一种致密油储层水平井多段分簇射孔位置优化设计的新方法

摘要

本发明公开了一种致密油水平井多段分簇射孔位置优化设计新方法，依次包括以下步骤：(A)基于测井资料计算水平段的可压性指数剖面；(B)基于孔隙度、渗透率、含油饱和度及天然裂缝发育情况计算水平段的物性指数剖面；(C)通过概率统计方法确定水平段的可压性和物性评价标准，将各综合评分优良的段确定为“工程甜点”段；(D)去除各“工程甜点”段内的固井质量差的段，将剩余的段确定为各压裂分段位置；(E)在各段内，基于裂缝诱导应力场的分析和计算，优选出利于压后改造体积最大化、能形成复杂缝网的射孔簇间距范围；(F)在各段内，结合综合评分结果和射孔簇间距范围，避开套管接箍位置，最终确定各段内的分簇射孔位置。

说明书

技术领域

本发明涉及石油天然气开发技术领域。尤其涉及一种致密油水平井多段分簇射孔位置优化设计的新方法。

背景技术

我国致密油资源丰富，勘探开发前景广阔。致密油储层由于其特殊性，大多需采用水平井大规模体积压裂，沟通天然裂缝，从而形成复杂的网状裂缝形态，增大与储层的接触面积，提高储层动用程度和单井产量。其中水平井多段分簇射孔技术是配合致密油水平井进行体积压裂的核心技术之一，而分簇射孔位置的选取对体积压裂效果有着重要的影响。

目前存在较多致密油水平井多段分簇射孔后压裂效果不理想的情况。通过大量油气田现场资料研究发现，多簇射孔还存在着以下一些问题：第一，多簇射孔压裂后，许多射孔簇不生产；第二，水平井的产出剖面不均衡，整个水平的井产量受影响；第三，在射孔后压裂井筒附近，微地震监测表明未形成复杂缝网。而这些问题很大程度上是由于分簇射孔簇位置设计缺乏科学性指导造成的。当前针对致密油水平井的分簇射孔位置设计，主要存在以下几种方法：1)参照常规水平井的设计，采取裂缝条数优化方法，得到优化裂缝条数后，采取对水平段几何分段的方法进行分簇射孔位置的确定。2)参照页岩气水平井的设计，仅以力学可压性确定压裂段位置，再根据诱导应力场计算簇间距来确定分簇射孔位置。3)参照页岩气水平井的设计，仅考虑完井质量和储层质量的综合指标进行压裂段分级，并将射孔簇位置置于综合指标高且最小水平主应力相差不大的位置。4)部分致密油水平井采用模糊模式识别或分段参数优化正交设计的方法优选水平井射孔簇位置。

然而由于致密油储层与页岩气储层和常规储层均存在差异，现有致密油水平井分簇射孔位置优选的方法中没有考虑储层物性的影响，没有形成适于表征致密油水平井的可压性和物性的评价指标，没有形成划分致密油水平井可压性和物性好坏的评价体系。且尚未形成一种能综合考虑致密油储层质量、完井质量、固井质量、天然裂缝发育、水平段可压性、套管接箍位置、诱导应力场对压裂改造体积的影响的分簇射孔位置优化设计方法。

鉴于此，本发明综合考虑致密油储层物性和完井质量、固井质量、可压性、诱导应力场对射孔簇间距影响及套管接箍位置的影响，提出了一种适于致密油水平井多段分簇射孔位置优化设计的新方法。本发明基于统计学方法建立的可压性和物性指数的评价体系，可对致密油水平井的可压性和物性进行有效的评级和评分。本发明能较好避免无效射孔簇产生，使射孔簇有效开启，利于致密油水平井压后形成复杂缝网和压裂改造体积最大化，是一种精细化的分簇射孔位置优化设计方法，可为致密油水平井多段分簇射孔方案的制定提供科学指导。

发明内容

为了克服现有技术中存在的缺陷，本发明提供了一种致密油储层水平井多段分簇射孔位置优化设计的新方法。具体包含以下步骤：

(A)基于测井资料计算水平段的可压性指数剖面。

(B)基于孔隙度、渗透率、含油饱和度及天然裂缝发育情况计算水平段的物性指数剖面。

(C)通过概率统计方法确定水平段的可压性和物性评价标准，将各综合评分优良的段确定为“工程甜点”段。

(D)去除各“工程甜点”段内的固井质量差的段，将剩余的段确定为各压裂分段位置。

(E)在各段内，基于裂缝诱导应力场的分析和计算，优选出利于压后改造体积最大化、能形成复杂缝网的射孔簇间距范围。

(F)在各段内，结合综合评分结果和射孔簇间距范围，避开套管接箍位置，最终确定各段内的分簇射孔位置。

所述步骤(A)中，可压性指数用于表征致密油储层能否被有效压裂改造和分簇射孔压裂后形成复杂裂缝网络的能力。本发明建立了新的可压性指数模型，综合考虑了岩石的总脆性指数、综合断裂韧性值、内摩擦角，水平应力差异系数对可压性的影响。致密油水平井段内可压性指数的值越大，说明该处可压性条件越好。可压性指数表示为：

