CN115545283A - 页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，依次包括如下步骤：S1、计算单条水力裂缝入口的净压力；S2、计算单条水力裂缝的诱导应力；S3、计算多条水力裂缝的综合诱导应力；S4、计算考虑多条水力裂缝诱导应力干扰作用下的水平地应力差值；S5、绘制不同簇间距条件下水平井筒沿程的水平地应力差值曲线，选取介于临界水平地应力差值范围内的簇间距方案为最优方案。本发明的页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，克服现有方法存在的基础参数获取难，实施过程复杂，与真实压裂工况不符等的问题，更具操作性和准确性，为页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计提供了一种更加可靠且易于推广的决策方法。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采领域的页岩油水平井开采，尤其涉及一种页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，属于页岩油钻井压裂技术领域。
背景技术
我国页岩油储量约为476.4亿吨，位居世界前列，开发潜力巨大。目前，水平井密切割压裂是页岩油藏实现高效开发的关键技术手段之一。水平井密切割技术是对常规水平井分段多簇压裂技术的进一步改良，工程师们结合页岩油储层地质特征与现场压裂改造实践，将常规水平井分段多簇压裂技术的簇间距由早期的几十米下调至几米，单段射孔簇也由原来的2～3簇上调至4簇以上，从而形成了水平井密切割压裂技术。在簇间距减少与单段射孔簇数增加的综合影响下，同一压裂段内缝间诱导应力干扰作用显著增强。设置合理的簇间距，充分利用缝间诱导应力的干扰作用，有利于在页岩油储层中形成大规模的复杂裂缝网络，提高增产改造效果。但现阶段簇间距的优化设计大多基于工程经验，缺乏有效的理论支撑，导致页岩油水平井密切割压裂改造技术的运用效果并不稳定，亟需建立一种高效科学的簇间距优化设计方法。
公开号为CN 105735960B的中国发明专利公开了一种低渗透油气藏水平井分段多簇压裂簇间距优化方法。该方法以获得最大缝网波及区域面积为优化目标，计算时需要输入大量现场工程师们不易获得的基础参数，如天然裂缝的走向、倾角、界面摩擦系数与内聚力等，导致该方法实施过程复杂，应用范围受限，不利于大规模推广。
公开号为CN 109933860A的中国发明专利申请公开了一种页岩气压裂水平井簇间距优化方法。该方法根据计算出的多条水力裂缝诱导应力差的分布规律进行裂缝间距优化。但其诱导应力差的计算基于假设的水力裂缝净压力值，而实际施工工程中净压力取决于注入排量，压裂液粘度、地层岩石力学性质等因素，采用固定假设值与真实压裂工况不符，导致该方法的应用效果并不显著。
发明内容
本发明的目的在于，克服现有方法存在的基础参数获取难，实施过程复杂，与真实压裂工况不符等的问题，提供一种页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，更具操作性和准确性，为页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计提供了一种更加可靠且易于推广的决策方法。
为解决以上技术问题，本发明的页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，依次包括如下步骤：S1、计算单条水力裂缝入口的净压力；
S2、计算单条水力裂缝的诱导应力；
S3、计算多条水力裂缝的综合诱导应力；
S4、计算考虑多条水力裂缝诱导应力干扰作用下的水平地应力差值；
S5、绘制不同簇间距条件下水平井筒沿程的水平地应力差值曲线，选取介于临界水平地应力差值范围内的簇间距方案为最优方案。
进一步的，步骤S1中、基于PKN水力裂缝模型，计算施工时单条水力裂缝入口的净压力，计算公式如下：
式Ⅰ：
式Ⅰ中：
Pnet为单条水力裂缝入口的净压力，MPa；
E为地层岩石杨氏模量，Pa；
v为地层岩石泊松比，无因次；
Q为分段压裂时的单一压裂段的总注入排量，m3/s；
N为单段射孔簇数，可视为压裂段内的裂缝条数，簇或条；
µ为压裂液粘度，Pa·s；
H为水力裂缝高度，一般取为储层厚度值，m；
t为总施工时间，s。
进一步的，步骤S2中、PKN水力裂缝模型满足缝高截面平面应变假设，缝高方向净压力不变，单条水力裂缝缝内净压力统一采用裂缝入口处的净压力，其所产生的单条水力裂缝的诱导应力，计算公式如下：
式Ⅱ：
其中，式Ⅲ：
式Ⅱ中：
σx为水力裂缝在（x，0，0）点处原始水平最小地应力方向x轴上的诱导应力，MPa；
σy为水力裂缝在（x，0，0）点处原始水平最大地应力方向y轴上的诱导应力，MPa；
σz为水力裂缝在（x，0，0）点处原始垂向地应力方向z轴上的诱导应力，MPa；
