CN116050626B - 一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法，首先整理多级压裂水平井油藏多相流动模型的输入参数，确定各压裂级段的产量和流压数据；获得压裂级段裂缝半长，评价压裂效果；通过多级压裂水平井油藏多相流动模型模拟结果与实际生产数据比较，校正裂缝与储层物性参数；模拟各压裂级段在不同井底流压条件下生产，优化生产制度并对优化结果进行约束；设计生产级段与对应的生产制度，模拟各压裂级段在相应生产制度下的生产效果，得到压裂水平井总产量、地层平均压力和饱和度。本发明弥补了传统开发方式只能将储层作为一个生产单元笼统开发，无法充分发掘储层开发潜力的不足；实现了储层精细化开发，在控制成本的同时提高开发效益。

Description

一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法

技术领域

本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法。

背景技术

多级压裂水平井开发成本高，准备周期长，选择合适的生产制度，最大化发挥压裂效果，发掘储层生产潜力，是提高开发效率与采收率的关键措施。然而多级压裂水平井各级段压裂效果有所差异，不同级段间储层物性非均质强。常规生产优化方法只能将多级压裂水平井作为一个生产单元笼统开发，导致部分压裂级段开发效果一般，无法充分发掘生产潜力。但是，针对所有压裂级段全部进行精细化开发，实现工艺难，开发成本高。因此，亟需建立一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法，将优化结果相近的压裂级段作为一个整体进行开发，兼顾成本与效益。

发明内容

针对现有技术中存在的上述问题，本发明提出了一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法，设计合理，克服了现有技术的不足，具有良好的效果。

为实现上述发明目的，本发明采用如下技术方案：

一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法，包括以下步骤：

步骤1、整理多级压裂水平井油藏多相流动模型的基本输入参数，包括储层厚度、压裂级数、初始地层压力、孔隙度、渗透率、多相相对渗透率数据与流体物性资料；

步骤2、利用光纤测井和示踪剂确定各压裂级段产量数据，利用井下压力计实测或井口压力折算确定各压裂级段井底流压数据；

步骤3、根据步骤2确定的各压裂级段井底流压和产量数据，基于产量动态分析法反演压裂级段裂缝半长，评价压裂效果；

步骤4、根据步骤1、2整理的储层动静态资料和步骤3确定的各压裂级段裂缝半长，使用多级压裂水平井油藏多相流动模型模拟相同井底流压条件下油、气和水的生产速度；若与实际生产速度的误差大于10％，则通过调整裂缝与储层物性参数提高模型计算精度；

步骤5、根据步骤4校正后的裂缝和储层物性参数，模拟各压裂级段在不同井底流压条件下生产，绘制累产油、平均产液速度以及平均生产压差随井底流压变化的曲线，根据累产油和平均产液速度曲线拐点确定最优井底流压，该井底流压即为优化的生产制度；根据最小出砂生产压差和最大产液速度对优化结果进行约束；

步骤6、基于步骤5获得的各压裂级段生产制度优化结果，根据生产制度差异组合原则，以所有压裂级段井底流压优化结果与对应生产级段的生产制度累差和最小作为优化目标，设计生产级段，并得到对应的生产制度；

步骤7、根据步骤6划分的生产级段与对应生产制度，模拟各压裂级段在相应生产制度下的生产效果，各压裂级段产量相加得到压裂水平井总产量；地层平均压力和饱和度根据段间距进行加权平均。

进一步地，在所述步骤3中，根据所述的各压裂级段井底流压和产量数据计算产量归一化压力与物质平衡时间，所述产量归一化压力RNP计算公式为：

其中，p_i是初始条件下地层压力，p_wf是井底流压，q_o是产油速度；

所述物质平衡时间t_m计算公式为：

其中，Q_n与q_n分别是n时刻对应的累产量和产量；

绘制产量归一化压力与平方根物质平衡时间曲线，计算曲线斜率，根据曲线斜率反演裂缝半长，所述裂缝半长x_f的计算公式为：

其中，μ_oi是初始条件下油的粘度，B_oi是初始条件下油的体积系数，h是储层厚度，φ为孔隙度，k为基质渗透率，c_ti是初始条件下综合压缩系数，m是曲线斜率。

进一步地，在所述步骤4中，所述多级压裂水平井油藏多相流动模型为：

外边界条件为：

内边界条件为：

p|_η＝0＝p_wf(6)

