CN107044277B - 低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法，依次包括以下步骤：1）利用Meyer软件建立裂缝扩展模型，反演初次压裂水力裂缝参数；2）利用油藏数值模拟软件Eclipse建立油藏非均质地质模型，并将初次压裂水力裂缝参数植入非均质地质模型，进行生产动态历史拟合，得到剩余油饱和度场和地层压力场分布；3）根据剩余油饱和度场和地层压力场分布对水平井重复压裂增产潜力定量评价，将初次压裂水力裂缝分类，提出针对性重复压裂方式。本发明有效解决了低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价中存在的应力敏感性现象、重复压裂方式针对性不强等问题，提高了重复压裂改造的效果，降低了工程施工的风险性，具有广阔的市场应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气开发领域，尤其是水力压裂领域中一种低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法。
背景技术
我国大部分低渗透油藏具有储层物性差、非均质性强、应力敏感性强、自然产能低等特点，其部分油藏不能采用常规注水开发，形成有效的注采井网，而采用水平井大规模多段多簇体积压裂技术弹性开发。但由于地质和工程等多种因素，初次压裂改造不充分和水力裂缝失效等原因造成产量递减快，严重影响开发效果，为了恢复这类生产井的产能，重复压裂技术是主要的增产措施之一。
对于这类无注采井网，采用水平井多段多簇体积压裂的低渗透非均质油藏，定量评价重复压裂增产潜力并提出针对性重复压裂方式尤为重要。其中初次压裂改造效果、储层非均质性、剩余油饱和度场和地层压力场分布是重复压裂增产潜力评价的重要因素。
目前低渗透油藏水平井重复压裂增产潜力评价的方法主要有以下几种：
(1)魏晨吉等(一种选择致密油气藏重复压裂目标井的方法，专利号：201510324579.1)通过确定筛选井的完井效率和筛选井的单位储层质量，以单位储层质量为横坐标，完井效率为纵坐标做散点图，利用横、纵划分线将散点图分为四部分，形成交汇诊断图，从而完成重复压裂目标井的选择，但只考虑了地质储量和完井效率来选择重复压裂目标井，忽略了地层压力等因素。
(2)许洪星等(一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法，专利号：201510144184.3)将工艺实施过程依次分为压前分析评估初次压裂失效或低效原因，转向重复压裂选井选层决策、建模模拟转向重复压裂地应力场变化，裂缝几何参数与导流能力优化、重复压裂施工参数设计三部分来实现低渗透气藏转向重复压裂工艺，但没有考虑储层的非均质性对剩余油分布影响、没有针对每段水力裂缝提出针对性重复压裂方式。
(3)庞鹏等(庞鹏，刘振宇，王胡振.重复压裂改造时机数值模拟[J].大庆石油地质与开发，2015，34(6):83-87)利用油藏数值模拟的方法，考虑裂缝导流能力变化对水平井生产动态影响，优选出重复压裂改造时机，但没有考虑水力裂缝实际形状对产能的影响，从而模拟剩余油饱和度场分布、地层压力场分布和实际情况差异较大。
上述方法都没有考虑储层的非均质性对剩余油饱和度场分布影响来研究水平井重复压裂增产潜力评价。本发明既考虑了储层的非均质性对剩余油饱和度场分布影响，也同时考虑了水力裂缝形状和生产过程中地层压力对水力裂缝导流能力变化的影响，并结合初次压裂水力裂缝参数等因素，有效解决了低渗透非均质油藏水平井多段多簇体积压裂弹性开发后期重复压裂增产潜力评价中存在的应力敏感性现象、重复压裂方式针对性不强等问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法，原理可靠，操作简便，利用该方法可以克服现有技术的不足，提高重复压裂改造的效果，降低工程施工的风险性，具有广阔的市场应用前景。
为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。
