一种水平井分段压裂簇射孔方案优化方法与流程

本发明涉及石油开采技术领域，尤其涉及一种水平井分段压裂簇射孔方案优化方法。

背景技术：

簇射孔方案设计在水平井分段压裂设计中至关重要。它不仅关系到裂缝的起裂位置及裂缝条数的判断，也关系到相邻裂缝是否存在渗流干扰和应力干扰的判断，最终影响到裂缝改造体积及压后效果。

国外典型的页岩气水平井簇射孔长度0.3～0.6m、簇间距5～30m，3～10簇/段。随着井工厂压裂技术的推广应用，井间距由500～600m降低到80～150m，每段压裂的簇数也由2～3簇上升到5～10簇，因此可将储层彻底“打碎”，储层改造体积较国内目前水平大幅升高。虽然钻井数量及压裂段数的提高会增加成本费用，但是随着井工厂单平台井数的增多(国外一个平台可达50多口井)，作业效率得以大幅提高，钻完井及压裂工序间无缝衔接，各种入井液可重复利用，并且单段压裂规模逐渐减少，平均单井费用会大幅下降。同时，簇间距的降低增加了缝间的应力干扰，多井同步压裂或拉链式压裂施工模式进一步加剧了缝间应力干扰，形成复杂裂缝的概率也得以大幅提升。国外资料显示，井工厂压裂的单井产量可比常规的单井压裂模式提高18％左右。因此，井工厂压裂模式的投入产出比具有极大优势。此外，随着射孔簇数的增加，提出了在射孔眼及裂缝近井筒处进行暂堵的“宽带”压裂技术，以增加其它簇裂缝起裂的可能性，确保水平井裂缝有效改造体积的最大化。

国内典型的页岩气水平井射孔簇长为1～1.5m甚至2m以上，每段2～3簇。早期一般采取沿水平井筒均匀布簇的方法。最近随着对储层非均质性认识程度的提高，非均匀布簇更为常见。但是，目前国内的簇射孔存在以下问题：

1、目前的射孔位置确定方法，无效和低效的裂缝比例偏高

已有的压后产气剖面结果显示，1/3的射孔簇裂缝贡献75％的产气量，另外1/3的簇裂缝贡献25％的产气量，剩下的1/3为无效射孔簇。换言之，低效或无效的簇射孔数占据总射孔簇的2/3左右。国外也基本存在同样的问题。究其原因在于储层的强非均质性，依靠水平段有限的测井数据难以准确地把握储层的双甜点指标。如果能找到确定双甜点的有效方法，在保证压裂效果的同时，可以节约一半以上的压裂费用，有利于实现页岩气压裂降本增效的目标。

2、簇间距普遍偏大

簇间距一般为20-30m，与国外相比高3-4倍。虽然理论上20-30m可以产生诱导应力干扰效应(诱导应力差高于原始水平应力差)，但是这种计算的距离是最佳簇间距的上限，实际上簇间距越小裂缝越易转向。并且目前诱导应力的计算模型一般以线弹性力学为基础，针对粘土含量高的碎屑岩或页岩，所计算的诱导应力传递距离偏大，但是目前这种误差无法有效消除。

3、单簇的射孔长度(简称簇长)普遍偏大

簇长一般为1-2m，比国外普遍增加3倍以上。增加簇长会提高簇内产生多缝的几率。国外的簇长较小，虽然开始时每个孔眼都可能进液，并且起裂的裂缝相互间平行延伸，但是因为储层的非均质性，较长、较宽的裂缝在延伸过程中会产生较大的诱导应力，由于簇长小，这种诱导应力会迅速覆盖簇长的横向范围内，这种叠加的诱导应力会增加其它相邻小缝起裂与延伸的难度。换言之，簇内主缝延伸得越好，对其它次裂缝抑制的作用就越强，有可能早期就扼杀了次生裂缝的发育，最终导致只有一条主裂缝。而国内因簇长较长，上述所述的主裂缝的诱导应力可能不足以抑制其它距离相对较远的次生裂缝的发育。换言之，簇长越长，簇内出现多裂缝的概率就越大，有时可能裂缝长度与井间距的匹配就会与设计预想情况相去甚远。最终可能形成这样的结果：每段内同样的射孔总数，且起裂的裂缝总条数一样，但国外的裂缝每簇一条缝，相互间分布距离相当，裂缝的改造体积大；而国内的每簇一条以上裂缝，簇内裂缝因距离太小而相互干扰、影响产量，簇间裂缝又相距太远，存在簇间未被裂缝渗流波及的区域。因此，裂缝改造体积大为缩小，严重影响压后效果。

