CN112257147B - 一种压驱井合理焖井时间评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种压驱井合理焖井时间评价方法，其中，一种压驱井合理焖井时间评价方法，包括：获取压驱井的基础数据；根据所述压驱井的基础数据，通过公式计算出无因次井底压力数值；根据所述无因次井底压力数值，绘制井底压力随时间变化关系的双对数曲线；对拟合完成后的双对数曲线进行流动段划分，找到压力与导数曲线拐点，所述拐点对应的时间为焖井时间。以解决压驱井在进行焖井时，不能简单有效的确定焖井时间，使驱油液在井下渗滤扩散的时间过短或过长，导致驱油液未渗透到裂缝边界无法与原油充分置换或渗透裂缝边界过远无法采出，从而影响原油采收率的问题。

Description

一种压驱井合理焖井时间评价方法
技术领域
本发明涉及采油工程领域，具体说是一种压驱井合理焖井时间评价方法。
背景技术
油田的三类油层地质储量大，采出程度低，采用了压裂驱油方案通过压裂造长缝形成高速通道，将驱油液经裂缝快速送至储层深部(以下简称压驱)，边压裂造缝边沿程上下滤失，再经过焖井使驱油液充分进入油藏孔隙，实现驱洗剩余油的同时补充地层能量，提高三类油层采收率。
根据压驱基本原理，依靠驱油液与压驱井控制范围内储层的剩余油充分置换，同时要保持一定的压力，才能达到增能、洗油，提高采收率的最终目的。压驱后驱油液不返排，需要关井焖井一定时间让驱油液沿裂缝充分纵向渗滤扩散。焖井时间的长短与压驱井的地质情况直接相关，其合理性直接影响压驱效果，因此急需研究一种经济有效的合理焖井时间评价方法，找到不同地质条件下的压驱井合理焖井时间。
与传统压裂、稠油蒸汽吞吐开采机理不同，原有技术压驱后合理焖井时间无现成可用的评价方法。传统压裂的目的是改善近井地带渗流能力，不考虑驱油液与原油的置换和储层增能，一般压后不进行长时间焖井直接返排。此种方式不适用于压裂驱油井的焖井时间评价。
发明内容
有鉴于此，本发明提供一种压驱井合理焖井时间评价方法，以解决压驱井在进行焖井时，不能简单有效的确定焖井时间，使驱油液在井下渗滤扩散的时间过短或过长，导致驱油液未渗透到裂缝边界无法与原油充分置换或渗透裂缝边界过远无法采出，从而影响原油采收率的问题。
本发明提供一种压驱井合理焖井时间评价方法，包括以下步骤：
步骤S1：获取压驱井的基础数据；
步骤S2：根据所述压驱井的基础数据，通过圆柱源解公式和条带形区域直线源解公式的乘积计算出井下裂缝的地层压力分布数值；
步骤S3：根据所述地层压力分布数值，通过积分解公式计算出无因次井底压力数值；
步骤S4：根据所述无因次井底压力数值，绘制井底压力随时间变化关系的双对数曲线；
步骤S5：根据所述基础数据，进行双对数曲线拟合；
步骤S6：对拟合完成后的双对数曲线进行流动段划分，找到压力与导数曲线拐点，所述拐点对应的时间为焖井时间。
优选地，所述压驱井的基础数据包括：测量并记录所述压驱井在压裂及注入驱油液阶段的压力变化数值；
以及所述压驱井的有效厚度、渗透率、孔隙度。
优选地，步骤S2中的所述圆柱源解公式和条带形区域直线源解公式的乘积具体包括：
Figure BDA0002721742810000021
式中：
Ik为虚宗量Bessel函数，并且
Figure BDA0002721742810000022
Figure BDA0002721742810000023
Ei(u)为指数积分函数；Pi为原始地层压力，MPa；q为稳定产量，
Figure BDA0002721742810000024
B为流体体积系数；μ流体粘度，mPa.s；t为时间，h；φ为储层岩石的孔隙度；Ct为考虑岩石与流体的综合压缩系数，MPa-1；rf为裂缝半长，m；h为储层有效厚度，m；Kh为储层水平渗透率，μm2；Kv为储层垂向渗透率，μm2；zw为水平裂缝距压裂层段下底的距高，m；r为径向半径，m；τ为表示时间的变量，h，取值范围0→t；n为阶数，整数。
