CN111472782A

CN111472782A - 用于页岩储层开采的优化方法

Info

Publication number: CN111472782A
Application number: CN202010271156.9A
Authority: CN
Inventors: 夏阳; 韦世明; 金衍; 林伯韬; 向建华; 魏林胜
Original assignee: China University of Petroleum Beijing
Current assignee: China University of Petroleum Beijing
Priority date: 2020-04-08
Filing date: 2020-04-08
Publication date: 2020-07-31

Abstract

本发明提供一种用于页岩储层开采的优化方法，属于油气开采技术领域。所述用于页岩储层开采的优化方法包括：设定至少两组注采参数，所述注采参数包括注液时间、注液量和闷井时间；根据预先建立的流动模型确定每组所述注采参数对应的预计产量；以及根据所述预计产量的比较结果，选定用于生产的注采参数。通过本发明提供的上述方案，能够为页岩储层实际开采提供合理的开采数据指导。

Description

用于页岩储层开采的优化方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，具体地涉及一种用于页岩储层开采的优化方法。

背景技术

页岩油气已成为国家现阶段和未来一段时间内的主要勘探攻关对象，但是由于页岩地层的超低孔隙度和超低渗透率，使得油气的流动阻力很大，常规水平井无法得到工业气流，因此必须进行多级水力压裂进行增产。水力压裂过程中向地层注入了大量的压裂液，但是在压后返排中排出的水量往往不超过注入量的20％，通过相渗试验发现，页岩的束缚水饱和度大于其初始含水饱和度，因此注入的压裂液中的很大一部分成为了页岩的束缚水而无法排出，而未排出的水占据了气体的流出通道，降低了油气的相渗透率，将会影响水力压裂的效果。

目前也有较多的文献报道由于页岩基质渗吸入部分水，导致其内部产生新的微裂缝，从而提高基质绝对渗透率，能够在一定程度上提高渗透率。

裂缝起裂是个比较快速的过程，在水力裂缝形成后仍然需要向地层中泵入大量压裂液来保持水力裂缝的导流能力，而为了让页岩基质发生渗吸形成微裂缝，常要闷井几天，在泵注压裂液和闷井的过程中，压裂液的排量和闷井时间是决定进行水力压裂后产量的最重要因素

现有方法能够进行页岩储层水力压裂注液模拟，以及产能预测，但是并没有一种方法能够以生产最大化为目的进行压裂液注液模拟优化。现有压裂液注液模拟方法存在的缺陷为：无法定量衡量压裂液进入地层后发生的渗吸，而且模拟区域尺度受人为因素影响。现有产能预测方法存在的缺陷是：仅能考虑全模拟区域的单一流态，即模拟区域为两相流或单相流，而由于页岩的束缚水饱和度高于初始含水饱和度，无论是注液过程还是生产过程，地层中均同时存在单相流和多相流。

发明内容

本发明实施例的目的是提供一种用于页岩储层开采的优化方法，用于解决上述技术问题中的一者或多者。

为了实现上述目的，本发明实施例提供一种用于页岩储层开采的优化方法，所述方法包括：设定至少两组注采参数，所述注采参数包括注液时间、注液量和闷井时间；根据预先建立的流动模型确定每组所述注采参数对应的预计产量；以及根据所述预计产量的比较结果，选定用于生产的注采参数。

可选的，所述根据预先建立的流动模型确定每组所述注采参数对应的预计产量：根据所处开发阶段和所述注采参数确定边界条件；以及根据所述边界条件和所述流动模型确定所述注采参数对应的预计产量，其中，所述开发阶段包括注液阶段、闷井阶段和生产阶段。

可选的，所述根据所处开发阶段和所述注采参数确定边界条件包括：在处于注液阶段时，所述边界条件为：q_w＝Q_w；在处于闷井阶段时，所述边界条件为：q_w＝0；以及在处于生产阶段时，所述边界条件为：p_w＝BHP，其中， q_w为单位体积岩石内的注水量，Q_w为压裂液注液排量，p_w为水相压力，BHP 为井底压力。

可选的，在开采页岩气时，所述流动模型由以下公式被预先建立：

其中， φ为地层孔隙度，S_w为含水饱和度)，M为气体摩尔质量，z为气体偏差因子，R为气体常数，T为地层温度，ρ_ga为标准条件下的气体密度，ρ_s为页岩密度，V_L为Langmuir体积常数，p_L为Langmuir压力，p_g为气体压力，ρ_w为压裂液密度，p_w为水相压力，K_m为基质渗透率，c_tw为水的总压缩系数，ρ_g为气体密度，q_w为单位体积岩石内的注水量，K_f为裂缝渗透率，

