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1、10申请公布号CN103573263A43申请公布日20140212CN103573263A21申请号201310477006322申请日20131012E21B49/00200601E21B47/00201201E21B43/2620060171申请人中国石油化工股份有限公司地址100728北京市朝阳区朝阳门北大街22号申请人中国石油化工股份有限公司华北分公司工程技术研究院72发明人邓学峰罗懿刘岳龙卢瑜林李克智屈玉凤符伟兵74专利代理机构郑州睿信知识产权代理有限公司41119代理人胡泳棋54发明名称一种致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法57摘要本发明涉及一种致密砂岩油藏压裂投产水平井流压。
2、设计方法，属于油气井开发技术领域。本发明根据室内岩心渗流实验确定致密砂岩油藏的启动压力梯度和变形系数，并在油藏、裂缝和井筒之间的流动耦合模型基础上，考虑启动压力梯度和变形系数对水平井产能的影响，得到致密砂岩油藏压裂投产水平井产能预测方程，依据该方程计算不同流压下水平井的产能，以产能最优为目标，优化水平井的合理流压。本发明通过增加储层启动压力梯度和变形系数对水平井产能的影响，使本发明的方法更为符合致密砂岩油藏的生产特征，为采用天然能量开发时水平井合理流压的优化提供了一种有效途径。51INTCL权利要求书2页说明书6页附图1页19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书2页说明书6页。
3、附图1页10申请公布号CN103573263ACN103573263A1/2页21一种致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法，其特征在于，该流压设计方法的步骤如下1）采用恒速法测定储层岩心的启动压力梯度，采用围压改变法测定储层岩心的应力敏感特性，并计算出储层的变形系数；2）根据测定的的启动压力梯度和计算出的储层变形系数推导水平井产能预测方程，并根据该预测方程计算不同流压下的水平井产量；3）以推导出的水平井产能预测方程中的产能最优为目标函数，优选流压值，根据该流压值设定水平井的下泵深度和控制的动液面深度；4）重复步骤2）和3），计算不同地层压力时水平井的流压值，预测水平井不同生产阶段的流压，并以。
4、此为依据控制水平井的动液面及产量。2根据权利要求1所述的致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法，其特征在于，所述步骤2）中推导出的水平井产能预测方程为其中PE代表地层压力，单位为MPA；PWFI代表裂缝的流压，单位为MPA；K代表储层渗透率，单位为103M2；O代表原油黏度，单位为MPAS；H代表储层厚度，单位为M；QFI代表每条裂缝产量，单位为M3/D；D代表裂缝半间距，单位为M；KF代表裂缝渗透率，单位为103M2；RE代表距供给边界距离，单位为M；XF代表裂缝半长，单位为M；M代表质量流量，单位为KG/S；W代表裂缝宽度，单位为M；RW代表井筒半径，单位为M，G代表启动压力梯度，单位为M。
5、PA/M，K代表变形系数，单位为MPA1。3根据权利要求2所述的致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法，其特征在于，所述步骤1）中采用恒速法测定储层岩心的启动压力梯度时，注入端的注入速度恒定，出口端压力为大气压。4根据权利要求2所述的致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法，其特征在于，所述步骤1）中测试储层岩心应力敏感时，保持孔隙压力不变，改变围压，测定不同围压下岩心的渗透率，通过岩心渗透率与岩心净应力的关系，计算岩心的变形系数。权利要求书CN103573263A2/2页35根据权利要求3所述的致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法，其特征在于，所述步骤1）中启动压力梯度测定过程如下A）将天然。
