疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，具体是关于一种疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法。

背景技术

我国渤海、大港、胜利油田大量存在疏松砂岩，防砂后单井综合产液量低。由于层间物性差异显著，储层水淹程度差异较大、剩余油分布复杂，传统的调剖控水方案仅仅试图封堵物性较好高含水层，难以对物性相对较差的储层进行有效改造。

压裂充填技术通过在储层中压裂形成短宽缝并用高砂比陶粒充填，使地层流体在高导流裂缝附近形成双线性流动，达到增产和防砂的目的，已经成为疏松砂岩油气藏开发中一种非常重要的完成方式。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，通过选择性压裂相对低渗层的同时避免压裂高渗层，改造相对低渗储层，实现调剖、控水、防砂、增产一体化作业的目的。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

本发明所述的疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，包括以下步骤：

1)通过压裂装置对疏松砂岩进行压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟实验，得到疏松砂岩压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟结果；

2)油藏数值模拟：

利用建立的流水两相渗流数学模型来描述真实油藏动态，同时采用渗流力学来模拟实际油田的开采过程；

3)在所述压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟结果和所述油藏数值模拟的基础上，进行压裂充填调剖增产一体化设计。

所述的疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，优选地，所述步骤1)中的压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟实验包括如下步骤：

1.1)将压裂岩样安装在压裂装置的主腔体中，并在压裂岩样中轴线处开设井眼，在井眼内安装模拟井筒，且模拟井筒与井眼下端预留有裸眼段，在确保压裂岩样的岩心位于压裂装置的中心后，通过压裂装置对压裂岩样进行压裂；

1.2)将配置好的压裂液装入注入泵，按照指定的排量，将压裂液通过管线注入模拟井筒中，并实时记录注入压力数据；

1.3)将压裂岩样取出，进行后续裂缝形态检测与观察，得到疏松砂岩压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟结果。

所述的疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，优选地，所述步骤1)中的疏松砂岩压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟结果为：

高排量、高粘度压裂液有利于形成较为平整的水力裂缝，低粘度、低排量可能形成形态复杂的多条水力裂缝以及近井筒储层岩石剪切破坏；

相同压裂液粘度与排量条件下，高渗透率的疏松砂岩中压裂液容易滤失，更易形成剪切破坏并起裂及延伸多条形态复杂的裂缝，而低渗透率的疏松砂岩中压裂液滤失相对较少，更易于形成单条形态简单的拉伸型裂缝。

所述的疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，优选地，所述步骤2)中的油藏数值模拟包括以下步骤：

2.1)利用有限差分法对空间进行离散：

将油藏空间模型划分成若干个网格，一个网格为一个单元，每个单元内部性质是均质的，不同单元之间性质不同；所述性质包括岩石粘聚力、内摩擦角、杨氏模量、泊松比、孔隙度以及渗透率；

2.2)在空间离散的基础上利用有限差分法对时间进行离散：

通过把油藏开发时间分成若干小时间段，在每个时间段内对油藏压力和油水饱和度问题通过有限差分法进行求解；

2.3)完成空间与时间离散后，对每个网格进行求解。

所述的疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，优选地，所述步骤2.3)中对每个网格进行求解包括以下步骤：

2.3.1)对划分的若干网格进行排序；

2.3.2)用网格交点处的离散值代替偏微分方程中目标函数的连续值；

2.3.3)建立每个网格节点中压力、饱和度参数与周围网格节点的压力、饱和度之间的关系，并进行线性化，得到每个网格节点上的线性方程；

2.3.4)把网格节点上的线性方程组合到一起，利用定解条件使组合获得的方程组具有唯一解；

2.3.5)对方程组进行数值求解，获得每个网格节点处的压力、饱和度的参数。

所述的疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，优选地，所述步骤2.3.4)中的定解条件为：

注水井定流量边界条件为：

开采井定压力边界条件为：

在外边界上采用定压力边界条件：

p|

式(1)-(3)中，q

所述的疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，优选地，所述步骤3)中的压裂充填调剖增产一体化设计包括以下步骤：

3.1)根据储层特性和防砂参数设计方法，确定完井防砂管柱和充填陶粒尺寸，确保防砂的有效性；

3.2)根据压裂充填设计手册和现场施工数据初步确定压裂施工参数，根据该施工参数，并利用建立的考虑地层渗透率随应力变化的所述疏松砂岩压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟实验方法，对压裂充填后储层形成的裂缝形态参数进行模拟计算，进而根据充填裂缝导流能力和无因次裂缝导流能力计算方法分析形成裂缝的导流能力是否满足需要：

