CN102852516A - 用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法和装置 - Google Patents

Abstract

本申请提供了一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法和装置，其中，所述方法包括：获取油气藏开发目标区域的叠前地震数据；采用所述叠前地震数据进行弹性参数反演，获得所述油气藏开发目标区域的弹性参数数据体；根据所述弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型；计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；根据所述岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。本申请可以提高压裂缝数据的准确性和有效性。

Description

用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法和装置

技术领域

本申请涉及油气藏开发的技术领域，特别是涉及一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法，以及，一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的装置。

背景技术

我国有66亿吨低渗透油气储量未动用，近几年低渗透油气产能建设规模占全国总量的70％以上，已成为我国油气增储上产的主战场。而实现低渗透难动用储量经济有效开发的核心问题是搞清压裂后人工裂缝的空间展布与井网的合理匹配，建立起有效驱动体系，以达到低渗透油气藏有效开发。

地下油气藏压裂形成的裂缝空间展布形态定量描述是近20年来油气勘探开发世界性攻关难题。目前国内外仅局限于假设井筒以外数百米范围内地质模型是均质的，利用井点测井资料进行井点以外半缝长定量模拟计算。而实际地下油气藏地质特征是非均质的。对压裂缝分布状态认识不清是制约低渗透油田有效开发的瓶颈技术。

国内外低渗透油田一般具有低丰度、低电阻、低饱和度和天然裂缝发育的特点，且大多数油田在投产初期均进行过压裂改造增产措施，天然裂缝和人工裂缝使地下结构更加复杂化，随着开发进程的不断加深，地下水驱压力场不均衡，水窜、水淹及低效井增多，油藏治理难度大。虽然裂缝性油藏研究始终是世界性的难题，但是有关裂缝方面的研究及裂缝建模得技术、方法和理论相当多，归纳总结起来主要有以下几个方面的技术理论方法：

一.传统地质方法：主要通过野外露头观察描述，总结裂缝发育规律，结合井下岩心观察、描述和统计，建立区域性裂缝分布规律，显然，这种方法十分耗费人力和物力，所花的时间也比较长；

二.多学科综合手段技术研究：通过测井(尤其是成像测井(FMI/EMI))、地震、钻井取心综合信息建立裂缝半定量分布模型，该方法是目前较流行、普遍采用的方法，缺点是落实到油田实际中可操作性差，满足不了油田生产实际增产措施实施的要求；

三.数学统计模拟方法：运用地质统计学方法，采用现代数学理论(如分形分维、模糊评判、灰色理论)进行裂缝定量化模拟，得到裂缝三维空间分布。该种方法虽然利用了大量的油田实际资料，但是裂缝预测结果往往与油田实际差别很大，很难在现场中实施。

从所能查到的所有文献看，现有技术中国内外压裂模型均基于井筒测井、钻井和岩心资料，将井筒以外数百米压裂影响范围内地层、岩性、孔隙度、渗透率、岩石力学参数、构造应力场等信息近似看作与井筒钻遇的情况一致，从而获得裂缝的半缝长对称裂缝模型。

目前国内外压裂设计和压后评估中存在的根本问题是局限于井筒资料，无法获得井间所需的各项参数，而地下低渗透储层非均质变化很大，施工设计与地质不相符，造成压裂后实际裂缝展布不清楚。用半缝长模拟计算裂缝参数，从源头上就存在很大问题。造成地下实际裂缝的展布形态与现今国内外普遍使用的方法得到的半缝长差别很大，直接影响油气藏的开发效果。

因此，目前需要本领域技术人员迫切解决的一个技术问题就是：提出一种用于油气田开发的压裂缝数据获取的机制，用以提高压裂缝数据的准确性和有效性。

发明内容

本申请所要解决的技术问题是提供一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法和装置，用以提高压裂缝数据的准确性和有效性。

为了解决上述问题，本申请公开了一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法，包括：

获取油气藏开发目标区域的叠前地震数据；

采用所述叠前地震数据进行弹性参数反演，获得所述油气藏开发目标区域的弹性参数数据体；

根据所述弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型；

计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

根据所述岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

优选的，所述弹性参数数据体包括：岩石泊松比、杨氏模量。

优选的，所述根据弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型的步骤包括：

获取所述油气藏开发目标区域的井筒测井数据和岩心数据；

井间采用所述弹性参数数据体，井点结合所述井筒测井数据和岩心数据，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩石力学参数模型。

优选的，所述三维网格节点上的应力信息包括耦合叠加的重力应力、构造应力、孔隙应力及热应力。

优选的，所述的方法，还包括：

获取所述油气藏开发目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

所述根据岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟的步骤包括：

根据所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型；

定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：井筒左右两侧不对称分布的形态，全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态。

优选的，所述的方法，还包括：

对所述压裂过程中裂缝全缝长的三维数值进行可视化。

优选的，所述的方法，还包括：

根据单井的裂缝全缝长的三维数值模拟结果在油气藏开发目标区域，进行非均质油藏矢量化井网部署。

优选的，所述根据单井的裂缝全缝长的三维数值模拟结果在油气藏开发目标区域，进行非均质油藏矢量化井网部署的步骤包括：

根据最大水平主应力方向确定井排方向；

根据裂缝各向异性程度确定井网形式；

根据裂缝延伸规模确定井距大小。

本申请实施例还公开了一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的装置，包括：

叠前地震弹性参数获取模块，用于获取油气藏开发目标区域的叠前地震数据；

反演模块，用于采用所述叠前地震数据进行弹性参数反演，获得所述油气藏开发目标区域的弹性参数数据体；

岩石力学参数模型构建模块，用于根据所述弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型；

三维应力场分布模型生成模块，用于计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

全缝长三维压裂数值模拟模块，用于根据所述岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

优选的，所述岩石力学参数模型构建模块包括：

单井数据获取子模块，用于获取所述油气藏开发目标区域的井筒测井数据和岩心数据；

模型建立子模块，井间采用所述弹性参数数据体，井点结合所述井筒测井数据和岩心数据，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩石力学参数模型。

