CN115875030A - 一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，包括根据地层孔隙压力和地层破裂压力确定地层微破裂压力；计算得到井口注入压力；计算得到注水井的极限注水量；再根据极限注水量和注水过程中地层压力系数的变化进行日注入量分类设置；建立目标区块非均质三维压驱注水油藏黑油地质模型；利用油藏数值模拟软件在注入水中加入表面活性剂组分，模拟注水完成后关闭注水井闷井；再打开生产井，模拟产能；通过三年累产油量对比，优化得到最佳采油井裂缝半长，得到最终累产油量。本发明利用数值模拟软件模拟注水井压驱缝网的形成，在考虑注水井压驱的前提条件下，优化了油井压裂的裂缝参数；为压驱在井场上的应用提供了新思路。
Description
技术领域
本发明涉及一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，属于油田开发领域。
背景技术
低渗透油藏开发面临着以下主要问题：采出程度低，含水高，开采后期注不进水，渗流阻力大，毛细管附加阻力大；地层能量下降快，欠注需补充地层能量；压裂后增产效果不能保证，产量递减快。水力压裂则是目前最为广泛应用的致密储层改造方法之一。但在实际压裂施工中发现，并非每口成功形成导流裂缝的压裂井都能有效提高产能，有的井经过压裂后原油产能增长幅度很小，部分井甚至在压后发生减产。
根据压驱基本原理，在主裂缝起裂的前提下，将一定浓度驱油剂作为压裂液使用，以高排量注入边压裂造缝边沿程滤失，引发微裂缝的产生和拓展，形成扇面状波及面，并将储层孔隙中剩余油充分置换至裂缝，既可扩大水驱波及面积又可提高驱油效率。正向压驱工艺技术仅在注入井端造缝注入驱油剂，裂缝延伸同时，把驱油剂沿裂缝向上下及远端驱替到地层孔隙中，造缝施工结束时不加砂裂缝充分闭合，之后注入井段恢复常规连续注入方式，将压裂注入的驱油剂进一步驱替至生产井端，发挥驱替压差和驱油剂驱油双重作用。
在注入井压驱形成复杂裂缝带的前提下，采油井进行压裂施工，不同条件下的注入强度、注入量等施工参数和最优裂缝参数组合的确定变得极为关键。
发明内容
为了克服现有技术中的问题，本发明提供一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法。
本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，包括以下步骤：
步骤S1、分析目标区块的储层物性特征及工程特征，获取岩石及储层物性参数、注入井及油井位置、井眼轨迹及射孔参数；
步骤S2、根据储层物性参数计算地层孔隙压力Pi和地层破裂压力PF；
步骤S3、再根据地层孔隙压力Pi和地层破裂压力PF确定地层微破裂压力PW；
步骤S4、根据地层微破裂压力PW计算得到井口注入压力PZ；
步骤S5、根据地层微破裂压力PW计算得到注水井的极限注水量Qw；
步骤S6、根据注水过程中地层压力系数的变化设置不同日注入量；
步骤S7、利用油藏数值模拟软件建立目标区块非均质三维压驱注水油藏黑油地质模型；
步骤S8、根据压驱井起裂主裂缝参数设置模型的主裂缝，根据井口注入压力PZ、不同日注入量设置施工模拟参数；利用油藏数值模拟软件模拟压驱过程中主裂缝拓展及周围大量诱发微裂缝过程，进而形成扇面状压驱裂缝带；在油井设置不同裂缝半长的裂缝，水相中加入一定浓度的表面活性剂，以模拟压驱闷井渗吸过程；
步骤S9、利用油藏数值模拟软件在注入水中加入表面活性剂组分，模拟注水完成后关闭注水井闷井；再打开生产井，模拟3年产能；通过三年累产油量对比，优化得到最佳采油井裂缝半长，进而得到井组最终累产油量。
进一步的技术方案是，所述步骤S3中地层微破裂压力PW为地层破裂压力PF的0.95-1.0倍且大于地层孔隙压力Pi。
进一步的技术方案是，所述步骤S4中的计算公式为：
Pz＝Pw+Pr+Pc+Pp-0.0098γH
