CN113821953B - 基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，其技术方案是包含以下流程：利用井震数据进行三维岩石力学场建模，并利用单井计算力学参数进行约束；开展静态三维地应力场数值模拟，并以单井地应力计算结果作为质量控制；开展油藏数值模拟，同时展开历史拟合，获取不同开采时间条件下的油藏压力参数和剩余油参数分布规律；以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为目标进行压裂参数优化，得到目的区块暂堵压裂的最优设计方案。有益效果是：可以对暂堵重复压裂裂缝的转向角和转向裂缝几何形态进行分析，有效提高采收率，实现大幅度降低和改善油藏出水状况，同时实现提升油井产量的双重目的。

Description

基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法

技术领域

本发明涉及油气田开发工程技术，特别涉及一种基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法。

背景技术

随着我国经济的快速稳定发展，能源需求也急剧增加。在油田开发过程中，剩余大约60％以上的原油因为各种因素无法被有效开采，因此，开发和提高剩余油的采收率将是促进油气产量的重要方向。目前多数油田主要采用水驱提高剩余油的采收率，但是水驱开发后，剩余油分布分散，复杂，进一步增加了开发难度。现场实践证明，为了提高油气产量，有必要利用水力压裂技术进行储层改造增产，但是对于高含水油藏而言，水力压裂施工后形成的水力裂缝不仅未能成为有效的油气渗流通道，反而会成为水窜的通道，使得油井含水猛增，甚至面对着水淹风险，压裂措施实施后甚至降低了产量。对于高含水油藏而言，在压裂技术选择时需要面临着控水和增产双重挑战。因此，研究高含水油藏的控水压裂技术对于降低油井出水量，提高剩余油动用程度，最终实现到增油降水目的具有重要意义。

重复压裂适用于层状、非均质和天然裂缝发育等地层，在油气藏开发后期当初始压裂效果下降时或初始压裂方式效果不理想的情况下可以对储层实施重复压裂，另外对产量相对较高的井同样适用。重复压裂具有沟通新裂缝和解堵老裂缝等多重作用。暂堵压裂是近年来一种为实现重复压裂裂缝转向的新型压裂工艺，可以被用于重复压裂，也可以用以进行新井的初次压裂。在较高的抗压强度当暂堵剂进入射孔炮眼后，部分进入地层中的裂缝或高渗透层在炮眼处和高渗透带产生滤饼桥堵，形成高于裂缝破裂压力的压差，使后续压裂液不能继续进入，暂堵剂的封堵作用实现液体的转向，导致裂缝转向未被开采的区域，并建立新的流体流动通道，实现未改造区域储层渗透率的提升。暂堵剂一般选用活性可溶抗压小球，易溶于地层水或压裂液，对地层污染很小。

对高含水油藏采用暂堵重复压裂技术实现产量提升是有效解决控水和增产双重挑战的有利手段。但是，在进行高含水油藏暂堵压裂设计时却存在较大挑战，首先是长期水驱油藏开发后，剩余油分布不均，造成暂堵压裂设计的裂缝轨迹方向不明；其次，长期的水驱开发和生产的多重作用使得油藏参数、地质力学参数和地应力等参数都较油藏开发初期已经有了较大的改变，传统静态的储层参数刻画方法已经难以为暂堵压裂设计提供基础。最后，由于部分井在开发初期未考虑实施压裂措施，因此井间距较近，所以暂堵压裂形成的裂缝需要保证裂缝在油层或剩余油层富集区扩展延伸，又要同时满足合理的裂缝扩展范围要求，个别点还要合理避让临井已经存在的水力裂缝，避免两井裂缝发生沟通，因此暂堵压裂设计难点高，工作量大，并且通常需要全区域通盘考虑。

发明内容

本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，用以解决暂堵重复压裂时裂缝走向不明确，压裂效果不突出问题，该套设计方法的提出将有助于提升高含水油田压裂施工效率，实现降水增油的双重目的。

本发明提到的一种基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，其技术方案是包括以下过程：

(1)井震结合开展三维地质建模；(2)基于相控技术进行油藏属性建模，并利用多元回归方法进行剩余油参数计算；(3)利用地震属性和地质统计资料开展三维天然裂缝建模(4)利用井震数据进行三维岩石力学场建模，并利用单井计算力学参数进行约束(5)开展静态三维地应力场数值模拟，并以单井地应力计算结果作为质量控制；(6)开展油藏数值模拟，同时展开历史拟合，获取不同开采时间条件下的油藏压力参数和剩余油参数分布规律；(7)将油藏压力数据导致地质模型，利用不同开采时间的孔隙压力场作为初始条件，并将回归得到力学参数变化和油藏参数变化方程导入到模拟中，开展三维动态岩石力学和油藏参数的模拟，得到不同开采时间下的油藏参数和岩石力学参数；(8)将部分压裂生产井形成水力裂缝而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中；(9)再次结合变化压力场展开地应力场流固耦合数值模拟，得到不同开采时间条件下的动态地应力参数；(10)选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，在剩余油分布规律的基础上，根据实时地应力状况注入暂堵剂，运用三维压裂模拟器开展暂堵重复压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态，并实现水力裂缝转向至剩余油赋存区域；(11)以实时的剩余油分布特征为初始条件，并结合实时油藏参数进行暂堵重复压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为目标进行压裂参数优化，得到目的区块暂堵压裂的最优设计方案。