x为水平井筒上的点与水力裂缝面之间的距离。
进一步的，步骤S3中，页岩油水平井密切割压裂过程中同一压裂段内会同时形成多条水力裂缝，基于线性叠加原理，多条水力裂缝的综合诱导应力的计算公式如下：
式Ⅳ：
式Ⅳ中：
σxT为N条水力裂缝沿原始水平最小地应力方向x轴上的综合诱导应力，MPa；
σyT为N条水力裂缝沿原始水平最大地应力方向y轴上的综合诱导应力，MPa；
σzT为N条水力裂缝沿原始垂向地应力方向z轴上的综合诱导应力，MPa。
进一步的，步骤S4中，在原始地应力的基础上线性叠加多条水力裂缝诱导应力，再计算新的水平地应力差值，具体公式如下：
式Ⅴ：
式Ⅴ中：
ΔσHh为存在N条水力裂缝诱导应力干扰作用下的水平地应力差，MPa；
σH为原始最大水平地应力，MPa；
σh为原始最小水平地应力，MPa。
进一步的，步骤S5中，本发明以6～9MPa作为优选簇间距的临界水平地应力差值范围。
相对于现有技术，本发明取得了以下有益效果：本发明克服了现有方法基础参数获取难，实施过程复杂，与真实压裂工况不符等缺陷，理论依据完善，思路简洁直观，易于掌握，可操作性强，与真实压裂施工工况吻合，且能获得准确有效的簇间距优化设计结果，应用范围大，运用效果稳定，有利于大规模推广。
附图说明
下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明，附图仅提供参考与说明用，非用以限制本发明。
图1为水力裂缝诱导应力几何模型示意图；
图2单段4、5、6簇压裂模式下单条水力裂缝的诱导应力曲线；
图3为单段4簇压裂模式下多条水力裂缝的综合诱导应力曲线；
图4为单段5簇压裂模式下多条水力裂缝的综合诱导应力曲线；
图5为单段6簇压裂模式下多条水力裂缝的综合诱导应力曲线；
图6为单段4簇压裂模式下的水平井筒沿程的水平地应力差值曲线；
图7为单段5簇压裂模式下的水平井筒沿程的水平地应力差值曲线；
图8为单段6簇压裂模式下的水平井筒沿程的水平地应力差值曲线。
具体实施方式
在本发明的以下描述中，术语“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指装置必须具有特定的方位。
为了使本发明实现的技术手段、创作特征、达成目的与功效易于明白了解，下面结合具体图示，进一步阐述本发明。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在限制本发明。
以东部某油田的一口页岩油水平井（HY井）为例，该井完钻井深5890m，垂深3771.6m，水平段长1831米，油层平均孔隙度4.73％，平均渗透率0.043mD，为低孔、特低渗储层，需开展水平井密切割压裂改造才能获得工业油流。根据工程经验确定该井采用单段4～6簇射孔的密切割压裂方式进行改造，其它基本参数见下表1所示。
表1
| 基本参数 | 取值 | 基本参数 | 取值 |
| 注入排量Q（m<sup>3</sup>/min） | 16 | 压裂液粘度µ（Pa·s） | 5×10<sup>-3</sup> |
| 水力裂缝高度H（m） | 30 | 杨氏模量E（Pa） | 25×10<sup>9</sup> |
| 泊松比v（无因次） | 0.17 | 水平最大主应力σ<sub>H</sub>（MPa） | 73.54 |
| 单段射孔簇数N (簇) | 4、5、6 | 水平最小主应力σ<sub>h</sub>（MPa） | 60.62 |
| 施工时间t（min） | 120 |
为了清楚展示实施例中的相关计算结果，便于阅读者快速准确掌握本发明的实施方法，绘制了图1所示的水力裂缝诱导应力几何模型示意图，展示了诱导应力与原始地应力在三维直角坐标系中（xyz）的空间方位关系，以及式Ⅰ～式Ⅴ中的相关参数的含义。
页岩油储层垂向层间岩性与应力差异大，水力裂缝穿层扩展困难，在施工一段时间后，水力裂缝高度基本不变，仅长度增加，且缝长远大于缝高，符合PKN水力裂缝扩展模型特征。基于此，可采用PKN模型的解析，计算施工时单条水力裂缝的缝内净压力。
步骤S1，采用表1中的参数，运用式Ⅰ计算出单条水力裂缝缝内净压力。单段射孔4簇对应的单条水力裂缝缝内净压力为2.73MPa；单段射孔5簇对应的单条水力裂缝缝内净压力为2.48MPa；单段射孔6簇对应的单条水力裂缝缝内净压力为2.31MPa。
步骤S2，采用表1中的数据和步骤1中的计算结果，运用式Ⅱ和式Ⅲ在如图1所示的坐标系内计算单条水力裂缝的诱导应力。
单段4簇压裂模式下单条水力裂缝的诱导应力计算结果见表2，x=0代表水力裂缝面位置，x<0代表沿x轴反方向的距离，x>0代表沿x轴正方向的距离，下同。
表2