优选的，所述三维网格节点上的应力信息包括：耦合叠加的重力应力、构造应力、孔隙应力及热应力。

优选的，所述的装置，还包括：

储层地质模型建立模块，用于获取所述油气藏开发目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

所述全缝长三维压裂数值模拟模块包括：

节点数值模型生成子模块，用于根据所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型；

定量计算模拟子模块，用于定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：井筒左右两侧不对称分布的形态，全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态。

优选的，所述的装置，还包括：

井网部署模块，用于根据单井的裂缝全缝长的三维数值模拟结果在油气藏开发目标区域，进行非均质油藏矢量化井网部署；所述井网部署的步骤包括：根据最大水平主应力方向确定井排方向；根据裂缝各向异性程度确定井网形式；根据裂缝延伸规模确定井距大小。

与现有技术相比，本申请包括以下优点：

1)利用三维地震资料，结合钻井取心、测井资料建立了油气藏三维空间储层任意一点变化的非均质地质模型；

2)从岩石破裂机理上攻克了难关，获得油气藏三维空间任意一点岩石力学模型和构造应力场的大小及方向，解决了以往只有井点信息，而不能获得井间信息的问题；

3)定量计算模拟出井点以外裂缝的实际产状，包括由于井筒周围储层、岩石力学及地应力分布的不均匀性造成压裂缝在井筒两侧不对称分布的形态、全缝长缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态；

4)解决了以往只进行水力压裂缝半缝长模拟，而不能模拟计算出地下裂缝实际空间展布的难题；

5)本申请利用三维地震资料，结合钻井取心、测井资料建立了地下油气藏三维空间储层地质模型、岩石力学模型和构造应力场的大小及方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质网格节点数值模型，从而定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，包括井筒两侧裂缝不对称分布的形态、全缝长、缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态，得到井筒左右两侧不对称裂缝分布(俗称全缝长)。

附图说明

图1是本申请一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法实施例的步骤流程图；

图2是采用现有技术模拟计算出来的半缝长形态的示意图；

图3是本申请实施例计算模拟出来的全缝长形态展布的示意图；

图4是本申请的一种示中裂缝极其发育区块的示意图；

图5是本申请的一种建立常规测井与岩石力学参数关系式分步回归统计流程示意图；

图6是本申请进行多信息融合得到的岩石力学参数模型的一个展示图例；

图7是本申请进行多信息融合得到的岩石力学参数模型的一个展示图例；

图8是本申请进行多信息融合得到的岩石力学参数模型的一个展示图例；

图9是本申请三维岩石力学(杨氏模量)模型的一个示意图例；

图10是本申请一种三维应力网格模型的示意图；

图11是本申请的一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的装置实施例的结构框图。

具体实施方式

为使本申请的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本申请作进一步详细的说明。

低渗透油藏的开发主要通过水力压裂提高单井产能，以注水保持地层能量，油水井压裂后油藏内的渗流机理和动态变化在很大程度上取决于水力裂缝的参数和方位，油井产量(初期产量、稳定时间和累积采出量等)除与水力裂缝参数有关外，还与注水强度、井网格局等因素有关。低渗透油田的开发不同于常规油田在于水力裂缝作用的双重性，一方面水力裂的存在提高了油水井的增产增注能力；另一方面却加剧了地层的非均质性。当裂缝方位不利时可能会导致油井过早水淹，降低开采效益。而水力裂缝的方位是受地层最小主应力控制的，对某一具体区块而言，最小主应力方向是一定的，因而水力裂缝的方位也是一定的。但是在不同的井网方位条件下，水力裂缝的方位将可能处于有利或不利方位，所产生的开发效果却是截然不同的。因此，在低渗透油田开发中，首先要根据裂缝的方位确定出合理的井网方位，在此基础上优化井网类型和井网密度，然后优化裂缝长度、导流能力和相应的注采压力差，最终以经济效益为目标进行整体方案优化设计，提出合理的开发方案，指导油田生产。

为了扩大有效波及体积，改善开发效果，必须从根本上建立裂缝三维空间定量模型，搞清水淹、水窜通道及剩余油分布，才能提出相应的开发技术对策。

目前，大多数压裂设计所用的计算机软件都是拟三维或者是二维的。现有技术中有进行的真三维的压裂模拟，也只是基于地质模型横向是均质的条件进行压裂模拟。这里，主要原因是没有油藏三度空间上任意一点非均质的力学模型。通常在压裂模拟和设计中的基本假设是缝高恒定及隔层应力大于主层应力的。但是，实际压裂施工中，裂缝的高度不是一个固定的高度，而是在沿最大水平主应力方向推进的过程中，在纵向上受最小水平主应力的变化而变化的动态高度。因此，在沿最大水平主应力方向，编制最小水平主应力剖面，建立网格模型，并且建立了上、下隔层的井与井之间的(特别是在井距较大情况下)水平面上的分布曲线，对于压裂的真三维模拟缝高、缝长、缝宽和对于压后的效果分析及防止裂缝穿透上下隔层、破坏层系开发、剖面上的注水、注气的窜通、底水与气顶进人开发生产层，都是有现实意义的。