优选的，本发明提到的一种基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，包括以下详细步骤：

(1)结合测录井资料解释、地震叠前叠后资料解释及采样地质实验分析结果，“岩芯-井-震”信息建立准确的区块构造模型，开展三维地质建模；

(2)基于建立的高含水油藏构造模型，运用测井解释、地震数据进行岩性描述，并结合相控技术进行地质属性建模；

(3)收集研究区野外露头、单井岩心观察及前期地质统计研究成果，以及近井区域的成像测井资料，开展天然裂缝建模，并利用分形理论，构建近井区域多尺度裂缝密度分布方程，最后利用蒙特卡洛方法进行远场区域天然裂缝随机建模，实现整个研究区的天然裂缝刻画；

(4)开展三维岩石力学参数建模，其主要步骤是利用岩石力学参数计算方程进行单井岩石力学参数计算，利用叠前地震数据展开横纵波和密度关键参数计算，得的井间数据，利用井间数据趋势并结合单井数据形成三维岩石力学场，同时利用单井岩石力学计算数据来进行质量和分辨率控制，以证实三维岩石力学模型结果的合理性，最后，通过导入天然裂缝模型再次开展三维岩石力学反演，得到考虑天然裂缝强度弱化的三维岩石力学模型；

(5)开展静态地应力场计算，主要包括以下步骤，首先将地质和油藏模型属性和几何特征导入至地应力数值模拟有限元计算平台，确定选取相关优化算法，利用逐步迭代逼近方法进行三维应力场模拟，同时利用一维应力与三维应力在井上的对应误差进行参数修正，以证实三维地应力场模型结果的合理性；

(6)导入注采井网各井的井眼轨迹，开展老井水力压裂三维数值模拟，得到水力压裂裂缝网络扩展的实际裂缝形态，并运用微地震检测，井下压力施工曲线对三维数值模拟形态进行校正和更新；

(7)将水力压裂获取的裂缝面片导入至油藏数值模拟器中，利用裂缝面片宽度，运用渗透率更新公式对裂缝渗透率和导流能力的关键参数进行计算，并将该参数导入至三维油藏模型中开展油藏数值模拟与历史拟合，不同时刻条件下的剩余油分布情况，以及获取在不同开发阶段的油藏地层压力参数的实时属性数据；

(8)将压裂生产井因形成水力裂缝而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中；

(9)对不同目的层进行取芯加工，同步开展不同压力条件下和不同含水饱和度条件岩石力学实验，分别并回归得到不同有效应力条件下和不同含水饱和度条件下的储层力学参数变化公式；运用该计算公式并结合地层实际有效应力对岩石力学场进行实时更新；

(10)将得到压力场导入至有限元数值模拟软件中开展流固耦合数值模拟，得到不同压力场对应条件下的实时地应力场动态变化规律；

(11)选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，运用三维压裂模拟器开展暂堵重复压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态；

(12)以实时的剩余油分布特征为初始条件，并结合实时油藏参数进行暂堵重复压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为目标进行压裂参数优化，得到目的区块暂堵重复压裂的最优设计方案。

优选的，本发明提到的基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，包括以下较佳步骤：

S1、开展三维地质建模，结合“井-震”信息建立准确的区块构造模型，然后在三维构造建模和相建模的基础上，运用井震结合建模技术进行地质属性建模，最后完成地质网格的划分；

S2、运用相控技术和插值函数，开展油藏参数属性建模，利用建立的地质模型和网格，通过收集研究区的过往渗透率、孔隙度、含油饱和度资料进行油藏参数属性建模；

S3、开展天然裂缝建模，基于研究区野外露头、单井岩心观察、录井岩屑及前期地质研究成果，以所建立的岩相向模型和厚度储层模型为约束，结合储层层理弱面解释，构建层理缝模型；结合研究区构造裂缝产状、密度及其发育影响因素，如距断层距离，构建天然裂缝模型，同时在地震相约束下，利用增强曲率属性跟踪裂缝线，实现在地震尺度上建立离散天然裂缝网络DFN的确定性模型，并结合近井筒地质统计学和测井参数裂缝解释对天然裂缝建模结果进行更正和调试，包括倾向、倾角、走向；

S4、看展单井和研究区域三维岩石力学建模，利用岩石力学和地应力模型公式进行单井岩石力学参数和地应力解释，并利用岩心力学参数开展单轴/三轴压缩试验和纵横声波速度测试相关数据对单井地质力学计算结果进行约束；利用叠前地震反演建立研究区域的纵横波和密度三维属性模型，计算岩石的杨氏模量和泊松比，并以这些地震属性体分布趋势为基础，由此得到三维岩石力学模型；

S5、分析研究区沉积规律和异常压力生成机制，综合利用声波-电阻率和密度测井数据建立单井地层孔隙压力模型，运用单井地应力模型进行单井地应力大小计算，其中构造应力系数可以通过研究区实测地应力实验数据，或者小型压裂数据，或者钻井漏失井壁失稳数据进行反求；收集工区不同层位的钻井诱导缝和井眼崩落裂缝走向，并结合FMI成像测井结果形成各层位的成像玫瑰图，得到局部地应力场方向；

