CN112392472A - 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 - Google Patents

确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN112392472A
CN112392472A CN201910762449.4A CN201910762449A CN112392472A CN 112392472 A CN112392472 A CN 112392472A CN 201910762449 A CN201910762449 A CN 201910762449A CN 112392472 A CN112392472 A CN 112392472A
Authority
CN
China
Prior art keywords
effective
well
shale
adjacent
oil layer
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201910762449.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112392472B (zh
Inventor
侯连华
王京红
侯玮婕
张紫芸
景辅泰
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Petrochina Co Ltd
Original Assignee
Petrochina Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Petrochina Co Ltd filed Critical Petrochina Co Ltd
Priority to CN201910762449.4A priority Critical patent/CN112392472B/zh
Priority to CA3100041A priority patent/CA3100041A1/en
Priority to US17/253,457 priority patent/US11692426B2/en
Priority to EP20803734.1A priority patent/EP3800324B1/en
Priority to PCT/CN2020/076345 priority patent/WO2021031543A1/zh
Priority to RU2020138644A priority patent/RU2761946C1/ru
Publication of CN112392472A publication Critical patent/CN112392472A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112392472B publication Critical patent/CN112392472B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
    • E21B43/168—Injecting a gaseous medium
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
    • E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00

Abstract

本发明提供一种确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置，其中，该方法包括：根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，邻近有效油层的顶有效边界、底有效边界；确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；根据有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；根据开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量；有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通。上述技术方案实现了页岩与邻近油层一体化高效开发，提高了邻近油层采收率。

