CN113177322B - 一种压裂单井控制储量计算方法 - Google Patents
一种压裂单井控制储量计算方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113177322B CN113177322B CN202110511589.1A CN202110511589A CN113177322B CN 113177322 B CN113177322 B CN 113177322B CN 202110511589 A CN202110511589 A CN 202110511589A CN 113177322 B CN113177322 B CN 113177322B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- well
- volume
- crack
- single well
- 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.)
- Active
Links
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 title claims description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 57
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000007480 spreading Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000003892 spreading Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005325 percolation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 32
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 claims description 6
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 claims description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 5
- 210000005056 cell body Anatomy 0.000 claims description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
- G06F2119/22—Yield analysis or yield optimisation
Abstract
本发明涉及一种压裂单井控制储量计算方法，包括如下步骤：建立单一砂体垂向及侧向构型模式，进而得到单一砂体在垂向及侧向上的展布特征；进一步明确不同单一砂体内部流体渗流规律特征；获得单井压裂层段内裂缝的型态参数及单井压裂层段内裂缝的三维空域体积；以基础压裂裂缝缝控单元体积V1及基质单元渗流体积V2之和作为单井压裂后的缝控单元体积V；利用网格体积分方法进行单井压裂后缝控单元体积V内控制储量的计算，累加得到最终压裂单井的控制储量。通过本发明提供的方法针对性的进行油田开发方案的制定，从而优化单井合理生产制度，提高原油采收率，最终达到低渗、特低渗透油藏经济效益开发的目的。
Description
技术领域
本发明属于油气勘探开发技术领域，具体涉及一种压裂单井控制储量的计算方法。
背景技术
我国低渗、特低渗油藏探明石油地质储量巨大，约占总储量的54％。近年来新增石油储量中特低渗等低品位比例均超过70％。低渗、特低渗油藏单井均经过压裂投产，压裂后储层中形成的复杂裂缝系统是油气渗流的主要通道，其也是决定单井产量的重要因素。单井控制储量的规模直接关系油田开发方案、调整方案及单井生产及改造措施的制定，因此必须明确低渗、特低渗油藏中单井控制储量的大小。
然而，针对于低渗、特低渗油藏而言，储层强非均质性、启动压力梯度的存在及开发井网形式均会对单井控制储量造成影响；其次单井压裂施工规模不同，产生的缝网系统规模亦不相同，单井控制的储量也不相同；低渗、特低渗储层流体渗流主要依靠裂缝系统，然而目前针对于压裂单井控制储量计算研究较少，同时，单井压裂后裂缝系统型态及属性参数亦随着储层压力及生产时间的变化而变化，最后井间干扰也是影响单井控制储量的重要因素，在连通的储层中新井投产及周边临井产量的变化均会造成特定井控制储量的变化。