S6、应用网格转换算法,实现将地质角点网格映射转换为对应的三维有限元网格模型，同时利用网格转换逆向方法，也可以实现将模型重新采样至对应的角点网格地质模型；

S7、运用优化算法进行地应力最优解的获取，并将计算结果与已知点的地应力大小和方向实测结果进行对比，待满足精度或者迭代次数后停止计算；

S8、在得到S7生成地应力场数据的基础上，导入实际井身数据、射孔数据、压裂施工数据、支撑剂和压裂液相关数据，运用水力压裂数值模拟器开展三维水力压裂数值模拟，得到水力裂缝的扩展规律，如存在微地震，井底压力施工曲线则可同时对水力压裂的扩展形态进行验证和更新校正；

S9、收集已有生产井的资料，并结合开展油藏数值模拟和历史拟合，得到不同时刻条件下的压力场变化、渗透率场变化和剩余油分布规律；

S10、运用Oda方法将先期进行水力压裂井产生裂缝，因此而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中，为后续开展动态应力场模拟提供基础参数；同时，基于初压裂缝开度，利用裂缝渗透率计算公式进行计算，并将其裂缝渗透率属性导入至油藏模型之中；

S11、对不同目的层进行取芯加工，同步开展不同压力条件下和不同含水饱和度条件岩石力学实验，分别并回归得到不同有效应力条件下和不同含水饱和度条件下的储层力学参数变化公式；运用该计算公式并结合地层实际有效应力对三维岩石力学场等进行实时更新；

S12、进行动态地应力场模拟，在更新三维岩石力学场基础上，运用应力叠加方法将初次水力压裂导致的局部应力场变化以及长期注水造成的地层压力场变化导致至有限元地应力场模拟模型当中开展动态地应力场数值模拟；

S13、选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，选择更新地应力场和更新岩石力学场，运用三维压裂模拟器开展压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态；

S14、以实时的剩余油分布特征为初始条件，并结合实时油藏参数进行暂堵压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为目标进行压裂参数优化，确定最佳改造规律和产量，得到目的区块暂堵压裂的最优设计方案。

与现有技术相比，本发明的有益效果具体如下：

(1)、本发明提出了一套基于地质建模、油藏建模、天然裂缝建模、地应力建模、水力压裂建模和产量预测建模的多级模型参数交互和计算的工作流，并以产量最优和不发生裂缝交错为最优进行方案优化，可以实现高含水油藏增油和降水的双重目的；

(2)、本发明将压裂井产生的局部应力场变化以及水驱开采过程中导致的压力场变化，以及通过室内岩石物理实验建立的不同含水饱和度条件下的力学参数变化方程都融合进动态地应力场建模和暂堵重复压裂数值模拟当中，计算结果贴合实际的油藏动态开发过程；

(3)、本发明形成了多场计算的网格和属性交互转换方案，可以通过模拟动态的剩余油分布特征以及岩石力学场、地应力场特征开展暂堵重复压裂的裂缝扩展模拟和产量数值模拟，并在此基础上完成高含水油藏暂堵重复压裂优化设计。

附图说明

图1是本发明的技术路线框图；

图2是高含水油藏研究区初次压裂开发后的剩余油分布情况图；

图3是高含水油藏研究区原始地应力分布情况图；

图4是高含水油藏研究区暂堵重复压裂前地应力分布情况图；

图5是高含水油藏研究区初次压裂裂缝扩展形态图；

图6是高含水油藏研究区暂堵重复压裂裂缝扩展形态图；

图7是不同方案条件下高含水油藏暂堵重复压裂产量对比情况图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

实施例1，本发明提供一种基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，包括以下步骤：

S1、开展三维地质建模，首先利用解释全层系地震波数据得到相关地质构造，以井点分层数据为约束条件，结合三维地震构造解释成果，应用克里金插值法逐层建立各小层的顶面、底面构造图，并利用单井数据和地质分层数据修正地震数据，结合“井-震”信息建立准确的区块构造模型，然后在三维构造建模和相建模的基础上，运用井震结合建模技术进行地质属性建模，并开展区域和平台的精细小层划分，最后完成地质网格的划分。

S2、根据收集岩心数据分析研究层位孔隙度与渗透率的关系，结合测井资料对每个层位在不同岩相带内进行变差函数分析，之后运用相控技术和序贯高斯随机模拟方法建立渗透率和孔隙度模型，开展油藏参数属性建模。

S3、开展天然裂缝建模，基于研究区野外露头、单井岩心观察、录井岩屑及前期地质研究成果，以所建立的岩相向模型和厚度储层模型为约束，结合储层层理弱面解释，构建层理缝模型。结合研究区构造裂缝产状、密度及其发育影响因素(如距断层距离等)构建天然裂缝模型，同时在地震相约束下，利用增强曲率属性跟踪裂缝线，实现在地震尺度上建立离散天然裂缝网络(DFN)的确定性模型，并结合近井筒地质统计学和测井参数裂缝解释(倾向、倾角、走向等)对天然裂缝建模结果进行更正和调试。