正是本专利发明人注意到以上问题，提出了本申请实施例的核心构思之一在于，利用三维地震资料，结合钻井取心、测井资料建立了地下油气藏三维空间储层地质模型、岩石力学模型和构造应力场的大小及方向；从岩石破裂机理上攻克了难关，定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状。

参照图1，示出了本申请一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法实施例的步骤流程图，具体可以包括如下步骤：

步骤101，获取油气藏开发目标区域的叠前地震数据；

步骤102，采用所述叠前地震数据体进行弹性参数反演，获得所述油气藏开发目标区域的弹性参数数据体；

常规叠后波阻抗反演技术建立在地震波垂直入射假设的基础上，而实际地震资料并非自激自收的地震记录，反射振幅是共中心点道集叠加平均结果，它不能反映地震反射振幅随偏移距不同或入射角不同而变化的特点，因此，利用常规叠后波阻抗反演不能得到可靠的波阻抗和其它岩性及流体信息。为了克服叠后反演的不足，要采用能反映反射振幅随偏移距变化的叠前地震资料进行叠前反演。

在具体实现中，所述弹性参数数据体可以包括：岩石泊松比、杨氏模量。

步骤103，根据所述弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型；

在本申请的一种优选实施例中，所述步骤103可以包括以下子步骤：

子步骤S11、获取所述油气藏开发目标区域的井筒测井数据和岩心数据；

子步骤S12、井间采用所述弹性参数数据体，井点结合所述井筒测井数据和岩心数据，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩石力学参数模型。

岩石力学是一门具有理论内涵、工程实践性强的科学。现有技术中，“数据有限”，“参数给不准”和“模型给不准”已成为岩石力学理论分析与数值模拟的瓶颈问题。目前岩石力学特性参数的测定主要有两种方法：静态法和动态法，静态法是通过对岩样进行加载试验测得其变形而得到参数；动态法是通过测定超声波穿过岩样的速度得到参数。

低渗透储层压裂后裂缝的形态展布取决于岩石力学和应力场的大小及方向。从目前国内外大量的文献资料调研看，油藏中岩石力学的研究和获取仅局限于井筒，一方面通过钻井取心岩石力学实验获取局部、个别有限的岩石力学静态参数；另一方面利用偶极子横波成像测井(DSI)、多极阵列声波测井(X-mac)、双频随钻声波测井等特殊的横波测井获得岩石力学动态参数。这些资料的获取一方面很昂贵，另一方方面仅能得到井筒信息，无法获得井筒以外全油藏力学性质的连续变化信息。低渗透一般具有较强的岩性、物性非均质，由此产生岩石力学参数的非均质变化，有限的取心和井筒资料不能反映井间岩石力学性质的非均质变化。

以往压裂设计中通过井筒取心和测井资料获取泊松比、杨氏模量等岩石力学参数(弹性参数数据体)，开展压裂施工设计和压后评估，缺点是无法预知井筒以外岩石力学场变化信息。地震资料具有三维空间连续变化的弹性波信息，可以获得多种岩石力学参数。然而地震资料目前广泛地被应用于构造解释、储层预测及油气检测方面，而用于压裂工程方面的报道几乎没有，是一个研究空白。

地震资料不但有丰富的波动学信息，而且有更多的动力学特征，可以反映井间岩性、物性、力学性质和地应力的连续变化。尤其是叠前道集含有振幅随炮检距变化及横波信息，较叠后数据地层弹性力学信息更丰富。因此，借助弹性波动方程、Zoeppritz方程或其近似式，利用不同炮检距道集数据以及横波、纵波、密度等测井资料，联合反演出泊松比、杨氏模量等弹性参数。

具体而言，岩石的力学性质可以通过岩石力学参数来表征。岩石的力学参数有许多，常用的岩石力学特性参数可以包括岩石泊松比、杨氏模量、切变模量、体积模量、体积压缩系数、岩石硬度、抗剪强度、抗压强度、抗钻强度等。这些参数依据求取方法可分为静态参数和动态参数。通过测定超声波在岩样中的传播速度转换得到的弹性参数为动态参数；通过对岩样的静态加载测其变形得到的弹性参数为静态参数。

静态参数测定的具体方法是用钻井所得的岩心，在实验室内模拟岩石在地下所处的环境(温度、围压、孔隙压力)进行实测。动态参数测定的具体方法是利用测井曲线进行反算。

利用测井资料确定岩石力学参数的计算公式可以分为两大部分，一部分是通过弹性波动理论推导出其理论计算公式，如泊松比、杨氏模量等；另一部分是通过大量实践和室内试验，发现其力学参数与组合测井中的某些参数有比较直接的关系。通过前人的研究已经建立了一些经验公式，如岩石硬度、可钻性等。

利用测井计算模型，求得井筒附近泊松比、杨氏模量、闭合压力等岩石力学参数，再通过井间对比，建立井间岩石力学性质变化规律。井点的泊松比、杨氏模量、闭合压力通过现有的计算公式，利用测井资料计算。井间利用地震求取岩石速度与密度的乘积，建立地震波阻抗模型。将井点和平面结合起来，构造层位模型约数，地震属性及波阻抗数据体作为引导，建立岩石力学场连续变化模型。岩石力学三维模型以空间网格结点记录的形式，反映出了三度空间上连续变化的信息。

