考虑酸压裂的碳酸盐岩气藏复合产能模型改进研究

针对碳酸盐岩气藏传统产能模型难以综合表征渗透率各向异性、复合储层特性及酸压裂缝等问题，研究人员通过多重共形变换建立了改进的气水两相产能模型，结合二项式产能方程和数值模拟验证了模型准确性，系统分析了水平井长度、裂缝参数等11项影响因素，首次提出X形图板表征渗透率各向异性与井筒夹角关系，为碳酸盐岩气藏产能评价与开发策略制定提供理论依据。

　　

碳酸盐岩储层蕴藏着全球70%以上的油气资源，但这类储层的开发长期面临渗透率各向异性强、天然裂缝发育、酸压改造效果难以量化等挑战。传统产能模型往往孤立考虑单一因素，如仅关注地层厚度或表皮系数，而忽略了酸压裂缝与基质之间的复杂相互作用。更棘手的是，碳酸盐岩气藏普遍存在气水两相流、应力敏感效应和渗透率方向性差异，这些动态因素使得产能预测犹如"盲人摸象"。中国石油天然气集团公司的研究人员在《Geoenergy Science and Engineering》发表的研究，正是要破解这个多维度的产能预测难题。

研究团队采用多重共形变换数学方法，创新性地将储层划分为非酸压区、酸压区和近井区三个流动区域。通过椭圆径向流理论结合势叠加原理，建立了考虑渗透率各向异性（k_h
/k_v
）、裂缝应力敏感系数（α_f
）和基质应力敏感系数（α_m
）的复合产能模型。利用二项式产能方程进行交叉验证，并采用数值模拟方法确保模型可靠性。研究数据来源于中国典型碳酸盐岩气田，包括DL油田、高石梯-磨溪灯四段气藏等水平井案例。

【物理模型和假设】部分明确了三大核心假设：储层按酸压改造程度分区、气水两相遵循达西流动、裂缝简化为双翼对称形态。这种分区处理巧妙捕捉了酸液对储层的非均匀改造特征。

【结果和讨论】部分揭示了多项颠覆认知的发现：水平井段长度存在最优值（约1000米），超过该值会因渗流阻力增加反而降低产能；裂缝数量并非越多越好，当裂缝间距小于2倍酸压区半径时会产生干扰效应；首次提出的X形图板直观展示了绝对无阻流量（AOF）与渗透率各向异性比（k_max
/k_min
）和主渗透率方向-井筒夹角（θ）的定量关系，当θ=45°时产能损失可达30%。

【结论】部分强调了三大工程指导原则：水平井段长度需根据储层渗透率各向异性优化；裂缝参数设计应避免"过密改造"；水气比（WGR）超过0.3时需考虑相对渗透率（k_rg
/k_rw
）的急剧下降。该模型成功解决了传统方法对复合流动区域、动态应力敏感和各向异性耦合作用的表征缺失问题，为碳酸盐岩气藏水平井产量分级和配产提供了量化工具。

这项研究的创新性体现在将静态地质参数（如裂缝半长x_f
、宽度w_f
）与动态生产参数（水气比、应力敏感）通过数学变换有机整合，相比前人工作更全面反映了碳酸盐岩储层的本质特征。研究获得中国国家自然科学基金联合基金（U22B6004）和中国石油集团核心技术项目（2023ZG18）支持，相关成果已在多个碳酸盐岩气田应用，为这类复杂储层的科学开发提供了新范式。