式中：Pz为注水井井口压力，MPa；Pr为注水井管路摩阻损失，MPa；Pc为打开配水器节流阀损失和嘴流损失，MPa；Pp为注入水通过射孔孔眼的压力损失，MPa；γ为压驱液密度，g/cm3；H为井深，m。
进一步的技术方案是，所述步骤S5中的计算公式为：
式中：Qw为极限注水量，m3/d；λ0为残余水状态下油的流度，10-3μm2/(mPa.s)；h为注水层段有效厚度，m；M为油水流度比，无量纲；d为生产井间距，m；ri、rw为水驱前缘半径、井筒半径，m；Si、SP为注水井、生产井表皮系数，无量纲；C为油水流度比系数，取值1.2。
进一步的技术方案是，所述步骤S6中日注入量的具体设置步骤为：测得注水前实际地层压力，计算得出初始地层压力系数αp；并根据当日的地层压力系数αp1来设置日注入量，同时当日注入量为Qw后则关闭注水井；当αp1＝αp时，日注入量为0.8Qw；当αp＜αp1＜1.1αp时，日注入量为0.85Qw；当1.1αp≤αp1≤1.2αp时，日注入量为0.9Qw；当1.2αp＜αp1≤1.25αp时，日注入量为Qw。
进一步的技术方案是，所述步骤S7中设置不同裂缝半长为60m、80m、100m、120m和140m。
进一步的技术方案是，所述步骤S8中的闷井时间为1个月。
本发明具有以下有益效果：本发明利用数值模拟软件模拟注水井压驱缝网的形成，在考虑注水井压驱的前提条件下，优化了油井压裂的裂缝参数。为压驱在井场上的应用提供了新思路。
附图说明
图1为本发明的流程图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例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。
如图1所示，本发明的一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，包括以下步骤：
步骤S1、分析目标区块的储层物性特征及工程特征，获取岩石及储层物性参数、注入井及油井位置、井眼轨迹及射孔参数；
步骤S2、根据储层物性参数计算地层孔隙压力Pi和地层破裂压力PF；
步骤S3、再根据地层孔隙压力Pi和地层破裂压力PF确定地层微破裂压力PW；其中地层微破裂压力PW为地层破裂压力PF的0.95-1.0倍且大于地层孔隙压力Pi；
步骤S4、根据地层微破裂压力PW计算得到井口注入压力PZ；
Pz＝Pw+Pr+Pc+Pp-0.0098γH
式中：Pz为注水井井口压力，MPa；Pr为注水井管路摩阻损失，MPa；Pc为打开配水器节流阀损失和嘴流损失，MPa；Pp为注入水通过射孔孔眼的压力损失，MPa；γ为压驱液密度，g/cm3；H为井深，m；
步骤S5、根据地层微破裂压力PW计算得到注水井的极限注水量Qw；
式中：Qw为极限注水量，m3/d；λ0为残余水状态下油的流度，10-3μm2/(mPa.s)；h为注水层段有效厚度，m；M为油水流度比，无量纲；d为生产井间距，m；ri、rw为水驱前缘半径、井筒半径，m；Si、SP为注水井、生产井表皮系数，无量纲；C为油水流度比系数，取值1.2；
步骤S6、根据注水过程中地层压力系数的变化设置不同日注入量；
测得注水前实际地层压力，计算得出初始地层压力系数αp；并根据当日的地层压力系数αp1来设置日注入量，同时当日注入量为Qw后则关闭注水井；当αp1＝αp时，日注入量为0.8Qw；当αp＜αp1＜1.1αp时，日注入量为0.85Qw；当1.1αp≤αp1≤1.2αp时，日注入量为0.9Qw；当1.2αp＜αp1≤1.25αp时，日注入量为Qw；
步骤S7、利用油藏数值模拟软件建立目标区块非均质三维压驱注水油藏黑油地质模型；
步骤S8、根据压驱井起裂主裂缝参数设置模型的主裂缝，根据井口注入压力PZ、不同日注入量设置施工模拟参数；利用油藏数值模拟软件模拟压驱过程中主裂缝拓展及周围大量诱发微裂缝过程，进而形成扇面状压驱裂缝带；在油井设置不同裂缝半长的裂缝，水相中加入一定浓度的表面活性剂，以模拟压驱闷井渗吸过程；
