低渗透油藏的压裂设计方法及装置
阅读说明：本技术 低渗透油藏的压裂设计方法及装置 (Fracturing design method and device for low-permeability oil reservoir ) 是由 龙长俊 肖洁 张斌 李凝 曾志国 贾元钊 吴友梅 刘丙晓 于 2018-06-25 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种低渗透油藏的压裂设计方法及装置。所述方法包括：获取储集层的地质资料和测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版；根据所述储集层的地质资料和测井资料、以及所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版,确定优化的裂缝半长的范围；利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围,确定优化的压裂设计方案。利用本发明提供的低渗透油藏的压裂设计方法指导压裂施工,可有效地减缓裂缝的导流能力的递减速率,延长裂缝的有效期。(The invention discloses a fracturing design method and device for a low-permeability oil reservoir. The method comprises the following steps: acquiring geological data and logging data of a reservoir and a relation chart of dimensionless fracture conductivity and dimensionless production index under different proppant index conditions; determining the range of the optimal half-length of the fracture according to the geological data and the logging data of the reservoir and the relation chart of the non-dimensional fracture conductivity and the non-dimensional production index under the different proppant index conditions; and determining an optimized fracture design scheme by utilizing fracture design software and combining the optimized half-length range of the fracture. The fracturing design method of the low-permeability oil reservoir provided by the invention is used for guiding fracturing construction, the decreasing rate of the flow conductivity of the fracture can be effectively slowed down, and the effective period of the fracture is prolonged.)
技术领域
本发明涉及油田开采技术领域，特别涉及一种低渗透油藏的压裂设计方法及装置。
背景技术
压裂，也称为水力压裂，是利用压裂液在储集层中形成具有导流能力的裂缝，提高储集层的渗透能力，以增加油气井的产量。
在对低渗透油藏压裂施工前，需要根据单井对应的区块储集层的地质资料和测井资料，确定优化的裂缝半长的范围，并利用压裂设计软件结合优化的裂缝半长的范围，确定优化的压裂设计方案。
在实现本发明的过程中，发明人发现相关技术至少存在以下问题：
现有的压裂设计方式侧重于对中渗透率的储集层和高渗透率的储集层进行压裂设计。应用现有的压裂设计软件对低渗透的储集层进行压裂设计时，设计出的裂缝导流能力与地层供液能力的匹配度较差，导致压裂产生的裂缝的导流能力的递减速率比较快，裂缝的有效期短。
发明内容
本发明提供一种低渗透油藏的压裂设计方法及装置，以解决上述技术问题，可有效地减缓裂缝的导流能力的递减速率，延长裂缝的有效期。技术方案如下：
一方面，本发明实施例提供一种低渗透油藏的压裂设计方法，所述方法包括：
