本发明涉及石油开采领域，进一步地说，是涉及一种压裂施工中的实时调参方法。
背景技术：
在水力压裂施工中，正常情况下会严格按压裂设计参数进行施工，以将优化的设计转化为优化的施工，取得预期的增产效果。然而由于储层的非均质性以及天然裂缝发育程度不同，实际的地层特征与压裂设计前的评价结果可能会有较大的差异。如果继续按预定的压裂设计方案进行施工，将会发生裂缝高度超预期延伸、裂缝支撑剖面不合理、早期砂堵等异常情况，从而导致压裂改造效果不佳或压后减产等情况。因此，必须在施工过程中根据储层特征的变化情况，实时调整施工参数，优化压裂施工形成的裂缝。
现在一般是通过测井、录井、岩心实验等手段进行近井地带储层特性的分析，而对于利用压裂施工参数，尤其是压裂压力曲线分析判断储层特性的经验及模型欠缺，容易导致施工过程中储层参数变化没有及时察觉，错失了调整压裂施工参数的时机。仅靠井口压力的变化难以准确判断井下的压力变化，对裂缝的延伸状况判断不准确、不及时。此外，常规的压力响应模型都基于单一裂缝的假设，不适用于识别体积压裂造成的复杂裂缝延伸状况。压裂施工过程中参数的调整主要依靠施工人员的经验判断，缺乏计算精度，施工参数的调整可靠性不够。例如井口压力大幅下降，可能是由于裂缝高度失控、裂缝沟通到大的断层或是地应力的变化及注入管柱的瞬间磨漏等不同原因导致的，需结合储层地质情况及井下管柱的压力校核等综合分析判断。
综上所述，需要提出一种新的水力压裂施工实时调参技术，根据施工中储层参数的变化，优化压裂裂缝的形态，进而取得最佳的压裂施工效果。
技术实现要素：
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种压裂施工中的实时调参方法。可以根据储层参数的变化，优化施工措施，提高压裂裂缝的复杂性和延伸能力，进而取得最佳的压裂施工效果。本发明适用于致密砂岩油气藏及页岩油气藏。本发明在常规的储层评价基础上，利用压裂施工资料中的压力、排量、砂液比等曲线，对远井地带的储层参数进行定性或定量的分析，从而合理调整施工参数，优化裂缝形态。本发明避免了仅依靠施工人员经验判断进行施工调整的风险，从而保证压裂施工顺利进行。
本发明的目的是提供一种压裂施工中的实时调参方法。
包括：
(1)常规储层评价；
(2)前置液测试压裂
在压裂前置液的前1/4-1/3的液量或30-40m3前置液进行测试压裂的施工；
(3)裂缝延伸过程中关键储层特性参数的实时分析
天然裂缝参数：
当排量、液性及砂液比等参数稳定时，如果出现压力的锯齿状波动特征，表明裂缝延伸过程中沟通了天然裂缝，每次的波动代表沟通了一个天然裂缝。当全部压裂施工结束，根据计算出的压裂缝长和压力波动次数，可简单计算出天然裂缝的发育密度；
先计算每个压力波动的幅度占当时施工时的平均注入压力的比例，压力波动的注入时间，计算出用来延伸该阶段天然裂缝的排量及用液量；最后再利用裂缝模拟软件，最终可计算出所有天然裂缝被延伸后的几何尺寸；
综合滤失系数
2～3次瞬时停泵，根据任意两个时间的停泵压力差值，计算综合滤失系数。
三向应力分析
利用分层微破裂测试技术进行求取，用压裂液量2-3m3，裂缝破裂后即关井；
根据压裂施工中的两次瞬时停泵压力的差值，计算出岩石的抗张强度。再结合最小水平主应力结果，计算出最大水平主应力；
(4)压裂施工中的实时调参：
a天然裂缝特性参数变化时的实时调参：
a若天然裂缝不发育，按压裂设计继续进行；
b若天然裂缝发育，并且期望形成较长的人工裂缝，在主压裂施工前，增加砂液比，然后主压裂施工阶段降低砂液比；
