CN108166963B - 一种海上油气井压裂效果评价方法 - Google Patents

一种海上油气井压裂效果评价方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种海上油气井压裂效果评价方法，包括以下步骤：S1、获取压裂作业后返排及求产期间地层流体的稳定产量值和实测压力数据；S2、采用反褶积算法处理所述稳定产量值和实测压力数据获得处理压力数据；S3、采用不稳定试井解释算法对所述处理压力数据进行处理，获得地层物性参数，地层物性参数包括有效半缝长xf和平均有效渗透率K；S4、采用不稳定试井解释算法对稳定产量值和地层物性参数进行处理，获得模拟压力数据；S5、将模拟压力数据和实测压力数据进行拟合，根据拟合结果选择对应的地层物性参数评价压裂效果。本发明的海上油气井压裂效果评价方法实施时不需要关井，从而省去了关井时间和关井期间的综合费用，高效地实现了压裂效果评价。

Description

一种海上油气井压裂效果评价方法
技术领域
本发明涉及海上油气田增产评价领域，更具体地说，涉及一种海上油气井压裂效果评价方法。
背景技术
压裂技术是利用地面高压泵，通过向储层挤注压裂液，将储层压开并产生裂缝的一种储层改造技术，是应对低孔渗储层的有效手段，该技术在国内外油田中得到普遍应用。
压裂作业实施前，针对该井进行压裂作业设计，现有公开资料中有较多的设计、模拟方法或技术。在作业设计中，半缝长是设计的核心参数，与压裂作业后产量提高的幅度息息相关，同时也是压裂作业结束后效果优劣最主要的评价参数。
压裂作业施工结束后，对压裂效果的评价，直观的方法是压裂前后产量的变化，评价压裂效果的技术手段有微地震成像、施工净压力拟合、不稳定压力恢复。由于海上油气井作业环境的特殊性，通常采用不稳定压力恢复方法，即压裂作业结束后排压裂液、求取储层产能，求得稳定产量后进行关井测压力恢复数据，最终对压力恢复数据进行不稳定试井解释，得到有效半缝长数据，来评估压裂效果。
目前评价海上油气井压裂效果所用的不稳定压力恢复方法，有如下不足：由于海上压裂作业只用于低孔渗储层中，所以储层物性条件决定了返排和求产期间的开井时间较长，相应的关井时间更长，而海上作业日费昂贵，常规评价方法的费用太高，作业得不偿失，所以该方法使用较少。
另外，已授权专利CN105003239A公布了“海上压裂水平井压后效果评价方法”，介绍了一种海上压裂效果评价方法，具体方法是，建立基质线性流动方程，通过此方程计算初始裂缝半缝长和初始缝间距，然后建立数值模型，通过对日产气量和累计产气量进行拟合，根据拟合结果调整初始裂缝半缝长和初始缝间距，实现完全拟合。该专利不具有普遍适用性，对于使用者来说，首先要建立线性流动方程和数值模型，不同的线性流动方程和数值模型会导致不同的结果，并且若计算的初始裂缝半缝长和初始缝间距与实际数据差别较大，会导致非常大的工作量。
发明内容
本发明要解决的技术问题在于，针对现有技术的上述缺陷，提供一种不需要关井、能高效地实现压裂效果评价的海上油气井压裂效果评价方法。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：构造一种海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、获取压裂作业后返排及求产期间地层流体的稳定产量值和实测压力数据；
S2、采用反褶积算法处理所述稳定产量值和实测压力数据获得处理压力数据；
S3、采用不稳定试井解释算法对所述处理压力数据进行处理，获得地层物性参数，所述地层物性参数包括有效半缝长xf和平均有效渗透率K；
S4、采用所述不稳定试井解释算法对所述稳定产量值和地层物性参数进行处理，获得模拟压力数据；
S5、将所述模拟压力数据和所述实测压力数据进行拟合，根据拟合结果选择对应的所述地层物性参数评价压裂效果。
优选地，所述步骤S1包括：在地层流体产量稳定状态下，每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值，求所获得的所有产量值的产量平均值，将所述产量平均值作为所述稳定产量值。
优选地，所述每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值包括：在一段时间T内每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值。
优选地，所述步骤S1中，所述实测压力数据包括在整个作业期间实时测得的多个压力值。
优选地，所述步骤S2中，所述反褶积算法为：
Figure BDA0001506935680000031
其中，P为处理压力，MPa；P0为原始地层压力，MPa；q为稳定产量值，m3/d；Pu为单位产量情形下的重整压力响应，MPa；t为生产时间，h；e为自然对数的底数；σ＝lnt；
Figure BDA0001506935680000032
优选地，所述步骤S3中，所述平均有效渗透率K通过以下公式计算得到：
Figure BDA0001506935680000033