综上所述，亟需建立一种水平井分段压裂簇射孔方案优化方法，来有效地避免或减缓上述局限性，以应对目前低油价的严峻形势、提高油气田单位的经济效益。

技术实现要素：

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种适用于致密油气藏及页岩油气藏的水平井分段压裂簇射孔方案优化方法，为减少无效和低效裂缝的形成、提高体积压裂改造效果提供坚实的依据。

一种水平井分段压裂簇射孔方案优化方法，包括以下步骤：

步骤s101，建立储层的地质甜点指标模型和工程甜点指标模型；

步骤s102，通过对地质甜点指标模型和工程甜点指标模型进行权重分配，建立储层的综合可压性指数模型；

步骤s103，根据实际勘探结果修正步骤s102中权重分配的权重系数，从而获得修正后的综合可压性指数分布，并据此判断储层的甜点位置和脆塑性；

步骤s104，分析起裂延伸为主裂缝的概率，在确保一个簇内仅有一个主裂缝延伸的前提下，结合诱导应力确定簇长的上限，结合孔眼摩阻确定簇长的下限；

步骤s105，根据脆塑性确定每段簇数。

根据本发明实施例，上述步骤s101中，可以通过以下算式计算储层的地质甜点指标，建立地质甜点指标模型：

式中，sg为地质甜点指标，无量纲；si为储层参数的归一化值；x为储层参数的具体值；maxx和minx分别为该储层参数的最小值和最大值；wi为储层参数的权重系数；n为参数的个数。

根据本发明实施例，上述步骤s101中，可以基于每段压裂施工的破裂压力曲线，通过以下算式计算储层的工程甜点指标，建立工程甜点指标模型：

式中，se为工程甜点指标，无量纲；st0tcbd和st0tccd分别为压裂施工的破裂压力曲线所包络的脆性覆盖区域的面积和塑性覆盖区域的面积，单位为mpa·min。

根据本发明实施例，上述步骤s102中，可以通过以下算式计算储层的综合可压性指数，从而建立综合可压性指数模型：

fi＝(sg，se)(w1，w2)^t

式中，fi为综合可压性指数，无量纲；sg为地质甜点指标，无量纲；se为工程甜点指标，无量纲；w1和w2分别为地质甜点指标和工程甜点指标的权重系数。

根据本发明实施例，上述步骤s103中，所述实际勘探结果可以是压后液/气产量剖面结果。

根据本发明实施例，上述步骤s104中，可以利用随机分布函数分析起裂延伸为主裂缝的概率，其中当随机分布函数值大于等于0.5时，表示有裂缝起裂/延伸为主裂缝。

根据本发明实施例，上述步骤s104中：

可以根据给定的诱导应力计算图版计算主裂缝产生的诱导应力来修正水平应力差，然后通过下式计算相应的地层破裂压力：

pf＝2σmin-δσh-pi+t

式中，pf为地层破裂压力，单位为mpa；σmin为最小水平主应力，单位为mpa；δσh为两向水平应力差，单位为mpa；pi为地层压力，单位为mpa；t为抗张强度，单位为mpa；

其中，簇长的上限要使所述地层破裂压力大于对应此簇的水平井筒处的井底压力，以确保簇内仅有一个主裂缝延伸。

根据本发明实施例，上述步骤s104中，簇长的下限要使受孔眼摩阻影响的施工压力小于井口限压，以确保压裂施工正常作业。

根据本发明实施例，上述步骤s105中，若储层为脆性储层，每段簇数首先为4至6簇，然后逐渐提升到8至10簇。

根据本发明实施例，上述步骤s105中，若储层为塑性储层，每段簇数为1至2簇或3至4簇。

与现有技术相比，本发明的一个或多个实施例可以具有如下优点：

本发明建立的综合可压性指数模型同时考虑储层地质甜点和工程甜点，并据此确定储层的甜点位置和脆塑性，按照主裂缝随机性延伸原则，结合诱导应力及孔眼摩阻等实际施工情况综合地确定最优的簇长及簇数，使得设计方案更加科学合理、简便高效，可根据储层特征获得最优的簇射孔参数。而且，获得的优化结果能够有效地指导压裂施工，明显降低无效裂缝，极大地改善了施工效果，从而获得最大的经济效益。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是根据本发明水平井分段压裂簇射孔方案优化方法的流程图；