获取储集层的地质资料和测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版；
根据所述储集层的地质资料和测井资料、以及所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，确定优化的裂缝半长的范围；
利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，确定优化的压裂设计方案。
在一示例性实施例中，所述根据所述储集层的地质资料和测井资料、以及所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，确定优化的裂缝半长的范围包括：
a、根据所述储集层的地质资料和测井资料，确定单井对应的区块储集层的油藏体积、以及改造所述单井对应的区块储集层所需的支撑剂的体积；
b、根据所述储集层的地质资料和测井资料选择支撑剂，并测定所述支撑剂的渗透率；
c、根据所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，选择支撑剂指数，并根据所述支撑剂指数对应的裂缝导流能力、以及步骤b获得的所述支撑剂的渗透率，利用支撑剂指数法，计算第一预设裂缝半长；
d、在所述支撑剂的体积等于裂缝的体积的条件下，根据步骤c选择的所述支撑剂指数、以及所述支撑剂指数对应的裂缝导流能力，计算第二预设裂缝半长；
e、根据所述关系图版，比较步骤c获得的所述第一预设裂缝半长与步骤d获得的所述第二预设裂缝半长的差值是否在预设范围内；
f、如果所述第一预设裂缝半长与所述第二预设裂缝半长的差值不在预设范围内，则重复步骤b至步骤f，反之，确定优化的裂缝半长的范围。
在一示例性实施例中，在步骤c中，所述支撑剂指数的公式为：
式中，
其中，Np为支撑剂指数、无因次，Vfp为单翼裂缝的体积、单位为m3，Vres为单井对应的区块储集层的体积、单位为m3，Ix为裂缝穿透比、无因次，CfD为裂缝导流能力、无因次，xf1为第一预设裂缝半长、单位为m，xe为单井对应的区块储集层的边长、单位为m，kf为支撑剂的渗透率、单位为10-3μm2，k为单井对应的区块储集层的基质渗透率、单位为10-3μm2。
在一示例性实施例中，在步骤d中，当所述裂缝的体积为长方体时，则所述第二预设裂缝半缝长的公式为：
其中，Vfp为单翼裂缝的体积、单位为m3，CfD为裂缝导流能力、无因次，xf2为第二预设裂缝半长、单位为m，kf为支撑剂的渗透率、单位为10-3μm2，k为基质渗透率、单位为10-3μm2，hf2为第二预设裂缝高度、单位为m。
在一示例性实施例中，所述利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，确定优化的压裂设计方案包括：
根据储集层的地质资料和测井资料，利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，在预设时间内，模拟所述单井的累积产量与裂缝半长的关系、并结合经济效益，确定优化的裂缝半长，所述优化的裂缝半长的范围中的点值包括在所述裂缝半长的数据中；
根据优化的裂缝半长，计算优化的平均裂缝宽度、以及优化的平均裂缝高度；
根据所述裂缝半长，计算裂缝静压力；
选择泵注参数；
在预设时间内，模拟所述泵注参数与裂缝静压力的关系，确定优化的压裂设计方案。
在一示例性实施例中，所述泵注参数包括：前置液与压裂液的体积比、携砂液中的砂液比、以及泵注排量。
在一示例性实施例中，所述储集层的地质资料和测井资料包括：所述储集层的生产能力、所述储集层的岩石的物理和化学性质、以及所述储集层的流体的性质。
在一示例性实施例中，所述储集层的生产能力包括：
所述储集层的类别、所述储集层的厚度、所述储集层的边长、所述储集层的基质渗透率、所述储集层的温度、以及所述储集层的压力系数；
所述储集层的岩石的物理和化学性质包括：
所述储集层的岩石的渗透率、孔隙度、含油饱和度、孔隙结构、胶结状况、粘土矿物组分、以及敏感性试验的结果；
所述储集层的流体的性质包括：
所述储集层的原油的粘度、组分、以及密度，
所述储集层的地层水的组分、矿化度、以及地层水中束缚水的饱和度，以及
所述储集层的天然气的组分、以及压缩系数。
在一示例性实施例中，所述方法还包括：利用正交试验法，评价所述优化的压裂设计方案。
在一示例性实施例中，所述利用正交试验法，评价所述优化的压裂设计方案包括：
建立以前置液与压裂液的体积比、携砂液中的平均砂液比、以及泵注排量为影响因子，以裂缝半长、平均裂缝宽度以及平均裂缝高度为评价指标的正交试验；
比较正交试验的结果与上述优化的压裂设计方案的差异性；
如果正交试验的结果与上述优化的压裂设计方案无显著差异，则上述优化的压裂设计方案可以用于指导压裂施工，反之，则重新设计压裂设计方案。
