一种基于储层精细分类的水力压裂设计参数优化方法

暂无

一种基于储层精细分类的水力压裂设计参数优化方法\n技术领域\n[0001] 本发明涉及石油领域，尤其是油藏增产改造中水力压裂设计的参数优化方法。\n背景技术\n[0002] 水力压裂是油藏增产改造的主要措施，其主要是在高于含油储层破裂压力或天然裂缝闭合压力条件下，将高压液体(前置液)注入储层，在储层中形成新的人工裂缝或使天然裂缝张开，然后向裂缝中注入携带有支撑剂(砂粒)的液体(携砂液)。携砂液返排后，留在裂缝中的支撑剂起到阻止裂缝完全闭合的作用，使裂缝在闭合压力作用下保持一定的开启程度，以此形成一条为流体提供流动空间、具有一定导流能力的裂缝，从而达到改善油气渗流条件和油增产的目的。水力压裂形成的裂缝越长，能沟通的含油储层面积就越大；裂缝导流能力越高，说明同一种流体(油或气)在裂缝中的流动性就越好。因此，裂缝长度和裂缝导流能力是评价水力压裂成功与否的重要指标。\n[0003] 水力压裂要获得较好的增产效果，对于基质渗透率较低的储层，需要获得长度更长的裂缝；而对于基质渗透率较高的储层，需要获得导流能力更高的裂缝。因此，水力压裂方案中参数的设计及优化应当结合压裂井附近的储层具体特征。\n[0004] 水力压裂的设计参数主要是指裂缝缝长比(即裂缝的长度和井距的比值)与裂缝导流能力，因此，水力压裂设计的参数优化通常是指根据经济效益来优选最佳的裂缝缝长比和最佳的裂缝导流能力。\n[0005] 低渗透油藏在经过水力压裂后，油井产能的递减通常要经过建产阶段、快速递减阶段、减速递减阶段和缓慢衰减阶段四个阶段。其中，建产阶段、快速递减阶段和减速递减阶段是压裂人工裂缝对油井产能的贡献阶段，历时3年左右的时间。所以，根据经济效益来优选最佳的裂缝缝长比和最佳的裂缝导流能力，目前通常采用的方法是将不同的水力压裂设计参数输入到油藏数值模拟软件Eclipse中计算压裂后3年的净现值，根据净现值的变化来优选参数。\n[0006] 一个储层的物性和砂体展布在空间上具有很强的非均质性，同一个储层在不同位置处的物性各不相同。传统的水力压裂设计通常采用储层各个物性参数的平均值，将整个储层当作一个均质的地质模型来对压裂参数进行优化，没有考虑到其物性随位置的变化，因此压裂参数的优化缺乏针对性。\n发明内容\n[0007] 本发明的目的在于提供一种基于储层精细分类的水力压裂设计参数优化方法，该方法原理可靠，操作简便，能够为水力压裂方案设计中的参数优化提供更精细的指导。\n[0008] 为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。\n[0009] 本发明利用同一个含油储层在不同位置处的地层系数Kh(K为地层渗透率，h为油层厚度)，将同一个含油储层再精细划分为四小类储层，针对不同小类的储层分别做压裂参数优化，以此获得与储层具体物性更加匹配的压裂参数。\n[0010] 一种基于储层精细分类的水力压裂设计参数优化方法，依次包括以下步骤：\n[0011] (A)计算当前储层上所有的油井所对应的地层系数Kh，K为地层渗透率，h为油层厚度；\n[0012] (B)设步骤(A)中计算所得的各个油井对应的地层系数中最小值为a，最大值为b，按如下方法将储层分为四小类：\n[0013] Ⅰ小类储层：地层系数的数值范围为：Kh≥a+0.5(b-a)；\n[0014] Ⅱ小类储层：地层系数的数值范围为：a+0.25(b-a)≤Kh＜a+0.5(b-a)；\n[0015] Ⅲ小类储层：地层系数的数值范围为：a+0.125