CN102865060A - 一种页岩油藏水力压裂支撑剂量的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种页岩油藏水力压裂支撑剂量的确定方法，主要包括下列步骤：（1）根据等效渗流原理，建立缝网系统与支撑剂量关系的定量模型；（2）基于储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料和油藏地质建模通用的Petrel软件提供的地质模型，利用油藏数值模拟通用的Eclipse软件优选高渗透带数量、体积和渗透率；（3）根据步骤（2）优选的高渗透带数量、体积和渗透率，结合步骤（1）建立的模型确定页岩油藏水力压裂施工用的支撑剂量。利用本发明提供的方法可以克服现有技术的不足，有效解决页岩油藏水平井分段体积压裂支撑剂用量的盲目性，提高压裂增产效果，节约压裂经济成本。

Description

一种页岩油藏水力压裂支撑剂量的确定方法

技术领域

本发明涉及石油工程领域页岩油藏水平井分段压裂一种确定施工支撑剂用量的方法，以保证入地支撑剂能够有效支撑水力压裂作业形成的缝网系统，让支撑缝网系统成为原油流入井筒的高导流渗流通道，提高压裂增产效果。

背景技术

随着油气勘探开发的不断深入发展，页岩油、页岩气、致密气、煤层气等非常规油气资源展现出了巨大的勘探开发潜力，逐渐成为全球油气勘探开发的亮点。我国具有丰富的页岩油资源，2010年评价的页岩油资源量为11602×10⁸t，可采资源量达160×10⁸t（贾承造，郑民，张永峰，中国非常规油气资源与勘探开发前景[J]，石油勘探与开发，2012，39（2）：129-136）。

水平井分段体积压裂技术是页岩油藏勘探开发亟需的关键技术，是提高页岩油井产量和最终采收率的有效措施。页岩油藏的水平井分段压裂不同于常规油藏的水平井分段压裂。常规油藏水平井分段压裂是将改造层段进行分段，每段射孔一次，以一条主裂缝实现对储层基质的改善。页岩油藏水平井分段后，采用体积压裂技术，即：每段射孔多次（分簇射孔），采用高排量（大于10m³/min）、低粘压裂液（清水或者滑溜水），实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，最终形成复杂的缝网系统；然后大量高压泵注带有支撑剂的混砂液，使缝网系统更加复杂化，同时在缝网系统中充填支撑剂；停泵后，由于支撑剂对缝网系统的支撑作用，从而让缝网系统成为原油高效渗流通道。体积压裂增大了储层基质与裂缝壁面的接触面积，提高了储层整体渗透率，实现了储层长宽高三维方向的全面改造。（吴奇，胥云，刘玉章等，美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示[J]，石油钻采工艺，2011，33（2）：1-7）。

页岩油藏不同于页岩气藏，由于原油粘度高，因此要求体积压裂形成的缝网系统具有较高的导流能力，支撑剂能否有效支撑缝网系统，形成较高的导流能力是影响压裂效果的关键。支撑剂量太少，进入缝网系统的支撑剂多数会嵌入缝网壁面，地层闭合后，每条裂缝的缝宽会减小，缝网不能实现有效支撑，严重降低了缝网系统的导流能力，原油很难通过缝网系统流入井筒，压后增产效果不理想；支撑量太大，不仅增加了施工风险，更增加了压裂的经济成本。目前国内页岩储层压裂支撑剂量的确定，主要根据国外页岩气水平井压裂施工经验确定（FU Yongqiang，XIAO Yongjun，CHEN Yuanlin，et al，Practicing andLearning of Shale Gas Staged Fracturing in Sichuan Basin-A Case for the W1 Horizontal Well，IADC/SPE15568）。目前还没有针对页岩油藏体积压裂特征和储层特征确定支撑剂量的方法，这样导致页岩油藏的体积压裂盲目采用大支撑剂量，压裂增产效果不理想，增加了压裂经济成本。

发明内容

本发明的目的在于提供一种页岩油藏水平井分段压裂支撑剂量的确定方法。该方法首先应用地下油气渗流力学中的等效渗流原理，将缝网系统等效为高渗透率区域（即：高渗透带），建立缝网系统与支撑剂量关系的定量计算模型；然后，基于储层资料和油藏地质建模通用Petrel软件提供的地质模型，利用油藏数值模拟Eclipse软件优选高渗透带数量、体积和渗透率；最后，根据建立的缝网系统与支撑剂量关系的定量模型确定水平井体积压裂施工用的支撑剂量。

