壓裂水平井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能分析與影響因素研究
——以鄂爾多斯長(zhǎng)慶致密油為例

趙振峰，唐梅榮，杜現(xiàn)飛，安 杰，蔡明玉，蘇玉亮，王文東

1)中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安 710021；2)中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580

【環(huán)境與能源/EnvironmentandEnergy】

壓裂水平井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能分析與影響因素研究
——以鄂爾多斯長(zhǎng)慶致密油為例

趙振峰1，唐梅榮1，杜現(xiàn)飛1，安 杰1，蔡明玉2，蘇玉亮2，王文東2

1)中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安 710021；2)中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580

為研究致密油儲(chǔ)層改造參數(shù)對(duì)壓裂水平井非穩(wěn)態(tài)流動(dòng)特征的影響，有效預(yù)測(cè)壓裂水平井產(chǎn)能，基于復(fù)雜縫網(wǎng)特征，建立了縫網(wǎng)雙重介質(zhì)壓裂水平井滲流數(shù)學(xué)模型，采用有限元法對(duì)模型進(jìn)行數(shù)值求解．結(jié)合長(zhǎng)慶油田Z183井區(qū)致密油資料，通過(guò)對(duì)比不同改造方式及不同儲(chǔ)層改造體積模式的模型計(jì)算結(jié)果，分析壓裂水平井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量特征，并采用信息量分析法對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能影響因素進(jìn)行研究．研究發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)層改造帶寬與初期線性流動(dòng)階段持續(xù)時(shí)間和壓裂水平井產(chǎn)能正相關(guān)，與產(chǎn)量下降時(shí)間負(fù)相關(guān)；各主要因素按影響的顯著程度從小到大依次為：主裂縫半長(zhǎng)、水平井段長(zhǎng)度、主裂縫導(dǎo)流能力和裂縫條數(shù)；次要影響因素包括基質(zhì)滲透率、孔隙度和裂縫簇?cái)?shù)等．

致密油藏；壓裂水平井；有限元；不穩(wěn)定產(chǎn)量分析；儲(chǔ)層改造體積；信息量分析

——ErdosBasinChangqingtightoil

致密油儲(chǔ)層滲透率低，常采用壓裂水平井進(jìn)行商業(yè)化開(kāi)發(fā)[1-3]．許多研究分析了壓裂水平井的滲流特征，并采用不同方法進(jìn)行了產(chǎn)能預(yù)測(cè)．Brown等[4-6]研究表明，致密油壓裂水平井滲流在較長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)呈不穩(wěn)定線性流特征．影響致密油壓裂水平井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量的因素有很多，包括地質(zhì)因素(基質(zhì)滲透率和基質(zhì)孔隙度等)、流體性質(zhì)(原油黏度等)、水平井設(shè)計(jì)參數(shù)(水平井長(zhǎng)度等)和裂縫參數(shù)(裂縫半長(zhǎng)和裂縫間距等)．文獻(xiàn)[7-12]利用數(shù)學(xué)模型及數(shù)值模擬等方法分別研究了裂縫數(shù)目和裂縫半長(zhǎng)等單因素對(duì)產(chǎn)能的影響，但并未考慮各因素對(duì)產(chǎn)能影響程度的差別．

本研究基于壓裂改造后縫網(wǎng)系統(tǒng)及儲(chǔ)層改造體積(stimulated reservoir volume, SRV)的特征，建立了壓裂水平井復(fù)雜縫網(wǎng)雙重介質(zhì)數(shù)值模擬模型，并進(jìn)行了網(wǎng)格劃分及有限元求解．在數(shù)值模擬和動(dòng)態(tài)分析對(duì)比的基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)了多套方案，研究不同改造體積方式、儲(chǔ)層改造體積的帶寬及改造模式下的非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量特征．最后結(jié)合Z183區(qū)致密油儲(chǔ)層資料，采用信息量分析法對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能影響因素進(jìn)行了排序．