低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法，依次包括以下步骤：
1)利用Meyer软件建立裂缝扩展模型，反演初次压裂水力裂缝参数；
2)利用油藏数值模拟软件Eclipse建立油藏非均质地质模型，并将初次压裂水力裂缝参数植入非均质地质模型，进行生产动态历史拟合，得到剩余油饱和度场和地层压力场分布；
3)根据剩余油饱和度场和地层压力场分布对水平井重复压裂增产潜力定量评价，将初次压裂水力裂缝分类，提出针对性重复压裂方式。
在本发明中，所述步骤1)利用Meyer软件建立裂缝扩展模型，反演初次压裂水力裂缝参数，包括以下内容：收集水平井所在储层岩石力学参数、储层物性参数、储层流体参数、初次压裂施工资料，利用Meyer软件建立裂缝扩展模型，反演获得初次压裂水力裂缝参数，包括裂缝半长Lf、缝宽Wf、缝高Hf、导流能力FRCD。
在本发明中，所述步骤2)建立油藏非均质地质模型，并将初次压裂水力裂缝参数植入非均质地质模型，进行生产动态历史拟合，得到剩余油饱和度场和地层压力场分布，包括以下内容：
(1)建立油藏非均质地质模型
收集水平井所在储层物性参数、储层流体参数、测井解释资料，得到储层孔隙度、渗透率、含油饱和度、油藏埋度、储层厚度、流体高压物性参数、流体相渗曲线，利用油藏数值模拟软件Eclipse建立油藏非均质地质模型。
(2)初次压裂水力裂缝参数植入
将步骤1)中初次压裂水力裂缝参数植入非均质地质模型，其中水力裂缝导流能力FRCD在非均质地质模型中考虑两个方面的因素：水力裂缝导流能力FRCD随裂缝半长Lf的变化和水力裂缝导流能力FRCD随地层压力p的变化。
①水力裂缝导流能力FRDC随裂缝半长Lf的变化，以往油藏数值模拟过程中水力裂缝形状考虑成矩形，并且水力裂缝导流能力不随裂缝半长发生变化。而实际水力裂缝的形状在储层中是楔形，其导流能力随裂缝半长发生变化，故将水力裂缝考虑成楔形，使得压裂水平井生产动态模拟和预测更加符合实际。
根据Soliman(Numerical Models Estimates Fracture Production Increase[J].Oil and Gas，1986，84:41(41):70-74)研究结果，水力裂缝导流能力随裂缝半长的变化为指数函数，在油藏数值模拟软件Eclipse中水力裂缝导流能力随裂缝半长的变化依据网格步长将指数函数转化为阶梯函数，分别将阶梯函数值赋值到表征裂缝的各个网格里，即可表示水力裂缝导流能力随裂缝半长的变化，作为油藏数值模拟水力裂缝导流能力初始值。
②水力裂缝导流能力FRCD随地层压力p的变化。在油藏数值模拟过程中，随着地层流体的采出，地层压力降低，①中的水力裂缝导流能力初始值要随着地层压力发生变化，而以往数值模拟没有考虑这一因素。根据李颖川(采油工程[M].北京:石油工业出版社，2009:220-221)水力裂缝导流能力表达式为：
FRCD＝kf(p)Wf (1)
式中：
FRCD——水力裂缝导流能力，μm2.cm；
kf(p)——任意地层压力下水力裂缝渗透率，μm2；
Wf——水力裂缝缝宽，cm。
水力裂缝缝宽Wf一般为几毫米至几厘米，相对与基质储层来说非常小，可视为不变，因此水力裂缝导流能力FRCD随地层压力p的变化可转化为水力裂缝渗透率kf(p)随地层压力p的变化。
地层压力下降引起有效应力的增加，导致储层渗透率减小的现象称为储层的应力敏感性。对于弹性开发的低渗透非均质油藏应力敏感现象更为明显。李传亮(储层岩石的应力敏感性评价方法[J].大庆石油地质与开发，2006，25(1):40-41)推导出任意地层压力下的储层渗透率表达式：
式中：
k——储层渗透率，μm2；
ki——初始储层渗透率，μm2；
b——应力敏感常数，MPa-1；
φ——储层孔隙度，％；
pi——原始地层压力，MPa；
p——任意地层压力，MPa。
当地层压力下降时，水力裂缝受骨架应力增大而导致渗透率降低的过程与储层岩石的应力敏感性类似，因此运用表达式(2)建立水力裂缝渗透率随地层压力的变化关系式如下：
式中：
kf(p)——任意地层压力下水力裂缝渗透率，μm2；
