水力压裂效果评价技术.ppt

《水力压裂效果评价技术.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《水力压裂效果评价技术.ppt（185页珍藏版）》请在三一文库上搜索。

1、水力压裂效果评价技术,2008年9月,西南石油学院,0 概 述,水力压裂效果评价的意义,效果评价(3个方面)： 实际的裂缝状况？ 几何尺寸、导流能力、有关参数。 压后产量情况？ 经济效益？,0 引 言,水力压裂效果评价的意义,评价的意义(3个方面)： 主压裂前（小型压裂）：获取参数、用以指导主压裂设计 施工结束后：确定裂缝的几何尺寸，便于与设计对比，同时为预测压后产量提供输入参数 产量评价：计算经济指标、优化压裂规模,0 引 言,水力压裂效果评价的意义,评价的结果可以验证或修正水力压裂中使用的模型、选择压裂液、确定加砂量、加砂程序、采用的工艺以及开发方案等，进而降低压裂成本和提高油气采收率，达

2、到合理高效开发油气田的目的。,水力压裂效果评价内容,依赖于所采取的模型和方法，主要评价以下参数： 裂缝的长、宽、高 裂缝的导流能力（短期、长期） 压裂液的滤失系数 预测产量 计算压裂收益,水力压裂效果评价的手段,关于裂缝几何尺寸（水力裂缝参数） 直接测量的裂缝绘图技术 如：裂缝高度的测试 间接测量分析 包括：压裂压力分析、压裂试井分析、压后产量历史拟合, 温度测井,压裂施工期间，压裂液使地层冷却，由压前和压后的井温剖面对比，确定压裂裂缝的高度。,压前和压后的井温测量, 伽玛射线测试, 监测压裂液和支撑剂中的放射性示踪剂，确定压裂施工期间压裂液和支撑剂所到达的区域。 使用不同的放射性同位素可以确

3、定不同的施工阶段。 要求：放射性同位素应不发生自然扩散。,伽玛射线测井与温度测井对比(Dobkins,1981), 井下闭路电视(Simith,1982),测试结果清楚地显示出留在井筒处的裂缝面。 井筒内含有透光的液体，可以通过观察裂缝的张开与闭合，确定井筒处裂缝的高度。 对井筒处的裂缝高度提供真实的评估。, 井下三维地震,使用地下声波遥测技术，利用震源的压缩波和剪切波先后到达的时间差，确定震源到各检波器之间的距离。 利用井下三维的地震声波和震动记录，可确定裂缝方位，以及在目标层上、下邻近层内的裂缝延伸状况。,主要讲解的内容,单井压裂： 压裂压力分析 压裂试井分析 压裂井产能分析 井组压裂：

4、油藏整体压裂模拟与评价,第一部分 压裂压力分析,分析的数据：施工(泵注期间)或停泵后井底或井口压力与时间的变化关系曲线 基本思想：裂缝起裂和延伸等均与施工压力有关 净压力：井底压力与闭合压力之差,一、闭合压力确定方法 二、泵注期间的压力分析 三、压裂压力递减分析 四、微裂缝储层滤失问题,第一部分 压裂压力分析,定义： 使已存在的裂缝张开的最小缝内压力（已有裂缝闭合时的流体压力） 理想的情况下（地层均质），pc= min（最小就地主应力） 即：在整个裂缝高度上出储层的最小应力在大小和方向都没任何改变时， pc= min,一、闭合压力（Pc）确定方法,实际： 由于储层岩性的变化 、天然裂缝等使得m

5、in在整个产层段内的大小及方向通常变化较大 pc 由整个裂缝高度上min平均值确定，此时， pc取决于裂缝几何形状和方向 地应力是局部参数、闭合压力是裂缝（无支撑剂条件下）自由闭合的整体特性参数。,一、闭合压力（Pc）确定方法,一、闭合压力（Pc）确定方法,1、矿场测试 2、理论计算, 评估局部应力需要形成较小的裂缝（注入排量相对较低）； 确定Pc则要求在整个产层厚度上形成水力裂缝，则排量相对较高 形成的裂缝较小时，则净压力亦较小，井底关井压力即为主应力或闭合压力； 如果净压力较高时，关井压力差异较大，必须进行分析计算Pc,1、Pc 矿 场 测 试,阶梯注入测试,阶梯注入测试：各阶段持续时间相