一种页岩油藏水力压裂支撑剂量的确定方法，包括下列步骤：

（1）根据等效渗流原理，建立缝网系统与支撑剂量关系的定量模型；

（2）基于储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料和油藏地质建模通用的Petrel软件提供的地质模型，利用油藏数值模拟通用的Eclipse软件优选高渗透带数量、体积和渗透率；

（3）根据步骤（2）优选的高渗透带数量、体积和渗透率，结合步骤（1）建立的模型确定页岩油藏水力压裂施工用的支撑剂量。

在本发明中，所述步骤（1）中建立缝网系统与支撑剂量关系的定量模型，包括下列内容：

以第n个缝网系统为例（图1），缝网系统中的流体向井筒中的渗流由基质渗流和裂缝渗流组成（图2）；不考虑裂缝与基质间的微观渗流，只考虑流体流动的宏观规律；假设缝网系统的渗流符合达西定律，近似为线性渗流，缝网空间完全由支撑剂充填。根据等效渗流原理将缝网系统等效为高渗透带，用高渗透带的数量、体积、渗透率表征缝网系统的数量、体积和渗透率。

根据达西定律（李晓平，地下油气渗流力学[M]，北京：石油工业出版社，50-52），缝网系统基质中的流体流向井筒中的流量为：

$q_m=\frac{K_m{A}_m(p_e-p_w)}{\mathrm{\μ}{L}_m}=\frac{K_m{V}_m(p_e-p_w)}{\mathrm{\μ}{L_m}^2}---\left(1\right)$

缝网系统裂缝中的流体流向井筒中的流量为：

$q_f=\frac{K_f{A}_f(p_e-p_w)}{\mathrm{\μ}{L}_f}=\frac{K_f{V}_f(p_e-p_w)}{\mathrm{\μ}{L_f}^2}---\left(2\right)$

缝网系统的流量为：

q＝q_m+q_f                            （3）

假设存在宏观形状、渗流规律与缝网系统相似的高渗透带。根据缝网系统与高渗透带宏观形状相似，有：

L＝L_m=L_f                            （4）

V=V_m+V_f                             （5）

根据渗流规律相似，由达西定律高渗透带的流量为：

$q_h=\frac{\mathrm{KA}(p_e-p_w)}{\mathrm{\μL}}=\frac{\mathrm{KV}(p_e-p_w)}{\mathrm{\μ}{L}^2}---\left(6\right)$

根据等效渗流原理，缝网系统中的流量与高渗透带中的流量相等，有：

q＝q_m+q_f＝q_h                        （7）

由（1）-（7）式，即可确定第n个高渗透带（缝网系统）裂缝体积，即支撑剂量：

$V_f=\frac{(K-K_m)}{K_f-K_m}V---\left(8\right)$

水平井压裂的支撑剂量为：

$V_{\mathrm{Tf}}=n{V}_f=n\frac{(K-K_m)}{K_f-K_m}V---\left(9\right)$

式中：q_m，q_f，q,q_h分别为基质系统中的流量，裂缝系统中的流量，缝网系统中的流量，高渗透带中的流量，m³/d；K_m，K_f，K分别为基质渗透率，支撑裂缝渗透率，高渗透带渗透率，mD；A_m，A_f，A分别为基质渗流截面积，支撑裂缝渗流截面积，高渗透带渗流截面积，m²；L_m，L_f，L分别为基质体长度，支撑裂缝长度，高渗透带长度，m；V_m，V_f，V，V_Tf分别为基质体积，支撑裂缝体积（支撑剂量），高渗透带体积，水平井压裂的支撑剂量，m³；n为缝网系统数量；μ为原油粘度，mPa.s；p_e为泄油边界压力，MPa；p_w为井底流动压力，MPa.

式（9）中的储层基质渗透率K_m由岩心分析测试资料提供；支撑裂缝渗透率K_f由室内实验测试获取，必须考虑长期地层支撑裂缝渗透率会降低和压裂液残渣对支撑裂缝渗透率伤害两个因素，取测试值的50%作为计算依据；高渗透带渗透率K，高渗透带体积V，高渗透带数量n由步骤（2）优选获取。

在本发明中，所述步骤（2）中基于储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料和油藏地质建模通用的Petrel软件提供的地质模型，利用油藏数值模拟通用的Eclipse软件优选高渗透带数量、体积和渗透率，包括下列步骤：

1）将Petrel软件提供的地质模型和储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料导入到Eclipse软件中；

即：在Eclipse软件“Office”管理模块中的“Data”部分中的“Grid”窗口中导入Petrel软件提供的地质模型；在“Data”部分中的“PVT”窗口中输入油藏提供的储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料。