c若天然裂缝非常发育，将提高粉陶或粉砂砂液比，增加压裂液黏度，或者降低排量，利于避免大量的微裂缝张开；
d若储层条件适合形成复杂裂缝形态，通过注入低黏压裂液，提高注入量，降低起步的砂液比；
优选：
b若天然裂缝发育，并且期望形成较长的人工裂缝，在主压裂施工前，增加砂液比1-3％(支撑剂为粉陶)，主压裂施工阶段降低砂液比3-5％(支撑剂为陶粒)；
c若天然裂缝非常发育，将粉陶或粉砂砂液比提高到3-7％，压裂液黏度增加20-30mpa.s，或者降低10-30％排量，利于避免大量的微裂缝张开；
d若储层条件适合形成复杂裂缝形态，通过注入低黏压裂液，粘度范围2-3mpa.s，提高5-10m3注入量，降低起步的砂液比1-2％。
b综合滤失系数变化的实时调参：
a若步骤(3)中的对应实时分析的综合滤失系数变化幅度不超过20％，维持原设计的前置液量及其它参数施工；
b若综合滤失系数高低变化幅度超过20％，当滤失系数变大时，增加前置液量，降低起步砂液比)，反之则往相反的方向进行调整；
优选：
a若步骤(3)中的对应实时分析的综合滤失系数变化不超过20％(降低20％之内或增加20％之内)，维持原设计的前置液量及其它参数施工；
b若综合滤失系数高低变化幅度超过20％，当滤失系数变大时，增加10-20％前置液量，降低2-5％起步砂液比，当综合滤失系数变小时，则降低10-20％前置液量，增加2-5％起步砂液比。
c三向应力变化时的实时调参：
a若上覆岩石压力(地层所受到垂直方向上的力)为最小值，表明人工裂缝为水平缝，此时可停泵30-60min；
b若两向水平应力差比压裂设计高，表明裂缝为单一双翼对称缝的概率大，增加施工砂液比；
c如果储层条件适合形成复杂裂缝形态，增加低黏压裂液的比例，增加小粒径支撑剂的比例、适当降低施工砂液比，提高形成裂缝的复杂度。
优选：
b若两向水平应力差比压裂设计高，表明裂缝为单一双翼对称缝的概率大，增加3-5％施工砂液比；
c如果储层条件适合形成复杂裂缝形态，增加5-15％低黏压裂液的比例，增加10-20％小粒径支撑剂、降低5-10％施工砂液比，提高形成裂缝的复杂度。
若施工压力上升速度过快：(施工压力一般情况下随着排量或加砂浓度增加而上升；如果排量或加砂浓度不变，一般会保持稳定)
①压力上升速度<1mpa/min：按正常压裂设计程序继续施工，此时施工压力上升只反映裂缝阻力增加，还没有出现端部脱砂的情况。同时，需要注意井口限压，避免压力窗口过窄。
②压力上升速度>1mpa/min：此时裂缝内部可能会砂堵，压力上升速度越快，近井裂缝发生砂堵的概率越大；根据施工压力上升的幅度，降低施工砂液比(如10-20％)，或停止支撑剂的注入。
其中，优选：
步骤②，
根据施工压力上升的幅度，降低施工砂液比10-20％，或停止支撑剂的注入。
本发明具体可采用以下技术方案：
(1)常规储层评价：通过岩心室内实验和测录井资料解释等方法，进行常规的储层评价。结合储层附近已压裂井的施工效果和地质特征，分析储层的特点和施工中可能出现的问题。
(2)前置液测试压裂：一般小型测试压裂的压降测试时间在60min左右，比较费时费力，并且需大幅增加施工费用。本发明在压裂前置液的前1/4-1/3处或用30-40m3前置液进行类似测试压裂的施工，台阶升排量与台阶降排量都正常进行，测试压降时间可短至5-10min，之后立即起泵正式压裂。本阶段可简单计算出裂缝的延伸压力、近井裂缝弯曲摩阻、岩石抗张强度及综合滤失系数等参数。
(3)裂缝延伸过程中关键储层特性参数的实时分析：在步骤(2)中的前置液测试压裂反映的仅是近井范围内的地层特性，在后续裂缝继续延伸过程中，需要根据沟通地层时发生的压力响应特征进一步判断远井的储层特性。远井地层各参数的计算方法如下：
