考虑页岩裂缝长期导流能力的压裂水平井产量预测_卞晓冰

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基于施工曲线的页岩气井压后评估新方法

基于施工曲线的页岩气井压后评估新方法卞晓冰;蒋廷学;贾长贵;王海涛;李双明;苏瑗;卫然【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2016(036)002【摘要】基于有限的资料进行压后评估分析,对于压裂方案的持续改进具有重要的意义.为了再认识储层及人工裂缝参数,把压裂施工曲线分为前置液注入和主压裂施工两个阶段.通过统计前置液注入阶段的地层破裂次数、平均压力降幅和平均压力降速,可以定性判断地层脆塑性;根据压裂施工中的能量区域可定量化计算综合脆性指数.真三轴大型物理模拟试验结果显示,主压裂施工阶段曲线压力波动频率和幅度反映了裂缝的复杂程度,结合地层脆塑性可综合诊断远井裂缝形态.以渝东南某页岩气P井为例,进行压后评估分析.结果表明:①水平井筒延伸方向的页岩地层非均质性较强,以自然伽马值260 API作为该区地层脆塑性的界限,偏脆性地层更易形成复杂裂缝系统;②P井有一半裂缝为单一缝,为了进一步改善开发效果,应进一步采取精细分段、转向压裂等措施.该成果为进一步改进该区压裂井设计、提高压裂有效改造体积提供了理论依据.【总页数】6页(P60-65)【作者】卞晓冰;蒋廷学;贾长贵;王海涛;李双明;苏瑗;卫然【作者单位】中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院;中国石化石油工程技术研究院【正文语种】中文【相关文献】1.页岩气井压裂施工曲线分析及应用 [J], 袁凯2.压汞曲线的双峰态与毛管参数计算新方法 [J], 原海涵3.须家河低渗砂岩气藏压裂施工曲线特征及压后评估分析 [J], 张智勇;胥云;赵俊生;周书国;蒋建方;田助红;胡利平4.一种页岩气井压后评估的远井可压指数评价方法 [J], 苏瑗;蒋廷学;卞晓冰;周珺5.基于页岩气井压后返排液氯离子分析的压后效果评价 [J], 周小金;张锦涛;苑术生;阳星;段希宇;杨昕睿;王雨莎因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

新的页岩气多级压裂水平井产能预测模型研究

新的页岩气多级压裂水平井产能预测模型研究张晨招【摘要】压裂水平井是快速高效开发页岩气储层和致密储层气藏的方法,而多级压裂水平井裂缝形态的复杂性是决定页岩气产能预测成败的关键技术的指标.目前能够经济、快速地获得页岩气藏压裂水平井产能的方法很少.基于此,采用裂缝形态为"主裂缝与网络裂缝的综合"这种情况,建立页岩气三孔线性流数学模型并求得拉式空间下产量解析解,得到新的页岩气井产量典型曲线,该曲线包括裂缝线性流、过渡流、基质线性流、边界流四个流动阶段.根据我国页岩气藏的地质特点,建立了新的页岩气多级压裂水平产能预测模型,其中裂缝线性流为主裂缝与裂缝网络系统的共同作用,通过对比新模型与双孔线性流模型典型曲线,发现二者的流动阶段一致,但三孔线性流模型较双孔模型产量高,说明主裂缝一定程度上增大了页岩气井产量,在压裂施工设计时,应尽可能压开主裂缝,同时诱导更多裂缝网络的形成.三孔线性流模型的建立为该类型裂缝形态页岩气多级压裂水平井提供了产能预测和分析模型.【期刊名称】《地下水》【年(卷),期】2018(040)005【总页数】5页(P121-125)【关键词】页岩气;多级压裂;水平井;产能预测;线性流【作者】张晨招【作者单位】中国建筑材料工业地质勘查中心陕西总队,陕西西安 710003【正文语种】中文【中图分类】P618.12多级压裂技术是页岩气实现商业化开发的关键技术之一，由于页岩天然裂缝、脆性矿物含量、地应力等复杂性，压裂裂缝形态呈多样化特点，使得页岩气井产能预测困难。

