CN108561106A - 一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法 - Google Patents
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Abstract
本申请提供一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法。所述方法包括：根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布等设置水平井；采用分段分簇射孔技术对水平井中的套管进行射孔；若待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数大于预设指数、具有天然裂缝发育、最大最小主应力差小于预设应力值，则对射孔后的水平井采用大于预设规模的压裂模式进行体积压裂改造；利用体积压裂改造后的水平井进行油气的开采。利用本申请中各实施例，将“井控储量”模式转化为“缝控储量”模式，增加了基质与裂缝的接触面积，减小了基质中的流体向裂缝的流动距离和驱动基质中的流体流到裂缝的压差，提高了油气开采的单井产量和采收率。
Description
技术领域
本申请属于油气开采技术领域，尤其涉及一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法。
背景技术
现有技术在油气田勘探开发中，对储量的计算基本都是以井为单元，根据单井钻井、压裂的发现，结合相关地质参数计算得到油气储量，并依据储层物性、开发技术水平等将储量分为控制储量、探明储量，可采储量等。“井控储量”模式下，储层基质的油气动用程度较低，实现有效动用的难度相当大。采收率普遍很低是数十年来油田开发的难题，并逐渐成为常态。
研究如何提高采收率的技术一直在水驱、三采等方面下功夫，但是这些技术手段对于非常规油气藏的开采仍存在采收率低的技术问题。对于非常规油气资源的开发，在现代压裂理论下，传统的“井控储量”模式已不适用于该类储层的开发。因此，业内亟需一种提高非常规油气藏的采收率，实现有质量有效益可持续发展的油气开采的实施方案。
发明内容
本申请目的在于提供一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法，将“井控储量”模式转化为“缝控储量”模式，增加了基质与裂缝的接触面积，减小了基质中的流体向裂缝的流动距离，减小了驱动基质中的流体流到裂缝的压差，大幅度提高了油气开采的单井产量，提高了采收率，储量动用实现了最大化。
一方面本申请提供了一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法，包括：
根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质预测的甜点分布设置水平井；
采用分段分簇射孔技术对所述水平井中的套管进行射孔；
若所述待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数大于预设指数、具有天然裂缝发育、最大最小水平主应力差小于预设应力值，则对射孔后的水平井采用大于预设规模的压裂模式进行体积改造；
利用体积改造后的水平井进行油气的开采。
进一步地，所述方法的另一个实施例中，所述方法还包括：
若所述待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数小于等于所述预设指数，或天然裂缝不发育，或最大最小水平主应力差大于等于所述预设应力值，则对射孔后的水平井采用细分切割、每段采用小于所述预设规模的压裂模式进行体积改造。
进一步地，所述方法的另一个实施例中，所述根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质工程一体化甜点预测设置水平井，包括：
沿最小主应力方向布置所述水平井的井眼轨迹，所述水平井的水平段设置在有效砂体的横向展布范围内。
进一步地，所述方法的另一个实施例中，所述根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质工程一体化甜点预测设置水平井，包括：
若所述待开采油藏所在地区的地层构造走向的角度之间的差值小于第一角度偏差，则将所述水平井的井眼轨迹设置为与最小主应力方向呈第一预设角度；
若所述地层构造走向的角度与所述预设角度之间的差值大于第二角度偏差，则在预设范围内调整所述第一预设角度，所述第二角度偏差大于所述第一角度偏差。
进一步地，所述方法的另一个实施例中，所述根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质工程一体化甜点预测设置水平井，包括：
