CN110671089A - 一种压裂充填工艺参数优化设计方法 - Google Patents
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Abstract
一种压裂充填工艺参数优化设计方法，包括：根据帕金斯岩石力学公式计算裂缝宽度和给定支撑剂体积下的裂缝长度，将帕金斯岩石力学公式引入支撑剂指数优化设计方法计算公式中，推导得到支撑剂体积、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式，并计算给定支撑剂体积下的无因次采液指数；利用得到的长度数据和无因次采液指数数据，绘制给定支撑剂体积与裂缝长度或无因次采液指数之间的对应关系图，然后综合现场施工情况，利用得到的对应关系图确定优化的支撑剂体积以及裂缝长度。该方法的优化结果与现场的实际情况符合良好，而且产能预测准确率高。
Description
技术领域
本申请涉及压裂充填技术领域，尤指一种压裂充填工艺参数优化设计方法。
背景技术
压裂充填技术是针对中高渗透油藏开发中因地层出砂导致油井减产或停产而研究的一种新型措施，具有增产与防砂的双重效果，在国内外海上油田得到了广泛应用。压裂充填技术的实质是采用端部脱砂技术使携砂液在裂缝端部脱砂，然后膨胀与充填裂缝，形成短而宽的高导流能力渗流通道。
目前国内的压裂充填工艺参数设计多采用经验法，针对性与指导性有限，导致目前国内的压裂充填施工参数保守且单一，部分压裂充填井的增产防砂效果不理想。而国外油田多采用支撑剂指数优化设计方法(国外称为Unified Fracture Design，可参见期刊Society of Petroleum Engineers的SPE 86483的报道)对压裂充填工艺参数进行优化设计，但支撑剂指数优化设计方法仅从油藏产能最大化角度进行参数优化，未能考虑现场实际情况，造成优化设计结果与现场实际情况脱节，导致优化结果在现场无法实现。
因此，存在对压裂充填工艺参数优化设计方法的开发需求。
发明内容
现有的支撑剂指数优化设计方法以获得最优无因次裂缝导流能力为目标，即无因次裂缝导流能力达到1.6，可获得给定支撑剂体积VP下的最优的裂缝宽度和长度，以及压裂充填后无因次采液指数，然后通过建立的支撑剂体积VP与压裂充填后无因次采液指数之间的对应关系图，综合考虑经济有效、储层需求、作业能力等因素，确定最优的支撑剂体积以及对应的裂缝参数。
现有的支撑剂指数优化设计方法的推导过程如下：
根据达西公式，采液指数的计算公式为：
无因次采液指数的计算公式为：
支撑剂指数定义为裂缝支撑体积与单井控制油藏体积的比值，物理意义为裂缝渗流能力的改善及其影响范围在整个油藏中所占的比例，计算公式为：
其中，VP＝2xfwh
压裂充填施工工艺中的支撑剂指数Nprop一般远小于0.1，故压裂充填后无因次采液指数的计算公式为：
u＝lnCfd
根据无因次裂缝导流能力以及裂缝体积反推裂缝的长度和宽度计算公式分别为：
目前在采用支撑剂指数优化设计方法优化压裂充填工艺参数时，以使公式(4)中的无因次裂缝导流能力Cfd达到1.6为目标，通过公式(4)计算出压裂充填后无因次采液指数进而得到压裂充填后的产能，并且通过公式(5)和(6)计算出给定支撑剂体积VP下的最优的裂缝宽度和长度。
然而，本申请的发明人在现场应用中发现，受施工设备能力、储层岩石力学参数以及施工安全等因素影响，压裂充填施工中净压力值不足以获得现有的支撑剂指数优化设计方法所需的裂宽度，导致现有的支撑剂指数优化设计方法与现场施工的实际情况脱节，达不到最优的参数优化设计目的。
以海上某油田AA井为例，其储层物性参数与压裂液参数如下：油藏厚度15米，地层渗透率为400mD，泄油半径为300米，储层泊松比为0.28，杨氏模量为6000MPa，初步设定支撑剂体积为12m3。根据现有的支撑剂指数优化设计方法，当最优无因次裂缝导流能力为1.6时，优化得到的裂长度为7米，宽度为0.06米。
利用帕金斯岩石力学公式式(7)，根据上述储层物性参数与压裂液参数数据计算出为获得此宽度的裂缝需要的净压力为13MPa。