另一方面，本发明实施例提供一种低渗透油藏的压裂设计装置，所述压裂设计装置包括：
第一计算模块，用于获得储集层的地质资料和测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，确定优化的裂缝半长的范围；
第二计算模块，用于利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，确定优化的压裂设计方案。
在一示例性实施例中，所述第二获取模块包括：
第一获取单元，用于根据所述储集层的地质资料和测井资料，确定单井对应的区块储集层的油藏体积、以及改造所述单井对应的区块储集层所需的支撑剂的体积；
第二获取单元，用于根据所述储集层的地质资料和测井资料选择支撑剂，并测定所述支撑剂的渗透率；
第三获取单元，用于根据所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，选择支撑剂指数，并根据所述支撑剂指数对应的裂缝导流能力、以及所述支撑剂的渗透率，利用支撑剂指数法，计算第一预设裂缝半长；
第四获取单元，用于在所述支撑剂的体积等于裂缝的体积的条件下，根据所述支撑剂指数、以及所述支撑剂指数对应的裂缝导流能力，计算第二预设裂缝半长；
判断单元，用于根据所述关系图版，比较所述第一预设裂缝半长与所述第二预设裂缝半长的差值是否在预设范围内；
第五获取单元，如果所述第一预设裂缝半长与所述第二预设裂缝半长的差值不在预设范围内，则重复执行第二获取单元、第三获取单元、第四获取单元、判断单元、以及第五获取单元，反之，确定优化的裂缝半长的范围。
在一示例性实施例中，所述第三获取模块包括：
第六获取单元，用于根据储集层的地质资料和测井资料，利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，在预设时间内，模拟所述单井的累积产量与裂缝半长的关系、并结合经济效益，确定优化的裂缝半长，所述优化的裂缝半长的范围中的点值包括在所述裂缝半长的数据中；
第七获取单元，用于根据优化的裂缝半长，计算优化的平均裂缝宽度、以及优化的平均裂缝高度；
第八获取单元，用于根据所述裂缝半长，计算裂缝静压力；
选择单元，用于选择泵注参数；
第九获取单元，在预设时间内，模拟所述泵注参数与裂缝静压力的关系，确定优化的压裂设计方案。
在一示例性实施例中，所述压裂设计装置还包括：
校验模块，用于利用正交试验法，评价所述优化的压裂设计方案。
在一示例性实施例中，所述校验模块包括：
正交试验单元，建立以前置液与压裂液的体积比、携砂液中的平均砂液比、以及泵注排量为影响因子，以裂缝半长、平均裂缝宽度以及平均裂缝高度为评价指标的正交试验，
第二判断单元，比较正交试验的结果与第三获取模块获得的优化的压裂设计方案的差异性；
第十获取单元，如果正交试验的结果与第三获取模块获得的优化的压裂设计方案无显著差异，则第三获取模块获得的优化的压裂设计方案可以用于指导压裂施工，反之，则重复第一获取模块、第二获取模块、第三获取模块、以及至校验模块。
本发明实施例提供的技术方案的有益效果是：
由于不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版反应裂缝导流能力与地层渗流能力的匹配度，适用于低渗透油藏、中渗透油藏、以及高渗透油藏，因此，本发明实施例的低渗透油藏的压裂设计方法，首先获取储集层的地质资料和测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版；再根据地质资料、测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，确定优化的裂缝半长的范围，最后结合压裂设计软件，确定优化的压裂设计方案，以此优化的压裂设计方案指导压裂施工，可有效地减缓裂缝的导流能力的递减速率，延长裂缝的有效期。
附图说明
图1为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计方法的流程图。
图2为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计方法中步骤102的流程图。
图3为本发明一示例性实施例示出的再一种低渗透油藏的压裂设计方法中步骤103的流程图。
图4为单井的累积产量与裂缝半长的关系图。
图5为裂缝静压力与平均砂液比的关系图。
图6为裂缝静压力与前置液和压裂液的体积比的关系图。
图7为裂缝静压力与泵注排量的关系图。
图8为裂缝半长与前置液与压裂液的体积比、平均砂液比、以及泵注排量的关系图。
图9为平均裂缝宽度与前置液与压裂液的体积比、平均砂液比、以及泵注排量的关系图。
图10为平均裂缝高度与前置液与压裂液的体积比、平均砂液比、以及泵注排量的关系图。
