CN117874992A - 水力压裂射孔方位信息的确定方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种水力压裂射孔方位信息的确定方法及装置，涉及油田开发技术领域，其中该方法包括：获取指定页岩储层的多个岩心岩样；对岩心岩样进行声发射试验和古地磁试验，确定最大、最小水平主应力的方位和大小、天然裂缝的方位；利用最大、最小水平主应力的方位和大小、天然裂缝的方位，建立真三维水力压裂模型；利用真三维水力压裂模型，对水力压裂试样进行水力压裂，确定水力裂缝的方位、水力压裂的水平压力差和逼近角；根据最大、最小水平主应力的方位和大小、天然裂缝的方位，对水力裂缝的方位、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位。本发明可以提高确定的射孔参数的精度。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，尤其涉及一种水力压裂射孔方位信息的确定方法及装置。
背景技术
本部分旨在为权利要求书中陈述的本发明实施例提供背景或上下文。此处的描述不因为包括在本部分中就承认是现有技术。
与常规气藏不同的是，页岩基质孔隙度通常小于10％，渗透率小于1mD，其储集物性较差，因此页岩一直被认为是阻挡油气运移的盖层，而非储集层或烃源岩，页岩储层基质渗透率极低的特性要求只有借助大规模人工水力压裂技术才能实现工业气流。
普遍发育的天然裂缝及微裂纹是页岩储层的基本特点，而水力压裂过程就是利用高压泵将压裂液泵入地层，并通过压裂液将足够大的压力传递给储层使其发生微裂纹萌生、贯通、扩展。鉴于页岩储层本身的复杂性和压裂施工的高投入成本，对页岩气井在实施水力压裂前进行裂缝与射孔参数的设计十分必要，由于目前对水力裂缝在页岩储层中的扩展行为的研究与认识尚处于初级阶段，导致技术攻关面临重重困难。压裂分段射孔设计不合理会导致压后天然气产能不理想，部分射孔簇可能出现应力高压不开的状态，这些射孔簇在压裂过程中，压裂液进液量较低，压裂施工后对产能的贡献程度较低，因此，目前亟需一种合理的射孔确定方案，以提高确定的射孔参数的精度，对储层进行高效的射孔定位，确保水力压裂的成功率，改善油田开发效果。
发明内容
本发明实施例提供一种水力压裂射孔方位信息的确定方法，用以提高确定的射孔参数的精度，对储层进行高效的射孔定位，确保水力压裂的成功率，改善油田开发效果，该方法包括：
获取指定页岩储层的多个岩心岩样；
对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；
对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；
利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；
利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；
根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。
本发明实施例还提供一种水力压裂射孔方位信息的确定装置，用以提高确定的射孔参数的精度，对储层进行高效的射孔定位，确保水力压裂的成功率，改善油田开发效果，该装置包括：
岩心获取模块，用于获取指定页岩储层的多个岩心岩样；
声发射试验模块，用于对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；
古地磁试验模块，用于对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；
模型构建模块，用于利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；
压裂数据处理模块，用于利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；
射孔方位确定模块，用于根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。
本发明实施例还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述水力压裂射孔方位信息的确定方法。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述水力压裂射孔方位信息的确定方法。
本发明实施例还提供一种计算机程序产品，所述计算机程序产品包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述水力压裂射孔方位信息的确定方法。