Description

确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置
技术领域
本发明涉及油气勘探开发技术领域，特别涉及一种确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置。
背景技术
页岩油气已成为全球油气勘探开发的重要领域，但勘探开发实践证实，当富有机质页岩的镜质体反射率(Ro)小于0.95％时，采用现有的水平井体积压裂技术无法实现规模开发。由于中低成熟度页岩热演化程度不高，页岩中有机孔隙不发育，流体流动困难，用现有的水平井体积压裂技术无法实现规模开发。中低成熟度页岩中包含已生成的部分油气和未转化有机质，可利用原位转化技术进行开发。中低成熟度页岩邻近地层中通常会发育大量的油层，这些油层由于沉积环境决定了其储层一般比较致密，油层间存在隔夹层，纵向油层连续性差，利用现有水平井体积改造技术开发采收率非常低，一般小于10％，大量石油残存于地层中无法有效开发。
据初步研究估算，世界范围内中低成熟度富有机质页岩油原位转化技术可采资源量约1.4万亿吨、天然气技术可采资源量约1100万亿立方米；我国页岩油原位转化技术可采资源量约700亿吨～900亿吨、天然气技术可采资源量约57万亿立方米～65万亿立方米；是常规石油、天然气技术可采资源量的3倍以上。邻近油层的石油资源量与中低成熟度页岩内的技术可采资源量相当，页岩与邻近油层一体化开发潜力巨大。然而，目前没有针对页岩与邻近油层一体化开发的高效方案。
针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。
发明内容
本发明实施例提供了一种确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，用以实现页岩与邻近油层一体化高效开发，提高邻近油层采收率，该方法包括：
根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域；根据有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域，确定有效页岩上方的邻近有效油层的顶有效边界，有效页岩下方的邻近有效油层的底有效边界；
根据有效页岩的邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；
根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；
根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量；
其中，所述有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通。
本发明实施例提供了一种确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，用以实现页岩与邻近油层一体化高效开发，提高邻近油层采收率，该装置包括：
参数确定单元，用于根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域；根据有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域，确定有效页岩上方的邻近有效油层的顶有效边界，有效页岩下方的邻近有效油层的底有效边界；
最大渗流半径确定单元，用于根据有效页岩的邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；
一体化开发布井模式确定单元，用于根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；
完井模式确定单元，用于根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量；
其中，所述有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法的计算机程序。
与现有的水平井体积压裂技术实现页岩与邻近油层开发的方案相比较，本发明实施例提供的技术方案中有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通，并通过：根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域；根据有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域，确定有效页岩上方的邻近有效油层的顶有效边界，有效页岩下方的邻近有效油层的底有效边界；根据有效页岩的邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；根据有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量，实现了确定页岩与邻近油层一体化高效开发方式，提高了邻近油层采收率，为页岩与邻近油层一体化开发提供科学的指导。
附图说明
为了更清楚地说明本发明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发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例中确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法流程示意图；
图2是本发明实施例中有效页岩段、邻近有效油层和隔夹层纵向分布关系图；
图3是本发明实施例中有效页岩段和邻近有效油层直井生产井布井模式的平行加热井剖面图；
图4是本发明实施例中有效页岩段和邻近有效油层直井生产井布井模式的垂直加热井剖面图；
图5是本发明实施例中有效页岩段和邻近有效油层直井生产井布井模式的剖面垂直投影剖面图；
图6是本发明实施例中波动水平井布井模式位置示意图；
图7是本发明实施例中邻近有效油层波动水平生产井与波动水平注气井平行布井模式的平行加热井剖面图；
图8是本发明实施例中邻近有效油层波动水平生产井与波动水平注气井平行布井模式的垂直加热井剖面图；
图9是本发明实施例中邻近有效油层波动水平生产井与波动水平注气井平行布井模式的相邻生产井和注气井剖面图；
图10是本发明实施例中邻近有效油层波动水平生产井与波动水平注气井交叉垂直布井模式的平行加热井剖面图；
图11是本发明实施例中邻近有效油层波动水平生产井与波动水平注气井交叉垂直布井模式的垂直加热井剖面图；
图12是本发明实施例中邻近有效油层波动水平生产井与波动水平注气井交叉垂直布井模式的相邻两口注气井与邻近有效油层生产井剖面图；
图13是本发明实施例中邻近有效油层波动水平生产井与波动水平注气井交叉垂直布井模式的邻近有效油层相邻两口生产井与注气井剖面图；
图14是本发明实施例中有效页岩段生产井累计产出油比例、气比例和累计气油比图；
图15是本发明实施例中有效页岩段生产井累计气油比和月产气油比图；
图16是本发明实施例中确定页岩与邻近油层一体化开发方式装置流程示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。
发明人发现：首先，现有的页岩原位转化开发技术，只针对页岩层系进行开发，不能动用邻近油层中的原油，无法实现邻近油层的有效动用。其次，现有的页岩与紧邻油层一体化开发技术，采用页岩层和紧邻油层两套开发系统，紧邻油层采用水平井体积改造技术，由于体积改造产生与页岩层沟通的裂缝，导致页岩层加热时产生的油气沿裂缝流到油层开发井中；同时，采用的水平井开发技术，水平井钻探的油层仅为一套油层中，无法实现穿越纵向上多套油层，无法实现邻近但非紧邻油层的有效开发，仅仅小幅度提高油层采收率，无法实现真正的一体化开发，开发效果较差。另外，由于页岩层邻近油层间存在隔夹层，压裂改造纵向上沟通厚度小，无法实现纵向上较大范围的油层动用。
因此，与本发明实施例相关的现有技术，主要解决页岩层和与页岩层直接接触或紧邻油层的部分提高采收率技术，没有解决页岩层与邻近油层间存在多个隔夹层的提高采收率开发技术难题。考虑到上述技术问题，为了克服现有技术中存在的无法实现页岩与邻近油层一体化开发，无法大幅度提高邻近油层采收率技术难题的不足，发明人提出了一种确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方案，该方案采用波动水平井(波动水平井是指具有一定波动周期的水平井，与常规的水平井沿一个方向，水平轨迹没有波动，存在差别)或直井，钻穿与页岩邻近的油层，将页岩层与邻近油层连在一起，解决这一难题，该方案不用压裂，实现了纵向上邻近油层的高效动用，可有效地开发页岩和邻近油层，并能够大幅度提高邻近油层的采收率。
页岩与邻近油层一体化开发技术不同于现有技术，涉及页岩与邻近油层的布井方式、井网模式和开发时间控制等多个方面，这些技术是现有技术中没有涉及的。页岩与邻近油层一体化开发指的是：利用页岩原位转化开发后期生成的高温高压天然气或注入补充气源作为驱动能量和介质，先开发页岩层，后开发邻近油层，实现一体化开发，提高邻近油层采收率，达到页岩与邻近油层资源的高效利用。
下面对该确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方案进行详细介绍如下。
图1是本发明实施例中确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法流程示意图，如图1所示，该方法包括如下步骤：
步骤101：根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域；根据有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域，确定有效页岩上方的邻近有效油层的顶有效边界(以下简称顶有效边界)，有效页岩下方的邻近有效油层的底有效边界(以下简称底有效边界)；
步骤102：根据有效页岩的邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；
步骤103：根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；
步骤104：根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量；
其中，所述有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通。
下面结合附图2至图15，对本发明实施例涉及的各个步骤进行如下详细介绍。
一、首先介绍上述步骤101。
采集研究区目的层测井资料，获取有效页岩段厚度，有效页岩段邻近有效油层厚度，有效页岩段、邻近有效油层段的平面分布区域(平面分布区域是考虑平面上顶、底油层的平面变化，确定不同区域的油层顶、底有效边界)，获取有效页岩段平均总有机碳含量(TOC)、平均氢指数(HI)、平均页岩密度(ρ)，有效页岩段厚度(Hshale)，有效页岩段上、下邻近有效油层的顶有效边界(有效页岩上方最顶层有效油层的顶界，如图2所示)、底有效边界(有效页岩下方最底层有效油层的底界，如图2所示)和有效油层累计厚度。
在一个实施例中，有效页岩满足以下第一预设条件：页岩干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ型的其中之一或组合，总有机碳含量TOC大于4％～6％，镜质体反射率Ro小于0.95％；
有效页岩满足以下第二预设条件：
干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的连续页岩厚度大于8m；
或，干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的页岩单层厚度大于3m，有效页岩间不满足所述第一预设条件的厚度小于1m，且满足所述第一预设条件的有效页岩累计厚度大于10m；
或，干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的有效页岩累计厚度大于8m，且符合第一预设条件的有效页岩累计厚度占所在地层比例大于80％；
邻近有效油层满足的第三预设条件是：邻近有效油层的有效孔隙度大于孔隙度下限值，渗透率大于渗透率下限值，以及含油饱和度大于含油饱和度下限值。
具体实施时，研究区目的层包括有效页岩段、邻近有效油层段和二者之间的隔夹层段。有效页岩段是指满足原位转化开发条件的页岩段，有效油层段是指有效页岩段上、下的邻近油层中满足有效油层的φ、K、So下限值可有效开发的油层段，隔夹层段是指目的层内有效油层段、有效页岩段间的非有效油层段和非有效页岩段。
具体实施时，研究区目的层的有效页岩段需要满足如下条件：页岩干酪根类型为Ⅰ型或Ⅱ型或Ⅰ型与Ⅱ型混合，总有机碳含量(TOC)大于4～6％，优选地采用TOC大于5％；镜质体反射率(Ro)小于0.95％，优选地采用Ro小于0.9％。干酪根类型、TOC、Ro满足上述条件的连续页岩厚度大于8m，优选地采用15m；或干酪根类型、TOC、Ro满足上述条件的页岩单层厚度大于3m，且有效页岩段间不满足上述条件的厚度小于1m，且满足条件的有效页岩段累计厚度大于10m，优选地采用15m；或干酪根类型、TOC、Ro满足上述条件的有效页岩段累计厚度大于8m，优选地采用15m，且符合条件的有效页岩段累计厚度占所在地层比例大于80％。
具体实施时，采集研究区目的层的岩心分析化验资料，获取研究区目的层有效页岩段的干酪根类型、Ro，获取研究区目的层干酪根类型、Ro的平面分布范围。采集研究区目的层的测井资料，所述的测井资料至少包括自然伽马测井、密度测井、中子测井、声波测井、电阻率测井、井径测井等资料。利用研究区目的层的测井资料，通过测井解释获取有效页岩层段测井记录点的总有机碳含量(TOC)。利用测井解释的测井记录点的TOC和测井记录点间距，获取测井记录点满足有效页岩条件的页岩段TOC平均值和厚度。获取满足有效页岩条件的分布范围。
具体实施时，采集研究区目的层的测井资料，所述的测井资料至少包括自然伽马测井、密度测井、中子测井、声波测井、电阻率测井、井径测井等资料。利用研究区目的层的测井资料，通过测井解释获取有效油层段测井记录点的有效孔隙度(φ)、渗透率(K)和含油饱和度(So)。采集研究区目的层有效油层的试油资料，获取有效油层的φ、K、So下限值，φ、K、So均大于其下限值的作为有效油层。利用测井解释获取有效油层段测井记录点的φ、K、So，获取有效油层段的φ、K、So平均值和厚度。获取有效页岩段上、下邻近有效油层的顶界深度和底界深度。