(b-a)≤Kh＜a+0.25(b-a)；\n[0016] Ⅳ小类储层：地层系数的数值范围为：Kh＜a+0.125(b-a)；\n[0017] (C)对于每一小类储层，储层厚度和渗透率取平均值，在压裂裂缝的缝长比(即裂缝的长度和井距的比值)取0.18～0.43、压裂裂缝的导流能力取10D·cm、20D·cm、30D·cm、40D·cm和50D·cm的条件下，计算压裂后3年的净现值，并以裂缝的缝长比为横坐标，以压裂后3年的净现值为纵坐标绘制曲线图；\n[0018] (D)利用步骤(C)绘制的曲线图进行参数优选：导流能力分别为10D·cm、20D·cm、\n30D·cm、40D·cm和50D·cm时各对应一条曲线，找到每一条曲线中的拐点，净现值最高的那个拐点对应的裂缝缝长比和裂缝导流能力即为该小类储层的最优压裂设计参数；\n[0019] (E)利用步骤(C)和步骤(D)的方法计算出四小类储层各自的最优压裂设计参数，对储层中不同的小类储层采用不同的最优压裂参数设计压裂方案。\n[0020] 所述步骤(B)中的四小类储层划分标准是通过对10个储层近300口井的地层系数展开分析而获得的合理经验结果。\n[0021] 所述步骤(C)中，压裂裂缝的缝长比取0.18～0.43、压裂裂缝的导流能力取10D·cm、20D·cm、30D·cm、40D·cm和50D·cm的参数取值方案是目前低渗透油藏开发过程中数据模拟常用的参数取值方案。\n[0022] 所述步骤(D)中，由于压裂裂缝缝长比的增加会导致水力压裂成本的增加，故随着裂缝缝长比的增加，净现值会呈现先增加后平缓或先增加后减小的变化趋式，所以曲线会存在拐点。\n[0023] 本发明与现有的方法相比，在对同一个储层进行更加精细分类的基础上，针对每一小类储层开展了更具有针对性的压裂设计参数优化，使优化结果更加可靠，更加符合实际。\n具体实施方式\n[0024] 一种基于储层精细分类的水力压裂设计参数优化方法，依次包括以下步骤：\n[0025] (A)计算当前储层上所有的油井所对应的地层系数Kh；\n[0026] (B)各个油井对应的地层系数中最小值为a，最大值为b，将储层分为四小类：\n[0027] Ⅰ小类储层：Kh≥a+0.5(b-a)；\n[0028] Ⅱ小类储层：a+0.25(b-a)≤Kh＜a+0.5(b-a)；\n[0029] Ⅲ小类储层：a+0.125(b-a)≤Kh＜a+0.25(b-a)；\n[0030] Ⅳ小类储层：Kh＜a+0.125(b-a)；\n[0031] (C)对于每一小类储层，储层厚度和渗透率取平均值，在压裂裂缝的缝长比取0.18～0.43、压裂裂缝的导流能力取10D·cm、20D·cm、30D·cm、40D·cm和50D·cm的条件下，利用油藏数值模拟软件Eclipse计算压裂后3年的净现值，并以裂缝的缝长比为横坐标，以压裂后3年的净现值为纵坐标绘制曲线图；\n[0032] (D)导流能力分别为10D·cm、20D·cm、30D·cm、40D·cm和50D·cm时各对应一条曲线，净现值最高的那个拐点对应的裂缝缝长比和裂缝导流能力即为该小类储层的最优压裂设计参数；\n[0033] (E)对储层中不同的小类储层采用不同的最优压裂参数设计压裂方案。\n[0034] 目前，该方法已在胜利油田的桩23北区油藏展开了多井次的实施应用，取得了良好效果。其中，该油藏的Z23-03井和Z23-28井利用该方法进行压裂裂缝参数优化设计并施工后的产液量分别为28m3/天和18m3/天，产油量分别为16t/天和12t/天。