基于产量递减的压裂裂缝动态导流能力计算方法与流程

1.本发明涉及海洋油气田开发工程技术领域，具体地涉及适用于海上低渗透砂岩油藏压裂开发方案设计阶段计算裂缝动态导流能力。


背景技术：

2.压裂是低渗透油藏提高单井产能的一种有效增产措施。在压裂开发方案设计中，裂缝导流能力是影响压裂采油井初期产能的重要影响因素。目前压裂裂缝导流能力的确定主要通过岩石力学压裂模拟，但是这种方法无法考虑生产引起的地层压力下降导致的导流能力下降。因此，如何计算压裂后导流能力的动态变化，对于海上低渗透油藏压裂开发方案指标的准确预测至关重要。


技术实现要素：

3.针对上述问题，本发明的目的是利用室内实验和油藏工程方法计算海上低渗透砂岩油藏压裂采油井的裂缝动态导流能力。
4.为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
5.一种基于产量递减的压裂裂缝动态导流能力计算方法，包括：
6.采用室内物理模拟的方法，开展相对渗透率实验、压汞实验、渗透率应力敏感实验和启动压力梯度实验，明确不同含水率条件下的油相相对渗透率特征和不同渗透率的启动压力梯度特征，根据油相相对渗透率特征和不同渗透率的启动压力梯度特征计算衰竭开发时压裂采油井的动用范围；
7.利用压裂采油井动用范围，计算动用范围内的原油和地层水储量，计算得到不同累积产量条件下考虑动用范围内压力下降后的生产压差，进而计算压裂采油井的压差变化；和
8.利用计算出的压裂采油井的压差变化，根据压裂采油井计量的井底流压或自喷阶段井口压力折算的井底流压，计算不同时间步的生产压差，根据产量递减情况和生产压差递减情况，计算得到不同产量递减情况下的压裂采油井的裂缝动态导流能力。
9.本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
10.应用本方法可以用于海上低渗透砂岩油藏压裂开发方案设计阶段计算裂缝动态导流能力。
11.本发明给出了定量化、可操作的技术方法和实施步骤。
附图说明
12.通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。在整个附图中，用相同的附图标记表示相同的部件。在附图中：
13.图1是相对渗透率和含水率之间的关系曲线示意图；
14.图2是启动压力梯度关系曲线示意图；
15.图3是压汞曲线示意图；
16.图4是渗透率应力敏感曲线示意图；和
17.图5是导流能力计算曲线示意图。
具体实施方式
18.下面将参照附图更详细地描述本发明的示例性实施方式。虽然附图中显示了本发明的示例性实施方式，然而应当理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了能够更透彻地理解本发明，并且能够将本发明的范围完整的传达给本领域的技术人员。
19.根据本技术的一些实施例，提供基于产量递减的压裂裂缝动态导流能力计算方法，通过对已压裂井的产量递减和压差下降幅度的匹配性分析，得到裂缝导流能力的动态变化特征。
20.1.计算衰竭开发时压裂采油井的动用范围
21.采用室内物理模拟的方法，开展相对渗透率实验、压汞实验、渗透率应力敏感实验、启动压力梯度实验，明确不同含水率条件下的油相相对渗透率特征和不同渗透率的启动压力梯度特征。利用毛管力转化公式将汞气毛管力转换为油水毛管力。根据渗透率应力敏感实验结果，拟合得到渗透率应力敏感系数α。通过压裂定向井产量公式计算得到压裂采油井的动用范围。
22.2.计算压裂采油井的压差变化
23.采用室内物理模拟的方法，开展原油pvt实验，在地层温度下将jefri全视窗无汞高压pvt分析仪清洗干净并抽真空，然后将一定量的地层原油样品保持单相转到pvt分析仪中，在恒温4小时以上，将样品加压至地层压力，充分搅拌稳定。饱和压力以上按逐级降压法，每级降1～3mpa，饱和压力以下按逐级膨胀体积法，每级膨胀1～20cm3。每级降压膨胀后均充分搅拌稳定，读取压力和样品体积。一直膨胀至原始样品量约2倍时止。明确岩石压缩系数、原油压缩系数、原油体积系数等参数。根据物质平衡原理，利用步骤1得到的压裂采油井动用范围，计算动用范围内的原油和地层水储量，进而计算得到不同累积产量条件下考虑动用范围内压力下降后的生产压差。
24.3.计算压裂采油井的裂缝动态导流能力
