CN105298479A - 压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种压裂直井产油（气）位置的诊断方法，包括以下步骤：测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，得到井底压力差与时间的变化关系；根据测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数；判断变化关系与预设关系是否相等，若相等，则进行下一步骤，若不相等，则修正预设关系对应的压力计算参数，直至相等，得到实测压力计算参数，以诊断有效产油或产气各裂缝段的长度、位置和流量。本发明还涉及一种诊断系统，包括压裂直井压力测量单元、判断单元、压力计算参数处理单元、压力监测控制单元、测井完井资料处理单元和微地震监测资料处理单元。该方法和系统考虑了各裂缝段产油或产气不均匀的影响，有针对性地制定增产措施。

Description

压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统

技术领域

本发明属于油气藏开发技术领域，具体涉及一种压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统。

背景技术

压裂直井在增加可采储量、提高单井产量、减少开采成本以及复杂油气藏开发等方面具有重要的战略意义和经济效益，因此对压裂直井的压力监测、效果评价以及增产改造等已成为当今油气藏开采领域的热点问题。压力监测是现代油气藏开发过程中了解地层特征的一种技术。

在实际生产中，压裂直井沿着裂缝的产油量或产气量是不均匀的，或者仅有部分裂缝段产油或产气，而其他裂缝段的产油量或产气量几乎为零。导致上述情况发生的原因如下：储集层的非均质性；地层压力降低，裂缝重新闭合；压裂液反排不充分，使裂缝堵塞；其他污染因素等。

目前，压裂直井的试井方法是以整个压裂裂缝段全部投入生产为依据，若采用传统的试井解释方法解释部分裂缝段不产油或不产气的压裂直井将导致解释参数(地层渗透率K、表皮系数S等)失真。传统的试井解释方法假设各段裂缝的流量相等且不为零，该假设与实际生产中沿裂缝段的流量不均匀(只有部分裂缝段产油或产气；全部裂缝段均产油或产气，但是各段裂缝的产油量或产气量不相等)的压裂直井在流动形态上有很大差异，不能准确描述各段裂缝的产油量或产气量不均匀的压裂直井的流体流动状态，因此急需开发一种压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统，以适应各裂缝段产油量或产气量不均匀的压裂直井的监测和控制。

授权公告号为CN101560879B的发明专利公开了一种用于低渗透气藏的试井分析方法，包括如下步骤：测量气井在开井一段时间内的井底压力值，得到压力差与时间的关系值；判断关系值与预设关系值是否相等，若相等，则进行下一步骤，否则修正预设关系值对应的试井解释参数；将预设关系值对应的试井解释参数作为气井的试井解释参数；根据气井的试井解释参数分析该气井的气体渗流情况，以控制气井开采。该发明专利还公开了一种试井分析控制系统，包括气井压力测量单元、判断单元、试井解释参数处理单元和试井分析控制单元。虽然该发明专利的试井分析方法及系统能够描述气藏的气体渗流状态，但是无法满足该试井解释与气藏实际渗流情况相符合的要求。

申请公布号为CN104612658A的发明专利公开了一种用于水平井分段产液识别的试井分析控制方法，该方法的步骤与上述发明专利的步骤相同，只有预设关系值与对应的试井解释参数的关系式不同。该发明专利还公开了一种试井分析控制系统，与上述发明专利的系统相同。该发明专利同样无法满足试井解释与油藏实际渗流情况相符合的要求。

发明内容

为解决现有技术中存在的问题，本发明提供一种压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其目的在于：通过对低渗透油气藏压裂直井进行压力监测，以实现各段裂缝产油量或产气量不均匀的压裂直井各裂缝段的长度、产油或产气位置及流量的精确诊断，为有针对性地制定增产改造措施提供依据。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：一种压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其按照先后顺序包括以下步骤：

步骤一：测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，得到井底压力差与时间的变化关系；

步骤二：根据压裂直井的测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数，并根据初始参数设定井底压力差与时间的预设关系；

步骤三：比较并判断井底压力差与时间的变化关系与预设关系是否相等；

步骤四：若井底压力差与时间的变化关系与预设关系相等，则将预设关系所对应的压力计算参数作为压裂直井的实测压力计算参数；若井底压力差与时间的变化关系与预设关系不相等，则将预设关系所对应的压力计算参数进行修正，直至二者相等，得到压裂直井的实测压力计算参数；