然而，渤海与西非地区的大量压裂充填现场数据表明，施工中净压力一般为3MPa，最高不超过6Mpa。较高的净压力意味着需要极高的施工排量与施工水马力，施工设备能力难以满足，同时过高的净压力也意味着提前脱砂机率大幅提升，出现工程事故的几率大幅提高。因此，现有的支撑剂指数优化设计方法与现场施工的实际情况脱节，无法对现场施工提供良好的指导。
为了解决上述问题，本申请提供了一种压裂充填工艺参数优化设计方法，该方法可在现场工艺能力范围内进行裂缝参数优化，优化结果与现场的实际情况符合良好，对现场具有良好的指导效果，而且产能预测准确率高。
具体地，本申请提供了一种压裂充填工艺参数优化设计方法，包括如下步骤：
(1)根据帕金斯岩石力学公式(7)计算裂缝的宽度；
其中，w——裂缝的宽度，单位为m；
v——泊松比；
P净——施工净压力，单位为MPa；
h——油层厚度，单位为m；
E——杨氏模量，单位为MPa；
(2)将支撑剂体积公式VP＝2xfwh代入帕金斯岩石力学公式(7)中，得到裂缝的长度计算公式(8)，根据公式(8)计算给定支撑剂体积下的裂缝的长度；
其中，Xf——裂缝的长度，单位为m；
VP——支撑剂体积，单位为m3；
(3)将帕金斯岩石力学公式(7)引入支撑剂指数优化设计方法计算公式(4)中，推导得到支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式；
u＝lnCfd
其中，JDF——压裂充填后无因次采液指数；
Cfd——无因次裂缝导流能力；
Nprop——支撑剂指数；
(4)利用得到的支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式，计算给定支撑剂体积下的无因次采液指数；
(5)利用步骤(2)得到的给定支撑剂体积下的裂缝的长度数据和步骤(4)得到的给定支撑剂体积下的无因次采液指数数据，绘制给定支撑剂体积与裂缝的长度或无因次采液指数之间的对应关系图；
(6)根据步骤(5)得到的对应关系图综合现场施工情况，确定优化的支撑剂体积以及裂缝的长度。
在本申请的实施例中，步骤(3)可以包括：
1)将帕金斯岩石力学公式(7)和步骤(2)得到的公式(8)代入无因次裂缝导流能力公式
中，得到公式(9)：
其中，Kf——裂缝渗透率，单位为mD；
K——储层渗透率，单位为mD；
2)将支撑剂指数公式(3)和公式(9)代入公式
中，得到公式(10)：
其中，Vr——储层泄流面积，单位为m3；
Xe——储层边长，单位为m；
3)将公式(9)和(10)代入支撑剂指数优化设计方法计算公式(4)中，得到支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式(11)；
在本申请的实施例中，步骤(6)可以包括：找到步骤(5)得到的给定支撑剂体积与无因次采液指数之间的对应关系图上的拐点，将拐点对应的支撑剂体积以及裂缝的长度最为优化的支撑剂体积以及裂缝的长度；或者，
根据现场施工情况确定优化的支撑剂体积或裂缝的长度中的一个参数，然后根据确定出的该一个参数确定另一个参数。
本申请的压裂充填工艺参数优化方法是对现有的支撑剂指数优化设计方法的改进，通过引入帕金斯岩石力学公式(7)，改进了裂缝的宽度、裂缝的长度和无因次采液指数的计算方法，同样可以得到给定支撑剂体积与裂缝的长度或无因次采液指数之间的对应关系图，然后根据该对应关系图综合现场施工情况(包括经济有效、储层需求、作业能力等因素)确定优化的支撑剂体积以及裂缝的长度。帕金斯岩石力学公式(7)的引入使得本申请的压裂充填工艺参数优化方法考虑了现场工程因素(例如，施工净压力)的影响，因此得到的优化结果与现场的实际情况符合良好，对现场具有良好的指导效果，而且产能预测准确率高。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所描述的方案来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。
图1为通过现有的支撑剂指数优化设计方法得到的给定支撑剂体积与无因次采液指数、裂缝的宽度和长度之间的对应关系图；
图2为通过本申请实施例的压裂充填工艺参数优化设计方法得到的给定支撑剂体积与无因次采液指数和裂缝的长度之间的对应关系图；
图3为A3井的压裂充填施工曲线图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