6、岩心完全饱和原油后静置，使原油在岩心内老化；B）在特低速条件下将液体驱替到岩心入口端，逐渐建立入口端压力；C）当岩心出口端有液体出现时，记录此时的压力，该压力即为测试岩心的启动压力。6根据权利要求4所述的致密砂岩油藏压裂投产水平流压设计方法，其特征在于，所述步骤1）中测试储层岩心应力敏感的过程如下A）将完全饱和水的岩样装入岩心夹持器中，使液体在岩样中的流动方向与测定气体渗透率时气体的流动方向一致，且保证不会有空气遗留在系统中；B）保持进口压力值不变，增加围压值，使净压力依次增加；C）在每一压力点持续特定时间后，测定岩样渗透率；D）缓慢减小围压，使净围压力恢复，并在每一压力点持续设定时间后，测定。
7、岩样渗透率。权利要求书CN103573263A1/6页4一种致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法技术领域0001本发明涉及一种致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法，属于油气井开发技术领域。背景技术0002致密砂岩储层具有渗透率低、孔喉狭窄和微裂缝较发育的特征，地层流体在这类储层中渗流具有启动压力梯度高，应力敏感性强，非线性流突出等特征，启动压力梯度和应力敏感等非达西因子的影响随着地层渗透率的降低而越发明显。在致密砂岩油藏中，储层流体流动既要克服启动压力梯度的影响，又须尽量降低应力敏感导致渗透率降低的伤害，因此控制合理的流压显得尤为重要。然而目前在研究致密砂岩油藏压裂投产水平井产能时只考虑了。
8、启动压力梯度、裂缝参数、地层参数等单一条件的影响，未同时考虑储层应力敏感、启动压力梯度、裂缝参数、地层参数和井筒条件等综合因素对压裂水平井产能的影响。0003致密砂岩油藏由于其储层物性差，采用直井开发表现出单井产能低、产量递减快等问题，随着水平井钻井与压裂技术的进步，水平井分段压裂技术已成为开发致密砂岩油藏的重要手段，但是相对应的水平井产能预测模型研究却相对滞后，为水平井压裂投产后的采油生产管理带来困难。例如，中石化华北分公司所属红河油田长8油层平均渗透率04103UM2，平均孔隙度108，为典型的致密砂岩储层，该油田初期采用直井开发模式，平均单井日产油低于1T，大部分油井属于低产低效井，20。
9、10年后采用水平井分段压裂技术进行开发，水平井初期平均日产油大于8T，取得了良好的开发效果，但是部分先导试验井由于后期采油制度不合理，导致水平井动液面下降过快，致使水平井产油指数急剧下降，严重影响水平井稳产。由生产实际反映出，保持合理的水平井流压，控制采油速度是保证致密砂岩油藏压裂投产水平井采用天然能量开发时长期稳产的主要技术方法。发明内容0004本发明的目的是提供一种致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计方法，以解决目前致密砂岩油藏压裂投产水平井合理流压计算的难题，克服于后期采油制度不合理，导致水平井动液面下降过快，致使水平井产油指数急剧下降的问题。0005本发明为解决上述问题而提供一种致密砂岩。
10、油藏压裂投产水平井流压设计方法，其特征在于，该流压设计方法的步骤如下00061）采用恒速法测定储层岩心的启动压力梯度，采用围压改变法测定储层岩心的应力敏感特性，并计算出储层的变形系数；00072）根据测定的的启动压力梯度和计算出的储层变形系数推导水平井产能预测方程，并根据该预测方程计算不同流压下的水平井产量；00083）以推导出的水平井产能预测方程中的产能最优为目标函数，优选流压值，根据该流压值设定水平井的下泵深度和控制的动液面深度；00094）重复步骤2）和3），计算不同地层压力时水平井的流压值，预测水平井不同生产说明书CN103573263A2/6页5阶段的流压，并以此为依据控制水平井的动。
11、液面及产量。0010所述步骤2）中推导出的水平井产能预测方程为00110012其中PE代表地层压力，单位为MPA；PWFI代表裂缝的流压，单位为MPA；K代表储层渗透率，单位为103M2；O代表原油黏度，单位为MPAS；H代表储层厚度，单位为M；QFI代表每条裂缝产量，单位为M3/D；D代表裂缝半间距，单位为M；KF代表裂缝渗透率，单位为103M2；RE代表距供给边界距离，单位为M；XF代表裂缝半长，单位为M；M代表质量流量，单位为KG/S；W代表裂缝宽度，单位为M；RW代表井筒半径，单位为M，G代表启动压力梯度，单位为MPA/M，K代表变形系数，单位为MPA1。0013所述步骤1）中采用恒速。