实际上，现有方案中，地震资料主要用于地质勘探过程，而压裂施工设计中往往只考虑具有纵向异性的测井数据并没有对地层水平方向的非均质性进行研究，地震资料与压裂这在实际科技研发领域，属于完全不相干的两个技术领域，一个是地质领域(油气田探测)，另一个是油气田开发领域，从来没有人将地震资料用于压裂施工设计领域。

步骤104，计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

在本申请的一种优选实施例中，所述步骤104具体可以包括如下步骤：

子步骤S21、在所述基于三维网格节点的岩石力学参数模型的基础上，运用总应力计算模型(计算过程中直接考虑各应力叠加耦合的关系)建立三维应力场分布模型，这里的应力主要是由重力应力、构造应力、孔隙应力及热应力的耦合叠加关系构成。

到目前为止，油田地应力的研究方法一般可以分为三大类：1)矿场应力测量，如水力压裂应力测量、井壁崩落应力方向测量、长源距声波应力测量、地面电位法应力方向测量、井下微地震波法测地应力方向和套心应力解除等。这些方法可以给出比较准确的地应力测量结果，定量地描述应力场特点，缺点是数据离散、大多局限于井筒，无法获知地层中每一个质点地应力大小和方向；2)利用地质和地震资料进行定性分析的方法，如火山颈、断层类型、油井井眼稳定情况、取心收获率、地形起伏、地质构造、震源机制等，这些资料可以定性地给出大范围应力场的分布情况与特点，很难进行精确的应力场研究；3)岩心测量，如差应变分析，波速各向异性测定，滞弹性应变分析，声发射(Kaiser效应)测定等。但岩心地应力测量只能给出地应力相对于岩心的方位，另外岩心测量时，很难完全模拟井下条件。

目前主要有地应力场有限元数值模拟、地应力剖面解释、钻进参数反演和长源距声波测井自适应方法计算等。平面上应力的变化目前普遍采用有限元方法计算，局限是数学插值，特别是对于砂体分布零散的岩性油藏，没有考虑到地下储层的非均质变化，很难客观地反映应力变化，其它方法得到的仅是井筒数据，无法获知三度空间上任意一个质点地应力的大小和方向，不能反映三度空间应力场的连续变化特征。

油藏三维空间任意一个质点地应力大小和方向是决定裂缝展布和井网优化的核心，现有的地应力场测量和计算技术满足不了压裂施工设计和井网优化对地应力场精度要求。而非均质复杂地应力场三维模型建立是一个世界性难题，以地下深层沉积岩为主体的每一个质点地应力大小和方向求取目前在国内外尚未解决。

地应力主要由重力应力、构造应力、孔隙压力、热应力等耦合所构成，影响因素多。

本申请实施例依据应力计算公式，提出在三维网格节点上求取出每个节点上重力应力、构造应力、孔隙压力、热应力矢量叠加后的总应力，创立了三维网格化应力耦合叠加原理建立三维应力场的新方法，突破了传统地应力测量和计算不能得到空间连续变化的非均质应力场模型。利用射线追踪法判识井筒以外最大应力节点并依次连接起来，确定三维空间最大主应力方向，从而获得了非均质各向异性储层三维空间任一个质点应力的大小及方向，实现了地下复杂应力场三维可视化。为实现人工裂缝与井排方向的合理匹配提供了依据。

步骤105，根据所述岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

在本申请的一种优选实施例中，还可以包括如下步骤：

获取所述油气藏开发目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

在这种情况下，所述步骤105可以包括如下子步骤：

子步骤S31、根据所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型；

子步骤S32、定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：井筒左右两侧不对称分布的形态，全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态。

在具体实现中，本申请实施例还可以包括如下步骤：

对所述压裂裂缝全缝长的三维数值进行可视化。

目前国内外压裂模型均基于井筒测井、钻井和岩心资料，将井筒以外数百米压裂影响范围内地层、岩性、孔隙度、渗透率、岩石力学参数、构造应力场等信息近似看作与井筒钻遇的情况一致，从而获得裂缝的半缝长对称裂缝模型。

目前国内外压裂设计和压后评估中存在的根本问题是局限于井筒资料，无法获得井间所需的各项参数，而地下低渗透储层非均质变化很大，施工设计与地质不相符，造成压裂后实际裂缝展布不清楚。用半缝长模拟计算裂缝参数，从源头上就存在很大问题。造成地下实际裂缝的展布形态与现今国内外普遍使用的方法得到的半缝长差别很大，直接影响油气藏的开发效果和开发技术政策的制定。

目前压裂模拟算法和实现软件均局限于单井井筒资料，要得到三维空间裂缝展布必须三维储层展布模型、三维物性模型、三维岩石力学模型和三维应力场模型，这些模型的获取相当困难，国内外没有先例，而本项目综合地质、地球物理资料获得了上述模型，为三维裂缝展布模拟奠定了良好的基础。

本申请依据岩石破裂机理，建立了岩石力学及应力场三维非均质变化的岩石破裂模型。首次将储层地质模型与三维岩石力学参数模型及应力场模型相结合，发明了人工裂缝全缝长三维数值模拟方法，定量计算模拟出井点以外裂缝的实际产状，包括由于井筒周围储层、岩石力学及地应力分布的不均匀性造成压裂缝在井筒两侧不对称分布的形态、全缝长缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态。实现了井点以外人工裂缝全缝长空间几何形态的三维可视化。