S4、看展单井和研究区域三维岩石力学建模。开展测井曲线校正和质量分析，利用岩石力学和地应力模型公式进行单井岩石力学参数和地应力解释，并利用岩心力学参数开展单轴/三轴压缩试验和纵横声波速度测试等相关数据对单井地质力学计算结果进行约束。利用叠前地震反演建立研究区域的纵横波和密度等三维属性模型，计算岩石的杨氏模量和泊松比，并以这些地震属性体分布趋势为基础，由此得到三维岩石力学模型。

S5、分析研究区沉积规律和异常压力生成机制，综合利用声波-电阻率和密度等测井数据建立单井地层孔隙压力模型，利用钻完井、试油数据进行了数据校正和质量控制，得到地层压力系数与埋深、岩性和孔隙度之间的关系，建立研究区地层单井孔隙压力模型。运用单井地应力模型进行单井地应力大小计算，其中构造应力系数可以通过研究区实测地应力实验数据，或者小型压裂数据，或者钻井漏失等井壁失稳数据进行反求。收集工区不同层位的钻井诱导缝和井眼崩落裂缝走向，并结合FMI成像测井结果形成各层位的成像玫瑰图，得到局部地应力场方向。

S6、应用网格转换算法,实现将地质角点网格映射转换为对应的三维有限元网格模型，同时利用网格转换逆向方法，也可以实现将模型重新采样至对应的角点网格地质模型。

S7、对目标储层设置相应的载荷和约束条件，为有限元模型相关介质添加属性，进行弹塑性力学有限元计算，反演网格边界的约束和应力大小和方向情况，同时运用优化算法进行地应力最优解的获取，并将计算结果与已知点的地应力大小和方向实测结果进行对比，待满足精度或者迭代次数后停止计算。

S8、在得到S7生成地应力场数据的基础上，导入实际井身数据、射孔数据、压裂施工数据、支撑剂和压裂液等相关数据，运用水力压裂数值模拟器开展三维水力压裂数值模拟，得到水力裂缝的扩展规律，如存在微地震，井底压力施工曲线等则可同时对水力压裂的扩展形态进行验证和更新校正。

S9、收集已有生产井的资料，并结合开展油藏数值模拟和历史拟合，得到不同时刻条件下的压力场变化、渗透率场变化和剩余油分布规律。

S10、运用Oda方法将先期进行水力压裂井产生裂缝，因此而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中，为后续开展动态应力场模拟提供基础参数。利用Oda提出的裂缝刚度比方法表征不同时刻水力裂缝对局部区域造成的刚度变形以及应力集中情况，Oda方法的基本原理如下所示：

式中：R为裂缝刚度比，无因次；K_n为裂缝法向刚度，MPa；K_s为裂缝剪切刚度，MPa；σ_n为裂缝面正应力，MPa；r为裂缝尺寸，JRC为粗糙度，无因次；JCS为抗压强度，MPa；

为摩擦角，°。

裂缝渗透率和导流能力等参数则可以根据实际压裂裂缝的开度进行计算，并将其裂缝渗透率属性导入至油藏模型之中。不同开度下裂缝面片渗透率的计算公式如下：

式中：K_Ω为裂缝片内面积为Ω的多边形的渗透率，10^-3μm²；K₀为裂缝根部的渗透率，10^-3μm²；w₀为裂缝根部的开度，m；w(x)为裂缝在点x的开度，m；x为裂缝内部节点坐标，m；Ω为裂缝片面积，m²。

S11、对不同目的层进行取芯加工，同步开展不同压力条件下和不同含水饱和度条件岩石力学实验，分别并回归得到不同有效应力条件下和不同含水饱和度条件下的储层力学参数变化公式。运用该计算公式并结合地层实际有效应力对三维岩石力学场等进行实时更新。

S12、进行动态地应力场模拟。在更新三维岩石力学场基础上，运用应力叠加方法将初次水力压裂导致的局部应力场变化以及长期注水造成的地层压力场变化导致至有限元地应力场模拟模型当中开展动态地应力场数值模拟。

S13、选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，选择更新地应力场和更新岩石力学场，运用三维压裂模拟器开展压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态。

S14、以实时的剩余油分布特征为初始条件，并结合实时油藏参数进行暂堵压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为双目标进行压裂参数优化，确定最佳改造规律和产量，得到目的区块暂堵重复压裂最优设计方案。

实施例2，本发明提供基于动态地应力和剩余油特征，并考虑裂缝应力敏感性变化的暂堵重复压裂设计方法，包括以下步骤：

S1、开展三维地质建模，首先利用解释全层系地震波数据得到相关地质构造，以井点分层数据为约束条件，结合三维地震构造解释成果，应用克里金插值法逐层建立各小层的顶面、底面构造图，并利用单井数据和地质分层数据修正地震数据，结合“井-震”信息建立准确的区块构造模型，然后在三维构造建模和相建模的基础上，运用井震结合建模技术进行地质属性建模，并开展区域和平台的精细小层划分，最后完成地质网格的划分。

S2、根据收集岩心数据分析研究层位孔隙度与渗透率的关系，结合测井资料对每个层位在不同岩相带内进行变差函数分析，之后运用相控技术和序贯高斯随机模拟方法建立渗透率和孔隙度模型，开展油藏参数属性建模。