2）在导入地质模型后的Eclipse软件中嵌入与缝网系统等效的高渗透带，利用Eclipse软件优选高渗透带数量n、体积V、渗透率K。

即：在Eclipse软件“Office”管理模块中的“Data”部分中的“Grid”窗口输入高渗透带的渗透率K和体积V，在“Schedule”部分输入高渗透带的数量n；改变高渗透带的数量n、体积V和渗透率K，计算不同高渗透带数量n、体积V、渗透率K下的产量，根据高渗透带数量n、体积V、渗透率K与产量的关系，选取产量增长程度变化很小的高渗透带数量n、体积V、渗透率K为最优值。

在本发明中，所述步骤（3）中根据步骤（2）优选的高渗透带数量、体积和渗透率，结合步骤（1）建立的模型确定页岩油藏水力压裂施工用的支撑剂量，包括下列步骤：

1）选取粒径为20/40目、30/50目的陶粒支撑剂，考虑页岩油储层压裂形成的缝网裂缝缝宽较窄，同时也考虑页岩油储层要求较高的导流能力，20/40目陶粒支撑剂与30/50目陶粒支撑剂按照体积比为1:4组合；按照石油天然气行业标准（SY/T6302-1997）测试组合陶粒支撑剂充填层在储层闭合压力下的渗透率，考虑长期地层支撑裂缝渗透率会降低和压裂液残渣对支撑裂缝渗透率伤害两个因素，取测试值的50%作为支撑裂缝渗透率K_f；

2）根据已优选的高渗透带数量n、体积V、渗透率K，已测试的支撑裂缝渗透率K_f和岩心分析测试资料提供的基质渗透率K_m，按照（8）式计算每个缝网系统（高渗透带）压裂施工支撑剂用量，按照（9）式计算水平井的支撑剂量。

与现有技术相比，本发明提供了一种页岩油藏水平井分段压裂施工支撑剂量的确定方法，本方法确定的支撑剂量考虑了页岩体积压裂的缝网特征，同时结合了储层地质特征，可以很大程度的解决目前页岩油藏压裂施工支撑剂用量的盲目性，提高压裂增产效果，节约压裂经济成本。

附图说明

以下附图旨在对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中，

图1是本发明中缝网系统示意图；

图2是本发明中缝网系统渗流示意图；

图3是本发明中某页岩油井分段示意图；

图4是本发明中地质模型导入Eclipse软件后及高渗透带优选示意图；

图5是本发明中高渗透带数量与压后累积产量的关系曲线图；

图6是本发明中高渗透带体积与压后累积产量的关系曲线图；

图7是本发明中高渗透带渗透率与压后累积产量的关系曲线图；

具体实施方式

下面结合附图和现场应用实例进一步说明本发明的具体实施方式，具体如下：

某一页岩油藏水平井完钻井深1850m，水平段长度264.1m，垂直厚度95.7m；根据本井油藏条件、岩性特征、水平段应力差异、固井质量等因素，分3段进行压裂（图3）。压裂改造目的层段为1552.4-1816.5m，拟通过压裂获得页岩油产能。

（1）根据等效渗流原理，建立缝网系统与支撑剂量关系的定量模型（见图1，图2，式8，式9）；

（2）基于储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料和油藏地质建模通用的Petrel软件提供的地质模型，利用油藏数值模拟通用的Eclipse软件优选高渗透带数量、体积和渗透率；

1）将Petrel软件提供的地质模型和储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料导入到Eclipse软件中。将Petrel软件提供的地质模型在Eclipse软件“Office”管理模块中的“Data”部分中的“Grid”窗口中导入；在“Data”部分中的“PVT”窗口中输入本井提供的储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料（表1）。

表1本井的储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料

原始地层压力（MPa）	15.2	地层水体积系数	1.1
				油层中部深度（m）	1684.5（斜深）/1519.1（垂深)	地层水压缩系数(10-3MPa-1)	1.0
原油体积系数	1.0	地面水密度（g/cm3）	1.1
				地面原油密度(g/cm3)	0.883	地层水粘度（mPa.s）	1.0
地层原油粘度（mPa.s)	88.8	岩石压缩系数（10-3MPa-1)	0.4