1 縫網(wǎng)雙重介質(zhì)壓裂水平井物理模型

體積改造構(gòu)成了人工裂縫-天然裂縫系統(tǒng)，天然裂縫在壓裂過(guò)程中發(fā)生擴(kuò)展和開(kāi)啟，形成次裂縫及次裂縫網(wǎng)絡(luò)，分布在人工裂縫(主裂縫)周?chē)?，其滲透率遠(yuǎn)大于基質(zhì)滲透率．基于非常規(guī)儲(chǔ)層體積壓裂縫網(wǎng)形成過(guò)程及相關(guān)特點(diǎn)，模型假設(shè)流體流動(dòng)為可壓縮單相(只考慮油相)，基質(zhì)系統(tǒng)、裂縫系統(tǒng)的流動(dòng)服從達(dá)西定律．模型假設(shè)儲(chǔ)層為盒狀油藏，體積壓裂水平井位于油藏中心，有限導(dǎo)流能力裂縫垂直穿過(guò)水平井筒；儲(chǔ)層改造體積位于裂縫兩側(cè)，由基質(zhì)/裂縫介質(zhì)組成，流體為擬穩(wěn)態(tài)流動(dòng)；儲(chǔ)層未改造區(qū)為基巖系統(tǒng)．雙重介質(zhì)壓裂水平井物理模型如圖1.

圖1 雙重介質(zhì)壓裂水平井物理模型Fig.1 Physical model of fractured horizontal well in dual-porosity reservoir

2 縫網(wǎng)雙重介質(zhì)壓裂水平井?dāng)?shù)學(xué)模型的建立與求解

定義縫網(wǎng)雙重介質(zhì)壓裂水平井無(wú)因次參數(shù)為

xD=x/L,yD=y/L,zD=z/L

(1)

xeD=xe/L,yeD=ye/L

(2)

(3)

(4)

(5)

λ=αL2KmD

(6)

(7)

其中，n表示x、y、z方向；L為水平井長(zhǎng)度(單位：m)；xe和ye為油藏邊界距離(單位：m)；Km為基巖滲透率(單位：μm2)；Kf為儲(chǔ)層改造區(qū)縫網(wǎng)滲透率(單位：μm2)；KF為人工裂縫滲透率(單位：μm2)；t為生產(chǎn)時(shí)間(單位：h)；μ為流體黏度(單位：mPa·s)；φm為基巖孔隙度；φf(shuō)為裂縫孔隙度；Cm為基質(zhì)壓縮系數(shù)(單位：MPa-1)；Cf為裂縫壓縮系數(shù)(單位：MPa-1)；qtotal為總地下產(chǎn)油量(單位：m3/d)；pi為油藏初始?jí)毫?單位：MPa)；λ為介質(zhì)內(nèi)部竄流系數(shù)；α為形狀因子；ωmf為彈性儲(chǔ)能比；xD、yD、yeD和yeD為無(wú)因次距離；tD為無(wú)因次時(shí)間；prD為無(wú)因次壓力；m、f和F分別為基質(zhì)、儲(chǔ)層改造內(nèi)的裂縫和人工裂縫．

基質(zhì)中流體的運(yùn)動(dòng)方程為

(8)

其中，vm為基巖內(nèi)流體滲流速度矢量(單位：m/s)；pm為基巖孔隙系統(tǒng)壓力(單位：MPa)．

2.1 基質(zhì)系統(tǒng)滲流數(shù)學(xué)模型

(9)

其中，ρ為流體密度(單位：kg/m3)；qmf為單位孔隙體積源/匯體積流量．

未改造區(qū)域與儲(chǔ)層改造區(qū)域基質(zhì)具有相同的儲(chǔ)層性質(zhì)，將三維空間中的面(面源)等效為二維空間中的線(線源)的疊加，整理得到基巖中無(wú)因次流動(dòng)數(shù)學(xué)模型為

(10)

直接寫(xiě)出初始條件及邊界條件，

pmD(xD,yD,zD;tD=0)

(11)

(12)

2.2 縫網(wǎng)雙重介質(zhì)系統(tǒng)滲流數(shù)學(xué)模型

儲(chǔ)層改造區(qū)域位于復(fù)雜分叉網(wǎng)絡(luò)附近，天然裂縫及溝通的復(fù)雜縫網(wǎng)密集發(fā)育，該區(qū)域縫網(wǎng)雙重介質(zhì)模型的連續(xù)性方程為

(13)

儲(chǔ)層改造區(qū)域初始條件

pm(x,y,z;t=0)=pf(x,y,z;t=0)=pi

(14)

邊界條件

pf(x,y,z;t)=pF(x,y,z;t)

(15)