| 水平井筒上的点与水力裂缝面的距离<i>x</i>（m） | 原始垂向地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>z</i></sub>（MPa） | 原始水平最小地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>x</i></sub> （MPa） | 原始水平最大地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>y</i></sub> （MPa） |
| -50 | -0.23 | 1.01 | 0.13 |
| -49 | -0.23 | 1.04 | 0.14 |
| -48 | -0.24 | 1.07 | 0.14 |
| -47 | -0.24 | 1.09 | 0.15 |
| -46 | -0.24 | 1.13 | 0.15 |
| -45 | -0.24 | 1.16 | 0.16 |
| -44 | -0.24 | 1.19 | 0.16 |
| -43 | -0.24 | 1.22 | 0.17 |
| -42 | -0.24 | 1.26 | 0.17 |
| -41 | -0.24 | 1.30 | 0.18 |
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| -39 | -0.24 | 1.37 | 0.19 |
| -38 | -0.24 | 1.41 | 0.20 |
| -37 | -0.23 | 1.45 | 0.21 |
| -36 | -0.23 | 1.49 | 0.22 |
| -35 | -0.22 | 1.54 | 0.22 |
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| -6 | 1.68 | 2.71 | 0.75 |
| -5 | 1.84 | 2.72 | 0.78 |
| -4 | 2.01 | 2.72 | 0.81 |
| -3 | 2.19 | 2.73 | 0.84 |
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| 50 | -0.23 | 1.01 | 0.13 |
单段5簇压裂模式下单条水力裂缝的诱导应力计算结果见表3。
表3
| 水平井筒上的点与水力裂缝面的距离<i>x</i>（m） | 原始垂向地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>z</i></sub>（MPa） | 原始水平最小地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>x</i></sub> （MPa） | 原始水平最大地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>y</i></sub> （MPa） |
| -50 | -0.21 | 0.92 | 0.12 |
| -49 | -0.21 | 0.94 | 0.12 |
| -48 | -0.21 | 0.97 | 0.13 |
| -47 | -0.22 | 0.99 | 0.13 |
| -46 | -0.22 | 1.02 | 0.14 |
| -45 | -0.22 | 1.05 | 0.14 |
| -44 | -0.22 | 1.08 | 0.15 |
| -43 | -0.22 | 1.11 | 0.15 |
| -42 | -0.22 | 1.14 | 0.16 |
| -41 | -0.22 | 1.18 | 0.16 |
| -40 | -0.22 | 1.21 | 0.17 |
| -39 | -0.22 | 1.25 | 0.17 |
| -38 | -0.21 | 1.28 | 0.18 |
| -37 | -0.21 | 1.32 | 0.19 |
| -36 | -0.21 | 1.36 | 0.20 |
| -35 | -0.20 | 1.39 | 0.20 |
| -34 | -0.19 | 1.43 | 0.21 |
| -33 | -0.19 | 1.48 | 0.22 |
| -32 | -0.18 | 1.52 | 0.23 |
| -31 | -0.16 | 1.56 | 0.24 |
| -30 | -0.15 | 1.60 | 0.25 |
| -29 | -0.13 | 1.65 | 0.26 |
| -28 | -0.12 | 1.69 | 0.27 |
| -27 | -0.10 | 1.74 | 0.28 |
| -26 | -0.07 | 1.78 | 0.29 |
| -25 | -0.04 | 1.83 | 0.30 |
| -24 | -0.01 | 1.88 | 0.32 |
| -23 | 0.02 | 1.92 | 0.33 |
| -22 | 0.06 | 1.97 | 0.34 |