具体实施时，根据上述测井解释资料，还可以获取目的层段的隔夹层段厚度和纵向分布深度，确定有效油层段、有效页岩段间的非有效油层段和非有效页岩段。与现有技术相比较，本发明实施例考虑了隔夹层段的影响，进行页岩与邻近油层一体化开发，提高了确定页岩与邻近油层一体化开发方式的精度。
具体实施时，根据上述测井解释资料，获取研究区目的层的有效页岩段上、下邻近有效油层的顶有效边界、底有效边界和油层累计厚度(图2)。
二、其次介绍上述步骤102。
采集研究区目的层的有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度参数，确定有效油层的最大渗流半径。
具体实施时，与有效页岩段邻近的有效油层所在储层一般为低渗透或致密储层，流体在低渗透或致密储层中的油藏中渗流时必须有一个附加的压力梯度克服岩石表面吸附膜或水化膜引起的阻力才能流动，该附加压力梯度称为启动压力梯度。在相同压力差驱动条件下，油层的启动压力梯度越大，流体的渗流半径越小。
具体实施时，地层中的岩石存在一定的抗拉张性，当施加于地层岩石的压力超过一定值时，岩石会发生破裂，该压力即为破裂压力。地层条件下，储层的破裂压力要小于页岩的破裂压力。在油气开发过程中要保持注入流体压力小于所在油层的破裂压力，否则，油层所在的储层会产生裂缝，从而形成流体流动快速通道，油层中的注入流体的波及系数减小，采收率就会降低。
具体实施时，采集研究区目的层有效油层段的岩心和压裂数据，获取有效油层的破裂压力。采集有效油层段岩心样品，获取有效油层的启动压力梯度。在有效页岩段与邻近有效油层一体化开发时，有效油层的破裂压力与有效油层的地层压力之差，是驱动有效油层中流体流动的最大压力差，即对应有效油层的最大渗流半径。利用式1确定有效油层的最大渗流半径。
R＝(Pb-Pf)/G (1)
其中，R为最大渗流半径，m Pb为油层所在储层的破裂压力，MPa；Pf为油层所在储层的地层压力，Mpa；G为油层所在储层的启动压力梯度，Mpa/m。
三、接着介绍上述步骤103。
步骤103：根据步骤101和步骤102得到的相关参数，确定有效页岩段与邻近有效油层一体化开发布井模式与方式。
有效页岩段和邻近有效油层的一体化开发是指：首先进行有效页岩段开发，之后关闭有效页岩段生产井，利用注气井进行邻近有效油层的开发。
在一个实施例中，根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式，可以包括：
根据有效油层所在储层的最大渗流半径，确定有效油层中注气井和生产井的井距；所述有效油层中注气井和生产井的井距为小于或等于所述最大渗流半径。
具体实施时，根据有效油层所在储层的流体最大渗流半径，获取有效油层中注气井和生产井的井距，优选地采用等于最大渗流半径，根据最大渗流半径，确定注气井和生产井的井距可以提高有效油层的采收率。
由于不同研究区目的层的沉积环境不同，造成有效页岩段与邻近有效油层的空间分布存在较大差异，从而导致有效页岩段与之上邻近有效油层顶界、之下邻近有效油层底界之间的距离不同。由于现有的钻井条件决定了波动水平井的井轨迹上下波动范围存在一定的实施限制，因此，根据不同的情况分别采用波动水平井或直井布井模式。下面对这两种布井模式进行介绍。
在介绍之前，首先介绍，有效油层顶界和有效油层底界，波动注气水平井波动顶界和波动注气水平井波动底界的定义。
有效页岩段上方的有效油层顶界为有效页岩段最上方油层φ、K、So均大于其下限值的有效油层顶界，有效页岩段上方的有效油层底界为有效页岩段最上方油层φ、K、So均大于其下限值的有效油层底界。有效页岩段下方的有效油层底界为有效页岩段最下方油层φ、K、So均大于其下限值的有效油层底界，有效页岩段下方的有效油层底界为有效页岩段最下方油层φ、K、So均大于其下限值的有效油层底界(见图2)。
有效页岩段上方的有效油层的波动注气水平井波动顶界为波动注气水平井波动的顶界，底界位于有效页岩段上部第1层与第2层加热井的中间，注气井平面投影位于有效页岩段上部第1层加热井中间。有效页岩段下方的有效油层的波动注气水平井波动底界为波动注气水平井波动的底界，顶界位于有效页岩段下部第1层与第2层加热井的中间，注气井平面投影位于有效页岩段下部第1层加热井中间(见图2、图7、图8、图10、图11)。
步骤101中提到的顶有效边界为：有效页岩段上方的有效油层顶界、有效页岩段上方的有效油层的波动注气水平井波动顶界；步骤101中提到的底有效边界为：有效页岩段下方的有效油层底界、有效页岩段下方的有效油层的波动注气水平井波动底界。
1、第一种：直井布井模式。
在一个实施例中，根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式，可以包括：
在有效页岩(上述有效页岩段上部第1层与第2层加热井的中间位置)与所述顶有效边界(上述有效油层的顶有效边界)之间的第一距离，或有效页岩(上述有效页岩段下部第1层与第2层加热井的中间位置)与所述底有效边界(上述有效油层的底有效边界)之间的第二距离，大于波动水平井纵向波动距离，且第一距离上边界(上部油层的顶边界)有效油层占30％以上，或第二距离下边界(下部油层的底边界)有效油层占30％以上时，优选地采用50％，邻近有效油层的生产井和注气井采用直井布井模式；
在邻近有效油层的生产井和注气井采用直井布井模式时，有效页岩的生产井和邻近有效油层生产井采用类五点直井布井模式；类五点直井布井模式是四口有效页岩生产井组成第一矩形或正方形，邻近有效油层的生产井位于所述第一矩形或正方形的中心，或者是四口邻近有效油层生产井组成的第二矩形或正方形，有效页岩段的生产井位于所述第二矩形或正方形的中心。
具体实施时，当有效页岩段与之上邻近有效油层顶界之间的距离(第一距离)，或有效页岩段与之下邻近有效油层底界之间的距离(第二距离)，大于波动水平井纵向波动距离，且第一距离上边界有效油层占30％以上，或第二距离下边界有效油层占30％以上时，优选地采用50％，采用直井布井模式，即在第一距离或第二距离超过了现有波动水平井钻井实施技术要求时，无法实现对有效页岩段所有邻近油层的钻遇和开发，且有效油层动用率小于30％，优选有效油层动用率小于50％时，在此条件下，为了尽可能提高有效页岩段邻近有效油层中原油的动用程度和采收率，有效油层段生产井和注气井均采用直井布井模式。
具体实施时，采用直井开发模式时，有效页岩段和邻近有效油层的生产井和注气井均采用直井布井模式，有效页岩段的生产井和邻近有效油层生产井采用“类五点”直井布井模式，“类五点”直井布井方式是指4口有效页岩段生产井组成的矩形或正方形，邻近有效油层的生产井位于矩形或正方形的中心，或者是指4口有效油层段生产井组成的矩形或正方形，邻近有效页岩段的生产井位于矩形或正方形的中心(图3、图4、图5)。
具体实施时，“类五点”直井布井方式的优点是：能够保证有效页岩段上下油层中的油在较短的时间内开发出来，因为需要有效页岩段的加热井提供气驱动，如果加热井加热时间延长，所需能量就会增大，效益会下降。
2、第二种：波动水平井布井模式。
在一个实施例中，根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式，可以包括：
在有效页岩与所述顶有效边界之间的第一距离，或有效页岩与所述底有效边界之间的第二距离，小于或等于波动水平井纵向波动距离，或第一距离上边界(上部油层的顶边界)有效油层占30％以下，或第二距离下边界(下部油层的底边界)有效油层占30％以下时，优选地采用50％时，邻近有效油层的生产井和注气井采用波动水平井布井模式；波动水平井的井轨迹波动周期距离小于或等于有效油层所在储层四倍的最大渗流半径。
具体实施时，在有效页岩(上述有效页岩段上部第1层与第2层加热井的中间位置)与所述顶有效边界(上述有效油层的顶有效边界)之间距离(第一距离)，或有效页岩(上述有效页岩段下部第1层与第2层加热井的中间位置)与所述底有效边界(上述有效油层的底有效边界)之间距离(第二距离)，满足波动水平井轨迹钻井实施条件时，即有效页岩与所述顶有效边界之间的第一距离，或有效页岩与所述底有效边界之间的第二距离，小于或等于波动水平井纵向波动距离，或第一距离上边界有效油层占30％以下，或第二距离下边界有效油层占30％以下时，优选地采用50％时，邻近有效油层采用波动水平井布井模式。
具体实施时，采用波动水平井布井模式时，波动水平井的井轨迹波动周期距离小于等于有效油层所在储层4倍的最大渗流半径，可以使波动水平井控制的范围内的邻近油层中的油全部动用，进而提高资源利用率和采收率。
在一个实施例中，采用距离N+1.5倍的有效页岩段水平生产井之间距离，作为有效油层注气井的波动水平井井间距轨迹设计依据，N为整数，优选地采用2。
具体实施时，优选地采用距离2+1.5倍的有效页岩段水平生产井之间距离，作为有效油层注气井的波动水平井井间距轨迹设计条件，有利于钻井，提高有效油层的采收率，使得水平生产井位于加热井井中心位置，便于钻井。
在一个实施例中，邻近有效油层的波动水平井布井模式包括第一布井模式和第二布井模式；其中：第一布井模式为沿注气井与邻近有效油层生产井井身轨迹方向平行模式，第二布井模式为沿注气井与邻近有效油层生产井井身轨迹方向垂直交叉布井模式，所述第一布井模式和第二布井模式中沿注气井与有效页岩加热井井身轨迹的平面投影平行，其优点是：增大注气驱油面积和波及系数，进而提高采收率。
在一个实施例中，所述第一布井模式采用沿注气井平面投影与有效页岩加热井井身轨迹平面投影平行，沿水平井井身轨迹方向上邻近有效油层的波动水平生产井波动周期与注气井波动周期一致，但呈镜像反转关系。
在一个实施例中，所述第二布井模式采用沿注气井平面投影与有效页岩段加热井井身轨迹方向平面投影垂直，注气井波动周期与邻近油层波动水平井波动周期相同，相邻注气井井轨迹呈镜像反转关系，邻近有效油层水平生产井平面投影与有效页岩段加热井的平面投影呈垂直正交关系，邻近有效油层水平生产井的波动周期距离与注气井井间距一致，邻近有效油层波动水平生产井井轨迹平面投影与注气井(用于从有效页岩层向邻居油层注气的井)平面投影相对有效油层中部呈镜像反转关系。
具体实施时，有效页岩段邻近有效油层的波动水平井布井可采用2种模式，一是注气井与邻近有效油层生产井平行模式(模式1，第一布井模式)(图6、图7、图8)，另一种是注气井与邻近有效油层生产井垂直交叉布井模式(模式2，第二布井模式)(图9、图10、图11、图12)，两种波动水平井布井模式中注气井与有效页岩段加热井的平面投影平行。模式1优选地采用注气井平面投影与有效页岩段加热井平面投影平行，注气井采用相同的波动周期，邻近有效油层波动水平井波动周期与注气井一致，但呈镜像反转关系。模式2优选地采用注气井平面投影与有效页岩段加热井平面投影平行，注气井采用相同的波动周期，相邻注气井井轨迹呈镜像反转关系，邻近有效油层水平生产井平面投影与有效页岩段加热井的平面投影呈垂直正交关系，邻近有效油层水平生产井的波动周期与注气井井间距一致，邻近有效油层波动水平生产井井轨迹平面投影与注气井平面投影相对有效油层中部呈镜像反转关系。
在一个实施例中，根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式，可以包括：
在有效页岩厚度大于100m时，有效页岩加热井和生产井采用直井布井模式，邻近有效油层生产井和注气井均采用直井布井模式；
在有效页岩厚度小于100m时，有效页岩加热井采用水平井布井模式，注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井或直井布井模式。
具体实施时，当有效页岩厚度大于100米后，采用直井比水平井开发成本更低，效益更好。
具体实施时，当有效页岩段厚度较大时，优选地采用小于100m，有效页岩段加热井和生产井采用直井布井模式，此时，邻近有效油层生产井和注气井均采用直井布井模式。否则，有效页岩段加热井采用水平井布井模式，注气井和邻近有效油层生产井可采用波动水平井或直井布井模式。
另外，在一个实施例中，如果有效页岩段之上或之下邻近有效油层之间存在水层，有效油层生产井和注气井采用直井或波动水平井布井模式，但波动水平井采用套管完井方式，波动水平井射口段避开水层。
四、接着介绍上述步骤104。
在一个实施例中，根据所述开发布井模式，确定完井方式，可以包括：
在邻近有效油层间的平均渗透率极差小于或等于3时，且有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间不存在水层时，注气井(用于从有效页岩层向邻油层注气的井)和邻近有效油层生产井均采用筛管完井；
在注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用筛管完井的井段是位于注气井进入有效页岩之后的全井段；邻近有效油层生产井采用筛管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段：
在有效页岩生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时：有效页岩段的上方只存在有效油层时，筛管井段为有效油层的顶有效边界到有效页岩底界；有效页岩的下方只存在有效油层时，筛管井段为有效页岩顶界到有效油层的底有效边界；有效页岩的上方和下方都存在有效油层时，筛管井段为有效页岩的上方有效油层的顶有效边界到有效页岩的下方的有效油层的底有效边界。
具体实施时，该实例中完井方式的优点是：因为渗透率极差小，有效油层中流体流动能力相近，采用筛管完井可提高驱油效率，降低成本。
具体实施时，当邻近有效油层的储层物性非均值较弱，优选地采用邻近有效油层间的平均渗透率极差小于等于3时，注气井和邻近有效油层生产井均采用筛管完井。
具体实施时，注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用筛管完井的井段是位于注气井进入有效页岩段之后的全井段；邻近有效油层生产井采用筛管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段。
具体实施时，有效页岩段生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时，有效页岩段之上只存在有效油层段时，筛管井段为有效油层顶界到有效页岩段底界；有效页岩段之下只存在有效油层段时，筛管井段为有效页岩段顶界到有效油层底界；有效页岩段上、下都存在有效油层段时，筛管井段为有效页岩段之上有效油层顶面到有效页岩段之下油层底界。