本申请实施例提供了一种压裂充填工艺参数优化设计方法，包括如下步骤：
(1)根据帕金斯岩石力学公式(7)计算裂缝的宽度；
其中，w——裂缝的宽度，单位为m；
v——泊松比；
P净——施工净压力，单位为MPa；
h——油层厚度，单位为m；
E——杨氏模量，单位为MPa；
(2)将支撑剂体积公式VP＝2xfwh代入帕金斯岩石力学公式(7)中，得到裂缝的长度计算公式(8)，根据公式(8)计算给定支撑剂体积下的裂缝的长度；
其中，Xf——裂缝的长度，单位为m；
VP——支撑剂体积，单位为m3；
(3)将帕金斯岩石力学公式(7)引入支撑剂指数优化设计方法计算公式(4)中，推导得到支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式；
u＝ln Cfd
其中，JDF——压裂充填后无因次采液指数；
Cfd——无因次裂缝导流能力；
Nprop——支撑剂指数；
(4)利用得到的支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式，计算给定支撑剂体积下的无因次采液指数；
(5)利用步骤(2)得到的给定支撑剂体积下的裂缝的长度数据和步骤(4)得到的给定支撑剂体积下的无因次采液指数数据，绘制给定支撑剂体积与裂缝的长度或无因次采液指数之间的对应关系图；
(6)根据步骤(5)得到的对应关系图综合现场施工情况，确定优化的支撑剂体积以及裂缝的长度。
在本申请的实施例中，步骤(3)可以包括：
1)将帕金斯岩石力学公式(7)和步骤(2)得到的公式(8)代入无因次裂缝导流能力公式
中，得到公式(9)：
其中，Kf——裂缝渗透率，单位为mD；
K——储层渗透率，单位为mD；
2)将支撑剂指数公式(3)和公式(9)代入公式
中，得到公式(10)：
其中，Vr——储层泄流面积，单位为m3；
Xe——储层边长，单位为m；
3)将公式(9)和(10)代入支撑剂指数优化设计方法计算公式(4)中，得到支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式(11)；
在本申请的实施例中，步骤(6)可以包括：找到步骤(5)得到的给定支撑剂体积与无因次采液指数之间的对应关系图上的拐点，将拐点对应的支撑剂体积以及裂缝的长度最为优化的支撑剂体积以及裂缝的长度；或者，
根据现场施工情况确定优化的支撑剂体积或裂缝的长度中的一个参数，然后根据确定出的该一个参数确定另一个参数。
应用实施例
南海东部某油田属于典型的疏松砂岩稠油油藏，油层埋深-1101.7～-1407.1m，平均测井解释渗透率130.3～1243.1mD，测井解释泥质含量范围为14％-28.2％，地层原油粘度为111.18～277.77mPa.s，压力系数为1.0088～1.0148之间，属于正常压力系统，采用300米×300米的正方形井网生产。
区块内A3井油层厚度为15m，地层渗透率为400×10-3mD，井筒直径为0.1778米，初期采用简易防砂方式完井，产能稳定在65方/天。生产中关井避台后，起泵后无产能，进行酸化解堵效果不理想。进行关井测试，试井解释表皮系数为2，污染半径为18米。对本井进行大修作业，发现油层段三根筛管虑砂网表面均已被原油及泥砂堵塞，严重影响本井产能。故决定对本井进行压裂充填改造，以达到改善防砂效果，提高产能的目的。
根据表皮系数、井径、泄油面积计算，本井的无因次采液指数为0.11，储层泊松比为0.28，杨氏模量为6000MPa，裂缝渗透率为70μm2，采用现有的支撑剂指数优化设计方法进行方案优化，得到的给定支撑剂体积与无因次采液指数、裂缝的宽度和长度之间的对应关系图如图1所示。
从图1可以看出，当支撑剂的体积在5-25m3时，优化得到的裂缝的宽度范围为0.04-0.09m，裂缝的长度范围为4.2-9.5米，获得的压裂充填后无因次采液指数范围为0.2-0.24，增产倍比为1.8-2.36。
考虑到压裂充填裂缝需穿过近井污染带，故压裂充填裂缝长度需达到18米。计算可得需加入支撑剂90m3，才可实现裂缝半长18m，同时缝宽为0.16m。根据帕金斯岩石力学公式(7)可以计算出，当裂缝的宽度为0.16m时，施工所需的净压力为36Mpa。但渤海与西非地区压裂充填现场数据表明施工中净压力一般为3MPa，最高不超过6Mpa。由此可见，现有的支撑剂指数优化设计结果与现场施工的实际情况存在脱节。