为气相导流系数，λ_w为水相导流系数，

可选的，在开采页岩油藏时，所述流动模型由以下公式被预先建立：

其中，ρ_o为油密度，c_to为油的总压缩系数，S_w为含水饱和度，φ为地层孔隙度，ρ_w为压裂液密度，c_tw为水的总压缩系数，p_w为水相压力，K_m为基质渗透率，λ_o为油相导流系数，ρ_g为气体密度，p_c为油水两相毛管力，λ_w为水相导流系数，q_w为单位体积岩石内的注水量，K_f为裂缝渗透率，

可选的，所述水相导流系数由以下公式被确定：λ_w＝k_rw/μ_w，其中，λ_w为水相导流系数，μ_w为压裂液粘度，k_rw为水相对渗透率。

可选的，所述水相对渗透率由以下公式被确定：

其中，k_rw为水相对渗透率，S_w为含水饱和度，S_wc为束缚水饱和度。

可选的，所述气相导流系数由以下公式被确定：

其中，

为气相导流系数，

为气体表观相对渗透率，μ_g为气体黏度。

可选的，所述气体表观相对渗透率由以下公式被确定：

其中，

为气体表观相对渗透率，k_rg为气体相对渗透率，φ为地层孔隙度， μ_g为气体黏度，D_k为努森扩散系数，K_m为基质渗透率，p_g为气体压力。

可选的,所述气体相对渗透率由以下公式被确定:

其中，k_rg为气体相对渗透率，S_w为含水饱和度，S_wc为束缚水饱和度。

通过上述技术方案，提供了一种针对页岩储层开采的优化方法，能够为页岩储层实际开采提供合理的开采数据指导。

本发明上述提供的技术方案，还能够解决页岩油气多级水平压裂井注液和产能预测中的以下几个难点：

在于页岩独特的相渗性质导致地层中同时出现单相流和多相流，现有模型无法完整的描述进行注液和生产过程的流体流动，从而无法实现以产能最大化为目标的注液优化；

现有方案中无法在数值模拟中考虑渗吸的影响，而且渗吸过程也伴随着粘土矿物的水化，难以具体表征二者影响；

压裂后的页岩地层形成了多尺度离散水力裂缝，现有方案未能解决两相流体在离散裂缝网络的流动问题。

本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：

图1是本发明实施例提供的用于页岩储层开采的优化方法的流程示意图；

图2是某井的井底流压变化曲线；

图3是某井段的产气量拟合与预测曲线；

图4是某页岩储存的预计产气量曲线。

具体实施方式

以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。

图1是本发明实施例提供的用于页岩储层开采的优化方法的流程示意图。如图1所示，所述用于页岩储层开采的优化方法包括步骤S120至S160。

在步骤S120，设定至少两组注采参数。

对于页岩储层开采来说，受开采方式限制，注采参数中的注液时间、注液量和闷井时间是对水力压裂后产量影响最大的因素，因此只有选定合适的注采参数，才能够实现对页岩储层的高效开采。在此基础上，可以预先设定至少两组注采参数，以便于后续对页岩储层开采进行优化。

可选的，在已有相关页岩储层开采经验的情况下，可以以相关的注采参数为依据进行调整，以便于能够更加快速的选定最优的注采参数。

或者还可以通过以下方式对注采参数的选定进行优化：在选定注采参数并通过本发明提供的方案确定该组注采参数对应的预计产量的情况下，可以对该组注采参数进行针对性地调整。例如，可以预先设定一组大数据的注采参数和一组小数据的注采参数，并通过二分法来对注采参数进行调整以得到一组新的注采参数等。

在步骤S140，根据预先建立的流动模型确定每组注采参数对应的预计产量。

对于页岩储层来说，其所存储的能源包括页岩气和页岩油藏，而页岩气和页岩油藏的地质环境是有区别的，因此可以针对页岩气和页岩油藏分别建立流动模型，以提高优化结果的可靠性。

其中，在利用流动模型确定注采参数对应的预计产量的过程中，需要根据所处开发阶段和注采参数确定边界条件，再根据所设定的边界条件和流动模型确定所述注采参数对应的预计产量。

所述边界条件需要针对注液阶段，闷井阶段和生产阶段这三个过程分别设置，边界条件设置在井底，且边界条件随时间而设定不同类型(例如，对于注液阶段和闷井阶段给定流量边界，即压力梯度边界，对于生产过程给定压力边界条件)。

可选的，所述边界条件具体可以如下所示：

在处于注液阶段时，所述边界条件为：q_w＝Q_w；

在处于闷井阶段时，所述边界条件为：q_w＝0；以及

在处于生产阶段时，所述边界条件为：p_w＝BHP，

其中，q_w为单位体积岩石内的注水量，Q_w为压裂液注液排量，p_w为水相压力，BHP为井底压力。

对于井底压力来说，其可以被设置为常数，也可以为生产测试中得到的随时间变动的数据，例如在t>t_close+t_injection时，p_w＝BHP，其中t_close为闷井时间， t_injection为注液时间。