目前对页岩气裂缝形态的描述主要包括三种：平板状双翼裂缝；多裂缝网络；主裂缝与裂缝网络系统的结合[1-3]。

Cinco-Ley H等[4]、 Wattenbarger R A等[5-6]、Anderson D M等[7]基于平板状双翼裂缝假设建立了致密气垂直裂缝直井产量预测及分析模型，并给出了裂缝直井线性流分析方法，Nobakht M等[8-10]将该模型应用于多级压裂水平井；基于多裂缝网络假设，Bello R O等[11] Moghadam S等[12]建立了双孔线性流产能预测模型, Brown M等[13]、Ozkan E等[14]、Brohi I等[15]、徐兵祥等[16]考虑了未压裂区对页岩气产量的影响，建立了页岩复合气藏线性流模型；对于裂缝形态为主裂缝与裂缝网络系统结合的页岩气产能预测模型，目前还未发现相关报道。

压裂投产低—特低渗透油藏井排距设计

压裂投产低—特低渗透油藏井排距设计卞晓冰;张士诚;张景臣;汪道兵【摘要】为了模拟压裂投产低—特低渗透油藏中的非达西渗流特征,在原有黑油模拟器的基础上,建立并求解了考虑两相启动压力梯度、渗透率敏感性以及裂缝导流能力失效性的三维两相数值模拟模型,基于模型分析了压裂井波及椭圆的计算方法及影响因素,并推导了矩形井网和菱形反九点井网的井排距公式.压裂井波及椭圆影响因素分析结果表明:渗透率对压裂水井初期的波及椭圆大小具有显著影响,随着时间的增加注入压差和启动压力影响增大;各因素对波及椭圆的形状没有显著影响.通过遗传算法改进的GA-BP神经网络模型可准确求取压裂井波及椭圆参数.为实现井网系统和裂缝系统的最优匹配,以压裂井对油藏波及系数最大为目标,推导了矩形井网和菱形反九点井网的井排距公式.现场应用表明,压裂后平均日产油量可提高1.25倍,且长期增产效果显著.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2015(042)005【总页数】6页(P646-651)【关键词】低—特低渗透油藏;压裂井;波及椭圆;井排距设计【作者】卞晓冰;张士诚;张景臣;汪道兵【作者单位】中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院;中国石油大学北京;中国石油大学北京;中国石油大学北京;中国石油大学北京【正文语种】中文【中图分类】TE357.1大量开发实例表明，低—特低渗透油田具有产能递减快、注水效果差、见水后油井含水率急剧上升、最终采收率低的特点[1-2]，应用经典达西定律已不能对低渗透油田的开发效果作出合理解释。

由于低—特低渗透油藏具有比中高渗油藏更细小的孔隙和喉道[3-4]，流体在其中流动时会受到除黏滞阻力之外的附加渗流阻力，从而表现出非达西渗流特征。

低—特低渗透油田多采用压裂后投产的方式，研究表明，压裂井（油、水井）生产时的等势线是以井点为中心的椭圆簇[5-6]。

目前部分学者提出了地层参数、压裂井生产制度及裂缝参数等因素对压裂井波及椭圆的影响规律，并以波及椭圆为基础进行井网部署优化[7-8]，但研究井别主要针对生产井，且关于低—特低渗透地层非达西渗流特征及人工裂缝生产失效性等因素进行的研究较少，因此不可避免会对低—特低渗透油田开发产生影响。

页岩气水平井压裂分段分簇综合优化方法

页岩气水平井压裂分段分簇综合优化方法王海涛;蒋廷学;李远照;卞晓冰;华继军【摘要】为进一步提高页岩气水平井分段压裂的有效性,对水平井综合分段布缝及射孔分簇方法进行了优化.基于数值模拟和压裂模拟,兼顾实际裂缝形态和多裂缝参数的彼此影响,提出了分段参数优化正交设计方法;在确定分段数的基础上,从产能最大化角度提出了“W”型分段压裂布缝模式;根据多簇裂缝之间应力干扰及诱导应力分布特征,建立了较为合理的分簇优化方法;考虑页岩气水平井实际穿行轨迹的地质属性和工程特征,形成了地质分大段、工程分小段的分段分簇综合优化设计方法.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】4页(P218-221)【关键词】页岩气;水平井;压裂;分段;分簇;优化【作者】王海涛;蒋廷学;李远照;卞晓冰;华继军【作者单位】中国石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院,武汉430035;中国石化石油工程技术研究院,北京100101;中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院,武汉430035【正文语种】中文【中图分类】TE319合理的分段优化设计是确保页岩气水平井压裂措施效果的前提，涉及到压裂段分簇射孔位置和相关参数的优化[1]。