利用本申请实施例的压裂充填工艺参数优化设计方法进行方案优化，按照施工净压力3MPa进行优化，根据公式(7)计算得到的对应裂缝宽度为0.013m，当支撑剂的体积在5-25m3时，计算得到的裂缝长度为12-60米，根据公式(11)计算得到的压裂充填后无因次采液指数范围为0.21-0.22，增产倍比为1.9-2.1，给定支撑剂体积与无因次采液指数和裂缝的长度之间的对应关系图如如图2所示。
根据本申请实施例的优化设计方法，为实现裂缝长度18米，对应的支撑剂体积为7.8m3，即优化得到的支撑剂体积(加砂规模)为7.8m3，压裂充填后无因次采液指数预计为0.21，可实现增产倍比1.9。
该井于2017年年底施工，施工用液量112m3，实际加砂8.3m3，如图3所示。施工一个月后在原生产制度下日产油135m3/天，实现增产倍比2.0，起到了良好的增产目的。
可以看出，根据图2得到的预计增产倍比1.9与现场施工的实际增产倍比2.0差别不大，说明本申请实施例的压裂充填工艺参数优化方法的产能预测准确率较高。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (3)
1.一种压裂充填工艺参数优化设计方法，包括如下步骤：
(1)根据帕金斯岩石力学公式(7)计算裂缝的宽度；
其中，w——裂缝的宽度，单位为m；
v——泊松比；
P净——施工净压力，单位为MPa；
h——油层厚度，单位为m；
E——杨氏模量，单位为MPa；
(2)将支撑剂体积公式VP＝2xfwh代入帕金斯岩石力学公式(7)中，得到裂缝的长度计算公式(8)，根据公式(8)计算给定支撑剂体积下的裂缝的长度；
其中，Xf——裂缝的长度，单位为m；
VP——支撑剂体积，单位为m3；
(3)将帕金斯岩石力学公式(7)引入支撑剂指数优化设计方法计算公式(4)中，推导得到支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式；
u＝ln Cfd
其中，JDF——压裂充填后无因次采液指数；
Cfd——无因次裂缝导流能力；
Nprop——支撑剂指数；
(4)利用得到的支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式，计算给定支撑剂体积下的无因次采液指数；
(5)利用步骤(2)得到的给定支撑剂体积下的裂缝的长度数据和步骤(4)得到的给定支撑剂体积下的无因次采液指数数据，绘制给定支撑剂体积与裂缝的长度或无因次采液指数之间的对应关系图；
(6)根据步骤(5)得到的对应关系图综合现场施工情况，确定优化的支撑剂体积以及裂缝的长度。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(3)包括：
1)将帕金斯岩石力学公式(7)和步骤(2)得到的公式(8)代入无因次裂缝导流能力公式
中，得到公式(9)：
其中，Kf——裂缝渗透率，单位为mD；
K——储层渗透率，单位为mD；
2)将支撑剂指数公式(3)和公式(9)代入公式
中，得到公式(10)：
其中，Vr——储层泄流面积，单位为m3；
Xe——储层边长，单位为m；
3)将公式(9)和(10)代入支撑剂指数优化设计方法计算公式(4)中，得到支撑剂体积VP、施工净压力P净与无因次采液指数间的对应关系式(11)；
3.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(6)包括：找到步骤(5)得到的给定支撑剂体积与无因次采液指数之间的对应关系图上的拐点，将拐点对应的支撑剂体积以及裂缝的长度最为优化的支撑剂体积以及裂缝的长度；或者，
根据现场施工情况确定优化的支撑剂体积或裂缝的长度中的一个参数，然后根据确定出的该一个参数确定另一个参数。
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Also Published As
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|---|---|
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