CN114941520A - 压裂支撑剂回流判断方法及油井压裂施工工艺 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种压裂支撑剂回流判断方法及油井压裂施工工艺，压裂支撑剂回流判断方法包括：通过油井的测井解释数据计算储层力学参数差异系数，其中，测井解释数据至少包括储层的声波和密度，储层力学参数差异系数至少包括储层内聚力指数C_ts、储层抗拉强度指数S_ts；测量油井的储层闭合压力P_cl和油井所在油田的相应储层闭合压力P；计算支撑剂回流判断指数T_S：

其中，支撑剂回流判断指数T_S越小，储层的支撑剂回流概率越大。以解决现有技术中的无法判断水平井支撑剂回流风险的问题。

Description

压裂支撑剂回流判断方法及油井压裂施工工艺

技术领域

本发明涉及油田开采技术领域，具体而言，涉及一种压裂支撑剂回流判断方法及油井压裂施工工艺。

背景技术

近几年页岩气水平井多段压裂工艺，获得较高的单井产能，但支撑剂回流井比例达到42％，而且有逐年上升的趋势。页岩气水平井压后支撑剂回流制约了压裂井试气及求产工艺，甚至部分井压后由于支撑剂回流严重，导致无法正常试气，压后支撑剂回流的根本原因是压裂过程中储层破坏造成缝内岩石破碎，同时流体流出对支撑剂的携带作用大于裂缝闭合作用在支撑剂上产生的摩擦力，如果裂缝形态单一，裂缝壁面相对光滑，更容易造成支撑剂回流。

发明内容

本发明的主要目的在于提供一种压裂支撑剂回流判断方法及油井压裂施工工艺，以解决现有技术中的无法判断水平井支撑剂回流风险的问题。

为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种压裂支撑剂回流判断方法，包括：通过油井的测井解释数据计算储层力学参数差异系数，其中，测井解释数据至少包括储层的声波和密度，储层力学参数差异系数至少包括储层内聚力指数C_ts、储层抗拉强度指数S_ts；测量油井的储层闭合压力P_cl和油井所在油田的相应储层闭合压力P；计算支撑剂回流判断指数T_S：

其中，支撑剂回流判断指数T_S越小，储层的支撑剂回流概率越大。

进一步地，压裂支撑剂回流判断方法还包括：根据测井解释数据计算储层内多个不同位置处的内聚力，并设定第二对比参数，将大于第二对比参数的多个内聚力相加并求取平均值以得到C_ts(max-avg)，将小于第二对比参数的多个内聚力相加并求取平均值以得到C_ts(min-avg)，储层内聚力指数C_ts计算公式为：

其中，C_ts(max-avg)为最大内聚力平均值，单位为MPa；C_ts(min-avg)为最小内聚力平均值，单位为Mpa。

进一步地，储层内聚力C的计算公式为：

C＝aρ²(1-2μ)V_c(1+0.78V_cl) (3)

其中，a为系数；ρ是密度，单位为g/cm³；μ是泊松比，无量纲；V_c是岩石波速，

单位为μs/ft；V_cl是泥质含量，无量纲。

进一步地，压裂支撑剂回流判断方法还包括：根据测井解释数据计算储层内多个不同位置处的抗拉强度，并设定第三对比参数，将大于第三对比参数的多个抗拉强度相加并求取平均值以得到S_ts(max-avg)，将小于第三对比参数的多个抗拉强度相加并求取平均值以得到S_ts(max-avg)，储层抗拉强度指数S_ts计算公式为：

其中，S_ts(max-avg)为最大抗拉强度平均值，单位为MPa；S_ts(min-avg)为最小抗拉强度平均值，单位为MPa。

进一步地，储层抗拉强度S的计算公式为：

S＝0.0143V_p+6.82ρ-15.3 (5)

其中，V_P是纵波速度，单位为m/s；ρ是密度，单位为g/cm³。

根据本发明的另一方面，提供了一种油井压裂施工工艺，油井压裂施工工艺包括：步骤S1：计算油井内储层的支撑剂回流判断指数T_S，其中，支撑剂回流判断指数T_S采用上述的压裂支撑剂回流判断方法计算；步骤S2：根据支撑剂回流判断指数T_S的大小判断是否需要在对油井压裂施工时对支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