图2是根据本发明一示例的工程甜点指数的计算示意图；

图3是根据本发明一示例的诱导应力计算图版的示意图；

图4是根据本发明实施例的页岩气井压裂段产量贡献率的示意图。

具体实施方式

本发明旨在建立一种同时考虑储层地质甜点和工程甜点的综合可压性指数模型，通过该模型确定储层的甜点位置和脆塑性，按照主裂缝随机性延伸原则，结合诱导应力及孔眼摩阻综合确定最优的簇长及簇数。

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，以下结合实施例和附图对本发明作进一步地详细说明。

如图1所示，本发明的方法在具体实施时主要包括以下步骤。

步骤s101，建立储层的地质甜点指标模型和工程甜点指标模型。

①建立地质甜点模型

综合考虑孔隙度、渗透率、含(油)气性、地层压力、天然裂缝及岩石力学性质等参数，采用归一化方法，将每个参数取值为[0,1]之间的数值，然后采用专家评判法(当然也可不限于此)确定每个参数的权重分配系数，通过以下公式计算地质甜点指标，从而建立地质甜点模型：

式中，sg为地质甜点指标，无量纲；si为储层参数的归一化值；x为某一储层参数的具体值；maxx和minx分别为该储层参数的最小值和最大值；wi为储层参数的权重系数；n为参数的个数。

在本发明的上下文中，所谓专利评判法是指收集本领域的专家技术人员所提供的数据，将这些具有权威性的数据中异常数据(超出指定范围的数据)剔除，然后取其平均值的方法。

②建立工程甜点模型

在本领域中，工程甜点主要是储层的脆性指数。国内外关于脆性指数的计算模型有很多，有的基于岩石的矿物组分，有的基于岩石力学参数，但是计算结果差别巨大，并且一口井往往只能计算一个值，对水平井分段压裂的指导性不强。因此，本发明提出建立通过每段压裂施工的破裂压力曲线来求取储层脆性指数的新模型。

图2示出了用于计算工程甜点的破裂压力曲线(纵坐标p为压力)，通过下式计算储层的工程甜点指标，建立工程甜点指标模型：

式中，se为工程甜点指标，无量纲；st0tcbd为图2所示的破裂压力曲线下多边形t0tcbdt0所包络的面积，也称为脆性覆盖区域的面积，st0tccd为图2所示的破裂压力曲线上多边形t0tccdt0所包络的面积，也称为塑性覆盖区域的面积，单位mpa·min。此外，施工时可以通过图2中阴影标注部分直观地判断脆性的好坏，如果阴影面积较大则脆性差，反之则脆性好。

步骤s102，建立储层的综合可压性指数模型。

该步骤通过对地质甜点指标模型和工程甜点指标模型进行权重分配(赋予权重系数)，通过以下算式计算储层的综合可压性指数，从而建立综合考虑储层地质甜点和工程甜点综合可压性指数模型：

fi＝(sg，se)(w1，w2)^t

式中，fi为综合可压性指数，无量纲；sg为地质甜点指标，无量纲；se为工程甜点指标，无量纲；w1和w2(不同于地质甜点指标计算式中的w1和w2)分别为地质甜点指标和工程甜点指标的权重系数。

步骤s103，修正综合可压性指数模型，并据此判断储层的甜点位置和脆塑性。

该步骤根据实际勘探结果，例如优选压后(液)气产量剖面结果，修正步骤s102中权重分配的权重系数w1和w2，以获得修正后的综合可压性指数模型分布，并据此判断储层的甜点位置和脆塑性。通常，综合可压性指数模型为一曲线，通过查找该曲线的最高点来确定储层的甜点位置，以及根据其大小来确定储层的脆塑性。

步骤s104，分析起裂延伸为主裂缝的概率，在确保一个簇内仅有一个主裂缝延伸的前提下，结合诱导应力确定簇长的上限，结合孔眼摩阻确定簇长的下限。

①确定单段簇长的上限

由于受储层非均质性的影响，每簇内每个射孔眼是否产生独立裂缝具有极大的随机性，因此每个孔眼开始时能否正常起裂也遵循随机分布函数的约束特征。例如，在本实施例中，当随机分布函数数值大于0.5时，表示孔眼能够起裂，否则不能起裂。至于起裂的孔眼能否一直延伸下去，也遵循同样的随机分布函数的特征。例如，在本实施例中，当随机分布函数数值大于0.5，表示裂缝可延伸为主裂缝，否则不能延伸为主裂缝。

按照图3所示的诱导应力计算图版计算大裂缝产生的诱导应力来修正水平应力差，再通过下式计算对应的地层破裂压力：

pf＝2σmin-δσh-pi+t

式中，pf为地层破裂压力，单位mpa；σmin为最小水平主应力，单位mpa；δσh为两向水平应力差，单位mpa；pi为地层压力，单位mpa；t为抗张强度，单位mpa。