其中，ρ為流體密度(單位：kg/m3)；qf為縫網(wǎng)系統(tǒng)單位體積源/匯項(xiàng)(單位：s-1)；pf為縫網(wǎng)裂縫系統(tǒng)壓力(單位：MPa)；pm為基巖孔隙系統(tǒng)壓力(單位：MPa)；δ(M-M′)為Delta函數(shù)，M=M′時(shí)函數(shù)值為1，否則為0；

由于儲(chǔ)層改造區(qū)域與人工裂縫、次裂縫網(wǎng)絡(luò)相連．對(duì)控制方程、初始條件及邊界條件進(jìn)行無(wú)因次化，可以得到縫網(wǎng)改造區(qū)基質(zhì)無(wú)因次方程

(16)

儲(chǔ)層改造區(qū)縫網(wǎng)無(wú)因次方程

(17)

初始條件

pmD(xD,yD,zD;tD=0)=

pfD(xD,yD,zD;tD=0)=0

(18)

2.3 人工裂縫系統(tǒng)滲流數(shù)學(xué)模型

人工主裂縫是連接井筒和儲(chǔ)層的唯一通道，流體在主裂縫中的流動(dòng)服從達(dá)西定律，控制方程為

(19)

區(qū)域初始條件

pF(x,y,z;t=0)=pi

(20)

邊界條件

pF(x,y,z;t)=pf(x,y,z;t)

(21)

將無(wú)因次參數(shù)代入控制方程及邊界條件，整理得到人工裂縫系統(tǒng)無(wú)因次方程

2πheDqFDδ(M-M′)=0

(22)

pFD(xD,yD,zD;tD=0)=0

(23)

pfD(xD,yD,zD;tD)=pFD(xD,yD,zD;tD)

(24)

其中，qF為人工裂縫體積源/匯項(xiàng)(單位：s-1)；cF為人工裂縫壓縮系數(shù)(單位：MPa-1)；

依據(jù)裂縫在地層中的分布情況及分形分叉裂縫網(wǎng)絡(luò)特征，對(duì)體積壓裂水平井模型進(jìn)行網(wǎng)格剖分，如圖2，并采用有限元法對(duì)模型進(jìn)行求解．主裂縫基于離散裂縫模型進(jìn)行顯示處理，分別對(duì)基質(zhì)系統(tǒng)、縫網(wǎng)改造系統(tǒng)和人工裂縫系統(tǒng)進(jìn)行單元特性分析．通過(guò)建立有限元積分方程(Galerkin加權(quán)余量)，將求解單元離散為有限單元體，然后逐一求解．

圖2 壓裂水平井網(wǎng)格剖分Fig.2 The grid of fractured horizontal well

3 壓裂水平井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量特征分析

3.1 長(zhǎng)慶致密油與Bakken致密油產(chǎn)量對(duì)比

致密/頁(yè)巖油氣生產(chǎn)井中線性流動(dòng)的非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量特征極為明顯，表現(xiàn)在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)產(chǎn)量特征圖上為的斜率為“1/2”的直線，可以根據(jù)曲線出現(xiàn)流動(dòng)階段估計(jì)儲(chǔ)層參數(shù)．Bello 等[13]對(duì)不同泄油面積下的頁(yè)巖氣藏壓裂水平井的線性非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征進(jìn)行了分析，研究表明，出現(xiàn)線性流動(dòng)非穩(wěn)態(tài)特征的主要原因是基質(zhì)附近具有較高導(dǎo)流能力的裂縫網(wǎng)絡(luò)．圖3為北美Bakken頁(yè)巖油兩口壓裂水平井 (Well#1)在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)下時(shí)間平方與產(chǎn)量的關(guān)系，曲線早期斜率為-1/4，隨后在 30 d左右出現(xiàn)了非穩(wěn)態(tài)線性流動(dòng)，曲線斜率為-1/2．圖4為長(zhǎng)慶油田致密油體積壓裂水平井(井號(hào)CQ-HP)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征，可以看出由于生產(chǎn)時(shí)間過(guò)短，表現(xiàn)在產(chǎn)量特征曲線上仍為線性流動(dòng)階段．

圖3 Bakken致密油壓裂水平井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征 Fig.3 Unsteady-state production feature in Bakken tight oil reservoir