式中：F_RAC为储层可压性指数，无量纲；B_rit为层段总脆性指数；H_δ为水平差应力系数；K_IC为I型断裂韧性值，MPa·m^1/2；II型裂缝断裂韧性值，MPa·m^1/2；为层段内摩擦角，°。

其中致密油储层岩石的总脆性指数与矿物脆性指数和力学脆性指数有关，水平差应力系数与储层的最大水平主应力和最小水平主应力有关。总脆性指数、水平差应力系数、分别表示为：

B_rit＝(αB₁+βB₂)/2

H_δ＝(δ_H-δ_h)/δ_h

式中：a为矿物脆性指数系数，，无量纲；β为力学脆性指数系数，无量纲；δ_H为最大水平主应力，MPa；δ_h为最小水平主应力，MPa。

所述步骤(B)中，物性指数用于表征致密油储层物性好坏和压后获得致密油产量的潜力。本发明建立了物性指数模型，该物性指数综合了考虑孔隙度、渗透率、饱和度及天然裂缝的发育程度。水平段内物性指数值越大，说明该处物性越好，物性指数表示为：

式中：P_index为储层物性指数，无量纲；K_i为渗透率，mD；K_max为水平段内最大渗透率，mD；K_min为水平段内最小渗透率，mD；φ_i为孔隙度，％；φ_max为水平段内最大孔隙度，％；φ_min为水平段内最大孔隙度，％；S_o为含烃饱和度，％；S_max为水平段最大含烃饱和度，％；S_min为水平段最小含烃饱和度，％；N_i为天然裂缝发育程度指数值，无量纲；N_max为水平段最大天然裂缝发育程度指数值，无量纲、N_min为水平段最小天然裂缝发育程度指数值，无量纲。

所述步骤(C)中，国内外针对致密油水平井的可压性和物性的评价，目前都还无具体的评价体系，不同井的可压性和物性的好坏对应的可压性指数值和物性指数值的范围尚无界定方法。因此引入统计学的方法，将沿水平井筒剖面的可压性指数值和物性指数值分别进行统计分析，从而将可压性和物性均划分为好(G)、中(M)、差(B)三个等级，并进行相应评分，具体包含以下子步骤：

(C1)将沿水平井筒剖面的可压性指数值和物性指数值分别进行统计分析，作出其频率直方图和累积分布图。方法是将步骤(A)和(B)计算得到的沿水平段可压性指数值和物性指数值分别带入如下的次序样本进行处理，次序样本均可表示为x(1)≤x(2)...≤x(n)，按从大到小的次序排列，这里x(1)为最小值，x(n)为最大值，极差值为x(n)-x(1)。然后对样本进行分组，分组数与样本容量有关，确定分组数方法参H.A.Sturges所提出的分组公式c表示，c值取整数值。组距用l表示，根据组数、组距确定各组区间的端点，统计得出各组区间的频数。在某指定值以下的数据频数称为累积频数，相应的分布为累积频率分布。x的累积频率曲线上的值记为F_n(x)。分组公式c，组距l，累积频率F_n(x)由如下公式表示：(温天舜，周大强，刘一勋.《随机数据分析与处理》[M].开封：河南大学出版社，1993：27-32)：

c＝1+3.3221g(n)

式中：n为样本总个数；；F_n(x)为累积频率值。

(C2)由以上步骤(C1)所述方法，分别画出可压性指数、物性指数的频率直方图和累积分布图，统计分析水平段内的可压性指数值和物性指数值在各个范围内出现的频数及其累计频率百分数。可压性指数值、物性指数值均以累积百分数为33％和67％所对应的点为分界点。均以累积分布率大于67％时，该范围对应的值评级为G；均以累积分布率在33％～67％之间时，该范围对应的值评级为M；均以累积分布率小于33％时，该范围对应的值评级为B。

(C4)在评分过程中采取5分制，对可压性指数和物性指数进行单因素评分，不同级别所对应的评分标准为：G＝5分、M＝3分、B＝1分。然后对综合指标的评级，以对应单因素指标的评级相加，可表示为BB、BM、MB、MM、BG、GB、MG、GM、GG。对应的综合指标的评分，由综合评分值计算方法可计算整个水平段各点连续的得分剖面，可直观表示该处可压性和物性的综合好坏程度。综合评分由g_total表示如下：