步骤五：根据压裂直井的实测压力计算参数分析该井的油(气)藏渗流情况，以指导和控制油(气)藏的开采。

压力监测通常是利用压力监测解释模型与实际测试数据进行拟合，再通过相应的反运算，得到实际地层的压力计算参数的各项数据。本发明，首先建立了考虑裂缝有限导流能力、井筒储集效应、表皮系数以及井筒产油或产气等综合因素影响下的压裂直井的压力监测解释模型；然后进行求解，对于顶底封闭、水平方向无限大的油气藏，根据镜像原理，贯穿且垂直于整个油气层的单条裂缝段可看作是无限大空间的条带源，多个条带源迭加，可得到压裂直井源解，由无限大空间的点源解积分得到无限大空间的线源解，再由无限大空间的线源解积分得到无限大空间的条带源解，由多个条带源的迭加可得到压裂直井在地层中任意一点的压降，利用所求得的压力解拟合解释实测压力数据，反求解释参数。例如，将压力解(井底压力差与时间的变化关系)及相应导数在相应的坐标下画成曲线，可得到各类油气藏的压力变化图，即压力监测解释图版，将该压力监测解释图版作为压力监测解释模型，即可用来拟合解释实测压力监测数据，求得实测压力计算参数。

步骤一，测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，根据该井底压力得到压裂直井的各项参数，以诊断实际压裂直井的有效产油或产气裂缝段，并对其进行评价，从而有针对性地制定增产措施。现有技术通常采用曲线拟合的方式，但是现有技术用来拟合实际压裂直井数据的压力监测解释模型均不考虑各裂缝段产油或产气不均匀的影响，因此拟合结果(压裂直井的解释参数)与实际参数相差较大，无法真实反映该井的实际情况。本发明采用了考虑压裂直井各段裂缝产油或产气不均匀的压力监测解释模型对该井数据进行拟合，因此解释出更接近于实际生产情况的解释参数。

步骤二，首先通过测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数，然后根据初始参数设定井底压力差与时间的预设关系，因此为设定预设关系提供了参考依据，使预设关系更接近实际情况，无偏差，从而为后续的比较和判断奠定了良好基础，减少修正次数，提高生产效率，降低成本。此外，测井完井和微地震监测是并行的分析手段，将测井完井结果和微地震监测结果与压力监测结果进行比较，常规的地层参数和裂缝参数均相差极小。本发明的压力监测考虑了压裂直井各裂缝段产油或产气不均匀的影响。

步骤三，将压裂直井的井底压力差与时间的实际变化关系通过曲线形式进行描述，将预设关系也通过曲线形式进行描述，再将两条曲线进行对比。由于预设关系曲线对应压力监测解释模型，即含有若干个压力计算参数的数学方程式，因此在调节该预设关系曲线以使其与实际变化关系曲线重合时，该预设关系曲线所对应的压力计算参数的数值也相应地发生变化，这个过程即是拟合的过程，也是修正压力计算参数的过程。通过拟合得到与实际变化关系曲线重合的预设关系曲线，该预设关系曲线所对应的压力计算参数可作为实际变化关系曲线的压力计算参数，由此得到压裂直井的实测压力计算参数。本发明将压裂直井各裂缝段的长度和各裂缝段的产油量或产气量这两类新参数引入压力监测解释模型中，根据该压力监测解释模型拟合解释压裂直井数据，得到的实测压力计算参数更符合实际地层情况，可准确诊断出实际压裂直井有效产油或产气裂缝段的位置和各产油或产气裂缝段的生产情况，从而有针对性地制定增产措施。

步骤四，当压裂直井的井底压力差与时间的变化关系与预设关系不相等时，即两条关系曲线不重合时，调整预设关系曲线，使其与实际变化关系曲线重合。

步骤五，根据压裂直井的实测压力计算参数分析该井各裂缝段的产油或产气情况以及各裂缝段的污染情况等，以便有针对性地制定增产改造措施，更准确地指导和控制该井油气藏的开采。

优选的是，对于油藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}p=p_i-p_{wf}=\frac{q_{o1}}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{oi}}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\left\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\right\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{oi}{B}_o{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_o{B}_o$