若所述待开采油藏所在地区的砂体展布的长度方向与最小水平主应力之间有预设夹角，则将所述水平井的井眼轨迹设置为与最小主应力方向呈第二预设角度，所述第二预设角度设置在偏离角度范围内。
进一步地，所述方法的另一个实施例中，所述方法还包括：
将所述水平井之间的井距在预设范围内。
进一步地，所述方法的另一个实施例中，所述采用分段分簇射孔技术对所述水平井进行射孔，还包括：
将相邻的水平井的射孔位置进行交错布置，以使得相邻水平井的裂缝相交错。
另一方面，本申请还提供了一种人工缝控储量模式下体积改造效果的确定方法，包括：
确定缝控可采储量动用系数，所述缝控可采储量动用系数包括：
若缝控可采储量动用系数越趋近于1，则确定所述人工缝控储量模式下体积改造效果越好。
上式中：M表示所述缝控可采储量动用系数，无量纲，范围在0～1；Nf表示t生产时间的缝控可采储量，m3；Nt表示原始地质储量，m3；Sw表示井间距，m；Swc表示束缚水饱和度，无量纲；Lw表示水平井长度，m；h表示油藏有效厚度，m；Nm表示基质块体数量；φm表示基质孔隙度，无量纲，范围在0～1；km表示基质渗透率，mD；p0表示油藏初始压力，MPa；pwf表示井底流压，MPa；μ表示原油粘度，mPa·s；Di表示i基质块体的半宽度，m；Lfi表示i基质块体的半长度，m；ct表示综合压缩系数，MPa-1；t表示生产时间，d；B表示体积系数，无因次。
本申请提供的人工缝控储量提高采收率的油气开采方法，通过合理设置水平井的位置、结构，利用水平井，对储层采用分段分簇射孔、低粘滑溜水、大规模的体积压裂改造，“打碎”储层。将“井控储量”模式转化为“缝控储量”模式，增加了基质与裂缝的接触面积，减小了基质中的流体向裂缝的流动距离，减小了驱动基质中的流体流到裂缝的压差，大幅度提高了油气开采的单井产量，提高了采收率，储量动用实现了最大化。可以解决致密油气、页岩气等非常规油气资源经济有效动用的难题，改善了开发效果，提高了非常规油气藏单井产量和最终采收率。同时，本申请定义缝控可采储量动用系数M，给出了评估缝控储量模式改造储层效果的公式。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请提供的人工缝控储量提高采收率的油气开采方法一个实施例的方法流程示意图；
图2是本申请一个实施例中分段分簇射孔的示意图；
图3是本申请一个实施例中施工排量与分簇射孔孔眼数的关系示意图；
图4是本申请实施例中井控储量和缝控储量的开发模式对比示意图；
图5是本申请一个实施例中水平井缩小井间距的布井示意图；
图6(a)是本申请实施例中水平井交错裂缝的结构示意图；
图6(b)是本申请实施例中对称裂缝的结构示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。
现有技术的油气开发模式通常对储量的计算基本都是以井为单元，根据单井钻井、压裂的发现，结合相关地质参数计算得到，并依据储层物性、开发技术水平等将储量分为控制储量、探明储量，可采储量等。相应的开发模式就是在以单井控制面积下计算得到的可采储量大小来编制开发方案，评价井距与可采储量之间的关系，确定井排距。在开发井网设计中井距成为计算井控储量与可采储量的关键参数，压裂技术的应用均是在井控储量开发模式下进行优化。合理的井控储量是油田开发设计的核心内容，是决定其采收率大小的主控因素。井控储量开发模式下，储层基质的油气动用程度较低，实现有效动用的难度相当大。采收率普遍很低是数十年来油田开发的难题，并成为常态。研究攻关提高采收率的技术一直在水驱、三采等方面下功夫。缩小井距就是缩小控制储量，也就减少了可采储量，传统井控储量与可采储量的技术计算方式与理念禁锢了非常规技术理念的突破。
随着储层改造技术的进步，有效动用储层实现从低渗透逐渐向特低渗透和超低渗透储层拓展，压裂理论从经典走向现代，体积改造理念的出现形成了新的压裂技术方法，打破了传统开发思路。改变了缩小井距就是减少井控储量，就是减少可采储量的传统理念。实际上缩小井距尽管减少了控制储量，但由于体积改造形成复杂缝网，使得储量控制模式发生改变，因此提高了可采储量，使得采收率得到大幅度提高。
将传统“井控储量”模式发展成“缝控储量”模式，单井产量和可动用储量大幅度上升，甚至有望实现“全”可采。在非常规油气资源的开发中，在现代压裂理论指导下，传统的井控储量开发模式已不适用于该类储层的开发，因此，突破传统开发压裂井网设计理念，探索缝控基质单元开发模式，形成缝控储量开发方法，对非常规油气藏提高采收率，实现有质量有效益可持续发展具有指导意义。
本申请实施例通过合理设置水平井井眼轨迹的位置、水平段的长度、水平井之间的井距，对水平井采用合理的体积压裂改造技术，将传统的“井控储量”模式发展成“缝控储量”模式，单井产量和可动用储量大幅度上升，甚至有望实现“全”可采。本申请实施例中的人工缝控储量提高采收率的油气开采方法，还可适用于非常规油气的开采。非常规油气，可以指用传统技术无法获得自然工业产量、需用新技术改善储层渗透率或流体黏度等才能经济开采、连续或准连续型聚集的油气资源。本申请实施例中的人工缝控储量中的裂缝可以是通过外力制造出的，并非自然状态下的裂缝。