公式(4)到(6)中各变量的定义为：

其中，

p为压力，10^-1MPa；x_i为参考位置到裂缝面的距离，cm；x为计算位置到裂缝面的距离，cm；φ_i为参考位置处的孔隙度，小数；k_i为参考位置处的基质渗透率，μm²；D为表征储层渗透率、孔隙度非均质特征的参数，0～1；θ为表征渗透率非均质特征的参数，0～0.5；S_g、S_o、S_w分别为气、油、水的饱和度，无量纲；k_rg、k_ro、k_rw分别是气、油、水相对渗透率，无量纲；μ_g、μ_o、μ_w分别是气、油、水粘度，mPa·s；B_g、B_o、B_w分别是气、油、水体积系数，无量纲；R_s是溶解气油比，m³/m³；R_v是凝析油气比，m³/m³；

根据公式(5)给定初始条件，代入不同的p_d外边界初值，根据龙格库塔方法进行求解公式(4)，得到p(η)、p_d(η)、S_g(η)和S_w(η)；将给定的内边界条件p_wf与p|_η＝0比较，直至二者收敛，根据p_d|_η＝0计算油、气和水的生产速度：

其中，A₁,A₂是单位转换因子，A₁＝27.32，A₂＝86400；x_f是单条裂缝有效裂缝半长，h是储层厚度，t是生产时间，q_o，q_g，q_w分别是油、气和水的生产速度。

进一步地，在所述步骤6中，生产制度差异组合原则为：相邻压裂级段的生产制度若小于给定的固定值，则这两个压裂级段属于同一生产级段，若大于该固定值，则这两个压裂级段分属于不同生产级段；生产级段对应的生产制度为该生产级段内各压裂级段井底流压的平均值。

进一步地，在所述步骤6中，各压裂级段与对应生产级段生产制度累差和的计算公式为：

其中，n为压裂级数，p_{i_frac}为第i个压裂级段生产制度优化结果，p_{i_pro}为第i个压裂级段所属生产级段的生产制度。

本发明具有如下有益效果：

本发明建立了一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法，可以根据各压裂级段生产制度优化结果划分生产级段，并优化各生产级段的生产制度。该方法弥补了传统开发方式只能将储层作为一个生产单元笼统开发，无法充分发掘储层开发潜力的不足；实现了储层精细化开发，在控制成本的同时尽可能提高开发效益。

附图说明

图1为本发明方法流程图；

图2为A1压裂级段产量动态分析结果图；

图3为A井历史拟合后各压裂级段裂缝半长与基质渗透率校正结果图；

图4为A1压裂级段井底流压优化结果图；

图5为A井生产级段分级优化结果图；

图6为A井生产分级优化效果预测结果图；

其中，(a)为油、气和水的累产量预测结果图；(b)为平均地层压力和饱和度的预测结果图；

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明的具体实施方式做进一步说明：

以A井为例，共有10个压裂级段，分别为A1、A2、……、A10；

一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法，如图1所示，包括以下步骤：

步骤1、整理多级压裂水平井油藏多相流动模型的基本输入参数，包括储层厚度、压裂级数、初始地层压力、孔隙度、渗透率、多相相对渗透率数据与流体物性资料；

步骤2、利用光纤测井、示踪剂等技术手段，确定各压裂级段产量数据，利用井下压力计实测或井口压力折算等方法确定各压裂级段井底流压数据；

步骤3、根据步骤2确定的各压裂级段井底流压和产量数据，基于产量动态分析法反演压裂级段裂缝半长等参数，评价压裂效果；

根据所述的各压裂级段井底流压和产量数据计算产量归一化压力与物质平衡时间，产量归一化压力RNP计算公式为：

其中，p_i是初始条件下地层压力，MPa；p_wf是井底流压，MPa；q_o是产油速度。m³/day；物质平衡时间t_m计算公式为：

其中，Q_n与q_n分别是n时刻对应的累产量和产量，m³/day；

绘制产量归一化压力与平方根物质平衡时间曲线，如图2所示，计算曲线斜率为0.3；

储层流体参数如表1所示；

表1A1段储层流体参数

根据曲线斜率反演裂缝半长x_f：

其中，μ_oi是初始条件下油的粘度，mPa·s；B_oi是初始条件下油的体积系数，无量纲；h是储层厚度，m；φ为孔隙度，小数；k为基质渗透率，um²；c_ti是初始条件下综合压缩系数，1/MPa；m是曲线斜率。

