CN116792071A - 一种适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发技术领域，尤其涉及一种适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，包括：根据胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式；根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距；根据目标油层的压力分布确定水平径向油井的直径调节方式；钻探垂直井段；在垂直井段到达目标深度时，进行水平径向油井的钻探；安装主井筒，所述主井筒连接有与各水平径向油井相连；下放压裂工具、座封并对各个垂直面上的水平径向油井进行压裂；根据实际工作场景的影响因素进行对应调节，减小地层破裂不均导致砂粒溢出的可能性，提高了油田开发中油层压裂效果。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，尤其涉及一种适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法。
背景技术
压裂技术是一种常用于增加油气井产能的技术。它通过将高压液体或气体注入到井孔中，使井孔周围的地层产生裂缝，从而增加油气在地层中的渗透性和流动性，实现更高的采收率。水平径向油井是一种特殊类型的油井，它是在垂直钻井的基础上，通过向一定深度的地层中钻探一段水平井段，然后在这个水平井段中进行多次侧向钻井，形成一系列辐射状的分支井道，从而增加了油藏的接触面积和采集效率。针对水平径向油井，如何应用压裂技术增加水平径向油井的渗透率以及工作过程中参数的精确设置是当下人们亟待解决的问题。
中国专利公开号CN113847006B公布了一种水平径向油井压裂方法及压裂工具，水平径向油井压裂方法包括：步骤S10，安装主井筒，所述主井筒连接有分布于多个垂直面的多个水平径向油井；步骤S20，下放压裂工具并座封；步骤S30，对各个所述垂直面上的水平径向油井分步进行压裂。由此可见，所述技术方案存在以下问题：未考虑到根据实际工作场景的环境影响因素对水平径向油井的设置以及压裂的工作参数进行调节导致技术方案实用性差，且易发生地层破裂不均匀，可能会导致砂粒溢出。
发明内容
为此，本发明提供一种适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，用以克服现有技术中压裂技术工作参数无法根据实际工作场景的影响因素进行对应调节导致压裂效果差的问题。
为实现上述目的，本发明提供一种适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，包括：
数据分析单元计算目标油层的胶结差异度并根据胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式包括根据目标油层厚度确定水平径向油井的数量和根据目标油层的采集样本的最小胶结程度确定水平径向油井的数量；
根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距且在目标油层的孔隙度处于预设孔隙度阈值范围时根据目标油层的孔隙度与预设孔隙度的差值确定水平径向油井的直径；
根据目标油层的压力分布确定水平径向油井的直径调节方式，且在目标油层的横向压力大于垂向压力时根据横向压力与垂向压力的压力差值对压裂液中压裂剂的含量调小；
钻探垂直井段；
在垂直井段到达目标深度时，进行水平径向油井的钻探；
安装主井筒，所述主井筒连接有与各水平径向油井相连；
下放压裂工具、座封并对各个垂直面上的水平径向油井进行压裂。
进一步地，所述数据分析单元计算目标油层的胶结差异度并根据胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式；
若胶结差异度处于第一预设差异度状态，所述数据分析单元判定根据目标油层厚度确定水平径向油井的数量；
若胶结差异度处于第二预设差异度状态，所述数据分析单元判定根据目标油层的采集样本的最小胶结程度确定水平径向油井的数量，且所述水平径向油井的数量与所述最小胶结程度为正相关关系。
进一步地，所述胶结差异度S的计算公式为：
其中，Xi为目标油层第i份采集样本的胶结度，i＝1,2,3，……，n，n为采集样本的总数量。
进一步地，所述数据分析单元在第一数据分析条件下根据目标油层的厚度确定水平径向油井的数量；
若厚度小于或等于预设油层厚度，所述数据分析单元判定水平径向油井的数量为预设最小数量；