图1是本申请提供的一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法一个实施例的方法流程示意图，本申请提供的油气的开采方法包括：
S1、根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质工程一体化甜点预测设置水平井。
地层构造走向可以指岩层面和任意假想水平面交线的延伸方向。沉积作用可以形成储集砂体，砂体的厚度、分布情况、粒度、物质成分等，可以作为砂体的展布特征。地应力场分布可以指储层地质应力的分布情况。油气勘探开发的过程中，会揭示大面积的含油气区及大段的含油气层段，但是其中往往一部分是具有当前经济、技术条件下具有较好开发效益的部分，它的分布在纵、横向上分布可能都不成片，可以将其称为甜点。在油气勘探过程中可以采用地质工程一体化进行甜点的预测，预测出甜点的具体位置、分布情况等。
地质工程一体化理念中，“地质”可以泛指以油气藏为中心的地质—油藏表征、地质建模、地质力学、油气藏工程评价等综合研究；“工程”可以指在勘探开发过程中，对钻井到生产等一系列钻探及开发生产工程技术及解决方案进行针对性的筛选、优化并指导作业实施。
待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质预测的甜点分布可以通过地震勘探、测井数据等分析获得。根据待开采油藏所在地区的地层构造的走向、砂体展布的长宽方向及砂体的长度与宽度，最小水平井主应力的方向，地质预测的甜点在砂体中的什么位置，是如何分布的等参数，可以合理设置水平井的井筒位置(也可以称为井眼轨迹)、水平段长度等，还可以合理设置水平井之间的井距。水平井的具体设置可以结合实际工程应用确定，本申请实施例不作具体的限定。
S2、采用分段分簇射孔技术对所述水平井中的套管进行射孔。
具体地，在对储层进行体积改造时，可以对储层进行分段压裂，分段分簇射孔可以指对每一段储层的压裂中，采用分簇射孔技术对水平井中的套管进行射孔。图2是本申请一个实施例中分段分簇射孔的示意图，如图2所示，本申请实施例采用的分段分簇射孔可以将储层分段，在一段储层(可以称为一段储层压裂段)中，大约100～150m，选择3～5个小段(每一小段可以称为一簇)，每簇就是一条缝。簇间距可以为20～30m，每个小段可以在0.45m～0.77m之间，或者1米一段。可以将射孔孔眼按照每米13孔～16孔的孔密进行射孔。对每一储层压裂段进行分簇射孔，每簇的射孔孔眼数可以由每段内的簇数确定，在甜点区可以进行非均匀布段(簇)，各簇处的最小水平应力基本相当，以保证每簇均匀进液以确保能够更好的实现对射孔层段的裂缝开启，并均匀进液。
同时，在分簇射孔时，可以利用总的孔眼数来实现对每簇孔眼节流阻力的控制，限制总孔数可以实现各簇有效开启。通常当施工排量能够在10m3/min以上时，总孔数可以限制在42个孔之内，孔眼节流阻力在2MPa左右，一般就能确保每簇开启。对水平井而言，在储层岩性与力学性质基本相当的小层中，应力差异一般不会超过2MPa，如果应力差异较大，可以考虑进一步优化减少射孔的孔数来时实现分簇限流。分段分簇射孔可以采用一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆的方式对水平井进行射孔，排量通常为10～16m3/min，单孔流量0.27m3/min，主要包括桥塞以及射孔枪定位技术、桥塞与射孔枪分离技术、分级引爆技术，每段的射孔孔眼数可以以施工中孔眼摩阻最小为选择标准。
图3是本申请一个实施例中水平井段内分簇射孔孔眼优化示意图，如图3所示，图中横坐标可以表示孔眼数，纵坐标可以表示孔眼摩阻，使用的是单对数坐标。在实际应用时，可以通过施工排量优化分簇射孔的簇数和孔数，以确保各簇在开启后有足够的流量给各个簇或缝提供足够的净压力使得裂缝不断延伸。采用分段分簇射孔可以使得水平井筒、压裂的每条裂缝以及次生裂缝等对储层基质形成包络状态，使得原来由井间距计算得到“井控储量”模式变为“缝控储量”模式，而缝控降低了压裂人工裂缝长度的要求，现场施工更易实现设计目标，大大提升了形成复杂缝网的能力。
S3、若所述待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数大于预设指数、具有天然裂缝发育、最大最小水平主应力差小于预设应力值，则对射孔后的水平井采用大于预设规模的压裂模式进行体积压裂改造。