进一步地，设定第一对比参数，以在支撑剂回流判断指数T_S大于第一对比参数时无需对支撑剂采用防支撑剂回流工艺，并在支撑剂回流判断指数T_S小于第一对比参数时需要对支撑剂采用防支撑剂回流工艺；其中，第一对比参数的选取范围为20％至40％。

进一步地，当支撑剂回流判断指数T_S在20％至30％时，在油井压裂施工中加砂时对部分支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

进一步地，当支撑剂回流判断指数T_S小于20％时，在油井压裂施工的加砂过程中对全部的支撑剂采用防支撑剂回流工艺；当支撑剂回流判断指数T_S在20％至30％时，在油井压裂施工的加砂过程中对30％支撑剂采用防支撑剂回流工艺；当支撑剂回流判断指数T_S大于30％时，在油井压裂施工的加砂过程中无需对支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

进一步地，步骤S1包括：分别计算油井内的各个储层的支撑剂回流判断指数T_S，以根据各个储层的支撑剂回流判断指数T_S的大小判断是否需要在对该储层进行压裂施工时的支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

应用本发明的技术方案的压裂支撑剂回流判断方法通过计算能够给出支撑剂回流的概率指标以便施工人员进行判断，具体的，该判断方法包括通过油井的测井解释得出储层的声波和密度，以进一步计算储层力学参数差异系数，具体的有储层内聚力指数，储层内聚力指数，此外，测量计算所述油井的储层闭合压力和所述油井所在油田的相应储层闭合压力P，通过上述计算得出公式(1)中的各个自变量，以求得支撑剂回流判断指数，当该指数值越大时，支撑剂回流概率越小，可考虑在压裂工艺的加砂过程中不采用支撑剂回流工艺施工，反之则需要，通过该公式的计算结果将支撑剂回流的概率参数化计算出来，方便了施工人员以此标准进行判断。

附图说明

构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1示出了根据本发明的压裂支撑剂回流判断方法的实施例的流程示意图。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。

为了解决现有技术中的无法判断水平井支撑剂回流风险的问题，本发明提供了一种压裂支撑剂回流判断方法及油井压裂施工工艺。

请参考图1，一种压裂支撑剂回流判断方法，包括：通过油井的测井解释数据计算储层力学参数差异系数，其中，测井解释数据至少包括储层的声波和密度，储层力学参数差异系数至少包括储层内聚力指数C_ts、储层抗拉强度指数S_ts；测量油井的储层闭合压力P_cl和油井所在油田的相应储层闭合压力P；计算支撑剂回流判断指数T_S：

其中，支撑剂回流判断指数T_S越小，储层的支撑剂回流概率越大。

本发明提供了一种用于判别在对油井的储层进行压裂施工时，是否需要对支撑剂采用防支撑剂回流工艺处理，以防止支撑剂回流，现有的压裂工艺中都是根据经验判断，一个油井的各个储层要么全部采用支撑剂回流工艺处理要么全部不处理，当全部处理时不利于节约成本和时间，如果不处理又无法保证油条的出油效率和质量，本申请的压裂支撑剂回流判断方法通过计算能够给出支撑剂回流的概率指标以便施工人员进行判断，具体的，该判断方法包括通过油井的测井解释得出储层的声波和密度，以进一步计算储层力学参数差异系数，具体的有储层内聚力指数，储层内聚力指数，此外，测量计算油井的储层闭合压力P_cl和油井所在油田的相应储层闭合压力P，通过上述计算得出公式(1)中的各个自变量，以求得支撑剂回流判断指数，当该指数值越大时，支撑剂回流概率越小，可考虑在压裂工艺的加砂过程中不采用支撑剂回流工艺施工，反之则需要，通过该公式的计算结果将支撑剂回流的概率参数化计算出来，方便了施工人员以此标准进行判断。

