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中外能源

·64·SINO-GLOBALENERGY2025年第30卷

油田裂缝产能及压裂液清理分析

陈永峰

（大庆昆仑投资运营有限公司井下作业分公司，黑龙江大庆163000)

摘要为了优化压裂液清理过程，建立裂缝单井模型，分析裂缝长度、储层渗透率、毛细管力等参数对压裂液清理效率的瞬

时影响。共进行了35组不同参数条件下的模拟分析，探讨裂缝渗透率、闭井时间、压降等因素对天然气损失的影

响。模拟结果表明，裂缝渗透率是影响压裂液清理效率的最重要因素，裂缝渗透率的增加可显著降低天然气损失。

在裂缝渗透率较高的情况下，天然气流动更加顺畅，压裂液清理效率提高。裂缝长度对天然气损失的影响较为复

杂，短裂缝的清理效率高于长裂缝。研究还发现，延长闭井时间（最多20天)有助于提高清理效率，特别是在生产初

期阶段，能够提高毛细管力对天然气损失的影响，增强清理效果。在低渗透层位，增大基质渗透率和提高裂缝内流

体流动性可显著提升清理效率，减少天然气损失。生产压降的减小有助于进一步提高清理效率。

关键词压裂液清理效率裂缝渗透率裂缝长度天然气损失闭井时间

1前言储层渗透率及毛细管力等参数的瞬时影响，并结合

大量碳氢化合物存储在非常规地层中，进而形全因子实验设计和线性方法描述了生产中天然气

成致密和超致密储层，如页岩、煤层气等。为了使非损失的依赖性。

常规地层破裂以获得经济上可利用的烃资源，往往2单口压裂垂直井模型

需要进行水力压裂。水力压裂期间，岩石通过高压为了研究单裂缝垂直井(SingleFractureVerti-

注人压裂液而破裂，压裂液主要是水，将悬浮的砂calWell,SFVW)，本文建立了裂缝单井模型。模型

子或其他类型的支撑剂带人井中，从而在储层岩石中裂缝半长为400m或100m，压裂液被视为水，压

中引起裂缝，因此，烃和压裂液将更容易通过裂缝裂液的黏度为0.5mPa·s，可压缩性为5×10-。对于

向井移动Ⅱ-4。压裂作业完成后，进入生产阶段，压定义为基准的参照组，在注人阶段考虑了压裂液体

裂液回流，然后天然气流到地面。生产最初阶段，也积为裂缝体积的2倍。生产阶段，允许气相和压裂

称为压裂后清理，注人的压裂液约有15%~70%回液相在受控的井底流动压力下产出。在注人压裂液

流到地面[5~8]。此时，必须仔细进行清理工作，以免之后及生产之前，进行了为期2天的闭井操作。

对油井生产造成长期损害。近年来，水力压裂被广2.1单裂缝垂直井开发模型的验证

泛应用于提高油井采收率，特别是在非常规、致密为了验证SFVW开发模型的准确性，将储层模

和超致密油藏中。尽管压裂是开发非常规、致密和拟输出中的预测井底压力与分析模型进行了比较。

超致密油藏较为经济可行的方案之一，但是由于费需要指出的是，由于裂缝的线性寿命比裂缝的线性

用昂贵，导致其有时无法满足实际生产需求，目前流动时间短，因此在本文中被忽略。线性流态被认

普遍认为是由于压裂液的裂缝清理效率低下所造为是平行于正交平面的流线，可以通过对数诊断图

成的19~1。国内外在这方面进行了大量实验和数值上导数的半斜率或时间平方根图上的直线来识别。

模拟研究,取得了不菲的成果，不过目前仍处于探模拟模型预测的井底压力以及分析模型预测的井

究阶段[12~14]。

本文建立了一个裂缝单井模型，模拟尺寸及参

作者简介：陈永峰，工程师，2014年毕业于中国石油大