kf(pi)——原始地层压力下水力裂缝渗透率，μm2。
在油藏数值模拟软件Eclipse里面采用模型中的岩石应力敏感功能，将水力裂缝看做有应力敏感性的岩块，根据储层岩石应力敏感性实验得到应力敏感常数b，从而计算水力裂缝渗透率随地层压力变化，以此得到水力裂缝导流能力随地层压力的变化。
软件具体操作步骤为：①设置岩石应力敏感分区：基质为1区，水力裂缝为2区；②由表达式(2)和(3)分别计算不同地层压力下渗透率与初始渗透率比例；③在软件中利用软件应力敏感功能将不同地层压力下渗透率与初始渗透率比例分别赋值给基质1区和水力裂缝2区。
(3)水平井生产动态历史拟合
在建立非均质地质模型和初次压裂水力裂缝参数植入的基础之上，结合实际生产数据，拟合累积产液量、累积产油量、累积产水量、日产液量、日产油量、日产水量、地层压力等指标，累积产液量和累积产油量相对误差应小于5％，得到剩余油饱和度场和地层压力场分布。
在本发明中，所述步骤3)根据剩余油饱和度场和地层压力场分布对水平井重复压裂增产潜力定量评价，将初次压裂水力裂缝分类，提出针对性重复压裂方式，具体过程如下：
根据步骤2)中得到的剩余油饱和度场和地层压力场分布，若同时满足采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6，则具有重复压裂增产潜力。将初次压裂水力裂缝分为四类：老缝加长起裂、缝内暂堵转向起裂、段内暂堵起裂、无需重复压裂。
(1)老缝加长起裂
将初次压裂改造不充分(小于初次压裂设计缝长)和采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6的水力裂缝归为一类，采用老缝加长起裂方式。
(2)缝内暂堵转向起裂
将初次压裂改造充分(符合初次压裂设计缝长)和采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6并且缝间距小于30m的水力裂缝归为一类，采用缝内暂堵转向起裂方式。
(3)段内暂堵起裂
将初次压裂改造充分和采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6并且缝间距大于30m的水力裂缝归为一类，采用段内暂堵起裂方式。
(4)无需重复压裂
若不满足采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6，不建议重复压裂，应采用其他开发方式，恢复其产能。
与现有技术相比，本发明具有的有益效果：
(1)本发明能够对水平井重复压裂增产潜力定量评价和水力裂缝重复压裂方式分类，提出针对性重复压裂方式；
(2)本发明在油藏数值模拟过程中同时考虑水力裂缝形状和生产过程中地层压力对水力裂缝导流能力变化的影响，其模拟结果更加符合实际生产动态；
(3)本发明将初次压裂水力裂缝参数、油藏数值模拟研究剩余油饱和度场和地层压力场分布、重复压裂增产潜力定量评价结合，各个环节紧密相扣，相互验证，提高了重复压裂增产潜力评价的准确性，降低了施工风险。
附图说明
图1(a)为以往数值模拟中水力裂缝形状俯视图。
图1(b)为本发明实施例中实际水力裂缝形状俯视图。
图2为本发明实施例中水力裂缝导流能力随裂缝半长变化图。
图3为本发明实施例中水平井段初次压裂水力裂缝几何模型图。
图4(a)为本发明实施例中水平井累积产液量拟合曲线图。
图4(b)为本发明实施例中水平井累积产油量拟合曲线图。
图4(c)为本发明实施例中水平井日产液量拟合曲线图。
图4(d)为本发明实施例中水平井日产油量拟合曲线图。
图4(e)为本发明实施例中水平井日产水量拟合曲线图。
图4(f)为本发明实施例中地层压力拟合曲线图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例进一步说明本发明。
有必要在此指出的是，本实施例仅是本发明的优选实施例，并非对本发明作任何限制，也并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除。本领域人员所进行的改动和简单变化不脱离本发明技术思想和范围，则均属于本发明技术方案的保护范围内。