本发明实施例中，获取指定页岩储层的多个岩心岩样；对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。这样，通过声发射试验和古地磁试验，确定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，然后，在利用真三维水力压裂模型对水力压裂试样模拟水力压裂之后，利用页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，对水力压裂数据分析，指导确定水力压裂射孔方位信息，提高了确定的射孔参数的精度，对储层射孔定位更加高效，进而确保了水力压裂的成功率，改善油田开发效果。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：
图1为本发明实施例中提供的一种水力压裂射孔方位信息的确定方法的流程图；
图2为本发明实施例中提供的岩心岩样的标志线的位置示意图；
图3为本发明实施例中提供获取岩心岩样的应力分量的六个方向的示意图；
图4为本发明实施例中提供的声发射特性曲线图；
图5为本发明实施例中提供的古地磁岩心定向测量的坐标系的示意图；
图6为本发明实施例中提供的在直角坐标系中单位矢量在每个轴的方向余弦的示意图；
图7为本发明实施例中提供的真三维水力压裂模型在进行水力压裂的应力加载方向的示意图；
图8为本发明实施例中提供的水力压裂的水压和时间的曲线图；
图9为本发明实施例中提供的一种水力压裂射孔方位信息的确定装置的示意图；
图10为本发明实施例中提供的一种计算机设备的示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
在本说明书的描述中，所使用的“包含”、“包括”、“具有”、“含有”等，均为开放性的用语，即意指包含但不限于。参考术语“一个实施例”、“一个具体实施例”、“一些实施例”、“例如”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构或者特点包含于本申请的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。各实施例中涉及的步骤顺序用于示意性说明本申请的实施，其中的步骤顺序不作限定，可根据需要作适当调整。
经研究发现，页岩储层中己经发育的微裂纹或天然裂缝为压裂裂缝网络的形成提供了良好的物质基础，微裂纹恰恰是其重要的细观特点，也是岩体非线性力学行为的根源，目前对水平井筒周围应力分布问题的研究主要考虑了井筒内压、原始地层圧力、压裂液渗流和射孔等因素影响，而忽略了储层中天然裂缝的影响，裂缝性储层裂缝的破裂方式与常规储层裂缝破裂方式有本质的区别，存在从岩石本体起裂、沿裂缝剪切起裂和张性起裂等情况，起裂压力的大小会受到裂缝的起裂方式的直接影响，因此，开展裂缝性储层射孔水平井起裂机理的研究并找出合理的起裂规律是水平井压裂施工成功的前提保障，对提高储层油气产量有着重要的意义。
在水力压裂过程中，人们越来越意识到掌握天然裂缝方向的重要性。水力压裂不仅能够提高老油田的产量，也是实现非常规油气有效开发的重要技术手段之一。而水力压裂能否形成复杂裂缝，是评价其能否成功的一个重要标准。水力裂缝能否形成复杂裂缝的影响因素有很多，如工程上的主观因素以及储层中的客观因素，其中天然裂缝对水力裂缝的形态、扩展延伸方向等都有重要的影响。因此，研究天然裂缝的方向对储层改造以及开发井井排方向的确定和井网的选择具有十分重要的现实意义。
针对上述研究，本发明实施例提出了一种水力压裂射孔方位信息的确定方法及装置，可以通过先确定地应力方向，再确定天然裂缝的方向，通过地应力方向和天然气裂缝方向指导每一段井射孔参数的确定，进而提高确定的射孔参数的精度，对储层进行高效的射孔定位，确保水力压裂的成功率，改善油田开发效果。
图1为本发明实施例提供的一种水力压裂射孔方位信息的确定方法的流程图，该方法包括以下步骤：
步骤101，获取指定页岩储层的多个岩心岩样；
步骤102，对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；
步骤103，对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；
步骤104，利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；
步骤105，利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；
步骤106，根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。