若厚度大于预设油层厚度，所述数据分析单元计算厚度与预设油层厚度的厚度差值并根据厚度差值确定水平径向油井的数量，所述水平径向油井的数量与所述水平径向油井的数量为正相关关系；
其中，所述第一数据分析条件为胶结差异度处于第一预设差异度状态。
进一步地，所述数据分析单元在第二数据分析条件下根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距；
若目标油层的孔隙度处于第一预设孔隙度范围，所述数据分析单元判定根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距，所述孔隙度与间距为负相关关系；
若目标油层的孔隙度处于第二预设孔隙度范围，所述数据分析单元判定水平径向油井的间距为最大径向水平油井间距，并根据目标油层的孔隙度与预设孔隙度的差值确定水平径向油井的直径；
其中，所述第二数据分析条件为水平径向油井的数量确定完成。
进一步地，所述数据分析单元在第一孔隙度分析条件根据目标油井的孔隙度与预设孔隙度的孔隙度差值确定水平径向油井的直径；
若孔隙度差值处于第一预设孔隙度差值范围，所述数据分析单元根据孔隙度差值确定水平径向油井的直径，所述孔隙度差值与所述水平径向油井的直径为负相关关系；
若孔隙度差值处于第二预设孔隙度差值范围，所述数据分析单元判定水平径向油井采用最小油井直径；
其中，所述第一孔隙度分析条件为水平径向油井的间距确定完成。
进一步地，所述数据分析单元在第二孔隙度分析条件下根据目标油层的压力分布确定水平径向油井的直径调节方式；
若目标油层的压力分布为第一压力分布状态，所述数据分析单元判定无需对水平径向油井的直径进行调节；
若目标油层的压力分布为第二压力分布状态，所述数据分析单元判定采用第一调节方式对水平径向油井的直径进行调节；
若目标油层的压力分布为第三压力分布状态，所述数据分析单元判定采用第二调节方式对水平径向油井的直径进行调节；
其中，所述第一压力分布状态为目标油层的垂向压力和横向压力均小于预设参考压力，所述第二压力分布状态为目标油层的垂向压力或横向压力小于预设参考压力，所述第三压力分布状态为目标油层的垂向压力和横向压力均大于预设参考压力，所述第二孔隙度分析条件为孔隙度差值处于第一预设孔隙度差值范围。
进一步地，所述数据分析单元在第一压力分布分析条件下计算目标油层的横向压力与垂向压力的压力差值，并根据压力差值对压裂液中压裂剂的含量调小；
所述压力差值与所述压裂液中压裂剂的调小量为正相关关系；
其中，所述第一压力分布分析条件为目标油层的横向压力大于垂向压力。
进一步地，所述数据分析单元在第一压力调节条件下根据历史压裂液滤失程度确定压裂液的注入速度；
所述数据分析单元判定调小压裂液的注入速度，注入速度的减小量与所述压裂液的滤失程度为正相关关系；
其中，所述第一压力调节条件为历史压裂液滤失程度小于预设压裂液滤失程度。
进一步地，所述数据分析单元在第二压力调节条件下根据历史压裂液滤失程度对应调节压裂液的注入压力；
其中，所述第一压力调节条件为历史压裂液滤失程度大于或等于预设压裂液滤失程度。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于，本发明技术方案针对目标油层的胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式，根据目标油层的胶结差异度的状态，反映目标油层胶结度的分布，进而选择不同的数量确定方式，使得水平径向油井的数量更加符合实际工作场景，并且相比于现有技术中胶结度检测的方法，本发明中胶结差异度可以更加精确的反映目标油层的胶结度；根据目标油井的孔隙度与预设孔隙度的孔隙度差值确定水平径向油井的直径，避免了水平径向油井直径过大导致应力分布不均，并且根据目标油层的压力分布确定水平径向油井的直径调节方式，避免了后续压裂过程中地层破裂不均匀，导致砂粒溢出的问题，在第一压力分布分析条件下计算目标油层的横向压力与垂向压力的压力差值，并根据压力差值对压裂液中压裂剂的含量调小，使得压裂剂的含量更加符合实际需求，本发明克服了现有技术中压裂技术工作参数无法根据实际工作场景的影响因素进行对应调节导致压裂效果差的问题，进一步减小地层破裂不均匀导致砂粒溢出的可能，提高了本发明的压裂效果。
附图说明
图1为本发明实施例一种适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法的示意图；
图2为本发明实施例根据胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式的流程图；