图11为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计装置的框图。
图12为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计装置中第二获取模块的框图。
图13为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计装置中第三获取模块的框图。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本发明相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本发明的一些方面相一致的装置和方法的例子。
为了方便读者快速理解本发明实施例提供的技术方案，在介绍本发明实施例提供的低渗透油藏的压裂设计方法之前，首先对压裂施工操作进行简单地介绍。
在进行压裂施工时，利用地面高压泵连接管线，从油气井的井筒向井底的储集层注入较高粘度的前置液。当注入前置液的速率超过储集层的吸收速率时，储集层上形成很高的液压。当液压超过储集层的岩石破裂所需要的压力时，储集层发生开裂，形成裂缝。继续向储集层注入前置液，裂缝逐渐延伸；接着从井筒向储集层注入携砂液，使裂缝继续延伸，并且携砂液中的支撑剂滞留在裂缝中，使裂缝保持张开状态；再从井筒向储集层注入顶替液，使井筒中的携砂液在液压的作用下全部流入裂缝中，其中的支撑剂尽可能地滞留在裂缝中，形成一定长度、宽度以及高度，并且具有导流能力的裂缝。该裂缝与井筒连通，形成油气的通道，提高油气井的产量。
对于如何产生具有高导流能力、并且有效期长的裂缝，实现油气井产量和经济效益最大化，将在下述的示例性实施例中逐一地详细阐述。
一方面，本发明实施例提供了一种低渗透油藏的压裂设计方法。请参见图1，图1为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计方法的流程图。如图1所示，所述方法包括：
101：获取储集层的地质资料和测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版；
102：根据所述储集层的地质资料和测井资料、以及所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，确定优化的裂缝半长的范围；
103：利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，确定优化的压裂设计方案。
本发明提供的一种低渗透油藏的压裂设计方法的工作原理为：
由于不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版反应裂缝导流能力与地层渗流能力的匹配度，适用于低渗透油藏、中渗透油藏、以及高渗透油藏，因此，本发明实施例的低渗透油藏的压裂设计方法，首先获取储集层的地质资料和测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版；再根据储集层的地质资料、测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，确定优化的裂缝半长的范围，最后结合压裂设计软件，确定优化的压裂设计方案，以此优化的压裂设计方案指导压裂施工，可有效地减缓裂缝的导流能力的递减速率，延长裂缝的有效期。
需要说明的是，本领域通常将基质渗透率小于等于50mD的油藏称为低渗透油藏。
在本发明的一示例性实施例中，所述储集层的地质资料和测井资料包括：所述储集层的生产能力、所述储集层的岩石的物理和化学性质、以及所述储集层的流体的性质。其中，所述储集层的生产能力包括：所述储集层的类型(如碎屑岩储集层、碳酸盐岩储集层、以及火山岩储集层等)、所述储集层的厚度、所述储集层的边长、所述储集层的基质渗透率、所述储集层的温度、以及所述储集层的压力系数等；所述储集层的岩石的物理和化学性质包括：所述储集层的岩石的渗透率、孔隙度、含油饱和度、孔隙结构、胶结状况、粘土矿物组分、以及敏感性试验(速敏、水敏、盐敏、酸敏、以及碱敏)的结果等；所述储集层的流体的性质包括：所述储集层的原油的粘度、组分、以及密度，所述储集层的地层水的组分、矿化度、以及地层水中束缚水的饱和度，以及所述储集层的天然气的组分、以及压缩系数等。
对于步骤102的具体实现形式，请参见图2，图2为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计方法中步骤102的流程图。如图2所示，步骤102包括以下步骤：
1021：根据所述储集层的地质资料和测井资料，确定单井对应的区块储集层的油藏体积、以及改造所述单井对应的区块储集层所需的支撑剂的体积；