①天然裂缝参数：当排量、液性及砂液比等参数稳定时，如果出现压力的锯齿状波动特征，表明裂缝延伸过程中沟通了天然裂缝，压力波动的时间早晚表明天然裂缝被张开的时间早晚。注入低黏压裂液时的压力波动特征会更明显，因为高黏度液体具有粘滞力效应，压力的波动幅度小并且难以反映到井口。
压力波动的频率代表天然裂缝发育的密度，每次的波动代表沟通了一个天然裂缝。当施工结束时，根据计算出的压裂缝长和压力波动次数，可简单计算出天然裂缝的发育密度。
压力的波动幅度应对应天然裂缝的原始尺寸，原始裂缝尺寸越大，压力波动幅度就越大。先计算每个压力波动的幅度占当时施工时的平均注入压力的比例(一般应折算到井底注入压力)，可近似认为这是用来延伸该阶段天然裂缝的排量占总注入量的比例。然后根据压力波动的注入时间，计算出用来延伸该阶段天然裂缝的排量及用液量。最后再利用成熟的裂缝模拟软件，模拟出该阶段天然裂缝被延伸后的长度、宽度、高度等值，最终可计算出所有天然裂缝被延伸后的几何尺寸。
②综合滤失系数：2～3次瞬时停泵，根据任意两个时间的停泵压力差值，计算综合滤失系数。若采用相邻的两个停泵压力计算，可计算出综合滤失系数随施工时间的不同而发生不同的变化。若取第一次停泵压力和最后一次停泵压力进行计算，则反映的是较长裂缝范围内(该裂缝长度范围可以用成熟的裂缝模拟软件进行分析)的平均滤失系数。
③三向应力分析：利用分层微破裂测试技术进行求取，即用很小的液量如2-3m3，裂缝破裂后即关井。此时液体排量小，井筒摩阻可忽略，造成的裂缝几何尺寸也极小，因此裂缝净压力可忽略不计，井底折算的瞬时停泵压力可近似为该层的最小水平主应力。
根据压裂施工中的两次瞬时停泵压力的差值，计算出岩石的抗张强度。再结合最小水平主应力结果，可方便地计算出最大水平主应力，计算方法如下：
σmax＝3σmin-pi-pf+t
式中：pi—地层压力，mpa
pf—地层破裂压力，mpa
σmax—最大水平主应力，mpa
σmin—最小水平主应力，mpa
t—岩石的抗张强度，mpa
(4)压裂施工中(指主压裂施工阶段)的实时调参：在步骤(3)的储层关键特性参数实时评价的基础上，若参数与压裂设计前的储层参数有较大变化，可实时调整施工参数，以确保施工安全及效果最佳。
①天然裂缝特性参数变化时的实时调参：根据步骤(3)中对应的分析实时分析结果，若天然裂缝不发育，按压裂设计继续进行。若天然裂缝发育，并且期望形成较长的人工裂缝，在主压裂施工前，增加砂液比1-3％(支撑剂为粉陶)，主压裂施工阶段降低砂液比3-5％(支撑剂为陶粒)；若天然裂缝非常发育(如压力波动幅度大于10mpa或一分钟内出现多个压力波动)，应将粉陶或粉砂砂液比提高到3-7％(甚至更高)，适当增加压裂液黏度(增加20-30mpa.s)，或者适当降低排量(根据总施工排量情况，可降低10-30％排量)，利于避免大量的微裂缝张开。
若储层条件适合形成复杂裂缝形态，可通过注入低黏压裂液(如2-3mpa.s)，提高注入量(如多注入5-10m3)，降低起步的砂液比(1-2％)等措施，扩大天然裂缝的延伸范围，提高最终裂缝的复杂性程度和储层改造的效果。
②综合滤失系数变化的实时调参：若步骤(3)中的对应实时分析的综合滤失系数变化不大(如上下波动20％)，维持原设计的前置液量及其它参数施工。若综合滤失系数高低变化幅度超过20％，则需要实时进行参数调整。当滤失系数变大时，需适度增加前置液量(如增加10-20％)，降低起步砂液比(如降低2-5％)，反之则往相反的方向进行调整。