在一个实施例中，根据所述开发布井模式，确定完井方式，可以包括：
在邻近有效油层间的平均渗透率极差大于3，或有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间存在水层时，注气井和邻近有效油层生产井均采用套管完井方式；
在注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时：注气井采用套管完井的井段是位于注气井进入有效页岩段之后的全井段；邻近有效油层生产井采用套管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段；
在有效页岩段生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时：有效页岩的上方只存在有效油层时，套管井段底界为有效页岩底界；有效页岩的下方只存在有效油层时，套管井段底界为有效油层的底有效边界；有效页岩的上方和下方都存在有效油层时，套管井段底界为有效页岩下方的有效油层的底有效边界。
具体实施时，当有效页岩段的邻近有效油层的储层物性非均值较强，优选地采用邻近有效油层间的平均渗透率极差大于3，或有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间存在水层时，注气井和邻近有效油层生产井均采用套管完井。
具体实施时，注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用套管完井的井段是位于注气井进入有效页岩段之后的全井段；邻近有效油层生产井采用套管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段。
具体实施时，有效页岩段生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时，有效页岩段之上只存在有效油层段时，套管井段底界为有效页岩段底界；有效页岩段之下只存在有效油层段时，套管井段底界为有效油层底界；有效页岩段上、下都存在有效油层段时，套管井段底界为有效页岩段之下油层底界。
在一个实施例中，根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量，可以包括：
1、在采用套管完井模式时，根据注气井在有效页岩的上方和下方邻近有效油层中的套管射孔密度和总射孔数的确定原则，确定注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积(根据下述公式(2)，求出“Voil_por和Vinjection”)；
2、根据注气井注气段控制的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积，确定套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数(根据下述公式(3)和上述“1”求出的“Voil_por和Vinjection”，以及根据下述公式(3)下方的公式求出的υi，带入公式(3)，求出PNi)；
3、根据套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，确定注气井总的射孔簇数及总的注气量(根据上述“2”求出的PNi带入下述公式(4)，求解“n”)。
具体实施时，当采用套管完井模式时，根据式2确定注气井在有效页岩段之上、下邻近有效油层中的套管射孔密度和总射孔数，以提高对所有不同储层物性的有效油层的原油动用和采收率。
注气井套管射孔密度和总射孔数的确定原则是，保证所有邻近有效油层的累计注入气体积为邻近有效油层井控有效储集空间体积的同等倍数，为了保证有效油层驱油效率，优选地采用2倍。
Vinjection/Voil_por≈2； (2)
其中，Vinjection为有效油层的累计注入气的地下体积，m3；Voil_por为注气井注气段控制的有效油层的储集空间体积，m3；
其中，
Figure BDA0002170796800000151
He为有效油层厚度，m；Ae为注气井注气段控制的有效油层面积，m2；
Figure BDA0002170796800000152
为注气井注气段控制的有效油层面积内有效油层的储层有效孔隙度，小数。
邻近有效油层的储层物性和流体粘度不同，流体在储层中的流动能力存在差别，为了保证不同邻近有效油层的注气驱油效率一致，即注气体积与所在有效油层有效孔隙体积比值倍数一致，采用式3确定套管完井模式的注气井的射孔数。注气井的射孔位置位于对应邻近有效油层段。
Figure BDA0002170796800000153
其中，υi为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量，m3/s；PNi为第i层有效油层对应的注气井射孔簇数，簇；Voil_por_i为第i层有效油层中最大渗流半径控制范围内的有效储集空间体积，m3。
其中，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量确定方法为：
Figure BDA0002170796800000161
Kr_Lg_i为第i层有效油层储层的流体相对渗透率，小数；μLg_i为第i层有效油层流体粘度，Pa·s；Δpi为第i层有效油层注气压力与地层压力差，MPa；Ri为第i层有效油层的井控射孔段渗流半径，m；Gi为第i层有效油层所在储层的启动压力梯度，MPa/m。
注气井总射孔数要保持在合理的范围内，才能保证一定的注气压力。根据式4注气井总射孔数的确定方法。
Figure BDA0002170796800000162
其中，Qinj_gas(该总的注气量是已知的：根据有效页岩段加热体积、注气井布井距离，得到已知注气量)为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，单位时间注气井的总注气量，m3/s；υi为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量；PNi为第i层有效油层对应的注气井射孔簇数，m3/s。根据式4确定注气井总的射孔簇数n，然后，根据式3确定邻近有效油层每一层的对应射孔簇数。
在一个实施例中，根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量，包括：
邻近有效油层生产井完井时间是在有效页岩段加热前完成；
在采用波动水平井开发模式时，注气井在完井时采用注气井段的上方封井模式；
在邻近有效油层生产井采用套管完井时，有效油层采用完全射孔模式；
在邻近有效油层生产井采用套管完井时，射孔段避开水层。
具体实施时，邻近有效油层生产井完井时间是在有效页岩段加热前完成。对于采用波动水平井部署模式开发时，注气井在完井时采用注气井段之上封井模式。当邻近有效油层段生产井采用套管完井时，有效油层段采用完全射孔模式，以增加有效油层泄流面积。当邻近有效油层段生产井采用套管完井时，射孔段避开水层，即水层段不射孔。有效页岩段加热过程中会产生硫化氢等有毒气体，在加热前完成邻近油层的钻完井，降低安全事故风险，同时，便于施工作业。
五、接着介绍在步骤104之后的步骤105。
在一个实施例中，确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，还可以包括：根据有效页岩生产井产出油气情况，确定有效页岩生产井的关闭时间，以及注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
根据有效页岩生产井产出油气情况，确定有效页岩生产井的关闭时间，以及注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间，可以包括：
在有效页岩生产井累计产出油量达到最终采出油量的90％时，优选地采用98％，或有效页岩生产井产出的累计气油比大于500时，优选地采用大于900，或有效页岩生产井产出的月产气油比大于2000时，优选地采用大于4000，关闭有效页岩的生产井，确定有效页岩生产井的关闭时间；
下面介绍确定上述“有效页岩生产井产出油气情况”，本步骤中的各个参数已在上述步骤101中获取。
在一个实施例中，确定页岩原位开发产出油量预测模型可以为：
QPO＝f(a)×Lheater 2×Hshale×TOC×HI×ρ (5)
f(a)＝10-8×(a51×Tcentre 3+a52×Tcentre 2+a53×Tcentre+a54)
其中，QPO为页岩原位转化有效页岩层生产井井控面积产出油量，m3；Lheater为有效页岩层加热井井距，米；Hshale为有效页岩厚度，米；TOC为有效页岩平均总有机碳含量，wt％；HI为有效页岩平均氢指数，mg/g.TOC；ρ为有效页岩平均密度，g/cm3；Theater为有效页岩层加热井连线中心点温度(通过检测井温度测量获得)，℃；a51、a52、a53、a54为经验系数，分别为-0.000028、-0.027439、8.818674、418.585965。
在一个实施例中，确定页岩原位开发产出气量预测模型可以为：
Figure BDA0002170796800000171
其中，QPg为页岩原位转化有效页岩层生产井井控面积产出气量，m3；Lheater为有效页岩层加热井井距，米；Hshale为有效页岩厚度，米；TOC为有效页岩平均总有机碳含量，wt％；HI为有效页岩平均氢指数，mg/g.TOC；ρ为有效页岩平均密度，g/cm3；Theater为有效页岩层加热井连线中心点温度(通过检测井温度测量获得)，℃；a61、b61为经验系数，分别为0.01157、1.99449。
在一个实施例中，确定页岩原位开发产出气油比预测模型可以为：
Figure BDA0002170796800000181
其中，GOR为页岩原位转化有效页岩层生产井产出油气比m3/m3；Theater为有效页岩层加热井连线中心点温度(通过检测井温度测量获得)，℃；a71、b71为经验系数，分别为0.28451、0.0449。在一个实施例中，根据公式5、公式6、公式7获得的页岩原位转化产出油量、产出气量、产出气油比预测模型，和实际生产中产出油量、产出气量、产出气油比确定有效页岩生产井的关闭时间，以及注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
在关闭有效页岩的生产井后，利用有效页岩生成的天然气，开始对邻近有效油层进行注气，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
在一个实施例中，在关闭有效页岩的生产井后，利用有效页岩生成的天然气，开始对邻近有效油层进行注气，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间，可以包括：
在有效页岩生成的气量能够满足对邻近有效油层的驱油最低累计注入气量下限值要求时，直到邻近有效油层的单井日产油气量价值等于该单井单日操作成本时，结束邻近有效油层生产井的生产，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间；
在有效页岩段原位转化生成的气量，不能满足对邻近有效油层的驱油最低累计注入气量下限值要求时，利用有效页岩段生产井进行注气模式进行继续注气开发邻近有效油层，直到邻近有效油层的单井日产油气量价值等于该井单日操作成本时，结束邻近有效油层生产井的生产，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
具体实施时，当有效页岩段生产井累计产出油气达到一定量时，关闭有效页岩段的生产井，利用有效页岩段生成的天然气，开始对邻近有效油层进行注气，即进入对邻近有效油层注气开发阶段。优选地采用当有效页岩段生产井累计产出油量达到最终采出油量的90％时，优选的采用98％，或有效页岩段生产井产出的累计气油比大于500，优选地采用900，或有效页岩段生产井产出的月产气油比大于2000，优选地采用4000(图13、图14)，关闭有效页岩段的生产井，转入对邻近有效油层注气阶段。如果有效页岩段生成的气量能够满足对邻近有效油层的驱油最低累计注入气量下限值要求时，优选地采用邻近有效油层的累计注入气体积与该油层井控有效储集空间体积的比值为2，直到邻近有效油层的单井日产油气量价值等于该井单日操作成本时，结束邻近有效油层生产井的生产。
具体实施时，当有效页岩段原位转化生成的气量，不能满足对邻近有效油层的驱油最低累计注入气量下限值要求时，采用利用有效页岩段生产井进行注气模式进行继续注气开发邻近有效油层，优选地采用有效页岩段累积产出气量达到98％时，有效页岩段生产井转入人工注气阶段。直到邻近有效油层的单井日产油气量价值等于该井单日操作成本时，结束邻近有效油层生产井的生产。有效页岩段生产井的井口注气压力应小于邻近有效油层破裂压力减去井筒气柱压力。有效页岩段生产井注入气采用烃类气体、氮气、二氧化碳等气体，优选地采用烃类气体。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，如下面的实施例所述。由于确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置解决问题的原理与确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法相似，因此确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置的实施可以参见确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
图16是本发明实施例中确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置的流程示意图，如图16所示，该装置包括：
参数确定单元01，用于根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域；根据有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域，确定有效页岩上方的邻近有效油层的顶有效边界，有效页岩下方的邻近有效油层的底有效边界；
最大渗流半径确定单元02，用于根据有效页岩的邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；