其中，岩石破裂模型即多场应力耦合叠加三维应力场模型。基于岩石破裂机理，材料在复杂应力状态下，在材料力学中有多种强度理论解释，这些理论都是根据对引起材料危险状态的原因做了不同假设而得的。当岩石内的正应力或剪应力达到某种极限值时，岩石就会发生破裂。在电子扫描显微镜条件下观察岩石内空隙及微裂纹在受外力条件下其形态的变化规律：在未经受力试件中观察到各种形状的微空穴并没有明显的方向性，多为独立的空穴，互相不连通；试件加载后，微空穴发生变化：结晶颗粒边界上的微裂纹发展，空穴连通、新生成的微裂纹数量增多，二者相互交叉，逐渐有方向也大约平行于主应力方向；加载到一定应力水平，几乎所有结晶颗粒边缘都出现晶间裂纹，某些裂纹在接近最大主应力方向上增大了宽度。

以一个网格为中心与其相邻的8个网格点，找其应力最大值，并依次向下找(一个方向上的)。井筒点的应力值可以根据测井数据的各参数计算所得，而井间部分利用地震解释出岩石力学的各属性值，继而求取各网格点的应力值。这样，对于整个研究区三维空间的应力场就有明确的定值，然后根据射线追踪法来判别井筒以外的最大主应力方向。射线追踪法即沿径向逐点计算结合三维应力模型求取最大应力值。

在水力压裂过程中，液体一旦注入地层，地层中的压力和应力分布将发生变化；注入液与地层进行热交换，部分液体会经滤失流入地层中去；由于注入液体含有支撑剂颗粒，呈多相流体特征.因此建立压裂模型是一项十分复杂的工作.为了使水力压裂的设计经济有效，必须对裂缝的高度、宽度、长度和方位进行合理的预测，而所有这些裂缝几何参数都受应力状态和岩石性质影响。

在可以进行裂缝模拟计算的压裂软件中，将与储层相关的各属性参数值(主要根据之前所建立的三维岩石力学模型和应力场模型中得出的结果：孔隙度，渗透率，泊松比，杨氏模量，总应力等)导入，结合压裂施工参数软件装置即可进行计算，从而得出表征裂缝产状的各参数值。

参照图2和图3，图2是采用常规技术模拟计算出来的半缝长形态，最左边为井的深度，单位米；第二列为钻井纵向岩性柱状剖面；第三列为矩形化测井曲线，图中彩色部分为裂缝的延伸范围；颜色深浅表示裂缝的宽度，下部为色标，单位：cm。

图3是本申请实施例计算模拟出来的全缝长形态展布图，图中最左边暗紫红色为储层发育段；是网格框代表计算模拟输入的网格数据，图中有彩色显示部分是裂缝的分布范围，上下代表纵向裂缝高度，1个网格刻度为1米；东西代表裂缝延伸范围，1个网格代表10米，彩色图中带“X”的部分为井筒所在位置和射孔层段；图中彩色深浅代表裂缝的宽度，下部为色标刻度，单位：cm；图中最右边为钻井深度，单位：米.

综上，本申请实施例通过采用三维地震叠前弹性参数反演提取三维空间连续变化的泊松比、杨氏模量等岩石力学参数，结合井筒测井、岩心资料，在储层空间展布和物性各向异性模型约束下，首次建立了三维网格岩石力学参数模型；然后通过求取三维网格任意节点上耦合叠加总应力，建立总应力模型的新方法，并利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，从而获得了非均质各向异性储层三维空间任一质点应力的大小及方向；最后依据岩石破裂机理，建立了岩石力学及应力场非均质三维连续间变化的岩石破裂模型，发明了人工裂缝全缝长三维数值模拟方法，实现了井点以外人工裂缝全缝长空间几何形态的三维可视化。

在具体实现中，本申请实施例还可以包括如下步骤：

步骤106、根据单井的裂缝全缝长的三维数值模拟结果在油气藏开发目标区域，进行非均质油藏矢量化井网部署。

在本申请的一种优选实施例中，所述步骤106可以包括如下子步骤：

子步骤S41、根据最大水平主应力方向确定井排方向；

子步骤S42、根据裂缝各向异性程度确定井网形式；

子步骤S43、根据裂缝延伸规模确定井距大小。

目前国内外对低渗透油藏井网、井距优化主要是局限于均质模型，通过确定一个主裂缝方位，选择合适的井网、井距，而对局部裂缝的变化、裂缝的长度、高度认识不清，多为均匀井网，造成部分井投产初期过早水窜水淹，另一部分井不受效。

根据储层展布特征，以形成有效驱动为原则，实施整体压裂、个性化缝长设计，控制缝高、缝长，达到裂缝空间展布与井网、井距的有效匹配。井排方向和井距主要取决于裂缝及现地应力场造成的渗流各向异性，并与裂缝、基质的渗透率比值有关。沿水平最大主应力方向布置油水井排，拉大井距、缩小排距，进行行列注水，建立有效驱动。通过垂直裂缝导流能力及支撑剂优化，有效控制了投资成本；采用矩形井网开发可拉大井距，缩小排距，降低启动压力梯度，通过实施整体压裂、个性化设计，建立有效驱动体系，形成低渗透油藏有效的开发井网形式。

