02胜利油田致密油藏开发研究进展及下步.docx
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02胜利油田致密油藏开发研究进展及下步
胜利油田2012年
开发技术座谈会发言材料
内部资料
注意保密
胜利油田致密油藏开发研究进展
及下步工作方向
胜利油田分公司地质科学研究院
2012年1月
目录
前言1
一、胜利致密油藏主要特征3
(一)致密油藏储量状况3
(二)致密油藏开采特征4
二、国外致密油藏开发实践及启示6
(一)国外致密油开发概况6
(二)美国巴肯组页岩区带开发实例6
三、致密油藏开发研究初步进展12
(一)致密油藏储量分类评价12
(二)致密油藏储层描述技术14
(三)多级压裂水平井渗流特征研究16
(四)多级压裂水平井地质优化设计技术研究20
(五)多级压裂水平井试井技术研究21
(六)致密油藏经济政策界限评价23
四、下步工作及攻关方向26
(一)加大资料录取力度26
(二)深化两项基础研究26
(三)强化三项技术攻关27
(四)建立六项技术规范29
(五)加强致密油实验室建设29
(六)开展提高采收率技术研究29
结束语30
前言
致密油是在页岩油概念基础上延伸出来的,泛指渗透率极低、需要借助压裂等技术手段才能实现经济开采的原油,包括从致密砂岩、致密碳酸盐和页岩中采出的原油。
为确定胜利致密油藏的渗透率界限值,开展了一系列水驱油试验,建立了不同油藏类型条件下启动压力与储层空气渗透率的关系图版(图1-1-1、图1-1-2):
图1-1-1浊积岩油藏启动压力与储层渗透率关系图版
图1-1-2滩坝砂油藏启动压力与储层渗透率关系图版
该试验基于一定的试验条件(模拟实际井距为100m,且油井能够满足一定液量生产,地下原油粘度1-3mPa.s,注采比为1:
1),试验结果表明,当浊积岩油藏储层空气渗透率在1.8-4.6mD范围内时,该类型油藏注水开发启动压力梯度不高于10MPa/100m;当滩坝砂油藏储层空气渗透率在1.1-2.3mD范围内时,该类型油藏注水开发启动压力梯度不高于10MPa/100m,根据矿场实施经验,能够进行正常注水开发的油藏要求启动压力梯度一般不高于10MPa/100m,当油藏储层渗透率极低、启动压力梯度高于10MPa/100m时,难以进行注水开发,此种类型油藏应属于致密油藏,因此根据地下原油粘度不同,胜利致密油藏界定值为浊积岩油藏储层空气渗透率小于1.8-4.6mD,滩坝砂油藏储层空气渗透率小于1.1-2.3mD。
目前,胜利致密油藏主要分布在16个油田(28个单元),至2011年底致密油藏总探明储量22155万吨,其中滩坝砂油藏探明储量14228万吨,占总储量比例的64%,在致密油藏探明储量中占主要地位,其次为浊积岩油藏(探明储量4347万吨)及沙砾岩油藏(探明储量3579万吨),分别占总储量比例的20%及16%。
随着致密油藏储量的不断发现,致密油藏有效开发对于胜利油田实现“东部硬稳定、西部快上产”工作目标的意义愈发重要,按照分公司“会战非常规”开发工作部署,以理论创新和技术进步为主攻方向,坚持“边学习、边应用、边研究”思路,目前致密油藏开发研究工作已取得了初步进展。
一、胜利致密油藏主要特征
(一)致密油藏储量状况
从地质特征看,胜利致密油藏总体呈现“深”、“细”、“薄”、“贫”、“散”的特点。
1、“深”—油藏埋深大,深度大于3500m储量占51%
不同类型致密油藏埋深统计结果表明,致密油藏以深层及中深层为主,浊积岩油藏埋深相对较浅,主要分布在3000-3500m范围,滩坝砂及砂砾岩埋藏相对较深,一般大于3500m。
2、“细”—油藏孔喉细小、溶蚀孔发育
分析化验资料表明,致密油藏储层以细孔为主,喉道以管状和片状的细喉道为主,喉道半径中值一般小于0.4μm。
3、“薄”—油藏储层厚度小,平均单层厚度仅1.4m
致密油藏已完钻直井钻遇厚度统计结果表明,致密油藏直井平均钻遇单油层厚度仅1.4m,说明致密油藏储层单层厚度较小。