常用方法是依据油藏数值模拟来确定实现经济产量的压裂段数，再结合随钻测井及录井综合解释结果，进行压裂段及射孔簇的划分，但分段及分簇射孔位置是否具备工程条件上的可压性[2]，或者能否通过压裂改造，形成具有一定复杂程度的网络裂缝[3-4]，常用方法欠考虑。

本文提出了一种基于地质和工程双因素的综合分段分簇优化方法，考虑了分段布缝位置诱导应力干扰作用对压裂效果的影响，同时兼顾段簇间距与产能的匹配关系。

对页岩气水平井开发而言，合理的分段是水力压裂成功的重要保证。

为最大程度发挥水平井的产能，目前主要应用商业油藏数值模拟器Eclipse，首先建立考虑吸附解析模型的页岩气井模型，根据不同压裂段数累计产量随时间变化曲线，确定满足产能最优化的压裂段数[5]；其次，结合压裂模拟软件，建立不同压裂段数与净现值的匹配关系。

页岩可压性指数评价新方法及应用

页岩可压性指数评价新方法及应用蒋廷学;卞晓冰;苏瑗;刘双莲;卫然【摘要】Brittleness evaluation is the basis for shale fracabilityevaluation ,and the brittleness index research has been limited to near-wellbore zone in foreign studies .In order to fully describe the shale fraca-bility ,a new integrated method of shale brittleness index evaluation was proposed in view of energy based on fracturing parameters .A comprehensive model of shale fracability index was established taking into ac-count both geology and engineering parameters .Moreover ,the normalization method was adopted to estab-lish a new model of shale fracability index which was evaluated by the ratio of equivalent proppant volume to equivalent fracturing fluid volume .Field application showedthat the calculated shale brittleness index is highly correlated to fracability index and post-frac gas production ,and may be used to determine thepre-ferred fraturing position for each stage ;the new method is reliableand practicable .It can be recommended for promoting shale gas exploration and development in China .%脆性指数是评价页岩可压性的基础，国外的脆性指数研究只局限于近井筒参数。