本步骤实现的关键点在于：

1)根据地应力剖面特征进行层次划分与组合：

首先用钻井岩心地应力分析资料、测井资料与三维地震数据建立油气藏应力模型，根据地应力剖面储集层物性属性模型进行层析划分与组合；

2)地应力方向与井排方向的优化：

用钻井岩心地应力分析资料、测井资料与三维地震数据建立的油气藏应力模型与油气藏储集层岩性、岩相与物性模型进行平面非对称井网优化设计；

3)注采井距因油层储集层岩性与物性非均质、应力非均质程度平面差异变化、压裂全缝长展布以及天然裂缝分布而定；

4)水平井、直井联合立体式井网，根据油层储集层岩性与物性非均质、应力非均质程度，进行井型、井别、注水方式以及井网方向与密度优化设计非对称井网；

5)水驱波及非对称表征，由于储集层岩性与物性非均质、应力非均质，水驱在任何开发阶段水驱前缘油水分布更是非均质的，在后期调整时也应综合考虑。

本申请实施例依据裂缝模拟计算得出裂缝缝高、缝长和缝宽，详细了解了裂缝的走向、几何形态，就可以更清楚的认识水驱时水流的走向，这样在后期对油藏进行动态分析(判别水淹、弄清剩余油分布、提出稳油控水对策)与管理具有很重要的实际意义。在开发中后期进行加密、扩边、二次开发等有效开发对策实施过程中重构油气藏储集层多场模型。因此，可以通过单井的生产动态数据与模拟计算所得裂缝分布的几何形态相结合，给出每口井具体的调整方案，例如：堵水、调剖、重新射孔或二次压裂等措施。从而达到建立油藏矢量化井网开发新模式，最大限度地扩大有效波及体积。形成注水开发有效驱动体系，实现特低渗透非达西储层的有效开发。

参照图4所示的一裂缝极其发育区块的示意图，其中，蓝色代表水淹位置，红色代表剩余油饱和度高位置。由于大量裂缝的存在，导致水驱规律及其复杂。水驱过程中，注入水主要沿渗流阻力极小的裂缝流动，从而在注采井组之间形成绕流，导致驱替效率低，水驱波及面积的形状不规则，呈条形或蛇形。这对提高水驱采收率极为不利。

受到由裂缝贯穿的远处注水井的影响。由于部分裂缝长度大，沿裂缝线贯穿的井较多，而储层为低渗透储层，因此，对于裂缝线上或其附近注水井的注水状态必然受到其它注水井(或生产井)工作制度的影响。并且，水流方向和对应油井的水驱强度也随之发生变化。这也是部分油井不受效，而部分油井严重水淹的原因。受裂缝展布的影响，裂缝带上各注水井分别注水时水流的优势方向不同。有些井被高导流裂缝贯穿油井易产生水淹，在这种情况下就应该拉大井距提高油井无水采油期；而有些井之间不存在裂缝带那样在初期部署井网的时候即不应该在此处部署要不然在注水增加能量环节起不到明显效果。从图中也可以看出剩余油主要富集在水井与油井排之间的地区，由于压裂裂缝发育有明显的方向性，沿裂缝发育方向的驱替系数较高，垂直裂缝发育方向驱替系数较低，注水不受效的油井利用天然能量开发，导致地层压力下降，反而使天然的微孔隙发生闭合，进一步降低了产能。剩余油分布具有明显的方向性和条带性，主要分布在平行注水井裂缝分布的方向上。注水井裂缝延展方向上大部分被水淹，而平行裂缝延展方向上剩余油较富集。另外剩余油饱和度受沉积相影响也比较明显，主要分布在前缘河道砂上。由于水井排方向水驱系数较高，油井排的微裂缝由于压力下降发生闭合，因此剩余油主要分布在油井排与水井排之间的区域。这样弄清剩余油以及平面上裂缝的分布情况对后期加密、调整井网具有重要指导意义。

下面对岩石力学参数模型及其建立过程作进一步的说明。

本申请遵循岩心刻度横波测井，横波测井刻度常规测井，常规测井标定地震的原则，采用多元回归算法建立常规测井岩石力学计算图版，从而获得井筒横波阻抗、纵波阻抗、泊松比、杨氏模量等岩石力学参数，以此作为井模型约束，在叠前道集上进行弹性参数反演，得到泊松比、杨氏模量等弹性参数反演数据体。井点以岩心、测井资料为主，井间依靠大量丰富的地震反演数据体，将多信息融合，首次应用三维地震资料创建了三维网格岩石力学参数模型，克服了以往压裂只用单井点测井资料，无法获得井筒以外岩石力学场变化的难题，实现了储层岩石力学参数的三维可视化。其中，地震反演得到的是相对数据场，需要用井数据标定(约束)后得到绝对数据场。多信息是指以岩心实验数据标定测井数据(多元回归)，以测井信息标定地震反演(井约束)得到空间岩石力学参数场。岩心、测井和地震反演(叠前反演)这三个信息是多信息的具体。

一般在进行多元回归算法时需要有至少一口井的XMAC(正交偶极声波测井)测井曲线的数据，主要是用来验证回归后计算公式的相关程度的；所需要的常规测井参数主要是SP(spontaneous potential自然电位)、GR(natural gamma-ray自然伽马)、AC(acoustic time声波时差)，这些数据都是通过钻井或完井施工时的测井环节所得。

利用XMAC测井资料获得的横波信息，结合密度、纵波信息计算得到岩石力学参数，建立岩石力学参数与常规测井资料之间的关系，编制常规测井资料计算岩石力学参数和地应力参数的图板。分析岩石力学参数与常规测井曲线的相似性，用多元统计回归方法求出两者之间的相关参数及回归方程，再利用该回归方程，求算研究区内具有常规测井曲线井的“准岩石力学参数”。采用上述回归方法，以该井资料为基础建立常规测井计算泊松比、杨氏模量的测井处理模型。

一般从XMAC测井资料来看，YMOD与SMOD(Shear modulus剪切模量)形态变化也十分相似，近似重合。因此，只选取YMOD(Young′smodulus杨氏模量)、POIS(Poisson ratio泊松比)这两种参数进行多元回归计算。通过逐项求取各参数之间的拟和关系或求取常规测井曲线与岩石物理参数之间的多元回归关系来求取研究区各井的岩石物理参数。