图3为本发明实施例根据目标油层的厚度确定水平径向油井的数量的流程图。
具体实施方式
为了使本发明的目的和优点更加清楚明白，下面结合实施例对本发明作进一步描述；应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，并不用于限定本发明。
下面参照附图来描述本发明的优选实施方式。本领域技术人员应当理解的是，这些实施方式仅仅用于解释本发明的技术原理，并非在限制本发明的保护范围。
需要说明的是，在本发明的描述中，术语“上”、“下”、“左”、“右”、“内”、“外”等指示的方向或位置关系的术语是基于附图所示的方向或位置关系，这仅仅是为了便于描述，而不是指示或暗示所述装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
此外，还需要说明的是，在本发明的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域技术人员而言，可根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
请参阅图1至图3所示，本发明提供一种适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，包括：
数据分析单元计算目标油层的胶结差异度并根据胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式；
根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距且在目标油层的孔隙度处于预设孔隙度阈值范围时根据目标油层的孔隙度与预设孔隙度的差值确定水平径向油井的直径；
根据目标油层的压力分布确定水平径向油井的直径调节方式，且在目标油层的横向压力大于垂向压力时根据横向压力与垂向压力的压力差值对压裂液中压裂剂的含量调小；
钻探垂直井段；
在垂直井段到达目标深度时，进行水平径向油井的钻探；
安装主井筒，所述主井筒连接有与各水平径向油井相连；
下放压裂工具、座封并对各个垂直面上的水平径向油井进行压裂；
其中，水平径向油井的数量确定方式包括根据目标油层厚度确定水平径向油井的数量和根据目标油层的采集样本的最小胶结程度确定水平径向油井的数量。
具体而言，水平径向油井之间的夹角可以通过数值模拟法确定，数值模拟法是通过建立数学模型，拟液态压裂作业和地层流体流动过程，从而确定最佳的水平径向油井之间的夹角。通常需要考虑地层结构、油气产状和压裂参数等因素，以建立真实可靠的模型，然后根据模拟结果确定最佳的夹角，此为本领域技术人员易理解的内容，在此不作赘述。
具体而言，所述数据分析单元计算目标油层的胶结差异度并根据胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式；
若胶结差异度处于第一预设差异度状态，所述数据分析单元判定根据目标油层厚度确定水平径向油井的数量；
若胶结差异度处于第二预设差异度状态，所述数据分析单元判定根据目标油层的采集样本的最小胶结程度确定水平径向油井的数量，且所述水平径向油井的数量与所述最小胶结程度为正相关关系。
具体而言，在水平径向油井开采中，如果地层岩石的胶结度过高，会导致油气的产量和渗透性降低，增加采油难度和成本；如果胶结度过低，会导致岩石破碎和颗粒流失，降低压裂液的渗透性和产量，影响采收率和采油经济效益；因此，在进行水平径向油井开采前，需要对地层岩石的胶结度进行评估，包括采集地质样品、进行实验室测试等。通常情况下，可以通过测定岩石的泥质、粘土含量、岩屑圆度等指标来评估胶结度，此为本领域技术人员易理解的内容，在此不作赘述；所述预设差异度状态的取值可通过实验以及历史经验获得，即用户能够通过实验建模或历史施工经验确定不同的胶结差异度的油层在施工过程中稳定性，其中稳定性表现为其能够实现的最大的水平径向油井的数量，并结合实际工作场景确定预设差异度状态的取值，所述第一预设差异度状态下的数值均小于所述第二预设差异度状态下的数值。
具体而言，所述胶结差异度S的计算公式为：
其中，Xi为目标油层第i份采集样本的胶结度，i＝1,2,3，……，n，n为采集样本的总数量。
具体而言，胶结度可以通过电阻率测井法进行检测，在进行电阻率测井时，测井仪器向地层中发射一定频率的电磁波，通过测量电磁波的传播速度和幅度等参数，可以计算出地层的电阻率。岩石矿物和孔隙水等物质的阻抗对电阻率有不同的影响，因此通过分析电阻率的变化，可以评估油层胶结程度，此为本领域技术人员易理解的内容，在此不作赘述。