其中，q为稳定产量值，m3/d；μ为地层流体在地层条件下的粘度，mPa·s；B为地层流体体积系数，B/STB；h为地层有效厚度，m；m为P(t)与lgt关系曲线中径向流动直线段的斜率。
优选地，所述步骤S3中，所述有效半缝长xf通过以下公式计算得到：
Figure BDA0001506935680000041
其中：xf为有效半缝长，m；q为稳定产量值，m3/d；B为地层流体体积系数，B/STB；mL为特征曲线中的直线斜率；h为地层有效厚度，m；μ为地层流体在地层条件下的粘度，mPa·s；K为平均有效渗透率，10-3μm2；Φ为地层平均有效孔隙度，％；Ct为地层综合压缩系数，MPa-1。
优选地，所述步骤S5包括：
S51、根据所述实测压力数据绘制实测压力曲线，以及根据所述模拟压力数据绘制模拟压力曲线，将所述实测压力曲线与模拟压力曲线进行拟合，当两个压力曲线之间的拟合度达到预设拟合度时，用所获得的地层物性参数评价压裂效果。
优选地，所述步骤S5还包括：
S52、当两个压力曲线之间的拟合度未达到预设拟合度时，重复所述步骤S2-步骤S51，直至两个压力曲线之间的拟合度达到所述预设拟合度。
优选地，在所述步骤S1之前，还包括步骤S0：
进行压裂作业；
压裂作业结束后，进行开井生产，将压裂作业过程中的压裂液排出至地层流体流出。
实施本发明的海上油气井压裂效果评价方法，具有以下有益效果：本发明的压裂效果评价方法首先利用压裂作业后反排及求产期间地层流体的稳定产量值和实测压力，通过反褶积算法对所述稳定产量值和实测压力进行处理得到处理压力数据；接着采用不稳定试井解释算法对所述处理压力数据进行处理，得到评价压裂效果的有效半缝长和平均有效渗透率等地层物性参数；然后采用不稳定试井解释算法对所述稳定产量值和地层物性参数进行处理，获得模拟压力数据；最后将所述模拟压力数据和所述实测压力数据进行拟合，根据拟合结果判断所得到的地层物性参数是否能用于评价压裂效果。此评价方法不需要关井，从而省去了关井时间和关井期间的综合费用，高效地实现了压裂效果评价。
附图说明
下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：
图1是本发明海上油气井压裂效果评价方法的流程图；
图2本发明海上油气井压裂效果评价方法的过程框图；
图3是根据处理压力数据绘制而成的双对数曲线图；
图4是根据实测压力数据所绘制的实测压力曲线与根据模拟压力数据所绘制的模拟压力曲线的拟合图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图详细说明本发明的具体实施方式。
参阅图1-图2，本发明的海上油气井压裂效果评价方法包括以下步骤S1-S5：
S1、获取压裂作业后返排及求产期间地层流体的稳定产量值和实测压力数据。即，在压裂作业施工结束后的返排、求产期间，获得地层流体稳定的地面产量数据和实测压力数据。其中，所述实测压力数据包括在整个作业期间实时测得的多个压力值。优选地，可以尽可能地增长开井求产时间，以为本发明所述的评价方法提供稳定可靠的基础数据。
优选地，所述步骤S1包括：在地层流体产量稳定状态下，每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值，求所获得的所有产量值的产量平均值，将该产量平均值作为所述稳定产量值。
优选地，所述每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值包括：在一段时间T内每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值。例如，可以在四小时内每间隔半小时采集一次地层流体的产量值，即T＝4h，t1＝0.5h，则会得到8个产量值；然后求这8个产量值的产量平均值，将得到的产量平均值作为地层流体的稳定产量值。
S2、采用反褶积算法处理所述稳定产量值和实测压力数据获得处理压力数据。即，采用反褶积算法对所述稳定产量值和实测压力数据进行处理，以获得稳定产量下的处理压力数据。处理压力数据包括多个采用反褶积算法处理稳定产量值和实测压力数据所得到的处理压力。
优选地，在步骤S2中，所述反褶积算法为：
其中，P为处理压力，单位是MPa；P0为原始地层压力，单位是MPa；q为稳定产量值， 单位是m3/d；Pu为单位产量情形下的重整压力响应，单位是MPa；t为生产时间，单位是h；e为 自然对数的底数；σ＝lnt；
Figure BDA0001506935680000062
S3、采用不稳定试井解释算法对所述处理压力数据进行处理，获得地层物性参数，其中，地层物性参数包括有效半缝长xf和平均有效渗透率K。有效半缝长xf和平均有效渗透率K是用于评价压裂作业效果的主要评价参数。
优选地，在步骤S3中，平均有效渗透率K通过以下公式计算得到：
Figure BDA0001506935680000071
其中，q为稳定产量值，单位是m3/d；μ为地层流体在地层条件下的粘度，单位是：mPa·s；B为地层流体体积系数，B/STB；h为地层有效厚度，单位是m；m为P(t)与lgt关系曲线中径向流动直线段的斜率。