4、“贫”—油藏储量丰度低,小于50×104t/km2储量占55%
不同类型致密油藏储量丰度统计结果表明,致密油藏储量丰度主要集中在50×104t/km2以下,占总储量比例的55%;储量丰度高于100×104t/km2的油藏占总储量比例仅为17%。
5、“散”—油藏储层纵向分布零散,跨度大于50m储量占86%
不同类型致密油藏油层跨度统计结果表明,致密油藏油层跨度主要集中在纵向大于50m,占总储量比例的86%;油层集中、跨度小于50m的致密油藏仅占总储量比例的14%。
(二)致密油藏开采特征
通过对致密油藏已投产的近300口直井油井的生产情况进行统计分析,总结出致密油藏三方面的开采特征:
1、压裂改造后才有产能,且初期产能较低
致密油藏由于渗透率低,油井自然投产一般产能低或者无产能,通常不满足工业油流标准,须经压裂改造后才有一定产能。
从致密油藏已投产245口直井油井统计结果看(图1-2-1),初期日油小于5t/d油井为127口,占统计井数51.8%,平均单井初期日油仅为2.2t/d。
图1-2-1致密油藏已投产直井油井初期日产油量分布图
2、初期产量递减快,中、后期递减变缓
致密油藏由于渗透率低,导致油井泄油面积小、产量递减较快。
已投产直井油井单井日油随投产时间变化曲线表明,致密油藏直井日油整体表现为初期产量递减快,中、后期递减变缓的特点,呈现“三段式”递减特征:
第一阶段:
1-6个月,年递减率36%;第二阶段:
7-24个月,年递减率14%;第三阶段:
25个月后,年递减率3.7%(图1-2-2)。
图1-2-2致密油藏已投产直井油井日油随投产时间变化曲线
3、油井投产即含水
不同油藏类型致密油藏已投产直井油井含水率统计结果表明,致密油藏直井油井投产后普遍含水,但含水率相对稳定,一般在30%左右,其中浊积岩油藏含水率略低于滩坝砂油藏。
图1-2-3不同类型致密油藏已投产直井油井平均含水率随时间变化曲线
二、国外致密油藏开发实践及启示
(一)国外致密油开发概况
美国、俄罗斯、加拿大等国家均已成功开发致密油,例如美国页岩气的快速发展,带动了致密油的开发。
由于致密油资源潜力超出预期(估算资源量388.23亿吨),开采技术取得突破,美国成为致密油开发最多的国家。
目前,美国致密油的开发主要集中在巴肯(Bakken)、鹰滩(EagleFord)和巴内特(Barnett)页岩区带内,年产油量约为3600万吨。
其中,威利斯顿盆地Bakken组是致密油开发的典型代表。
(二)美国巴肯组页岩区带开发实例
1、地质特征
巴肯页岩区带地层跨美国与加拿大两国,总面积约40000km2,其中美国境内的面积为12598km2,覆盖蒙大拿州局部和北达科他州北部,原始石油地质储量估计值为(280~570)×108t。
巴肯组页岩由3个不规则但界限分明的层段组成。
上段为黑色页岩,富含有机质,最大厚度为8m;中段为灰褐色极细—细粒砾岩、砂质白云岩及粉砂岩-砂岩,最大厚度为26m;下段为黑色页岩,最大厚度为15m。
其中,巴肯组中段为主要产层,深度为2593~3203m,有效厚度为0~4.3m;孔隙度范围为3~8%,渗透率为0.01~0.09mD,平均为0.05mD;储层轻微超压,压力梯度为0.02KPa/m;井底温度115℃,采出油粘度为42°API,原油密度0.82g/cm3;油藏驱动机制为溶解气驱。
2、开发历程
巴肯组(美国部分)1953年发现,随着储层研究的不断深入和相关配套技术的不断进步,到2010年,致密油日产量达到了4万吨。
累计原油产量超过2800万吨。
按照技术发展历程,巴肯组致密油开发可分为3个阶段:
第一阶段(1953年到1988年):
采用直井开发裂缝内的油气,主要集中在北达科他州的页岩区带,共钻直井145口,累积产量约为128×104t,平均初始产量为3.2t/d。
第二阶段(1989年到2000年):
采用水平井开发裂缝内的油气。
在此期间钻水平井225口,目的层为上巴肯页岩段,平均初始产量为10t/d,设计的最终可采储量为1690×104t.