12、法测定储层岩心的启动压力梯度时，注入端的注入速度恒定，出口端压力为大气压。0014所述步骤1）中测试储层岩心应力敏感时，保持孔隙压力不变，改变围压，测定不同围压下岩心的渗透率，通过岩心渗透率与岩心净应力的关系，计算岩心的变形系数。0015所述步骤1）中启动压力梯度测定过程如下0016A）将天然岩心完全饱和原油后静置，使原油在岩心内老化；0017B）在特低速条件下将液体驱替到岩心入口端，逐渐建立入口端压力；0018C）当岩心出口端有液体出现时，记录此时的压力，该压力即为测试岩心的启动压力。0019所述步骤1）中测试储层岩心应力敏感的过程如下0020A）将完全饱和水的岩样装入岩心夹持器中，使液体在。
13、岩样中的流动方向与测定气体渗透率时气体的流动方向一致，且保证不会有空气遗留在系统中；0021B）保持进口压力值不变，增加围压值，使净压力依次增加；0022C）在每一压力点持续特定时间后，测定岩样渗透率；0023D）缓慢减小围压，使净围压力恢复，并在每一压力点持续设定时间后，测定岩样渗透率。说明书CN103573263A3/6页60024本发明的有益效果是本发明根据室内岩心渗流实验确定致密砂岩油藏的启动压力梯度和变形系数，并在油藏、裂缝和井筒之间的流动耦合模型基础上，综合考虑启动压力梯度和变形系数对水平井产能的影响，得到致密砂岩油藏压裂投产水平井产能预测方程，依据该方程计算不同流压下水平井的产能。
14、，以产能最优为目标，优化水平井的合理流压。本发明通过增加储层启动压力梯度和变形系数对水平井产能的影响，符合致密砂岩油藏的生产特征，为采用天然能量开发时水平井合理流压的优化提供了一种有效途径，该方法特别适用于储层具有启动压力和应力敏感的低渗、特低渗和致密砂岩等油藏水平井压裂投产后采油工程方案的优化设计。附图说明0025图1是启动压力梯度实验流程示意图；0026图2是应力敏感性评价实验流程示意图。具体实施方式0027下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的说明。0028本发明根据室内岩心渗流实验确定致密砂岩油藏的启动压力梯度和变形系数，并在油藏、裂缝和井筒之间的流动耦合模型基础上，综合考虑启动。
15、压力梯度和变形系数对水平井产能的影响，得到致密砂岩油藏压裂投产水平井产能预测方程，依据该方程计算不同流压下水平井的产能，以产能最优为目标，优化水平井的合理流压，其具体过程如下00291采用恒速法测定储层岩心启动压力梯度，要求测试时注入端的注入速度恒定，出口端压力为大气压。首先测试不同注入速度下岩心的启动压力梯度，优选出适合实验区块岩心的注入速度，采用优选的注入速度测试岩心的启动压力。00302采用改变围压法测定储层岩心的应力敏感特征，并计算出储层的变形系数。测试储层岩心应力敏感时，保持孔隙压力不变，改变围压，测定不同围压下岩心的渗透率，得到不同净应力下岩心渗透率的变化规律，从而计算得出岩心的变。
16、形系数。00313根据推导的水平井产能预测方程，计算不同流压下的水平井产量。水平井产能预测方程如下说明书CN103573263A4/6页700320033其中PE代表地层压力，单位为MPA；PWFI代表裂缝的流压，单位为MPA；K代表储层渗透率，单位为103M2；O代表原油黏度，单位为MPAS；H代表储层厚度，单位为M；QFI代表每条裂缝产量，单位为M3/D；D代表裂缝半间距，单位为M；KF代表裂缝渗透率，单位为103M2；RE代表距供给边界距离，单位为M；XF代表裂缝半长，单位为M；M代表质量流量，单位为KG/S；W代表裂缝宽度，单位为M；RW代表井筒半径，单位为M，G代表启动压力梯度，单位。
17、为MPA/M，K代表变形系数，单位为MPA1。00344依据产能最优为目标，优选流压值，并依据此流压值设定水平井的下泵深度和控制的动液面深度。00355重复步骤34，计算不同地层压力时水平井的合理流压值，预测水平井不同生产阶段的合理流压，并以此为依据合理控制水平井的动液面及产量。0036根据本发明的具体实施方案，上述启动压力梯度实验流程如图1所示，采用的设备包括氮气瓶1、精密压力表2、ISCO泵3、中间容器4、岩心夹持器5、手动泵6、量筒7、恒温箱8和出口端9，实验方法为，首先将天然岩心完全饱和原油，静置24小时，让原油在岩心内有足够的时间老化，采用设定的合理流量逐渐建立岩心两端压差的方法来直。