6、等 (12min，排量改变、维持恒定且进行压力记录) ，注液增量大致相同。 如还继续进行回流测试，则注入的最后一个阶段的持续时间应较长(510min)以确保形成一定尺寸的裂缝。,阶梯注入测试的压力与注入速率分析,基质注入压力： 斜率较大,裂缝延伸压力： 较平缓,一般地，裂缝延伸压力比Pc高50200psi (1psi7kPa),C,点C：测试前的井底压力；如此前无大量液体注入，则为储层压力,Rutqvist室内测试验证了该方法的可靠性(1996),即使未出现斜率较大的基质注入压力直线，裂缝延伸压力直线在Y轴上的截距，也近似代表了 Pc。,回 流 测 试,在阶梯注入测试后，以最后注入速率的 1/

7、61/4 的恒定速率回流一段时间 关键：压力下降期间，保持稳定的回流速度,裂缝闭合,闭合后,两直 线交点,测定Pc的首选方法：阶梯注入测试与回流测试的结合,回流测试曲线：（时间平方根图） G曲线：,导数,斜率变化点,两条曲线的斜率发生变化点：闭合压力值 导数曲线：放大斜度的变化并增强对斜率变化点的识别 说明：平方根曲线或G曲线，可能没有明显的斜率变化，或显示多重斜度变化,小型压裂（测试压裂）确定Pc,通过小型压裂施工，测试停泵后的压降曲线，绘制压力随时间的平方根曲线，也可确定Pc。 由于小型压裂形成的裂缝比阶梯注入/返排法形成的裂缝更长更宽，得到的Pc的精度不太高。,Pc测试建议 (Talle

8、y,1999),对于气井，宜在开采前进行测试，以尽可能减少井筒中气体膨胀对压降数据的影响； 对于深井或高温储层中，随着压力下降和温度升高，井筒内液体会膨胀（井筒存储效应），尽量需安装井下仪表进行测试。 考虑到压力数据受裂缝表面和滤饼持续固化（挤压）的影响，小型压降测试的关井时间至少为总闭合时间的45倍。,为判断闭合压力的准确性和客观性，可预先估算出地层压力。 地层压力的估算方法： a. 测得的稳定井底压力 b. 测得的稳定地面压力 c.依据油田建立的精确地层压力梯度,2、Pc 的理论计算,二、泵注期间的压力分析,压裂施工压力曲线图 PF破裂压力 PE 延伸压力 PS 地层压力,压力,时间,排量

9、不变，提高砂比，压力升高反映了正常的裂缝延伸,裂缝闭合压力（静）,裂缝延伸压力（静）,净裂缝延伸压力,管内摩阻,地层压力（静）,破裂,前置液,携砂液,裂缝闭合,加砂,停泵,b,a,a致密岩石 b微缝高渗岩石,F,E,C,S,二、泵注期间的压力分析,1、施工压力与时间的关系 2、典型施工压力分析 3、由施工压力确定裂缝几何参数, 二维裂缝模型简介,Cater模型,(1)在缝长和缝高方向，缝宽度相等且不随时间变化 (2)压裂液从裂缝壁面线性地渗入地层 (3)裂缝内某点的滤失速度取决于该点接触液体的时间： (4)裂缝内各点压力相同，且等于井底延伸压力,Cater模型假设,KGD 与 PKN 模型的比

10、较,(1)裂缝形状： KGD: 垂直剖面为矩形; PKN: 垂直剖面为椭圆形 (2)净压力变化： KGD: 随时间降低; PKN:随时间增加 (3)适用范围： KGD: 浅层或块状厚油气层; PKN: 目的层较薄且上下有致密页岩、泥岩等作为遮挡层或油层较深、层间的摩擦力较大不易产生滑动的情况 实际观察表明：KGD:长高比较小 PKN:长高比较大。,KGD二维裂缝延伸模型,1、施工压力与时间的关系,三个方程： 裂缝宽度方程 裂缝内压力方程 连续性方程 三维模型多一个方程： 缝高方程,裂缝宽度方程,缝内压力梯度取决于压裂液的流变性、液体流速、缝宽,沿缝长的压力梯度：,压 力 方 程,连续性方程 (