在后续的优化过程中，可以在同一个BHP下计算生产同样长时间的产气量，再根据最大产气量来选择最优注液参数。

在步骤S160，根据预计产量的比较结果，选定用于生产的注采参数。

在条件允许的情况下，可以根据尽可能多的注采参数组对应的预计产量之间的比较结果确定最优的注采参数。

本发明该实施例提供的技术方案，提供了一种针对页岩储层开采的优化方法，能够为页岩储层实际开采提供合理的开采数据指导。

对于开采页岩储层中的页岩气来说，可以通过本发明实施例提供的以下两种公式而预先建立流动模型。

(1)对于页岩气藏来说，地层中的多相流为气水两相流，因此页岩基质孔隙内的自适应流动控制方程为：

(2)由于页岩储层中的裂缝的宽度远小于其长度，认为裂缝横截面处的流速处处相等，因此离散裂缝内的流动控制方程为：

其中，φ为地层孔隙度，S_w为含水饱和度)，M为气体摩尔质量，z为气体偏差因子，R为气体常数，T为地层温度，ρ_ga为标准条件下的气体密度， ρ_s为页岩密度，V_L为Langmuir体积常数，p_L为Langmuir压力，p_g为气体压力，ρ_w为压裂液密度，p_w为水相压力，K_m为基质渗透率，c_tw为水的总压缩系数，ρ_g为气体密度，q_w为单位体积岩石内的注水量，K_f为裂缝渗透率，

为气相导流系数，λ_w为水相导流系数，

和

分别为对时间的一阶导数。

对于开采页岩储层中的页岩油藏来说，可以通过本发明实施例提供的以下两种公式而预先建立流动模型。

(3)对于页岩油藏，地层中的多相流为油水两相流，页岩基质空隙内的自适应流动控制方程为：

(4)离散裂缝内的流动控制方程为：

目前的页岩油气多级压裂水平井的压裂级数往往能达到20级以上，在压裂过程中往往是单级或几级同时压裂，压完后封堵已压裂段，之后再进行未压裂段的压裂，因此每段的注液方案、封闭时间往往都是不同的，实际施工只有当全井压裂完之后才能看到施工效果，无法准确分析各段注液和产能的关系，而本发明上述实施例提供的技术方案，能够进行页岩多级压裂水平井压裂液注液过程和生产过程的联合模拟，实现以产能最大化的压裂液注液优化，还能够准确分析各段注液和产能的关系。

对于本发明提供的上述公式来说，公式中所涉及的参数可以通过实验测定，可以来自于现场数据，也可以由现有的计算方式获得。例如，孔隙度，相渗实验测得的相渗函数，驱汞实验测得的毛管力函数，渗吸实验测得的基质渗透率与含水饱和度的关系，初始地层压力和含水饱和度可以由油田现场资料获得。

可选的，对于水相导流系数λ_w来说，其可以通过以下公式被确定： λ_w＝k_rw/μ_w，μ_w为压裂液粘度，k_rw为水相对渗透率。

可选的，对于气相导流系数

来说，其可以通过以下公式被确定：

为气体表观相对渗透率，μ_g为气体黏度。

其中，所述气体表观相对渗透率

还可以通过以下公式被确定：

k_rg为气体相对渗透率，φ为地层孔隙度，μ_g为气体黏度， D_k为努森扩散系数，K_m为基质渗透率，p_g为气体压力。

上述公式中涉及到的参数中的部分参数可以通过实验测得，另一部分可以通过计算获得，获取上述公式中涉及到的参数的方法可以为现有的任意方法。

考虑到由于压裂液的侵入，在靠近井的位置会形成两相流区域，远离井的位置会区域为单相油或气流动。在生产过程中，单相流区域的压力高于两相流区域，而单相流区域并不含水(仅含油或气)，因此水并不能从单相流区域流动两相流区域，所以在求解流动模型中的公式时必须要考虑流动的方向性。

在此基础上，为了能够解决上述技术问题，使得上述预先建立的流动模型能够在模拟过程中自动适应两相流和单相流，本发明实施例提出了一种采用分段函数描述相渗曲线的方案，能够从原理上实现流动模型对不同流态的自适应性。

对于水相对渗透率k_rw来说：

S_w为含水饱和度，S_wc为束缚水饱和度，即在含水饱和度小于束缚水饱和度时不能够流动；

对于气体相对渗透率k_rg来说：

S_w为含水饱和度， S_wc为束缚水饱和度。

本发明上述实施例提供的技术方案能够建立页岩压裂和生产过程中的自适应流动模型，解决了注液和生产过程中多相流动和单相流动同时存在的数学表征，即可以有效解决水的流向问题，实现自适应的流动模型的求解。