具体地，可以根据待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数、天然裂缝发育情况以及最大最小应力差判断待开采油藏所在地区的储层岩石是否易“打碎”的储层。“打碎”储层是体积改造中技术对压裂需要形成的裂缝形态的一种形象表述，水平井分段压裂中，裂缝平面和纵向上呈复杂网状扩展形态，不是单一对称裂缝，可以将这种形成的复杂网络裂缝的形成表述为“打碎”储层。本申请实施例中，若待开采油藏所在地区的储层岩石属于易“打碎”储层，则可以采用大于预设规模的压裂模式，还可以配合低粘滑溜水，对储层进行体积改造，实现对储层的“打碎”。大于预设规模的压裂模式，可以称为大规模的体积压裂，可以认为这种压裂模式的作业规模、排量、设备、资金等都比较大，具体的压裂规模可以根据需要进行设置，本申请不作具体限定。
对于待开采油藏所在地区的储层岩石是否易“打碎”的储层，可以通过判断待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数是否大于预设指数、是否具有天然裂缝发育、最大最小应力差是否小于预设压力值，若三个条件都满足，则可以认为待开采油藏所在地区的储层岩石属于易“打碎”的储层。对于脆性与应力差的问题，还可以通过一些技术方法来加以改善，促进对储层的“打碎”，具体的改善方法本申请不作具体限定。
通过对待开采油藏所在地区的储层进行“打碎”储层的体积压裂改造，可以增加基质与裂缝的接触面积，减小基质中的流体向裂缝的流动距离，减小驱动基质中的流体流到裂缝的压差，大幅度提高了油气开采的单井产量，提高了采收率，储量动用实现了最大化。
当待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数小于等于所述预设指数、天然裂缝不发育、最大最小应力差大于等于所述预设压力值三个条件中满足任意一项或两项或全部满足，可以认为待开采油藏所在地区的储层岩石不属于易“打碎”的储层。本申请一个实施例可以对不易“打碎”的储层采用细分切割、小规模(即小于预设规模)的压裂模式、还可以配合“滑溜水+瓜胶”的复合压裂技术对储层进行体积压裂改造。使人工裂缝可以以较高导流的主裂缝出现，并可以采用缝内转向技术等来产生多分枝缝。细分切割体积压裂，可以指分段的、体积压裂较小的压裂模式，小规模的压力模式可以指作业规模、设备、排量等都比较小的体积压裂模式。利用人工裂缝对基质的密切割，使得基质中的流体向裂缝的渗流距离最小化，降低了使基质中的流体有效渗流所需的驱动压差，提高缝控基质单元内的储量动用率，提高开发效果。
对不同性质的储层岩层，采用不同规模的体积压裂模式，可以使得储层形成复杂的裂缝网络，实现基质中的流体向裂缝的最短距离渗流，形成的网络裂缝实现对基质中所储藏油气的全控全可采，将“井控储量”模式转化为“缝控储量”模式。“井控储量”模式可以指通过单井的产量控制可采储量的开发模式，“缝控储量”模式可以指通过小井距、密切割体积改造产生的裂缝对基质的控制获得的产量以及将控制储量变成“全”可采储量的开发模式。本申请实施例中的人工缝控储量中的裂缝是通过外力制造出的，并非自然状态下的裂缝。图4是本申请实施例中井控储量和缝控储量的开发模式对比示意图，如图4所示，图中左边可以表示井控储量，右边可以表示缝控储量。采用本申请实施例的“缝控储量”模式，可以使储层产生复杂的裂缝网络，图中R可以表示一口井控制储量的半径，Rfi、Rfj可以表示裂缝控制的距离，而且每一条裂缝所包络的储层基质中的任意位置都存在一个到裂缝的距离。可以看出“缝控储量”模式中的基质中的流体向裂缝的渗流的最小距离远远小于“井控储量”模式中的基质中的流体向裂缝的渗流的最小距离。因此，采用本申请实施例的方法，可以减小基质中的流体向裂缝的流动距离，提高油气开采的单井产量，提高了采收率，储量动用实现了最大化。
S4、利用体积压裂改造后的水平井进行油气的开采。
在合理的设置水平井的位置、结构后，通过水平井对储层采用分段分簇射孔、低粘滑溜水、大规模的体积压裂改造，“打碎”储层后，利用体积压裂改造后的水平井进行油气的开采。
本申请提供的人工缝控储量提高采收率的油气开采方法，通过合理设置水平井的位置、结构，利用水平井，对储层采用分段分簇射孔、低粘滑溜水、大规模的体积压裂改造，“打碎”储层。将“井控储量”模式转化为“缝控储量”模式，增加了基质与裂缝的接触面积，减小了基质中的流体向裂缝的流动距离，减小了驱动基质中的流体流到裂缝的压差，实现了大幅度提高油气开采的单井产量，提高了采收率，储量动用实现了最大化。可以解决致密油气、页岩气等非常规油气资源经济有效动用的难题，可以改善开发效果，提高了非常规油气藏单井产量和最终的采收率。
在上述实施例的基础上，本申请实施例在进行水平井的设置，可以根据地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质预测的甜点分布设置水平井的井筒位置及井眼轨迹。具体可以采用如下方法设置水平井：
