一种页岩油储层水平井分簇设计方法与流程

为最大构造应力系数，β2为最小构造应力系数，α为孔隙弹性常数，p为孔隙压力。
17.具体地，所述步骤s3中根据地质工程双甜点初步确定簇数、簇间距；
18.所述地质工程双甜点的位置为射孔簇所在的位置。
19.优选地，所述步骤s4中模拟页岩油分簇压裂裂缝扩展的方法具体包括以下步骤：
20.a1、根据裂缝内流体的压力及地应力计算岩石的变形，得到裂缝宽度；
21.a2、根据缝内流体流动速度，得到各裂缝单元的流体压力；
22.a3、计算得到井筒内的流体进入各簇裂缝的流量；
23.a4、判断人工裂缝与天然裂缝相交后的情况，具体为天然裂缝张开、天然裂缝剪切破坏、人工裂缝穿过天然裂缝；
24.a5、判断裂缝是否满足扩展条件；
25.a6、满足扩展条件则裂缝扩展，不满足扩展条件则增加时间直至满足扩展条件。
26.具体地，所述步骤a1中裂缝宽度的计算公式为：
[0027][0028]
其中，n为裂缝单元总数，为边界应力影响系数，g
ij
为裂缝高度校正因子，为裂缝单元j的切向位移不连续量、为裂缝单元j的法向位移不连续量，β
i
为裂缝单元i与水平最大主应力的夹角，σ
h
为最大主应力，σ
h
为最小主应力，σ
xy
为裂缝单元流体压力；
[0029]
其中裂缝单元j的法向位移不连续量等于裂缝宽度w；
[0030]
所述步骤a2的具体方法为根据缝内流体流动方程可计算得到流体流动速度，并进一步结合动量方程可以得到各裂缝单元的流体压力，其计算公式为：
[0031][0032]
其中，ρ
sl
为流体密度，v
sl
为流动速度，w为裂缝宽度，q
sl
为井筒与裂缝之间的质量交换，q
leak
为滤失速度；
[0033]
所述步骤a3的具体方法为根据流量方程计算得到井筒内的流体进入各簇裂缝的流量，其计算公式为：
[0034][0035]
[0036]
其中，p
w
为水平井筒根部流体压力，p
fw,i
为第i簇裂缝的缝口压力，p
pf,i
为第i簇裂缝处的射孔孔眼摩阻，p
f,i
为井筒根部到第i簇裂缝的井筒摩阻，n
p
为射孔孔眼数量，d为射孔孔眼直径，c为孔眼流量系数，ρ为压裂液密度，d为井筒直径，q
w,j
为j
‑
1簇和j簇之间井筒内的流量，l
w,j
为j
‑
1簇和j簇之间井筒内的流量，q
t
为井筒压裂的注入排量，h为裂缝高度，m为簇总数；
[0037]
所述步骤a4的具体方法为根据相交作用准则可判断人工裂缝与天然裂缝相交后的情况，
[0038]
天然裂缝张开准则为：
[0039][0040]
其中，e为弹性模量，γ为裂缝表面能，a为裂缝半长，σ
n
为天然裂缝壁面的正应力；
[0041]
天然裂缝剪切破坏准则为：
[0042][0043]
其中，τ0为岩石的黏聚力，p
σ
为天然裂缝剪切破坏之前缝内最大流体压力，k
f
为天然裂缝面的摩擦因素，β为天然裂缝与最大主应力的夹角；
[0044]
人工裂缝穿过天然裂缝准则为：
[0045]
|τ
n
|＜τ0 k
f
(σ
n
‑
p0)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(8)
[0046]
其中，τ
n
为作用于天然裂缝面的剪应力；
[0047]
所述步骤a5中用于判断裂缝是否满足扩展条件的的裂缝扩展判断准则为：
[0048][0049]
其中，da
i
为第i条裂缝的扩展步长，da
max
为设定的最大扩展步长，g
i
为第i条裂缝的能量释放率，g
c
岩石的临界能量释放率；
[0050]
所述步骤a6的具体方法为耦合求解公式(2)、(3)、(4)、(5)，直至满足公式(9)收敛条件，满足扩展条件则裂缝扩展，不满足扩展条件则增加时间直至满足扩展条件，扩展过程遇天然裂缝则按步骤a4中的相交作用准则进行判断。
[0051]
具体地，所述步骤s5中计算压裂缝高和缝控体积的计算公式为：
[0052][0053]
其中，t为总的时间步数,h
k
为压裂缝高，v
f
为缝控体积，l
l
为段长。
[0054]
具体地，所述步骤s7中的扩展条件为压裂裂缝在高度方向控制在页岩层内，且不串通灰岩层。
[0055]
本发明与现有技术相比，本发明根据地质工程双甜点初步优选簇数及簇间距，并考虑压裂过程中多簇裂缝的延伸情况，结合改造体积和裂缝高度对簇数及簇间距进行不断
优化，使得最终的分簇结果既能保障改造体积，又能提升经济效益。
附图说明
[0056]
附图示出了本发明的示例性实施方式，并与其说明一起用于解释本发明的原理，其中包括了这些附图以提供对本发明的进一步理解，并且附图包括在本说明书中并构成本说明书的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。
[0057]
图1是根据本发明所述的一种页岩油储层水平井分簇设计方法的流程示意图。
[0058]
图2是根据本发明所述的水平井多簇压裂流体流动示意图。
[0059]
