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作者：王璐;罗瑞兰;张林;俞霁晨;邹瑞;邹润;张一帆;
单位：成都理工大学能源学院;中国石油勘探开发研究院;
摘要：超深层碳酸盐岩气藏具有储集介质多样、非均质性强和高温高压等典型特征，且普遍采用斜井开发，导致气井产能评价难度大。考虑该类气藏的多重储集介质、应力敏感性、非线性渗流、阈压效应和井斜等因素，基于Forchheimer气相微分方程、应力敏感和气相渗流物理模拟实验数据建立三项式产能预测模型，对不同区域、不同类型碳酸盐岩储层的气井产能进行预测，并分析上述因素对产能的影响规律。结果表明：孔隙型和低渗透孔洞型储层受阈压效应的影响，缝洞型和高渗透孔洞型储层受非线性渗流的影响，因此三项式产能预测模型更适合储层类型多样的超深层碳酸盐岩气藏；不同类型储层表现出不同程度的应力敏感性和非线性渗流特征，需进行各类储层岩心的物理模拟实验确定产能方程所需的各项参数；井斜会产生负表皮因子影响气井产能，当井斜角大于55°时，各类储层的气井产能开始快速提升，且对缝洞型储层的改善效果最明显；阈压效应的产能抑制作用在低压差阶段很强，而应力敏感性和非线性渗流的影响主要体现在高压差阶段；启动压力梯度和非线性渗流系数分别为0.01～0.048 MPa/m和10~9～10~(12) m~(-1)时显著抑制气井产能，而应力敏感造成的产能损失较稳定；影响气井产能的主控因素是表皮系数和地层系数，而开发阶段的非线性渗流效应对高渗透储层以及阈压效应对低渗透储层的影响也较为显著。
关键词：超深层碳酸盐岩;;非线性渗流;;阈压效应;;应力敏感;;产能预测模型;;产能影响因素
基金资助：国家科技重大专项“深层碳酸盐岩气藏高效开发技术”（2016ZX05015-003）;; 国家自然科学基金项目“CO2-助溶剂复合体系超前注入提高页岩油藏采收率机理及碳封存潜力”（52304021）;; 中国石油集团前瞻性基础性重大科技专项“碳酸盐岩油气藏提高采收率关键技术研究”（2021DJ1504）;; 中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“碳酸盐岩气藏剩余气分布规律及提高采收率方法研究”（2022KT0905）