本发明实施例中，获取指定页岩储层的多个岩心岩样；对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。这样，通过声发射试验和古地磁试验，确定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，然后，在利用真三维水力压裂模型对水力压裂试样模拟水力压裂之后，利用页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，对水力压裂数据分析，指导确定水力压裂射孔方位信息，提高了确定的射孔参数的精度，对储层射孔定位更加高效，进而确保了水力压裂的成功率，改善油田开发效果。
下面对图1所示的水力压裂射孔方位信息的确定方法进行详细的说明。
在上述步骤101中，可以获取指定页岩储层的多个岩心岩样。
具体实施时，可以先获得指定页岩储层的多个岩心岩样。对每一岩心岩样进行如下处理：
在全尺寸岩心岩样的圆柱面上画一条平行于岩心柱轴线的标志线(标志线是声发射试验和古地磁法测量共同的参考线)，标志线的位置如图2所示，并将标志线的方向顺延到岩心岩样断面上，将全尺寸岩心岩样加工为直径25mm，高度25mm的标准样品，每一块标准样品端面上都标出与标志线平行的过轴心直线。
在上述步骤102中，可以对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小。
在一个实施例中，上述方位信息可以包括方位角，所述方位角可以用于表示方向和位置。
具体实施时，声发射利用的是岩心岩样在加载过程中，岩石内部微裂隙扩展，岩石所受压力达到其先期最大应力时，产生声发射现象，继续施加荷载，岩石所受压力大于其先期最大应力时，已经产生的裂隙进一步扩展贯通和新的裂纹产生，同时伴有大量的声发射活动出现。由于岩样的不均匀性，同一地点、同一方向的不同岩心岩样测试所得的应力水平值也会不同，因此每个方向上需要尽量多个试样进行试验。实验后可根据每个试样选定的Kaiser效应特征点确定其荷载值，由岩心岩样的受力面积计算应力值，同一方向多个岩心岩样的平均值即为该方向的应力分量。具体的：应力分量主要指岩心岩样的六个方向的应力分量，即X、Y、Z、X45°Y、Y45°Z、Z45°X，岩心岩样的六个方向如图3所示，用空间6个方向岩心岩样Kaiser效应特征点的荷载进行计算，最终得到取样点的主应力大小及方位。根据每个岩心岩样的Kaiser效应特征点确定其荷载，由岩心岩样的受力面积计算出应力，多个岩心岩样的平均值即为该方向的应力测试值，并据此得到主应力的大小和方位。声发射试验的数据处理，首先要计算每个岩心岩样Kaiser效应特征点对应的应力值，具体的计算过程如下：
第一步：由公式(1)计算每个岩心岩样的Kiser效应特征点对应的应力σK：
σK＝10PK/F (1)
式中：σK为Kaiser效应特征点应力，MPa；PK为Kaiser效应特征点对应的荷载，kN；F为岩心岩样横截面积，cm2。
第二步：基于每个岩心岩样Kaiser效应特征点对应的应力，根据公式(2)计算X、Y、Z、X45°Y、Y45°Z、Z45°X六个方向的应力分量：
式中：σX、σY、σZ、σX45°Y、σY45°Z、σZ45°X为X、Y、Z、X45°Y、Y45°Z、Z45°X六个方向的应力分量；σK，X、σK，Y、σK，Z、σK，X45°Y、σK，Y45°Z、σK，Z45°X为X、Y、Z、X45°Y、Y45°Z、Z45°X六个方向各岩心岩样的Kaiser效应特征点对应的应力；n为每个方向的岩心岩样数量。
第三步：求解主应力：
根据σX、σY、σZ、σX45°Y、σY45°Z、σZ45°X六个方向的应力分量，利用公式(3)计算空间最大、中间、最小主应力σ1、σ2、σ3，即由三次方程得：
σ3-J1σ2+J2σ-J3＝0 (3)
求得各主应力，即
式中：
J1、J2、J3为应力状态的3个不变量，分别为：
τXY，τYZ，τZX分别为
其中：σX、σY、σZ、σX45°Y、σY45°Z、σZ45°X六个应力分量即为通过声发射试验确定的应力分量。
第四步：求解主应力方位角：
主应力的方向与坐标轴X、Y、Z夹角的方向余弦分别为mi、ni、li可按公式(5)计算：
其中，
主应力的倾角和方位角可由公式(6)计算：
其中：αi为主应力σi与XOY平面的夹角，即倾角(仰角为正、俯角为负)；βi为主应力σi在XOY面上的投影与X轴的夹角，即方位角(逆时针为正，顺时针为负)。
根据上述方法，可以求出指定页岩储层的最大水平主应力的大小和方位信息，最小水平主应力的大小和方位信息。
需要说明的是，准确选定Kaiser效应特征点是利用声发射，Kaiser效应测试岩心岩样的地应力方法的关键所在。在声发射试验过程中，仪器自动记录声发射到达时间、持续时间、事件数、振铃计数和能量等声发射基本参数。在确定每个岩心岩样的声发射Kaiser效应特征点时，选用声发射能量和振铃计数作为测试参数。图4的(a)和(b)为一个岩心岩样的声发射特性曲线图，其中a曲线为荷载与时间的关系曲线，b曲线为声发射振铃计数与时间的关系曲线，c曲线为声发射能量累计数与时间的关系曲线。结合两曲线的变化特征进行分析，台阶的起点对应声发射信号突变点，即该试样的Kaiser效应特征点。