目前计算单井控制储量的方法较多，主要包括静态法及动态法，其中静态方法主要是指单井控制面积法、相关经验公式计算等；动态法主要是指试井动态分析法、油藏数值模拟方法、流动物质平衡法等，以上方法均是针对于常规砂岩油藏单井控制储量的计算；同时也有学者利用油井相对渗透率及采油指数变化进行单井控制储量计算，但该方法主要适用于油田开发中后期。针对于压裂单井控制储量计算而言，以上计算方法均具有局限性，难以满足低渗特低渗油藏单井控制储量计算的要求。因此需要探索一种压裂单井动态控制储量的计算方法。
发明内容
本发明旨在针对上述问题，提出一种通过对压裂单井裂缝型态参数进行量化表征，进而获得单井压裂后缝控单元的体积，由缝控单元体积进行单井控制储量的计算方法。
本发明的技术方案在于：
一种压裂单井控制储量计算方法，包括如下步骤：
(1)进行不同级次储层构型界面在垂向及侧向上的识别、预测及量化表征，结合不同级次储层构型界面的量化表征结果及储层构型理论，建立单一砂体垂向及侧向构型模式，进而得到单一砂体在垂向及侧向上的展布特征；
(2)根据单一砂体在垂向及侧向上的展布特征，再运用流动层带指标FZI指数进行单一砂体内部流动单元的划分，进一步明确不同单一砂体内部流体渗流规律特征，得到基质单元渗流半径r2；
(3)获得单井压裂层段内裂缝的型态参数及单井压裂层段内裂缝的三维空域体积；
(4)以基础压裂裂缝缝控单元体积V1及基质单元渗流体积V2之和作为单井压裂后的缝控单元体积V；其中，基础压裂裂缝缝控单元体积V1为单井目的层段压裂裂缝的三维空域体积；
(5)利用网格体积分方法进行单井压裂后缝控单元体积V内控制储量的计算，累加得到最终压裂单井的控制储量。
所述单井压裂层段内裂缝的型态参数包括每段、每簇压裂裂缝的方位角、裂缝长度、裂缝宽度及裂缝高度。
所述单井压裂层段内裂缝的型态参数的获得过程为：结合压裂施工参数应用压裂解释模拟软件反演初步得到单井压裂层段内每簇裂缝型态参数；再结合微地震监测数据进行修正，得到修正后的单井压裂层段内每簇裂缝型态参数；最后通过试井解释、井下电位法、矿场取心验证或生产动态参数对修正后的单井压裂层段内每簇裂缝型态参数进行核对，获得最终的单井压裂层段内每簇裂缝型态参数。
所述单井压裂层段内裂缝的三维空域体积的获取过程为：利用系列互相平行的平面进行压裂裂缝微地震监测事件点的投影，将靠近某一平面的压裂事件点投影到该平面上，再将每一组互相平行的平面最外面的点形成该平面压裂事件点的外包络线，同理形成不同方向平面上压裂事件点的外包络线，最后将所有平面的外包络线进行处理形成最终的压裂裂缝的三维空域，进而得到每簇压裂裂缝的三维空域体积，进行三维空域体积叠合得到该井所有压裂层段的三维空域体积，即为该井基础压裂裂缝缝控单元体积V1。
所述基质单元渗流体积V2的计算，以启动压力梯度进行简化计算；具体过程为：
(1)计算不同流动单元泄油半径r2
r2＝(pe-pwf)/Gjz
其中：r2为流动单元泄油半径，m，pe为原始地层压力，MPa，pwf为井底流压，MPa，Gjz为不同流动单元下的基质启动压裂梯度，MPa/m，基质启动压裂梯度通过岩心实验测试获得；
(2)计算不同流动单元泄油面积
假定目标井处于特定流动单元体内，且以该井为中心，流动单元泄油半径r2为半径的圆形范围内无不同类型流动单元发育，则利用π·r2 2计算得到该井基质单元泄油面积；假定流动单元泄油半径r2为半径的圆形范围内发育不同类型流动单元，则利用面积叠加法进行基质单元泄油面积计算；
(3)计算基质单元渗流体积V2
用第二步计算得到的流动单元泄油面积乘以油层有效厚度即为该井基质单元渗流体积V2，其中油层有效厚度值根据差值进行求取。
所述利用网格体积分方法进行单井压裂后缝控单元体积V内控制储量的计算过程为：按照10m*10m～50m*50m对单井压裂后缝控单元体积进行网格化处理，对每一个网格内原油储量采用容积法进行计算，再将所有网格内的原油储量进行累加得到单井最终的控制储量；
其中：No为压裂单井控制储量，t；i,j,k为不同方向上网格系统编号；m,n,l为i,j,k方向上的网格数目，Vi,j,k为编号第i,j,k个网格的体积，m3；φi,j,k为编号第i,j,k个网格的孔隙度，小数；ρo,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油密度，g/cm3；So,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油饱和度，小数；Bo,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油体积系数，无量纲。
本发明的技术效果在于：
通过本发明提供的方法得到的压裂单井控制储量计算方法解决了常规方法进行单井储量计算误差较大的技术难题，建立的压裂单井控制储量计算方法实现了缝控单元体积单井控制储量的计算，并利用单井控制储量计算结果，针对性的进行油田开发方案的制定，从而优化单井合理生产制度，提高原油采收率，最终达到低渗、特低渗透油藏经济效益开发的目的。