页岩气水平井分段压裂排采规律研究_蒋廷学

＋（）中图分类号：ＴＥ３５７．１１文献标识码：Ａ文章编号：１００１０８９０２０１３０５００２１０５－－－
ＦｌｏｗＢａｃｋＭｅｃｈａｎｉｓｍＳｔｕｄｏｆＭｕｌｔｉＳｔａｅＦｒａｃｔｕｒｉｎ－ｙｇｇｏｆＳｈａｌｅＧａｓＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＷｅｌｌｓ
１１１２，，ＪｉａｎＴｉｎｘｕｅＢｉａｎＸｉａｏｂｉｎＷａｎＨａｉｔａｏＬｉｕＺｈｉｕｇｇｇ，ｇｙ（１．ＳｉｎｏｅｃＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｉｎｅｅｒｉｎＢｅｉｉｎ１００１０１，Ｃｈｉｎａ；２．ＣｏｌｌｅｅｏＰｅ－ｐｆｇｇ，ｊｇ，ｇｆ，（），，，）ｔｒｏｌｅｕｍＥｎｉｎｅｅｒｉｎＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｏＰｅｔｒｏｌｅｕｍＢｅｉｉｎＢｅｉｉｎ１０２２４９Ｃｈｉｎａｇｇｙｆｊｇｊｇ：Ａ，Ａｂｓｔｒａｃｔｔｒｅｓｅｎｔｆｌｏｗｂａｃｋｍａｎａｅｍｅｎｔａｆｔｅｒｆｒａｃｔｕｒｉｎｏｆｓｈａｌｅａｓｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｍａｉｎｌｄｅ－ｐｇｇｇｙ，ｅｎｄｓａｓｏｎｆｉｅｌｄｅｘｅｒｉｅｎｃｅ．Ｂｃｏｍｂｉｎｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｏｄｅｌａｎｄｗｅｌｌｂｏｒｅｆｌｏｗｍｏｄｅｌｍｕｌｔｉｓｔａｅｐｇｐｙｇｇｆｌｏｗｂａｃｋｏｆｓｈａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｗａｓｓｉｍｕｌａｔｅｄｏｎｔｈｅｏｒｔｈｏｏｆｒａｃｔｕｒｉｎａｔｔｅｒｎａｓｒｅｌｉｍｉｎａｒｉｌ．Ｂａｓｅｄ－ｇｇｐｇｐｙ，，，ｎａｌｄｅｓｉｎｍｅｔｈｏｄ１３ｆａｃｔｏｒｓｉｎｃｌｕｄｉｎｒｏｃｋｍａｔｒｉｘｆｒａｃｔｕｒｅａｎｄｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｒｅｔａｋｅｎｉｎｔｏｃｏｎｓｉｄｅｒａｔｉｏｎ．ｇｇｐｒｅｓｕｌｔｓｉｎｄｉｃａｔｅｔｈａｔｔｈｅｆａｃｔｏｒｓａｆｆｅｃｔｉｎｆｌｏｗｂａｃｋｒｅｃｏｖｅｒｒａｎｋｉｎｄｅｓｃｅｎｄｉｎｓｅｕｅｎｃｅａｓｖｉｓｃｏｓｉｔｏｆＴｈｅｇｙｇｑｙ，，，，ｅｌｂｒｅａｋｉｎｆｌｕｉｄｒｅｓｓｕｒｅｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｂｏｔｔｏｍｈｏｌｅｆｌｏｗｉｎｒｅｓｓｕｒｅｔｏｔａｌｓｔａｅｓｆｌｕｉｄｖｏｌｕｍｅｉｎｅｃｔｅｄｅｒｇｇｐｇｐｇｊｐ，，，，，ｓｔａｅｈａｌｆｆｒａｃｔｕｒｅｌｅｎｔｈ，ｆｌｏｗｂａｃｋｒａｔｅｆｌｏｗｂａｃｋｔｉｍｅｆｒａｃｔｕｒｅｃｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｉｒｒｅｄｕｃｉｂｌｅｗａｔｅｒｓａｔｕｒａｔｉｏｎｇｇｙ，，，ｒｏｅｄｒｏｆｉｌｅａｓｆｒａｃｔｕｒｅｓｈａｅｆｒａｃｔｕｒｅａｎｄａｄｓｏｒｔｉｏｎｃｏｎｔｅｎｔ．Ｔｏｏｔｉｍｉｚｅｆｌｏｗｂａｃｋｅｆｆｅｃｔｃｏｎｔｒｏｌｌａ－ｐｐｐｐｇｐｐｐ，ｂｌｅｆａｃｔｏｒｓａｍｏｎｔｈｏｓｅｍｅｎｔｉｏｎｅｄａｂｏｖｅｃａｎｂｅｕｓｅｄｔｏａｄｕｓｔｆｒａｃｔｕｒｅｔｒｅａｔｍｅｎｔａｎｄｔｈｅｕｎａｒａｍｅｔｅｒｓ－ｇｊｐｃｏｎｔｒｏｌｌａｂｌｅｆａｃｔｏｒｓｃａｎｂｅｕｓｅｄｉｎｗｅｌｌａｎｄｉｎｔｅｒｖａｌｃａｎｄｉｄａｔｅｓｅｌｅｃｔｉｏｎ．Ｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｒｅｓｕｌｔｓｈａｖｅｂｅｅｎｕｔｐ，ａｌｉｃａｔｉｏｎｉｎｓｈａｌｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｉｎＪｉａｏｓｈｉｂａＢｌｏｃｋｏｆＦｕｌｉｎｉｎＣｈｏｎｉｎｔｈｅｆｌｏｗｂａｃｋａｎｄｉｎｔｏａｓｒｏｄｕｃ－ｐｐｇｇｇｑｇｇｐ，ａｓｒｏｄｕｃｔｉｏｎｔｉｏｎｅｆｆｅｃｔａｆｔｅｒｆｒａｃｔｕｒｉｎｉｓｖｅｒｅｎｃｏｕｒａｉｎｗｈｅｒｅｏｆｓｅｖｅｒａｌｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｒｅａｃｈｍｏｒｅｇｙｇｇｇｐ３／，１００，０００ｍｄａｆｔｅｒｆｒａｃｔｕｒｉｎａｎｄｔｈｅｄｅｃｌｉｎｅｒａｔｅｉｓｖｅｒｌｏｗ．ｔｈａｎｇｙ：；；；ａｓａｔｔｅｒｎ；Ｋｅｗｏｒｄｓｓｈａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｍｕｌｔｉｓｔａｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｆｌｏｗｂａｃｋｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ－ｇｐｇｇｙ