S3、开展天然裂缝建模，基于研究区野外露头、单井岩心观察、录井岩屑及前期地质研究成果，以所建立的岩相向模型和厚度储层模型为约束，结合储层层理弱面解释，构建层理缝模型。结合研究区构造裂缝产状、密度及其发育影响因素(如距断层距离等)构建天然裂缝模型，同时在地震相约束下，利用增强曲率属性跟踪裂缝线，实现在地震尺度上建立离散天然裂缝网络(DFN)的确定性模型，并结合近井筒地质统计学和测井参数裂缝解释(倾向、倾角、走向等)对天然裂缝建模结果进行更正和调试。

S4、看展单井和研究区域三维岩石力学建模。开展测井曲线校正和质量分析，利用岩石力学和地应力模型公式进行单井岩石力学参数和地应力解释，并利用岩心力学参数开展单轴/三轴压缩试验和纵横声波速度测试等相关数据对单井地质力学计算结果进行约束。利用叠前地震反演建立研究区域的纵横波和密度等三维属性模型，计算岩石的杨氏模量和泊松比，并以这些地震属性体分布趋势为基础，由此得到三维岩石力学模型。

S5、分析研究区沉积规律和异常压力生成机制，综合利用声波-电阻率和密度等测井数据建立单井地层孔隙压力模型，利用钻完井、试油数据进行了数据校正和质量控制，得到地层压力系数与埋深、岩性和孔隙度之间的关系，建立研究区地层单井孔隙压力模型。运用单井地应力模型进行单井地应力大小计算，其中构造应力系数可以通过研究区实测地应力实验数据，或者小型压裂数据，或者钻井漏失等井壁失稳数据进行反求。收集工区不同层位的钻井诱导缝和井眼崩落裂缝走向，并结合FMI成像测井结果形成各层位的成像玫瑰图，得到局部地应力场方向。

S6、应用网格转换算法,实现将地质角点网格映射转换为对应的三维有限元网格模型，同时利用网格转换逆向方法，也可以实现将模型重新采样至对应的角点网格地质模型。

S7、对目标储层设置相应的载荷和约束条件，为有限元模型相关介质添加属性，进行弹塑性力学有限元计算，反演网格边界的约束和应力大小和方向情况，同时运用优化算法进行地应力最优解的获取，并将计算结果与已知点的地应力大小和方向实测结果进行对比，待满足精度或者迭代次数后停止计算。

S8、在得到S7生成地应力场数据的基础上，导入实际井身数据、射孔数据、压裂施工数据、支撑剂和压裂液等相关数据，运用水力压裂数值模拟器开展三维水力压裂数值模拟，得到水力裂缝的扩展规律，如存在微地震，井底压力施工曲线等则可同时对水力压裂的扩展形态进行验证和更新校正。

S9、收集已有生产井的资料，并结合开展油藏数值模拟和历史拟合，得到不同时刻条件下的压力场变化、渗透率场变化和剩余油分布规律。

S10、运用Oda方法将先期进行水力压裂井产生裂缝，因此而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中，为后续开展动态应力场模拟提供基础参数。利用Oda提出的裂缝刚度比方法表征不同时刻水力裂缝对局部区域造成的刚度变形以及应力集中情况，Oda方法的基本原理如下所示：

式中：R为裂缝刚度比，无因次；K_n为裂缝法向刚度，MPa；K_s为裂缝剪切刚度，MPa；σ_n为裂缝面正应力，MPa；r为裂缝尺寸，JRC为粗糙度，无因次；JCS为抗压强度，MPa；

为摩擦角，°。

裂缝渗透率和导流能力等参数则可以根据实际压裂裂缝的开度进行计算，并将其裂缝渗透率属性导入至油藏模型之中。不同开度下裂缝面片渗透率的计算公式如下：

式中：K_Ω为裂缝片内面积为Ω的多边形的渗透率，10^-3μm²；K₀为裂缝根部的渗透率，10^-3μm²；w₀为裂缝根部的开度，m；w(x)为裂缝在点x的开度，m；x为裂缝内部节点坐标，m；Ω为裂缝片面积，m²。

S11、对不同目的层进行取芯加工，同步开展不同压力条件下和不同含水饱和度条件岩石力学实验，分别并回归得到不同有效应力条件下和不同含水饱和度条件下的储层力学参数变化公式。

S12、进行动态地应力场模拟。在更新三维岩石力学场基础上，运用应力叠加方法将初次水力压裂导致的局部应力场变化以及长期注水造成的地层压力场变化导致至有限元地应力场模拟模型当中开展动态地应力场数值模拟。

S13、选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，选择更新地应力场和更新岩石力学场，运用三维压裂模拟器开展压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态。

S14、对不同目的层进行取芯加工，同步开展不同有效应力条件下渗透率测试分析实验，分别并回归得到不同有效应力条件下渗透率参数变化公式，得到渗透率对有效应力的敏感系数。运用该计算公式并结合地层实际有效应力对三维油藏参数等进行实时更新，可以实现考虑应力敏感性条件的产量预测分析。

S15、以实时的剩余油分布特征为初始条件，导入更新不同有效应力的渗透率变化方程，并结合实时油藏参数进行暂堵压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为双目标进行压裂参数优化，确定最佳改造规律和产量，得到目的区块考虑应力敏感性的暂堵重复压裂最优设计方案。