可以沿最小主应力方向布置水平井的井眼轨迹，水平井的水平段设置在有效砂体的横向展布范围内，使得进行水力压裂的时候形成的人工裂缝能够垂直于井筒，也就是统称的形成横截裂缝，使得能够获得最大储层改造体积的最佳轨迹设计方式。有效砂体的横向展布范围可以根据砂体展布特征获取，还可以以一趟钻可以打完的所有进尺的整数倍确定水平井水平段的长度，减少起下钻头时间以缩短钻井周期，降低单位长度钻井成本，提高水平井开发单位长度的产气能力与效益。
在本申请一个实施例中，若所述待开采油藏所在地区的地层构造走向的角度与预设角度之间的差值小于第一角度偏差，第一角度偏差可以是30°，则可以将水平井的井眼轨迹设置为与最小应力方向呈第一预设角度。即若待开采油藏所在地区的地层构造走向的角度与预设角度基本一致(或者偏差在30°之内)，则将水平井的井眼轨迹设置为与最小主应力方向呈第一预设角度。
若待开采油藏所在地区的地层构造走向的角度与预设角度之间的差值大于第二角度偏差，第二角度偏差可以大于第一角度偏差，如：第二角度偏差可以取60°。此时，可以考虑在预设范围内将水平井的井眼轨迹设置为与最小主应力方向的第一预设角度进行调整，其目的是缩小井眼轨迹与构造走向之间的夹角，预设范围可以表示：在第一预设角度的正负30°之内。即储层地质构造比较陡的情况下，可以适当调整水平井井眼轨迹与最小水平主应力之间的夹角(一般可以限制在30°之内)。避免水平井的井眼轨迹沿最小水平主应力布井时，水平段的A点与B点的高差会达到300m～400m的高差，使得后续作业难度加大。调整水平井的井眼轨迹设置为与最小主应力方向呈第一预设角度，可以兼顾构造走向与形成最佳人工裂缝的关系。这样不仅能够获得较好的储层改造体积，还能够大幅度降低作业的难度(如降低钻井下钻、钻井提速、压裂桥塞泵送等方面的难度)。
这样设计水平井井眼轨，可以确保压裂获得的横截裂缝获得最大的改造体积；考虑与构造走向的关系适当调整井眼轨迹，可以降低水平井段入靶点A、趾端B点的高差，这样可以大幅降低后续压裂作业的难度，提高效率，降低成本；但却不会对改造效果造成大的负面影响。
在本申请一个实施例中，若待开采油藏所在地区的砂体展布的长度方向与最小水平主应力之间有预设夹角，即砂体展布的长度方向与最小水平主应力之间有一定的夹角，可以适当增大井眼轨迹与最小水平井主应力的之间的夹角，使得水平井的井眼轨迹设置为与最小主应力方向呈第二预设角度，第二预设角度可以设置在偏离角度范围内，例如：正负30°之内。使得水平井眼在砂体的中间穿行，以保证有足够的砂体宽度来确保人工裂缝的延展，不拘泥于井眼轨迹完全按照最小水平井主应力方向设计。
强调砂体展布方向与井眼轨迹方向要尽量一致，这样可以在增大水平井长度的前提下，确保水平井段在砂体中穿行，二是使得压裂形成的横截裂缝有更大的波及体积，提高改造效果。三是，强调砂体展布的方向与最小水平主应力的方向是否一致是水平井井眼轨迹设计最重要的因素，如果这两者之间有夹角，就要调整井眼轨迹与最小水平井主应力之间的夹角，来确保前面2条的实现。提出的角度限制是要在进行轨迹调整时也能尽量确保改造形成的波及体积最大化。
水平井的井眼轨迹与最小主应力方向之间的角度，即第一预设角度和第二预设角度可以根据实际施工需要进行设置，本申请不作具体限定。
在进行水平井的布置时，可以兼顾构造地层构造走向，沿最小主应力方向布置井眼轨迹，为获得最大改造体积提供有利井筒方位。采用PDC(Polycrystalline DiamondCompact bit，聚晶金刚石复合片)钻头与高效率螺杆钻具，“一趟钻”钻井设计、优质水基泥浆体系等减少井筒复杂，提高钻井速度，降低钻井成本。还可以采用地质工程“一体化”“甜点”预测、水平井地质导向和三维绕障钻井技术，提高储层钻遇率，实现优质储层“零”丢失。
此外，在具体应用时，还可以结合储层砂体展布特征和井场设计，增加长平井段长度，水平井的水平段的长度可以为1500～3000m，以增加水平井筒与油气藏的接触面积，提高水平段长度的产气能力，降低单位长度钻井成本，减少单位面积上所需平台数量、地面工程及中游基础建设费用。
在砂体展布满足工程需要的前提下，改变过去由地质工程师或油藏工程师确定水平段长度的传统模式，可以以最优性价比为基础，由钻井技术能力来确定即：三维绕障技术、机械钻速、钻井泥浆性能等来决定水平井的水平段的长度。其次水平段的长度还可以由钻头能力决定：水平段单钻头的最大进尺，以及目前钻井技术用几只钻头来钻水平段性价比最优，操控能力能够方便实现。可以按照“一趟钻”的要求来设计水平段长度，如果风险可控，一般可以按照用2只钻头能够安全钻完的水平段长作为设计的水平段长度。
此外，还可以采用大平台水平井作业模式，每个平台通常布井6～8口，也可以根据钻井技术能力、井距大小增加平台布井数。平台开发模式具有大幅度减少占地面积、地面设施重复投资少、管理集中及作业效率高的特点，可以有效降低钻井和压裂成本，提高油气田开发建产速度。通过平台钻井方式，可以实现减少井场与地面工程费用，同时采用批量钻井的方式作业，用小钻机打表层，对水平井段用大钻机专打，可以提高作业效率，提高机械钻速。同时在砂体展布满足工程需要，钻井技术也得到相应提升的前提下，可以采用超长水平井井设计，这样就提高了水平段对储量的控制程度，可以大幅度提高单井产量和采收率，降低了单位长度的钻井成本。