第三阶段(2001年后):
采用多分支水平井和长分支水平井开发基质和裂缝内所含油气,由于油价高涨和新的钻井及完井技术的应用,该区的原油产量迅速增长。
从2001年到2005年主要采用2分支和3分支水平井,平均初始产量为96t/d。
2005年以后,采用长水平段水平井加裸眼完井技术,使单井平均初始产量达到了171t/d。
由于先前的压裂技术措施不到位,以及多分支井的封隔技术和复杂井压裂技术不过关等原因,巴肯致密油开采在2005年以前并没有获得好的经济效益。
2005年后,长水平段水平井和裸眼完井技术的应用为巴肯致密油开发带来了生机,特别是2008年后采用多级分段压裂配合高导流能力陶瓷支撑剂的长水平段完井技术,相比过去的完井技术增加原油产量和降低开发成本均在60%~70%。
3、关键技术现状
(1)储层描述及生产预测技术
在巴肯的开发过程中,利用测井资料建立了大量的静态地质模型,如密度孔隙度模型、中子孔隙度模型、表观密度模型、产层厚度模型、伽马射线模型、电阻率模型等。
储层特征模型可以通过这些模型产生一个基于井的油藏特征参数集。
结合先前建立的有机碳模型、热成熟度模型、矿物成分模型等,利用地质统计学,可将数据集转化为网格模型,由此生成储层特征图。
这些静态模型与动态模型(产量统计模型、流动压力模型、储层压力模型)结合,通过模糊识别技术可以成功地用于甜点的识别和指导井位部署,近年来在巴肯一部分区域采用了这种技术获得了较好的效果
对致密微达西级储层油井生产动态预测是一项十分艰巨的工作。
地质上的复杂性(如天然裂缝分布、裂缝对不同岩性储层的影响)、完井后裂缝几何形状的复杂性(如长水平井筒中的多重横向、纵向裂缝)以及两相流动等均对动态预测造成很大的阻碍。
在巴肯,使用多种解析和数值方法研究油藏的长期和短期生产特性,包括传统的递减曲线分析Arps公式法、Valko伸展指数法、Ilk等幂律指数方法、瞬时速率与瞬时生产指数分析确定压裂体积和使用数值模拟研究各区域的流态等。
巴肯的实践证明,集中使用多种分析方法进行短期和长期生产动态的历史拟合及预测效果会更好。
整体使用这些模型也可以使识别天然裂缝、确定裂缝半径和压裂体积、预测未来生产动态的可靠性变得可行。
(2)钻井完井技术
2010年,巴肯组钻井总数已达到2300口,其中,水平井钻井数占比为95%左右。
巴肯区带最初的水平井水平段长度设计是以能够控制640英亩(2.6km2)面积为标准,长度为300~900m,随着技术的不断进步,水平段长度延伸到914~1220m。
目前,巴肯所钻长水平段水平井的垂深是2878~3300m,水平段长度约为2900m,单井控制面积达到1280英亩(5.2km2),所有的井都使用了未注水泥衬管完井,使用30~36个可膨胀管,以实现30~36个分段数的目的。
2008年,巴肯一口垂深3000m左右、水平段长度2800m左右水平井的钻井从开钻到总深的平均时间为26.5天,其中,水平段的钻进时间为10天左右,占到总时间的38%。
影响总钻井费用的因素有:
钻进速度、套管数量、分支数量、分支长度等。
为了减低成本,巴肯组水平段钻井采取了:
(1)增加机械钻速;
(2)通过减少故障和起下钻次数减少非生产时间;(3)采用先进的钻具组合减小滑动时间;(4)使用伽马射线精确地质导向技术等技术措施。
2009年,钻井时间缩短到20.8天,水平段钻井时间降到了28%。
(3)压裂技术
巴肯水平井段压裂段数从最初的1段已增加到目前的40段,并且,每一段都可压开4个横向裂缝。
巴肯的研究和实践表明,使用相同数量的支撑剂得到一条长裂缝与5条较短裂缝的油藏接触面积是相同的。
由于裂缝中的压力损失与流速的二次方成正比,因此,5倍井眼入口将减少井筒压力损失达25倍,较长的裂缝大大增加了近井地带的压力损失,使大段裂缝处于无效状态,降低了井筒利用率;而通过将油分散到各个小裂缝中,增加井眼与裂缝接触,可以降低裂缝中的压力损失,使油在水平井段上更有效地渗流。