优选地，步骤S3中的所述积分解公式具体包括：
Figure BDA0002721742810000025
式中：
Figure BDA0002721742810000031
为无因次井底压力；
Figure BDA0002721742810000032
为不考虑井储及表皮的水平裂缝无因次井底压力；
Figure BDA0002721742810000033
为无因次时间；
Figure BDA0002721742810000034
为无因次井筒储存常数；pwf为井底流动压力，MPa；C为井储系数，m3/MPa；S为表皮系数；rw为井同半径，m；τ为表示时间的变量，h，取值范围0→t；Pi为原始地层压力，MPa；t为时间，h；B为流体体积系数；μ流体粘度，mPa.s；φ为储层岩石的孔隙度；Ct为考虑岩石与流体的综合压缩系数，MPa-1；h为储层有效厚度，m；q为日注入量，m3/d；K为储层渗透率，μm2。
本发明具有如下有益效果：
本发明提供一种压驱井合理焖井时间评价方法，本发明提供的压驱井焖井时间判断为直接对驱油液的渗透时间进行判断，该方法结合压驱井施工工艺，对压驱过程中各个压裂层段注入压力进行监控并记录，对焖井阶段的地层压力采用双对数曲线进行流动状态分析，找出双对数曲线形态变化特征，即驱油液的流态变化，确定合理焖井时间。该方法简单、实用、经济、快速，可大范围推广应用，具有很高的经济效益和社会效益。以解决压驱井在进行焖井时，不能简单有效的确定焖井时间，使驱油液在井下渗滤扩散的时间过短或过长，导致驱油液未渗透到裂缝边界无法与原油充分置换或渗透裂缝边界过远无法采出，从而影响原油采收率的问题。
附图说明
通过以下参考附图对本发明实施例的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优点更为清楚，在附图中：
图1是本发明一种压驱井合理焖井时间评价方法的流程示意图。
图2是本发明实施例中压力计监测阶段井下压驱时不同层段的压力变化曲线图。
图3是本发明实施例中拟合后的双对数曲线图。
图4是本发明实施例中对拟合完成后的双对数曲线进行流动阶段划分的示意图。
图5是本发明实施例中A井根据井下压力变化拟合解释的双对数曲线成果图。
具体实施方式
以下基于实施例对本发明进行描述，但是值得说明的是，本发明并不限于这些实施例。在下文对本发明的细节描述中，详尽描述了一些特定的细节部分。然而，对于没有详尽描述的部分，本领域技术人员也可以完全理解本发明。
此外，本领域普通技术人员应当理解，所提供的附图只是为了说明本发明的目的、特征和优点，附图并不是实际按照比例绘制的。
同时，除非上下文明确要求，否则整个说明书和权利要求书中的“包括”、“包含”等类似词语应当解释为包含的含义而不是排他或穷举的含义；也就是说，是“包含但不限于”的含义。
图1是本发明一种压驱井合理焖井时间评价方法的流程示意图。图2是本发明实施例中压力计监测阶段井下压驱时不同层段的压力变化曲线图。图3是本发明实施例中拟合后的双对数曲线图。图4是本发明实施例中对拟合完成后的双对数曲线进行流动阶段划分的示意图。图5是本发明实施例中A井根据井下压力变化拟合解释的双对数曲线成果图。如图1、2、3、4、5所示，一种压驱井合理焖井时间评价方法，包括以下步骤：步骤S1：获取压驱井的基础数据；步骤S2：根据所述压驱井基础数据，通过圆柱源解公式和条带形区域直线源解公式的乘积计算出井下裂缝的地层压力分布数值；步骤S3：根据所述地层压力分布数值，通过积分解公式计算出无因次井底压力数值；步骤S4：根据所述无因次井底压力数值，绘制井底压力随时间变化关系的双对数曲线；步骤S5：根据所述基础数据，进行双对数曲线拟合；步骤S6：对拟合完成后的双对数曲线进行流动段划分，找到压力与导数曲线拐点，所述拐点对应的时间为焖井时间。
