CN111927421B - 一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法 - Google Patents

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Abstract

本申请提供一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，包括以下步骤：S1.选择页岩储层品质高的区域，获取区块页岩气的高压物性参数，建立页岩气分段压裂水平井关系数据库；S2.选择页岩气的高压物性参数变化小的第一目标区块，进行第一次压裂目标井筛选；S3.根据第一次压裂目标井的筛选结果，应用不稳定线性流法动态拟合分析，计算第一次压裂目标井的剩余可采储量因子，进行重复压裂目标井筛选；S4.根据重复压裂目标井的筛选结果，在页岩气定压降产生产阶段，若是表现为不稳定线性流特征，推导出不稳定线性流定产解产能方程，求取初次压裂改造复杂程度因子，再次进行重复压裂目标井筛选。该方法有效地提高了重复压裂页岩气单井的采收率。

Description

一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法
技术领域
本申请涉及页岩气技术领域，尤其涉及一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法。
背景技术
现有的页岩气重复压裂选井主要有以下几种方法：
BP公司总结出一套重复压裂目标井及压裂段的筛选方法，即重复压裂选井：选择储层含气量较大，孔隙压力较高，单井产量小于700Mscf/D(2×104m3/d)的页岩气井。或者重复压裂选段：即选择储层质量较好井段，水平分段段长超过500ft(152m)，超过30％的分段压裂中支撑剂铺置不足，水平井跟端附近生产段未射孔。然而该方法主要是定性-半定量化评价方法，没有给出具体量化的参数界限值，未达到量化评价选井的标准。
同时，巴内特页岩气开发过程中Shekhar公司建立的页岩气重复压裂选井方法，利用“完井指数”和“产量指数”来进行选井选层。完井指数和产量指数只考虑了地质方面因素，选井方法没有考虑生产和施工方面因素的影响，可能使得选择的目标井不准确，从而未达到页岩气单井重复压裂的增产效果。
此外，国内学者张士诚将人工神经网络用于气井重复压裂选井，并在大牛地气田进行了现场应用，取得了较好的效果。然而，该方法主要适用于致密砂岩油气开发重复压裂选井，并不适用于低孔、特低渗及非均质性强的页岩储层。
发明内容
本申请提供一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，旨在改善现有技术中的页岩气重复压裂单井的采收率较低的问题。
本申请的技术方案是：
一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，包括以下步骤：
S1.选择页岩储层的有效厚度≥30m、孔隙度≥4％、TOC≥4％、含气量≥2.5m3/t以及脆性矿物含量≥55％的区域，获取区块页岩气的高压物性参数；建立页岩气分段压裂水平井的水平段长度、定压降产阶段地层压力、井底流压、生产天数、日产气量以及累计气量关系数据库；
S2.选择所述页岩气的高压物性参数变化小的第一目标区块，根据所述第一目标区块的所述页岩气分段压裂水平井的生产动态数据，并结合所述第一目标区块的所述页岩气分段压裂水平井的外输压力、日产气量进行第一次压裂目标井的筛选；
S3.根据所述第一次压裂目标井的筛选结果，应用不稳定线性流法动态拟合分析，得到所述第一次压裂目标井的稳产期累计产量；通过所述稳产期累计产量与递减期累计产量的线性关系得到所述第一次压裂目标井的递减期产量，求取所述第一次压裂目标井的剩余可采储量，计算所述第一次压裂目标井的剩余可采储量因子，利用所求取的所述剩余可采储量因子进行重复压裂目标井的筛选；
S4.根据所述重复压裂目标井的筛选结果，在所述页岩气定压降产生产阶段，生产动态数据在物质平衡时间与规整化产量图板上均呈现1/2直线段，表现为不稳定线性流特征，则推导出不稳定线性流定产解产能方程，求取初次压裂改造复杂程度因子，并利用所述初次压裂改造复杂程度因子再次进行重复压裂目标井的筛选，并确定所述重复压裂目标井。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S2中，所述页岩气的高压物性参数包括流体粘度、综合压缩系数、地层温度以及页岩储层孔隙度。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S2中，所述第一次压裂目标井的生产压力等于或者低于所述页岩气分段压裂水平井的外输压力且无法实现生产。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S3中，所述第一次压裂目标井为剩余可采储量≥50％且具有剩余可采储量潜力的所述页岩气分段压裂水平井。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S3中，所述页岩气生产阶段包括稳产降压和定压降产两个生产阶段。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S3中，所述页岩气分段压裂水平井在生产过程中处于不稳定线性流阶段，在拟合井底流压基础上，所述稳产期累计产量为按照所述页岩气分段压裂水平井给定的日产气量预测至井底流压达到外输压力时的累计产量。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S3中，在吸附气解析条件下，根据区块投产井的稳产期累计产量与递减期累计产量的线性关系，求取所述第一次压裂目标井的递减期累计产量；利用所述第一次压裂目标井的稳产期累计产量加上递减期累计产量求取第一次压裂目标井的可采储量，计算剩余可采储量因子，剩余可采储量因子＞50％为重复压裂目标井；