圖4 長(zhǎng)慶致密油CQ-HP井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征Fig.4 Unsteady-state production feature in Changqing tight oil reservoir

3.2 儲(chǔ)層改造體積模式影響

基于致密油非穩(wěn)態(tài)的流動(dòng)特點(diǎn)，建立縫網(wǎng)雙重介質(zhì)數(shù)值模擬模型，分析計(jì)算了體積壓裂水平井的典型產(chǎn)量特征曲線．Z183區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，該區(qū)長(zhǎng)7儲(chǔ)層構(gòu)造特征簡(jiǎn)單，表現(xiàn)為由東向西傾斜的大型平緩單斜，傾角較?。髁﹂L(zhǎng)71層砂體厚度為15～30 m，平均孔隙度為10.8%，平均滲透率為0.19×10-3μm2，為典型致密油藏．原始平均含油飽和度為52.44%，原始地層壓力為10.32 MPa，天然裂縫密度為1.4 條/m，地層原油密度為0.83 g/cm3．為揭示天然裂縫或溝通誘導(dǎo)裂縫在儲(chǔ)層改造的作用，設(shè)計(jì)了3種方案：① 儲(chǔ)層天然裂縫不發(fā)育或未形成溝通的裂縫網(wǎng)絡(luò)；② 裂縫溝通了部分儲(chǔ)層，儲(chǔ)層橫向動(dòng)用程度有限，形成了“有效儲(chǔ)層改造體積”，存在未改造區(qū)；③ 儲(chǔ)層完全改造并充滿整個(gè)儲(chǔ)層改造體積，此時(shí)壓裂裂縫對(duì)天然裂縫進(jìn)行了充分的溝通和開(kāi)啟．

生產(chǎn)時(shí)間分別為 30、360、1 590和3 650 d，體積壓裂水平井存在有效儲(chǔ)層改造體積(effective stimulated reservoir volume, ESRV)時(shí)的壓力動(dòng)態(tài)變化規(guī)律如圖5．由圖5可以看出，隨生產(chǎn)時(shí)間的增加，儲(chǔ)層改造區(qū)域內(nèi)的壓降逐漸增大，壓力波首先在 SRV 區(qū)域內(nèi)波及，隨后擴(kuò)散到儲(chǔ)層改造體積的邊界到達(dá)未改造區(qū)域．由于儲(chǔ)層改造區(qū)域滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于基質(zhì)滲透率，在儲(chǔ)層未改造區(qū)域壓力下降明顯比 SRV 區(qū)域小很多．圖6對(duì)比了3種方案的非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征，縫網(wǎng)的分布模式對(duì)體積壓裂水平井的產(chǎn)量影響很大，儲(chǔ)層改造越充分，累積產(chǎn)油量越大．初期產(chǎn)能相當(dāng)?shù)那闆r下，儲(chǔ)層未改造方案產(chǎn)量遞減較快，體現(xiàn)在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)上斜率為 1 的直線，表明非常規(guī)儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率極低，垂直于裂縫壁面的線性流動(dòng)階段很長(zhǎng)．儲(chǔ)層部分改造和完全改造方案生產(chǎn)早期產(chǎn)量較為穩(wěn)定，均存在早期裂縫線性流、垂直于裂縫壁面的雙線性流動(dòng)階段．曲線晚期由于改造帶寬有限，部分改造縫網(wǎng)外圍區(qū)域流動(dòng)能力逐漸降低，開(kāi)采末期產(chǎn)量遞減速度明顯要大于完全改造的方案．

圖5 儲(chǔ)層部分改造地層壓力動(dòng)態(tài)變化規(guī)律Fig.5 Dynamic formation pressure distribution of partial SRV stimulation

圖6 不同儲(chǔ)層改造方式非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征Fig.6 Unsteady-state production for different modification modes

圖7 Bakken兩口致密油生產(chǎn)井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量對(duì)比 Fig.7 Comparison of two product wells in Bakken oil field

圖8 不同儲(chǔ)層改造帶寬非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征Fig.8 Unsteady-state production for different fair-width