式中，Δp——井底压力差，atm；

p——压裂直井的井底压力，atm；

p_i——原始地层压力，atm；

p_wf——裂缝与直井井筒连接处的井底压力，atm；

K——地层渗透率，D；

φ——孔隙度，无因次；

μ_o——地层原油黏度，cP；

C_t——综合压缩系数，atm_- ¹；

η——导压系数，D·atm/cP；

q_o——压裂直井油井的产量，cm³/s；

q_o1——压裂直井油井第1段裂缝的产量，cm³/s；

q_oi——压裂直井油井第i段裂缝的产量，cm³/s；

x_f——裂缝的总半长，cm；

x_f1——第一段裂缝的半长，cm；

x_fi——第i段裂缝的半长，cm；

x_wi——第i段裂缝的中心点距离井筒的距离，cm；

h——油层厚度，cm；

S_ji——第i段裂缝的表皮系数，无因次；

B_o——原油的体积系数，无因次；

C——井筒储集系数，cm³/atm；

t——时间，s；

τ——时间变量，s。

在上述任一方案中优选的是，所述压力计算参数包括压裂直井的各段裂缝的产油量、各段裂缝的表皮系数和地层渗透率。

在上述任一方案中优选的是，对于气藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}\mathrm{\ψ}\left(p\right)=\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p_{wf}\right)=\frac{q_{g1}.B_g}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=2}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{gi}.B_g}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\left\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2+x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\right\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{gi}{B}_g{\mathrm{\μ}}_g}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_g{B}_g$

式中，Δψ(p)——井底拟压力差，atm²/cP；

ψ(p)——压裂直井的井底拟压力，atm²/cP；

ψ(p_i)——初始拟压力，atm²/cP；

ψ(p_wf)——裂缝与直井井筒连接处的井底拟压力，atm²/cP；

K——地层渗透率，D；

φ——孔隙度，无因次；

μ_g——地层气体黏度，cP；

C_t——综合压缩系数，atm_- ¹；

η——导压系数，D·atm/cP；

q_g——压裂直井气井的产量，cm³/s；

q_g1——压裂直井气井第1段裂缝的产量，cm³/s；

q_gi——压裂直井气井第i段裂缝的产量，cm³/s；

x_f——裂缝的总半长，cm；

x_f1——第一段裂缝的半长，cm；

x_fi——第i段裂缝的半长，cm；

x_wi——第i段裂缝的中心点距离井筒的距离，cm；

h——气层厚度，cm；

S_fi——第i段裂缝的表皮系数，无因次；

B_g——气体的体积系数，无因次；

C——井筒储集系数，cm³/atm；

t——时间，s；

τ——时间变量，s。

在上述任一方案中优选的是，所述压力计算参数包括压裂直井的各段裂缝的产气量、各段裂缝的表皮系数和地层渗透率。

在上述任一方案中优选的是，所述变化关系包括压裂直井的无量纲井底压力差与无量纲时间的双对数特征曲线关系和无量纲井底压力差的导数与无量纲时间的双对数特征曲线关系。

在上述任一方案中优选的是，所述预设关系包括压裂直井的无量纲井底压力差与无量纲时间的双对数特征曲线关系和无量纲井底压力差的导数与无量纲时间的双对数特征曲线关系。

本发明还提供一种压裂直井产油(气)位置的诊断系统，可用于上述任一种诊断方法，其包括以下单元：

压裂直井压力测量单元，用于测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，得到井底压力差与时间的变化关系，即压力解；变化关系包括井底压力差与时间的变化关系和井底压力差与时间的变化关系的导数。

判断单元，用于判断压裂直井的井底压力差与时间的变化关系与预设关系是否相等。

压力计算参数处理单元，用于根据判断单元作出的判断结果对预设关系所对应的压力计算参数进行相应的处理，得到压裂直井的实测压力计算参数。

压力监测控制单元，用于根据压力计算参数处理单元处理得到的压裂直井的实测压力计算参数诊断该井的油(气)藏渗流情况，即产油量或产气量较多的裂缝段位置以及产油量或产气量较少的裂缝段位置，以指导和控制油(气)藏的开采。

还包括测井完井资料处理单元和微地震监测资料处理单元，分别用于处理压裂直井的测井完井资料和微地震监测资料，根据测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数，并根据初始参数设定井底压力差与时间的预设关系。测井完井和微地震监测是两种不同的测试和分析方法，二者适用的对象也不同。测井完井用于测量地层的基本参数，如基质渗透率；微地震监测用于测量裂缝的基本参数，如裂缝的半长、方位、高度、角度、位置和形态等。

优选的是，所述压力计算参数处理单元包括压力计算参数修正单元，用于当判断单元作出的判断结果为井底压力差与时间的变化关系与预设关系不相等时，修正预设关系所对应的压力计算参数，直至二者相等。

在上述任一方案中优选的是，所述诊断系统还包括存储单元，用于存储预设关系和预设关系所对应的压力计算参数，以便判断单元根据此预设关系与压裂直井压力测量单元测量得到的实际变化关系进行比较判断，并根据判断结果修正该预设关系所对应的压力计算参数，得到压裂直井的实测压力计算参数。