图3是根据本发明所述的实施例中的w井部分工程参数及地质参数。
具体实施方式
[0060]
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图和实施方式对本发明作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于解释相关内容，而非对本发明的限定。
[0061]
另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本发明相关的部分。
[0062]
在不冲突的情况下，本发明中的实施方式及实施方式中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施方式来详细说明本发明。
[0063]
一种页岩油储层水平井分簇设计方法，包括以下步骤：
[0064]
获取目标井的地质参数和施工参数；
[0065]
所述地质参数包括：弹性模量、泊松比、天然裂缝参数、岩性及其分布，所述施工参数包括：射孔孔径、射孔孔密、施工排量、压裂液粘度。
[0066]
计算页岩油储层地应力分布，其计算公式为：
[0067][0068]
其中，σ
v
为垂向应力，m为垂向上划分的单元总数，ρ
i
为垂向单元i的岩石密度，h
i
为垂向单元i的厚度，g为重力加速度，σ
h0
为原最大主应力，σ
h0
为原最小主应力，v为泊松比，β1为最大构造应力系数，β2为最小构造应力系数，α为孔隙弹性常数，p为孔隙压力。
[0069]
根据地质工程双甜点初步确定簇数、簇间距的原则为：
[0070]
①
地质工程双甜点的位置为射孔簇所在的位置，但同时应避开套管接箍、尽量分布均匀、选择固井质量好的地方；
[0071]
具体来说，地质甜点是指页岩油含量较高、孔隙度和渗透率等物性较好的区域，工程甜点是有利于低成本、高效率压裂施工的区域，地质甜点区域和工程甜点区域的重叠区域即为页岩油地质工程双甜点的位置，在射孔时，应该主要射开地质工程双甜点的位置，以保证页岩油的经济、高效开发；
[0072]
②
段内簇间距一般5～8m、单簇射孔长度0.4～0.7m。
[0073]
模拟页岩油分簇压裂裂缝拓展，其计算方程包括岩石变形方程、缝内流体流动方程和流量分配方程，具体如下：
[0074]
(1)岩石变形方程
[0075]
根据裂缝内流体的压力及地应力计算岩石的变形，可得到裂缝宽度：
[0076][0077]
其中，n为裂缝单元总数，为边界应力影响系数，g
ij
为裂缝高度校正因子，为裂缝单元j的切向位移不连续量、为裂缝单元j的法向位移不连续量，β
i
为裂缝单元i与水平最大主应力的夹角，σ
h
为最大主应力，σ
h
为最小主应力，σ
xy
为裂缝单元流体压力；
[0078]
其中裂缝单元j的法向位移不连续量等于裂缝宽度w；
[0079]
(2)缝内流体流动方程
[0080]
根据缝内流体流动方程可计算得到流体流动速度，并进一步结合动量方程可以得到各裂缝单元的流体压力。
[0081][0082]
其中，ρ
sl
为流体密度，v
sl
为流动速度，w为裂缝宽度，q
sl
为井筒与裂缝之间的质量交换，q
leak
为滤失速度；
[0083]
(3)流量分配方程
[0084]
根据流量方程可以计算得到井筒内的流体进入各簇裂缝的流量，其具体又包括沿程压降方程和总体质量守恒方程。
[0085]
①
沿程压降方程
[0086][0087]
其中，p
w
为水平井筒根部流体压力，p
fw,i
为第i簇裂缝的缝口压力，p
pf,i
为第i簇裂缝处的射孔孔眼摩阻，p
f,i
为井筒根部到第i簇裂缝的井筒摩阻，n
p
为射孔孔眼数量，d为射孔孔眼直径，c为孔眼流量系数，ρ为压裂液密度，d为井筒直径，q
w,j
为j
‑
1簇和j簇之间井筒内的流量，l
w,j
为j
‑
1簇和j簇之间井筒内的流量。
[0088]
②
总体质量守恒方程
[0089]
[0090]
其中，q
t
为井筒压裂的注入排量，h为裂缝高度，m为簇总数；
[0091]
根据相交作用准则可判断人工裂缝与天然裂缝相交后的情况，具体为天然裂缝张开、剪切破坏、人工裂缝穿过天然裂缝这三种中的一种。
[0092]
①
天然裂缝张开准则为：
[0093][0094]
其中，e为弹性模量，γ为裂缝表面能，a为裂缝半长，σ
n
为天然裂缝壁面的正应力；
[0095]
②
天然裂缝剪切破坏准则为：
[0096][0097]
其中，τ0为岩石的黏聚力，p
σ
为天然裂缝剪切破坏之前缝内最大流体压力，k
f
为天然裂缝面的摩擦因素，β为天然裂缝与最大主应力的夹角；
[0098]
③
人工裂缝穿过天然裂缝准则为：
[0099]
|τ
n
|＜τ0 k
f
(σ
n
‑
p0)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(8)
[0100]
其中，τ
n
为作用于天然裂缝面的剪应力；