所述剩余可采储量因子为：
α＝Qg/(Q1+Q2)；
式中：Q1为初次压裂后累计产量，m3；Q2为初次压裂后累计产量，m3；Qg为初次压裂后累计产量，m3。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S4中，所述重复压裂目标井为产能低、生产递减快以及初次压裂改造复杂程度因子≤40％的所述页岩气分段压裂水平井。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S4中，在所述定压降产阶段，通过所述不稳定线性流定产解产能方程求取初次压裂改造复杂程度值；
所述不稳定线性流定产解产能方程为：
Figure BDA0002637690830000041
式中：m(pi)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟地层压力，MPa2/mPa·s；m(pwf)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟井底流压，MPa2/mPa·s；A为所述重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为所述重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；φ为所述重复压裂目标井压裂后基质孔隙度，％；μ为所述重复压裂目标井流体粘度，mPa·s；Ct为所述重复压裂目标井综合压缩系数，1/MPa；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；t为所述重复压裂目标井定压降产阶段生产时间，d；
所述初次压裂改造复杂程度值为：
Figure BDA0002637690830000042
式中：A为所述重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为所述重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；m(pi)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟地层压力，MPa2/mPa·s；m(pwf)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟井底流压，MPa2/mPa·s；φ为所述重复压裂目标井压裂后基质孔隙度，％；μ为所述重复压裂目标井流体粘度，mPa·s；Ct为所述重复压裂目标井综合压缩系数，1/MPa；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；Qg为所述重复压裂目标井定压降产阶段日气产量，104m3/d；t为所述重复压裂目标井定压降产阶段生产时间，d；
所述初次压裂改造复杂程度因子为：
Figure BDA0002637690830000051
式中：A为所述重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为所述重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；L为所述重复压裂目标井水平段长度，m；SRV为所述重复压裂目标井初次压裂改造缝网体积，m3。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S4中，所述重复压裂目标井为所述剩余可采储量因子＞50％、所述初次压裂改造复杂程度因子＜40％的所述页岩气分段压裂水平井。
本申请的有益效果：
本申请提供了一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其充分考虑动静态相结合，包括静态页岩气高压物性参数和储层品质地质参数孔隙度，生产动态参数、初次压裂改造复杂程度因子以及剩余可采储量因子；通过对页岩储层品质地质参数、初次压裂改造复杂程度、剩余可采储量因子作为优选条件，优选方法符合页岩储层及生产动态的实际情况；其中页岩气优质的储层品质是重复压裂的基本前提条件，页岩气井剩余可采储量决定重复压裂资源潜力的大小，初次压裂改造复杂程度决定重复压裂可改扩展区大小；通过多轮次筛选重复压裂目标井，可以方便、快捷、有效地选出最适合重复压裂的页岩气井，为实施重复压裂工艺实施提供理论方法基础，从而能够提高页岩气单井重复压裂的针对性及有效性，为页岩气分段压裂水平井有效地提高采收率提供了技术支撑。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施方式的技术方案，下面将对实施方式中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为本申请实施例提供的页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法工作流程图；