本发明基于人工压裂井试井分析原理，压驱试验是在井筒和地层之间产生一个水平裂缝，储层和水平裂缝的接触面增加，使井和储层之间的导流能力得到改善。
步骤S1：获取压驱井的基础数据。
在本发明及图2中，所述压驱井的基础数据包括：测量并记录所述压驱井在压裂及注入驱油液阶段的压力变化数值；以及所述压驱井的有效厚度、渗透率、孔隙度。
在本发明实施例及图2中，基础数据需要通过现场测井与试井获取压驱井的基础数据。在进行压驱过程的井下压力监测时，将压力计随压裂管柱下入井下，压力计对井下压驱全过程的井底地层压力进行监测，录取压力数据，录取完成后，取出压力计并导出井下压力变化数据。图2为压力计监测阶段井下压驱时不同层段的压力变化曲线。将压驱井在压裂及注入驱油液(压驱)阶段的压力变化数值，以及压驱井的有效厚度、渗透率、孔隙度等基础数据录入Sunflower3.0试井解释软件中进行试井建模，Sunflower3.0试井解释软件是市面上普遍用于试井数据分析和处理的软件，通过获取压驱阶段井下压力变化数值及压驱井基础数据，对后续井下驱油液随时间变化的压力进行预测和试井分析，并生成图表和试井分析报告的工具。
步骤S2：根据所述压驱井的基础数据，通过圆柱源解公式和条带形区域直线源解公式的乘积计算出井下裂缝的地层压力分布数值。
在本发明中，所述步骤S2中的圆柱源解公式和条带形区域直线源解公式的乘积具体包括：
Figure BDA0002721742810000051
式中：Ik为虚宗量Bessel函数，并且
Figure BDA0002721742810000052
Figure BDA0002721742810000053
Ei(u)为指数积分函数；Pi为原始地层压力，MPa；q为稳定产量，
Figure BDA0002721742810000054
B为流体体积系数；μ流体粘度，mPa.s；t为时间，h；φ为储层岩石的孔隙度；
Ct为考虑岩石与流体的综合压缩系数，MPa-1；rf为裂缝半长，m；h为储层有效厚度，m；Kh为储层水平渗透率，μm2；Kv为储层垂向渗透率，μm2；zw为水平裂缝距压裂层段下底的距高，m；r为径向半径，m；τ为表示时间的变量，h，取值范围0→t；n为阶数，整数。
在本发明实施例中，理论上假设压驱时在地层中间形成的水平裂缝是以井为中心的圆形裂缝，基于压驱形成裂缝为水平缝这一特征，在不考虑表皮及井储情况下，利用圆柱源解公式和条带形区域直线源解公式的乘积能够构成水平裂缝井的地层压力分布。
步骤S3：根据所述地层压力分布数值，通过积分解公式计算出无因次井底压力数值。
在本发明中，步骤S3中的所述积分解公式具体包括：
Figure BDA0002721742810000055
式中：
Figure BDA0002721742810000061
为无因次井底压力；
Figure BDA0002721742810000062
为不考虑井储及表皮的水平裂缝无因次井底压力；
Figure BDA0002721742810000063
为无因次时间；
Figure BDA0002721742810000064
为无因次井筒储存常数；pwf为井底流动压力，MPa；C为井储系数，m3/MPa；S为表皮系数；
rw为井同半径，m；τ为表示时间的变量，h，取值范围0→t；Pi为原始地层压力，MPa；t为时间，h；B为流体体积系数；μ流体粘度，mPa.s；φ为储层岩石的孔隙度；
Ct为考虑岩石与流体的综合压缩系数，MPa-1；h为储层有效厚度，m；q为日注入量，m3/d；K为储层渗透率，μm2。