如果根据施工参数模拟的裂缝导流能力不满足需求，则调整压裂施工参数，重新模拟计算裂缝形态，直到导流能力满足要求；

如果根据施工参数模拟的裂缝导流能力满足需求，继续利用油藏数值模拟计算程序，对油藏开发周期内产能、含水率、采出程度的参数进行计算，并判断是否满足地质油藏部门提出的调剖增产要求：

如果不满足调剖增产要求，则改变压裂施工参数，重新模拟裂缝形态参数和油藏开发产能参数，直到满足要求；

如果满足要求，完成压裂充填调剖增产一体化设计。

所述的疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，优选地，所述步骤3.2)中的压裂后的无因次裂缝导流能力C

式中，W

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：

本发明通过选择性压裂相对低渗层的同时避免压裂高渗层，改造相对低渗储层，实现调剖、控水、防砂、增产一体化作业的目的。

附图说明

图1为本发明的压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟实验中的岩样与模拟井筒配合示意图；

图2为本发明的岩样注入压力时程曲线示意图；

图3为本发明的油藏数值模拟的流程图；

图4为本发明的疏松砂岩压裂充填调剖增产一体化设计流程图。

具体实施方式

以下将结合附图对本发明的较佳实施例进行详细说明，以便更清楚理解本发明的目的、特点和优点。应理解的是，附图所示的实施例并不是对本发明范围的限制，而只是为了说明本发明技术方案的实质精神。

本发明提供的一种疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法，包括以下步骤：

1)通过压裂装置对疏松砂岩进行压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟实验，得到疏松砂岩压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟结果；

其中，压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟实验包括如下步骤：

1.1)：如图1所示，将压裂岩样1安装在压裂装置的主腔体中，并在压裂岩样1中轴线处开设井眼，在井眼内安装模拟井筒2，且模拟井筒2与井眼下端预留有裸眼段3，在确保压裂岩样1的岩心位于压裂装置的中心后，通过压裂装置对压裂岩样1进行压裂。需要说明的是，该压裂装置采用的是申请号为201710610315.1，发明名称为“岩石三轴压裂装置”中涉及的压裂装置，故在此不再赘述。

1.2)：将配置好的压裂液装入注入泵(图中未示出)，按照指定的排量，将压裂液通过管线(图中未示出)注入模拟井筒2中，并实时记录注入压力数据；

1.3)：将压裂岩样1取出，进行后续裂缝形态检测与观察，得到疏松砂岩压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟结果。

其中，如图2所示，疏松砂岩压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟结果为：

当采用较低的压裂液粘度、较低的压裂液排量进行压裂时，压裂液容易通过井壁与裂缝壁面进入储层岩石，导致孔隙压裂升高，有效应围压降低，从而引起剪切破坏，根据疏松砂岩在低围压条件下剪切破坏的微观机理，微观上出现剪切微裂缝，宏观上呈现剪胀特征，渗透率升高，从而进一步增加压裂液的滤失。

采用较高压裂液粘度和和较高压裂液排量进行压裂时，压裂液滤失较少，在井筒和裂缝内容易憋起压力，在井周地层和预置裂缝尖端附近形成拉应力，引起拉伸断裂，起裂及延伸拉伸型裂缝。

即，储层岩石渗透率对疏松砂岩裂缝与起裂延伸影响显著，相同压裂液粘度与排量条件下，高渗透率的疏松砂岩中压裂液容易滤失，更易形成剪切破坏并起裂及延伸多条形态复杂的裂缝，而低渗透率的疏松砂岩中压裂液滤失相对较少，更易于形成单条形态简单的拉伸型裂缝。

压裂液粘度与压裂液排量对疏松砂岩压裂裂缝起裂与延伸也具有显著的影响。高排量、高粘度压裂液有利于形成较为平整的水力裂缝，低粘度、低排量可能形成形态复杂的多条水力裂缝以及近井筒储层岩石剪切破坏。

2)油藏数值模拟：

由于油藏注水开发过程中的油水两相流的复杂性，使用数值模拟方法求解开采过程中的油水流动。利用建立的流水两相渗流数学模型来描述真实油藏动态，同时采用渗流力学来模拟实际油田的开采过程，其基本原理是把生产或注入动态作为已知条件，通过调整模型的不确定因素使计算结果与实际相吻合。