步骤4、根据步骤1、2整理的储层动静态资料和步骤3确定的各压裂级段裂缝半长，使用多级压裂水平井油藏多相流动模型模拟相同井底流压条件下油、气和水的生产速度；若与实际生产速度的误差大于10％，则通过调整裂缝与储层物性参数提高模型计算精度；

所述多级压裂水平井油藏多相流动模型为：

外边界条件为：

内边界条件为：

p|_η＝0＝p_wf(6)

公式(4)到(6)中各变量的定义为：

其中，

p为压力，10^-1MPa；x_i为参考位置到裂缝面的距离，cm；x为计算位置到裂缝面的距离，cm；φ_i为参考位置处的孔隙度，小数；k_i为参考位置处的基质渗透率，μm²；D为表征储层渗透率、孔隙度非均质特征的参数，0～1；θ为表征渗透率非均质特征的参数，0～0.5；S_g、S_o、S_w分别为气、油、水的饱和度，无量纲；k_rg、k_ro、k_rw分别是气、油、水相对渗透率，无量纲；μ_g、μ_o、μ_w分别是气、油、水粘度，mPa·s；B_g、B_o、B_w分别是气、油、水体积系数，无量纲；R_s是溶解气油比，m³/m³；R_v是凝析油气比，m³/m³；

多级压裂水平井油藏多相流动模型的求解思路为：根据公式(5)给定初始条件，代入不同的p_d外边界初值，根据龙格库塔方法进行求解公式(4)，得到p(η)、p_d(η)、S_g(η)和S_w(η)；将给定的内边界条件p_wf与p|_η＝0比较，直至二者收敛(打靶法)，根据p_d|_η＝0计算油、气和水的生产速度：

其中，A₁,A₂是单位转换因子，A₁＝27.32，A₂＝86400；x_f是单条裂缝有效裂缝半长，m；h是储层厚度，m；t是生产时间，day；q_o，q_g，q_w分别是油/气/水生产速度，m³/day。

对A井的10个压裂级段裂缝参数均进行校正后，最终裂缝半长与基质渗透率结果如图3所示。

步骤5、根据步骤4校正后的裂缝和储层物性参数，模拟各压裂级段在不同井底流压条件下生产，绘制累产油、平均产液速度以及平均生产压差随井底流压变化的曲线，根据累产油和平均产液速度曲线拐点确定最优井底流压，该井底流压即为优化的生产制度；根据最小出砂生产压差和最大产液速度(根据油田现场经验或理论计算获得)对优化结果进行约束；

以A1段为例，该压裂级段在不同井底流压条件下生产300天后的累产油与平均产液速度、平均生产压差曲线如图4所示。随着井底流压的降低，累产油的增长幅度逐渐趋于平缓，选择拐点作为优选的井底流压，为18MPa。根据约束条件最小出砂生产压差10MPa，最大产液速度18m³/day，井底流压最终优化结果为18MPa。

步骤6、基于步骤5获得的各压裂级段生产制度优化结果，根据生产制度差异组合原则，以所有压裂级段井底流压优化结果与对应生产级段的生产制度累差和最小作为优化目标，设计生产级段，并得到对应的生产制度，实现精细化生产管理；

各压裂级段与对应生产级段生产制度累差和的计算公式为：

其中，n为压裂级数，p_{i_frac}为第i个压裂级段生产制度优化结果，p_{i_pro}为第i个压裂级段所属生产级段的生产制度。

在本实施例中，将相邻压裂级段井底流压差值的绝对值小于3MPa作为生产级段划分原则；而生产级段对应的生产制度为该生产级段内各压裂级段井底流压的平均值，生产级段划分结果如图5所示。

步骤7、根据步骤6划分的生产级段与对应生产制度，模拟各压裂级段在相应生产制度下的生产效果，各压裂级段产量相加得到压裂水平井总产量；地层平均压力和饱和度根据段间距进行加权平均。

A井以生产分级优化结果生产100天的油、气和水累产量与平均地层压力、饱和度变化如图6所示。

当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。

Claims (1)