参见图5，给出了一种建立常规测井与岩石力学参数关系式分步回归统计流程示意图。

参见图6，示出了本申请进行多信息融合得到的岩石力学参数模型的一个展示图例：三维岩石力学参数(杨氏模量)井间任意方向连续剖面图。

参见图7，示出了本申请进行多信息融合得到的岩石力学参数模型的一个展示图例：三维岩石力学参数(泊松比)井间任意方向连续剖面图。

参见图8，示出了本申请进行多信息融合得到的岩石力学参数模型的一个展示图例：三维岩石力学参数(波阻抗)井间任意方向连续剖面图。

参见图9，示出了本申请三维岩石力学(杨氏模量)模型的一个示意图例。

下面对三维应力网格模型及其建立过程作进一步的说明。

地应力主要由重力应力、构造应力、孔隙应力、热应力等的耦合所构成。由于地层岩石的非线性特征，地应力的各种成因分量间是不独立的，在研究油气田钻井和开发中，准确掌握油气储集区域应力的大小和方位，可以进行油气田开发井网布置和优选钻井泥浆的密度来稳定井壁，减少或避免诸如漏、喷、塌、卡等事故造成的严重经济损失和人身事故等。掌握地应力的分布规律，包括其作用的方向和数值大小是极为重要的。本研究将各应力综合考虑，运用应力计算公式得出总应力数值，此计算的结果将应力综合体现出来。

由于地层要承受上覆岩层的自重而产生的重力应力；由于地质构造、板块运动、地震活动等地壳动力学方面的原因所附加的构造应力分量；由于各种原因，油层温度升高，多数岩石随温度的增加而膨胀，受围岩的限制膨胀应变演变而成的热应力；还有由孔隙内液体产生的孔隙压力等。这些地层用于抵抗外力以保持平衡的应力，必须进行叠加才能更真实的反映总地应力场。这里的总应力值不是各个应力计算后叠加的结果而是应用应力公式直接考虑叠加关系而得的参数。在本申请之前没有人采用叠加的方式考虑总地应力场。

本申请所建的三维应力场模型，综合考虑对总应力的影响：例如，在水力压裂中，孔隙弹性会影响到裂缝闭合压力、破裂压力和重张压力等。

总应力计算公式可以采用：

$P_c=\frac{v}{1-v}[D_{\mathrm{tv}}{\mathrm{\γ}}_{\mathrm{ob}}-{\mathrm{\α}}_v(D_{\mathrm{tv}}{\mathrm{\γ}}_p+P_{\mathrm{off}})]+{\mathrm{\α}}_h(D_{\mathrm{tv}}{\mathrm{\γ}}_p+P_{\mathrm{off}})+{\mathrm{\ϵ}}_{x}E+{\mathrm{\σ}}_t$

P_c＝闭合压力，psi；

v＝泊松比；

D_tv＝垂深，feet；

γ_ob＝上覆岩层的应力梯度，psi/ft；

γ_p＝孔隙压力梯度，psi/ft；

α_v＝垂向Biot’s常数；

α_h  ＝水平Biot’s常数；

P_off＝补偿孔隙压力，psi；

ε_x＝水平应变；

E＝杨氏模量，10⁶psi；

σ_t＝水平构造应力。

各应力的耦合叠加关系通过各参数、系数综合体现在以上的应力计算公式中。这个公式在本申请中得以充分利用关键是基于建立岩石力学模型之后所得的参数。

井间网格节点属性值主要是根据地震属性资料约束运用插值方法建立起整个的三维岩石力学模型，应力场根据三维岩石力学模型中的各属性参数，结合应力公式进行计算得出各网格对应的应力值。

利用射线追踪法判识井筒以外最大应力节点并依次连接起来，确定三维空间最大主应力方向，从而获得了非均质各向异性储层三维空间任一个质点应力的大小及方向，实现了地下复杂应力场三维可视化。

以一个网格为中心与其相邻的8个网格点，找其应力最大值，并依次向下找(一个方向上的)。例如，以井点测量的应力已知点为中心，判别周围网格节点应力大小，寻找最大值，然后将井点与最大值连成射线，再以次最大点为中心判别相邻网格节点那个值最大，与其射线相连，以此类推。

井筒点的应力值可以根据测井数据的各参数，井间部分利用地震解释出岩石力学的各属性值，结合应力公式计算求取各网格点的应力值。这样，对于整个研究区三维空间的应力场就有明确的定值，然后根据射线追踪法来判别井筒以外的最大主应力方向。射线追踪法即沿径向逐点计算结合三维应力模型求取最大应力值。

参照图10，示出了本申请一种三维应力网格模型的示意图。

参考图11，示出了本申请的一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的装置实施例的结构框图，具体可以包括如下模块：

叠前地震弹性参获取模块501，用于获取油气藏开发目标区域的叠前地震数据；

反演模块502，用于采用所述叠前地震数据进行弹性参数反演，获得所述油气藏开发目标区域的弹性参数数据体；

岩石力学参数模型构建模块503，用于根据所述弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型；

三维应力场分布模型生成模块504，用于计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

全缝长三维压裂数值模拟模块505，用于根据所述岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂裂缝全缝长的三维数值模拟。