需要说明的是，为了方便计算储集层的油藏体积，本领域技术人员通常将储集层视为横截面为正方形的长方体，因此，单井对应的区块储集层也可以被视为横截面为正方形的长方体，则单井对应的区块储集层的油藏体积可以表示为：
改造所述单井对应的区块储集层所需的支撑剂的体积可以参考改造邻近的油气井所需的支撑剂的体积，也可以根据储集层的地质资料和测井资料确定，本发明在此不作赘述。
1022：根据所述储集层的地质资料和测井资料选择支撑剂，并测定所述支撑剂的渗透率；
步骤1022的具体操作可以为，根据储集层的压力系数、储集层岩石的渗透率、以及储集层的原油的粘度等选择支撑剂。在选择支撑剂时，需要还考虑支撑剂的性能，如支撑剂的粒度、圆度、球度、酸溶解度、浊度、密度、抗压强度。关于支撑剂的性能，可以参考《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》。当然，也可以根据市售的支撑剂的说明选择支撑剂。
由于支撑剂的渗透率是影响裂缝导流能力的关键因素，因此，需要测定支撑剂的渗透率。本领域技术人员可以利用测量支撑剂渗透率的仪器测定支撑剂的渗透率。
1023：根据所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，选择支撑剂指数，并根据所述支撑剂指数对应的裂缝导流能力、以及所述支撑剂的渗透率，利用支撑剂指数法，计算第一预设裂缝半长；
在步骤1023中，所述支撑剂指数的公式为：
式中，
其中，Np为支撑剂指数、无因次，Vfp为单翼裂缝的体积、单位为m3，Vres为单井对应的区块储集层的体积、单位为m3，Ix为裂缝穿透比、无因次，CfD为裂缝导流能力、无因次，xf1为第一预设裂缝半长、单位为m，xe为单井对应的区块储集层的边长、单位为m，kf为支撑剂的渗透率、单位为10-3μm2，k为单井对应的区块储集层的基质渗透率、单位为10-3μm2。
由此可知，本发明选择的支撑剂指数法是Econnomides等人的研究的反应裂缝长度与裂缝导流能力的匹配度的支撑剂指数法。该支撑剂指数法考虑到了非达西渗流对裂缝长度和裂缝导流能力的影响，因此适用于对低渗透油藏的压裂设计。
1024：在所述支撑剂的体积等于裂缝的体积的条件下，根据所述支撑剂指数、以及所述支撑剂指数对应的裂缝导流能力，计算第二预设裂缝半长；
在步骤1024中，当所述裂缝的体积为长方体时，所述第二预设裂缝半缝长的公式为：
Vfp＝hf2wp2xf2 ③
其中，Vfp为单翼裂缝的体积、单位为m3，CfD为裂缝导流能力、无因次，xf2为第二预设裂缝半长、单位为m，kf为支撑剂的渗透率、单位为10-3μm2，k为基质渗透率、单位为10-3μm2，hf2为第二预设裂缝高度、单位为m，wp2为第二预设裂缝的宽度、单位为m。
需要说明的是，第二预设裂缝高度hf2可近似等于单井对应的区块储集层的厚度。
1025：根据所述关系图版，比较所述第一预设裂缝半长与所述第二预设裂缝半长的差值是否在预设范围内；
1026：如果所述第一预设裂缝半长与所述第二预设裂缝半长的差值不在预设范围内，则重复步骤1021至步骤1026，反之，确定优化的裂缝半长的范围。
根据支撑剂指数的定义，当步骤1023获得的所述第一预设裂缝半长与步骤1024获得的所述第二预设裂缝半长的差值是最小值时，则获得最大的无因次采油指数。本领域技术人员可以理解的是，最小值在预设范围内，预设范围可以为小于等于10cm，优选地，预设范围可以为小于等于5cm。
对于步骤103的具体实现形式，请参见图3，图3为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计方法中步骤103的流程图。如图3所示，步骤103包括以下步骤：
1031：根据储集层的地质资料和测井资料，利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，在预设时间内，模拟所述单井的累积产量与裂缝半长的关系、并结合经济效益，确定优化的裂缝半长，所述优化的裂缝半长的范围中的点值包括在所述裂缝半长的数据中；
由于压裂设计的有效期通常为3年，因此，预设时间可以为3年。
1032：根据优化的裂缝半长，计算优化的平均裂缝宽度、以及优化的平均裂缝高度；
在步骤1032中，优化的平均裂缝宽度的计算公式可以由公式③和公式④推导得出，则优化的平均裂缝宽度的公式为：
其中，wp为优化的平均裂缝宽度，m；Vfp为单翼裂缝的体积、单位为m3，CfD为裂缝导流能力、无因次，kf为支撑剂的渗透率、单位为10-3μm2，k为基质渗透率、单位为10-3μm2，hf为裂缝高度、单位为m。
在计算优化的平均裂缝宽度时，将储集层厚度近似等于平均裂缝高度。
1033：根据所述裂缝半长，计算裂缝静压力；