2009年以前,巴肯采用的投球滑套加生产尾管技术在4.5”油管中仅可达到9~11段的压裂段。
2010年以来采用裸眼未固井衬管完井和新材料的球和新形状的基座,使投球滑套间隔减少,很容易压裂达到18~22段。
随着压裂段数的增加,压裂段间距减小。
压裂段间距的标准基本为:
9段压裂的间距在121~166m之间,18段压裂的间距在65~79m之间。
巴肯组的压裂生产中使用过天然砂、陶瓷和人造支撑剂等多种支撑剂。
通过不断研究和大量的油田实践证明,陶瓷支撑剂比砂子和树脂敷砂的寿命更长,其压裂井的增油效果明显,产量递减较慢,最终采收率也更高。
目前,巴肯的压裂支撑剂多选取了20/40目的经济型轻质陶瓷支撑剂。
在必要时,也会使用20/40目、12/20目和中等密度的陶瓷支撑剂。
支撑剂的最佳用量为每米分支井段大于450kg。
在巴肯的压裂中使用过的压裂液有滑溜水和交联液。
选择的依据是能够有效携带6~8ppg(磅/加仑)20/40目支撑剂并且加入的聚合物含量要最低。
目前主要使用的是20~25ppg的硼酸盐瓜胶。
根据巴肯现有井的统计,压裂液体积为米井段大于1.87m3能够达到最好的压裂效果。
(4)提高采收率技术
从2008年起,CrescentPoint公司对如何提高巴肯组油藏的采收率开展技术研发。
原来的一个单元井网部署4口水平井,采收率可以达到15%,该公司开展了在一个单元部署8口水平井的研究和先导试验,试验结果与模拟研究结果接近,采收率可以提高5%。
此外,公司还开展了小规模的注水开发研究,注水开发模拟结果表明,采收率可以提高7%~10%,目前详细研究还未公布。
2010年,巴肯区带的埃尔姆古力油田开展了注CO2的先导试验研究。
研究结果表明,连续注0.2倍孔隙体积CO2,5.4年后可将采收率从原来的5.6%提高到21.6%。
3、巴肯致密油成功开发的经验启示
(1)强化地质综合研究,建立完整的开发部署程序、方法,是致密油成功开发的基础;
(2)不断更新理念,发展技术,降低成本,是实现致密油经济有效开发的关键;
(3)加强资料录取和关键技术现场试验,是致密油成功开发的保障。
三、致密油藏开发研究初步进展
(一)致密油藏储量分类评价
为更加有序、有效的对致密油藏储量进行动用,必须对致密油藏储量进行分类评价,评价结果将为下步致密油藏开发部署、水平井区块筛选及井位设计提供依据。
1、致密油藏储量分类原则
对致密油藏储量进行分类评价主要基于两方面原则,首先综合考虑地质、工艺及经济条件进行储量分类评价,评价条件为采用长井段多级压裂水平井技术开发、水平段长度1500m、压裂缝高50m左右、单井投资为3000万;其次将按照满足油价80美元及120美元能够实现有效动用时所对应的油藏地质参数对致密油藏储量进行分类。
2、致密油藏储量分类结果
通过统计分析、室内试验及数值模拟等方法,初步确定了致密油藏储量分类评价参数的取值,并将致密油藏储量初步划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,I类储量满足在评价条件下,油价80美元时可实现有效动用,其储量丰度大于50×104t/km2,有效厚度大于8m,渗透率大于1mD,油层间隔层厚度小于7m;II类储量满足油价120美元下可实现有效动用,其储量丰度范围为35-50×104t/km2,有效厚度大于6m,渗透率大于0.5mD,油层间隔层厚度小于7m;剩余致密油藏储量划分为III类储量,属于油价120美元下仍难以有效动用的储量,各类储量划分参数取值见表3-1-1:
表3-1-1致密油藏储量分类评价参数表
根据以上分类参数取值,致密油藏单元划分结果见表3-1-2:
表3-1-2致密油藏单元储量分类表
I类储量单元个数8个,储量8872万吨,占致密油藏总储量的40%;II类储量单元个数12个,储量11887万吨,占致密油藏总储量的53.7%,III类储量单元8个,储量1396万吨,占致密油藏总储量的6.3%。