一体化开发布井模式确定单元03，用于根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；
完井模式确定单元04，用于根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量；
其中，所述有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通。
在一个实施例中，有效页岩满足以下第一预设条件：页岩干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ型的其中之一或组合，总有机碳含量TOC大于4％～6％，镜质体反射率Ro小于0.95％；
有效页岩满足以下第二预设条件：
干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的连续页岩厚度大于8m；
或，干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的页岩单层厚度大于3m，有效页岩间不满足所述第一预设条件的厚度小于1m，且满足所述第一预设条件的有效页岩累计厚度大于10m；
或，干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的有效页岩累计厚度大于8m，且符合第一预设条件的有效页岩累计厚度占所在地层比例大于80％；
邻近有效油层满足的第三预设条件是：邻近有效油层的有效孔隙度大于孔隙度下限值，渗透率大于渗透率下限值，以及含油饱和度大于含油饱和度下限值。
在一个实施例中，最大渗流半径确定单元02具体用于：
按照如下公式确定邻近有效油层的最大渗流半径：
R＝(Pb-Pf)/G；
其中，R为最大渗流半径；Pb为油层所在储层的破裂压力；Pf为油层所在储层的地层压力；G为油层所在储层的启动压力梯度。
在一个实施例中，所述一体化开发布井模式确定单元具体用于：根据有效油层所在储层的最大渗流半径，确定有效油层中注气井和生产井的井距；所述有效油层中注气井和生产井的井距为小于或等于所述最大渗流半径。
在一个实施例中，所述一体化开发布井模式确定单元具体用于：
在有效页岩与所述顶有效边界之间的第一距离，或有效页岩与所述底有效边界之间的第二距离小于或等于波动水平井纵向波动距离，或第一距离上边界有效油层占30％以下，或第二距离下边界有效油层占30％以下时，邻近有效油层的生产井和注气井采用波动水平井布井模式；波动水平井的井轨迹波动周期距离小于或等于有效油层所在储层四倍的最大渗流半径。
在一个实施例中，所述一体化开发布井模式确定单元具体用于：采用距离N+1.5倍的有效页岩段水平生产井之间距离，作为有效油层注气井的波动水平井井间距轨迹设计依据，其中，N为整数。
在一个实施例中，邻近有效油层的波动水平井布井模式包括第一布井模式和第二布井模式；其中：第一布井模式为沿注气井与邻近有效油层生产井井身轨迹方向平行模式，第二布井模式为沿注气井与邻近有效油层生产井井身轨迹方向垂直交叉布井模式，所述第一布井模式和第二布井模式中沿注气井与有效页岩加热井井身轨迹的平面投影平行。
在一个实施例中，所述第一布井模式采用沿注气井平面投影与有效页岩加热井井身轨迹平面投影平行，沿水平井井身轨迹方向上邻近有效油层的波动水平生产井波动周期与注气井波动周期一致，但呈镜像反转关系。
在一个实施例中，所述第二布井模式采用沿注气井平面投影与有效页岩段加热井井身轨迹方向平面投影垂直，注气井波动周期与邻近油层波动水平井波动周期相同，相邻注气井井轨迹呈镜像反转关系，邻近有效油层水平生产井平面投影与有效页岩段加热井的平面投影呈垂直正交关系，邻近有效油层水平生产井的波动周期距离与注气井井间距一致，邻近有效油层波动水平生产井井轨迹平面投影与注气井平面投影相对有效油层中部呈镜像反转关系。
在一个实施例中，所述一体化开发布井模式确定单元具体用于：
在有效页岩与所述顶有效边界之间的第一距离，或有效页岩与所述底有效边界之间的第二距离，大于波动水平井纵向波动距离，且第一距离上边界有效油层占30％以上，或第二距离下边界有效油层占30％以上时，邻近有效油层的生产井和注气井采用直井布井模式；
在邻近有效油层的生产井和注气井采用直井布井模式时，有效页岩的生产井和邻近有效油层生产井采用类五点直井布井模式；类五点直井布井模式是四口有效页岩生产井组成第一矩形或正方形，邻近有效油层的生产井位于所述第一矩形或正方形的中心，或者是四口邻近有效油层生产井组成的第二矩形或正方形，有效页岩段的生产井位于所述第二矩形或正方形的中心。
在一个实施例中，所述一体化开发布井模式确定单元具体用于：
在有效页岩厚度大于100m时，有效页岩加热井和生产井采用直井布井模式，邻近有效油层生产井和注气井均采用直井布井模式；
在有效页岩厚度小于100m时，有效页岩加热井采用水平井布井模式，注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井或直井布井模式。
在一个实施例中，所述完井模式确定单元具体用于：
在邻近有效油层间的平均渗透率极差小于或等于3时，且有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间不存在水层时，注气井和邻近有效油层生产井均采用筛管完井；
在注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用筛管完井的井段是位于注气井进入有效页岩之后的全井段；邻近有效油层生产井采用筛管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段：
在有效页岩生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时：有效页岩段的上方只存在有效油层时，筛管井段为有效油层的顶有效边界到有效页岩底界；有效页岩的下方只存在有效油层时，筛管井段为有效页岩顶界到有效油层的底有效边界；有效页岩的上方和下方都存在有效油层时，筛管井段为有效页岩的上方有效油层的顶有效边界到有效页岩的下方的有效油层的底有效边界。
在一个实施例中，所述完井模式确定单元具体用于：
在邻近有效油层间的平均渗透率极差大于3，或有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间存在水层时，注气井和邻近有效油层生产井均采用套管完井方式；
在注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用套管完井的井段是位于注气井进入有效页岩段之后的全井段；邻近有效油层生产井采用套管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段；
在有效页岩段生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时：有效页岩的上方只存在有效油层时，套管井段底界为有效页岩底界；有效页岩的下方只存在有效油层时，套管井段底界为有效油层的底有效边界；有效页岩的上方和下方都存在有效油层时，套管井段底界为有效页岩下方的有效油层的底有效边界。
在一个实施例中，所述完井模式确定单元具体用于：
在采用套管完井模式时，根据注气井在有效页岩的上方和下方邻近有效油层中的套管射孔密度和总射孔数的确定原则，确定注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积；
根据注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积，确定套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数；
根据套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，确定注气井总的射孔簇数及总的注气量。
在一个实施例中，在采用套管完井模式时，根据注气井在有效页岩的上方和下方邻近有效油层中的套管射孔密度和总射孔数的确定原则，确定注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积，包括：按照如下公式确定注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积：
Vinjection/Voil_por≈2；
其中，Vinjection为有效油层的累计注入气的地下体积；Voil_por为注气井注气段控制的有效油层的储集空间体积；
其中，
Figure BDA0002170796800000231
He为有效油层厚度；Ae为注气井注气段控制的有效油层面积；
Figure BDA0002170796800000232
为注气井注气段控制范围内的有效油层面积内有效油层的储层有效孔隙度。
在一个实施例中，根据注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积，确定套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，包括：按照如下公式确定套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数：
Figure BDA0002170796800000233
其中，υi为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量；PNi为第i层有效油层对应的注气井射孔簇数；Voil_por_i为第i层有效油层中的有效储集空间体积；
其中，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量确定方法为：
Figure BDA0002170796800000234
Kr_Lg_i为第i层有效油层储层的流体相对渗透率；μLg_i为第i层有效油层流体粘度；Δpi为第i层有效油层注气压力与地层压力差；Ri为第i层有效油层的井控射孔段渗流半径；Gi为第i层有效油层所在储层的启动压力梯度。
在一个实施例中，根据套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，确定注气井总的射孔簇数及总的注气量，包括按照如下公式确定注气井总的射孔簇数及总的注气量：
Figure BDA0002170796800000241
其中，Qinj_gas为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，单位时间注气井的总注气量；υi为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量；PNi为第i层有效油层对应的注气井射孔簇数。
在一个实施例中，所述完井模式确定单元具体用于：
邻近有效油层生产井完井时间是在有效页岩段加热前完成；
在采用波动水平井开发模式时，注气井在完井时采用注气井段的上方封井模式；
在邻近有效油层生产井采用套管完井时，有效油层采用完全射孔模式；
在邻近有效油层生产井采用套管完井时，射孔段避开水层。
在一个实施例中，上述确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置还可以包括：生产参数确定单元，用于根据有效页岩生产井产出油气情况，确定有效页岩生产井的关闭时间，以及注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
在一个实施例中，所述生产参数确定单元具体用于：
在有效页岩生产井累计产出油量达到最终采出油量的90％时，或有效页岩生产井产出的累计气油比大于500时，或有效页岩生产井产出的月产气油比大于2000时，关闭有效页岩的生产井，确定有效页岩生产井的关闭时间；
在关闭有效页岩的生产井后，利用有效页岩生成的天然气，开始对邻近有效油层进行注气，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
在一个实施例中，在关闭有效页岩的生产井后，利用有效页岩生成的天然气，开始对邻近有效油层进行注气，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间，包括：
在有效页岩生成的气量能够满足对邻近有效油层的驱油最低累计注入气量下限值要求时，直到邻近有效油层的单井日产油气量价值等于该单井单日操作成本时，结束邻近有效油层生产井的生产，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间；
在有效页岩段原位转化生成的气量，不能满足对邻近有效油层的驱油最低累计注入气量下限值要求时，利用有效页岩生产井进行注气模式进行继续注气开发邻近有效油层，直到邻近有效油层的单井日产油气量价值等于该单井单日操作成本时，结束邻近有效油层生产井的生产，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法的计算机程序。
本发明实施例提供的技术方案达到的有益技术效果是：
与现有的水平井体积压裂技术实现页岩与邻近油层开发的方案相比较，本发明实施例提供的技术方案中有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通，并通过：根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层和隔夹层的纵向分布位置；根据有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层和隔夹层的纵向分布位置，确定有效页岩上方的邻近有效油层的顶有效边界，有效页岩下方的邻近有效油层的底有效边界；根据有效页岩的邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；根据有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量，实现了确定页岩与邻近油层一体化高效开发方式，提高了邻近油层采收率，为页岩与邻近油层一体化开发提供科学的指导。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/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。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (32)