页岩气水平井分段压裂排采规律研究

页岩气水平井分段压裂排采规律研究蒋廷学;卞晓冰;王海涛;刘致屿【摘要】At present ,flowback management after fracturing of shale gas horizontal wells mainly de-pends on field experience .By combining gas reservoir simulation model and wellbore flow model ,multistage fracturing flowback pattern of shale gas horizontal wells was simulated preliminarily .Based on the orthogo-nal design method ,13 factors including rock matrix ,fracture ,and production are taken into consideration . T he results indicate that the factors affecting flow back recovery rank in descending sequence as viscosity of gel breakingfluid ,pressure coefficient ,bottom hole flowing pressure ,total stages ,fluid volume injected per stage ,half fracture length ,flowback rate ,flowback time ,fracture conductivity ,irreducible water saturation , fractureshape ,propped fracture profile ,and adsorption gas content .To optimize flowback effect ,controlla-ble factors among those mentioned above can be used to adjust fracture treatment parameters ,and the un-controllable factors can be used in well and interval candidate selection .The research results have been put into application in shale gas fracturing in Jiaoshiba Block of Fuling in Chongqing ,the flow back and produc-tion effect after fracturing is very encouraging ,where gas production of several horizontal wells reach more than 100 ,000 m3/d after fracturing ,and the decline rate is very low .%目前页岩气水平井压裂后排采主要依靠现场经验，规律性不强。

页岩气水平井分段压裂优化设计新方法

页岩气水平井分段压裂优化设计新方法蒋廷学;卞晓冰;袁凯;周林波【摘要】针对页岩气水平井分段压裂形成的复杂性裂缝量化表征困难、压裂优化设计方法不成熟的问题，对已有裂缝复杂性指数表征方法做了进一步深化，考虑各分支裂缝沿主水力裂缝方向的分布密度及其相互间渗流干扰波及面积，提出了新的裂缝复杂性指数表达式，使其不仅仅是一个范围，而是一个具体数值。

围绕最大限度提高裂缝复杂性指数的压裂优化设计目标，从配套施工参数的优化与控制、最终预期产量的预测等方面入手，给出了针对水平层理缝/纹理缝发育储层、高角度天然裂缝发育储层的压裂优化设计方法及流程，并提出了天然裂缝分布密度及延伸缝长的定量描述方法。

该压裂优化设计新方法在涪陵焦石坝某井进行了试验，其无阻流量比邻井约高26％，证明该新方法能有效提高页岩气水平井分段压裂的效果，对页岩气的经济有效开发具有重要意义。