具体而言，所述数据分析单元在第一数据分析条件下根据目标油层的厚度确定水平径向油井的数量；
若厚度小于或等于预设油层厚度，所述数据分析单元判定水平径向油井的数量为预设最小数量；
若厚度大于预设油层厚度，所述数据分析单元计算厚度与预设油层厚度的厚度差值并根据厚度差值确定水平径向油井的数量，所述水平径向油井的数量与所述水平径向油井的数量为正相关关系；
其中，所述第一数据分析条件为胶结差异度处于第一预设差异度状态。
具体而言，用户能够具体工作场景确定所述预设油层厚度的取值，不同的油层的油层厚度一般不会相同，油层是指在地质构造过程中形成的，具有较高含油气的岩层或岩石体。油层的厚度通常取决于沉积环境、沉积速率、构造运动、地质历史等因素，在本技术方案中，应保证预设油层厚度大于3倍的水平径向油井的最小直径。
具体而言，所述数据分析单元在第二数据分析条件下根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距；
若目标油层的孔隙度处于第一预设孔隙度范围，所述数据分析单元判定根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距，所述孔隙度与间距为负相关关系；
若目标油层的孔隙度处于第二预设孔隙度范围，所述数据分析单元判定水平径向油井的间距为最大径向水平油井间距，并根据目标油层的孔隙度与预设孔隙度的差值确定水平径向油井的直径；
其中，所述第二数据分析条件为水平径向油井的数量确定完成。
具体而言，孔隙度过高会使得地层的强度较弱，井壁稳定性差，井筒易于塌陷，影响井中设备的稳定运行和生产，因此根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距，所述预设孔隙度范围的取值可以通过实验以及历史经验获得，确定不同孔隙度的油层的稳定性，稳定性表现为地层强度，并结合实际工作场景确定预设孔隙度范围的取值，其中，第一预设孔隙度范围为用户允许的孔隙度取值范围，第一预设孔隙度范围内的数值均小于第二预设孔隙度范围内的取值。
具体而言，所述数据分析单元在第一孔隙度分析条件根据目标油井的孔隙度与预设孔隙度的孔隙度差值确定水平径向油井的直径；
若孔隙度差值处于第一预设孔隙度差值范围，所述数据分析单元根据孔隙度差值确定水平径向油井的直径，所述孔隙度差值与所述水平径向油井的直径为负相关关系；
若孔隙度差值处于第二预设孔隙度差值范围，所述数据分析单元判定水平径向油井采用最小油井直径；
其中，所述第一孔隙度分析条件为水平径向油井的间距确定完成，所述孔隙度差值为目标油井的孔隙度减去预设孔隙度所得数值。
具体而言，所述预设孔隙度的取值为第二预设孔隙度范围内的最大值，预设孔隙度差值范围的取值用户能够根据实际应用场景确定，值得注意的是，第一预设孔隙度差值范围内的孔隙度的目标油层的土层强度在用户允许范围内，此为本领域技术人员易理解的内容，在此不作赘述。
具体而言，所述数据分析单元在第二孔隙度分析条件下根据目标油层的压力分布确定水平径向油井的直径调节方式；
若目标油层的压力分布为第一压力分布状态，所述数据分析单元判定无需对水平径向油井的直径进行调节；
若目标油层的压力分布为第二压力分布状态，所述数据分析单元判定采用第一调节方式对水平径向油井的直径进行调节；
若目标油层的压力分布为第三压力分布状态，所述数据分析单元判定采用第二调节方式对水平径向油井的直径进行调节；
其中，所述第一压力分布状态为目标油层的垂向压力和横向压力均小于预设参考压力，所述第二压力分布状态为目标油层的垂向压力或横向压力小于预设参考压力，所述第三压力分布状态为目标油层的垂向压力和横向压力均大于预设参考压力，所述第二孔隙度分析条件为孔隙度差值处于第一预设孔隙度差值范围。
具体而言，所述数据分析单元在第一压力分布分析条件下计算目标油层的横向压力与垂向压力的压力差值，并根据压力差值对压裂液中压裂剂的含量调小；
所述压力差值与所述压裂液中压裂剂的调小量为正相关关系；
其中，所述第一压力分布分析条件为目标油层的横向压力大于垂向压力，压力差值为横向压力减去垂向压力所得数值。
具体而言，当横向压力大于垂向压力时，岩层会受到横向的挤压和剪切力，可能会发生破裂和裂缝，从而影响油气的渗透和流动，对油层的压裂、固井等作业也会产生影响且当横向压力大于垂向压力时，地层的强度和稳定性可能会受到影响，井壁和井筒的稳定性会降低，可能会引起井筒塌陷和设备损坏等问题，因此，当压裂液中的压裂剂含量过高时，岩石受到的横向挤压力增大，可能会导致地层的强度和稳定性降低，从而引起地层的塌陷和井筒的变形，因此根据压力差值对压裂液中压裂剂的含量调小。
具体而言，所述数据分析单元在第一压力调节条件下根据历史压裂液滤失程度确定压裂液的注入速度；