在上述任一方案中优选的是，所述压裂直井压力测量单元由测量装置或油(气)藏压力测量单元实现。测量结果可通过多种方式提供给判断单元，如网站发布、网络传送、便携装置传送等。

在上述任一方案中优选的是，所述判断单元和压力计算参数处理单元由同一个管理服务器Ⅰ实现。

在上述任一方案中优选的是，所述压力监测控制单元由终端服务器实现。

在上述任一方案中优选的是，所述测井完井资料处理单元由管理服务器Ⅱ实现。

在上述任一方案中优选的是，所述微地震监测资料处理单元由管理服务器Ⅲ实现。

在上述任一方案中优选的是，所述测井完井资料处理单元和微地震监测资料处理单元由一个共同的管理服务器实现。

在上述任一方案中优选的是，所述存储单元由数据库服务器实现。

在上述任一方案中优选的是，对于油藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}p=p_i-p_{wf}=\frac{q_{o1}}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{oi}}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\left\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\right\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{oi}{B}_o{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_o{B}_o.$

在上述任一方案中优选的是，所述压力计算参数包括压裂直井的各段裂缝的产油量、各段裂缝的表皮系数和地层渗透率。

在上述任一方案中优选的是，对于气藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}\mathrm{\ψ}\left(p\right)=\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p_{wf}\right)=\frac{q_{g1}.B_g}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=2}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{gi}.B_g}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\left\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2+x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\right\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{gi}{B}_g{\mathrm{\μ}}_g}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_g{B}_g.$

在上述任一方案中优选的是，所述压力计算参数包括压裂直井的各段裂缝的产气量、各段裂缝的表皮系数和地层渗透率。

本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统，简单易懂，操作方便，提高生产效率，降低成本。由于考虑了压裂直井因裂缝闭合、支撑剂破裂、压裂液返排不均匀、储集层非均质性等因素造成的各裂缝段产油或产气不均匀的情况，因此，采用该方法和系统进行压裂直井的压力监测解释更符合实际情况，从而提高了压力监测解释的精确度，为压裂直井的合理开发以及制定增产改造措施提供了有力保障；根据预设关系与实际变化关系的对比分析以及压力计算参数的修正，不但可以解释常规地层参数和裂缝参数，还给出了新的参数，即有效产油或产气各裂缝段的长度、各裂缝段的产油量或产气量、表皮系数等；还可准确表征压裂直井实际而复杂的流动情况，直观有效地诊断出实际压裂直井有效产油或产气各裂缝段的位置，从而有针对性地制定增产改造措施，方便实用，易于推广。

附图说明

图1为按照本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统的一优选实施例的诊断方法的工艺流程图；

图2为按照本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统的图1所示实施例的诊断系统的结构框图；

图3为按照本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统的图1所示实施例的诊断系统的应用示意图；

图4为按照本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统的图1所示实施例的压裂直井油井在各裂缝段产油不均匀情况下的井底压力差与时间的双对数特征曲线关系；

图5为按照本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统的图1所示实施例的压裂直井气井在各裂缝段产气不均匀情况下的井底压力差与时间的双对数特征曲线关系。

图中标注说明：1-测量装置，2-管理服务器Ⅰ，3-终端服务器，4-数据库服务器，5-管理服务器Ⅱ，6-管理服务器Ⅲ。

具体实施方式

为了更进一步了解本发明的发明内容，下面将结合具体实施例详细阐述本发明。

如图1所示，按照本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断方法的一实施例，其按照先后顺序包括以下步骤：

步骤一：测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，得到井底压力差与时间的变化关系；

步骤二：根据压裂直井的测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数，并根据初始参数设定井底压力差与时间的预设关系；

步骤三：比较并判断井底压力差与时间的变化关系与预设关系是否相等；

步骤四：若井底压力差与时间的变化关系与预设关系相等，则将预设关系所对应的压力计算参数作为压裂直井的实测压力计算参数；若井底压力差与时间的变化关系与预设关系不相等，则将预设关系所对应的压力计算参数进行修正，直至二者相等，得到压裂直井的实测压力计算参数；