在步骤1033中，计算裂缝静压力需要考虑很多相关参数。相关参数包括与储集层相关参数、与井筒相关的参数、以及与压裂材料相关的参数。其中，与储集层相关参数包括：储集层的渗透率、储集层的地应力、储集层岩石的断裂韧性、储集层岩石的弹性模量、以及储集层岩石的泊松比等；与井筒相关的参数包括：油管长度、油管内径、射孔段、以及井斜数据等；与压裂材料相关的参数包括：压裂液摩阻特性、压裂液流变特性、压裂液滤失、热力学特性、以及支撑剂的渗透率等。
根据上述相关参数可以得知裂缝静压力与井口泵压、井底压力、压裂液的沿程摩阻、以及裂缝的闭合压力等有关，其中，井底压力是由井口泵压产生的，而井口泵压与泵注排量和压裂液的粘度成正比，压裂液的沿程摩阻与泵注排量成反比，压裂液的沿程摩阻与压裂液的粘度成反比，因此，可以通过调控泵注排量和压裂液粘度，控制裂缝净压力。
1034：选择泵注参数；
需要说明的是，压裂液包括前置液、携砂液、以及顶替液。其中，携砂液通常是指加入支撑剂的前置液，支撑剂与携砂液的体积比为砂液比。
泵注参数包括：前置液与压裂液的体积比、携砂液中的砂液比、以及泵注排量。理想状态是，在泵注结束时，前置液刚好全部滤失进入地层，支撑剂进入裂缝，使裂缝具有足够的导流能力。前置液过量会导致裂缝过度延伸，由于支撑剂的用量已经确定，因此前置液过量会使得平均裂缝宽度变窄，降低裂缝的导流能力，同时前置液过量会对储集层造成更大的伤害。平均砂液比与携砂液的粘度和携砂液的携液能力有关，根据上述与裂缝静压力相关的参数的内容，平均砂液比影响压裂液中的携砂液的沿程摩阻。因此，前置液与压裂液的体积比、携砂液中的平均砂液比、以及泵注排量是优化的压裂设计方案中的关键因素。
1035：在预设时间内，模拟所述泵注参数与裂缝静压力的关系，确定优化的压裂设计方案。
最终确定的优化的压裂设计方案可以包括：优化的裂缝半长、优化的平均裂缝宽度、优化的平均裂缝高度、优化的平均砂液比、优化的前置液与压裂液的比值、以及优化的泵注排量等。
在本发明的实施例中，在步骤103之后，还可以包括，104：利用正交试验法，评价所述优化的压裂设计方案。
步骤104包括以下步骤：
1041：建立以前置液与压裂液的体积比、携砂液中的平均砂液比、以及泵注排量为影响因子，以裂缝半长、平均裂缝宽度以及平均裂缝高度为评价指标的正交试验；
1042：比较正交试验的结果与步骤103获得的优化的压裂设计方案的差异性；
1043：如果正交试验的结果与步骤103获得的优化的压裂设计方案无显著差异，则步骤103获得的优化的压裂设计方案可以用于指导压裂施工，反之，则重复步骤101至步骤104。
下面将以XL10-163x井的压裂设计试验，具体表现上述示例性实施例中的各个步骤。
101：获取华北油田西柳地区的储集层的地质资料和测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版；
上述步骤1021的具体表现可以为：根据储集层的地质资料和测井资料，确定储集层的厚度24m，基质渗透率为1mD，XL10-163x井控制油藏范围边长280m，改造所需支撑剂体积40m3(参考与XL10-163x井邻近的XL10-123x井)；
上述步骤1022的具体表现可以为：根据储集层的地质资料和测井资料选择支撑剂，利用FCS-82长期导流能力测试装置测定支撑剂的渗透率为225D；
上述步骤1023-1024的具体表现可以为：根据不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，以及公式①、公式②、公式③、以及公式④、计算第一预设裂缝半长和第二预设裂缝半长，请参见表1：
表1第一预设裂缝半长和第二预设裂缝半长的对比结果
支撑剂指数(N<sub>p</sub>)
裂缝导流能力(C<sub>fd</sub>)
第一预设裂缝半长/m
第二预设裂缝半长/m
0.1
1.6
35
342.3
1
2.5
88.5
273.9
8
9.1
131.3
143.5
9
10
132.8
136.9
10
10.3
137.9
134.9
上述步骤1025-1026的具体表现可以为：由表1可知，在第一预设裂缝半长为137.9m，第二预设裂缝半长为134.9m时，第一预设裂缝半长与第二预设裂缝半长的差值小于5cm，因此，确定优化的裂缝半长范围为134m-145m。
上述步骤1031的具体表现可以为：根据储集层的地质资料和测井资料，利用FracproPT压裂设计软件并结合优化的裂缝半长范围，在3年内，模拟所述单井的累积产量与裂缝半长的关系(选择的裂缝半长中的数值包括优化的裂缝半长范围中的点值)，具体结果请参见图4。在图4中，随着裂缝半长的增加，单井累积产量增加，虽然裂缝半长为196m比裂缝半长为140m的单井产量高，但是裂缝半长为196m却没有产生显著的经济净现值，因此，确定优化的裂缝半长为134m-145m。