所述数据分析单元判定调小压裂液的注入速度，注入速度的减小量与所述压裂液的滤失程度为正相关关系；
其中，所述第一压力调节条件为历史压裂液滤失程度小于预设压裂液滤失程度。
具体而言，压裂液的注入速度越大，压裂液在地层中的滤失程度也就越大。这是因为当压裂液注入井筒时，压力会逐渐增大，从而推动压裂液向地层中渗透。当压裂液注入速度很快时，压缩空气等物质会在井筒和地层之间形成一个压缩区域，使得压裂液渗透到地层中的速度增加，也就增加了压裂液的滤失程度，因此注入速度的减小量与所述压裂液的滤失程度为正相关关系。
具体而言，所述数据分析单元在第二压力调节条件下根据历史压裂液滤失程度对应调节压裂液的注入压力；
其中，所述第一压力调节条件为历史压裂液滤失程度大于或等于预设压裂液滤失程度。
具体而言，滤失程度可以采用声波测量法进行监测，通过监测井筒内的声波信号变化来评估压裂液的滤失程度。当压裂液进入地层并发生滤失时，地层的声波传播速度和反射强度等会发生变化，通过对这些信号的监测和分析可以评估压裂液的滤失程度，当压裂液在地层中滤失时，地层中的孔隙度和渗透率会发生变化，从而影响声波的传播速度。通过对声波传播速度的监测和分析，可以评估压裂液的滤失程度。一般情况下，声波传播速度与地层孔隙度和渗透率成反比关系，滤失程度越大，声波传播速度降低的幅度就越大，此为本领域技术人员易理解的内容，在此不作赘述。
具体而言，压裂液的注入压力越大，压裂液在地层中的滤失程度也就越大。这是因为当压裂液注入井筒时，随着注入压力的增大，压裂液的渗透性也会增加，从而促进了压裂液进入地层中的滤失。当压裂液注入压力较小时，地层中的孔隙和裂缝对压裂液的阻力会增大，从而限制了压裂液进入地层中的滤失程度。
实施例：在本实施例中，
第一预设差异度状态为[0,50]，第二预设差异度状态为大于50，单位为Ω·m；
预设油层厚度为80米；
第一预设孔隙度范围为[0,40]，第二预设孔隙度范围为大于40，单位为％；
预设孔隙度为40％，第一预设孔隙度差值范围为小于10％，第二预设孔隙度差值为大于或等于10％；值得注意的是，作为可实施的方式，本发明包括但不限于本实施例所述工作参数，具体工作参数设置用户能够根据实际应用场景进行设定。
至此，已经结合附图所示的优选实施方式描述了本发明的技术方案，但是，本领域技术人员容易理解的是，本发明的保护范围显然不局限于这些具体实施方式。在不偏离本发明的原理的前提下，本领域技术人员可以对相关技术特征做出等同的更改或替换，这些更改或替换之后的技术方案都将落入本发明的保护范围之内。
以上所述仅为本发明的优选实施例，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)
1.一种适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，包括：
数据分析单元计算目标油层的胶结差异度并根据胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式；
根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距且在目标油层的孔隙度处于预设孔隙度阈值范围时根据目标油层的孔隙度与预设孔隙度的差值确定水平径向油井的直径；
根据目标油层的压力分布确定水平径向油井的直径调节方式，且在目标油层的横向压力大于垂向压力时根据横向压力与垂向压力的压力差值对压裂液中压裂剂的含量调小；
钻探垂直井段；
在垂直井段到达目标深度时，进行水平径向油井的钻探；
安装主井筒，所述主井筒连接有与各水平径向油井相连；
下放压裂工具、座封并对各个垂直面上的水平径向油井进行压裂；
其中，水平径向油井的数量确定方式包括根据目标油层厚度确定水平径向油井的数量和根据目标油层的采集样本的最小胶结程度确定水平径向油井的数量。
2.根据权利要求1所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述数据分析单元计算目标油层的胶结差异度并根据胶结差异度确定水平径向油井的数量确定方式；
若胶结差异度处于第一预设差异度状态，所述数据分析单元判定根据目标油层厚度确定水平径向油井的数量；
若胶结差异度处于第二预设差异度状态，所述数据分析单元判定根据目标油层的采集样本的最小胶结程度确定水平径向油井的数量，且所述水平径向油井的数量与所述最小胶结程度为正相关关系。
3.根据权利要求2所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述胶结差异度S的计算公式为：