1.一种确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，包括：
根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域；根据有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域，确定有效页岩上方的邻近有效油层的顶有效边界，有效页岩下方的邻近有效油层的底有效边界；
根据有效页岩的邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；
根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；
根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量；
其中，所述有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通。
2.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，有效页岩满足以下第一预设条件：页岩干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ型的其中之一或组合，总有机碳含量TOC大于4％～6％，镜质体反射率Ro小于0.95％；
有效页岩满足以下第二预设条件：
干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的连续页岩厚度大于8m；
或，干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的页岩单层厚度大于3m，有效页岩间不满足所述第一预设条件的厚度小于1m，且满足所述第一预设条件的有效页岩累计厚度大于10m；
或，干酪根类型、TOC、Ro满足所述第一预设条件的有效页岩累计厚度大于8m，且符合第一预设条件的有效页岩累计厚度占所在地层比例大于80％；
邻近有效油层满足的第三预设条件是：邻近有效油层的有效孔隙度大于孔隙度下限值，渗透率大于渗透率下限值，以及含油饱和度大于含油饱和度下限值。
3.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定邻近有效油层的最大渗流半径，包括按照如下公式确定邻近有效油层的最大渗流半径：
R＝(Pb-Pf)/G；
其中，R为最大渗流半径；Pb为油层所在储层的破裂压力；Pf为油层所在储层的地层压力；G为油层所在储层的启动压力梯度。
4.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式，包括：
根据有效油层所在储层的最大渗流半径，确定有效油层中注气井和生产井的井距；所述有效油层中注气井和生产井的井距为小于或等于所述最大渗流半径。
5.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式，包括：
在有效页岩与所述顶有效边界之间的第一距离，或有效页岩与所述底有效边界之间的第二距离小于或等于波动水平井纵向波动距离，或第一距离上边界有效油层占30％以下，或第二距离下边界有效油层占30％以下时，邻近有效油层的生产井和注气井采用波动水平井布井模式；波动水平井的井轨迹波动周期距离小于或等于有效油层所在储层四倍的最大渗流半径。
6.如权利要求5所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，采用距离N+1.5倍的有效页岩段水平生产井之间距离，作为有效油层注气井的波动水平井井间距轨迹设计依据，其中，N为整数。
7.如权利要求5所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，邻近有效油层的波动水平井布井模式包括第一布井模式和第二布井模式；其中：第一布井模式为沿注气井与邻近有效油层生产井井身轨迹方向平行模式，第二布井模式为沿注气井与邻近有效油层生产井井身轨迹方向垂直交叉布井模式，所述第一布井模式和第二布井模式中沿注气井与有效页岩加热井井身轨迹的平面投影平行。
8.如权利要求7所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，所述第一布井模式采用沿注气井平面投影与有效页岩加热井井身轨迹平面投影平行，沿水平井井身轨迹方向上邻近有效油层的波动水平生产井波动周期与注气井波动周期一致，但呈镜像反转关系。
9.如权利要求7所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，所述第二布井模式采用沿注气井平面投影与有效页岩段加热井井身轨迹方向平面投影垂直，注气井波动周期与邻近油层波动水平井波动周期相同，相邻注气井井轨迹呈镜像反转关系，邻近有效油层水平生产井平面投影与有效页岩段加热井的平面投影呈垂直正交关系，邻近有效油层水平生产井的波动周期距离与注气井井间距一致，邻近有效油层波动水平生产井井轨迹平面投影与注气井平面投影相对有效油层中部呈镜像反转关系。
10.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式，包括：
在有效页岩与所述顶有效边界之间的第一距离，或有效页岩与所述底有效边界之间的第二距离，大于波动水平井纵向波动距离，且第一距离上边界有效油层占30％以上，或第二距离下边界有效油层占30％以上时，邻近有效油层的生产井和注气井采用直井布井模式；
在邻近有效油层的生产井和注气井采用直井布井模式时，有效页岩的生产井和邻近有效油层生产井采用类五点直井布井模式；类五点直井布井模式是四口有效页岩生产井组成第一矩形或正方形，邻近有效油层的生产井位于所述第一矩形或正方形的中心，或者是四口邻近有效油层生产井组成的第二矩形或正方形，有效页岩段的生产井位于所述第二矩形或正方形的中心。
11.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式，包括：
在有效页岩厚度大于100m时，有效页岩加热井和生产井采用直井布井模式，邻近有效油层生产井和注气井均采用直井布井模式；
在有效页岩厚度小于100m时，有效页岩加热井采用水平井布井模式，注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井或直井布井模式。
12.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据所述开发布井模式，确定完井方式，包括：
在邻近有效油层间的平均渗透率极差小于或等于3时，且有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间不存在水层时，注气井和邻近有效油层生产井均采用筛管完井；
在注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用筛管完井的井段是位于注气井进入有效页岩之后的全井段；邻近有效油层生产井采用筛管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段：
在有效页岩生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时：有效页岩段的上方只存在有效油层时，筛管井段为有效油层的顶有效边界到有效页岩底界；有效页岩的下方只存在有效油层时，筛管井段为有效页岩顶界到有效油层的底有效边界；有效页岩的上方和下方都存在有效油层时，筛管井段为有效页岩的上方有效油层的顶有效边界到有效页岩的下方的有效油层的底有效边界。
13.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据所述开发布井模式，确定完井方式，包括：
在邻近有效油层间的平均渗透率极差大于3，或有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间存在水层时，注气井和邻近有效油层生产井均采用套管完井方式；
在注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用套管完井的井段是位于注气井进入有效页岩段之后的全井段；邻近有效油层生产井采用套管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段；
在有效页岩段生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时：有效页岩的上方只存在有效油层时，套管井段底界为有效页岩底界；有效页岩的下方只存在有效油层时，套管井段底界为有效油层的底有效边界；有效页岩的上方和下方都存在有效油层时，套管井段底界为有效页岩下方的有效油层的底有效边界。
14.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量，包括：
在采用套管完井模式时，根据注气井在有效页岩的上方和下方邻近有效油层中的套管射孔密度和总射孔数的确定原则，确定注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积；
根据注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积，确定套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数；
根据套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，确定注气井总的射孔簇数及总的注气量。
15.如权利要求14所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，在采用套管完井模式时，根据注气井在有效页岩的上方和下方邻近有效油层中的套管射孔密度和总射孔数的确定原则，确定注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积，包括：按照如下公式确定注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积：
Vinjection/Voil_por≈2；
其中，Vinjection为有效油层的累计注入气的地下体积；Voil_por为注气井注气段控制的有效油层的储集空间体积；
其中，
Figure FDA0002170796790000051
He为有效油层厚度；Ae为注气井注气段控制的有效油层面积；
Figure FDA0002170796790000052
为注气井注气段控制范围内的有效油层面积内有效油层的储层有效孔隙度。
16.如权利要求14所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积，确定套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，包括：按照如下公式确定套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数：
Figure FDA0002170796790000053
其中，υi为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量；PNi为第i层有效油层对应的注气井射孔簇数；Voil_por_i为第i层有效油层中的有效储集空间体积；
其中，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量确定方法为：
Figure FDA0002170796790000054
Kr_Lg_i为第i层有效油层储层的流体相对渗透率；μLg_i为第i层有效油层流体粘度；Δpi为第i层有效油层注气压力与地层压力差；Ri为第i层有效油层的井控射孔段渗流半径；Gi为第i层有效油层所在储层的启动压力梯度。
17.如权利要求14所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，确定注气井总的射孔簇数及总的注气量，包括按照如下公式确定注气井总的射孔簇数及总的注气量：
Figure FDA0002170796790000061
其中，Qinj_gas为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，单位时间注气井的总注气量；υi为破裂压力与邻近有效油层地层压力差下，注入气在第i层有效油层中每簇射孔的单位时间的注入量；PNi为第i层有效油层对应的注气井射孔簇数。
18.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量，包括：
邻近有效油层生产井完井时间是在有效页岩段加热前完成；
在采用波动水平井开发模式时，注气井在完井时采用注气井段的上方封井模式；
在邻近有效油层生产井采用套管完井时，有效油层采用完全射孔模式；
在邻近有效油层生产井采用套管完井时，射孔段避开水层。
19.如权利要求1所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，还包括：根据有效页岩生产井产出油气情况，确定有效页岩生产井的关闭时间，以及注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
20.如权利要求19所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，根据有效页岩生产井产出油气情况，确定有效页岩生产井的关闭时间，以及注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间，包括：
在有效页岩生产井累计产出油量达到最终采出油量的90％时，或有效页岩生产井产出的累计气油比大于500时，或有效页岩生产井产出的月产气油比大于2000时，关闭有效页岩的生产井，确定有效页岩生产井的关闭时间；
在关闭有效页岩的生产井后，利用有效页岩生成的天然气，开始对邻近有效油层进行注气，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
21.如权利要求20所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法，其特征在于，在关闭有效页岩的生产井后，利用有效页岩生成的天然气，开始对邻近有效油层进行注气，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间，包括：
在有效页岩生成的气量能够满足对邻近有效油层的驱油最低累计注入气量下限值要求时，直到邻近有效油层的单井日产油气量价值等于该单井单日操作成本时，结束邻近有效油层生产井的生产，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间；
在有效页岩段原位转化生成的气量，不能满足对邻近有效油层的驱油最低累计注入气量下限值要求时，利用有效页岩生产井进行注气模式进行继续注气开发邻近有效油层，直到邻近有效油层的单井日产油气量价值等于该单井单日操作成本时，结束邻近有效油层生产井的生产，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
22.一种确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，包括：
参数确定单元，用于根据研究区目的层的测井资料，确定有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域；根据有效页岩厚度，有效页岩的邻近有效油层厚度，有效页岩和有效页岩的邻近有效油层的平面分布区域，确定有效页岩上方的邻近有效油层的顶有效边界，有效页岩下方的邻近有效油层的底有效边界；
最大渗流半径确定单元，用于根据有效页岩的邻近有效油层的地层压力、破裂压力和启动压力梯度，确定有效页岩的邻近有效油层的最大渗流半径；
一体化开发布井模式确定单元，用于根据所述有效页岩厚度、顶有效边界、底有效边界和最大渗流半径，确定有效页岩与邻近有效油层一体化开发布井模式；
完井模式确定单元，用于根据所述开发布井模式，确定完井方式；根据完井方式，确定注气井总的射孔簇数，邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，每簇射孔的单位时间的注气量，以及单位时间注气井总的注气量；
其中，所述有效页岩与所有邻近有效油层采用波动水平井或直井钻穿连通。
23.如权利要求22所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，所述一体化开发布井模式确定单元具体用于：
在有效页岩与所述顶有效边界之间的第一距离，或有效页岩与所述底有效边界之间的第二距离小于或等于波动水平井纵向波动距离，或第一距离上边界有效油层占30％以下，或第二距离下边界有效油层占30％以下时，邻近有效油层的生产井和注气井采用波动水平井布井模式；波动水平井的井轨迹波动周期距离小于或等于有效油层所在储层四倍的最大渗流半径。
24.如权利要求23所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，邻近有效油层的波动水平井布井模式包括第一布井模式和第二布井模式；其中：第一布井模式为沿注气井与邻近有效油层生产井井身轨迹方向平行模式，第二布井模式为沿注气井与邻近有效油层生产井井身轨迹方向垂直交叉布井模式，所述第一布井模式和第二布井模式中沿注气井与有效页岩加热井井身轨迹的平面投影平行。
25.如权利要求22所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，所述一体化开发布井模式确定单元具体用于：
在有效页岩与所述顶有效边界之间的第一距离，或有效页岩与所述底有效边界之间的第二距离，大于波动水平井纵向波动距离，且第一距离上边界有效油层占30％以上，或第二距离下边界有效油层占30％以上时，邻近有效油层的生产井和注气井采用直井布井模式；
在邻近有效油层的生产井和注气井采用直井布井模式时，有效页岩的生产井和邻近有效油层生产井采用类五点直井布井模式；类五点直井布井模式是四口有效页岩生产井组成第一矩形或正方形，邻近有效油层的生产井位于所述第一矩形或正方形的中心，或者是四口邻近有效油层生产井组成的第二矩形或正方形，有效页岩段的生产井位于所述第二矩形或正方形的中心。
26.如权利要求22所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，所述完井模式确定单元具体用于：
在邻近有效油层间的平均渗透率极差小于或等于3时，且有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间不存在水层时，注气井和邻近有效油层生产井均采用筛管完井；
在注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用筛管完井的井段是位于注气井进入有效页岩之后的全井段；邻近有效油层生产井采用筛管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段：
在有效页岩生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时：有效页岩段的上方只存在有效油层时，筛管井段为有效油层的顶有效边界到有效页岩底界；有效页岩的下方只存在有效油层时，筛管井段为有效页岩顶界到有效油层的底有效边界；有效页岩的上方和下方都存在有效油层时，筛管井段为有效页岩的上方有效油层的顶有效边界到有效页岩的下方的有效油层的底有效边界。
27.如权利要求22所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，所述完井模式确定单元具体用于：
在邻近有效油层间的平均渗透率极差大于3，或有效页岩段与邻近油层顶有效边界、底有效边界之间存在水层时，注气井和邻近有效油层生产井均采用套管完井方式；
在注气井和邻近有效油层生产井采用波动水平井布井模式时，注气井采用套管完井的井段是位于注气井进入有效页岩段之后的全井段；邻近有效油层生产井采用套管完井的井段是进入邻近有效油层之后的全井段；
在有效页岩段生产井和邻近有效油层生产井采用直井布井模式时：有效页岩的上方只存在有效油层时，套管井段底界为有效页岩底界；有效页岩的下方只存在有效油层时，套管井段底界为有效油层的底有效边界；有效页岩的上方和下方都存在有效油层时，套管井段底界为有效页岩下方的有效油层的底有效边界。
28.如权利要求22所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，所述完井模式确定单元具体用于：
在采用套管完井模式时，根据注气井在有效页岩的上方和下方邻近有效油层中的套管射孔密度和总射孔数的确定原则，确定注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积；
根据注气井注气段控制范围内的有效油层的储集空间体积和有效油层的累计注入气的地下体积，确定套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数；
根据套管完井模式的邻近有效油层每一层的对应射孔簇数，确定注气井总的射孔簇数及总的注气量。
29.如权利要求22所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，还包括：生产参数确定单元，用于根据有效页岩生产井产出油气情况，确定有效页岩生产井的关闭时间，以及注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
30.如权利要求29所述的确定页岩与邻近油层一体化开发方式的装置，其特征在于，所述生产参数确定单元具体用于：
在有效页岩生产井累计产出油量达到最终采出油量的90％时，或有效页岩生产井产出的累计气油比大于500时，或有效页岩生产井产出的月产气油比大于2000时，关闭有效页岩的生产井，确定有效页岩生产井的关闭时间；
在关闭有效页岩的生产井后，利用有效页岩生成的天然气，开始对邻近有效油层进行注气，确定注气时间、注气量和邻近有效油层生产井启动和关闭时间。
31.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至21任一所述方法。
32.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至21任一所述方法的计算机程序。
CN201910762449.4A 2019-08-19 2019-08-19 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 Active CN112392472B (zh)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910762449.4A CN112392472B (zh) 2019-08-19 2019-08-19 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置
CA3100041A CA3100041A1 (en) 2019-08-19 2020-02-24 Method and apparatus for determining integrated exploitation approach of shale and adjacent oil reservoirs
US17/253,457 US11692426B2 (en) 2019-08-19 2020-02-24 Method and apparatus for determining integrated exploitation approach of shale and adjacent oil reservoirs
EP20803734.1A EP3800324B1 (en) 2019-08-19 2020-02-24 Method and apparatus for determining integrated development approach for shale and adjacent oil layers
PCT/CN2020/076345 WO2021031543A1 (zh) 2019-08-19 2020-02-24 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置
RU2020138644A RU2761946C1 (ru) 2019-08-19 2020-02-24 Способ и устройство для определения подхода к комплексной разработке сланца и соседних нефтяных коллекторов