本申请一个实施例在布置水平井时，还可以采用小井距方式布置水平井，即水平井之间的井距在预设范围内，预设范围可以是70m～200m，具体可以根据不同的油藏进行设置，本申请实施例不作具体限定。现有技术中，页岩气油藏的水平井的井间距一般是400～500m，致密油水平井的井间距一般是300～800m。图5是本申请一个实施例中水平井缩小井间距的布井示意图，如图5所示，本申请实施例中在布置水平井时，可以将现有技术中水平井之间的井距300米缩小为150米甚至小于100米，当然根据需要，还可以进一步的缩小。
减小水平井之间的井距，可以减小井间难动用区域面积，提高波及效率，提高储量动用率。同时减少单段压裂的液体规模，确保在设计排量下能使压裂裂缝的有效延伸长度够达到设计井间距的75％～85％，并使压裂液能够将支撑剂携带到设计缝长的最远端，提高有效支撑效果，进而提高井组改造下的裂缝波及体积与改造效果。
通过缩小井距，使得利用工程技术手段实现缝控储量更为容易，使得优化的裂缝长度更易实现。本申请实施例的方法打破了传统开发思路，改变了缩小井距就是减少井控储量，就是减少可采储量的传统理念。实际上缩小井距尽管减少了井控储量，但由于体积改造形成复杂缝网，使得储量控制模式发生改变，因此提高了可采储量，使得采收率得到大幅度提高。结合分段分簇射孔的体积压裂技术，缩小簇间距，解决了储层打碎与难以打碎之间的矛盾，缩小井间距和簇间距都可以归结到使得基质中的流体先裂缝实现“最短距离”渗流，提高了油气开采的采收率。
在上述实施例的基础上，本申请一个实施例中在进行分段分簇射孔时，可以将相邻的水平井的射孔位置进行交错布置，以使得相邻水平井的裂缝相交错。进一步增加了压裂裂缝穿透比，利用两条缝间区域的诱导应力，激活原有天然裂缝，在主缝上产生次生裂缝，增加地层内裂缝的复杂程度，从而扩大裂缝控制面积，为实现全可采提供条件。
图6(a)是本申请实施例中水平井交错裂缝的结构示意图，图6(b)是本申请实施例中对称裂缝的结构示意图，如图6(a)和图6(b)所示，图中σx可以表示最小水平主应力方向，交错布缝可以利用两条缝间区域的诱导应力场，增加地层内裂缝的复杂程度，从而增大储层改造体积。采用交错布缝方式可以增加裂缝与井距之比至约75％-85％，扩大了裂缝控制面积，且避免了对称布缝时两井连通的风险，以及为了避免两井连通缩小压裂规模，使两井间的有效储层波及面积变小，或者说增大了储层改造为波及面积。进一步增大了储层改造体积和泄流面积，实现“全”可采，且在工艺上易于实现。采用交错布缝的方式，改变了传统对称布缝模式压裂采用缩短裂缝长度来避免两井连通，却降低了压裂裂缝对两井间储层波及面积的弊端。
本申请提供的人工缝控储量提高采收率的油气开采方法，通过缩小缝间距、缩小井间距、大排量大规模低粘滑溜水体积压裂为技术手段实现对储层的“打碎”，使得基质与裂缝的接触面积最大，使得基质中的流体向裂缝的流动距离最短，驱动基质中的流体流到裂缝的压差最小。大幅度提高了单井产量，提高采收率，储量动用最大化，实现基质中的流体向裂缝的最短距离渗流，改变了传统“井控储量”模式，将其发展成了“缝控储量”模式。通过缝控的方式，可以实现对储量的“全可采”，可以大幅度提高采收率。并且，本申请的人工缝控储量提高采收率的油气开采方法也适用于致密油藏等非常规油气资源的开采，适用范围更广。
本申请实施例中给出了如何实现最佳缝控的优化设计方法，可以总结为以下内容：一是通过优化井网，确定合理的井距、水平井长度、井眼轨迹，实现对砂体范围的最优控制，二是通过优化裂缝，明确裂缝扩展规律，确定储层所需缝长、缝距、缝高及导流等，实现对地质可采储量的最优控制，使得储量动用率最大化；三是优化能量补充方式，如注水、渗析置换、蓄能压裂等来实现最大程度控制单井产量递减，大幅提高采出程度。归结起来可以简称为“三优化、三控制”的技术手段。
下面结合具体示例介绍本申请的实施方案：
1)兼顾构造走向，沿最小主应力方向布置井眼轨迹，为获得最大改造体积提供有利井筒方位；采用PDC钻头与高效率螺杆钻具，“一趟钻”钻井设计、优质水基泥浆体系等减少井筒复杂，提高钻井速度，降低钻井成本；采用地质工程“一体化”“甜点”预测、水平井地质导向和三维绕障钻井技术，提高储层钻遇率，实现优质储层“零”丢失；结合储层砂体展布特征和井场设计，增加长平井段长度至1500-3000m，增加水平井筒与油气藏的接触面积，提高水平段长度的产气能力，降低单位长度钻井成本，减少单位面积上所需平台数量、地面工程及中游基础建设费用。