圖 9對(duì)比了水平井與裂縫3種儲(chǔ)層匹配模式下的非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征．由于體積改造形成的 SRV 與儲(chǔ)層的巖石力學(xué)特征息息相關(guān)，裂縫主要沿著最大主應(yīng)力方向延伸，當(dāng)水平井筒沿著最小主應(yīng)力方向鉆井時(shí)，將會(huì)獲得最大的儲(chǔ)層改造體積，如圖9③．相反，如果水平井筒沿著最大主應(yīng)力方向，裂縫開(kāi)啟的難度將加大，水力裂縫也無(wú)法與天然裂縫溝通形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，僅能在很小范圍內(nèi)形成 SRV，如圖9．通過(guò)對(duì)比不同儲(chǔ)層改造體積模式，研究了水平井筒與人工裂縫(沿著最大主應(yīng)力方向)角度分別為 15°、45°、60°和90°時(shí)的非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量變化規(guī)律．水平井井筒與裂縫的角度越小，儲(chǔ)層改造體積越小，裂縫之間流動(dòng)干擾時(shí)間越早，水平井筒與裂縫之間夾角較小時(shí)，日產(chǎn)油水平也較低，裂縫區(qū)域外波及的范圍也越?。虼?，體積壓裂改造過(guò)程中要充分考慮天然裂縫以及主應(yīng)力方向，在保證裂縫縱向裂縫擴(kuò)展的同時(shí)，兼顧主裂縫與天然裂縫能夠有效溝通，大幅提高儲(chǔ)層橫向動(dòng)用程度．

①水平井筒方向與最小主應(yīng)力方向一致；②水平井筒方向與最小主應(yīng)力方向呈一定角度；③水平井筒方向與最小主應(yīng)力方向呈90°.圖9 不同儲(chǔ)層改造體積模式與非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量動(dòng)態(tài)特征Fig.9 Unsteady-state production at different angle between horizontal well hydraulic fracture

4 非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量影響因素分析

根據(jù)信息量分析理論[14]，基于長(zhǎng)慶油田Z183井區(qū)壓裂水平井實(shí)際產(chǎn)量參數(shù)，計(jì)算各因素對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能影響的信息量．每個(gè)影響因素總信息量的大小表明此因素對(duì)水平井產(chǎn)能影響的程度，總信息量大表明該因素對(duì)產(chǎn)能的影響程度也越大．首先，選取某一數(shù)值作為分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)，將研究對(duì)象劃分為A組和B組，分析各影響參數(shù)不同變化區(qū)間投影在A和B組的頻率．通過(guò)計(jì)算頻率，確定屬于兩個(gè)級(jí)別(A和B)的分配差別，差別程度越大，則信息量越大，反之越?。?/p>

Z183區(qū)投產(chǎn)井10口，已投產(chǎn)18個(gè)月，初期平均單井產(chǎn)油420 m3/月，平均單井累積產(chǎn)油7 300 m3，平均單井產(chǎn)量仍為400 m3/月．因生產(chǎn)時(shí)間過(guò)短，通過(guò)數(shù)值模擬對(duì)各井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行擬合，并預(yù)測(cè)計(jì)算出10口井5年的累積產(chǎn)量．各井影響參數(shù)及累積產(chǎn)量如表1．將體積壓裂水平井累積產(chǎn)量的標(biāo)準(zhǔn)定為1.8×104m3，累積產(chǎn)量高于1.8×104m3的為A類(lèi)，低于1.8×104m3的為B類(lèi)．

各因素信息量計(jì)算步驟為：

1)將映射在A組和B組的頻率轉(zhuǎn)換為概率頻率(百分?jǐn)?shù))yAδ和yBδ，δ為區(qū)間序號(hào)；

(25)

表1 Z183區(qū)壓裂水平井參數(shù)及累積產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)結(jié)果

4)計(jì)算診斷系數(shù)zδ

(26)

5)計(jì)算參數(shù)在每個(gè)變化區(qū)間的信息量Iδ

(27)

6)計(jì)算總信息量I=∑Iδ．

運(yùn)用此方法分別計(jì)算基質(zhì)滲透率、基質(zhì)孔隙度和主裂縫半長(zhǎng)等7個(gè)因素的信息量．主裂縫半長(zhǎng)信息量的計(jì)算過(guò)程如表2．從計(jì)算結(jié)果可見(jiàn)，主裂縫半長(zhǎng)、水平井段長(zhǎng)度、主裂縫導(dǎo)流能力和裂縫條數(shù)的信息量排在前4位，是影響Z183區(qū)致密油水平井體積壓裂增產(chǎn)的主控因素．因此在進(jìn)行水平井體積壓裂改造時(shí)，要優(yōu)先考慮這些主控因素．各因素信息量如圖10．

表2 主裂縫半長(zhǎng)信息量計(jì)算表

圖10 各因素信息量Fig.10 Information content of different factors

結(jié) 語(yǔ)

通過(guò)研究實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，分析對(duì)比國(guó)內(nèi)外致密油壓裂水平井的非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量變化規(guī)律，建立了數(shù)值模擬模型；結(jié)合復(fù)雜改造體積特征，研究了儲(chǔ)層改造體積對(duì)非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量的影響，并用信息量分析理論研究了不同壓裂參數(shù)對(duì)非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)量的影響，主要成果有：

1)致密油氣存在較長(zhǎng)時(shí)間的線性流動(dòng)階段，表現(xiàn)為斜率為-1/2 的直線．早期人工裂縫附近的雙線性流動(dòng)階段為斜率為-1/4 的曲線．

2)基于復(fù)雜縫網(wǎng)儲(chǔ)層改造體積特征建立了非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格數(shù)值模擬模型，發(fā)現(xiàn)隨著水平井井筒與裂縫的角度越小，裂縫之間流動(dòng)的產(chǎn)生干擾時(shí)間越早，日產(chǎn)油水平越低；儲(chǔ)層改造帶寬越大，日產(chǎn)油量越高，早期產(chǎn)量下降時(shí)間越晚．

3)主裂縫半長(zhǎng)、水平井段長(zhǎng)度、主裂縫導(dǎo)流能力和裂縫條數(shù)是影響Z183區(qū)致密油水平井體積壓裂增產(chǎn)的主要因素．

引文：趙振峰，唐梅榮，杜現(xiàn)飛，等. 壓裂水平井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能分析與影響因素研究——以鄂爾多斯長(zhǎng)慶致密油為例[J]. 深圳大學(xué)學(xué)報(bào)理工版，2017，34(6)：647-654.

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【中文責(zé)編：晨兮；英文責(zé)編：天瀾】

2017-02-01；Revised2017-09-21；Accepted2017-09-25

Professor Su Yuliang . E-mail:suyuliang@upc.edu.cn

Factorsaffectingratetransientoffracturedhorizontalwellintightoilreservoir

ZhaoZhenfeng1,TangMeirong1,DuXianfei1,AnJie1,CaiMingyu2,SuYuliang2,andWangWendong2

1) Technology Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710021, Shaanxi Province, P.R.China2) College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, Shandong Province, P.R.China

To account for the influence of reservoir stimulation on characteristics of unsteady-state flow and forecast the production capacity of horizontal well in tight oil reservoir, a dual-porosity model for stimulating the fracture network flow is established and the finite-element method is introduced to achieve numerical solutions. Field data of Z183 is used to study the characteristics of unsteady-state production and the corresponding impact factors of fractured well transient performance by using information analysis method. The results show that the increase of fracture network width helps decrease the decline rate of production at early time and increase well production in the life time. The main factors in descending order according to the significance are as follows: the half-length of hydraulic fracture, the length of horizontal wellbore, the conductivity of hydraulic fracture and fracture stage, all of which are the primary influencing factors. Matrix permeability, porosity and fracture cluster are the secondary influencing factors.

tight oil reservoir; fractured horizontal well; finite-element; rate transient analysis; stimulated reservoir volume; information analysis

Foundation：National Science and Technology Major Project of China (2016ZX05050)；Demonstration Projects of Tight Oil Development in Ordos Basin (2017ZX05069)

：Zhao Zhenfeng, Tang Meirong, Du Xianfei, et al. Factors affecting rate transient of fractured horizontal well in tight oil reservoir——Erdos Basin Changqing tight oil[J]. Journal of Shenzhen University Science and Engineering, 2017, 34(6): 647-654.(in Chinese)

TE 357.1

A

10.3724/SP.J.1249.2017.06647

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)資助項(xiàng)目(2016ZX05050)；鄂爾多斯盆地致密油開(kāi)發(fā)示范工程資助項(xiàng)目(2017ZX05069)

趙振峰(1963—)，男，中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司教授級(jí)高級(jí)工程師. 研究方向：油氣田開(kāi)發(fā). E-mail：zzf_cq@petrochina.com.cn