在具体实现中，所述弹性参数数据体可以包括：岩石泊松比、杨氏模量。

在本申请的一种优选实施例中，所述岩石力学参数模型构建模块503可以包括如下子模块：

单井数据获取子模块，用于获取所述油气藏开发目标区域的井筒测井数据和岩心数据；

模型建立子模块，井间采用所述弹性参数数据体，井点结合所述井筒测井数据和岩心数据，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩石力学参数模型。

在本申请的一种优选实施例中，所述三维网格节点上的应力信息包括：耦合叠加的重力应力、构造应力、孔隙应力及热应力。

在具体实现中，本申请实施例还可以包括如下模块：

储层地质模型建立模块，用于获取所述油气藏开发目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

在这种情况下，所述全缝长三维压裂数值模拟模块505具体可以包括如下子模块：

节点数值模型生成子模块，用于根据所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型；

定量计算模拟子模块，用于定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：井筒左右两侧不对称分布的状态，全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态。

在本申请的一种优选实施例中，本申请实施例还可以包括如下模块：

可视化模块，用于对所述压裂裂缝全缝长的三维数值进行可视化。

在本申请的一种优选实施例中，本申请实施例还可以包括如下模块：

井网部署模块506，用于根据单井的裂缝全缝长的三维数值模拟结果在油气藏开发目标区域，进行非均质油藏矢量化井网部署。

在具体实现中，所述井网部署模块506可以包括如下子模块：

井排方向确定子模块，用于根据最大水平主应力方向确定井排方向；

井网形式确定子模块，用于根据裂缝各向异性程度确定井网形式；

井距大小确定子模块，用于根据裂缝延伸规模确定井距大小。

对于装置实施例而言，由于其与方法实施例基本相似，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

以上对本申请所提供的一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法，以及，一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的装置，进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本申请的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本申请的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本申请的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本申请的限制。

Claims (13)

1.一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的方法，其特征在于，包括：

获取油气藏开发目标区域的叠前地震数据；

采用所述叠前地震数据进行弹性参数反演，获得所述油气藏开发目标区域的弹性参数数据体；

根据所述弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型；

计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

根据所述岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述弹性参数数据体包括：岩石泊松比、杨氏模量。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述根据弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型的步骤包括：

获取所述油气藏开发目标区域的井筒测井数据和岩心数据；

井间采用所述弹性参数数据体，井点结合所述井筒测井数据和岩心数据，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩石力学参数模型。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述三维网格节点上的应力信息包括耦合叠加的重力应力、构造应力、孔隙应力及热应力。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，还包括：

获取所述油气藏开发目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

所述根据岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟的步骤包括：

根据所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型；

定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：井筒左右两侧不对称分布的形态，全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，还包括：

对所述压裂过程中裂缝全缝长的三维数值进行可视化。

7.根据权利要求1、2、4、5或6所述的方法，其特征在于，还包括：

根据单井的裂缝全缝长的三维数值模拟结果在油气藏开发目标区域，进行非均质油藏矢量化井网部署。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述根据单井的裂缝全缝长的三维数值模拟结果在油气藏开发目标区域，进行非均质油藏矢量化井网部署的步骤包括：

根据最大水平主应力方向确定井排方向；

根据裂缝各向异性程度确定井网形式；

根据裂缝延伸规模确定井距大小。

9.一种用于油气藏开发的全缝长三维压裂数值模拟的装置，其特征在于，包括：

叠前地震弹性参数获取模块，用于获取油气藏开发目标区域的叠前地震数据；

反演模块，用于采用所述叠前地震数据进行弹性参数反演，获得所述油气藏开发目标区域的弹性参数数据体；

岩石力学参数模型构建模块，用于根据所述弹性参数数据体构建基于三维网格节点的岩石力学参数模型；

三维应力场分布模型生成模块，用于计算所述三维网格节点上的应力信息，生成三维应力场分布模型；

全缝长三维压裂数值模拟模块，用于根据所述岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型进行压裂过程中裂缝全缝长的三维数值模拟。

10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述岩石力学参数模型构建模块包括：

单井数据获取子模块，用于获取所述油气藏开发目标区域的井筒测井数据和岩心数据；

模型建立子模块，井间采用所述弹性参数数据体，井点结合所述井筒测井数据和岩心数据，采用储层空间展布和各向异性模型约束，建立基于三维网格节点的岩石力学参数模型。

11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述三维网格节点上的应力信息包括：耦合叠加的重力应力、构造应力、孔隙应力及热应力。

12.根据权利要求11所述的装置，其特征在于，还包括：

储层地质模型建立模块，用于获取所述油气藏开发目标区域的三维地震资料，结合钻井取心、测井数据建立地下油气藏三维空间储层地质模型；

所述全缝长三维压裂数值模拟模块包括：

节点数值模型生成子模块，用于根据所述地下油气藏三维空间储层地质模型，岩石力学参数模型以及三维应力场分布模型，利用射线追踪法确定三维空间最大主应力方向，获得井筒以外地下三维空间上任意一点与压裂密切相关的各向异性非均质三维网格节点数值模型；

定量计算模拟子模块，用于定量计算模拟出井点以外裂缝的实际展布产状，得到压裂裂缝全缝长的三维数值，包括：井筒左右两侧不对称分布的形态，全缝长的缝高、缝宽、缝长及裂缝面的几何形态。

13.根据权利要求9、10、11或12所述的装置，其特征在于，还包括：

井网部署模块，用于根据单井的裂缝全缝长的三维数值模拟结果在油气藏开发目标区域，进行非均质油藏矢量化井网部署；所述井网部署的步骤包括：根据最大水平主应力方向确定井排方向；根据裂缝各向异性程度确定井网形式；根据裂缝延伸规模确定井距大小。

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