附图说明
图1为本发明提供的一种压裂单井控制储量计算方法流程图。
图2为本发明提供的研究区长82 1小层单一砂体构型模型。
图3为本发明提供的研究区长82 1小层3号单砂体流动单元平展布图。
图4为研究区X井长82 1小层单井构型单元综合解释综合柱状图。
图5为研究区X井微地震监测压裂事件空间分布特征图(俯视图)。
图6为研究区XX水平井第八段微地震监测压裂事件空间分布特征图(俯视图)。
图7为研究区XX水平井合计11段微地震监测压裂事件空间分布特征图。
图8为研究区XX水平井第八段微地震监测解释三维控制区域图。
图9为研究区XX水平井合计11段微地震监测解释三维控制区域图。
具体实施方式
实施例
以鄂尔多斯盆地南部延长油田富县地区S区块为例进行具体分析及说明，研究区目的层长82 1小层主要发育三角洲前缘亚相，水下分流河道单一砂体为主力储集砂体，主物源方向为北东-南西向。
具体实验例1--直井及定向井
以本发明提供的方法进行该地区的压裂单井控制储量计算，具体过程为：
(1)利用岩心相及测井相进行不同级次储层构型界面在垂向及侧向上的识别、预测及量化表征，结合不同级次储层构型界面的量化表征结果及储层构型理论，建立了单一砂体垂向及侧向构型模式，进而得到单一砂体在垂向及侧向上的展布特征；如图2所示，其中代码0、2、3、4、6为砂质构型要素，其中代码2、3、4构成一套复合砂体，代码1及5为泥质构型要素，代码3为研究区长82 1小层最优储集砂体，也是常规井及水平井的主要目的油层。(2)根据单一砂体在垂向及侧向上的展布特征，再运用流动层带指标FZI指数进行单一砂体内部流动单元的划分，进一步明确不同单一砂体内部流体渗流规律特征，得到基质单元渗流半径r2；
X井钻遇的3号单一砂体是长82 1小层最优储集砂体，由取心及测井资料得到该井的孔隙度、渗透率数据，由FZI指数计算公式计算得出研究区每口单井在3号单砂体上的FZI值，这里需要指出的是该区域水平井主要目的层也是3号单砂体，因此可以利用水平段FZI值进行3号单砂体侧向上流动单元的精细刻画，图3为研究区3号单砂体内部流动单元平面展布图，从图中可以看出，3号单砂体在平面上划分为3类流动单元，分别是I、II、III类流动单元；在流动单元基础上，结合微相沉积模式利用启动压力梯度数据计算得到单井未压裂条件下的基质单元渗流半径r2。
(3)获得单井压裂层段内裂缝的型态参数及单井压裂层段内裂缝的三维空域体积；X井位于研究区南部，主要含油层位为长82 1小层内的2、3号单砂体，长82 1小层砂体总厚度35m，其中3号单砂体厚度11.2m，2号单砂体厚度6.5m。该井2015年4月16日对该井目的层段进行小规模压裂投产作业(加砂量40.0m3)，射孔段1511.5-1515.5m和1519.5-1523.5m，共计8m(代码2及3号单砂体，如图4所示)。
获得单井压裂层段内每簇裂缝型态参数的具体过程为：
应用压裂解释模拟软件反演初步得到初步单井内压裂层段内每簇裂缝型态参数如图5所示，X井压裂裂缝的缝长为166m，缝高35m，缝宽1.7cm，预测主裂缝方位为北东75°左右。结合微地震监测数据处理进行修正，得到修正后的单井内压裂层段内每簇裂缝型态参数为：X井压裂裂缝的缝长为170m，缝高40m，缝宽1.5cm，预测主裂缝方位为北东65°左右。通过试井解释资料对修正后的单井内压裂层段内每簇裂缝型态参数进行核对，该井2015年5月3日至5月18日期间进行了关井压力恢复测试，测试解释结果表明该井存在明显的有限导流裂缝流动特征，解释裂缝半长80m。最终的单井内压裂层段内每簇裂缝型态参数为：X井压裂裂缝的缝长为165m，缝高38m，缝宽1.5cm，主裂缝方位为北东65°。由图4可知，裂缝高度38m上下范围内无油层发育，因此X井在计算基质渗流体积时只计算代码2、3号单砂体厚度内的基质单元的渗流体积。裂缝长度方向上砂体厚度值由插值算法进行求取。
单井压裂层段内裂缝的三维空域体积的获取过程为：
利用系列互相平行的平面进行压裂裂缝微地震监测事件点的投影，将靠近某一平面的事件点投影到该平面上，再将每一组互相平行的平面最外面的点形成该平面压裂事件点的外包络线，同理形成不同方向平面上压裂事件点的外包络线，最后将所有平面的外包络线进行处理形成最终的压裂裂缝的三维空域，进而得到每簇压裂裂缝的三维空域体积，进行三维空域体积叠合得到该井所有压裂层段的三维空域体积V1。