压裂支撑剂回流判断方法还包括：根据测井解释数据计算储层内多个不同位置处的内聚力，并设定第二对比参数，将大于第二对比参数的多个内聚力相加并求取平均值以得到C_ts(max-avg)，将小于第二对比参数的多个内聚力相加并求取平均值以得到C_ts(min-avg)，储层内聚力指数C_ts计算公式为：

其中，C_ts(max-avg)为最大内聚力平均值，单位为MPa；C_ts(min-avg)为最小内聚力平均值，单位为Mpa。

本实施例中给出了上述储层内聚力指数的具体计算公式，建立原则为两个因素的差异系数，在整个解释结果数据中每20个点作为一组数据，10个最大值求取平均数，10个最小值求取平均数，选取的点均为相同储层上不同位置的点，均布选取，间隔距离一致，以尽可能的描述该储层的力学性能。

储层内聚力C的计算公式为：

C＝aρ²(1-2μ)V_c(1+0.78V_cl) (3)

其中，a为系数；ρ是密度，单位为g/cm³；μ是泊松比，无量纲；V_c是岩石波速，单位为μs/ft；V_cl是泥质含量，无量纲。

压裂支撑剂回流判断方法还包括：根据测井解释数据计算储层内多个不同位置处的抗拉强度，并设定第三对比参数，将大于第三对比参数的多个抗拉强度相加并求取平均值以得到S_ts(max-avg)，将小于第三对比参数的多个抗拉强度相加并求取平均值以得到S_ts(max-avg)，储层抗拉强度指数S_ts计算公式为：

其中，S_ts(max-avg)为最大抗拉强度平均值，单位为MPa；S_ts(min-avg)为最小抗拉强度平均值，单位为MPa。

本实施例中求取储层抗拉强度指数的做法参考前面储层内聚力指数的计算，首先选取多个点进行测量，然后分为多组进行计算，以求得该储层上的平均值，此外，选取一个中间值，即第三对比参数，将大于该第三对比参数的值相加求和，将小于该第三对比参数的值相加求和，并求得各自的平均数，以此求得该储层的抗拉强度指数。

储层抗拉强度S的计算公式为：

S＝0.0143V_p+6.82ρ-15.3 (5)

其中，V_P是纵波速度，单位为m/s；ρ是密度，单位为g/cm³。

一种油井压裂施工工艺，油井压裂施工工艺包括：步骤S1：计算油井内储层的支撑剂回流判断指数T_S，其中，支撑剂回流判断指数T_S采用上述的压裂支撑剂回流判断方法计算；步骤S2：根据支撑剂回流判断指数T_S的大小判断是否需要在对油井压裂施工时对支撑剂采用防支撑剂回流工艺。设定第一对比参数，以在支撑剂回流判断指数T_S大于第一对比参数时无需对支撑剂采用防支撑剂回流工艺，并在支撑剂回流判断指数T_S小于第一对比参数时需要对支撑剂采用防支撑剂回流工艺；其中，第一对比参数的选取范围为20％至40％

本发明还给出了在取得上述判断指数后对油井的具体施工工艺，优选地，第一对比参数为30％，当计算出来的支撑剂回流判断指数大于30％时，施工油井无需采用防支撑剂回流工艺，当支撑剂回流判断指数小于30％时，则采用防支撑剂回流工艺。

当支撑剂回流判断指数T_S在20％至30％时，在油井压裂施工中加砂时对部分支撑剂采用防支撑剂回流工艺。当支撑剂回流判断指数T_S小于20％时，在油井压裂施工的加砂过程中对全部的支撑剂采用防支撑剂回流工艺；当支撑剂回流判断指数T_S在20％至30％时，在油井压裂施工的加砂过程中对30％支撑剂采用防支撑剂回流工艺；当支撑剂回流判断指数T_S大于30％时，在油井压裂施工的加砂过程中无需对支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

本实施例中进一步对小于30％的施工油井进行了差别施工，即当支撑剂回流判断指数T_S在20％至30％时，加砂过程中对前70％支撑剂不采用防支撑剂回流工艺，对后面的30％的支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