在本发明实施例中，在考虑井筒储存及表皮效应后，无因次井底压力可用积分解来表示，通过对该积分解公式计算求解，可得到考虑表皮及井筒储存时的水平裂缝无因次井底压力值随时间变化关系。
步骤S4：根据所述无因次井底压力数值，绘制井底压力随时间变化关系的双对数曲线。
在本发明实施例中，通过积分解公式计算出无因次井底压力数值后，利用Sunflower3.0试井解释软件，根据无因次井底压力数值结合压驱井基础数据，模拟压驱后焖井时间为30天内的井下压力变化，绘制成无因次井底压力与时间的双对数曲线图。
步骤S5：根据所述基础数据，进行双对数曲线拟合。
在本发明实施例及图3中，根据压驱井有效厚度、渗透率、含水率等地层及流体参数调整双对数曲线，使理论双对数曲线形态与实测双对数图接近，再调整含水率曲线进行拟合，使井组理论曲线形态与实测曲线接近。拟合后的双对数曲线图如图3所示。
步骤S6：对拟合完成后的双对数曲线进行流动段划分，找到压力与导数曲线拐点，所述拐点对应的时间为焖井时间。
在本发明实施例中，图4为对拟合完成后的双对数曲线进行流动阶段划分的示意图，从图4可以看出，其流动阶段主要包括裂缝影响阶段和不渗透边界影响阶段两部分。裂缝影响阶段特征为双对数曲线呈1/2斜率平行线，该流动阶段主要反应裂缝内流体向油层上、下的线性流动，即反应焖井时驱油液向油层上、下滤失驱洗的过程。不渗透边界影响阶段特征为压力导数曲线出现拐点，即压力导数曲线呈下掉趋势，该不渗透边界影响阶段主要反应裂缝内流体完全触及因压驱施工形成的拟不渗透边界，即反应焖井时驱油液已对裂缝范围充分驱洗，驱油液已到达最佳焖井时间。综上所述，压驱井最佳焖井时间应当不少于不渗透边界影响出现时间。
在本发明实施例及图5中，在对实验井A井进行压驱施工时，将压力计随压裂管柱下入井下，深度为底部压裂层段下入封隔器工具深度，直接与封隔器上端串联，测量并记录压驱井A井在各个层段压裂及注入驱油液时的井下压力变化数值，压裂一般分为五个层段，每个层段分别进行压裂以及注入驱油液，压力计对井下进行了五个层段压驱全过程的井底地层压力监测，录取压力数据时间为20小时。录取完成后，取出压力计并导出井下压力变化数据。
根据导出的井下压力变化数值，结合压驱井的有效厚度、孔隙度、渗透率等基础数据，利用Sunflower3.0试井解释软件进行数值试井建模，将压驱的基础数据代入圆柱源解和条带形区域直线源解的乘积公式中进行数值求解，得到水平裂缝井的地层压力分布数值。将得到的水平裂缝井的地层压力分布数值，代入积分解公式进行求解，得到无因次井底压力数值。根据无因次井底压力数值结合压驱井基础数据，模拟压驱后焖井时间为30天内的井下压力变化，绘制成无因次井底压力与时间的双对数曲线图。
根据压驱井A井的有效厚度、渗透率等地层及流体参数，将双对数曲线图进行拟合，使理论双对数曲线形态与实测双对数图接近。对含水率曲线进行拟合，使井组理论曲线形态与实测曲线接近。
对拟合完成的双对数曲线进行流动段划分，在划分后的理论双对数曲线上找到压力导数曲线呈下掉趋势的拐点，该拐点所对应的时间即为最佳焖井时间。
图5为A井根据井下压力变化拟合解释的双对数曲线成果图，从图5中的模拟结果可以看出，该井压力曲线和压力导数曲线前期呈1/2斜率平行线，反应流动阶段为裂缝内流体与油层的线性流动阶段，约7天后，压力导数曲线变平缓，裂缝影响阶段逐步向不渗透边界影响阶段过渡，约20天后，压力导数曲线呈下掉趋势，反应流动阶段为不渗透边界影响阶段，即驱油液已对裂缝控制范围内地层进行充分驱替，裂缝控制范围内地层压力变化趋于平稳。基于该评价方法，分析认为合理焖井时间应为20天。
为了测试模拟的焖井时间的准确性，将压力计随完井管柱下入井下，又进行了20天焖井时期的压力监测，通过对20天实测压力数据与模拟过程中预测压力进行拟合验证，实测完井后焖井时期压力与时间曲线，与根据压驱阶段监测压力计算的模拟双对数曲线一致性良好，证明了解释过程及解释结果的合理性。