图2为本申请实施例提供的页岩气分段压裂水平井截止外输压力稳产期累计产量预测；
图3为本申请实施例提供的页岩气井考虑吸附气解析条件预测稳产期累计产量与递减期累计产量关系图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和展示出的本申请实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。
在本申请的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，或者是该发明产品使用时惯常摆放的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。
此外，在本申请中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之上或之下可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征之上、上方和上面包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征之下、下方和下面包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。
此外，术语“水平”、“竖直”等术语并不表示要求部件绝对水平或悬垂，而是可以稍微倾斜。如“水平”仅仅是指其方向相对“竖直”而言更加水平，并不是表示该结构一定要完全水平，而是可以稍微倾斜。
在本申请的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
实施例：
请参照图1，配合参照图2和图3，本申请实施例提供一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其通过多轮次筛选重复压裂目标井，可以方便、快捷、有效地选出最适合重复压裂的页岩气井，为实施重复压裂工艺实施提供理论方法基础，从而能够提高页岩气单井重复压裂的针对性及有效性，为页岩气分段压裂水平井有效地提高采收率提供了技术支撑。
现以XX区块页岩气田为例，其采用该方法的具体步骤包括：
一，在XX区块页岩气田随机选取20口页岩气生产井，获取该区块页岩气的高压物性参数：即流体粘度μ、综合压缩系数Ct以及地层温度T(如表1所示)；
二，选择页岩气的高压物性参数变化不大的同一区块，即流体粘度μ、综合压缩系数Ct以及地层温度T变化不大的区块；从XX区块页岩气田所有生产井中随机选取20口生产井，建立页岩储层孔隙度φ、页岩气单井生产数据地层压力Pi、井底流压Pwf、日产气量qg以及累计气量Qg等相关参数数据库。选取井口生产压力接近输压、不能正常生产的页岩气井作为第一轮次重复压裂目标井。根据表2生产数据的筛选结果，得到1井、2井、3井、9井、13井、14井、20井为重复压裂目标井；
三，页岩气生产阶段主要包括稳产降压、定压降产两个阶段，页岩气分段压裂水平井在生产过程中将长期处于不稳定线性流阶段；进一步根据第一轮次筛选目标井结果，应用不稳定线性流法动态拟合分析，在拟合井底流压基础上，按照气井给定的日产气量预测至井底流压达到外输压力时的累计产量(以每口井的实际输压计算)，即为稳产降压期累计产量Q1。
再结合室内实验含气量测试结果，考虑吸附气解析条件下，建立区块投产井稳产期累计产量与定压递减期累计产量良好的线性关系，求取定压递减阶段累计产量Q2；利用稳产期累计产量加上定压降产期累计产量求取初次压裂页岩气单井可采储量，计算剩余可采储量因子α，进行第二轮次重复压裂目标井筛选。其中，剩余可采储量因子
表1 XX区块页岩气田高压物性参数表
Figure BDA0002637690830000091
表2 XX区块页岩气田单井基础数据表
Figure BDA0002637690830000092
α＞50％为重复压裂目标井；页岩气单井控制剩余可采储量因子α＜50％为非重复压裂目标井；
并且，页岩气单井可采剩余可采储量因子的表达式为：
Figure BDA0002637690830000093
式中：Q1为初次压裂后累计产量，m3；Q2为初次压裂后累计产量，m3；Qg为初次压裂后累计产量，m3。
根据表3可采剩余可采储量因子α计算结果，剩余可采储量因子α＞50％的3井、9井、13井、14井为重复压裂目标井。
表3 XX区块页岩气田重复压裂候选目标井剩余可采储量数据表
Figure BDA0002637690830000101
四，进一步根据第二轮次筛选目标井结果，在定压降产阶段，生产动态数据显示在物质平衡时间与规整化产量图板上均呈现明显的1/2直线段，表现为明显的不稳定线性流特征；应用不稳定线性流法动态拟合分析，推导出不稳定线性流定产解产能方程，求取初次压裂改造复杂程度值