在背景技术中已经提及，如果该破裂压力大于对应此簇的水平井筒处的井底压力，则在大裂缝的附近，小裂缝难以继续延伸。在本发明中，最佳的簇参数的设计原则是保证一个簇内只有一个主裂缝延伸，按此标准确定最佳的簇长及簇数。总而言之，簇长的上限要使所述地层破裂压力大于对应此簇的水平井筒处的井底压力，以确保簇内仅有一个主裂缝延伸。一般最大簇长应小于1m为宜。

③确定单段簇长的下限

在背景技术中已经提及，一般而言，簇长越小，单一主裂缝的延伸概率越大。但是簇长也不能太小，否则高排量会导致高的孔眼摩阻，造成井底异常高压，甚至可能超过井口限压而无法正常进行压裂施工作业。一般而言，每孔流量在0.2～0.3m³/min为宜，如果超过此范围则孔眼摩阻高，如果低于此范围则影响改造强度，并且容易导致簇内更多的缝起裂，严重影响最终效果。总而言之，簇长的下限要使受孔眼摩阻影响的施工压力(也即井口压力)小于井口限压，以确保压裂施工正常作业。

目前，页岩气水平井施工排量一般在12～16m³/min，单段射孔簇总长度为3m，孔密度为20孔/m，可使单孔流量保持在0.2～0.3m³/min。一般的最小簇长应大于0.3m为宜(在单段簇数小于10的条件下)。

步骤s104，确定单段的簇数

国外每段簇数最多为8至10簇，国内则通常为2至3簇。考虑到井工厂压裂对裂缝改造体积最大化的迫切需求，在设备能力范围内，逐渐提高射孔的簇数已经成为不争的事实。但是，对于脆性储层和塑性储层，射孔簇数的设计还是有比较大的差别。本发明根据储层的脆塑性确定每段簇数。具体方式如下：

①脆性储层：

对于脆性储层，每段射孔簇数首先为4至6簇，然后逐渐提升到8至10簇。因为脆性储层裂缝易于起裂，所以在小排量下就有可能有新缝起裂，在高排量下会依次有新裂缝起裂。而且，即使在簇数较少的情况下，随着排量和液量的增加，裂缝的宽度并未增加多少，相反是裂缝的长度增加了。所以，脆性储层采用多簇射孔，并不会影响每条裂缝的宽度，一旦控制好加砂的砂液比，也不会影响正常加砂，更不会造成早期砂堵的情况出现。

②塑性储层：

对于塑性储层，一般要求簇数越少越好，例如1至2簇，甚至单簇射孔。塑性强的地层，虽然裂缝起裂与延伸困难，但是一旦出现裂缝，裂缝的宽度会相对较宽，可以实现更高的砂液比施工。相对脆性储层压裂而言，砂液比的设计可以相对高些，每簇裂缝加砂量也可以适当多些。但是由于塑性强，缝壁压实效应可能较强，应配合压后闭合裂缝技术，重新疏通甚至改善裂缝壁附近的储层孔隙度，以便恢复或改善储层基质内流体向裂缝渗流的能力。考虑到每段射孔簇数较少，为了提高裂缝条数，也可以考虑每段内多簇射孔(如每段3至4簇)，但是一定要配合宽带压裂技术(固体暂堵颗粒和暂堵纤维的混合物)，以提高塑性储层的裂缝改造体积。

实施例

本发明在川东南地区某页岩气水平井分段压裂簇射孔方案优化设计中得到应用，该井垂深2402m，测深4100m，水平段长1530m。通过本发明所提供的方法，优化簇射孔位置，得到最优簇射孔参数如下：设计射孔50簇，其中第1段每段两簇，每簇1.5m；第2-17段每段三簇，每簇1m；孔径9.5mm。经现场实施成功解决了页岩气储层无效及低效裂缝所占比例高、压裂改造潜力有限等技术难题。对该井进行了产出剖面测井解释，压裂段产量贡献率如图4所示。图4中，stage代表压裂级数。由图4可知，除了第4和11段无产量、第12段产量贡献率低之外，有较大产气贡献率的压裂段比例高达82％。通过本发明提供的优化方法，该井5个月累产气量与同平台另外一口井相比提高了14％，获得了显著的经济效益。

以上所述，仅为本发明的具体实施案例，本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术的技术人员在本发明所述的技术规范内，对本发明的修改或替换，都应在本发明的保护范围之内。