[0101]
判断裂缝是否满足扩展条件，判断准则为：
[0102][0103]
其中，da
i
为第i条裂缝的扩展步长，da
max
为设定的最大扩展步长，g
i
为第i条裂缝的能量释放率，g
c
岩石的临界能量释放率；
[0104]
耦合求解公式(2)、(3)、(4)、(5)，直至满足公式(9)收敛条件。
[0105]
若满足扩展条件则裂缝扩展，扩展过程遇天然裂缝则按相交作用准则进行判断。
[0106]
若不满足扩展条件则计算分簇压裂缝高、缝控体积；
[0107]
压裂缝高和缝控体积的计算公式为：
[0108][0109]
其中，t为总的时间步数,h
k
为压裂缝高，v
f
为缝控体积，l
l
为段长。
[0110]
根据缝控体积和压裂缝高调整簇数和簇间距，并重复上述步骤，直至缝高控制“得当”、改造体积与物性匹配；
[0111]
具体来说，调整簇数和簇间距的方法是：簇数和簇间距影响缝控体积和压裂缝高，簇数越大、簇间距越大，缝高越高，缝控体积也越大，缝高和缝控体积可根据公式(10)计算得到，当计算得到的缝高过大，沟通了灰岩层时，则取消距离灰岩层最近的射孔簇或者缩小簇间距，并重新计算缝高，直到缝高方向不沟通灰岩层，且缝控体积有最大值。
[0112]
进一步的，前述“则取消距离灰岩层最近的射孔簇或者缩小簇间距”，在“取消距离灰岩层最近的射孔簇”和“缩小簇间距”中择优的方法是：计算“取消距离灰岩层最近的射孔
簇”和“缩小簇间距”条件下的缝控体积，在两种处理方法条件下，对应的缝控体积较大者为候选方案。
[0113]
缝高控制“得当”的判断标准为：裂缝在高度方向控制在页岩层内，不串通灰岩层。
[0114]
下面提供一个具体的实施例加以说明：
[0115]
目标井w井所在储层为埋深4000m的页岩油藏，隔层为介壳灰岩。
[0116]
页岩储层厚度约为20m，岩石的弹性模量为22.5～29.2gpa、泊松比为0.2～0.23，抗拉强度为4～9mpa，且天然裂缝不发育。
[0117]
隔层介壳灰岩杨氏模量42.9～47.4gpa，泊松比为0.28～0.31，抗拉强度为3～5mpa。
[0118]
该区块射孔深度一般为65～70cm，射孔孔密为16孔/m，施工排量为10
‑
14m3/min，压裂液粘度为10
‑
20mpa.s。
[0119]
基于测井数据，计算得到w井储层的平均最大主应力为73.2mpa、平均最小主应力为66.4mpa、平均垂向应力为75mpa，隔层平均最小主应力为71.3mpa，即隔层与储层的平均应力差为4.9mpa。
[0120]
基于测井数据，可进一步计算得到储层的工程参数(可压指数)及地质参数(孔隙度、渗透率、含油饱和度)等参数，见图3。
[0121]
以第5段为例，该段深度为4003～4034m，段长31m。首先根据地质工程双甜点(可压指数高 孔渗饱高)初步确定射孔簇的位置，并基于施工参数模拟得到各簇裂缝的缝高及缝控体积，见表1。
[0122]
表1初步确定的射孔簇位置
[0123][0124]
缝高控制“得当”的判断标准为：裂缝在高度方向控制在页岩层内，不串通灰岩层，表1所示的缝高比页岩储层厚度(20m)更大，穿透了灰岩层，因此，需要降低排量、调整射孔位置，重新计算得到的射孔簇位置如表2所示：
[0125]
表2第二次射孔簇位置
[0126][0127]
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例/方式”、“一些实施例/方式”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例/方式或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本技术的至少一个实施例/方式或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例/方式或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例/方式或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例/方式或示例以及不同实施例/方式或示例的特征进行结合和组合。
[0128]
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性
或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本技术的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
[0129]
本领域的技术人员应当理解，上述实施方式仅仅是为了清楚地说明本发明，而并非是对本发明的范围进行限定。对于所属领域的技术人员而言，在上述发明的基础上还可以做出其它变化或变型，并且这些变化或变型仍处于本发明的范围内。