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申请/专利权人：西南石油大学

摘要：本发明公开了一种页岩气藏复杂人工压裂缝网水平井产能预测方法，包括以下步骤：运用测井、地震、室内实验手段获取产能计算参数；计算耦合了两类孔隙表观渗透率的页岩气藏表观渗透率；根据压裂裂缝的实际发育形态，对每一条裂缝进行离散化处理；利用点汇函数和压降叠加原理得到裂缝对气藏的总压降，根据达西定律，计算出裂缝微元到水平井筒的压降，然后组装得到耦合流动方程组；运用数值迭代法求解耦合流动方程组得到水平井的产量。本发明综合考虑了页岩气在气藏中的渗流特征和压裂裂缝的实际情况，使得产能预测结果更为准确，为页岩气藏压裂水平井的产能研究提供了指导。

主权项：1.一种页岩气藏复杂人工压裂缝网水平井产能预测方法，其特征在于，包括以下步骤：S1：运用测井、地震、室内实验手段获取产能预测计算参数；S2：根据步骤S1中获得的实验数据，运用迂曲毛管束分形理论，考虑气体多重运移机制，分别计算出无机质孔隙渗透率和有机质孔隙渗透率，然后计算出页岩气藏表观渗透率；S3：将步骤S2得到的表观渗透率代入点汇压力解函数，针对压裂形成的复杂人工裂缝呈现出不同的发育形态，对每一条裂缝进行离散化处理；S4：利用步骤S3的点汇函数计算出裂缝微元对气藏的压降，再运用压降叠加原理得到裂缝对气藏的总压降；根据达西定律，计算出裂缝微元到水平井筒的压降，然后组装得到耦合流动方程组；S5：运用数值迭代法求解步骤S4中的耦合流动方程组得到水平井的产量；所述步骤S2中迂曲毛管束分形理论的参数计算公式如下： 式中，Dp为无机质孔隙面积分形维数；Dt为无机质迂曲度分形维数；φ为基质孔隙度；Dmax为无机质最大孔径，m；Dmin为最小孔径，m；τav为无机质平均迂曲度；L为无机质迂曲毛细管长度，m；Dav为无机质平均孔径，m；其中，无机质平均迂曲度、无机质迂曲毛细管长度、无机质平均孔径的计算公式分别为：τav＝1+0.81-φ 无机质孔隙渗透率计算公式为： 式中，εV为黏性流贡献率；εN为克努森扩散贡献率；α为稀薄气体效应系数；Kn为克努森数；D为孔隙直径，m；μg为气体黏度，mPa·s；Cg为气体压缩系数，1MPa；Z为偏差因子；R为气体常数，取8.314Jmol·K；T为地层温度，K；Mg为气体分子摩尔质量，kgmol；其中，克努森数、黏性流贡献率、克努森扩散贡献率、稀薄气体效应系数的计算公式分别为： 式中，p为气藏压力，MPa；α0为克努森数为无穷时的稀薄气体效应系数，取1.19；α1为常数，取4；β为常数，取0.4；有机质孔隙渗透率计算公式为： 式中，DB为考虑气体分子覆盖率的表面扩散系数，取1.57×10-7；θ为气体分子覆盖率；dm为气体分子直径，m；NA为阿伏伽德罗常数，取6.02×10231mol；下标带e代表有机质相应参数；其中，气体分子覆盖率、有机质孔径、有机质孔隙度的计算公式分别如下： De＝D-2dmθ 式中，pL为朗格缪尔压力，MPa；Dave为有机质平均孔径，m；其余有机质相应参数计算方法和无机质参数计算方法类似；页岩气藏表观渗透率计算公式为：Kapp＝1-εKin+εKor式中，ε为有机质占比；所述步骤S3中点汇压力解函数为： 式中，pi为气藏初始压力，MPa；qt为点汇流量，m3s；Ct为综合压缩系数，1MPa；t为时间，s；其中，三个方向的基本汇函数为： 式中，xe、ye、ze为气藏长度、宽度、厚度，m；xw、yw、zw为点汇坐标，m；x、y、z为该层中任意一点坐标，m；Kapp为页岩气藏表观渗透率，mD；裂缝发育形态有矩形裂缝、楔形裂缝、椭形裂缝和星形裂缝；它们缝宽、缝高的发育函数依次为：fi＝Wmax＝Wmin；gi＝Hmax＝Hmin 式中，f为缝宽发育函数；g为缝高发育函数；n为单翼裂缝离散微元个数；i为第i个裂缝微元；Wmax为裂缝根端宽度，m；Wmin为裂缝趾端宽度，m；Hmax为裂缝根端高度，m；Hmin为裂缝趾端高度，m。

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