其中，Xi为目标油层第i份采集样本的胶结度，i＝1,2,3，……，n，n为采集样本的总数量。
4.根据权利要求3所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述数据分析单元在第一数据分析条件下根据目标油层的厚度确定水平径向油井的数量；
若厚度小于或等于预设油层厚度，所述数据分析单元判定水平径向油井的数量为预设最小数量；
若厚度大于预设油层厚度，所述数据分析单元计算厚度与预设油层厚度的厚度差值并根据厚度差值确定水平径向油井的数量，所述水平径向油井的数量与所述水平径向油井的数量为正相关关系；
其中，所述第一数据分析条件为胶结差异度处于第一预设差异度状态。
5.根据权利要求4所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述数据分析单元在第二数据分析条件下根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距；
若目标油层的孔隙度处于第一预设孔隙度范围，所述数据分析单元判定根据目标油层的孔隙度确定水平径向油井的间距，所述孔隙度与间距为负相关关系；
若目标油层的孔隙度处于第二预设孔隙度范围，所述数据分析单元判定水平径向油井的间距为最大径向水平油井间距，并根据目标油层的孔隙度与预设孔隙度的差值确定水平径向油井的直径；
其中，所述第二数据分析条件为水平径向油井的数量确定完成。
6.根据权利要求5所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述数据分析单元在第一孔隙度分析条件根据目标油井的孔隙度与预设孔隙度的孔隙度差值确定水平径向油井的直径；
若孔隙度差值处于第一预设孔隙度差值范围，所述数据分析单元根据孔隙度差值确定水平径向油井的直径，所述孔隙度差值与所述水平径向油井的直径为负相关关系；
若孔隙度差值处于第二预设孔隙度差值范围，所述数据分析单元判定水平径向油井采用最小油井直径；
其中，所述第一孔隙度分析条件为水平径向油井的间距确定完成。
7.根据权利要求6所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述数据分析单元在第二孔隙度分析条件下根据目标油层的压力分布确定水平径向油井的直径调节方式；
若目标油层的压力分布为第一压力分布状态，所述数据分析单元判定无需对水平径向油井的直径进行调节；
若目标油层的压力分布为第二压力分布状态，所述数据分析单元判定采用第一调节方式对水平径向油井的直径进行调节；
若目标油层的压力分布为第三压力分布状态，所述数据分析单元判定采用第二调节方式对水平径向油井的直径进行调节；
其中，所述第一压力分布状态为目标油层的垂向压力和横向压力均小于预设参考压力，所述第二压力分布状态为目标油层的垂向压力或横向压力小于预设参考压力，所述第三压力分布状态为目标油层的垂向压力和横向压力均大于预设参考压力，所述第二孔隙度分析条件为孔隙度差值处于第一预设孔隙度差值范围。
8.根据权利要求7所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述数据分析单元在第一压力分布分析条件下计算目标油层的横向压力与垂向压力的压力差值，并根据压力差值对压裂液中压裂剂的含量调小；
所述压力差值与所述压裂液中压裂剂的调小量为正相关关系；
其中，所述第一压力分布分析条件为目标油层的横向压力大于垂向压力。
9.根据权利要求8所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述数据分析单元在第一压力调节条件下根据历史压裂液滤失程度确定压裂液的注入速度；
所述数据分析单元判定调小压裂液的注入速度，注入速度的减小量与所述压裂液的滤失程度为正相关关系；
其中，所述第一压力调节条件为历史压裂液滤失程度小于预设压裂液滤失程度。
10.根据权利要求9所述的适用于弱胶结储层的流砂塑岩固砂防砂方法，其特征在于，所述数据分析单元在第二压力调节条件下根据历史压裂液滤失程度对应调节压裂液的注入压力；
其中，所述第一压力调节条件为历史压裂液滤失程度大于或等于预设压裂液滤失程度。
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2023
- 2023-06-26 CN CN202310757012.8A patent/CN116792071B/zh active Active
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