11、质量守恒),水基或油基压裂液，液体体积变化相对裂缝弹性应变很小忽略液体的压缩性，使用体积平衡代替质量守恒 （例外：泡沫压裂液、酸压中CO2产生）,由上述方程可得到，施工过程中净压力方程：,PKN： L则 pnet、 KGD: L则 pnet 径向模型： R则 pnet,极限压裂液效率下的净压力:,极限压裂液效率下的净压力:,在双对数坐标中净压力与时间关系为一直线，其斜率等于各自的指数：对于PKN为正值，对KGD和径向情况为负值 对于通常所用压裂液(n=0.5)，PKN情况的斜率都小于1/4，且随液体效率下降而下降, Pnet t 双对数斜率的应用(判断裂缝延伸模型),已知： n=0.4 双对数

12、坐标系下净压力的斜率为-0.11 问：属于哪类裂缝延伸模型？,由压裂液效率极限关系式的理论分析斜率,2、典型的施工压力分析,：较小的正斜率(0.1250.2)，与PKN模型一致，裂缝正常延伸，表明裂缝在高度方向受阻。,：斜率 1，裂缝端部受阻，缝内砂堵或端部脱砂。,2、典型的施工压力分析,：斜率 0，缝高增加、压开多条裂缝、或遭遇大规模裂缝体系。,2、典型的施工压力分析,：压力不变，意义不明确。可能：注入与滤失平衡、裂缝几乎不延伸。若后面压力下降，则可能是缝高增加；若后面压力升高，则可能是二次缝隙使滤失增大。,泵注压降的导数分析,压力导数对压力变化的敏感度提高了，用于量化缝高延伸至高应力遮挡层

13、的程度；并实现端部脱砂的早期发现,整个压力数据无显著的变化，压力导数在50min时快速增加 (25min时的压力导数增加，由于支撑剂加入粘度增加),3、由施工压力确定裂缝几何参数,基本思想： 二维模型： 缝长、缝宽、连续性方程联立，调整参数使计算压力与实际施工压力较为接近。 三维模型：拟合计算时间较长，压力拟合确定参数（PT软件）。,拟合原理,实测压力数据,拟合递减数据,根据设定参数，计算机自动求解一系列在不同裂缝几何尺寸以及相关参数下获取的拟合曲线，并对比实测压降数据与所有的拟合曲线的误差平方和，误差函数最小的拟合曲线即是最佳的拟合效果：,拟合目标函数,三、压裂压力递减分析,G函数分析方法（

14、图版拟合或曲线拟合） 无因次参数：,G函数图版,三、压裂压力递减分析,分析步骤： 根据矿场压裂数据，作 图版拟合确定拟合压力 P* 计算相关参数 压裂液滤失系数 、裂缝闭合时间 、裂缝最大宽度和平均宽度 、停泵时裂缝长度 、压裂液效率,四、微裂缝储层滤失问题,第二部分 垂直裂缝试井分析,通过一定的测试工艺和测试手段测试产量、压力、温度等数据。 再由一定的数学模型来解释裂缝参数。 试井分析的实质是反问题，解不唯一,第二部分 垂直裂缝试井分析,一、压后流体流动方式 二、试井分析步骤 三、分析实例,一、压后流体流动方式,1、以井筒存储为主的流动 2、裂缝线性流动 3、双线性流 4、地层线性流 5、拟

15、径向流,有限导流垂直裂缝模型,xf,xf,w,井,裂缝,基本假定:,（1）、只压开一条裂缝，与井筒对称，半长为Xf； （2） 裂缝具有一定的渗透率，沿着裂缝存在压降； （3）裂缝的宽度为W； （4）裂缝渗透率Kf比油层渗透率K大得多。,几个重要的无因次参数：,曲线特征，特种识别曲线,无因次导流能力：,无因次压力：,无因次时间 ：, 由于井筒内含有可压缩液体，关井初期的可引起明显的井筒存储效应； 井筒存储效应持续时间的长短，主要取决从井筒体积和井筒内流体的压缩性。 井底关井可明显减小井筒效应。,1、以井筒存储为主的流动（关井早期 ）,lg p,lg t,m=1,双对数曲线特征(诊断曲线),1、以

16、井筒存储为主的流动,2、裂缝线性流动,产生条件：井筒存储效应很小,裂缝线性流的时间很短，在不能忽略井筒存储的情况下，通常被掩盖，因此很难进行这种不稳定特性的分析,2、裂缝线性流动,3、双线性流,存在两个线性流动结构，裂缝中的流动主要取决于导流能力，常用双线性流阶段来确定导流能力。,裂缝和地层的双线性流,3、双线性流,曲线特征： 1.6：曲线尾部上翘 1.6：曲线尾部向下弯曲 快速的诊断确定导流能力的范围,双线性流期间的直角坐标图,3、双线性流,曲线截距(如果不为0)： 0 ：近井带的导流能力伤害 0：近井带导流能力增强,曲线斜率：计算裂缝导流能力，与缝长无关,3、双线性流,双线性流结束时间：,