实施例3，本发明提供基于动态地应力和剩余油特征，并考虑裂缝长期导流能力暂堵重复压裂设计方法，包括以下步骤：

S1、开展三维地质建模，首先利用解释全层系地震波数据得到相关地质构造，以井点分层数据为约束条件，结合三维地震构造解释成果，应用克里金插值法逐层建立各小层的顶面、底面构造图，并利用单井数据和地质分层数据修正地震数据，结合“井-震”信息建立准确的区块构造模型，然后在三维构造建模和相建模的基础上，运用井震结合建模技术进行地质属性建模，并开展区域和平台的精细小层划分，最后完成地质网格的划分。

S2、根据收集岩心数据分析研究层位孔隙度与渗透率的关系，结合测井资料对每个层位在不同岩相带内进行变差函数分析，之后运用相控技术和序贯高斯随机模拟方法建立渗透率和孔隙度模型，开展油藏参数属性建模。

S3、开展天然裂缝建模，基于研究区野外露头、单井岩心观察、录井岩屑及前期地质研究成果，以所建立的岩相向模型和厚度储层模型为约束，结合储层层理弱面解释，构建层理缝模型。结合研究区构造裂缝产状、密度及其发育影响因素(如距断层距离等)构建天然裂缝模型，同时在地震相约束下，利用增强曲率属性跟踪裂缝线，实现在地震尺度上建立离散天然裂缝网络(DFN)的确定性模型，并结合近井筒地质统计学和测井参数裂缝解释(倾向、倾角、走向等)对天然裂缝建模结果进行更正和调试。

S4、看展单井和研究区域三维岩石力学建模。开展测井曲线校正和质量分析，利用岩石力学和地应力模型公式进行单井岩石力学参数和地应力解释，并利用岩心力学参数开展单轴/三轴压缩试验和纵横声波速度测试等相关数据对单井地质力学计算结果进行约束。利用叠前地震反演建立研究区域的纵横波和密度等三维属性模型，计算岩石的杨氏模量和泊松比，并以这些地震属性体分布趋势为基础，由此得到三维岩石力学模型。

S5、分析研究区沉积规律和异常压力生成机制，综合利用声波-电阻率和密度等测井数据建立单井地层孔隙压力模型，利用钻完井、试油数据进行了数据校正和质量控制，得到地层压力系数与埋深、岩性和孔隙度之间的关系，建立研究区地层单井孔隙压力模型。运用单井地应力模型进行单井地应力大小计算，其中构造应力系数可以通过研究区实测地应力实验数据，或者小型压裂数据，或者钻井漏失等井壁失稳数据进行反求。收集工区不同层位的钻井诱导缝和井眼崩落裂缝走向，并结合FMI成像测井结果形成各层位的成像玫瑰图，得到局部地应力场方向。

S6、应用网格转换算法,实现将地质角点网格映射转换为对应的三维有限元网格模型，同时利用网格转换逆向方法，也可以实现将模型重新采样至对应的角点网格地质模型。

S7、对目标储层设置相应的载荷和约束条件，为有限元模型相关介质添加属性，进行弹塑性力学有限元计算，反演网格边界的约束和应力大小和方向情况，同时运用优化算法进行地应力最优解的获取，并将计算结果与已知点的地应力大小和方向实测结果进行对比，待满足精度或者迭代次数后停止计算。

S8、在得到S7生成地应力场数据的基础上，导入实际井身数据、射孔数据、压裂施工数据、支撑剂和压裂液等相关数据，运用水力压裂数值模拟器开展三维水力压裂数值模拟，得到水力裂缝的扩展规律，如存在微地震，井底压力施工曲线等则可同时对水力压裂的扩展形态进行验证和更新校正。

S9、收集已有生产井的资料，并结合开展油藏数值模拟和历史拟合，得到不同时刻条件下的压力场变化、渗透率场变化和剩余油分布规律。

S10、运用Oda方法将先期进行水力压裂井产生裂缝，因此而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中，为后续开展动态应力场模拟提供基础参数。利用Oda提出的裂缝刚度比方法表征不同时刻水力裂缝对局部区域造成的刚度变形以及应力集中情况，Oda方法的基本原理如下所示：

式中：R为裂缝刚度比，无因次；K_n为裂缝法向刚度，MPa；K_s为裂缝剪切刚度，MPa；σ_n为裂缝面正应力，MPa；r为裂缝尺寸，JRC为粗糙度，无因次；JCS为抗压强度，MPa；

为摩擦角，°。

裂缝渗透率和导流能力等参数则可以根据实际压裂裂缝的开度进行计算，并将其裂缝渗透率属性导入至油藏模型之中。不同开度下裂缝面片渗透率的计算公式如下：

式中：K_Ω为裂缝片内面积为Ω的多边形的渗透率，10^-3μm²；K₀为裂缝根部的渗透率，10^-3μm²；w₀为裂缝根部的开度，m；w(x)为裂缝在点x的开度，m；x为裂缝内部节点坐标，m；Ω为裂缝片面积，m²。

S11、对不同目的层进行取芯加工，得到API标准的岩板，并开展岩板的长期导流能力试验，利用收集测得的压差和流量参数，计算得到不同类型支撑剂、不同铺砂浓度条件下的压裂裂缝长期导流能力变化方程。