| -21 | 0.10 | 2.01 | 0.36 |
| -20 | 0.15 | 2.06 | 0.38 |
| -19 | 0.21 | 2.10 | 0.39 |
| -18 | 0.27 | 2.14 | 0.41 |
| -17 | 0.33 | 2.18 | 0.43 |
| -16 | 0.40 | 2.22 | 0.45 |
| -15 | 0.48 | 2.26 | 0.47 |
| -14 | 0.57 | 2.29 | 0.49 |
| -13 | 0.66 | 2.32 | 0.51 |
| -12 | 0.76 | 2.35 | 0.53 |
| -11 | 0.87 | 2.38 | 0.55 |
| -10 | 0.99 | 2.40 | 0.58 |
| -9 | 1.11 | 2.42 | 0.60 |
| -8 | 1.24 | 2.44 | 0.63 |
| -7 | 1.38 | 2.45 | 0.65 |
| -6 | 1.53 | 2.46 | 0.68 |
| -5 | 1.68 | 2.47 | 0.70 |
| -4 | 1.83 | 2.47 | 0.73 |
| -3 | 1.99 | 2.48 | 0.76 |
| -2 | 2.15 | 2.48 | 0.79 |
| -1 | 2.31 | 2.48 | 0.82 |
| 0 | 2.48 | 2.48 | 0.84 |
| 1 | 2.31 | 2.48 | 0.82 |
| 2 | 2.15 | 2.48 | 0.79 |
| 3 | 1.99 | 2.48 | 0.76 |
| 4 | 1.83 | 2.47 | 0.73 |
| 5 | 1.68 | 2.47 | 0.70 |
| 6 | 1.53 | 2.46 | 0.68 |
| 7 | 1.38 | 2.45 | 0.65 |
| 8 | 1.24 | 2.44 | 0.63 |
| 9 | 1.11 | 2.42 | 0.60 |
| 10 | 0.99 | 2.40 | 0.58 |
| 11 | 0.87 | 2.38 | 0.55 |
| 12 | 0.76 | 2.35 | 0.53 |
| 13 | 0.66 | 2.32 | 0.51 |
| 14 | 0.57 | 2.29 | 0.49 |
| 15 | 0.48 | 2.26 | 0.47 |
| 16 | 0.40 | 2.22 | 0.45 |
| 17 | 0.33 | 2.18 | 0.43 |
| 18 | 0.27 | 2.14 | 0.41 |
| 19 | 0.21 | 2.10 | 0.39 |
| 20 | 0.15 | 2.06 | 0.38 |
| 21 | 0.10 | 2.01 | 0.36 |
| 22 | 0.06 | 1.97 | 0.34 |
| 23 | 0.02 | 1.92 | 0.33 |
| 24 | -0.01 | 1.88 | 0.32 |
| 25 | -0.04 | 1.83 | 0.30 |
| 26 | -0.07 | 1.78 | 0.29 |
| 27 | -0.10 | 1.74 | 0.28 |
| 28 | -0.12 | 1.69 | 0.27 |
| 29 | -0.13 | 1.65 | 0.26 |
| 30 | -0.15 | 1.60 | 0.25 |
| 31 | -0.16 | 1.56 | 0.24 |
| 32 | -0.18 | 1.52 | 0.23 |
| 33 | -0.19 | 1.48 | 0.22 |
| 34 | -0.19 | 1.43 | 0.21 |
| 35 | -0.20 | 1.39 | 0.20 |
| 36 | -0.21 | 1.36 | 0.20 |
| 37 | -0.21 | 1.32 | 0.19 |
| 38 | -0.21 | 1.28 | 0.18 |
| 39 | -0.22 | 1.25 | 0.17 |
| 40 | -0.22 | 1.21 | 0.17 |
| 41 | -0.22 | 1.18 | 0.16 |
| 42 | -0.22 | 1.14 | 0.16 |
| 43 | -0.22 | 1.11 | 0.15 |
| 44 | -0.22 | 1.08 | 0.15 |
| 45 | -0.22 | 1.05 | 0.14 |
| 46 | -0.22 | 1.02 | 0.14 |
| 47 | -0.22 | 0.99 | 0.13 |
| 48 | -0.21 | 0.97 | 0.13 |
| 49 | -0.21 | 0.94 | 0.12 |
| 50 | -0.21 | 0.92 | 0.12 |
单段6簇压裂模式下单条水力裂缝的诱导应力计算结果见表4。
表4