步骤五：根据压裂直井的实测压力计算参数分析该井的油(气)藏渗流情况，以指导和控制油(气)藏的开采。

本实施例，首先建立了考虑裂缝有限导流能力、井筒储集效应、表皮系数以及井筒产油或产气等综合因素影响下的压裂直井的压力监测解释模型；然后进行求解，对于顶底封闭、水平方向无限大的油气藏，根据镜像原理，贯穿且垂直于整个油气层的单条裂缝段可看作是无限大空间的条带源，多个条带源迭加，可得到压裂直井源解，由无限大空间的点源解积分得到无限大空间的线源解，再由无限大空间的线源解积分得到无限大空间的条带源解，由多个条带源的迭加可得到压裂直井在地层中任意一点的压降，利用所求得的压力解拟合解释实测压力数据，反求解释参数。将压力解(井底压力差与时间的变化关系)及相应导数在相应的坐标下画成曲线，可得到各类油气藏的压力变化图，即压力监测解释图版，将该压力监测解释图版作为压力监测解释模型，即可用来拟合解释实测压力监测数据，求得实测压力计算参数。

步骤一，测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，根据该井底压力得到压裂直井的各项参数，以诊断实际压裂直井的有效产油或产气裂缝段，并对其进行评价，从而有针对性地制定增产措施。本实施例采用了考虑压裂直井各段裂缝产油或产气不均匀的压力监测解释模型对该井数据进行拟合，因此解释出更接近于实际生产情况的解释参数。所述变化关系包括压裂直井的无量纲井底压力差与无量纲时间的双对数特征曲线关系和无量纲井底压力差的导数与无量纲时间的双对数特征曲线关系。

步骤二，首先通过测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数，然后根据初始参数设定井底压力差与时间的预设关系，因此为设定预设关系提供了参考依据，使预设关系更接近实际情况，无偏差，从而为后续的比较和判断奠定了良好基础，减少修正次数，提高生产效率，降低成本。此外，测井完井和微地震监测是并行的分析手段，将测井完井结果和微地震监测结果与压力监测结果进行比较，常规的地层参数和裂缝参数均相差极小。本实施例的压力监测考虑了压裂直井各裂缝段产油或产气不均匀的影响。所述预设关系包括压裂直井的无量纲井底压力差与无量纲时间的双对数特征曲线关系和无量纲井底压力差的导数与无量纲时间的双对数特征曲线关系。

步骤三，将压裂直井的井底压力差与时间的实际变化关系通过曲线形式进行描述，将预设关系也通过曲线形式进行描述，再将两条曲线进行对比。由于预设关系曲线对应压力监测解释模型，即含有若干个压力计算参数的数学方程式，因此在调节该预设关系曲线以使其与实际变化关系曲线重合时，该预设关系曲线所对应的压力计算参数的数值也相应地发生变化，这个过程即是拟合的过程，也是修正压力计算参数的过程。通过拟合得到与实际变化关系曲线重合的预设关系曲线，该预设关系曲线所对应的压力计算参数可作为实际变化关系曲线的压力计算参数，由此得到压裂直井的实测压力计算参数。所述压力计算参数包括压裂直井的各裂缝段的产油量或产气量、各裂缝段的表皮系数和地层渗透率。

步骤四，当压裂直井的井底压力差与时间的变化关系与预设关系不相等时，即两条关系曲线不重合时，调整预设关系曲线，使其与实际变化关系曲线重合。

步骤五，根据压裂直井的实测压力计算参数分析该井各裂缝段的产油或产气情况以及各裂缝段的污染情况等，以便有针对性地制定增产改造措施，更准确地指导和控制该井油气藏的开采。

对于油藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式：

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}p=p_i-p_{wf}=\frac{q_{o1}}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{oi}}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\left\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\right\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{oi}{B}_o{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_o{B}_o$

式中，Δp——井底压力差，atm；

p——压裂直井的井底压力，atm；

p_i——原始地层压力，atm；

p_wf——裂缝与直井井筒连接处的井底压力，atm；

K——地层渗透率，D；

φ——孔隙度，无因次；

μ_o——地层原油黏度，cP；

C_t——综合压缩系数，atm_- ¹；

η——导压系数，D·atm/cP；

q_o——压裂直井油井的产量，cm³/s；

q_o1——压裂直井油井第1段裂缝的产量，cm³/s；

q_oi——压裂直井油井第i段裂缝的产量，cm³/s；

x_f——裂缝的总半长，cm；

x_f1——第一段裂缝的半长，cm；

x_fi——第i段裂缝的半长，cm；

x_wi——第i段裂缝的中心点距离井筒的距离，cm；

h——油层厚度，cm；

S_ji——第i段裂缝的表皮系数，无因次；

B_o——原油的体积系数，无因次；

C——井筒储集系数，cm³/atm；

t——时间，s；

τ——时间变量，s。

对于气藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式：

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}\mathrm{\ψ}\left(p\right)=\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p_{wf}\right)=\frac{q_{g1}.B_g}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=2}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{gi}.B_g}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\left\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2+x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\right\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{gi}{B}_g{\mathrm{\μ}}_g}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_g{B}_g$