%It is very difficult to quantitatively characterize fracture complexity index for multiple hy-draulic fracturing in shale gas horizontal wells ,and there is no method available at present on how to opti-mize fracturing design nowadays .Therefore ,fracture complexity index characteristic is further analyzed while the distribution density of branch fractures and seepage flow interference overlap area between them along the main hydraulic fracture are taken into consideration .New fracture complexity index is not a range but a specific value .So the object of fracturing design is to maximize fracture complexity index through op-timization and control fracturing treatment parameters ,predicting post-fracturing performance and effectiveperiod ,etc .Based on the systematic works ,a new multiple fracturingdesign method and workflow were es-tablished under the condition of horizontal stratification and/or texture fissures .In addition ,it is a quantita-tively descriptive method of distribution density and length of each natural fractures .This new method was verified in a horizontal shale gas well in Jiaoshiba area and the averaged open-flow capacity rate is 26%greater than none-treated well .The new fracturing design method can improve post-fracturing performance to a great extent and so that it has a great significance in the exploration and development of shale gas in China in the future .【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2014(000)002【总页数】6页(P1-6)【关键词】页岩气;水平井;分段压裂;优化设计【作者】蒋廷学;卞晓冰;袁凯;周林波【作者单位】中国石化石油工程技术研究院，北京 100101;中国石化石油工程技术研究院，北京 100101;中国石油大学北京石油工程学院，北京 102249;中国石化石油工程技术研究院，北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE357.1由于页岩裂缝形态复杂，要考虑的因素多[1-4]，因此与常规油气井压裂优化设计相比，页岩气水平井压裂优化设计要更复杂、更困难。