式中：表示可压性指标分值，分；表示物性指数分值，分；λ为该指标所占权重，无因次。

所述步骤(D)中，固井质量可分为：胶结良好、胶结中等、胶结差三种情况。在确定的水平段“工程甜点”位置，消除胶结差的位置，将剩余的水平段内“工程甜点”位置和胶结优良的位置设计为初始的各压裂分段位置。

所述步骤(E)中包含以下子步骤：

(E1)计算裂缝周围叠加应力场。由于先压裂缝会改变原地应力场的边界条件，于地层内部产生附加应力场，使得井筒周围应力场更为复杂；在一定距离的裂缝间会产生诱导应力或应力阴影。水平井压裂缝的叠加应力场为诱导应力加上原地应力，其复合应力场表示为(尹建，郭建春，曾凡辉，水平井分段压裂射孔间距优化方法[J]，石油钻探技术，2012，40(5):67-71.)：

式中，σ'_H(n)、σ'_h(n)、σ'_v(n)为第n条裂缝周围的复合应力分量，单位为MPa；σ_H、σ_h、σ_v分别为储层水平最大应力、水平最小应力和垂向应力，单位为MPa；v为泊松比，无量纲；σ_lx(in)、σ_lz(in)分别为第i条裂缝对第n条裂缝产生的诱导应力X轴方向、和Z轴方向的分量，单位为MPa。

(E2)确定裂缝的临界转向条件。无论是压裂裂缝，还是天然裂缝，都是沿着水平最大主应力方向延伸的，而由于先压裂缝诱导应力场的影响，在以先压裂缝为中心的井筒附近一定区域内，水平最大、最小地应力的方向会发生反转，导致后压裂缝的延伸方向会发生改变，使得后压裂缝转向后会有更大的几率沟通更多的天然裂缝，更有利于形成复杂缝网。参考Olsen定义应力系数，判断储层延伸主裂缝是否会沿天然裂缝转向延伸而连接天然裂缝，考虑压裂过程中流体压力和储层的应力场都会发生改变，裂缝转向条件可以表示为(Olson J E，Taleghani AD.Modeling Simultaneous Growth of Multiple Hydraulic Fractures and Their Interaction with Natural Fractures[C].SPE 119739，SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference，19-21January，Woodlands，Texas，USA，2009)：

式中：P_net为净压力，MPa；σ_max'为最大水平叠加应力，MPa；σ_min'为最小水平叠加应力。

(E3)根据裂缝转向条件，确定各优选压裂段内的临界转向间距。同时计算出该段长范围内以临界转向间距设计的裂缝条数，以每条裂缝对应一个射孔簇。

(E4)在确定的射孔簇数基础上，进一步分析转向距离范围内，不同射孔簇间距下的压裂裂缝转向区的面积和转向区体积。分析得出满足的转向区体积要求对应的诱导应力场优化簇间范围。对于转向区面积的计算方法，是在给定射孔簇间距情况下，分析压裂过程中各条裂缝周围任意质点处的净压力与其所受水平叠加诱导应力差的关系，得出满足应力系数R_n≥1的所有质点位置，这些质点位置组成的区域面积即为压裂裂缝转向区的面积。其中转向区体积由缝长与改造区域面积的乘积表示。转向区体积表征裂缝改造体积，在满足改造体积要求的情况下，兼顾储层综合质量，确定分簇射孔位置。

所述步骤(F)包含以下子步骤：

(F1)对于各个优选出的压裂段，第一段的第一簇位置从靠近井筒趾端的三分之一该压裂段长范围内进行设计，选取该范围内避开套管串接箍位置后综合评分最高的位置，作为第一段的第一个射孔簇位置，且水平段第一段只设计一个射孔簇。

(F2)第二段至最后一段的第一簇位置从靠近该段首的三分之一该压裂段长范围内进行设计，选取该范围内避开套管串接箍位置后综合评分最高的位置，作为该段的第一个射孔簇位置。

(F3)第二段至最后一段内的第二簇及后续射孔簇位置设计满足以下条件：与前一簇距离在最优诱导应力场优化簇间距范围内，且避开套管串接箍位置，选择该间距范围内综合评分最大的位置作为待设计射孔簇的位置。

(F4)重复(F2)、(F3)步骤，直到完成该井水平段各压裂段段长范围内的所有射孔簇位置设计。

附图说明

图1是本发明一种致密油水平井多段分簇射孔位置优化设计的新方法的流程图；

图2是本发明可压性和物性评级、评分的示意图；

图3是本发明目标井水平段可压性指数FRAC的频率直方图和累积分布图；

图4是本发明目标井水平段物性指数Pindex的频率直方图和累积分布图；

图5是本发明在不同地应力差下裂缝转向体积图；

图6是本发明在簇间距为30m的潜在改造区平面图；

图7是本发明分簇射孔位置的综合确定图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步的描述，对本发明做示范说明，但并不限定本发明的范围。