其中,I类储量主要以砂砾岩及滩坝砂油藏为主,分别占I类总储量的42.8%及37.6%;II类储量主要以滩坝砂油藏为主,占II类总储量的79.8%;III类储量主要以浊积岩油藏为主,占III总储量的82.6%。
(二)致密油藏储层描述技术
致密油藏完钻直井较少,平面控制程度差,同时由于其埋藏普遍较深,地震资料分辨率较低,导致目前致密油藏储层描述难度大,为解决致密油藏储层描述难题,有针对性的开展了构造及储层精细描述研究,并已初步取得一定认识。
1、精细构造研究技术
精细构造研究技术主要是利用地震反射标准层和地层的组合关系,通过精确描述目的层顶底面的构造,达到卡准砂体、保证水平井准确入靶的目的,同时,采用多时窗相干分析配合断层立体组合技术精细描述各级断层,并通过速度场分析提高构造描述精度,最大程度降低水平井的地质风险,该技术目前已在樊154-162、义172-123、滨435及梁75-76等采用长井段多级压裂水平井技术开发的致密油藏区块进行应用探索。
2、储层描述技术
致密油藏由于埋藏较深、厚度薄、分布零散、砂泥速度差异小,导致储层预测描述精度较低,为提高储层描述精度,首先采用去砂试验确定砂体的反射特征(图3-2-1);其次,通过正演模拟技术刻画砂体横向变化,对复波的成因进行综合分析,确保对砂体的准确预测(图3-2-2)。
图3-2-1樊154井去砂前后对比结果
图3-2-2樊154块地震反射复波成因类型示意图
(三)多级压裂水平井渗流特征研究
1、多级压裂水平井不稳定渗流阶段划分
通过研究多级压裂水平井在基质、裂缝、井筒三种空间内的单独及耦合流动规律,总结多级压裂水平井的渗流特征,可以为多级压裂水平井设计参数(裂缝间距、裂缝长度等)和技术政策优化(井距、压差等)提供必要的理论基础。
多级压裂水平井渗流特征主要通过不稳定试井、生产特征分析及数值模拟三种技术手段进行研究,根据目前研究认识,长井段多级压裂水平井投产后可以划分为4个渗流阶段:
裂缝内线性流动阶段、近裂缝流动阶段、裂缝间流动阶段、裂缝外拟径向流阶段。
2、多级压裂水平井不同渗流阶段生产特征
以下采用樊154-平1井实际生产数据对不同渗流阶段特征进行说明。
(1)裂缝内线性流动阶段
樊154-平1井投产初期液量较高(98.0t/d),含水在70%左右,而樊154块其它直井油井投产稳定含水为40%,樊154-平1初期的高含水主要由于压裂液反排造成,随着生产的进行,日产液量中压裂液的比例快速下降,生产12天后含水由初期的70%下降至40%,说明能够反排出的压裂液已基本反排完毕,由于压裂液挤压地层会产生额外的能量,这部分额外能量造成了樊154-平1井投产初期液量较高,同时压裂液本身也导致了初期的含水较高,因此裂缝内线性流动阶段的主要特征是初期液量高、含水高、递减快、持续时间短。
(2)近裂缝流动阶段
当可反排的压裂液基本反排完毕后,樊154-平1井近井地带能量恢复到地层正常水平,含水也下降到区块油井平均水平,此时水平井进入近裂缝流动阶段,该阶段主要是由距离压裂裂缝很近的区域对水平井进行供液,由于该区域内的流体比较容易流动,因此水平井仍具有较高的产量,并能够自喷生产,含水稳定在正常水平,递减速度仍然较快,但明显低于裂缝内线性流动阶段。
(3)裂缝间流动阶段
当近裂缝区域能量枯竭后,距离裂缝较远的裂缝间区域开始成为水平井主要供液来源,该阶段主要由裂缝间的区域内的流体向水平井供液,该区域流体流动能力低于近裂缝区域,流动距离较长,因此该阶段水平井产量将进一步下降,同时,区域能量较弱导致水平井由自喷生产转为泵抽生产,但由于裂缝间区域储量规模较大,因此该阶段水平井产量递减较为缓慢,稳产期较长。
(4)裂缝外拟径向流阶段
当裂缝间区域能量枯竭后,水平井将进入弹性开采的末期阶段,即裂缝外拟径向流阶段。