1.一种多级压裂水平井生产分级优化与效果预测方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、整理多级压裂水平井油藏多相流动模型的基本输入参数，包括储层厚度、压裂级数、初始地层压力、孔隙度、渗透率、多相相对渗透率数据与流体物性资料；

步骤2、利用光纤测井和示踪剂确定各压裂级段产量数据，利用井下压力计实测或井口压力折算确定各压裂级段井底流压数据；

步骤3、根据步骤2确定的各压裂级段井底流压和产量数据，基于产量动态分析法反演压裂级段裂缝半长，评价压裂效果；

根据所述的产量和井底流压数据计算产量归一化压力与物质平衡时间，所述产量归一化压力RNP计算公式为：

其中，p_i是初始条件下地层压力，p_wf是井底流压，q_o是产油速度；

所述物质平衡时间t_m计算公式为：

其中，Q_n与q_n分别是n时刻对应的累产量和产量；

绘制产量归一化压力与平方根物质平衡时间曲线，计算曲线斜率，根据曲线斜率反演裂缝半长，所述裂缝半长x_f的计算公式为：

其中，μ_oi是初始条件下油的粘度，B_oi是初始条件下油的体积系数，h是储层厚度，φ为孔隙度，k为基质渗透率，c_ti是初始条件下综合压缩系数，m是曲线斜率；

步骤4、根据步骤1、2整理的储层动静态资料和步骤3确定的各压裂级段裂缝半长，使用多级压裂水平井油藏多相流动模型模拟相同井底流压条件下油、气和水的生产速度；若与实际生产速度的误差大于10％，则通过调整裂缝与储层物性参数提高模型计算精度；

所述多级压裂水平井油藏多相流动模型为：

外边界条件为：

内边界条件为：

p|_η＝0＝p_wf (6)

公式(4)到(6)中各变量的定义为：

其中， p为压力，x_i为参考位置到裂缝面的距离，x为计算位置到裂缝面的距离，φ_i为参考位置处的孔隙度，k_i为参考位置处的基质渗透率，D为表征储层渗透率、孔隙度非均质特征的参数，θ为表征渗透率非均质特征的参数，S_g、S_o、S_w分别为气、油、水的饱和度，k_rg、k_ro、k_rw分别是气、油、水相对渗透率，μ_g、μ_o、μ_w分别是气、油、水粘度，B_g、B_o、B_w分别是气、油、水体积系数，R_s是溶解气油比，R_v是凝析油气比；

根据公式(5)给定初始条件，代入不同的p_d外边界初值，根据龙格库塔方法进行求解公式(4)，得到p(η)、p_d(η)、S_g(η)和S_w(η)；将给定的内边界条件p_wf与p|_η＝0比较，直至二者收敛，根据p_d|_η＝0计算油、气和水的生产速度：

其中，A₁,A₂是单位转换因子，A₁＝27.32，A₂＝86400；x_f是单条裂缝有效裂缝半长，h是储层厚度，t是生产时间，q_o，q_g，q_w分别是油、气和水的生产速度；

步骤5、根据步骤4校正后的裂缝和储层物性参数，模拟各压裂级段在不同井底流压条件下生产，绘制累产油、平均产液速度以及平均生产压差随井底流压变化的曲线，根据累产油和平均产液速度曲线拐点确定最优井底流压，该井底流压即为优化的生产制度；根据最小出砂生产压差和最大产液速度对优化结果进行约束；

步骤6、基于步骤5获得的各压裂级段生产制度优化结果，根据生产制度差异组合原则，以所有压裂级段井底流压优化结果与对应生产级段的生产制度累差和最小作为优化目标，设计生产级段，并得到对应的生产制度；

生产制度差异组合原则为：相邻压裂级段的生产制度若小于给定的固定值，则这两个压裂级段属于同一生产级段，若大于该固定值，则这两个压裂级段分属于不同生产级段；生产级段对应的生产制度为该生产级段内各压裂级段井底流压的平均值；

各压裂级段与对应生产级段生产制度累差和的计算公式为：

其中，n为压裂级数，p_{i_frac}为第i个压裂级段生产制度优化结果，p_{i_pro}为第i个压裂级段所属生产级段的生产制度；

步骤7、根据步骤6划分的生产级段与对应生产制度，模拟各压裂级段在相应生产制度下的生产效果，各压裂级段产量相加得到压裂水平井总产量，地层平均压力和饱和度根据段间距进行加权平均。