压驱A井在压驱前，日产液3t/d，日产油0.1t/d，综合含水98％，压驱焖井后日增加产液12t/d，日产油增加2.3t/d，综合含水下降14％，与同区块其它压驱井相比，增油效果明显。
以上所述实施例仅为表达本发明的实施方式，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，还可以做出若干变形、同等替换、改进等，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (4)

1.一种压驱井合理焖井时间评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1：获取压驱井的基础数据；
步骤S2：根据所述压驱井的基础数据，通过圆柱源解公式和条带形区域直线源解公式的乘积计算出井下裂缝的地层压力分布数值；
步骤S3：根据所述地层压力分布数值，通过积分解公式计算出无因次井底压力数值；
步骤S4：根据所述无因次井底压力数值，绘制井底压力随时间变化关系的双对数曲线；
步骤S5：根据所述基础数据，进行双对数曲线拟合；
步骤S6：对拟合完成后的双对数曲线进行流动段划分，找到压力与导数曲线拐点，所述拐点对应的时间为焖井时间。
2.根据权利要求1所述压驱井合理焖井时间评价方法，其特征在于，所述压驱井的基础数据包括：测量并记录所述压驱井在压裂及注入驱油液阶段的压力变化数值；
以及所述压驱井的有效厚度、渗透率、孔隙度。
3.根据权利要求1所述压驱井合理焖井时间评价方法，其特征在于，步骤S2中的所述圆柱源解公式和条带形区域直线源解公式的乘积具体包括：
Figure FDA0002721742800000011
式中：
Ik为虚宗量Bessel函数，并且I1＝-Ei(-u),
Figure FDA0002721742800000012
Figure FDA0002721742800000013
Ei(u)为指数积分函数；Pi为原始地层压力，MPa；q为稳定产量，
Figure FDA0002721742800000014
B为流体体积系数；μ流体粘度，mPa.s；t为时间，h；φ为储层岩石的孔隙度；Ct为考虑岩石与流体的综合压缩系数，MPa-1；rf为裂缝半长，m；h为储层有效厚度，m；Kh为储层水平渗透率，μm2；Kv为储层垂向渗透率，μm2；zw为水平裂缝距压裂层段下底的距高，m；r为径向半径，m；τ为表示时间的变量，h，取值范围0→t；n为阶数，整数。
4.根据权利要求1所述压驱井合理焖井时间评价方法，其特征在于，步骤S3中的所述积分解公式具体包括：
Figure FDA0002721742800000021
式中：
Figure FDA0002721742800000022
为无因次井底压力；
Figure FDA0002721742800000023
为不考虑井储及表皮的水平裂缝无因次井底压力；
Figure FDA0002721742800000024
为无因次时间；
Figure FDA0002721742800000025
为无因次井筒储存常数；pwf为井底流动压力，MPa；C为井储系数，m3/MPa；S为表皮系数；rw为井同半径，m；τ为表示时间的变量，h，取值范围0→t；Pi为原始地层压力，MPa；t为时间，h；B为流体体积系数；μ流体粘度，mPa.s；φ为储层岩石的孔隙度；Ct为考虑岩石与流体的综合压缩系数，MPa-1；h为储层有效厚度，m；q为日注入量，m3/d；K为储层渗透率，μm2。
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