式中，Δψ(p)——井底拟压力差，atm²/cP；

ψ(p)——压裂直井的井底拟压力，atm²/cP；

ψ(p_i)——初始拟压力，atm²/cP；

ψ(p_wf)——裂缝与直井井筒连接处的井底拟压力，atm²/cP；

K——地层渗透率，D；

φ——孔隙度，无因次；

μ_g——地层气体黏度，cP；

C_t——综合压缩系数，atm_- ¹；

η——导压系数，D·atm/cP；

q_g——压裂直井气井的产量，cm³/s；

q_g1——压裂直井气井第1段裂缝的产量，cm³/s；

q_gi——压裂直井气井第i段裂缝的产量，cm³/s；

x_f——裂缝的总半长，cm；

x_f1——第一段裂缝的半长，cm；

x_fi——第i段裂缝的半长，cm；

x_wi——第i段裂缝的中心点距离井筒的距离，cm；

h——气层厚度，cm；

S_fi——第i段裂缝的表皮系数，无因次；

B_g——气体的体积系数，无因次；

C——井筒储集系数，cm³/atm；

t——时间，s；

τ——时间变量，s。

如图2所示，按照本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断系统的一实施例，可用于上述诊断方法，其包括以下单元：

压裂直井压力测量单元，用于测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，得到井底压力差与时间的变化关系，即压力解；变化关系包括井底压力差与时间的变化关系和井底压力差与时间的变化关系的导数。

判断单元，用于判断压裂直井的井底压力差与时间的变化关系与预设关系是否相等。

压力计算参数处理单元，用于根据判断单元作出的判断结果对预设关系所对应的压力计算参数进行相应的处理，得到压裂直井的实测压力计算参数。

压力监测控制单元，用于根据压力计算参数处理单元处理得到的压裂直井的实测压力计算参数诊断该井的油(气)藏渗流情况，即产油量或产气量较多的裂缝段位置以及产油量或产气量较少的裂缝段位置，以指导和控制油(气)藏的开采。

还包括测井完井资料处理单元和微地震监测资料处理单元，分别用于处理压裂直井的测井完井资料和微地震监测资料，根据测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数，并根据初始参数设定井底压力差与时间的预设关系。测井完井和微地震监测是两种不同的测试和分析方法，二者适用的对象也不同。测井完井用于测量地层的基本参数，如基质渗透率；微地震监测用于测量裂缝的基本参数，如裂缝的半长、方位、高度、角度、位置和形态等。

所述压力计算参数处理单元包括压力计算参数修正单元，用于当判断单元作出的判断结果为井底压力差与时间的变化关系与预设关系不相等时，修正预设关系所对应的压力计算参数，直至二者相等。

所述诊断系统还包括存储单元，用于存储预设关系和预设关系所对应的压力计算参数，以便判断单元根据此预设关系与压裂直井压力测量单元测量得到的实际变化关系进行比较判断，并根据判断结果修正该预设关系所对应的压力计算参数，得到压裂直井的实测压力计算参数。所述压力计算参数包括压裂直井的各裂缝段的产油量或产气量、各裂缝段的表皮系数和地层渗透率。

如图3所示，所述压裂直井压力测量单元由测量装置1实现，测量结果可通过多种方式提供给判断单元，如网站发布、网络传送、便携装置传送等；所述判断单元和压力计算参数处理单元由同一个管理服务器Ⅰ2实现；所述压力监测控制单元由终端服务器3实现；所述测井完井资料处理单元由管理服务器Ⅱ5实现；所述微地震监测资料处理单元由管理服务器Ⅲ6实现；所述存储单元由数据库服务器4实现。

对于油藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式：

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}p=p_i-p_{wf}=\frac{q_{o1}}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{oi}}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\left\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\right\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{oi}{B}_o{\mathrm{\μ}}_o}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_o{B}_o.$

对于气藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式：

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}\mathrm{\ψ}\left(p\right)=\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p_{wf}\right)=\frac{q_{g1}.B_g}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=2}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{gi}.B_g}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\left\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2+x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\right\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{gi}{B}_g{\mathrm{\μ}}_g}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_g{B}_g,$ 式中符号说明同上。

为使本发明的上述实施例更加清楚，下面将结合具体应用实施例对本发明作进一步说明：

首先，测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，将井底压力差与时间的变化关系曲线(Δp，Δt)以及井底压力差与时间的变化关系曲线的导数曲线(Δp′，Δt)画在双对数坐标中，得到一个实测的双对数图版，该双对数图版反映的即是所需的关系值。