在上述步骤103中，可以对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息。
具体实施时，如图5所示，为古地磁岩心定向测量的坐标系示意图。古地磁岩心定向测量是以水平分量确定北极方位，采用右手坐标系，Z轴向下为正。磁偏角D体现出地理北极方位角。因为X轴通过标志线，D是水平分量H与X轴的夹角，所以D决定标志线的地理方位。
对测试标准样品(步骤101对岩心岩样处理后得到测试标准样品)进行磁化强度和磁清洗探测性试，测试标准样品一般要经过磁力仪(小旋转和超导磁力仪)交变退磁和热退磁，按步骤分段进行测定处理，利用黏滞剩磁定向测定的磁偏角可直接转为地理北极方向(在钻取岩心岩样倾角很小情况下)，不考虑地质年代、当地磁偏角和采用地质露头进行测定比较等复杂过程。而磁倾角(垂直向量)取决于当地的地理纬度，该纬度与磁倾角的关系式为公式(7)：
tgI＝2tgL (7)
式中：I为黏滞剩磁磁倾角，单位(°)；L为当地的地理纬度，单位(°)。
如取样地点的纬度已知，可在相关温度内(低于350℃)，通过筛选向量矢量方法分离黏滞剩磁，其中总有某一个倾角接近于地球中心偶极(GAD)磁场值，然后校正向量偏角，由此确定天然裂缝的方位信息(即岩心岩样的原始方位)。
为确定岩心剩磁向量的平均方向，对多个岩心岩样进行古地磁试验，一般用Fisher统计方法，以便得到一组样品的测试结果。在Fisher统计中一般采用代数的方法求矢量的平均方向，假定从所有样品组成的母体中随机抽取N个样品，测得特征剩磁方向的倾角和偏角分别为Ii，和Di(i＝1,2，3……)。在直角坐标系中单位矢量在每个轴的方向余弦如图6所示，公式为：
X＝CosD·COSI Y＝SinD·COSI Z＝SinI
将每个样品的特征剩磁矢量的方向余弦相加得合成矢量的长度和平均方向余弦：
该平均方向的偏角和倾角/>分别为：
这里的偏角和倾角/>表征为一组岩样的最终测定的平均剩磁向量方向。
在上述步骤104中，可以利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型。
在一个实施例中，步骤104，具体可以包括：
将最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，作为真三维水力压裂模型的真三轴加载方式信息。
具体实施时，真三维水力压裂模型可以为大尺寸真三维的水力压裂模型，本发明实施例中，是将最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，作为真三维水力压裂模型的真三轴加载方式信息，即真三维水力压裂模型在进行水力压裂时的应力加载方向。
如图7所示，为本发明实施例提供的一种真三维水力压裂模型在进行水力压裂的应力加载方向的示意图。采用相似材料包裹原岩样作为压裂试样，在制样的过程中，先将岩样预置在模具中，然后在其周围浇筑相似材料，试样尺寸为600mm×600mm×450mm(图7)。压裂管顶端外刻螺纹，与压裂液高压胶管密封连接。试样养护10d，使相似材料与岩样试样的接触面充分胶凝、黏合，待试件养护完成后开展水力压裂试验。按照定应力、变压裂液排量的试验条件，开展大尺寸真三轴煤岩水力压裂模拟试验。图中5个字母分别为最大水平主应力σ1、垂向应力σ2、最小水平主应力σ3、σ11与σ12为最大水平主应力施加在三维模型前端的压力，σ21与σ22为最大水平主应力施加在三维模型前端的压力。
在上述步骤105中，可以利用上述真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角。
具体实施时，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂之后，可以得到水力裂缝，根据水力压裂过程中记录的数据，来确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角。
具体的，水力压裂的水平压力差是指在水力压裂过程中岩石破裂所需的压力差，表示在岩石层中形成裂缝所需的最小压力差值，通常以压力单位(例如帕斯卡)表示。水力压裂的逼近角是指水力压裂液体注入时与岩石层面的夹角。它表示注入液体的方向与岩石层面的夹角，影响着液体在岩石中的扩展方向和裂缝的形成方式。
计算水平压力差与逼近角需要考虑多个参数，包括岩石力学性质、压裂液体的特性以及地下岩石的应力状态等。具体计算方法可以采用数值模拟或经验公式。
计算水平压力差的一种常用方法是根据地下岩石层的应力状态和地层厚度，利用Hubbert-Rubey公式进行估算：△σ＝(0.87×σv)+(0.46×σh)，其中，σv表示垂直应力(常用单位：psi)，σh表示水平应力(常用单位：psi)。