18、接测定岩石真实启动压力梯度，即在特低速条件下将液体驱替到岩心入口端，逐渐建立入口端压力，观察当岩心出口端有液体出现时，记录此时的压力（为了更加精确的测量岩心两端的压差，以液柱高度作为压差计），此时的压力即为测试岩心的启动压力。0037根据本发明的具体实施方案，上述应力敏感评价实验流程如图2，采用的设备包括气瓶10、压力表11、ISCO泵12、中间容器13、岩心加持器14、围压泵15和量筒16，其具体的实验步骤如下0038（1）将完全饱和水的岩样装入岩心夹持器中，应使液体在岩样中的流动方向与测定气体渗透率时气体的流动方向一致，并保证在整个实验过程中不会有空气遗留在系统中，然后缓慢将围压调至20M。
19、PA。测定损害前液体渗透率。0039（2）保持进口压力值不变，缓慢增加围压，使净应力依次为25MPA，35MPA，说明书CN103573263A5/6页850MPA，70MPA，90MPA，11MPA，15MPA，20MPA。0040（3）每一压力点持续30MIN后，测定岩样渗透率。0041（4）缓慢减小围压，使净围压依次为15MPA，11MPA，90MPA，70MPA，50MPA，35MPA，25MPA。0042（5）每一压力点持续1H后，测定岩样渗透率。0043实施例一0044本实施例选用红河油田的长8储层的一致密砂岩油藏压裂投产水平井，下面结合该水平井对本发明的致密砂岩油藏压裂投产水平井。
20、合理流压方法的步骤进行详细说明，具体包括下列步骤0045（1）用恒速法测定红河油田长8储层岩心的启动压力梯度，测定岩心的启动压力梯度为00346MPA/M。0046（2）用改变围压法评价红河油田长8储层的应力敏感性，评价结果为强应力敏感，计算岩心变形系数为002MPA1。0047（3）HH37P2井地层压力19725MPA，实际井底流压6536MPA，油层厚度10M，储层平均渗透率05103UM2，水平段长542M，地层原油黏度32MPAS，体积系数1122，井筒内径0062M，裂缝条数5条，裂缝半长166M。根据本发明的方法计算水平井产能为1603T/D，该井的实际产能为1487T/D，本发。
21、明的技术方法可行。0048（4）当地层压力保持为19725MPA时，计算不同流压下水平井的产能，如表1，计算结果表明HH37P2井最佳流压值为12225MPA，在此流压值下水平井产液量最大。0049表10050井底流压（MPA）产量（T/D）142251375132251951222526251022519067251650051如图1所示，岩心启动压力梯度测试流程包括以下设备氮气瓶1、精密压力表2、ISCO泵3、中间容器4、岩心夹持器5、手动泵6、量筒7、恒温箱8、出口端液体9。0052如图2所示，岩心应力敏感评价实验流程包括以下设备气瓶10、压力表11、ISCO泵12、中间容器13、岩心夹。
22、持器14、围压泵15、量筒16。0053实施例二0054本实施选用红河油田长9储层的一致密砂岩油藏压裂投产水平井，下面结合该水平井对本发明的致密砂岩油藏压裂投产水平井合理流压的方法进行详细说明，该方法包括下列步骤说明书CN103573263A6/6页90055（1）用恒速法测定红河油田长9储层岩心的启动压力梯度，测定岩心的启动压力梯度为00355MPA/M。0056（2）用改变围压法评价红河油田长9储层的应力敏感性，评价结果为强应力敏感，计算岩心变形系数为0012MPA1。0057（3）HH42P1井地层压力1827MPA，实际井底流压167MPA，油层厚度8M，平均地层渗透率13103UM2。
23、，水平段长450M，地层原油黏度373MPAS，体积系数105，井筒内径0062M，裂缝条数5条，裂缝半长99M。根据本发明的方法计算水平井产能为14272T/D，该井的实际产能为12542T/D，本发明的技术方法可靠。0058（4）当地层压力保持为1827MPA时，计算不同流压下水平井的产能，如表2，计算结果表明HH42P1井最佳流压值为1087MPA，在此流压值时水平井产液量最大。0059表20060井底流压（MPA）产量（T/D）1327512117719510872301825170547251550061综上所述，本发明首次提出了综合考虑储层物性、压裂参数、井筒参数、储层启动压力梯度和应力敏感等因素综合影响下致密砂岩油藏压裂投产水平井合理流压的设计方法，为后续水平井采油工程方案的优化设计提供了有力的技术支持，该方法特别适用于储层具有启动压力和应力敏感的低渗、特低渗和致密砂岩等油藏水平井压裂投产后采油工程方案的优化设计。说明书CN103573263A1/1页10图1图2说明书附图CN103573263A10。