其次，将上述关系值发送给对压力计算参数进行处理的终端或装置(可以通过服务器实现)，该终端或装置再从数据库中提取预存的预设关系值，并与前述压裂直井的变化关系值进行比较，该预设关系值与压力计算参数有一个对应关系。

然后，将上述压裂直井的变化关系值与预设关系值进行比较和判断，如果该压裂直井的变化关系值等于该预设关系值，则该预设关系值对应的一组压力计算参数即为该压裂直井的实测压力计算参数；如果该压裂直井的变化关系值不等于该预设关系值，则对该预设关系值对应的压力计算参数进行修正，直至二者相等，得到该压裂直井的实测压力计算参数。

最后，根据得到的压裂直井的实测压力计算参数诊断该井的油气藏渗流情况，即产油量或产气量较多的裂缝段位置以及产油量或产气量较少的裂缝段位置，进而指导和控制该压裂直井的油气藏开采工作。

其中，预设关系值与压力计算参数的对应关系即为本实施例考虑了压裂直井实际生产中部分产油或产气裂缝段的压力监测解释模型，根据本实施例，可通过前述公式来实现。

图4为压裂直井油井在各裂缝段产油不均匀情况下的井底压力差与时间的双对数特征曲线关系，根据该曲线关系即可解释实测压力监测参数。

其中：P_WD为无量纲井底压力；P_WD′为无量纲井底压力的导数；C_D为无量纲井筒储集系数；t_D为无量纲时间。

图5为压裂直井气井在各裂缝段产气不均匀情况下的井底压力差与时间的双对数特征曲线关系，根据该曲线关系即可解释实测压力监测参数。

其中：Ψ_WD为无量纲井底压力；Ψ_WD′为无量纲井底压力的导数；C_D为无量纲井筒储集系数；t_D为无量纲时间。

本实施例的压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统，考虑了压裂直井因裂缝闭合、支撑剂破裂、压裂液返排不均匀、储集层非均质性等因素造成的各裂缝段产油或产气不均匀的情况，因此，采用该方法和系统进行压裂直井的压力监测解释更符合实际情况，从而提高了压力监测解释的精确度，为压裂直井制定增产改造措施提供了有力保障。

本领域技术人员不难理解，本发明的压裂直井产油(气)位置的诊断方法及其系统包括上述本发明说明书的发明内容和具体实施方式部分以及附图所示出的各部分的任意组合，限于篇幅并为使说明书简明而没有将这些组合构成的各方案一一描述。凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其按照先后顺序包括以下步骤：

步骤一：测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，得到井底压力差与时间的变化关系；

步骤二：根据压裂直井的测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数，并根据初始参数设定井底压力差与时间的预设关系；

步骤三：比较并判断井底压力差与时间的变化关系与预设关系是否相等；

步骤四：若井底压力差与时间的变化关系与预设关系相等，则将预设关系所对应的压力计算参数作为压裂直井的实测压力计算参数；若井底压力差与时间的变化关系与预设关系不相等，则将预设关系所对应的压力计算参数进行修正，直至二者相等，得到压裂直井的实测压力计算参数；

步骤五：根据压裂直井的实测压力计算参数分析该井的油(气)藏渗流情况，以指导和控制油(气)藏的开采。

2.如权利要求1所述的压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其特征在于：对于油藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_o{B}_o$

式中，Δp——井底压力差，atm；

p——压裂直井的井底压力，atm；

p_i——原始地层压力，atm；

p_wf——裂缝与直井井筒连接处的井底压力，atm；

K——地层渗透率，D；

φ——孔隙度，无因次；

μ_o——地层原油黏度，cP；

C_t——综合压缩系数，atm^-1；

η——导压系数，D·atm/cP；

q_o——压裂直井油井的产量，cm³/s；

q_o1——压裂直井油井第1段裂缝的产量，cm³/s；

q_oi——压裂直井油井第i段裂缝的产量，cm³/s；

x_f1——第一段裂缝的半长，cm；

x_fi——第i段裂缝的半长，cm；

x_wi——第i段裂缝的中心点距离井筒的距离，cm；

h——油层厚度，cm；

S_ji——第i段裂缝的表皮系数，无因次；

B_o——原油的体积系数，无因次；

C——井筒储集系数，cm³/atm；

t——时间，s；

τ——时间变量，s。

3.如权利要求2所述的压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其特征在于：所述压力计算参数包括压裂直井的各段裂缝的产油量、各段裂缝的表皮系数和地层渗透率。

