Después de las operaciones de fracturamiento volumétrico en reservorios compactos, se forma una red compleja de fracturas que aumenta la producción de pozos horizontales al cambiar el campo de flujo cerca del pozo fracturado. Actualmente, hay pocos análisis de ponderación sobre el efecto de los parámetros de fracturamiento volumétrico en reservorios compactos en la efectividad de la fracturación en diferentes períodos después de la puesta en producción de pozos horizontales. Mediante la construcción de la ecuación de elementos finitos bifásicos de petróleo y agua para reservorios compactos para simular numéricamente la red compleja de fracturas, y usando experimentos ortogonales y el método de correlación gris, se analiza el grado de influencia de los parámetros de fracturamiento volumétrico en la productividad de pozos horizontales durante los primeros 10 años de producción. Los resultados muestran que la capacidad de conducción de las fracturas determina la productividad inicial en la fracturación de pozos horizontales; la longitud de las fracturas determina la tasa de disminución del caudal diario y el nivel de producción estable en etapas posteriores. Con la producción continua del pozo fracturado, la longitud de las fracturas reemplaza a la capacidad de conducción como el factor clave que influye en la producción. El estudio del impacto de los parámetros en la efectividad de la fracturación en diferentes períodos de tiempo puede proporcionar soporte teórico para el diseño de fracturamiento volumétrico de pozos horizontales en reservorios compactos.

reservorios compactos;parámetros de influencia;fracturamiento volumétrico;simulación numérica por elementos finitos;red compleja de fracturas