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［］０％～８５％１－３。超低孔渗特征及其特殊的气体储２存方式，决定了页岩气具有生产周期长、开发成本高
；。收稿日期：改回日期：０２０２０１４４４０１４５６２２－－－－，作者简介：男，山东菏泽人，卞晓冰（９８５—）００７年毕业于中１２国石油大学（华东）石油工程专业，北京）油２０１２年获中国石油大学（气田开发工程专业博士学位，工程师，主要从事水力压裂优化设计方法及数值模拟研究工作６９８，ｂｉａｎｘｉａｏｂｉｎ８５＠１２６．ｃｏｍ。ｇ基金项目：中国石化科技攻关项目 “ 涪陵区块页岩气层改造技术研究 ” 部分研究内容。
；ｔｅｒ．ＴｈｅｅｘｅｒｉｍｅｎｔｒｅｓｕｌｔｓｗｅｒｅｕｓｅｄｉｎｔｈｅｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｆａｗｅｌｌｌｏｃａｔｅｄｉｎｓｏｕｔｈｅａｓｔｏｆＳｉｃｈｕａｎｐｃｔｔｈｅｒｏｄｕｃｔｉｏｎｉｎｔｈｅｆｉｘｅｄｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｃａｓｅｗａｓｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄ２ｏｒ３ｔｉｍｅｓｏｆｔｈａｔｉｎｔｈｅｌｏｎｅｒｍｆｌｏｗｃｏｎ－－－ｐｙｇｅｄｕｃｔｉｖｉｔｃａｓｅ．Ｔｅｎａｒｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｒｅｄｉｃｔｉｏｎｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｅｄｔｈａｔｔｈｅｒｏｄｕｃｔｉｏｎｃｃｌｅｏｆｓａｍｌｅｗｅｌｌ－ｙｙｐｐｐｙｐ：２，ｗ４４，ｗｃｏｕｌｄｂｅｄｉｖｉｄｅｄｉｎｔｏ３ｓｔａｅｓｅａｒ１ｈｅｎｔｈｅｄｅｃｌｉｎｅｒａｔｅｃｏｕｌｄｂｅ４２％－６％，ｅａｒ３ｈｅｎｔｈｅｄｅｃｌｉｎｅ－－ｇｙｙ３１ｒａｔｅｗａｓｓｔａｂｉｌｉｚｅｄｗｉｔｈｉｎ２７％－７％，ａｎｄｅａｒ５０，ｗｈｅｎｔｈｅｄｅｃｌｉｎｅｒａｔｅｗａｓｌｏｗｅｒｅｄｔｏ４％ｏｒｌｅｓｓ．Ｉｔｗａｓ－ｙｔｈｅｒｅｆｏｒｅｃｏｎｃｌｕｄｅｄｔｈａｔｒｏａｎｔｆｏｒｆｒａｃｔｕｒｅｓｉｎｓｈａｌｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｓｈｏｕｌｄｂｅｅｖａｌｕａｔｅｄａｎｄｓｅｌｅｃｔｅｄｕｓｉｎｐｐｐｇ，ｔｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｏｆｌｏｎｅｒｍｆｌｏｗｃｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｅｘｅｒｉｍｅｎｔｓａｎｄｔｈｅｒｏｄｕｃｔｉｏｎｄｅｃｌｉｎｅｒｏｆｉｌｅｃａｎｂｅｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄ－ｇｙｐｐｐｆｒａｃｔｕｒｉｎｔｉｍｅｆｏｒｆｒａｃｔｕｒｅｄｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｓｈａｌｅｔｏｄｅｔｅｒｍｉｎｅｔｈｅｒｅａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．－ｇｇ：；；；；Ｋｅｗｏｒｄｓｓｈａｌｅａｓｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｆｌｏｗｃｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｒｏｄｕｃｔｉｏｎｄｅｃｌｉｎｅｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｇｙｐｙ基质渗透率页岩气是典型的自生自储式气藏，－９属于纳达西数量一般为１Ｄ，．０×１０．０×１０－６～１级，其中以吸附相态存在的天然气可占赋存总量的
２２／／ａｒｎｄ１．０ｋｍｅｓｅｃｔｉｖｅｌ．Ｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｃｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔｄｅｃｌｉｎｅｄａｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｏｆ２．５ｋｍ－ｇｐｙｙｐｇ，ｒｒｏａｎｔｅｍｂｅｄｄｉｎａｎｄｃｒｕｓｈｉｎａｎｄａｔｌｏｗｅｒｒａｔｅ４ｄａｓａｆｏｘｉｍａｔｅｌ４３％ｉｎｔｈｅｆｉｒｓｔ２ｄａｓｄｕｅｔｏｙｙ－ｐｐｐｐｇｇｙ
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第４２卷第５期２０１４年９月
石油钻探技术ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＤＲＩＬＬＩＮＧＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳ
Ｖｏｌ．４２Ｎｏ．５，Ｓｅ．２０１４ｐ
页岩气工程技术专题
：／ｏｉ１０．１１９１１ｓｚｔｓ．２０１４０５００６ｄｙｊ
ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＰｒｅｄｉｃｔｉｏｎｏｆＦｒａｃｔｕｒｅｄＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＷｅｌｌｉｎＳｈａｌｅｅｒｍＦｌｏｗＣｏｎｄｕｃｔｉｖｉｔＴＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓＣｏｎｓｉｄｅｒｉｎＬｏｎ－ｙｇｇ
考虑页岩裂缝长期导流能力的压裂水平井产量预测
卞晓冰１，蒋廷学１，贾长贵１，李双明１，王雷２
）（中国石化石油工程技术研究院，北京１中国石油大学（北京）石油工程学院，北京１００１０１；２．０２２４９１．
摘要：页岩气井压裂后初期产量高，随后产量迅速递减，但在预测页岩气压裂水平井产量时，目前国内尚无２／。试验结果表下的长期导流能力试验和两种铺砂浓度实际产量递减规律可借鉴。为此，进行了２．５１．０ｋｇｍ，。后导流能力则降低得很少将试验结果应用到川东明，支撑剂的嵌入及破碎导致前２ｄ导流能力约降低４３％４ｄ南某井数值模拟中，恒定导流能力方案产量为考虑长期导流能力方案的２～３倍；示１０年生产动态预测结果显示，第３～４年产量递减率降至２第５～例井生产周期可分为３个阶段，前２年产量递减率高达４２％～４６％，７％～３７％，页岩支撑剂评价优选应以裂缝长期导流能力试验结果为基１０年产量递减率缓慢降至４％以下。研究结果表明，础，考虑裂缝长期导流能力影响的产量递减规律可为页岩气压裂水平井重复压裂时机的确定提供依据。关键词：页岩气水平井导流能力产量递减数值模拟（）中图分类号：０００Ｅ３５７文献标识码：００１８９０２０１４０５０３７５ＴＡ文章编号：１－－－