17、适用条件：,2,：裂缝高度与产层净厚之比,4、地层线性流,无量纲缝导流能力超过接近80，裂缝内引起的压力损失可忽略。,曲线特性：,有限导流垂直裂缝面的地层线性流,4、地层线性流,曲线的起点与终点：,曲线特征：压力与压力导数偏差为lg2,在双对数坐标上地层线性流的压力和压力导数,4、 地层线性流,由压力或压力导数与时间的曲线斜率： 确定裂缝长度,地层线性流的直角坐标,5、拟径向流,线性流动结束后，则进入拟径向流动阶段。,5、拟径向流,流动特性：在无限边界拟径向流作用期间，裂缝内的流量稳定，压裂裂缝的作用相当于未压裂井的有效井径扩大，径向流表皮系数是 的函数。,无量纲时间：,有效井筒半径,5、拟径

18、向流,无因次时间,近似为3时，开始出现,拟径向流出现时间：(为无因次导流能力的函数),全面的拟径向流,各阶段流动特征小结,(1)压力和压力导数反映的双对数诊断分析 (2)采用特殊的直角坐标进行流动范围(流动阶段)的分析和验证 (3)使用确定的（分析前已知的）和解释的储层及裂缝参数模拟整个压力不稳定历史 (4)结合流动范围的分解，检查确认所得到的参数评估,二、试井分析步骤,三、试井分析实例,已知： h,So,Sw,pw,Bo,Ct ,rw,(hf=h) 地层均质且各向同性 地层渗透率 K未知 井A：铝土矿为支撑剂 井B：常规压裂砂作支撑剂 两口井的压裂液量相等，先定产100bbl/天生产两个月,

19、使压裂液有效返排，然后关井两个月，监测压力恢复数据,(1) 例井A（ 高导流能力井）, 双对数曲线特征诊断,斜率 1/2：地层线性流,水平直线： 拟径向流,计算点,选取与 1/2 斜率导数特性相符的数据，由地层线性流公式计算：,直角坐标进行流动阶段的验证,拟合的线性流曲线与验证的线性流数据点重合，选择的流动阶段可靠，则：,将计算得到的 和已知参数代入地层线性流的p t1/2方程得：,有限导流能力曲线拟合 (例：Cino-Ley曲线),曲线拟合值：,则:,典型曲线拟合与诊断绘图分析结果 7607mD.ft2 符合较好,半对数曲线分析（Horner法）,半对数直线斜率:1880 确定p1h(半对数

20、直线上t=1h时的延伸压力)：6023psia Horner方程计算： 有效渗透率 Ko=0.458mD 视径向稳态表皮系数：-5.02,由于出现了拟径向流，半对数分析有效,拟径向流分析 （确定渗透率和表皮系数）,渗透率K的计算：选取径向流压力导数曲线上任一点(水平直线，与横坐标无关) 视径向流稳态表皮系数计算：选取双对数压力曲线最后的压力点(720h,3222.4psia): S=-5.21,计算 K 的选点,计算S的选点,图12.34,例井A 分析结果小结,结论：Ko0.45mD，Xf=130ft，Kfw=10000mD.ft,计算: CfD=171, 地层线性流开始和结束时间分别为： 0

21、.72h， 3.14h 与绘图诊断中展示的不稳定特性相符,(2) 例井B（中等导流能力井）, 双对数曲线特征诊断,斜率 1/4：双线性流,水平直线： 拟径向流,计算点,选取与 1/4 斜率导数特性相符的数据，由双线性流公式计算：,不稳定流,直角坐标进行流动阶段的验证,拟合的线性流曲线与选取的斜率 1/4 的流动阶段的实测数据拟合较好。,将计算的 和已知参数代入地层线性流的p t1/4方程得：,有限导流能力曲线拟合 (例：Cino-Ley曲线),曲线拟合值：,则:,与诊断绘图分析结果:1.03106mD3.ft2 符合较好,计算双线性流的结束时间： 0.0181h 实际诊断绘图上拟合上的点均 0