上述步骤1032的具体表现可以为：优化的平均裂缝宽度为8mm-9mm、以及优化的平均裂缝高度10.5m-13.2m；
上述步骤1033-1035的具体表现可以为：根据经验选择前置液与压裂液的体积比、携砂液中的平均砂液比、以及泵注排量，模拟前置液与压裂液的体积比、携砂液中的平均砂液比、以及泵注排量与裂缝静压力的关系，请分别参见图5、图6和图7。
根据图5显示的结果，优化的前置液与压裂液的体积比为45％-50％；
根据图6显示的结果，优化的平均砂液比为21％-23％；
根据图7显示的结果，优化的泵注排量4.75-5.0m3/min。
上述步骤104的具体表现可以为：以前置液与压裂液的体积比、平均砂液比、以及泵注排量为影响因子，以裂缝半长、平均裂缝宽度以及平均裂缝高度为评价指标，进行正交试验。
以前置液与压裂液的体积比、平均砂液比、以及泵注排量为影响因子，以裂缝半长、平均裂缝宽度以及平均裂缝高度为评价指标，建立3个因素，5个水平的正交试验，详见表2。
表2L25(53)影响因子水平表
水平
泵注排量/m<sup>3</sup>/min
平均砂液比/％
前置液与压裂液的体积比/％
1
4.00
21
30
2
4.25
23
35
3
4.50
25
40
4
4.75
27
45
5
5.00
29
50
正交试验的结果详见图8、图9和图10：
在图8中，随着泵注排量增加，裂缝半长逐渐增加，并且在泵注排量大于4.75m3/min以后，增加幅度减小；随着平均砂液比增加，裂缝半长逐渐减小；随着前置液与压裂液的体积比增加，裂缝半长逐渐增加，并且在前置液与压裂液的体积比大于45％以后，趋于平稳；
在图9中，随着泵注排量、以及前置液与压裂液的体积比增加，平均裂缝宽度逐渐增加；随着平均砂液比增加，平均裂缝宽度没有呈现出明显的变化趋势；
在图10中，随着泵注排量、以及前置液与压裂液的体积比增加，平均裂缝高度逐渐减小；随着平均砂液比增加，平均裂缝宽度呈现出先增后减的趋势，并且在平均砂液比约为25％时达到最大；
正交试验得出泵注排量为4.75m3/min，平均砂液比为23％，前置液与压裂液的体积比为45％，包含在上述优化的压裂设计方案中。
根据正交试验结果进行方差分析，结果如表3、表4和表5所示。
表3裂缝半长的方差分析表
影响因子
偏差平方和
自由度
F比
F临界值
显著性
泵注排量
61.686
4
0.733
2.78
平均砂液比
5.842
4
0.069
2.78
前置液与压裂液的体积比
431.626
4
5.13
2.78
*
由表3可知，前置液与压裂液的体积比对裂缝半长具有显著影响。结合图8显示的结果，确定优化的前置液与压裂液的体积比为45％-50％，可以选择优化的前置液与压裂液的体积比为45％进行压裂施工。
表4平均裂缝宽度的方差分析表
影响因子
偏差平方和
自由度
F比
F临界值
显著性
泵注排量
0.003
4
0.391
3.26
平均砂液比
0.001
4
0.13
3.26
前置液与压裂液的体积比
0.019
4
2.478
3.26
由表4可知，泵注排量、平均砂液比、以及前置液与压裂液的体积比对平均裂缝宽度不具有显著影响。
表5平均裂缝高度的方差分析表
影响因子
因素
偏差平方和
自由度
F比
F临界值
显著性
泵注排量
排量
13.35
4
2.873
2.78
*
平均砂液比
砂比
0.178
4
0.038
2.78
前置液与压裂液的体积比
前置液比例
14.166
4
3.049
2.78
*
由表5可知，泵注排量和前置液与压裂液的体积比对平均裂缝高度具有显著影响，结合图8和图10显示的结果，确定优化的前置液与压裂液的体积比为45％-50％，优化的泵注排量为4.75-5.0m3/min，由于更大的泵注排量会产生更大井口泵压和井底压力，因此需要考虑泵注设备所能承受的最大压力、井筒内的管柱所能承受的最大压力、以及储集层的临界压力。在压裂施工的过程中，井口泵压产生的井底压力应低于储集层的临界压力，避免平均裂缝高度过大，造成压裂施工失控，因此，可以选择优化的泵注排量为4.75m3/min进行压裂施工。
虽然根据正交试验的结果，砂液比对裂缝半长、平均裂缝宽度以及平均裂缝高度不具有显著影响。但是根据图10的结果，随着平均砂液比增加，平均裂缝宽度呈现出先增后减的趋势，因此，确定优化的平均砂液比为21％-23％，可以选择优化的平均砂液比为23％进行压裂施工。
压裂后的XL10-163x井日产液量为14.2m3，日产原油量11.73t。在XL10-163x井生产原油350天后，单井日产液量为11.75m3，日产原油量为8.74t。
上述XL10-163x井与XL10-123x井的对比实验