其中，在含水饱和度大于束缚水饱和度情况下，上述公式中有关含水饱和度与水相对渗透率或气体相对渗透率之间关系可以直接采用现有的计算方法确定，也可以直接进行相渗试验后拟合得到。

可选的，本发明该实施例还提供了一种采用相渗实验数据拟合后得到的水相渗透率和气体相渗透率的确定方法，分别如下所示：

考虑到压裂液的渗吸研究目前有较多实验进行量化，然而在数值模拟中尚未进行定量化表征，因而本发明实施例还提出可以对页岩岩心的渗吸实验数据进行处理，得到岩心吸水饱和度和渗透率的实验关系曲线，再通过拟合可得到岩心绝对渗透率与汗水饱和度的关系，就能够实现渗吸的定量化表征，其表达式可为K_m＝K_m(S_w)，其中，K_m为基质渗透率，S_w为含水饱和度。

可选的，本发明实施例还提供了一种采用渗吸实验数据拟合后得到的岩心基质渗透率随含水饱和度变化的关系：

K_dry为干岩心的渗透率。

对于页岩储层来说，页岩地层中泥质含量高，若渗吸能力弱，并未出现微裂缝，那便可能出现基岩水化导致基质渗透率降低，而本发明上述提出的由渗吸实验数据得到的岩心基质渗透率反应的是渗吸和水化的综合影响，基于此可实现注液过程中的闷井时间优化。

现以一具体实施例来详细解释本发明实施例提供的技术方案。在该实施例中，可以通过如下步骤实现对页岩储层开采的优化：

(1)通过孔渗实验得到研究区域的孔隙度和渗透率；

(2)通过相渗实验得到研究区域的相渗曲线；

(3)通过压汞实验得到研究区域的毛管力曲线；

(4)通过渗吸实验得到页岩基质绝对渗透率与含水饱和度的关系；

(5)通过现场压裂施工报告得到水力裂缝网络；

(6)使用本发明中的计算程序进行多组注液-生产数值模拟，得到相应产能；

(7)根据产能最大化得到最优注液措施(注液排量、注液时间和闷井时间)。

本发明实施例提供的技术方案，通过对现场生产数据整理，给定井底压力，可以实现生产数据的拟合，而后就能够进行产生预测。例如如图2和图 3所示，图2为某井的井底流压变化曲线，图3为某井段的产气量拟合与预测曲线。基于图3可以确定，本发明实施例提供的流动模型可以很好的适用于页岩储层，预计的产气量与实际的现场产气量基本一致。

现结合图4以另一具体实施例来解释本发明实施例提供的技术方案。在该实施例中，设定了三组注采参数，分别为：1)以7L/min注液60min，然后闷井1天；2)以6L/min注液70min，然后闷井18h；3)以5L/min注液 84min，然后闷井15h。

采用本发明实施例提供的流动模型进行预计产量计算后，可以得到图4 所示的产气量变化曲线。可以从图4中看出，在预计生产一百天后，方案2 和方案3的产气量接近，而方案1的产气量大于方案2和方案3，因此可以确定方案1更优。

还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。

以上仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。

Claims

1.一种用于页岩储层开采的优化方法，其特征至于，所述方法包括：

设定至少两组注采参数，所述注采参数包括注液时间、注液量和闷井时间；

根据预先建立的流动模型确定每组所述注采参数对应的预计产量；以及

根据所述预计产量的比较结果，选定用于生产的注采参数。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据预先建立的流动模型确定每组所述注采参数对应的预计产量包括：

根据所处开发阶段和所述注采参数确定边界条件；以及

根据所述边界条件和所述流动模型确定所述注采参数对应的预计产量，

其中，所述开发阶段包括注液阶段、闷井阶段和生产阶段。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所处开发阶段和所述注采参数确定边界条件包括：

在处于注液阶段时，所述边界条件为：q_w＝Q_w；

在处于闷井阶段时，所述边界条件为：q_w＝0；以及

在处于生产阶段时，所述边界条件为：p_w＝BHP，

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在开采页岩气时，所述流动模型由以下公式被预先建立：

其中，φ为地层孔隙度，S_w为含水饱和度)，M为气体摩尔质量，z为气体偏差因子，R为气体常数，T为地层温度，ρ_ga为标准条件下的气体密度，ρ_s为页岩密度，V_L为Langmuir体积常数，p_L为Langmuir压力，p_g为气体压力，ρ_w为压裂液密度，p_w为水相压力，K_m为基质渗透率，c_tw为水的总压缩系数，ρ_g为气体密度，q_w为单位体积岩石内的注水量，K_f为裂缝渗透率，