优选地，在步骤S3中，有效半缝长xf通过以下公式计算得到：
Figure BDA0001506935680000072
其中：xf为有效半缝长，单位是m；q为稳定产量值，单位是m3/d；B为地层流体体积系数，单位是B/STB；mL为特征曲线中的直线斜率；h为地层有效厚度，单位是m；μ为地层流体在地层条件下的粘度，单位是mPa·s；K为平均有效渗透率，单位是10-3μm2；Φ为地层平均有效孔隙度，％；Ct为地层综合压缩系数，单位是MPa-1。所述特征曲线是指△P与
Figure BDA0001506935680000073
的关系曲线，就是在直角坐标系中，△P与成一条过原点，斜率为mL的直线。所述B、h、μ和Ct为已知参数。
本文中所提到的反褶积算法、不稳定试井解释算法、计算平均有效渗透率K的公式以及计算有效半缝长xf的公式的计算过程可参考现有技术，本发明在此不再赘述。
S4、采用不稳定试井解释算法对所述稳定产量值和地层物性参数进行处理，获得模拟压力数据。其中，模拟压力数据包括多个采用不稳定试井解释算法处理述稳定产量值和地层物性参数所得到的模拟压力值。
S5、将所述模拟压力数据和所述实测压力数据进行拟合，根据拟合结果选择对应的地层物性参数评价压裂效果。
具体地，拟合是比较两个压力曲线之间的吻合程度，吻合程度可以用拟合度表示。所述步骤S5包括：
S51、根据所述实测压力数据绘制实测压力曲线，以及根据所述模拟压力数据绘制模拟压力曲线，将所述实测压力曲线与模拟压力曲线进行拟合，当两个压力曲线之间的拟合度达到预设拟合度时，用所获得的地层物性参数评价压裂效果。
进一步地，所述步骤S5还包括：
S52、当两个压力曲线(即模拟压力曲线和实测压力曲线)之间的拟合度未达到预设拟合度时，重复步骤S2-步骤S51，直至两个压力曲线之间的拟合度达到预设拟合度。
即，步骤S5可包括：将步骤S4中获得的模拟压力数据绘制成模拟压力曲线，与根据步骤S1中获得的实测压力数据所绘制的实测压力曲线进行拟合、对比，当模拟压力曲线和实测压力曲线之间的拟合度达到预设拟合度时，说明根据此方法得到的地层物性参数是较为准确的，可以用所获得的地层物性参数来评价地层压裂效果；若模拟压力曲线和实测压力曲线之间的拟合度未达到预设拟合度，说明所得到的地层物性参数是不够准确的，不能用于评价地层压裂效果，则需要从步骤S2重新开始，直至模拟压力曲线和实测压力曲线之间的拟合度达到预设拟合度。
举个例子，假设预设拟合度为95％，当模拟压力曲线和实测压力曲线之间的拟合度等于或者大于95％时，可以判断两个压力曲线之间拟合较好，可以用所获得的地层物性参数评价压裂效果；当模拟压力曲线和实测压力曲线之间的拟合度小于95％时，可以判断两个压力曲线之间拟合不好，两者差距较大，不适合用所获得的地层物性参数评价压裂效果，需要重复步骤S2-步骤S51，直至两个压力曲线之间的拟合度等于或大于95％。
优选地，在步骤S1之前，还包括以下步骤：
S0、进行压裂作业；压裂作业结束后，进行开井生产，将压裂作业过程中的压裂液排出至地层流体流出。
本发明采用上述海上油气井压裂效果评价方法对某油气井进行了实验，实验结果如图3和图4所示。
图3是根据处理压力数据绘制而成的双对数曲线图，图3中“×”代表的是对数坐标下的压力曲线，“○”代表的是对数坐标下的压力对数曲线，另外两条细线①和②分别代表的是压力拟合曲线和压力对数拟合曲线，若压力拟合曲线与压力曲线重合度较好、以及压力对数拟合曲线与压力对数曲线重合度较好，说明所获得的地层物性参数可靠、可用，地层物性参数包括有效半缝长、平均有效渗透率等。
图4是某油气井作业时根据实测压力数据所绘制的实测压力曲线与根据模拟压力数据所绘制的模拟压力曲线的拟合图。图4中各曲线代表的意义如下：粗实线A代表的是根据实际获得的实测压力数据绘制的实测压力曲线，细实线B代表的是根据模拟压力数据绘制的模拟压力曲线，曲线C是根据采集的地层流体的产量值绘制的曲线。
在图4中，粗实线A与细实线B在地层流体产量稳定阶段拟合度较高，说明模拟压力数据与实测压力数据基本一致，根据图3解释所得的地层物性参数是可靠的。
综上所述，本发明的压裂效果评价方法首先利用压裂作业后反排及求产期间地层流体的稳定产量值和实测压力，通过反褶积算法对所述稳定产量值和实测压力进行处理得到处理压力数据；接着采用不稳定试井解释算法对所述处理压力数据进行处理，得到评价压裂效果的有效半缝长和平均有效渗透率等地层物性参数；然后采用不稳定试井解释算法对所述稳定产量值和地层物性参数进行处理，获得模拟压力数据；最后将所述模拟压力数据和所述实测压力数据进行拟合，根据拟合结果判断所得到的地层物性参数是否能用于评价压裂效果。本发明所述的海上油气井压裂效果评价方法实施时不需要关井，从而省去了关井时间和关井期间的综合费用，高效地实现了压裂效果评价。