步骤S1包括：分别计算油井内的各个储层的支撑剂回流判断指数T_S，以根据各个储层的支撑剂回流判断指数T_S的大小判断是否需要在对该储层进行压裂施工时的支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

本实施例中进一步说明了一个油井中不同的储层可以根据不同的计算结果选择采用防支撑剂回流工艺施工或不采用防支撑剂回流工艺施工，降低压裂施工成本。

从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：

本发明是在做压裂方案过程中判断地层压后支撑剂是否回流，通过计算岩石力学参数差异系数，建立支撑剂回流判断公式，针对不同层段支撑剂回流计算值，确定支撑剂回流风险，优化防支撑剂回流工艺，从而使裂缝拥有长期导流能力。一种新型压裂支撑剂回流判断方法，使用下列公式计算：

式中：T_S为支撑剂回流判断指数，％；C_ts为内聚力支撑剂回流判断指数，无因次；S_ts为抗拉强度支撑剂回流判断指数，无因次；P_cl为闭合压力，MPa；C_ts(max-avg)为最大内聚力平均值，MPa；C_ts(min-avg)为最小内聚力平均值，MPa；S_ts(max-avg)为最大抗拉强度平均值，MPa；S_ts(min-avg)为最小抗拉强度平均值，MPa。

本发明中的内聚力与抗拉强度应用测井解释数据计算，可进行单储层段支撑剂回流评估，针对性强，防止压裂时全井段采用防支撑剂回流工艺，降低压裂成本。对于支撑剂回流判断指数小于20％的地层，全层段加砂时均需采用防支撑剂回流工艺。对于支撑剂回流判断指数介于20％-30％的地层，加砂过程中后30％支撑剂采用防支撑剂回流工艺。对于支撑剂回流判断指数大于30％的地层，施工井无需采用防支撑剂回流工艺。

本发明形成支撑剂回流判断指数方法：首先确定不同储层岩石力学参数差异，通过内聚力及抗拉强度差异系数，计算该层段支撑剂回流判断指数，当支撑剂回流判断指数小于30％时，即在加砂过程中采用防支撑剂回流工艺。

本发明所使用的支撑剂回流判断方法主要是判断压后返排时支撑剂是否回流，从而影响裂缝长期导流能力及产量，降低全井段采用防支撑剂回流工艺成本高的问题。

公式建立过程与理念：根据研究结果压裂后影响裂缝形态从而导致支撑剂回流的主要岩石力学参数为储层的抗拉强度、内聚力及闭合压力，因此根据抗拉强度、内聚力差异分别建立抗拉强度支撑剂回流判断指数与内聚力支撑剂回流判断指数，建立原则为两个因素的差异系数，首先应用测井数据计算储层内聚力与抗拉强度，在整个计算结果数据中每20个点作为一组数据，10个最大值求取平均数，10个最小值求取平均数，计算差异系数，储层岩石抗拉强度与内聚力基于测井数据计算并可经过岩心实验数据校正，计算及校正方法与国内外的计算及校正方法一致。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。

除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，技术、方法和设备应当被视为授权说明书的一部分。在这里示出和讨论的所有示例中，任何具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。因此，示例性实施例的其它示例可以具有不同的值。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讨论。

在本发明的描述中，需要理解的是，方位词如“前、后、上、下、左、右”、“横向、竖向、垂直、水平”和“顶、底”等所指示的方位或位置关系通常是基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，在未作相反说明的情况下，这些方位词并不指示和暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位或者以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明保护范围的限制；方位词“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内外。

为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其他器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。

此外，需要说明的是，使用“第一”、“第二”等词语来限定零部件，仅仅是为了便于对相应零部件进行区别，如没有另行声明，上述词语并没有特殊含义，因此不能理解为对本发明保护范围的限制。

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 (10)

1.一种压裂支撑剂回流判断方法，其特征在于，包括：

通过油井的测井解释数据计算储层力学参数差异系数，其中，所述测井解释数据至少包括储层的声波和密度，所述储层力学参数差异系数至少包括储层内聚力指数C_ts、储层抗拉强度指数S_ts；