4.如权利要求1所述的压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其特征在于：对于气藏，所述预设关系与其对应的压力计算参数应满足以下关系式

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}\mathrm{\ψ}\left(p\right)=\mathrm{\ψ}\left(p_i\right)-\mathrm{\ψ}\left(p_{wf}\right)=\frac{q_{g1}.B_g}{2x_{f1}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·erf\[\frac{x_{f1}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]d\mathrm{\τ}\\ +\underset{i=2}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\frac{q_{gi}.B_g}{2x_{fi}{\mathrm{h\φC}}_t}\·{\∫}_0^t\frac{1}{\sqrt{4\mathrm{\π}\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\·\{erf\[\frac{x_{fi}/2-x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]+erf\[\frac{x_{fi}/2+x_{wi}}{\sqrt{4\mathrm{\η}\mathrm{\τ}}}\]\}d\mathrm{\τ}\\ -\frac{q_{gi}{B}_g{\mathrm{\μ}}_g}{2\mathrm{\π}Kh}{S}_{fi}\end{array}$

其中， $-C\frac{{\mathrm{dp}}_{wf}}{dt}+\frac{2\mathrm{\π}Kh}{{\mathrm{\μ}}_o}{\[r\frac{\∂p}{\∂r}\]}_{r=r_w}=q_g{B}_g$

式中，Δψ(p)——井底拟压力差，atm²/cP；

ψ(p)——压裂直井的井底拟压力，atm²/cP；

ψ(p_i)——初始拟压力，atm²/cP；

ψ(p_wf)——裂缝与直井井筒连接处的井底拟压力，atm²/cP；

K——地层渗透率，D；

φ——孔隙度，无因次；

μ_g——地层气体黏度，cP；

C_t——综合压缩系数，atm_- ¹；

η——导压系数，D·atm/cP；

q_g——压裂直井气井的产量，cm³/s；

q_g1——压裂直井气井第1段裂缝的产量，cm³/s；

q_gi——压裂直井气井第i段裂缝的产量，cm³/s；

x_f1——第一段裂缝的半长，cm；

x_fi——第i段裂缝的半长，cm；

x_wi——第i段裂缝的中心点距离井筒的距离，cm；

h——气层厚度，cm；

S_fi——第i段裂缝的表皮系数，无因次；

B_g——气体的体积系数，无因次；

C——井筒储集系数，cm³/atm；

t——时间，s；

τ——时间变量，s。

5.如权利要求4所述的压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其特征在于：所述压力计算参数包括压裂直井的各段裂缝的产气量、各段裂缝的表皮系数和地层渗透率。

6.如权利要求1所述的压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其特征在于：所述变化关系包括压裂直井的无量纲井底压力差与无量纲时间的双对数特征曲线关系和无量纲井底压力差的导数与无量纲时间的双对数特征曲线关系。

7.如权利要求1所述的压裂直井产油(气)位置的诊断方法，其特征在于：所述预设关系包括压裂直井的无量纲井底压力差与无量纲时间的双对数特征曲线关系和无量纲井底压力差的导数与无量纲时间的双对数特征曲线关系。

8.一种压裂直井产油(气)位置的诊断系统，其包括以下单元：

压裂直井压力测量单元，用于测量压裂直井在关井一段时间内的井底压力，得到井底压力差与时间的变化关系；

判断单元，用于判断压裂直井的井底压力差与时间的变化关系与预设关系是否相等；

压力计算参数处理单元，用于根据判断单元作出的判断结果对预设关系所对应的压力计算参数进行相应的处理，得到压裂直井的实测压力计算参数；

压力监测控制单元，用于根据压力计算参数处理单元处理得到的压裂直井的实测压力计算参数诊断该井的油(气)藏渗流情况，以指导和控制油(气)藏的开采；

其特征在于：还包括测井完井资料处理单元和微地震监测资料处理单元，分别用于处理压裂直井的测井完井资料和微地震监测资料，根据测井完井资料和微地震监测资料确定压力监测解释模型的初始参数，并根据初始参数设定井底压力差与时间的预设关系。

9.如权利要求8所述的压裂直井产油(气)位置的诊断系统，其特征在于：所述压力计算参数处理单元包括压力计算参数修正单元，用于当判断单元作出的判断结果为井底压力差与时间的变化关系与预设关系不相等时，修正预设关系所对应的压力计算参数，直至二者相等。

10.如权利要求8所述的压裂直井产油(气)位置的诊断系统，其特征在于：所述诊断系统还包括存储单元，用于存储预设关系和预设关系所对应的压力计算参数。