最大主应力；裂缝与基质渗透率比值大时，水平井应平行于裂缝布井。
关键词：水平井开发；裂缝参数；水平井参数；流体参数中图分类号：TE347 文献标识码：A近年来，水平井井网广泛应用于各大油气田的开发，水平井联合直井井网开发具有较大优势。
对于底水油藏，直井开发生产压差大，易造成底水锥进，而水平井开发可以发挥增大泄油面积、减小生产压差、减缓油井水淹速度的优势；此外，水平井还广泛应用于低渗油藏、层状油气藏、稠油油藏、碳酸盐岩或火山岩油气藏、裂缝性油气藏、煤层气藏、页岩气等非常规油气藏[1]。
目前有关影响水平井网的主要因素的相关文报道存在以下局限性：对地质因素、开发因素考虑不全面；优化因素只针对某一类油藏；优化方法通常为油藏工程方法简单的公式推导，没有考虑油藏内部复杂的水动力系统。
本文以X井区为例，对影响水平井开发效果的地质因素和开发因素进行了系统分析，并利用数值模拟软件对各因素影响趋势进行了总结。
1 地质因素X井区克下组油藏孔隙度11.5%，渗透率6.6×10-3 μm2，属于低孔特低渗储层，油藏中部深度1 544 m，地层压力15.86 MPa，原油黏度2.9 mPa·s，原油密度0.852 g/cm3，目前采取350 m×500 m反九点井网开采。
煤层气开发过程中渗透率变化规律及对产量的影响
煤层气开发过程中渗透率变化规律及对产量的影响作者：袁善磊来源：《环球市场》2017年第23期摘要：近年来，人们对煤层气的认识逐渐提高，煤层气的开发经历了一个漫长过程，过去很长一段时间，瓦斯都是煤矿开发过程中一项重大安全隐患，煤矿开发过程中发生瓦斯爆炸，将会造成巨大的经济损失和人员伤亡，由于认识上的不足，其经常被人们视作有害气体直接被排放到空气中，导致其价值没有得到体现，并且对环境造成了污染。
科技的进步，使人们认识到了煤层气的重要性，通过先进的开发技术对煤层气进行开发，能够使其价值得到体现，一方面能够解决全球能源短缺问题，另一方面也能够改善环境。
关键词：煤层气开发；渗透率；变化规律；产量；影响1渗透率动态变化影响因素1.1有效应力对渗透率的影响随着煤层气井排水采气的进行，生产井筒内的动液面会不断下降，孔隙流体压力逐渐降低，导致煤体骨架承受的有效应力增加，使得孔隙体积变小、裂缝趋于闭合，进而造成煤岩渗透率逐步下降。
目前国内外学者普遍认为煤储层渗透率与有效应力呈负指数关系，且对于高煤阶低渗透性煤储层，此关系更为明显。
有效应力对渗透率的“负效应”随着煤层气井气、水的产出不可避免，认清有效应力对煤储层渗透率的影响规律，对控制煤储层的应力敏感性和科学地提高煤层气气井产能十分必要。
1.2煤基质收缩对渗透率的影响和传统油气藏不同，煤层气以吸附状态赋存于煤层之中，当储层压力小于临界解吸压力时，煤层气就会从煤基质表面解吸，从而导致煤基质体积收缩，增加煤层割理宽度，使得煤层渗透率增大。
由于煤层气的吸附解吸是可逆的，通过对吸附膨胀量的研究即可得到解吸过程中的基质收缩量，大部分研究学者普遍认为吸附膨胀量与孔隙压力呈Langmuir方程的关系。
结合火柴棍模型推导孔隙度变化量，进而利用孔隙度变化量与渗透率变化量的三次方关系，推导得出煤基质收缩所引起的渗透率正效应变化量。
由于煤基质收缩对渗透率的正效应是在煤层气解吸之后发生的，在开发过程中对于实际解吸点的确定尤为重要。