计算逼近角需要结合水力压裂液体的注入参数和岩石的力学特性。一般来说，逼近角的选择要考虑到岩石的应力状态、岩石层面的断裂性质以及预期的裂缝形态等因素，利用Berryman公式计算逼近角：适用于非均质、非线性弹性岩石，通过以下公式计算逼近角(θ)：θ＝arcsin(β/(α+β))，其中，α和β分别表示水力压裂液体注入速度和剪切波速之比。
具体实施时，水力裂缝的方位信息可以通过水力压裂试样的水力压裂特征曲线，试验应力加载曲线直接得到。
在上述步骤106中，可以根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。
在一个实施例中，上述步骤106，具体可以包括：
在满足如下任意一项条件时，确定水力压裂射孔的方位信息为：方位角的方向与天然裂缝的方向一致，且位置为穿过所述天然裂缝：
最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为垂直、且逼近角处于第一预设范围内；
最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为一致、且逼近角处于第二预设范围内；
水力裂缝的方向和天然裂缝的方向为垂直、且最小水平主应力的大小与最大水平主应力的大小的比值大于预设大小比值。
在又一个实施例中，上述步骤106，具体还可以包括：
在水平压力差为第一预设阈值，且逼近角为第二预设阈值时，或在水平压力差小于第三预设阈值，且逼近角小于第四预设阈值时，根据天然裂缝的方位信息，确定水力压裂射孔的方位信息为不与天然裂缝相交。
具体实施时，上述第一预设范围、第二预设范围、预设大小比值、第一预设阈值、第二预设阈值、第三预设阈值、第四预设阈值，以及上述的多个条件，均可以预先利用真三维水力压裂模型，通过多次水力压裂实验，对压裂后的数据进行分析得到。
具体实施时，水力压裂试样可以是指：从现场获取的页岩露头经过水力切割以后加工为300mm×300mm×300mm的水力压裂试样。利用真三维水力压裂模型水力压裂的具体步骤可以为：
1)把页岩露头加工成标准水力压裂试样，记录其层理面分布形态。
2)在水力压裂试样内部钻模拟井眼，下入割缝套管，割缝套管采用外径20mm、内径15mm高强度钢管，将准备好的水力压裂试样放入真三维水力压裂模型的真三轴加载室内，在135～165mm位置，对称切割1.5mm宽的水力通道，底端封闭，上端内置螺纹与水力压裂泵管线密封连接，采用高强度粘结剂将套管与预制井眼封固，来模拟页岩气藏水平井。
在水力压裂试样4个端面各对角线安置2个声发射探头，以便有效地监测水力压裂试样内部裂缝开裂信息；在压裂液中添加红色示踪剂，方便试验后通过剖开试样观察水力压裂通道。
3)采用真三维水力压裂模型的真三轴物理模型试验机完成模拟三向地应力条件加载。
4)给射孔方位角定义预设的范围值，在这个范围内进行射孔。
5)启动水力压裂泵压系统和声发射监测系统，电脑实时同步采集数据。
6)压裂试验完成后，停止水力压裂泵压和声发射系统，真三轴物理模型试验机平稳卸载到0。
7)拆卸水力压裂试样，对水力压裂试样加载各面直接观测记录，并采用数码相机进行拍摄。
8)在水力压裂结束之后，对水力压裂内部红色示踪剂进行描述，并分析泵压曲线、声发射监测数据，完成页岩压裂水力裂缝开裂形态的综合分析，如图8的(a)和(b)所示，为水力压裂的水压和时间的曲线图。
如图8的(a)所示，压裂液充满原生裂隙后，水力裂缝开始扩展延伸，首先沿着原生裂隙扩展延伸，当压裂液继续注入压裂管后，水压曲线开始上下波动，伴随有新裂缝的产生、扩展。当压裂液持续泵注入压裂管，新裂缝在水力压裂中继续扩展延伸。由于水力压裂中存在不同发育程度的天然裂缝，压裂液不断连接天然裂缝，压裂液与天然裂缝遭遇后导致缝内净水压力不同，水压曲线上下波动。往复一定的阶段，伴随压裂液的持续泵注，水力裂缝在岩样中扩展延伸。数次压裂后，将压裂液排量增大(是第1次压裂液排量的2倍)，水压曲线如图8的(b)所示，由图8的(b)可知，水压力主要在一定范围间波动，最大压力值明显大于变排量前的水压峰值，不同的射孔方位角可得出不同的水压曲线，根据曲线的最大压力值和区间范围与往复的循环次数确定最佳射孔方位角，曲线的往复次数越多，代表射孔压裂形成的水力裂缝越多，达到有效渗流通道的效果越明显，此时的射孔角度为最佳，直至水力裂缝扩展至水力压裂试样表面，压裂液从贯穿试样的水力裂缝通道流出，试验结束，关闭压裂泵。
根据上述分析，水力压裂时裂缝方向受到应力影响，当水平应力差较大时(如5～10MPa)，难以形成复杂的缝网，水力裂缝延伸方向总是平行于地层最大水平主应力方向或垂直于断层走向，裂缝沿垂直最小主应力。
这样，通过上述分析，可以得出如下结论：