测量所述油井的储层闭合压力P_cl和所述油井所在油田的相应储层闭合压力P；

计算支撑剂回流判断指数T_S：

其中，所述支撑剂回流判断指数T_S越小，所述储层的支撑剂回流概率越大。

2.根据权利要求1所述的压裂支撑剂回流判断方法，其特征在于，所述压裂支撑剂回流判断方法还包括：

根据所述测井解释数据计算所述储层内多个不同位置处的内聚力，并设定第二对比参数，将大于所述第二对比参数的多个内聚力相加并求取平均值以得到C_ts(max-avg)，将小于所述第二对比参数的多个内聚力相加并求取平均值以得到C_ts(min-avg)，所述储层内聚力指数C_ts计算公式为：

其中，C_ts(max-avg)为最大内聚力平均值，单位为MPa；

C_ts(min-avg)为最小内聚力平均值，单位为MPa。

3.根据权利要求2所述的压裂支撑剂回流判断方法，其特征在于，所述储层内聚力C的计算公式为：

C＝aρ²(1-2μ)V_c(1+0.78V_cl) (3)

其中，a为系数；

ρ是密度，单位为g/cm³；

μ是泊松比，无量纲；

V_c是岩石波速，单位为μs/ft；

V_cl是泥质含量，无量纲。

4.根据权利要求1所述的压裂支撑剂回流判断方法，其特征在于，所述压裂支撑剂回流判断方法还包括：

根据所述测井解释数据计算所述储层内多个不同位置处的抗拉强度，并设定第三对比参数，将大于所述第三对比参数的多个抗拉强度相加并求取平均值以得到S_ts(max-avg)，将小于所述第三对比参数的多个抗拉强度相加并求取平均值以得到S_ts(max-avg)，所述储层抗拉强度指数S_ts计算公式为：

其中，S_ts(max-avg)为最大抗拉强度平均值，单位为MPa；

S_ts(min-avg)为最小抗拉强度平均值，单位为MPa。

5.根据权利要求4所述的压裂支撑剂回流判断方法，其特征在于，所述储层抗拉强度S的计算公式为：

S＝0.0143V_p+6.82ρ-15.3 (5)

其中，V_P是纵波速度，单位为m/s；ρ是密度，单位为g/cm³。

6.一种油井压裂施工工艺，其特征在于，所述油井压裂施工工艺包括：

步骤S1：计算油井内储层的支撑剂回流判断指数T_S，其中，所述支撑剂回流判断指数T_S采用权利要求1至5中任一项所述的压裂支撑剂回流判断方法计算；

步骤S2：根据所述支撑剂回流判断指数T_S的大小判断是否需要在对油井压裂施工时对支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

7.根据权利要求6所述的油井压裂施工工艺，其特征在于，设定第一对比参数，以在所述支撑剂回流判断指数T_S大于所述第一对比参数时无需对所述支撑剂采用防支撑剂回流工艺，并在所述支撑剂回流判断指数T_S小于所述第一对比参数时需要对所述支撑剂采用防支撑剂回流工艺；其中，所述第一对比参数的选取范围为20％至40％。

8.根据权利要求7所述的油井压裂施工工艺，其特征在于，当所述支撑剂回流判断指数T_S在20％至30％时，在所述油井压裂施工中加砂时对部分支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

9.根据权利要求8所述的油井压裂施工工艺，其特征在于，当所述支撑剂回流判断指数T_S小于20％时，在所述油井压裂施工的加砂过程中对全部的支撑剂采用防支撑剂回流工艺；当所述支撑剂回流判断指数T_S在20％至30％时，在所述油井压裂施工的加砂过程中对30％支撑剂采用防支撑剂回流工艺；当所述支撑剂回流判断指数T_S大于30％时，在所述油井压裂施工的加砂过程中无需对支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

10.根据权利要求6所述的油井压裂施工工艺，其特征在于，所述步骤S1包括：

分别计算所述油井内的各个储层的支撑剂回流判断指数T_S，以根据各个所述储层的支撑剂回流判断指数T_S的大小判断是否需要在对该所述储层进行压裂施工时的支撑剂采用防支撑剂回流工艺。

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