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910762449.4A CN112392472B (zh) 2019-08-19 2019-08-19 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112392472A true CN112392472A (zh) 2021-02-23
CN112392472B CN112392472B (zh) 2022-08-02

Family

ID=74215695

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910762449.4A Active CN112392472B (zh) 2019-08-19 2019-08-19 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11692426B2 (zh)
EP (1) EP3800324B1 (zh)
CN (1) CN112392472B (zh)
CA (1) CA3100041A1 (zh)
RU (1) RU2761946C1 (zh)
WO (1) WO2021031543A1 (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112685920A (zh) * 2021-03-12 2021-04-20 西南石油大学 一种基于超高温加热的页岩储层渗透率改善评价方法
CN113970489A (zh) * 2021-11-08 2022-01-25 西南石油大学 基于岩心尺度吞吐采油方式确定二氧化碳作用距离的方法

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112392472B (zh) 2019-08-19 2022-08-02 中国石油天然气股份有限公司 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置
CN113266309B (zh) * 2021-04-25 2022-05-13 深圳市信辉源科技有限公司 一种石油天然气高效节能防爆电磁加热器
CN113850007B (zh) * 2021-11-30 2022-03-11 浙江中自庆安新能源技术有限公司 一种基于有限元分析的油藏有效油层厚度预测方法及系统
CN115288658A (zh) * 2022-05-30 2022-11-04 中国石油化工股份有限公司 一种水平井泄油半径的表征方法
CN115356465B (zh) * 2022-08-29 2023-04-11 西南石油大学 岩心夹持器及基于其的页岩油启动压力梯度预测方法