1、在最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向垂直、且逼近角处于5°-30°时(第一预设范围)、或最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为一致、且逼近角处于60°-90°时(第二预设范围)、或水力裂缝的方向和天然裂缝的方向为垂直、且最小水平主应力的大小与最大水平主应力的大小的比值大于0.75(时预设大小比值)，射孔的方向应沿着并穿过天然裂缝的方向(即水力压裂射孔的方向与天然裂缝的方向一致，且位置为穿过所述天然裂缝)；
2、在水平压力差为第一预设阈值，且逼近角为第二预设阈值时，即当水力压裂形成的水力裂缝被天然裂缝捕获时的水平压力差、和逼近角值，未能撑开或通过天然裂缝，不能形成有效的渗流通道时，射孔的方向应尽量避免天然裂缝(即水力压裂射孔的方位信息为不与天然裂缝相交)；
3、在水平压力差小于第三预设阈值，且逼近角小于第四预设阈值时，即天然裂缝被水力压裂裂缝撑开时的压力差和逼近角值，形成更大的裂缝，但未能形成连通性的渗流通道时，射孔的方向应尽量避免天然裂缝(即水力压裂射孔的方位信息为不与天然裂缝相交)。
针对上述的2和3，如果射孔的方向避免不了天然裂缝，可以增大压裂压力压开天然裂缝。
这样，通过上述方法，可以得到精确的水力压裂射孔方位信息。
在一个实施例中，在上述步骤105之后，还可以包括：
利用数值模拟的方法，计算水力压裂射孔方位信息的产能数据；
若所述产能数据满足预设的产能条件，则水力压裂射孔方位信息有效；
若所述产能差值不满足预设的产能条件，则重新确定水力压裂射孔方位信息。
具体实施时，可以构造、断裂及天然裂缝建模，使用petrel地质建模软件，利用测井数据识别层位信息，建立地质剖面(拉井剖面)利用地震数据建立地质层位、识别断层口，利用钻井层位解释资料识别层位，裂缝参数导入及分析：导入预先获取的储层裂缝资料的解释结果(裂缝分布及裂缝强度)对数据进行分析可确定各单井在各层位中裂缝的分布情况以及油藏裂缝的强度分布；结合裂缝分布图，可针对裂缝的方位角对天然裂缝进行分类，以在储层内部内置不同类别的裂缝，以对不同类别的裂缝进行生成及处理。裂缝参数：根据预先获得裂缝的裂缝强度参数控制裂缝的生成密度，分别对事先划分各类裂缝的方向、尺寸、开度及渗透率等重要参数进行设置，相同的沉积环境下中不同的岩性结构通常具备不同的裂缝分布，因此可通过岩相建模结果控制裂缝的生成。
利用Kinetix进行水力压裂缝网模拟，具体的，将预先获取的页岩储层的井区数据导入，选择并设置工区地理位置，导入工区中井口坐标数据、井眼轨迹及测井数据和测井解释数据(含Techlog解释数据)结果；井身结构，设置Kinetix压裂井，按照工区中各井的套管及油管组成，选择内置的套管和油管并加载各施工井的测井数据。
这样，根据上述的地质建模的数据，通过数值模拟计算水力压裂射孔方位信息的产能数据，将水力压裂射孔方位信息的产能数据与预先获取实际油田案例的历史的实际产能进行对比，存在产能事实上的增产5％-15％，则水力压裂射孔方位信息有效，否则，需要重新确定水力压裂射孔方位信息。
这样，在水力压裂射孔方位信息有效时，可以根据实际施工需求(测井曲线、储层品质(RQ)、完井品质(CQ))，设置射簇的长度，每个射孔簇的射孔密度(限流法)、孔眼直径等参数，以及上述水力压裂射孔方位信息，对水平井进行多缝改造：通过井下工具将水平井分隔为多段，根据水力压裂射孔方位信息，进行各段多簇射孔，然后高压泵注工作液，在孔眼处憋开多条裂缝，并加入支撑剂对裂缝进行支撑；逐级改造各段，形成大体积的复杂缝网，实现增产目的。
本发明实施例中还提供了一种水力压裂射孔方位信息的确定装置，如下面的实施例所述。由于该装置解决问题的原理与水力压裂射孔方位信息的确定方法相似，因此该装置的实施可以参见水力压裂射孔方位信息的确定方法的实施，重复之处不再赘述。
如图9所示，为本发明实施例提供的一种水力压裂射孔方位信息的确定装置的示意图，该装置可以包括：
岩心获取模块901，用于获取指定页岩储层的多个岩心岩样；
声发射试验模块902，用于对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；
古地磁试验模块903，用于对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；
模型构建模块904，用于利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；
压裂数据处理模块905，用于利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；
射孔方位确定模块906，用于根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。