25.根据已投产压裂采油井的产量动态，分析产量下降特征，判断产量递减的原因为含水升高还是产液量递减，根据每个时间步的累积产油量和产水量，利用步骤2计算不同累积产量导致动用范围内的平均地层压力下降，根据压裂采油井计量的井底流压或者自喷阶段井口压力折算的井底流压，计算不同时间步的生产压差，根据产量递减情况和生产压差递减情况，进而计算得到不同产量递减情况下的裂缝导流能力。
26.压裂裂缝中的支撑剂受到上覆有效应力的作用，裂缝的导流能力会随着采油井周围地层压力的下降而降低。这将导致压裂采油井的米采油指数下降，从而在压差减小导致的产量下降的基础上，引起产量的进一步降低。因此，通过对已压裂井的产量递减和压差下降幅度的匹配性分析，得到裂缝导流能力的动态变化特征。
27.根据本技术的一些实施例，利用室内实验和油藏工程方法计算海上低渗透砂岩油
藏压裂采油井的裂缝动态导流能力，包括以下步骤：
28.步骤1.计算衰竭开发时压裂采油井的动用范围
29.采用室内物理模拟的方法，开展相对渗透率实验、压汞实验、渗透率应力敏感实验、启动压力梯度实验，明确不同含水率条件下的油相相对渗透率特征，如图1所示；明确不同渗透率的启动压力梯度特征，如图2所示。
30.利用式(1)将汞气毛管力转换为油水毛管力，如图3所示。
[0031][0032]
p
cow
——油水毛管力；
[0033]
p
chg
——汞气毛管力。
[0034]
根据渗透率应力敏感实验结果，拟合得到渗透率应力敏感系数α，如图4所示。
[0035]
通过对式(2)计算得到压裂采油井的动用范围。
[0036][0037]
式中：
[0038]qo
——日产油量，m3/d；
[0039]
k——渗透率，md；
[0040]
α——应力敏感系数，无因次；
[0041]
pi——原始地层压力，mpa；
[0042]
pe——目前地层压力，mpa；
[0043]kro
——油相相对渗透率，无因次；
[0044]
h——有效厚度，m；
[0045]
p
wf
——井底流压，mpa；
[0046]
g——启动压力梯度，mpa/m；
[0047]
re——动用范围，m；
[0048]
μo——原油粘度，mpa
·
s；
[0049]bo
——原油体积系数，m3/m3；
[0050]
l——裂缝半长，m；
[0051]
s——表皮系数，无因次。
[0052]
步骤2.计算压裂采油井的压差变化
[0053]
采用室内物理模拟的方法，开展原油pvt实验、岩石压缩系数实验，明确岩石压缩系数、原油压缩系数、原油体积系数等参数。根据物质平衡原理，利用式(3)计算得到不同累积产量条件下考虑动用范围内压力下降后的生产压差。
[0054][0055]
式中：δp——生产压差，mpa；
[0056]qo
——累积产油量，m3；
[0057]qw
——累积产水量，m3；
[0058]bw
——地层水体积系数，m3/m3；
[0059]
no——动用范围内原油地质储量，m3，
[0060][0061]nw
——动用范围内地层水地质储量，m3，
[0062][0063]cr
——岩石压缩系数，mpa-1
；
[0064]co
——原油压缩系数，mpa-1
；
[0065]
so——含油饱和度，小数；
[0066]cw
——地层水压缩系数，mpa-1
；
[0067]
sw——含水饱和度，小数；
[0068]
φ——孔隙度，小数。
[0069]
步骤3.计算压裂采油井的裂缝动态导流能力
[0070]
根据已投产压裂采油井的产量动态，分析产量下降特征，判断产量递减的原因为含水升高还是产液量递减，根据每个时间步的累积产油量和产水量，利用步骤2计算不同累积产量导致动用范围内的平均地层压力下降，根据压裂采油井计量的井底流压或者自喷阶段井口压力折算的井底流压，计算不同时间步的生产压差，根据产量递减情况和生产压差递减情况，如图5所示，进而用式(4)计算得到不同产量递减情况下的裂缝导流能力：
[0071][0072]
式中：
[0073]
fc——动态导流能力，d
·
cm；
[0074]fci
——初始导流能力，d
·
cm；
[0075]qoi
——初期产能，m3/d；
[0076]
δpi——初期生产压差。
[0077]
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。