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4039030A (en) * 1976-06-28 1977-08-02 Physics International Company Oil and gas well stimulation
DE3563235D1 (en) * 1984-11-14 1988-07-14 Inst Dev Gazific Souterrai Method for producing methane and hydrocarbons by the underground hydrogenation of coal
CN102465691A (zh) * 2010-11-10 2012-05-23 中国石油天然气股份有限公司 油页岩就地干馏开采方法及其模拟实验系统
CN103912268A (zh) * 2014-03-28 2014-07-09 中石化江汉石油工程有限公司测录井公司 基于toc的页岩储层含气饱和度确定方法
CN104790918A (zh) * 2015-05-05 2015-07-22 中国矿业大学 复杂地形条件下丛式井与水平井联合地面开采煤层气方法
CN105178931A (zh) * 2015-09-06 2015-12-23 中国石油天然气股份有限公司 一种提高sagd初期上产速度的方法
CN107045580A (zh) * 2017-04-27 2017-08-15 中国石油大学(华东) 一种基于数字岩心的页岩力学参数快速计算方法

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6708764B2 (en) * 2002-07-12 2004-03-23 Cdx Gas, L.L.C. Undulating well bore
US7090013B2 (en) 2001-10-24 2006-08-15 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids
WO2008048454A2 (en) 2006-10-13 2008-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource
US9135475B2 (en) * 2007-01-29 2015-09-15 Sclumberger Technology Corporation System and method for performing downhole stimulation operations
CN102272414B (zh) * 2008-09-19 2014-06-25 雪佛龙美国公司 优化具有流动障碍物的储层中的井产量的方法
CA2651527C (en) * 2009-01-29 2012-12-04 Imperial Oil Resources Limited Method and system for enhancing a recovery process employing one or more horizontal wellbores
AU2011350664B2 (en) * 2010-12-30 2016-02-04 Schlumberger Technology B.V. System and method for performing downhole stimulation operations
CA2873352C (en) * 2012-05-14 2020-04-21 Landmark Graphics Corporation Modeling stress around a wellbore
CN102930345B (zh) 2012-10-12 2015-11-25 中国石油大学(华东) 一种基于梯度算法的自适应井网优化方法
RU2530146C1 (ru) 2013-05-07 2014-10-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт угля Сибирского отделения Российской академии наук (ИУ СО РАН) Способ комплексного освоения месторождения горючих сланцев
CN103266874B (zh) 2013-05-17 2015-08-26 北京科技大学 一种开采页岩气的方法
CN105930604B (zh) 2016-04-29 2019-09-10 中国石油天然气股份有限公司 一种确定页岩气开采程度的方法及装置
RU2612060C9 (ru) * 2016-05-06 2017-07-26 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений
CN106437629B (zh) 2016-10-31 2018-08-21 延安大学 一种基于启动压力梯度的分支水平井开采方法
CN106321057B (zh) * 2016-11-02 2018-10-02 广东石油化工学院 水平井压裂裂缝井网模型设计方法
CN106761631B (zh) * 2016-12-30 2019-11-08 中国石油天然气股份有限公司 一种采油方法及井网
CN108019195A (zh) 2017-12-18 2018-05-11 成都来宝石油设备有限公司 一种基于油气的开采方法
CN109113699B (zh) * 2018-07-12 2021-03-30 中国石油天然气股份有限公司 一种页岩油原位轻质化开发方法、装置及系统
CN109025982A (zh) 2018-07-16 2018-12-18 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司勘探开发研究院 页岩气开发层段的分级评价方法、装置及终端设备
CN109102182A (zh) 2018-08-01 2018-12-28 中国石油天然气股份有限公司 一种页岩气开发方案的筛选方法及装置
CN109519158A (zh) * 2018-10-25 2019-03-26 安蔓页岩技术有限公司 一种一体开发含有机质的页岩和邻近的含油储层的方法
CN109441422B (zh) 2018-12-03 2020-06-26 北京科技大学 一种页岩气井间距优化开采方法
RU2692369C1 (ru) * 2018-12-26 2019-06-24 Публичное акционерное общество "Газпром нефть" Способ выбора системы разработки месторождения
CN110005390B (zh) * 2019-03-26 2021-04-30 中国石油天然气股份有限公司 中低成熟度页岩油大井距原位转化开采页岩油气的方法
CN112392472B (zh) 2019-08-19 2022-08-02 中国石油天然气股份有限公司 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4039030A (en) * 1976-06-28 1977-08-02 Physics International Company Oil and gas well stimulation
DE3563235D1 (en) * 1984-11-14 1988-07-14 Inst Dev Gazific Souterrai Method for producing methane and hydrocarbons by the underground hydrogenation of coal
CN102465691A (zh) * 2010-11-10 2012-05-23 中国石油天然气股份有限公司 油页岩就地干馏开采方法及其模拟实验系统
CN103912268A (zh) * 2014-03-28 2014-07-09 中石化江汉石油工程有限公司测录井公司 基于toc的页岩储层含气饱和度确定方法
CN104790918A (zh) * 2015-05-05 2015-07-22 中国矿业大学 复杂地形条件下丛式井与水平井联合地面开采煤层气方法
CN105178931A (zh) * 2015-09-06 2015-12-23 中国石油天然气股份有限公司 一种提高sagd初期上产速度的方法
CN107045580A (zh) * 2017-04-27 2017-08-15 中国石油大学(华东) 一种基于数字岩心的页岩力学参数快速计算方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
陶士振等: "不同类型油气运移动力、聚集机理与分布规律", 《中国地球物理》 *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112685920A (zh) * 2021-03-12 2021-04-20 西南石油大学 一种基于超高温加热的页岩储层渗透率改善评价方法
CN112685920B (zh) * 2021-03-12 2021-06-04 西南石油大学 一种基于超高温加热的页岩储层渗透率改善评价方法
CN113970489A (zh) * 2021-11-08 2022-01-25 西南石油大学 基于岩心尺度吞吐采油方式确定二氧化碳作用距离的方法
CN113970489B (zh) * 2021-11-08 2023-09-12 西南石油大学 基于岩心尺度吞吐采油方式确定二氧化碳作用距离的方法

Also Published As

Publication number Publication date
US11692426B2 (en) 2023-07-04
EP3800324A4 (en) 2021-08-25
CA3100041A1 (en) 2021-02-19
EP3800324A1 (en) 2021-04-07
EP3800324B1 (en) 2023-12-20
US20210372280A1 (en) 2021-12-02
RU2761946C1 (ru) 2021-12-14
CN112392472B (zh) 2022-08-02
WO2021031543A1 (zh) 2021-02-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN112392472B (zh) 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置
Baker et al. Practical reservoir engineering and characterization
Shoaib et al. CO2 flooding the Elm Coulee field
Iwere et al. Numerical simulation of enhanced oil recovery in the middle bakken and upper three forks tight oil reservoirs of the Williston Basin
Taotao et al. Characteristics of shale pores, fractal dimension and their controlling factors determined by nitrogen adsorption and mercury injection methods
Tewari et al. Successful cyclic steam stimulation pilot in heavy oilfield of Sudan
CN109958411A (zh) 一种水平井簇射孔分段压裂方法
Mwakipunda et al. Infill drilling optimization for enhanced oil recovery by waterflooding: A simulation study
Raziperchikolaee et al. The effect of natural fractures on CO2 storage performance and oil recovery from CO2 and WAG injection in an Appalachian basin reservoir
Olson et al. Valhall Field: Horizontal Well Stimulations" Acid vs. Proppant" and Best Practices for Fracture Optimization
El sgher et al. Contribution of hydraulic fracture stage on the gas recovery from the Marcellus Shale
WO2016139498A2 (en) Method for operating a carbonate reservoir
Garcia Quijada Optimization of a CO2 flood design Wesson Field-west Texas
Chen Evaluation of EOR potential by gas and water flooding in shale oil reservoirs
Pelaez et al. Eden Yuturi's Hydraulic Fracturing Evolution: Improving Well Performance from Highly Laminated Reservoirs in Ecuador
Yuan et al. Application of Geomechanics in Heavy Oil Production-Advanced Canadian Experience
Wang Reservoir Modeling and Production Performance Analysis to Investigate the Impacts of Reservoir Properties on Steam-Assisted Gravity Drainage in Cold Lake Oil Sands, Alberta
Ursegov et al. Thermal Performance Challenges and Prospectives of the Russian Largest Carbonate Reservoir with Heavy Oil
Al-Hinai et al. Steam flooding a thick heavy oil reservoir: development of numerical tools for reservoir management
Longe et al. Field-Scale Simulations of Water-Alternating-Gas Injection in Morrowan Fluvial Sandstones of Stewart Field, Kansas, Using Captured CO2 from an Ethanol Plant
Collins et al. Implementing CHOPS in the Karazhanbas heavy oil field, Kazakhstan
Muslimov Problems of exploration and development modeling of oil fields
Yue Development of a production data analysis model and its application in a producing oil reservoir
Zhang et al. Injection of Non‐Condensable Gas in SAGD Using Modified Well Configurations‐A Simulation Study
Yu A Geomechanically-Constrained Dynamic Fractal Wormhole Growth Model for Simulating Cold Heavy Oil Production with Sand (CHOPS)

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant