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申请/专利权人：中国石油天然气股份有限公司

摘要：本发明公开了一种超前补能开发方式下体积压裂水平井产能预测方法及装置，其中该方法包括：获取致密储层和进行超前注水补能的水平井的基本参数；根据基本参数确定超前储能范围内的有效渗流距离、超前补能区域的面积、平均地层压力、补能后储层的初始孔隙度和初始渗透率、水平井生产第一阶段的阶段时间；根据实际生产时间、有效渗流距离、平均地层压力、补能后储层的初始孔隙度和初始渗透率、基本参数，构建致密油水平井体积压裂产能第一模型及第二模型；当实际生产时间小于等于阶段时间时，利用第一模型预测水平井的产能；大于时，利用第二模型预测水平井的产能。本发明可以准确预测低压型致密油藏超前补能开发方式下体积压裂水平井产能。

主权项：1.一种超前补能开发方式下体积压裂水平井产能预测方法，其特征在于，所述方法包括：获取致密储层和进行超前注水补能的水平井的基本参数，基本参数包括水平井的实际生产时间t；根据基本参数确定注入流体的有效渗流距离r和超前补能区域的面积V，根据超前补能区域的面积V和基本参数确定超前补能区域的平均地层压力pe；根据平均地层压力pe和基本参数，确定在水力压裂开始前，超前补能区域在补能之后储层的初始孔隙度和初始渗透率kie1；根据有效渗流距离r、平均地层压力pe、初始孔隙度初始渗透率kie1和基本参数，确定水平井生产第一阶段的阶段时间t1，其中第一阶段是补能区域内渗流的阶段，第二阶段是整个压裂影响区域内渗流的阶段，第一阶段结束后进入第二阶段；根据实际生产时间t、有效渗流距离r、平均地层压力pe、初始储层孔隙度初始渗透率kie1和基本参数，构建超前补能区域内致密油水平井体积压裂产能第一模型；根据实际生产时间t、原始地层压力pi和基本参数，构建整个压裂影响区域内致密油水平井体积压裂产能第二模型；当t≤t1时，利用第一模型预测水平井的产能；当t＞t1时，利用第二模型预测水平井的产能；其中，基本参数还包括储层的原始地层压力pi、启动压力梯度G、有效厚度h、原油的体积压缩系数C0、地层水的体积压缩系数Cw、岩石的体积压缩系数Cf、原始含水饱和度Swc、原始储层孔隙度φ、水平井的井下注水压力piw、第一个射孔点到最后一个射孔点之间的距离L、注入水的体积系数Bw、总注水量Wp、原始储层孔隙度的应力敏感系数υ、原始储层基质渗透率ki、原始储层基质渗透率ki的应力敏感系数γ、人工裂缝的宽度wf、裂缝渗透率kfe1、人工裂缝的数量n、人工裂缝渗透率变异系数γf、原油粘度μ、井底生产压力pw、压裂缝的缝间距l和人工裂缝的半长xf；根据基本参数确定有效渗流距离r和超前补能区域的面积V，根据超前补能区域的面积V和基本参数确定超前补能区域的平均地层压力pe，包括：根据井下注水压力piw、原始地层压力pi、启动压力梯度G，确定在井下注水压力piw下，储层基质由于启动压力梯度G造成的注入流体的有效渗流距离r；根据有效厚度h、有效渗流距离r、第一个射孔点到最后一个射孔点之间的距离L，确定超前补能区域的面积V；根据原始地层压力pi、总注水量Wp、注入水的体积系数Bw、原始储层孔隙度φ、原始含水饱和度Swc、原油的体积压缩系数C0、地层水的体积压缩系数Cw、岩石的体积压缩系数Cf和超前补能区域的面积V，确定超前补能区域范围内的平均地层压力pe；根据原始地层压力pi、总注水量Wp、注入水的体积系数Bw、原始储层孔隙度φ、原始含水饱和度Swc、原油的体积压缩系数C0、地层水的体积压缩系数Cw、岩石的体积压缩系数Cf和超前补能区域的面积V，确定超前补能区域范围内的平均地层压力pe，包括：通过如下公式确定超前补能区域范围内的平均地层压力pe：

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