该阶段主要依靠距离水平井较远的、压裂裂缝外围的区域向水平井缓慢供液,该阶段水平井产量最低,递减缓慢,若无其它能量补充,该阶段水平井产量将持续降低直至停产。
樊154-平1井在“裂缝内线性流动阶段”初期液量98.0t/d,含水70%,但月递减达到50%,阶段实际持续时间仅12天,计算该阶段的动用区域储量0.5万吨;进入“近裂缝流动阶段”后,单井液量下降至42.0t/d,含水下降至39%,月递减率20%,采用5-8m油嘴自喷生产,阶段实际持续时间125天,计算阶段动用区域储量3万吨;目前,樊154-平1井已处于“裂缝间流动阶段”,阶段初期液量22.0t/d,含水39%,月递减率为3-5%,采用泵抽生产,根据数值模拟预测,该阶段持续时间为4-8年,计算阶段动用区域储量为15万吨;“裂缝外拟径向流动阶段”,预测单井液量将下降至5-10t/d,阶段持续时间2-4年,动用储量8万吨。
综合分析各渗流阶段特征,裂缝内线性流动阶段与近裂缝流动阶段虽然产量较高,但动用储量小,持续时间短,不是水平井的主要生产阶段;而裂缝间流动阶段及裂缝外拟径向流阶段虽然产量相对较低,但动用储量大,稳产期长,是水平井的主要生产阶段。
樊154-平1井实际压裂裂缝形态复杂,每条裂缝的长度及方向均存在差异,若将每条裂缝在小范围内视为单独个体,则樊154-平1井可视为多条压裂裂缝渗流特征叠加后的综合体。
3、油井泄油范围内易流区和缓流区的划分
应用考虑启动压力梯度影响的非线性渗流理论模型,通过数值模拟技术方法研究了致密油藏的近井渗流特征。
结果表明,致密油藏油井泄油半径的扩展速度随着生产时间的延长呈幂函数递减,且前期急剧下降,中后期缓慢递减,一般时间拐点在2年左右;4-5年后扩展速度进一步迟缓,15年左右接近极限状态。
根据不同区域的产油量贡献程度,可以将油井泄油范围划分为两个区域,即易流区(15年产量贡献率95%左右),其对应为有效泄油半径;缓流区(15年产量贡献率5%左右),其对应为极限泄油半径。
模型计算结果统计分析表明,易流区5年产量贡献率达到99%以上,15年也接近95%;缓流区虽然地质储量接近整个泄油区的50%,其产量贡献率很小。
4、樊154-平1井生产参数优化及指标预测
(1)樊154-平1井采油强度及下泵深度优化
应用油藏数值模拟方法,建立了樊154-平1井区实际地质与压裂水平井模型,在历史拟合的基础上优化了樊154-平1井的采油强度和下泵深度。
结果表明,随着采油强度的增大(由10m3/d逐渐增大到40m3/d),生产时间大幅缩短,最终累油量略微减少,但差异不明显,基本在1.78万吨左右,采出程度约5.05%左右;随着下泵深度的增大(由1300m逐步加深到2000m,对应最小井底流压15MPa—17MPa),最终累油量越高,采出程度越大,生产时间越长。
(2)樊154-平1井单井控制储量及累计产油量预测
依据泄油半径的理论研究认识,结合樊154-平1井压力恢复试井动态拟合,确定油井控制储量30.4万吨,有效泄油半径约70m左右,单井累计采油1.78万吨。
(四)多级压裂水平井地质优化设计技术研究
利用数值模拟技术,对水平井的地质参数(裂缝间距、裂缝半长、水平段长度、裂缝导流能力等)进行了优化设计研究。
1、优化方法与模型建立
油藏数值模拟模型中油藏流体及储层基本参数取自樊154-平1井区;采用等效处理方法描述水平井压裂参数,其中裂缝长度、位置、宽度、孔隙度等参数依据压裂施工设计取值,裂缝渗透率根据导流能力公式(导流能力=宽度×渗透率)计算得到,裂缝与基质的耦合关系通过对裂缝区的局部网格加密方法描述;采用油藏、裂缝、井筒、地面一体化模拟拟合方法实现对油井动态的合理描述,即地下拟合试井压力曲线;井筒拟合系统试井井底流压和井口油压;地面拟合含水、产量及井口油压,体现油藏、裂缝、井筒、地面
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