22、.018h,半对数曲线分析（Horner法）,半对数直线斜率:1870 确定p1h(半对数直线上t=1h时的延伸压力)：6019psia Horner方程计算： 有效渗透率 Ko=0.461mD 视径向稳态表皮系数：-4.98,由于出现了拟径向流，半对数分析有效,拟径向流分析 （确定渗透率和表皮系数）,渗透率K的计算：选取径向流压力导数曲线的点，这里取不稳定 视径向流稳态表皮系数计算：选取双对数压力曲线最后的压力点(720h,3274psia): S=-5.05,计算 K 的选点,计算S的选点,图12.38,第三部分 压裂井产能分析,一、典型曲线图版法 二、稳定产量解析计算 三、影响压裂井产量

23、的因素分析 四、数值模拟方法 五、压裂经济评价,一、典型曲线图版法 增产倍比：指相同生产条件下压裂后与压裂前的日产水平之比。(J/J0) 经典法 近似解析法,1 Prats方法,Prats方法的假设条件： 稳态流动（定产量生产、外边界定压） 圆形泄流面积 不可压缩流体 无限大裂缝导流能力 支撑缝高等于产层厚度,2 McGuire & Sikora图版,a. 对低渗透储层（k110-3m2）,很容易得到较高的裂缝导流能力比值（大于0.4），欲提高压裂效果，应以增加裂缝长度为主。,d. 无伤害油井最大增产比为13.6倍。,c. 对一定缝长，存在一个最佳裂缝导流能力，超过该值而增加导流能力的效果甚微

24、，例如对Lf/Le=0.5，当导流能力比值为0.5时，增加裂缝导流力基本上不能增加增产比Jf/J0。,b. 高渗透地层，不容易获得较高的裂缝导流能力比值，提高裂缝导流能力是提高压裂效果的主要途径，不能片面追求压裂规模而增加缝长。,Raymond & Binder 公式 污染井增产倍数计算：,在Lf/Re0.5 时，该式计算结果较准确。,二、稳定产量解析计算,(1)蒋廷学方法(以压裂气井为例),稳态产能研究,(1) 气井压裂后形成对称分布于气井两侧的垂直裂缝； (2) 裂缝剖面为矩形，高度恒定，并等于油层厚度； (3) 裂缝宽度相对于气藏的供给半径非常小，在进行保角变换时可忽略不记； (4) 气

25、藏及裂缝内均为单相流动，且气藏中气体的流动 符合达西线性定律，而裂缝中的气体流动符合Forchhermer非达西流动方程；,假设条件,压裂井井口标准状况下的体积流量公式：,非达西流修正系数,式中,式中,稳定产能研究,(2)杨正明方法,线性流区域,径向流,径向流,(2)杨正明方法,(3)稳定产量计算的问题,稳定？ 产量随时间变化 单相？ 很多油田含水80%以上，有水气藏 导流能力变化？ 裂缝污染？ 地层非均质性？ 给予不同假设条件，计算结果的差异较大，两种方法的对比性差。 应谨慎使用上述公式计算井的稳定产量。,三、影响压裂井产量的因素分析,最重要的是：地质条件（含油性、油层厚度、地层渗透率、地层

26、能量） 水力压裂是油气井增产的有效手段，但必须有一定油气储量作支撑，所谓“巧妇难为无米之炊”。 这里主要指除缝长、导流能力外的压裂相关参数。,三、影响压裂井产量的因素分析,1、非达西渗流 2、多相流动 3、裂缝伤害 4、地层非均质性 5、长期导流能力 6、应力敏感 7、启动压力梯度,1、非达西渗流, 地层流体在孔隙介质中高速流动时，由于较短时间内的加速或减速形成滑脱效应而产生压力损失，出现紊流(惯性流)现象，这种压力损失通常不服从达西定律 非达西流主要针对气井渗流分析，对于高产油井也有一定影响 水力裂缝中的非达西效应比储层中的非达西效应更明显。,非达西系数对气产量的影响,非达西系数对累计气产量

27、的影响,非达西系数越小，非达西效应越强，气的产量越低。,2、多相流动 (气水、油水),图 各种含水饱和度的产量递减曲线,图 各种含水饱和度的累计产量,同一裂缝长度下，累计气产量随含水饱和度的增加而减小。,图 含水饱和度对累计产量的影响,累计气产量随含水饱和度的增加几乎线性下降。,图 各种含水饱和度的产水率,产水率随含水饱和度的增加而增加。,低渗透气层内由于流体滤失引起水堵（即相对渗透率的影响）可导致压裂井的产量明显下降。 (改变相对渗透率曲线),3、裂缝伤害,裂缝伤害表皮系数:,K,bs,Ks,bs：储层中伤害区域从裂缝面向外扩展的距离 K/Ks：未伤害区的渗透率与伤害带的渗透率之比, 裂缝表