实施例1
我国某油藏区块储层孔隙度4.6～13.2％，平均10.5％，渗透率0.01～1.25×10-3μm2，平均0.39×10-3μm2，原油饱和度38％，油藏埋深1968m，初始地层压力24.3MPa，地层温度88.9℃，岩性为砂泥岩薄互层，物性和含油性较差，属于非均质低渗透致密砂岩储层，采用水平井大规模多段多簇体积压裂技术开发。其中一口水平井，水平段长度1200m，初次压裂10段39簇，设计裂缝半长300m，缝间距30m。利用弹性能量开发，无注采井网，目前日产油量由初期26.3t/d降到了1.8t/d。开发效果变差，急需开展重复压裂增产潜力评价。
低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法，依次包括以下步骤：
1)、反演初次压裂水力裂缝参数：结合该区块储层岩石力学参数、储层物性参数、储层流体参数以及初次压裂施工资料，表1给出了目标井水平段第一段(3500-3380m)压裂施工工序，利用Meyer软件反演得到初次压裂水力裂缝参数如表2所示。
表1单段压裂施工工序表
表2初次压裂水力裂缝参数表
2)、利用油藏数值模拟软件Eclipse研究剩余油饱和度场和地层压力场分布，其具体步骤包括建立油藏非均质地质模型、初次压裂水力裂缝参数植入非均质地质模型、水平井生产动态历史拟合。
(1)建立油藏非均质地质模型：根据水平井所在储层物性参数、储层流体参数、测井解释资料如表3所示，建立非均质地质模型，模型大小1600m×1000m×5.2m，网格步长10m×10m×5.2m，网格总数16000。
表3压裂水平井水平段测井解释表
(2)初次压裂水力裂缝参数植入：在植入过程中水力裂缝导流能力变化考虑两个因素：随裂缝半长变化和随地层压力变化。以往数值模拟水裂缝形状是矩形如图1(a)，而实际水力裂缝形状是楔形如图1(b)，本方法将水力裂缝形状考虑成楔形，水力裂缝导流能力按步长阶梯赋值，如图2所示。同时考虑生产过程中由于地层压力降低造成的应力敏感性效应，根据步骤2)中表达式(2)和(3)计算不同地层压力下渗透率与初始渗透比例如表4所示，计算所用到的参数：储层孔隙度φ为10.5％，水力裂缝孔隙度φ为25％，初始地层压力24.3MPa，储层应力敏感常数b由储层岩石应力敏感性实验得到为0.094。水平井段1200m，水力裂缝10段39簇，簇间距30m，几何模型如图3所示。
表4不同地层压力下渗透率与初始渗透率比例表
| 地层压力(MPa) | 储层渗透率比值(k/k<sub>i</sub>) | 水力裂缝渗透率比值(k<sub>f</sub>(p)/k<sub>f</sub>(p<sub>i</sub>)) |
| 24.3 | 1.000 | 1 |
| 20.5 | 0.963 | 0.915 |
| 18.5 | 0.944 | 0.873 |
| 16.5 | 0.926 | 0.833 |
| 14.5 | 0.908 | 0.794 |
| 12.5 | 0.890 | 0.758 |
| 10.5 | 0.873 | 0.723 |
| 8.5 | 0.856 | 0.690 |
| 6.5 | 0.839 | 0.658 |
(3)水平井生产动态历史拟合：按照水平井实际生产工作制度拟合累积产液量、累积产油量、日产液量、日产油量、日产水量、地层压力等生产指标，验证模型的正确性。其中累积产液量和累积产油量如表5所示，从拟合的结果来看，和实际生产比较接近，累积产液量和累积产油量相对误差小于5％，满足拟合精度要求，其生产指标历史拟合曲线如图4(a)～4(f)所示。
表5生产动态历史拟合结果表
3)、水平井重复压裂增产潜力定量评价
根据生产动态历史拟合的结果剩余油饱和度场和地层压力场可知：模拟区块水平井控制地质储量为30×104t，水平井累积产油量0.72×104t，采出程度2.4％，储层初始地层压力为24.3MPa，目前地层地层压力12.6MPa，地层压力系数0.65，满足步骤3)要求。同时根据初次压裂水力裂缝参数反演结果表2可知水力裂缝簇号3～4、11～12、20、23～24、31～32裂缝半长远小于设计裂缝半长(设计裂缝半长为300m)，其中水力裂缝簇号按水平井几何模型图3中从右往左依次编号。这些水力裂缝由于地质或者工程等原因，初次压裂改造不补充，没有有效的沟通储层。其他水力裂缝参数符合压裂施工设计要求，初次压裂改造充分。