在一个实施例中，模型构建模块，具体可以用于：
将最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，作为真三维水力压裂模型的真三轴加载方式信息。
在一个实施例中，所述方位信息可以为方位角，所述方位角可以用于表示方向和位置。
在一个实施例中，射孔方位确定模块，具体可以用于：
在满足如下任意一项条件时，确定水力压裂射孔的方位信息为：方位角的方向与天然裂缝的方向一致，且位置为穿过所述天然裂缝：
最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为垂直、且逼近角处于第一预设范围内；
最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为一致、且逼近角处于第二预设范围内；
水力裂缝的方向和天然裂缝的方向为垂直、且最小水平主应力的大小与最大水平主应力的大小的比值大于预设大小比值。
在一个实施例中，射孔方位确定模块，还可以用于：
在水平压力差为第一预设阈值，且逼近角为第二预设阈值时，或在水平压力差小于第三预设阈值，且逼近角小于第四预设阈值时，根据天然裂缝的方位信息，确定水力压裂射孔的方位信息为不与天然裂缝相交。
在一个实施例中，还可以包括射孔方位验证模块，用于在射孔方位确定模块根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息之后：
利用数值模拟的方法，计算水力压裂射孔方位信息的产能数据；
若所述产能数据满足预设的产能条件，则水力压裂射孔方位信息有效；
若所述产能差值不满足预设的产能条件，则重新确定水力压裂射孔方位信息。
本发明实施例还提供一种计算机设备，如图10所示，为本发明实施例中计算机设备的示意图，所述计算机设备1000包括存储器1010、处理器1020及存储在存储器1010上并可在处理器1020上运行的计算机程序1030，所述处理1020执行所述计算机程序1030时实现上述水力压裂射孔方位信息的确定方法。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述水力压裂射孔方位信息的确定方法。
本发明实施例还提供一种计算机程序产品，所述计算机程序产品包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述水力压裂射孔方位信息的确定方法。
本发明实施例中，获取指定页岩储层的多个岩心岩样；对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。这样，通过声发射试验和古地磁试验，确定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，然后，在利用真三维水力压裂模型对水力压裂试样模拟水力压裂之后，利用页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，对水力压裂数据分析，指导确定水力压裂射孔方位信息，提高了确定的射孔参数的精度，对储层射孔定位更加高效，进而确保了水力压裂的成功率，改善油田开发效果。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (15)
1.一种水力压裂射孔方位信息的确定方法，其特征在于，包括：
获取指定页岩储层的多个岩心岩样；
对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；
对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；
利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；
利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；
根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型，包括：
将最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，作为真三维水力压裂模型的真三轴加载方式信息。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方位信息为方位角，所述方位角用于表示方向和位置。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息，包括：
在满足如下任意一项条件时，确定水力压裂射孔的方位信息为：方位角的方向与天然裂缝的方向一致，且位置为穿过所述天然裂缝：