某致密油区块，一口水平段长为1841m的致密油水平井，应用本发明的方法进行分簇射孔位置的优化设计流程如图1所示，具体实施过程如下所述。

(A)计算致密油水平井目标水平井段的可压裂性指数剖面，见附图7中第1列所示。

(B)计算致密油水平井目标水平井段的物性指数剖面，见附图7中第2列所示。

(C)对该目标井的水平井段可压性和物性指数评级和评分。作出该井可压性指数和物性指数的统计直方图和累计频率分布图，选取累积频率百分数为33％和67％所对应的可压性指数和物性指数作为评分指标。

如图2所示，选取目标井水平井段中可压性指数大于4.9的井段被评G，得分为5分；介于2.29和4.9之间的井段被评M，得分为3分；小于2.29的井段被评B，得分为1分。如图3所示，选取目标井水平井段中物性指数大于0.42的井段被评G，得分为5分；介于0.32和0.42之间的井段被评M，得分为3分；小于0.32的井段被评B，得分1分。

如图4所示，对该井进行综合评分，采取相等权重(λ＝0.5时)将可压性、物性指数的评分相加，则综合评分如表1所示。得水平井段的综合评价分数为1-5分，将大于等于3分的段初步确定为水平井段内的“工程甜点”位置，如7中第4列所示。而小于3分的段舍弃。

表1评分标准

(D)在初始分段后筛选并淘汰掉固井质量差的井段，如图7中第5列所示，得到该水平井的压裂分段位置和段长如图7中第6列所示。

(E)在各优选的压裂分段位置段内，确定最大压裂改造体积对应的最优的射孔簇间距范围。

以第二段为例，该段长98m，水平应力差约为7MPa，考虑现场施工净压力为8-10MPa，设计时考虑在最大净压力10MPa条件下，取裂缝半长150m，通过叠加应力场和临界裂缝转向条件分析，得出该段的裂缝临界转向间距为42m。在该段长范围内，初步以最大临界转向间距可布射孔簇簇数为3簇。进一步计算分析段内布3簇时，在整个临界转向簇间距范围内，以不同射孔簇间距设计时对应的该压裂段的改造区面积和改造体积。如图5所示，在一定距离内，随着簇间距的增大，裂缝转向区域改造体积逐渐增大，当簇间距的增大到一定值时出现下降。该段水平地应力差约为7MPa，得出的最大裂缝改造体积对应的的诱导应力场优化簇间距应为30m。改造体积达到一定值后，在最大改造体积对应的簇间距值两边在一定范围内的改造体积变化不大，则该范围即为诱导应力场优化簇间范围。簇间距由23m变化到33m范围内，裂缝转向区体积变化不太大，因此利于形成最大改造体积的簇间距范围为23-33m。而如图6所示，为最大改造体积对应的簇间距值为30m时裂缝转向区面积，以黑色区域面积表示裂缝转向区面积。

整个水平段的地应力差为5-7MPa时，图5所示，当水平地应力差分别为5MPa、6MPa、7MPa时，最大改造体积对应的簇间距分别为47m、37m、30m。最优的诱导应力场优化簇间距范围分别为42-52m，30-40m，23-33m。设计时应结合具体段的地应力差进行相应各段的射孔簇间距范围设计，可按第二段设计方法，求得各段最大改造体积对应的簇间距和最优的诱导应力场优化簇间距范围。

(F)在满足改造体积要求的情况下，兼顾储层综合质量，确定分簇射孔位置。其中第一段射孔簇长3m，其他各段每个射孔簇长度为0.5m。射孔位置均需避开如图7中第7列所示套管接箍位置。该目标井整个水平段的各个射孔簇位置的设计如下：

(F1)第一段的第一簇为便于前期压裂施工，只设计一个射孔簇，簇位置从靠近井筒趾端的三分之一的该压裂段长范围内进行设计，选取该范围内避开套管串接箍位置后综合评分最高的位置，作为射孔簇位置，即3537m-3540m。

(F2)第二段的第一簇从靠近该段段首三分之一的该压裂段长范围内进行设计，选取该范围内避开套管串接箍位置后综合评分最高的位置，作为该段的第一个射孔簇位置：3455.5m～3456m。

(F3)第二段的第二簇的设计位置，设计在与前一簇间距为23-33m范围内，避开套管串接箍位置后综合评分最大的位置，即3426m-3426.5m。同第二簇方法，设计第三簇位置，即3399.5m-3400m。

(F4)重复(F2)和(F3)的设计方法，直到完成该水平井水平段的各个段长范围内的射孔簇位置设计。如图7中第8列所示，为最终确定的该致密油水平井分簇射孔位置。