(4)以基础压裂裂缝缝控单元体积V1及基质单元渗流体积V2之和作为单井压裂后缝控单元体积V；其中，基础压裂裂缝缝控单元体积V1为单井目的层段压裂裂缝的三维空域体积；通过微地震监测解释数据处理可以得到该井压裂层段基础压裂裂缝缝控单元体积V1，当生产井开始生产时，由于裂缝导流能力远大于基质，且裂缝内线性流持续时间短，因此生产井井底流压可近似等于裂缝内压力；结合启动压力梯度计算该井目的层段的基质单元渗流体积；根据该井取心实验数据可知目的层段基质启动压裂梯度Gjz为0.055MPa/m，研究区原始地层压力pe为10.8MPa(不考虑压裂液进入造成的地层压力上升)，设计井底流压pwf为3.5MPa，利用r2＝(pe-pwf)/Gjz计算得到基质单元泄油半径r2为133m，再结合流动单元划分结果，得到该井基质单元渗流体积V2为48.16×104m3，二者体积之和即为该井最终压裂后单井压裂后缝控单元体积V，最终为48.17×104m3。
(5)利用网格体积分方法进行单井压裂后缝控单元体积V内控制储量的计算，累加得到最终压裂单井的控制储量。
对单井压裂后缝控单元体积进行网格化处理，针对于X井，平面上按照20m×20m进行网格化，垂向上按照0.5m进行网格化，再结合孔隙度、原油密度、含油饱和度及体积系数等基础数据采用容积法进行储量计算，得到该井控制储量1.42×104t。
其中：No为压裂单井控制储量，t；i,j,k为不同方向上网格系统编号；m,n,l为i,j,k方向上的网格数目，Vi,j,k为编号第i,j,k个网格的体积，m3；φi,j,k为编号第i,j,k个网格的孔隙度，小数；ρo,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油密度，g/cm3；So,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油饱和度，小数；Bo,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油体积系数，无量纲。
具体实验例2--水平井
XX水平井位于研究区中部，该井水平段主要钻遇长82 1小层内的3号单砂体，该井2014年5月19日采用大规模体积压裂进行压裂投产(加砂量560.0m3)，共压裂施工11段，压裂期间采用井下微地震进行压裂裂缝监测，监测井为L96-2注水井，两口井井口距离364m，水平段射孔段与检波器距离在425～619m之间，监测结果显示该井水平段生成了主裂缝与分支裂缝体系形成的复杂的“网状裂缝”系统。
以本发明提供的方法进行该地区的压裂单井控制储量计算，具体过程为：
过程(1)及(2)与具体实验例1相同；
(3)获得单井压裂层段内裂缝的型态参数及单井压裂层段内裂缝的三维空域体积；
单井压裂层段内裂缝的型态参数的获得过程为：
该井压裂前结合岩石力学性质测试数据采用压裂解释软件进行模拟反演初步得到了每段压裂裂缝的型态参数，压裂施工过程中采用井下微地震监测进行裂缝型态参数解释，如图6所示，该井水平段人工压裂裂缝主要发育方向基本与水平段轨迹垂直，其中第八段共监测到压裂事件点数330个，解释裂缝长度233m，裂缝宽度52m，裂缝高度54m，裂缝方位为北东88°左右。同理得到XX水平井全部压裂层段的裂缝型态参数，具体见表1、图7所示。
表1XX水平井11段压裂裂缝型态参数统计表
单井压裂层段内裂缝的三维空域体积的获取过程为：
针对于XX水平井压裂裂缝三维空域数据计算，根据以上外包络线算法对每一段压裂裂缝进行三维空域数据进行处理，如图8所示为该井第八段压裂裂缝三维空域体积，同理可得到该井全部11段压裂层段的裂缝三维空域体积，如图9所示。
(4)以基础压裂裂缝缝控单元体积V1及基质单元渗流体积V2之和作为单井压裂后缝控单元体积V；其中，基础压裂裂缝缝控单元体积V1为单井目的层段压裂裂缝的三维空域体积；如图8、9所示，根据微地震监测资料分别计算每段压裂裂缝控制的基础压裂裂缝缝控单元体积，如通过计算得到XX水平井第八段基础压裂裂缝单元体积为140.12×104m3；再对全部11段基础压裂裂缝缝控单元进行计算，得到该井累计基础压裂裂缝缝控单元体积V1为1507.95×104m3。结合启动压力梯度测试数据进行基质渗流体积的计算，利用计算公式得到该井基质泄油半径r2为133m(基质泄油半径简单认为与直井基质泄油半径相等)，再结合流动单元划分结果，得到该井基质单元渗流体积V2为55.54×104m3，二者体积之和即为该井最终压裂后的单井压裂后缝控单元体积V，最终为1563.49×104m3。
(5)利用网格体积分方法进行单井压裂后缝控单元体积V内控制储量的计算，累加得到最终压裂单井的控制储量。对单井压裂后缝控单元体积进行网格化处理，针对于XX水平井，平面上按照30m×30m进行网格化，垂向上按照0.5m进行网格化，再结合孔隙度、原油密度、含油饱和度及体积系数等基础数据采用容积法进行储量计算，得到该井控制储量45.39×104t。
其中：No为压裂单井控制储量，t；i,j,k为不同方向上网格系统编号；m,n,l为i,j,k方向上的网格数目，Vi,j,k为编号第i,j,k个网格的体积，m3；φi,j,k为编号第i,j,k个网格的孔隙度，小数；ρo,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油密度，g/cm3；So,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油饱和度，小数；Bo,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油体积系数，无量纲。