XL10-123x井与XL10-163x井邻近，二者储集层性质相同，单井控制油藏范围边长相同，基质渗透率相同，改造所需的支撑剂体积相同。应用FracproPT压裂设计软件对XL10-123x井进行压裂设计，并指导压裂施工。压裂后的XL10-123x井日产液量为9.31m3，日产原油量为5.59t。可见，对于性质相同的低渗透油藏的储集层，采用本实施例的压裂设计方法与现有的压裂设计方法，原油产量是不同的。压裂后的XL10-163x井日产原油量显著超过压裂后的XL10-123x井日产原油量。
可见，以本实施例提供的低渗透油藏的压裂设计方法为指导进行压裂施工，产生的裂缝导流能力好，裂缝导流能力的递减速率也相应地降低，相对于现有的压裂优化设计方法，本实施例提供的低渗透油藏的压裂设计方法能够实现更好的增产效果。
另一方面，本发明实施例还提供了一种低渗透油藏的压裂设计装置。请参见图11，图11为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计装置的框图。如图11所示，所述压裂设计装置包括：
第一获取模块10，用于获取储集层的地质资料和测井资料、以及不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版；
第二获取模块20，用于根据所述储集层的地质资料和测井资料、以及所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，确定优化的裂缝半长的范围；
对于第二获取模块20的具体结构请参见图12，图12为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计装置中第二获取模块的框图。如图12所示，所述第二获取模块20包括：
第一获取单元201，用于根据所述储集层的地质资料和测井资料，确定单井对应的区块储集层的油藏体积、以及改造所述单井对应的区块储集层所需的支撑剂的体积；
第二获取单元202，用于根据所述储集层的地质资料和测井资料选择支撑剂，并测定所述支撑剂的渗透率；
第三获取单元203，用于根据所述不同支撑剂指数条件下的无因次裂缝导流能力和无因次生产指数的关系图版，选择支撑剂指数，并根据所述支撑剂指数对应的裂缝导流能力、以及所述支撑剂的渗透率，利用支撑剂指数法，计算第一预设裂缝半长；
第四获取单元204，用于在所述支撑剂的体积等于裂缝的体积的条件下，根据所述支撑剂指数、以及所述支撑剂指数对应的裂缝导流能力，计算第二预设裂缝半长；
判断单元205，用于根据所述关系图版，比较所述第一预设裂缝半长与所述第二预设裂缝半长的差值是否在预设范围内；
第五获取单元206，如果所述第一预设裂缝半长与所述第二预设裂缝半长的差值不在预设范围内，则重复执行第二获取单元202、第三获取单元203、第四获取单元204、判断单元205、以及第五获取单元206，反之，确定优化的裂缝半长的范围。
第三获取模块30，用于利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，确定优化的压裂设计方案。
对于第三获取模块30的具体结构请参见图13，图13为本发明一示例性实施例示出的一种低渗透油藏的压裂设计装置中第三获取模块的框图。如图13所示，所述第三获取模块包括：
第六获取单元301，用于根据储集层的地质资料和测井资料，利用压裂设计软件并结合所述优化的裂缝半长的范围，在预设时间内，模拟所述单井的累积产量与裂缝半长的关系、并结合经济效益，确定优化的裂缝半长，所述优化的裂缝半长的范围中的点值包括在所述裂缝半长的数据中；
第七获取单元302，用于根据优化的裂缝半长，计算优化的平均裂缝宽度、以及优化的平均裂缝高度；
第八获取单元303，用于根据所述裂缝半长，计算裂缝静压力；
选择单元304，用于选择泵注参数；
第九获取单元305，在预设时间内，模拟所述泵注参数与裂缝静压力的关系，确定优化的压裂设计方案。
在一示例性实施例中，所述压裂设计装置还包括：
校验模块40，用于利用正交试验法，评价所述优化的压裂设计方案。
所述校验模块40包括：
正交试验单元401，建立以前置液与压裂液的体积比、携砂液中的平均砂液比、以及泵注排量为影响因子，以裂缝半长、平均裂缝宽度以及平均裂缝高度为评价指标的正交试验，
第二判断单元402，比较正交试验的结果与第三获取模块30获得的优化的压裂设计方案的差异性；
第十获取单元403，如果正交试验的结果与第三获取模块30获得的优化的压裂设计方案无显著差异，则第三获取模块30获得的优化的压裂设计方案可以用于指导压裂施工，反之，则重复第一获取模块10、第二获取模块20、第三获取模块30、以及至校验模块40。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
- 上一篇：一种医用注射器针头装配设备
- 下一篇：一种干热岩热能开发降温压裂方法