可以理解的，以上实施例仅表达了本发明的优选实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制；应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，可以对上述技术特点进行自由组合，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围；因此，凡跟本发明权利要求范围所做的等同变换与修饰，均应属于本发明权利要求的涵盖范围。

Claims (10)

1.一种海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、获取压裂作业后返排及求产期间地层流体的稳定产量值和实测压力数据；
S2、采用反褶积算法处理所述稳定产量值和实测压力数据获得处理压力数据；
S3、采用不稳定试井解释算法对所述处理压力数据进行处理，获得地层物性参数，所述地层物性参数包括有效半缝长xf和平均有效渗透率K；
S4、采用所述不稳定试井解释算法对所述稳定产量值和地层物性参数进行处理，获得模拟压力数据；
S5、将所述模拟压力数据和所述实测压力数据进行拟合，根据拟合结果选择对应的所述地层物性参数评价压裂效果。
2.根据权利要求1所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，所述步骤S1包括：在地层流体产量稳定状态下，每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值，求所获得的所有产量值的产量平均值，将所述产量平均值作为所述稳定产量值。
3.根据权利要求2所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，所述每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值包括：在一段时间T内每间隔预设时间t1采集一次地层流体的产量值。
4.根据权利要求1所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，所述步骤S1中，所述实测压力数据包括在整个作业期间实时测得的多个压力值。
5.根据权利要求1所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，所述步骤S2中，所述反褶积算法为：
Figure FDA0002241711240000021
其中，P为处理压力，MPa；P0为原始地层压力，MPa；q为稳定产量值，m3/d；Pu为单位产量情形下的重整压力响应，MPa；t为生产时间，h；e为自然对数的底数；σ＝lnt；
Figure FDA0002241711240000022
6.根据权利要求1所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，所述步骤S3中，所述平均有效渗透率K通过以下公式计算得到：
Figure FDA0002241711240000023
其中，q为稳定产量值，m3/d；μ为地层流体在地层条件下的粘度，mPa·s；B为地层流体体积系数，B/STB；h为地层有效厚度，m；m为P(t)与lgt关系曲线中径向流动直线段的斜率。
7.根据权利要求5所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，所述步骤S3中，所述有效半缝长xf通过以下公式计算得到：
Figure FDA0002241711240000024
其中：xf为有效半缝长，m；q为稳定产量值，m3/d；B为地层流体体积系数，B/STB；mL为特征曲线中的直线斜率；h为地层有效厚度，m；μ为地层流体在地层条件下的粘度，mPa·s；K为平均有效渗透率，10-3μm2；Φ为地层平均有效孔隙度，％；Ct为地层综合压缩系数，MPa-1；所述特征曲线是指△P与
Figure FDA0002241711240000031
的关系曲线，即是在直角坐标系中，△P与
Figure FDA0002241711240000032
成一条过原点，斜率为mL的直线。
8.根据权利要求1所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，所述步骤S5包括：
S51、根据所述实测压力数据绘制实测压力曲线，以及根据所述模拟压力数据绘制模拟压力曲线，将所述实测压力曲线与模拟压力曲线进行拟合，当两个压力曲线之间的拟合度达到预设拟合度时，用所获得的地层物性参数评价压裂效果。
9.根据权利要求8所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，所述步骤S5还包括：
S52、当两个压力曲线之间的拟合度未达到预设拟合度时，重复所述步骤S2-步骤S51，直至两个压力曲线之间的拟合度达到所述预设拟合度。
10.根据权利要求1所述的海上油气井压裂效果评价方法，其特征在于，在所述步骤S1之前，还包括步骤S0：
进行压裂作业；
压裂作业结束后，进行开井生产，将压裂作业过程中的压裂液排出至地层流体流出。
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