Claims (3)
1.一种压裂单井控制储量计算方法，其特征在于：包括如下步骤：
(1)进行不同级次储层构型界面在垂向及侧向上的识别、预测及量化表征，结合不同级次储层构型界面的量化表征结果及储层构型理论，建立单一砂体垂向及侧向构型模式，进而得到单一砂体在垂向及侧向上的展布特征；
(2)根据单一砂体在垂向及侧向上的展布特征，再运用流动层带指标FZI指数进行单一砂体内部流动单元的划分，进一步明确不同单一砂体内部流体渗流规律特征，得到基质单元渗流半径r2；
(3)获得单井压裂层段内裂缝的型态参数及单井压裂层段内裂缝的三维空域体积；
其中，压裂层段内裂缝的型态参数包括每段、每簇压裂裂缝的方位角、裂缝长度、裂缝宽度及裂缝高度；
具体获得过程为：
结合压裂施工参数应用压裂解释模拟软件反演初步得到单井压裂层段内每簇裂缝型态参数；再结合微地震监测数据进行修正，得到修正后的单井压裂层段内每簇裂缝型态参数；最后通过试井解释、井下电位法、矿场取心验证或生产动态参数对修正后的单井压裂层段内每簇裂缝型态参数进行核对，获得最终的单井压裂层段内每簇裂缝型态参数；
单井压裂层段内裂缝的三维空域体积的获取过程为：利用系列互相平行的平面进行压裂裂缝微地震监测事件点的投影，将靠近某一平面的压裂事件点投影到该平面上，再将每一组互相平行的平面最外面的点形成该平面压裂事件点的外包络线，同理形成不同方向平面上压裂事件点的外包络线，最后将所有平面的外包络线进行处理形成最终的压裂裂缝的三维空域，进而得到每簇压裂裂缝的三维空域体积，进行三维空域体积叠合得到该井所有压裂层段的三维空域体积，即为该井基础压裂裂缝缝控单元体积V1；
(4)以基础压裂裂缝缝控单元体积V1及基质单元渗流体积V2之和作为单井压裂后的缝控单元体积V；其中，基础压裂裂缝缝控单元体积V1为单井目的层段压裂裂缝的三维空域体积；
(5)利用网格体积分方法进行单井压裂后缝控单元体积V内控制储量的计算，累加得到最终压裂单井的控制储量。
2.根据权利要求1所述压裂单井控制储量计算方法，其特征在于：所述基质单元渗流体积V2的计算，以启动压力梯度进行简化计算；具体过程为：
(1)计算不同流动单元泄油半径r2
r2＝(pe-pwf)/Gjz
其中：r2为流动单元泄油半径，m，pe为原始地层压力，MPa，pwf为井底流压，MPa，Gjz为不同流动单元下的基质启动压裂梯度，MPa/m，基质启动压裂梯度通过岩心实验测试获得；
(2)计算不同流动单元泄油面积
假定目标井处于特定流动单元体内，且以该井为中心，流动单元泄油半径r2为半径的圆形范围内无不同类型流动单元发育，则利用π·r2 2计算得到该井基质单元泄油面积；假定流动单元泄油半径r2为半径的圆形范围内发育不同类型流动单元，则利用面积叠加法进行基质单元泄油面积计算；
(3)计算基质单元渗流体积V2
用第二步计算得到的流动单元泄油面积乘以油层有效厚度即为该井基质单元渗流体积V2，其中油层有效厚度值根据差值进行求取。
3.根据权利要求2所述压裂单井控制储量计算方法，其特征在于：所述利用网格体积分方法进行单井压裂后缝控单元体积V内控制储量的计算过程为：按照10m*10m～50m*50m对单井压裂后缝控单元体积进行网格化处理，对每一个网格内原油储量采用容积法进行计算，再将所有网格内的原油储量进行累加得到单井最终的控制储量；
其中：No为压裂单井控制储量，t；i,j,k为不同方向上网格系统编号；m,n,l为i,j,k方向上的网格数目，Vi,j,k为编号第i,j,k个网格的体积，m3；φi,j,k为编号第i,j,k个网格的孔隙度，小数；ρo,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油密度，g/cm3；So,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油饱和度，小数；Bo,i,j,k为编号第i,j,k个网格内原油体积系数，无量纲。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110511589.1A CN113177322B (zh) | 2021-05-11 | 2021-05-11 | 一种压裂单井控制储量计算方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110511589.1A CN113177322B (zh) | 2021-05-11 | 2021-05-11 | 一种压裂单井控制储量计算方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113177322A CN113177322A (zh) | 2021-07-27 |