Figure BDA0002637690830000102
其中，不稳定线性流定产解产能方程的表达式为：
Figure BDA0002637690830000103
式中：m(pi)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟地层压力，MPa2/mPa·s；m(pwf)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟井底流压，MPa2/mPa·s；A为所述重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为所述重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；φ为所述重复压裂目标井压裂后基质孔隙度，％；μ为所述重复压裂目标井流体粘度，Pa·s；Ct为所述重复压裂目标井综合压缩系数，1/MPa；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；t为所述重复压裂目标井定压降产阶段生产时间，d；
初次压裂改造复杂程度值的表达式为：
Figure BDA0002637690830000111
式中：A为所述重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为所述重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；m(pi)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟地层压力，MPa2/mPa·s；m(pwf)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟井底流压，MPa2/mPa·s；φ为所述重复压裂目标井压裂后基质孔隙度，％；μ为所述重复压裂目标井流体粘度，Pa·s；Ct为所述重复压裂目标井综合压缩系数，1/MPa；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；Qg为所述重复压裂目标井定压降产阶段日气产量，104m3/d；t为所述重复压裂目标井定压降产阶段生产时间，d；
初次压裂改造复杂程度因子β的表达式为：
Figure BDA0002637690830000112
式中：L为重复压裂目标井水平段长度，m；A为重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；SRV为重复压裂目标井初次压裂改造缝网体积，m3。
表4 XX区块页岩气田重复压裂候选目标井数据表
Figure BDA0002637690830000113
根据表4初次压裂改造复杂程度因子β计算结果，剩余可采储量因子α＜40％的9井、13井为重复压裂目标井。
需要说明的是，在本实施例中，步骤三和步骤四中，根据剩余可采储量因子α＞50％、初次压裂改造复杂程度因子β＜40％优选出来的9井、13井为最终有效重复压裂目标井。
综上可知，本申请提供的方法符合实际情况，其充分考虑动静态相结合，包括静态页岩气高压物性参数和储层品质地质参数孔隙度，生产动态参数、初次压裂改造复杂程度因子以及剩余可采储量因子；通过对页岩储层品质地质参数、初次压裂改造复杂程度、剩余可采储量因子作为优选条件，优选方法符合页岩储层及生产动态的实际情况；其中页岩气优质的储层品质是重复压裂的基本前提条件，页岩气井剩余可采储量决定重复压裂资源潜力的大小，初次压裂改造复杂程度决定重复压裂可改扩展区大小；通过多轮次筛选重复压裂目标井，可以方便、快捷、有效地选出最适合重复压裂的页岩气井，为实施重复压裂工艺实施提供理论方法基础，从而能够提高页岩气单井重复压裂的针对性及有效性，为页岩气分段压裂水平井有效地提高采收率提供了技术支撑。
以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1.选择页岩储层的有效厚度≥30m、孔隙度≥4％、TOC≥4％、含气量≥2.5m3/t以及脆性矿物含量≥55％的区域，获取区块页岩气的高压物性参数；建立页岩气分段压裂水平井的水平段长度、定压降产阶段地层压力、井底流压、生产天数、日产气量以及累计气量关系数据库；
S2.选择所述页岩气的高压物性参数变化小的第一目标区块，根据所述第一目标区块的所述页岩气分段压裂水平井的生产动态数据，并结合所述第一目标区块的所述页岩气分段压裂水平井的外输压力、日产气量进行第一次压裂目标井的筛选；
S3.根据所述第一次压裂目标井的筛选结果，应用不稳定线性流法动态拟合分析，得到所述第一次压裂目标井的稳产期累计产量；通过所述稳产期累计产量与递减期累计产量的线性关系得到所述第一次压裂目标井的递减期产量，求取所述第一次压裂目标井的剩余可采储量，计算所述第一次压裂目标井的剩余可采储量因子，利用求取的所述剩余可采储量因子进行重复压裂目标井的筛选；在步骤S3中，在吸附气解析条件下，根据区块投产井的稳产期累计产量与递减期累计产量的线性关系，求取所述第一次压裂目标井的递减期累计产量；利用所述第一次压裂目标井的稳产期累计产量加上递减期累计产量求取第一次压裂目标井的可采储量，计算剩余可采储量因子，剩余可采储量因子＞50％为重复压裂目标井；