具体的，如图3所示，步骤2)中的油藏数值模拟包括以下步骤：

2.1)利用有限差分法对空间进行离散：

将油藏空间模型划分成若干个网格，一个网格为一个单元，每个单元内部性质是均质的，不同单元之间性质不同，其中性质包括岩石粘聚力、内摩擦角、杨氏模量、泊松比、孔隙度以及渗透率；单元划分越细，对油藏的逼近程度越高，但相应的计算量也越大。

2.2)在空间离散的基础上利用有限差分法对时间进行离散：

通过把油藏开发时间分成若干小时间段，在每个时间段内对油藏压力和油水饱和度问题通过有限差分法进行求解；

2.3)完成空间与时间离散后，对每个网格进行求解，具体包括：

2.3.1)对划分的若干网格进行排序；

2.3.2)用网格交点处的离散值代替偏微分方程中目标函数的连续值；

2.3.3)建立每个网格节点中压力、饱和度参数与周围网格节点的压力、饱和度之间的关系，并进行线性化，得到每个网格节点上的线性方程；

2.3.4)把网格节点上的线性方程组合到一起，利用定解条件使组合获得的方程组具有唯一解；

2.3.5)对方程组进行数值求解，获得每个网格节点处的压力、饱和度的参数。

其中，步骤2.3.4)中的定解条件为：

注水井定流量边界条件为：

开采井定压力边界条件为：

在外边界上采用定压力边界条件：

p|

式(1)-(3)中，q

通过建立偏微分方程组并将方程组离散成线性差分方程组，给定内外边界条件后，就可以通过数值计算方法对方程组进行求解，迭代法是油藏数值模拟中常用的求解方法。迭代法先估计第1组变量的数值，作为方程组的初值，然后通过构建某种迭代格式，逐步修改这组变量值获得第2、3、……、k次近似值，当迭代足够次数后，在规定的误差范围内逼近原方程的真实解。

至此，即可利用油藏数值模拟方法，通过建立压裂充填前后的油藏物理模型和数学模型并进行求解，分析压裂裂缝对疏松砂岩油藏注水开发中油水运移的影响规律。

3)在所述压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟结果和所述油藏数值模拟的基础上，进行压裂充填调剖增产一体化设计。

如图4所示，所述步骤3)中的压裂充填调剖增产一体化设计包括以下步骤：

3.1)根据储层特性和防砂参数设计方法，确定完井防砂管柱和充填陶粒尺寸，确保防砂的有效性；

其中，储层特性包括黏土含量、蒙脱石绝对含量、地层砂粒度特征值；防砂参数设计方法可以为Johnson方法、Tiffin方法；

3.2)根据压裂充填设计手册和现场施工数据初步确定压裂施工参数，根据该施工参数，并利用建立的考虑地层渗透率随应力变化的所述疏松砂岩压裂-裂缝起裂及延伸数值模拟实验方法，对压裂充填后储层形成的裂缝形态参数进行模拟计算，进而根据充填裂缝导流能力和无因次裂缝导流能力计算方法分析形成裂缝的导流能力是否满足需要：

如果根据施工参数模拟的裂缝导流能力不满足需求，则调整压裂施工参数，重新模拟计算裂缝形态，直到导流能力满足要求；

如果根据施工参数模拟的裂缝导流能力满足需求，继续利用油藏数值模拟计算程序，对油藏开发周期内产能、含水率、采出程度的参数进行计算，并判断是否满足地质油藏部门提出的调剖增产要求：

如果不满足调剖增产要求，则改变压裂施工参数，重新模拟裂缝形态参数和油藏开发产能参数，直到满足要求；

如果满足要求，完成压裂充填调剖增产一体化设计。

其中，压裂后的无因次裂缝导流能力C

其中，W

在此，需要说明的是，压裂充填调剖增产一体化设计的基础是地质油藏数据，主要包括储层物性、温压特性、地应力大小、储层粒度、流体特性等参数。

疏松砂岩防砂参数的设计主要依据储层粒度中值、泥质含量和蒙脱石含量、储层均质系数等数据，因此获得基础数据后，首先根据储层特性和防砂参数设计方法，确定完井防砂管柱和充填陶粒尺寸，确保防砂的有效性。

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。