S12、对不同目的层进行取芯加工，同步开展不同压力条件下和不同含水饱和度条件岩石力学实验，分别并回归得到不同有效应力条件下和不同含水饱和度条件下的储层力学参数变化公式。运用该计算公式并结合地层实际有效应力对三维岩石力学场等进行实时更新。

S13、进行动态地应力场模拟。在更新三维岩石力学场基础上，运用应力叠加方法将初次水力压裂导致的局部应力场变化以及长期注水造成的地层压力场变化导致至有限元地应力场模拟模型当中开展动态地应力场数值模拟。

S14、选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，选择更新地应力场和更新岩石力学场，运用三维压裂模拟器开展压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态。

S15、以实时的剩余油分布特征为初始条件，结合具体选用的支撑剂类型，将裂缝长期导流能力方程导入产量计算模型中，并结合实时油藏参数进行考虑暂堵裂缝长期导流能力条件下的暂堵压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为双目标进行压裂参数优化，确定最佳改造规律和产量，得到目的区块暂堵重复压裂长期有效开发最优设计方案。

以上所述，仅是本发明的部分较佳实施例，任何熟悉本领域的技术人员均可能利用上述阐述的技术方案加以修改或将其修改为等同的技术方案。因此，依据本发明的技术方案所进行的相应简单修改或等同变换，尽属于本发明要求保护的范围。

Claims (3)

1.一种基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，其特征是包括以下过程：

（1）井震结合开展三维地质建模；（2）基于相控技术进行油藏属性建模，并利用多元回归方法进行剩余油参数计算；（3）利用地震属性和地质统计资料开展三维天然裂缝建模（4）利用井震数据进行三维岩石力学场建模，并利用单井计算力学参数进行约束（5）开展静态三维地应力场数值模拟，并以单井地应力计算结果作为质量控制；（6）开展油藏数值模拟，同时展开历史拟合，获取不同开采时间条件下的油藏压力参数和剩余油参数分布规律；（7）将油藏压力数据导致地质模型，利用不同开采时间的孔隙压力场作为初始条件，并将回归得到力学参数变化和油藏参数变化方程导入到模拟中，开展三维动态岩石力学和油藏参数的模拟，得到不同开采时间下的油藏参数和岩石力学参数；（8）将部分压裂生产井形成水力裂缝而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中；（9）再次结合变化压力场展开地应力场流固耦合数值模拟，得到不同开采时间条件下的动态地应力参数；（10）选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，在剩余油分布规律的基础上，根据实时地应力状况注入暂堵剂，运用三维压裂模拟器开展暂堵重复压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态，并实现水力裂缝转向至剩余油赋存区域；（11）以实时的剩余油分布特征为初始条件，并结合实时油藏参数进行暂堵重复压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为目标进行压裂参数优化，得到目的区块暂堵压裂的最优设计方案。

2.根据权利要求1所述的基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，其特征是包括以下详细步骤：

（1）结合测录井资料解释、地震叠前叠后资料解释及采样地质实验分析结果，“岩芯-井-震”信息建立准确的区块构造模型，开展三维地质建模；

（2）基于建立的高含水油藏构造模型，运用测井解释、地震数据进行岩性描述，并结合相控技术进行地质属性建模；

（3）收集研究区野外露头、单井岩心观察及前期地质统计研究成果，以及近井区域的成像测井资料，开展天然裂缝建模，并利用分形理论，构建近井区域多尺度裂缝密度分布方程，最后利用蒙特卡洛方法进行远场区域天然裂缝随机建模，实现整个研究区的天然裂缝刻画；

（4）开展三维岩石力学参数建模，其主要步骤是利用岩石力学参数计算方程进行单井岩石力学参数计算，利用叠前地震数据展开横纵波和密度关键参数计算，得的井间数据，利用井间数据趋势并结合单井数据形成三维岩石力学场，同时利用单井岩石力学计算数据来进行质量和分辨率控制，以证实三维岩石力学模型结果的合理性，最后，通过导入天然裂缝模型再次开展三维岩石力学反演，得到考虑天然裂缝强度弱化的三维岩石力学模型；

（5）开展静态地应力场计算，主要包括以下步骤，首先将地质和油藏模型属性和几何特征导入至地应力数值模拟有限元计算平台，确定选取相关优化算法，利用逐步迭代逼近方法进行三维应力场模拟，同时利用一维应力与三维应力在井上的对应误差进行参数修正，以证实三维地应力场模型结果的合理性；

（6）导入注采井网各井的井眼轨迹，开展老井水力压裂三维数值模拟，得到水力压裂裂缝网络扩展的实际裂缝形态，并运用微地震检测，井下压力施工曲线对三维数值模拟形态进行校正和更新；

（7）将水力压裂获取的裂缝面片导入至油藏数值模拟器中，利用裂缝面片宽度，运用渗透率更新公式对裂缝渗透率和导流能力的关键参数进行计算，并将该参数导入至三维油藏模型中开展油藏数值模拟与历史拟合，不同时刻条件下的剩余油分布情况，以及获取在不同开发阶段的油藏地层压力参数的实时属性数据；