根据本发明步骤3)将水平井初次压裂水力裂缝分类治理，对于实例水平井提出两种重复压裂方式：缝内暂堵转向起裂和老缝加长起裂，如表6所示。
表6水力裂缝分类治理表
Claims (3)
1.低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法，依次包括以下步骤：
1)利用Meyer软件建立裂缝扩展模型，反演初次压裂水力裂缝参数，包括以下内容：收集水平井所在储层岩石力学参数、储层物性参数、储层流体参数和初次压裂施工资料，利用Meyer软件建立裂缝扩展模型，反演获得初次压裂水力裂缝参数，包括裂缝半长Lf、缝宽Wf、缝高Hf和导流能力FRCD；
2)利用油藏数值模拟软件Eclipse建立油藏非均质地质模型，并将初次压裂水力裂缝参数植入非均质地质模型，进行生产动态历史拟合，得到剩余油饱和度场和地层压力场分布，包括以下内容：
(1)收集水平井所在储层物性参数、储层流体参数和测井解释资料，得到储层孔隙度、渗透率、含油饱和度、油藏埋深、储层厚度、流体高压物性参数和流体相渗曲线，利用油藏数值模拟软件Eclipse建立油藏非均质地质模型；
(2)将初次压裂水力裂缝参数植入非均质地质模型，其中水力裂缝导流能力FRCD在非均质地质模型中考虑两个方面的因素：
①水力裂缝导流能力FRCD随裂缝半长Lf的变化：在油藏数值模拟软件Eclipse中水力裂缝导流能力随裂缝半长的变化依据网格步长将指数函数转化为阶梯函数，分别将阶梯函数值赋值到表征裂缝的各个网格里，即可表示水力裂缝导流能力随裂缝半长的变化，作为油藏数值模拟水力裂缝导流能力初始值；
②水力裂缝导流能力FRCD随地层压力p的变化：
FRCD＝kf(p)Wf
式中：
kf(p)——任意地层压力下水力裂缝渗透率，μm2；
Wf——水力裂缝缝宽，cm；
kf(pi)——原始地层压力下水力裂缝渗透率，μm2；
b——应力敏感常数，MPa-1；
φ——储层孔隙度，％；
pi——原始地层压力，MPa；
p——任意地层压力，MPa；
(3)结合实际生产数据，拟合累积产液量、累积产油量、累积产水量、日产液量、日产油量、日产水量、地层压力，得到剩余油饱和度场和地层压力场分布；
3)根据剩余油饱和度场和地层压力场分布对水平井重复压裂增产潜力定量评价，将初次压裂水力裂缝分类，提出针对性重复压裂方式。
2.如权利要求1所述的低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法，其特征在于，所述步骤3)根据剩余油饱和度场和地层压力场分布对水平井重复压裂增产潜力定量评价，将初次压裂水力裂缝分类，提出针对性重复压裂方式，具体过程如下：
(1)将初次压裂改造不充分并且采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6的水力裂缝归为一类，采用老缝加长起裂方式；
(2)将初次压裂改造充分并且采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6并且缝间距小于30m的水力裂缝归为一类，采用缝内暂堵转向起裂方式；
(3)将初次压裂改造充分并且采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6并且缝间距大于30m的水力裂缝归为一类，采用段内暂堵起裂方式；
(4)若不满足采出程度小于30％、地层压力系数大于0.6，不建议重复压裂。
3.如权利要求2所述的低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法，其特征在于，所述初次压裂改造不充分是指缝长小于初次压裂设计缝长，初次压裂改造充分是指缝长符合初次压裂设计缝长。
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