| CN113177322B true CN113177322B (zh) | 2024-02-09 |
Family
ID=76928774
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110511589.1A Active CN113177322B (zh) | 2021-05-11 | 2021-05-11 | 一种压裂单井控制储量计算方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113177322B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113719261A (zh) * | 2021-09-27 | 2021-11-30 | 北京红蓝黑能源科技有限公司 | 利用底水蒸汽驱开采油气提高单井经济效益方法 |
| CN113982550B (zh) * | 2021-09-28 | 2023-07-18 | 石家庄铁道大学 | 层理对水力裂缝穿层行为的影响规律研究方法 |
| CN114547850B (zh) * | 2022-01-10 | 2023-03-28 | 西南石油大学 | 一种基于多元回归的气井早期采收率计算方法 |
| CN116595309B (zh) * | 2023-07-18 | 2023-11-07 | 成都创源油气技术开发有限公司 | 一种裂缝型储气库储集空间表征方法及其装置 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103590799A (zh) * | 2013-11-13 | 2014-02-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种致密砂岩储层水平井三维压裂设计方法 |
| CN106593400A (zh) * | 2016-12-29 | 2017-04-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低渗致密油藏体积压裂定向井布井方法 |
| CN108561106A (zh) * | 2018-03-12 | 2018-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法 |
| CN108825196A (zh) * | 2018-05-29 | 2018-11-16 | 北京捷贝通石油技术股份有限公司 | 一种筛管大斜度井的暂堵体积压裂工艺方法 |
| CN110334431A (zh) * | 2019-07-02 | 2019-10-15 | 西南石油大学 | 一种低渗透致密气藏单井控制储量计算及剩余气分析方法 |
-
2021
- 2021-05-11 CN CN202110511589.1A patent/CN113177322B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103590799A (zh) * | 2013-11-13 | 2014-02-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种致密砂岩储层水平井三维压裂设计方法 |
| CN106593400A (zh) * | 2016-12-29 | 2017-04-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低渗致密油藏体积压裂定向井布井方法 |
| CN108561106A (zh) * | 2018-03-12 | 2018-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法 |
| CN108825196A (zh) * | 2018-05-29 | 2018-11-16 | 北京捷贝通石油技术股份有限公司 | 一种筛管大斜度井的暂堵体积压裂工艺方法 |
| CN110334431A (zh) * | 2019-07-02 | 2019-10-15 | 西南石油大学 | 一种低渗透致密气藏单井控制储量计算及剩余气分析方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 一种泄油半径计算方法及其在冷西低渗油藏井位部署中的应用;张舒琴;;石油地质与工程(第01期);全文 * |