| 水平井筒上的点与水力裂缝面的距离 <i>x</i>（m） | 原始垂向地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>z</i></sub>（MPa） | 原始水平最小地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>x</i></sub> （MPa） | 原始水平最大地应力方向上的诱导应力<i>σ</i><sub><i>y</i></sub> （MPa） |
| -50 | -0.20 | 0.85 | 0.11 |
| -49 | -0.20 | 0.88 | 0.12 |
| -48 | -0.20 | 0.90 | 0.12 |
| -47 | -0.20 | 0.93 | 0.12 |
| -46 | -0.20 | 0.95 | 0.13 |
| -45 | -0.20 | 0.98 | 0.13 |
| -44 | -0.20 | 1.01 | 0.14 |
| -43 | -0.20 | 1.04 | 0.14 |
| -42 | -0.20 | 1.07 | 0.15 |
| -41 | -0.20 | 1.10 | 0.15 |
| -40 | -0.20 | 1.13 | 0.16 |
| -39 | -0.20 | 1.16 | 0.16 |
| -38 | -0.20 | 1.19 | 0.17 |
| -37 | -0.20 | 1.23 | 0.18 |
| -36 | -0.19 | 1.26 | 0.18 |
| -35 | -0.19 | 1.30 | 0.19 |
| -34 | -0.18 | 1.34 | 0.20 |
| -33 | -0.17 | 1.37 | 0.20 |
| -32 | -0.16 | 1.41 | 0.21 |
| -31 | -0.15 | 1.45 | 0.22 |
| -30 | -0.14 | 1.49 | 0.23 |
| -29 | -0.13 | 1.53 | 0.24 |
| -28 | -0.11 | 1.58 | 0.25 |
| -27 | -0.09 | 1.62 | 0.26 |
| -26 | -0.07 | 1.66 | 0.27 |
| -25 | -0.04 | 1.70 | 0.28 |
| -24 | -0.01 | 1.75 | 0.29 |
| -23 | 0.02 | 1.79 | 0.31 |
| -22 | 0.06 | 1.83 | 0.32 |
| -21 | 0.10 | 1.87 | 0.34 |
| -20 | 0.14 | 1.92 | 0.35 |
| -19 | 0.19 | 1.96 | 0.37 |
| -18 | 0.25 | 2.00 | 0.38 |
| -17 | 0.31 | 2.03 | 0.40 |
| -16 | 0.38 | 2.07 | 0.42 |
| -15 | 0.45 | 2.10 | 0.43 |
| -14 | 0.53 | 2.14 | 0.45 |
| -13 | 0.62 | 2.16 | 0.47 |
| -12 | 0.71 | 2.19 | 0.49 |
| -11 | 0.81 | 2.22 | 0.52 |
| -10 | 0.92 | 2.24 | 0.54 |
| -9 | 1.04 | 2.26 | 0.56 |
| -8 | 1.16 | 2.27 | 0.58 |
| -7 | 1.29 | 2.28 | 0.61 |
| -6 | 1.42 | 2.29 | 0.63 |
| -5 | 1.56 | 2.30 | 0.66 |
| -4 | 1.70 | 2.30 | 0.68 |
| -3 | 1.85 | 2.31 | 0.71 |
| -2 | 2.00 | 2.31 | 0.73 |
| -1 | 2.16 | 2.31 | 0.76 |
| 0 | 2.31 | 2.31 | 0.79 |
| 1 | 2.16 | 2.31 | 0.76 |
| 2 | 2.00 | 2.31 | 0.73 |
| 3 | 1.85 | 2.31 | 0.71 |
| 4 | 1.70 | 2.30 | 0.68 |
| 5 | 1.56 | 2.30 | 0.66 |
| 6 | 1.42 | 2.29 | 0.63 |
| 7 | 1.29 | 2.28 | 0.61 |
| 8 | 1.16 | 2.27 | 0.58 |
| 9 | 1.04 | 2.26 | 0.56 |
| 10 | 0.92 | 2.24 | 0.54 |
| 11 | 0.81 | 2.22 | 0.52 |
| 12 | 0.71 | 2.19 | 0.49 |
| 13 | 0.62 | 2.16 | 0.47 |
| 14 | 0.53 | 2.14 | 0.45 |
| 15 | 0.45 | 2.10 | 0.43 |
| 16 | 0.38 | 2.07 | 0.42 |
| 17 | 0.31 | 2.03 | 0.40 |
| 18 | 0.25 | 2.00 | 0.38 |
| 19 | 0.19 | 1.96 | 0.37 |
| 20 | 0.14 | 1.92 | 0.35 |
| 21 | 0.10 | 1.87 | 0.34 |
| 22 | 0.06 | 1.83 | 0.32 |
| 23 | 0.02 | 1.79 | 0.31 |
| 24 | -0.01 | 1.75 | 0.29 |
| 25 | -0.04 | 1.70 | 0.28 |
| 26 | -0.07 | 1.66 | 0.27 |
| 27 | -0.09 | 1.62 | 0.26 |
| 28 | -0.11 | 1.58 | 0.25 |
| 29 | -0.13 | 1.53 | 0.24 |
| 30 | -0.14 | 1.49 | 0.23 |
| 31 | -0.15 | 1.45 | 0.22 |
| 32 | -0.16 | 1.41 | 0.21 |
| 33 | -0.17 | 1.37 | 0.20 |
| 34 | -0.18 | 1.34 | 0.20 |
| 35 | -0.19 | 1.30 | 0.19 |
| 36 | -0.19 | 1.26 | 0.18 |
| 37 | -0.20 | 1.23 | 0.18 |
| 38 | -0.20 | 1.19 | 0.17 |
| 39 | -0.20 | 1.16 | 0.16 |
| 40 | -0.20 | 1.13 | 0.16 |
| 41 | -0.20 | 1.10 | 0.15 |
| 42 | -0.20 | 1.07 | 0.15 |
| 43 | -0.20 | 1.04 | 0.14 |
| 44 | -0.20 | 1.01 | 0.14 |
| 45 | -0.20 | 0.98 | 0.13 |
| 46 | -0.20 | 0.95 | 0.13 |
| 47 | -0.20 | 0.93 | 0.12 |
| 48 | -0.20 | 0.90 | 0.12 |
| 49 | -0.20 | 0.88 | 0.12 |
| 50 | -0.20 | 0.85 | 0.11 |
由于实施例中涉及的计算结果数据点较多，通过表格方式展示过于繁琐，为了获得简洁直观的展示效果，将全部采用图片的形式进行展示（下同），根据表2～表4中的计算结果绘制成图2。
步骤S3，采用步骤S2中的计算结果，运用公式Ⅳ在如图1所示的坐标系内计算多条水力裂缝的综合诱导应力。根据国内外页岩油水平井密切割压裂改造经验可知，簇间距的合理设置范围为4~20m。本实施例在上述范围内对簇间距进行优选，分别计算了单段4、5、6簇压裂模式所有簇间距条件下压裂段内水平井筒沿程各点处的综合诱导应力值，为避免结果图片展示过多对阅读者造成困扰，只选取了比较重要且能准确说明本实施方法与效果的案例（簇间距8~13m）进行展示（下同），单段4、5、6簇压裂模式下多条水力裂缝的综合诱导应力计算结果如图3至图5所示。
步骤S4，采用表1中的数据和步骤S3中的计算结果，运用公式Ⅴ在如图1所示的坐标系内，计算考虑多条水力裂缝诱导应力干扰作用下的水平地应力差。
步骤S5，绘制单段4、5、6簇压裂模式下的水平井筒沿程的水平地应力差值曲线和临界水平地应力差值曲线对比图，见图6至图8。室内实验结果表明：水平地应力差介于6～9MPa时可获得最优的缝网形态，基于此，本发明以6～9MPa作为优选簇间距的临界水平地应力差值范围。选取水平地应力差介于6～9MPa范围内的簇间距方案为最优方案。因此，单段4、5、6簇压裂模式下，最佳簇间距分别为10m、11m、11m。
结合地质资料与测井解释结果对HY井水平段的油藏甜点发育区进行识别，从而确定出合理的压裂段数和位置，再根据本发明的簇间距优化结果对每段进行分簇射孔，最后进行现场压裂施工。HY井共实施28段144簇压裂，压裂后试油自喷最高日产液188m³，油32m³，取得了十分理想的增产效果。说明本发明提出的簇间距优化方法较为合理，压裂后地层中形成了较大规模的复杂的裂缝网络***，可为页岩油水平井分段密切割压裂的簇间距优化设计提供指导。
虽然本实施例仅展示了单段4～6簇射孔方案下的簇间距优化设计方法，但是本发明所提出的优化方法并不受簇数限制，可用于优化单一压裂段内任意簇数的簇间距优化问题。
以上所述仅为本发明之较佳可行实施例而已，显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点，非因此局限本发明的专利保护范围，本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制。除上述实施例外，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还可以有其他实施方式。本发明还会有各种变化和改进，凡采用等同替换或等效变换形成的技术方案，均落在本发明要求的保护范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。本发明未经描述的技术特征可以通过或采用现有技术实现，在此不再赘述。
Claims (6)
1.一种页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，其特征在于，依次包括如下步骤：
S1、计算单条水力裂缝入口的净压力；
S2、计算单条水力裂缝的诱导应力；
S3、计算多条水力裂缝的综合诱导应力；
S4、计算考虑多条水力裂缝诱导应力干扰作用下的水平地应力差值；
S5、绘制不同簇间距条件下水平井筒沿程的水平地应力差值曲线，选取介于临界水平地应力差值范围内的簇间距方案为最优方案。
2.根据权利要求1所述的页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，其特征在于，步骤S1中、基于PKN水力裂缝模型，计算施工时单条水力裂缝入口的净压力，计算公式如下：
式Ⅰ：
式Ⅰ中：
Pnet为单条水力裂缝入口的净压力，MPa；
E为地层岩石杨氏模量，Pa；
v为地层岩石泊松比，无因次；
Q为分段压裂时的单一压裂段的总注入排量，m3/s；
N为单段射孔簇数，可视为压裂段内的裂缝条数，簇或条；
µ为压裂液粘度，Pa·s；
H为水力裂缝高度，一般取为储层厚度值，m；
t为总施工时间，s。
3.根据权利要求2所述的页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，其特征在于，步骤S2中、PKN水力裂缝模型满足缝高截面平面应变假设，缝高方向净压力不变，单条水力裂缝缝内净压力统一采用裂缝入口处的净压力，其所产生的单条水力裂缝的诱导应力，计算公式如下：
式Ⅱ：
其中，式Ⅲ：
式Ⅱ中：
σx为水力裂缝在（x，0，0）点处原始水平最小地应力方向x轴上的诱导应力，MPa；
σy为水力裂缝在（x，0，0）点处原始水平最大地应力方向y轴上的诱导应力，MPa；
σz为水力裂缝在（x，0，0）点处原始垂向地应力方向z轴上的诱导应力，MPa；
x为水平井筒上的点与水力裂缝面之间的距离。
4.根据权利要求3所述的页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，其特征在于，步骤S3中，页岩油水平井密切割压裂过程中同一压裂段内会同时形成多条水力裂缝，基于线性叠加原理，多条水力裂缝的综合诱导应力的计算公式如下：
式Ⅳ：
式Ⅳ中：
σxT为N条水力裂缝沿原始水平最小地应力方向x轴上的综合诱导应力，MPa；
σyT为N条水力裂缝沿原始水平最大地应力方向y轴上的综合诱导应力，MPa；
σzT为N条水力裂缝沿原始垂向地应力方向z轴上的综合诱导应力，MPa。
5.根据权利要求4所述的页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，其特征在于，步骤S4中，在原始地应力的基础上线性叠加多条水力裂缝诱导应力，再计算新的水平地应力差值，具体公式如下：
式Ⅴ：
式Ⅴ中：
ΔσHh为存在N条水力裂缝诱导应力干扰作用下的水平地应力差，MPa；
σH为原始最大水平地应力，MPa；
σh为原始最小水平地应力，MPa。
6.根据权利要求5所述的页岩油水平井密切割压裂簇间距优化设计方法，其特征在于，步骤S5中，本发明以6～9MPa作为优选簇间距的临界水平地应力差值范围。
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117709125A (zh) * | 2024-01-16 | 2024-03-15 | 长江大学 | 一种防止断层激活的页岩油气藏体积压裂设计方法 |
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2022
- 2022-09-21 CN CN202211151316.1A patent/CN115545283A/zh active Pending
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| CN117709125A (zh) * | 2024-01-16 | 2024-03-15 | 长江大学 | 一种防止断层激活的页岩油气藏体积压裂设计方法 |
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| PB01 | Publication | ||
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