2）在导入地质模型后的Eclipse软件中嵌入与缝网系统等效的高渗透带（见图4），利用Eclipse软件优选高渗透带数量、体积、渗透率。

在Eclipse软件“Office”管理模块中的“Data”部分中的“Grid”窗口输入高渗透带的渗透率和体积，在“Schedule”部分输入高渗透的数量，本井导入地质模型和嵌入高渗透带后的示意图如图4；改变高渗透带的数量、体积和渗透率，计算不同高渗透带数量、体积、渗透率下的产量，根据计算结果（见图5，图6，图7）选取本井的高渗透带数量n为8个，每个高渗透带体积V为9.6×10⁴m³，渗透率K为（25-30）mD。

（3）根据步骤（2）优选的高渗透带数量、体积和渗透率，结合步骤（1）建立的模型确定页岩油藏水力压裂施工用的支撑剂量。

1）按照石油天然气行业标准（SY/T6302-1997）实验测试20/40、30/50目组合（体积比1:4）陶粒支撑剂充填层在本井储层闭合压力下30MPa的渗透率为301.62×10³mD，考虑长期地层支撑裂缝渗透率会降低和压裂液残渣对支撑裂缝渗透率伤害两个因素，取测试值的50%作为支撑裂缝渗透率，即本井的支撑裂缝渗透率K_f为150.81×10³mD。

2）根据已优选的高渗透带数量n、体积V、渗透率K，已测试的支撑裂缝渗透率K_f和岩心分析测试资料提供的基质渗透率K_m，按照（8）式计算每个缝网系统（高渗透带）压裂施工支撑剂用量，按照（9）式计算水平井的支撑剂量。

根据优选的高渗透带渗透率K为（25-30）mD，高渗透带体积V为9.6×10⁴m³，以及表2目的层段岩心分析测试资料，按照（8）式计算的每个高渗透带施工支撑剂用量为（15-20）m³，根据各段的高渗透带数量及整个水平井的压裂段数按照（9）式计算的施工支撑剂用量见表3。

表2目的层段岩心分析测试资料

深度（m-m）	孔隙度（%）	基质渗透率Km（mD）
			1490.0-1493.8	3.664	0.022
1532.4-1552.4	4.586	0.028
			1552.4-1635.6	1.678	0.010
1635.6-1694.0	3.191	0.019
			1694.0-1704.0	0.922	0.006
1704.0-1762.6	1.820	0.011
			1762.6-1820.0	2.435	0.015

表3采用本发明计算的施工支撑剂用量

按照本发明确定的施工支撑剂用量成功完成了对本井的现场实施，压后初期平均日增油量是未采用本发明方法的8倍，可见通过采用本方法取得了很好的增油效果。

Claims (4)

1.一种页岩油藏水力压裂支撑剂量的确定方法，主要包括下列步骤：

（1）根据等效渗流原理，建立缝网系统与支撑剂量关系的定量模型；

（2）基于储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料和油藏地质建模通用的Petrel软件提供的地质模型，利用油藏数值模拟通用的Eclipse软件优选高渗透带数量、体积和渗透率；

（3）根据步骤（2）优选的高渗透带数量、体积和渗透率，结合步骤（1）建立的模型确定页岩油藏水力压裂施工用的支撑剂量。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤（1）包括：应用地下油气渗流力学中的等效渗流原理，将缝网系统等效为高渗透带，用高渗透带的数量、体积、渗透率表征缝网系统的数量、体积和渗透率，建立缝网系统与支撑剂量关系的定量计算模型，即：

$V_{\mathrm{Tf}}=n\frac{(K-K_m)}{K_f-K_m}V$

式中：V_Tf为水平井压裂的支撑剂量，m³；K_m，K_f，K分别为基质渗透率，支撑裂缝渗透率，高渗透带渗透率，mD；V为高渗透带体积，m³；n为缝网系统数量。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤（2）包括：

1）将Petrel软件提供的地质模型和储层流体高压物性资料、地层压力资料、岩石资料导入到Eclipse软件中；

2）在导入地质模型后的Eclipse软件中嵌入与缝网系统等效的高渗透带，利用Eclipse软件优选高渗透带数量n、体积V、渗透率K。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤（3）包括：

1）将粒径为20/40目、30/50目的陶粒支撑剂按照体积比为1:4组合，按照石油天然气行业标准（SY/T6302-1997）测试组合陶粒支撑剂充填层在储层闭合压力下的渗透率，取测试值的50%作为支撑裂缝渗透率K_f；

2）根据已优选的高渗透带数量n、体积V、渗透率K，已测试的支撑裂缝渗透率K_f和岩心分析测试资料提供的基质渗透率K_m，按照下式确定页岩油藏水力压裂施工的支撑剂量：

$V_{\mathrm{Tf}}=n\frac{(K-K_m)}{K_f-K_m}V.$

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