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大 庆石 油地 质与 开发
Ｐｅｒ ｌｕｍ ｏｏ ｙ ａ ｄ Ｏｉ ｅｄ Ｄｅ ｅ ｏ ｍｅ ｔｉ ｑ ｎ ｔｏ ｅ Ｇｅ ｌｇ ｎ ｌ ｌ ｖ ｌｐ ｎ ｎ Ｄａ ｉ ｇ ｉ ｆ
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ｆ ｒ ｔ ｔ ｒ ｇ ｎｅ ｕ ｅ ｅ ｖ ｉ． Ａｃ ｏ ｄｉ ｇ ｔ ｈｅｉ ｔｏ ｃ ｄ ｐ ｅ ｓ ｒ ｉｔｉ ｕ ｉ ｎ ｏ ｔａ ｙ ｐ ｉ ｔｓｎ ｎ ｔ ｅ ａ ｓ — ｏ ｈｅｈｅｅ ｏ ｅ ｏ ｓｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｃ ｒ ｎ ｏ ｔ ｎ ｒ ｄｕ ｅ ｒ ｓ ｕ ｅ ｄ ｓｒｂ ｔｏ ｆｓｅ ｄ ｏ ｎ ｉ ｋ ｉ ｈ ｎｉｏ ｔｏ ｃ ｒ ｓ ｒ ｏｒ ａ ｄ ａ ｔａ ｔｎ ｅ ｔ ａ ｒ ｃｕ ｅ ａ ｌ ｎ ｉ ｅ ｓｎ ｒ ｐｉ ｅ ｅ ｉ ， ｎ ｂｓｒ ｃｉ ｇ ｖ ｒｉ ｌｆａ ｔ ｒ ｓ ｓａ ｔｌｎ ｉ ｋ， ｔ ｅ ｄ ｌｖ ｒ ｂ ｌｔ ｅ ｅ ａ ｏ ｍ ｕ ａ ｏ ｅ ｔｃ ｌ ｖ ｃ ｈ ｅ ｉｅ ａ ｉｉ ｇ ｎ ｒ ｌｆ ｒ ｌ ｆｖ ｒｉａ ｙ
第 ２ 第 ４ 期 ９卷
ＤＯＩ １ ． ９ ９ Ｊ Ｉ Ｓ １ ０ —７ ４ ２ ０ ０ ． ８ ： ０ ３ ６ ／ ．Ｓ Ｎ． ０ ０ ３ ５ ． ０１ ． ４ ０１
储 层 渗 透 率 各 向异 性 对 垂 直 裂 缝 井产 能 的 影 响
李 思源 罗万静 韩培 慧 罗二辉
（．中 国地 质大 学 ，北 京 １０ ８ １ ００ ３；２ ．大 庆 油 田有 限 责 任 公 司 勘 探 开 发 研 究 院 ，黑 龙 江 大 庆 １ ３ １ ） ６ ７ ２
价中 。 关 键 词 ：各 向异 性 储 层 ；垂 直 裂 缝 ；产 能 评 价 ；无 限导 流
中图分类号：Ｔ ３ ２ Ｅ １
文献标识码：Ａ
文章编号：１０ — ５ （ ０ ０ ４（ １ ４ ０ ０３ ４ ２ １ ）０ －８ － ７ ） ０
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垂直裂缝井 的稳态压力分 布解及 各向异性 地层 当量井 径。计算表 明 ：对各 向异性 油藏 ，为获得最 大的产 能 ，应
使 裂 缝 延 展 方 向垂 直 于 主渗 透 方 向 。 该方 法 具 有很 好 的 现 实 意 义 ，能 广 泛 应 用 于 非 均 质 油 藏 垂 直 裂缝 井 产 能 评
摘 要 ：压 裂 油 井 产 能 评 价 是 进 行 压 裂 设 计 的 基 础 。 以 往 的 研 究 主 要 针 对 均 质 油 藏 ， 而对 储 层 各 向异 性 油 层 垂 直 裂 缝 井 产 能 未 曾涉 及 。通 过 引入 各 向异 性 地层 稳 定 点 汇 压 力 分 布 ，并 将 垂 直 裂 缝 抽 象 为 一 条 斜 直 线 汇 ，根 据 汇 源 叠 加 积 分 即可 得 到各 向异 性 地 层 垂 直 裂 缝 井 产 能 通 式 。 应 用 Ｇ ｉ ｇｒ ｎ等 人 提 出 的 近 似 方 法 ，求 得 无 限 导 流 ｒ ｇａｔ ｎ ｅ