最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为垂直、且逼近角处于第一预设范围内；
最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为一致、且逼近角处于第二预设范围内；
水力裂缝的方向和天然裂缝的方向为垂直、且最小水平主应力的大小与最大水平主应力的大小的比值大于预设大小比值。
5.如权利要求3所述的方法，其特征在于，根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息，包括：
在水平压力差为第一预设阈值，且逼近角为第二预设阈值时，或在水平压力差小于第三预设阈值，且逼近角小于第四预设阈值时，根据天然裂缝的方位信息，确定水力压裂射孔的方位信息为不与天然裂缝相交。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息之后，还包括：
利用数值模拟的方法，计算水力压裂射孔方位信息的产能数据；
若所述产能数据满足预设的产能条件，则水力压裂射孔方位信息有效；
若所述产能差值不满足预设的产能条件，则重新确定水力压裂射孔方位信息。
7.一种水力压裂射孔方位信息的确定装置，其特征在于，包括：
岩心获取模块，用于获取指定页岩储层的多个岩心岩样；
声发射试验模块，用于对多个岩心岩样进行声发射试验，确定指定页岩储层的最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小；
古地磁试验模块，用于对多个岩心岩样进行古地磁试验，确定指定页岩储层的天然裂缝的方位信息；
模型构建模块，用于利用最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，建立真三维水力压裂模型；
压裂数据处理模块，用于利用真三维水力压裂模型，对预先获取的水力压裂试样进行水力压裂，得到水力裂缝，确定水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角；
射孔方位确定模块，用于根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息。
8.如权利要求7所述的装置，其特征在于，模型构建模块，具体用于：
将最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的方位信息和大小、天然裂缝的方位信息，作为真三维水力压裂模型的真三轴加载方式信息。
9.如权利要求7所述的装置，其特征在于，所述方位信息为方位角，所述方位角用于表示方向和位置。
10.如权利要求9所述的装置，其特征在于，射孔方位确定模块，具体用于：
在满足如下任意一项条件时，确定水力压裂射孔的方位信息为：方位角的方向与天然裂缝的方向一致，且位置为穿过所述天然裂缝：
最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为垂直、且逼近角处于第一预设范围内；
最大水平主应力的方向和水力裂缝的方向为一致、且逼近角处于第二预设范围内；
水力裂缝的方向和天然裂缝的方向为垂直、且最小水平主应力的大小与最大水平主应力的大小的比值大于预设大小比值。
11.如权利要求9所述的装置，其特征在于，射孔方位确定模块，还用于：
在水平压力差为第一预设阈值，且逼近角为第二预设阈值时，或在水平压力差小于第三预设阈值，且逼近角小于第四预设阈值时，根据天然裂缝的方位信息，确定水力压裂射孔的方位信息为不与天然裂缝相交。
12.如权利要求7所述的装置，其特征在于，还包括射孔方位验证模块，用于在射孔方位确定模块根据最大水平主应力的方位信息和大小、最小水平主应力的大小、天然裂缝的方位信息，对水力裂缝的方位信息、水力压裂的水平压力差和逼近角进行分析，根据分析结果确定水力压裂射孔方位信息之后：
利用数值模拟的方法，计算水力压裂射孔方位信息的产能数据；
若所述产能数据满足预设的产能条件，则水力压裂射孔方位信息有效；
若所述产能差值不满足预设的产能条件，则重新确定水力压裂射孔方位信息。
13.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至6任一所述方法。
14.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至6任一所述方法。
15.一种计算机程序产品，其特征在于，所述计算机程序产品包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至6任一所述方法。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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