③三向应力变化时的实时调参：若上覆岩石压力为最小值，表明人工裂缝为水平缝，此时可停泵30-60min，按水平缝的设计重新模拟，尽快调整裂缝模式带来的一系列参数的变化。
若两向水平应力差比压裂设计高，表明裂缝为单一双翼对称缝的概率大，此时可适当增加施工砂液比(如在原来基础上增加3-5％)。如果储层条件适合形成复杂裂缝形态，可增加低黏压裂液的比例(在原来基础上增加5-15％)，增加小粒径支撑剂的比例(在原来基础上增加10-20％)、适当降低施工砂液比(降低5-10％)，提高形成裂缝的复杂度。
(5)施工压力上升不同情况下的调参：若施工压力上升速度过快，则不能按步骤(4)中的三向应力变化时的实时调参，需按以下两种情况分别调整：
①压力上升速度<1mpa/min：按正常压裂设计程序继续施工，此时施工压力上升只反映裂缝阻力增加，还没有出现端部脱砂的情况。同时，需要注意井口限压，避免压力窗口过窄。
②压力上升速度>1mpa/min：此时裂缝内部可能会砂堵，压力上升速度越快，近井裂缝发生砂堵的概率越大。根据施工压力上升的幅度，大幅降低施工砂液比(如10-20％)，或停止支撑剂的注入。
本发明在对压裂施工中施工参数的调整提出了系统性地分析，解决了以往施工参数调整主要依靠施工人员经验的问题，对现场作业中及时分析储层特征和施工动态，合理调整施工参数，优化裂缝形态，顺利完成压裂施工具有重要的指导意义。
附图说明
图1为实施例的气井压裂施工曲线图
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例：
(1)天然裂缝特性参数变化时的实时调参：
某页岩气井压裂改造施工，压裂施工曲线如图1所示。
通过本发明所提供的方法，前期采用低黏度压裂液(2-3mpa.s)进行施工，在施工过程中出现了压力的锯齿状波动特征，表明裂缝延伸过程中沟通了天然裂缝。由于天然裂缝较为发育，在原先压裂设计的基础上降低施工砂液比3％，增加了砂液比为5％的粉陶阶段。同时，为了提高裂缝的复杂程度，后继携砂液量每阶段比原设计多注入10m3，扩大天然裂缝的延伸范围。在施工后期，为了提高裂缝宽度和加砂浓度，采用高粘度压裂液(100mpa.s)携砂施工。虽然储层天然裂缝发育，但此阶段压力波动幅度较小，证明了低黏液体对压力变化和天然裂缝的敏感性。整个施工阶段中，压力波动频率为10，压力波动幅度力均在6-8mpa之间，压力降速较小为1.68～4.97mpa/min远井裂缝相对较为发育，天然裂缝分布范围大。
(2)压力上升情况下的调参
本发明在某页岩气井压裂改造施工中得到应用。
通过本发明所提供的方法，前期采用低黏度压裂液(2-3mpa.s)进行施工。在排量增加的过程中地层发生2次明显的破裂，压力降幅1.8～3.2mpa，压力降速为1.79～4.57mpa/min。地层发生破裂后压力降幅较大、降速较快，说明地层脆性好、天然裂缝较发育，地层滤失系数为6.83×10-4m/min0.5。第1段和第2段的支撑剂分别改为砂液比为3％和5％的粉陶。第3段开始采用砂液比4％的常规支撑剂施工。整个施工阶段中，压力波动频率为8，压力波动幅度力较小均在1.6～4.7mpa之间，压力降速较小为0.33～2.14mpa/min，远井裂缝较发育，天然裂缝尺度较小。前12段的施工压力上升速度均<1mpa/min，按设计程序执行。第12段时，施工压力迅速上升，压力上升速度为2.12mpa/min，此时将砂液比由原先设计的28％降低到18％，排量由11m3/min降低到10m3/min。此时，施工压力上升速度仍为1.97mpa/min，裂缝内出现了砂堵的迹象，故停止支撑剂的注入，结束施工。