cmg水平井压裂后产量变低是什么原因

CMG水平井压裂后产量反而变低，常见原因可归纳为“地质-工程-管理”三大类，多因素叠加时尤为明显：
（1）裂缝真实效果差

• 缝高失控、穿层，主裂缝进入含水层或干层，造成高含水、低产油气；
• 裂缝之间干扰严重，各段泄流面积重叠，形成“井筒连通、储层未连通”的假象，整体控制储量下降。

（2）储层伤害被放大

• 压裂液滤失量大、返排不彻底，水锁/乳堵使渗透率进一步降低；
• 页岩或致密砂岩本身孔喉小，毛细管数低，液体滞留后相对渗透率曲线大幅下移；
• 结垢、乳化、细粒运移等二次伤害，在裂缝面附近形成“表皮”叠加，有效渗透率反而低于压裂前。

（3）设计参数与储层不匹配

• 裂缝长度过长或过短，未处在最优“缝长-段长”组合区间；
• 压裂级数不足，水平段动用程度＜50%，剩余大量未波及区；
• 段间距过小，缝网重叠导致压力干扰，单段贡献度下降。

（4）数值模型/历史拟合失真

• 早期CMG（或同类模拟器）常把地层假设为均质单相，忽略完井表皮、多相渗流和应力敏感，结果预测产量偏高，现场“显得”压后反而更低；
• 若历史拟合时未校正裂缝导流衰减、应力阴影和含水上升，模型给出的“合理”参数会掩盖真实产能递减，到现场实施即出现落差。

（5）生产制度与后期管理

• 放喷/返排制度激进，支撑剂回流、裂缝闭合；
• 井口压力下降过快，应力敏感导致渗透率降低；
• 未及时进行泡排、抽排或重复压裂，井筒积液加剧，产量持续走低。