CN107869344B - 低渗稠油油藏的储层改造方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种低渗稠油油藏的储层改造方法，该低渗稠油油藏的储层改造方法包括：步骤1，确定储层参数，选定试验区；步骤2，确定试验区的储层可压性；步骤3，确定试验区储层条件下的井壁稳定及孔眼稳定性；步骤4，确定在试验区特定储层条件下径向孔眼辅助压裂的裂缝形态；步骤5，确定径向孔眼参数；步骤6，确定单井生产成本、施工成本，进而确定开发经济性。该低渗稠油油藏的储层改造方法可以实现深层低渗敏感稠油油藏的高效开发，突破现有技术瓶颈，为该类油藏的开发提供理论支撑，弥补了该类油藏开发技术中人工导流体系的理论缺陷。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，特别是涉及到一种低渗稠油油藏的储层改造方法。
背景技术
低渗稠油油藏由于受自身岩石力学特性、储层物性、敏感性及流体性质等因素的影响，流度极低、且储层岩性上具有稠油疏松砂岩和低渗致密砂岩的双重特征，敏感性强，开发难度异常大，必须通过油层改造才能达到有效开采目的，现场试验表明，通过压裂防砂和水力径向射流均能起到了改善渗流的目的,但均未实现产能突破。为此我们发明了一种新的低渗稠油油藏的储层改造方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种采用水力径向射流诱导水力压裂，在这个复合改造工艺下，可形成缝网，增大泄油面积，改善稠油注气剖面、提高增产效果的低渗稠油油藏的储层改造方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：低渗稠油油藏的储层改造方法，该低渗稠油油藏的储层改造方法包括：步骤1，确定储层参数，选定试验区；步骤2，确定试验区的储层可压性；步骤3，确定试验区储层条件下的井壁稳定及孔眼稳定性；步骤4，确定在试验区特定储层条件下径向孔眼辅助压裂的裂缝形态；步骤5，确定径向孔眼参数；步骤6，确定单井生产成本、施工成本，进而确定开发经济性。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，确定所开发低渗稠油储层的地应力大小及方向、弹性模量、泊松比、渗透率、孔隙度、岩石屈服强度、岩石抗拉强度这些岩石物性参数，选定试验区；校核套管强度确定施工最大压力。
在步骤2中，计算储层岩石的脆性指数BIN，由以下公式获得
En＝(E-Emin)/(Emax-Emin)；μn＝(μmax-μ)/(μmax-μmin)
式中Bi为脆性指数，E为岩石弹性模量，μ为石英质含量；Emax和Emin分别为研究层段最大和最小静态杨氏模量，GPa；μmax、μmin分别为石英质的最大和最小含量；
计算储层岩石的断裂韧性KIN，由以下公式获得
式中K0 IC为零围压下岩石断裂韧性，MPa·m1/2；St为岩石抗拉强度，MPa；
计算可压指数FIC，FIC＝BIN*KIN并归一化处理，得出岩性储层的可压性评价方法，当FIC数值超过0.2认为该储层具备可压性。
在步骤3中，模拟分析井壁及孔眼壁在储层条件下的应力分布，应用最大剪切应力Tresca及最大塑性应变PEEQ两个参数评价，当Tresca应力超过岩石的最大抗剪切强度时认为井壁或孔眼壁发生坍塌，当塑性应变值PEEQ超过0.01时认为井壁或孔眼壁发生坍塌。
在步骤4中，在诱导应力场内裂缝沿孔眼轴线方向沿纵向扩展，扩展超出诱导应力场范围后受原始地应力场的影响开始转向水平最大主应力方向。
在步骤5中，在确定孔眼数量时，老油区定向开发剩余油时适用于小数量，即同平面孔眼数量小于等于3的孔眼，新油区为提高泄油面积适用于大数量，即同平面孔眼数量大于等于4的孔眼。
在步骤5中，根据产能模拟结果，适用孔眼孔径为5cm，孔长为50-100m；通过产能评价确定开发方式为先径向钻孔后进行压裂，压裂裂缝以径向孔眼方向为基准扩展，该类开发方式采收率更高。
在步骤5中，当原油产量和项目投资在±20％的区间内变化、吨油成本在±10％的区间内变化、原油售价在±5％的区间内变化时，项目的内部收益率均高于行业基准收益率15％。
本发明中的低渗稠油油藏的储层改造方法，为解决压裂防砂或水力径向射流单一工艺在低渗稠油油藏的适用局限性，提供一种适用于低渗稠油油藏的复合改造模式，在基础理论研究分析的前提下，通过物模及数模研究，建立了压裂防砂、水力径向射流及两者复合工艺改造模式下的多参数变化下的一套完备的人工导流体系理论，其中考虑了开发模式的筛选、最优参数的优化、有效经济评价等相关开发指标。本发明可以实现深层低渗敏感稠油油藏的高效开发，突破现有技术瓶颈，为该类油藏的开发提供理论支撑，弥补了该类油藏开发技术中人工导流体系的理论缺陷。
附图说明
图1为本发明的低渗稠油油藏的储层改造方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中为双径向孔眼压裂的裂缝形态示意图；
图3为本发明的一具体实施例中多径向孔眼压裂的裂缝形态示意图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的低渗稠油油藏的储层改造方法的流程图。