所述剩余可采储量因子为：
Figure FDA0003658957420000021
式中：Q1为初次压裂后累计产量，m3；Q2为初次压裂后累计产量，m3；Qg为初次压裂后累计产量，m3；
S4.根据所述重复压裂目标井的筛选结果，在所述页岩气定压降产生产阶段，生产动态数据在物质平衡时间与规整化产量图板上均呈现1/2直线段，表现为不稳定线性流特征，则推导出不稳定线性流定产解产能方程，求取初次压裂改造复杂程度因子，并利用所述初次压裂改造复杂程度因子再次进行重复压裂目标井的筛选，并确定所述重复压裂目标井；在步骤S4中，所述重复压裂目标井为产能低、生产递减快以及初次压裂改造复杂程度因子≤40％的所述页岩气分段压裂水平井；在步骤S4中，在所述定压降产阶段，通过所述不稳定线性流定产解产能方程求取初次压裂改造复杂程度值；
所述不稳定线性流定产解产能方程为：
Figure FDA0003658957420000022
式中：m(pi)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟地层压力，MPa2/mPa·s；m(pwf)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟井底流压，MPa2/mPa·s；A为所述重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为所述重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；φ为所述重复压裂目标井压裂后基质孔隙度，％；μ为所述重复压裂目标井流体粘度，mPa·s；Ct为所述重复压裂目标井综合压缩系数，1/MPa；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；t为所述重复压裂目标井定压降产阶段生产时间，d；
所述初次压裂改造复杂程度值为：
Figure FDA0003658957420000023
式中：A为所述重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为所述重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；m(pi)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟地层压力，MPa2/mPa·s；m(pwf)为所述重复压裂目标井定压降产阶段拟井底流压，MPa2/mPa·s；φ为所述重复压裂目标井压裂后基质孔隙度，％；μ为所述重复压裂目标井流体粘度，mPa·s；Ct为所述重复压裂目标井综合压缩系数，1/MPa；T为所述重复压裂目标井地层温度，K；Qg为所述重复压裂目标井定压降产阶段日气产量，104m3/d；t为所述重复压裂目标井定压降产阶段生产时间，d；
所述初次压裂改造复杂程度因子为：
Figure FDA0003658957420000031
式中：L为所述重复压裂目标井水平段长度，m；A为所述重复压裂目标井裂缝导流面积，m2；K为所述重复压裂目标井压裂后基质渗透率，md；SRV为所述重复压裂目标井初次压裂改造缝网体积，m3。
2.根据权利要求1所述的基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其特征在于，在步骤S2中，所述页岩气的高压物性参数包括流体粘度、综合压缩系数、地层温度以及页岩储层孔隙度。
3.根据权利要求1所述的基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其特征在于，在步骤S2中，所述第一次压裂目标井的生产压力等于或者低于所述页岩气分段压裂水平井的外输压力且无法实现生产。
4.根据权利要求1所述的基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其特征在于，在步骤S3中，所述第一次压裂目标井为剩余可采储量≥50％且具有剩余可采储量潜力的所述页岩气分段压裂水平井。
5.根据权利要求1所述的基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其特征在于，在步骤S3中，所述页岩气生产阶段包括稳产降压和定压降产两个生产阶段。
6.根据权利要求5所述的基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其特征在于，在步骤S3中，所述页岩气分段压裂水平井在生产过程中处于不稳定线性流阶段，在拟合井底流压基础上，所述稳产期累计产量为按照所述页岩气分段压裂水平井给定的日产气量预测至井底流压达到外输压力时的累计产量。
7.根据权利要求1所述的基于页岩气不稳定线性流理论的重复压裂选井方法，其特征在于，在步骤S4中，所述重复压裂目标井为所述剩余可采储量因子＞50％、所述初次压裂改造复杂程度因子＜40％的所述页岩气分段压裂水平井。
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