（8）将压裂生产井因形成水力裂缝而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中；

（9）对不同目的层进行取芯加工，同步开展不同压力条件下和不同含水饱和度条件岩石力学实验，分别并回归得到不同有效应力条件下和不同含水饱和度条件下的储层力学参数变化公式；运用该计算公式并结合地层实际有效应力对岩石力学场进行实时更新；

（10）将得到压力场导入至有限元数值模拟软件中开展流固耦合数值模拟，得到不同压力场对应条件下的实时地应力场动态变化规律；

（11）选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，运用三维压裂模拟器开展暂堵重复压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态；

（12）以实时的剩余油分布特征为初始条件，并结合实时油藏参数进行暂堵重复压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为目标进行压裂参数优化，得到目的区块暂堵重复压裂的最优设计方案。

3.根据权利要求2所述的基于动态地应力和剩余油特征的暂堵重复压裂设计方法，其特征是包括以下较佳步骤：

S1、开展三维地质建模，结合“井-震”信息建立准确的区块构造模型，然后在三维构造建模和相建模的基础上，运用井震结合建模技术进行地质属性建模，最后完成地质网格的划分；

S2、运用相控技术和插值函数，开展油藏参数属性建模，利用建立的地质模型和网格，通过收集研究区的过往渗透率、孔隙度、含油饱和度资料进行油藏参数属性建模；

S3、开展天然裂缝建模，基于研究区野外露头、单井岩心观察、录井岩屑及前期地质研究成果，以所建立的岩相向模型和厚度储层模型为约束，结合储层层理弱面解释，构建层理缝模型；结合研究区构造裂缝产状、密度及其发育影响因素，如距断层距离，构建天然裂缝模型，同时在地震相约束下，利用增强曲率属性跟踪裂缝线，实现在地震尺度上建立离散天然裂缝网络DFN的确定性模型，并结合近井筒地质统计学和测井参数裂缝解释对天然裂缝建模结果进行更正和调试，包括倾向、倾角、走向；

S4、看展单井和研究区域三维岩石力学建模，利用岩石力学和地应力模型公式进行单井岩石力学参数和地应力解释，并利用岩心力学参数开展单轴/三轴压缩试验和纵横声波速度测试相关数据对单井地质力学计算结果进行约束；利用叠前地震反演建立研究区域的纵横波和密度三维属性模型，计算岩石的杨氏模量和泊松比，并以这些地震属性体分布趋势为基础，由此得到三维岩石力学模型；

S5、分析研究区沉积规律和异常压力生成机制，综合利用声波-电阻率和密度测井数据建立单井地层孔隙压力模型，运用单井地应力模型进行单井地应力大小计算，其中构造应力系数可以通过研究区实测地应力实验数据，或者小型压裂数据，或者钻井漏失井壁失稳数据进行反求；收集工区不同层位的钻井诱导缝和井眼崩落裂缝走向，并结合FMI成像测井结果形成各层位的成像玫瑰图，得到局部地应力场方向；

S6、应用网格转换算法,实现将地质角点网格映射转换为对应的三维有限元网格模型，同时利用网格转换逆向方法，也可以实现将模型重新采样至对应的角点网格地质模型；

S7、运用优化算法进行地应力最优解的获取，并将计算结果与已知点的地应力大小和方向实测结果进行对比，待满足精度或者迭代次数后停止计算；

S8、在得到S7生成地应力场数据的基础上，导入实际井身数据、射孔数据、压裂施工数据、支撑剂和压裂液相关数据，运用水力压裂数值模拟器开展三维水力压裂数值模拟，得到水力裂缝的扩展规律，如存在微地震，井底压力施工曲线则可同时对水力压裂的扩展形态进行验证和更新校正；

S9、收集已有生产井的资料，并结合开展油藏数值模拟和历史拟合，得到不同时刻条件下的压力场变化、渗透率场变化和剩余油分布规律；

S10、运用Oda方法将先期进行水力压裂井产生裂缝，因此而导致的井周局部应力场变化导入三维地应力模型中，为后续开展动态应力场模拟提供基础参数；同时，基于初压裂缝开度，利用裂缝渗透率计算公式进行计算，并将其裂缝渗透率属性导入至油藏模型之中；

S11、对不同目的层进行取芯加工，同步开展不同压力条件下和不同含水饱和度条件岩石力学实验，分别并回归得到不同有效应力条件下和不同含水饱和度条件下的储层力学参数变化公式；运用该计算公式并结合地层实际有效应力对三维岩石力学场进行实时更新；

S12、进行动态地应力场模拟，在更新三维岩石力学场基础上，运用应力叠加方法将初次水力压裂导致的局部应力场变化以及长期注水造成的地层压力场变化导致至有限元地应力场模拟模型当中开展动态地应力场数值模拟；

S13、选择需要进行暂堵重复压裂的生产井，选择更新地应力场和更新岩石力学场，运用三维压裂模拟器开展压裂数值模拟，得到注采井网内不同生产井暂堵压裂的裂缝形态；

S14、以实时的剩余油分布特征为初始条件，并结合实时油藏参数进行暂堵压裂井产量数值模拟，以产量最优和裂缝之间不发生干扰和交错为目标进行压裂参数优化，确定最佳改造规律和产量，得到目的区块暂堵压裂的最优设计方案。

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