(1)确定所开发低渗稠油储层的地应力大小及方向、弹性模量、泊松比、渗透率、孔隙度、岩石屈服强度、岩石抗拉强度等岩石物性参数，选定试验区；校核套管强度确定施工最大压力；
(2)确定试验区的储层可压性：
首先计算储层岩石的脆性指数BIN，由以下公式获得
En＝(E-Emin)/(Emax-Emin)；μn＝(μmax-μ)/(μmax-μmin)
式中Bi为脆性指数，E为岩石弹性模量，μ为石英质含量；Emax和Emin分别为研究层段最大和最小静态杨氏模量，GPa；μmax、μmin分别为石英质的最大和最小含量。
随后计算计算储层岩石的断裂韧性KIN，由以下公式获得
式中K0 IC为零围压下岩石断裂韧性，MPa·m1/2；St为岩石抗拉强度，MPa。
最后计算可压指数，FIC＝BIN*KIN并归一化处理，可得出岩性储层的可压性评价方法。当FIC数值超过0.2认为该储层具备可压性。
(3)确定试验区储层条件下的井壁稳定及孔眼稳定性：
应用ABAQUS模拟分析井壁及孔眼壁在储层条件下的应力分布，应用Tresca及PPEQ两个参数评价，当Tresca应力超过岩石的最大抗剪切强度时认为井壁或孔眼壁发生坍塌，当塑性应变值PEEQ超过0.01时认为井壁或孔眼壁发生坍塌。
(4)确定在试验区特定储层条件下径向孔眼辅助压裂的裂缝形态：径向孔眼形成的诱导应力场为垂直于孔眼轴线方向的拉应力，因此在诱导应力场内裂缝沿孔眼轴线方向沿纵向扩展，扩展超出诱导应力场范围后受原始地应力场的影响开始转向水平最大主应力方向。此为径向孔眼诱导裂缝扩展的机理，如图2所示。
(5)确定孔眼数量，孔径、孔长。当径向孔眼数量在同一水平面上大于4时，且应用特殊布孔方式(X、Y轴均对称)时，新应力场不再受水平地应力影响而呈对称分布。理想情况下可形成多条沿最大主应力方向扩展及沿径向孔眼向外辐射状扩展的复杂多裂缝，极大地提高了地层的泄油面积、降低了渗流阻力，可有效地提高油井的产能，如图3所示。
因此老油区定向开发剩余油时适用于小数量(同平面孔眼数量小于等于3)孔眼，新油区为提高泄油面积适用于大数量(同平面孔眼数量大于等于4)孔眼。
确定孔眼孔径、孔长：根据产能模拟结果，适用孔眼孔径为5cm，孔长为50-100m。
通过产能评价确定开发方式为先径向钻孔后进行压裂，压裂裂缝以径向孔眼方向为基准扩展，该类开发方式采收率更高。
(6)确定单井生产成本、施工成本，进而确定开发经济性：当原油产量和项目投资在±20％的区间内变化、吨油成本在±10％的区间内变化、原油售价在±5％的区间内变化时(基础油价30美元/桶)，项目的内部收益率(NPV)均高于行业基准收益率15％。
根据油藏评价相关基础资料，结合试油试采前期认识，对基础数据进行理论分析，通过物模实验、数模拟合等手段获取相关评判参数，根据获取的参数、结合当前经济效益进行预判，根据所建立的人工导流理论体系进行筛选最优的改造模式，在确定主导开发模式下根据井网井距及实际可操作工艺技术，优化工艺参数，实现该区油藏的主导开发模式。
Claims (1)
1.低渗稠油油藏的储层改造方法，其特征在于，该低渗稠油油藏的储层改造方法包括：
步骤1，确定储层参数，选定试验区；
步骤2，确定试验区的储层可压性；
步骤3，确定试验区储层条件下的井壁稳定及孔眼稳定性；
步骤4，确定在试验区特定储层条件下径向孔眼辅助压裂的裂缝形态；
步骤5，确定径向孔眼参数；
步骤6，确定单井生产成本、施工成本，进而确定开发经济性；
在步骤1中，确定所开发低渗稠油储层的地应力大小及方向、弹性模量、泊松比、渗透率、孔隙度、岩石屈服强度、岩石抗拉强度这些岩石物性参数，选定试验区；校核套管强度确定施工最大压力；
在步骤2中，计算储层岩石的脆性指数BIN，由以下公式获得
En＝(E-Emin)/(Emax-Emin)；μn＝(μmax-μ)/(μmax-μmin)
式中Bi为脆性指数，E为岩石弹性模量，μ为石英质含量；Emax和Emin分别为研究层段最大和最小静态杨氏模量，GPa；μmax、μmin分别为石英质的最大和最小含量；
计算储层岩石的断裂韧性KIN，由以下公式获得
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计算可压指数FIC，FIC＝BIN*KIN并归一化处理，得出岩性储层的可压性评价方法，当FIC数值超过0.2认为该储层具备可压性；
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在步骤5中，a.在确定孔眼数量时，老油区定向开发剩余油时适用于小数量，即同平面孔眼数量小于等于3的孔眼，新油区为提高泄油面积适用于大数量，即同平面孔眼数量大于等于4的孔眼；b.根据产能模拟结果，适用孔眼孔径为5cm，孔长为50-100m；通过产能评价确定开发方式为先径向钻孔后进行压裂，压裂裂缝以径向孔眼方向为基准扩展，该类开发方式采收率更高；c.当原油产量和项目投资在±20％的区间内变化、吨油成本在±10％的区间内变化、原油售价在±5％的区间内变化时，项目的内部收益率均高于行业基准收益率15％。
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