| 超低渗透油藏老井宽带体积压裂缝网参数优化;王飞;齐银;达引朋;杨立安;;石油钻采工艺(第05期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113177322A (zh) | 2021-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113177322B (zh) | 一种压裂单井控制储量计算方法 | |
| CN107044277B (zh) | 低渗透非均质油藏水平井重复压裂增产潜力评价方法 | |
| CN113821953B (zh) | 基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法 | |
| CN106437674B (zh) | 仿水平井注水开发井网适配方法 | |
| CN110359899B (zh) | 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 | |
| CN105740563B (zh) | 一种成熟油田二次开发之优势通道识别方法 | |
| CN104453834A (zh) | 一种井组注采关系优化调整方法 | |
| CN105952427A (zh) | 一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法 | |
| RU2556094C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| CN107366526A (zh) | 一种适合二氧化碳混相驱的致密油藏的筛选方法 | |
| CN116127675A (zh) | 一种页岩油水平井体积压裂最大可采储量的预测方法 | |
| He et al. | Hydrocarbon accumulation and key exploration & development technologies of Changning-Weiyuan marine shale gas field, southern Sichuan | |
| CN116128084A (zh) | 一种致密油藏水平井体积压裂缝网控制储量的预测方法 | |
| CN113803041B (zh) | 一种体积压裂设计方法及系统 | |
| Liu et al. | The Control Theory and Application for Well Pattern Optimization of Heterogeneous Sandstone Reservoirs | |
| CN107704646B (zh) | 一种致密储层体积改造后的建模方法 | |
| RU2526037C1 (ru) | Способ разработки трещиноватых коллекторов | |
| Kaufman et al. | Optimizing completions in tank style development | |
| CN113094864B (zh) | 强非均质碳酸盐岩水平井分段设计方法 | |
| CN114757017A (zh) | 一种页岩气藏数值模拟方法 | |
| Zhang et al. | Research on casing deformation mechanism and prevention measures based on micro-seismic signal distribution | |
| Hui et al. | The effect of hydraulic-natural fracture networks on the waterflooding development in a multilayer tight reservoir: case study | |
| RU2441145C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения с несколькими залежами, расположенными друг над другом | |
| CN112523744A (zh) | 一种薄差层水平井井位设计及实时跟踪导向方法 | |
| Gou et al. | Numerical simulation of the multistage hydraulic fracturing and production in a tight gas horizontal well—history matching and preliminary optimization |
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 |