2)采用大平台水平井作业模式，每个平台通常布井6～8口，也可以根据钻井技术能力、井距大小增加平台布井数。平台开发模式具有大幅度减少占地面积、地面设施重复投资少、管理集中及作业效率高的特点，可以有效降低钻井和压裂成本，提高油气田开发建产速度。
3)采用密井距布井方式，缩小井间距。将国内目前页岩气水平井井间距400～500m,致密油水平井井间距300～800m，缩小到80～200m，减小井间难动用区域面积，提高波及效率，提高储量动用率；同时减少单段压裂的液体规模，确保在设计排量下能使压裂裂缝的有效延伸长度够达到设计井间距的75％～85％，并使压裂液能够将支撑剂携带到设计缝长的最远端，提高有效支撑效果，进而提高井组改造下的裂缝波及体积及改造效果。可以参照图5的水平井缩小井间距的布井示意图；
4)采用分簇限流射孔技术，缩小段(簇)间距。每段内一般分2～8簇压裂，每簇就是一条缝.簇间距6～20m，段长40～60m，其具体做法为，在较长产层段采用间隔(6～20m)一定距离射开一小段(0.5～0.8m)的模式进行射孔，每簇的射孔孔眼数由每段内的簇数确定，总的孔数根据分簇限流原理一般控制在42个孔之内，利用有限孔数产生的摩阻来实现对各条裂缝的开启，确保水平井中每簇的有效开启和延伸，从而大幅度提高剖面动用率和改造效果。结合地质工程“一体化”的“甜点”预测结果，在甜点区进行布段(簇)，且段内的水平最小应力差在2MPa以内，各簇处的最小水平应力基本相当，采用非均匀布段(簇)，保证每簇均匀进液，提高“甜点”改造效率。可以参照图3的优选分簇限流射孔总孔数的示意图。现场实施中分簇数超过3簇，需要考虑提高施工排量，提升每簇裂缝中的液体分流量和缝内净压力，确保裂缝宽度能够满足加砂要求。同时使用小于140目的石英砂作为支撑剂，确保在更窄裂缝中的有效运移。
5)采用交错布缝方式，利用两条缝间区域的诱导应力场，增加地层内裂缝的复杂程度，从而增大储层改造体积；增加裂缝与井距之比至75％～85％，扩大了裂缝控制面积，且避免了对称布缝时两井连通的风险，以及为了避免两井连通缩小压裂规模，使两井间的有效储层波及面积变小，或者说增大了储层改造为波及面积。进一步增大储层改造体积和泄流面积，实现“全”可采，且在工艺上易于实现。可以参考图6(a)-(b)的水平井交错布缝与对称布缝对比示意图。
6)对于硬度大(≥40)、脆度高(≥50％)、天然裂缝发育、水平两向应力差较小(＜15MPa)等易打碎的致密储层进行大规模滑溜水体积改造，对脆度不高、天然裂缝不发育、水平两向应力差较大等不易打碎的致密储层，采用细分切割的体积压裂技术，如果同时采用缩小井距的方式，每段压裂的规模可以适度降低；配套分段多簇射孔技术、快速可钻式桥塞工具、不同粒径支撑剂组合、段塞式注入、全程低粘滑溜水、大液量高排量等工艺参数设计，提高裂缝复杂程度，形成缝控基质单元，从而增大泄油面积和储层改造体积，使单位面积上可动用储量大幅度增加，提高储层动用程度。
本申请提供的人工缝控储量提高采收率的油气开采方法可适用于致密油气、页岩气等非常规油气资源降低储层动用下限，提高储量动用率，提高单井累积产量和最终采收率。
此外，本申请实施例还可以对在构建的“缝控储量”模式下的体积改造效果进行评估，具体可以采用如下公式确定缝控可采储量动用系数：
定义缝控体积改造完善系数为M，给出了评估“缝控储量”模式改造储层效果的公式。具体可以参考公式(1)，当M越趋近于1，改造效果越好，缝控储量效果就越好。
式中：M可以表示体积改造完善系数(也可以称为储量动用程度)，无量纲，取值范围可以是0～1；G可以表示t生产时间的缝控可采储量，单位可以是m3；Nf表示t生产时间的缝控可采储量，单位可以是m3；Nt表示原始地质储量，单位可以是m3；Sw可以表示井间距，单位可以是m；Swc可以表示束缚水饱和度，无量纲；Lw为水平井长度，单位可以是m；h为油藏有效厚度，m；Nm为基质块体数量；φm可以表示基质孔隙度，无量纲，取值范围可以是0～1；km可以表示基质渗透率，单位可以是mD；p0为油藏初始压力，单位可以是MPa；pwf可以表示井底流压，单位可以是MPa；μ可以表示原油粘度，单位可以是mPa·s；Di可以表示i基质块体的半宽度，单位可以是m；Lfi可以表示i基质块体的半长度，单位可以是m；ct可以表示综合压缩系数，单位可以是MPa-1；t可以表示生产时间，单位可以是d；B可以表示体积系数，无因次。
对于气藏，公式中压力p0和pwf替换为拟压力即可。假设10年内采出的油气量为缝控储量，根据公式(1)可知，体积改造形成的块体数量越多(Nm越大)、块体的几何尺寸越小(Di)，累积可采储量越高，即缝控储量越高。
可以是使用上述人工缝控储量模式下体积改造效果的确定方法对上述实施例中人工缝控储量模式下体积改造进行油气开采的效果进行评价，以便调整人工缝控储量模式下体积改造的方案。
需要说明的是，上述实施例中的公式仅仅是一种实施例，可以根据实际需要对公式进行调整、修改、变换等，本申请实施例不作具体限定。
虽然本说明书一个或多个实施例提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或终端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。第一，第二等词语用来表示名称，而并不表示任何特定的顺序。
本发明是参照根据本发明实施例的方法的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储、石墨烯存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，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。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
以上所述仅为本说明书一个或多个实施例的实施例而已，并不用于限制本本说明书一个或多个实施例。对于本领域技术人员来说，本说明书一个或多个实施例可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在权利要求范围之内。
Claims (8)
1.一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法，其特征在于，包括
根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质预测的甜点分布设置水平井；
采用分段分簇射孔技术对所述水平井中的套管进行射孔；
若所述待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数大于预设指数、具有天然裂缝发育、最大最小水平主应力差小于预设应力值，则对射孔后的水平井采用大于预设规模的压裂模式进行体积改造；
利用体积改造后的水平井进行油气的开采。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
若所述待开采油藏所在地区的储层岩石的脆性指数小于等于所述预设指数或天然裂缝不发育或最大最小水平主应力差大于等于所述预设应力值，对射孔后的水平井采用细分切割、每段采用小于所述预设规模的压裂模式进行体积改造。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质工程一体化甜点预测设置水平井，包括：
沿最小主应力方向布置所述水平井的井眼轨迹，所述水平井的水平段设置在有效砂体的平面展布范围内。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质工程一体化甜点预测设置水平井，包括：
若所述待开采油藏所在地区的地层构造走向的角度与预设角度之间的差值小于第一角度偏差，则将所述水平井的井眼轨迹设置为与最小主应力方向呈第一预设角度；
若所述地层构造走向的角度与所述预设角度之间的差值大于第二角度偏差，则在预设范围内调整所述第一预设角度，所述第二角度偏差大于所述第一角度偏差。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据待开采油藏所在地区的地层构造走向、砂体展布特征、地应力场分布、地质工程一体化甜点预测设置水平井，包括：
若所述待开采油藏所在地区的砂体展布的长度方向与最小水平主应力之间有预设夹角，则将所述水平井的井眼轨迹设置为与最小主应力方向呈第二预设角度，所述第二预设角度设置在偏离角度范围内。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
将所述水平井之间的井距确定在预设范围内。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述采用分段分簇射孔技术对所述水平井进行射孔，还包括：
将相邻的水平井的射孔位置进行交错布置，以使得相邻水平井的裂缝相交错。
8.一种人工缝控储量模式下体积改造效果的确定方法，其特征在于，包括：
确定缝控可采储量动用系数，所述缝控可采储量动用系数包括：
若缝控可采储量动用系数越趋近于1，则确定所述人工缝控储量模式下体积改造效果越好；
上式中：M表示所述缝控可采储量动用系数，范围在0～1；Nf表示t生产时间的缝控可采储量；Nt表示原始地质储量；Sw表示井间距；Swc表示束缚水饱和度；Lw表示水平井长度；h表示油藏有效厚度；Nm表示基质块体数量；φm表示基质孔隙度，范围在0～1；km表示基质渗透率；p0表示油藏初始压力；pwf表示井底流压；μ表示原油粘度；Di表示i基质块体的半宽度；Lfi表示i基质块体的半长度；ct表示综合压缩系数；t表示生产时间；B表示体积系数。
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