步骤S9、利用油藏数值模拟软件在注入水中加入表面活性剂组分，模拟注水完成后关闭注水井闷井；再打开生产井，模拟3年产能；通过三年累产油量对比，优化得到最佳采油井裂缝半长，进而得到井组最终累产油量。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (7)
1.一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1、分析目标区块的储层物性特征及工程特征，获取岩石及储层物性参数、注入井及油井位置、井眼轨迹及射孔参数；
步骤S2、根据储层物性参数计算地层孔隙压力Pi和地层破裂压力PF；
步骤S3、再根据地层孔隙压力Pi和地层破裂压力PF确定地层微破裂压力PW；
步骤S4、根据地层微破裂压力PW计算得到井口注入压力PZ；
步骤S5、根据地层微破裂压力PW计算得到注水井的极限注水量Qw；
步骤S6、根据注水过程中地层压力系数的变化设置不同日注入量；
步骤S7、利用油藏数值模拟软件建立目标区块非均质三维压驱注水油藏黑油地质模型；
步骤S8、根据压驱井起裂主裂缝参数设置模型的主裂缝，根据井口注入压力PZ、不同日注入量设置施工模拟参数；利用油藏数值模拟软件模拟压驱过程中主裂缝拓展及周围大量诱发微裂缝过程，进而形成扇面状压驱裂缝带；在油井设置不同裂缝半长的裂缝，水相中加入一定浓度的表面活性剂，以模拟压驱闷井渗吸过程；
步骤S9、利用油藏数值模拟软件在注入水中加入表面活性剂组分，模拟注水完成后关闭注水井闷井；再打开生产井，模拟3年产能；通过三年累产油量对比，优化得到最佳采油井裂缝半长，进而得到井组最终累产油量。
2.根据权利要求1所述的一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，其特征在于，所述步骤S3中地层微破裂压力PW为地层破裂压力PF的0.95-1.0倍且大于地层孔隙压力Pi。
3.根据权利要求1所述的一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，其特征在于，所述步骤S4中的计算公式为：
Pz＝Pw+Pr+Pc+Pp-0.0098γH
式中：Pz为注水井井口压力，MPa；Pr为注水井管路摩阻损失，MPa；Pc为打开配水器节流阀损失和嘴流损失，MPa；Pp为注入水通过射孔孔眼的压力损失，MPa；γ为压驱液密度，g/cm3；H为井深，m。
4.根据权利要求1所述的一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，其特征在于，所述步骤S5中的计算公式为：
式中：Qw为极限注水量，m3/d；λ0为残余水状态下油的流度，10-3μm2/(mPa.s)；h为注水层段有效厚度，m；M为油水流度比，无量纲；d为生产井间距，m；ri、rw为水驱前缘半径、井筒半径，m；Si、SP为注水井、生产井表皮系数，无量纲；C为油水流度比系数，取值1.2。
5.根据权利要求1所述的一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，其特征在于，所述步骤S6中日注入量的具体设置步骤为：测得注水前实际地层压力，计算得出初始地层压力系数αp；并根据当日的地层压力系数αp1来设置日注入量，同时当日注入量为Qw后则关闭注水井；当αp1＝αp时，日注入量为0.8Qw；当αp＜αp1＜1.1αp时，日注入量为0.85Qw；当1.1αp≤αp1≤1.2αp时，日注入量为0.9Qw；当1.2αp＜αp1≤1.25αp时，日注入量为Qw。
6.根据权利要求1所述的一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，其特征在于，所述步骤S7中设置不同裂缝半长为60m、80m、100m、120m和140m。
7.根据权利要求1所述的一种注水井压驱条件下注入量设计及油井裂缝参数优化方法，其特征在于，所述步骤S8中的闷井时间为1个月。
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