28、皮系数计算实例： 已知：V液、xf、hf、w、Ko、Kro、Soi、Sor (1) 裂缝体积 Vf=2xfwhf=178bbl (2)滤失的压裂液量 VL= V液-Vf=122bbl (3)压裂液穿过裂缝表面进入地层的距离： bs=VL/4(1-Swi-Sor)hXf=0.13ft （4）有效渗透率 对于油：K=5mD Ks=0.625mD (5) 裂缝表皮系数, 高渗裂缝内的伤害,低渗透层中裂缝较长,计算的表皮系数较小；高渗透层的裂缝长度较短，裂缝伤害严重，表皮系数较大 Mathur(1995)综合表皮系数,简化：令Kr=K1、K2= K3简化为：,4、地层非均质性,平均渗透率：,平均存储系

29、数：,单层和多层平均水力扩散系数分别为：,纵向上非均质性的处理：,4、地层非均质性,平面非均质性,对同样的地层有效渗透率，垂直于裂缝延伸方向的渗透率越大则产量越高。,5、长期导流能力,胜利采油院实验结果,测试的导流能力下降了4070%,导流能力递减对产气量的影响(单位：104m3/d),6、应力敏感,图 不同时间的渗透率变化,图 不同渗透率模数的生产动态对比,7、启动压力梯度 由于在压裂气井的实际生产过程中，只有在作用压力梯度大于一临界值时（即启动压力梯度），流体才能流动,四、数值模拟方法,解析法、图图版法很少考虑实际油藏的诸多因素的影响，只能简单计算压后的增产倍比或稳定产量，无法预测压裂井在

30、一段时间里生产动态的变化。 用数值模拟方法研究压裂井产能动态，可以考虑地层、流体等诸多因素的影响，将压裂井与油藏结合起来，较好油藏压裂井的增产效果。,考虑高速非达西效应的气水两相数值模拟,1、数学模型的建立 2、数学模型的求解 3、压裂井数值模拟软件, IMPES气相压力方程 半隐式水相饱和度方程,1、数学模型的建立,基本假设 基本渗流微分方程,流入质量流出质量注入质量累积质量,引入Forchheimer二项式方程,辅助方程,2 、 数学模型的求解,选取 和 作为求解变量,IMPES差分方程：,=,=,气相压力差分方程,水相方程的半隐式处理：,3、压裂井数值模拟软件,软件特点： 考虑地层非均质

31、性、非达西效应、裂缝长期导流能力、压裂油气井实际工作制度的变化。 自动时间步长控制。 响应用户事件。 由此，提出了一套地层测试资料、油气井实际生产历史资料的拟合方法，形成了一套实用的单井压裂增产评价、效果预测和方案优化的技术和方法。,这套技术，最近在四川盆地官南构造须家河气藏官，准噶尔盆地的永1井，二连油田等的历史拟合、增产评价等得到了较好的应用，为这些井（特别是探区、新井、新层）的压裂方案设计和实施提供了有力的支撑。,产量预测软件应用体现在三个方面： 压前产量预测，指导压裂优化设计 压后产量模拟，指导开采工艺技术 （如确定合理的生产压差） 产量历史拟合确定裂缝参数,关键的输入参数： 油的黏度

32、、水的黏度、相渗曲线、生产压差,本井试采33-35#层,初期日产油2.2t/d，动液面414m,流压10.9MPa；2005年3月，日产油1.2t/d，动液面1683m,生产动态曲线如下图所示：,(地层测试结果）,例：二连油田 X井压裂产能分析,生产动态曲线,X井预测产量与测试产量对比,X井生产历史拟合(截止2005.3.23日),压裂前的历史拟合确定基本参数,不同压裂裂缝长度时产油量随时间的变化,压后产量历史拟合确定裂缝参数,所谓“神经网络”、“遗传算法”+“产量数值模拟”的自动拟合确定裂缝参数，实现起来的难度很大 (海量计算) 半自动拟合：主要依赖于对参数敏感程度的把握，调参的经验。,压裂

33、综合评价解释技术： 压裂施工压力分析 压裂压力递减分析 压裂试井分析 产量历史拟合,综合压裂设计、压裂施工数据和压后测试数据进行压裂评价，以减少某一种评估技术方法在解释实际压裂资料时所出现的误差。 压裂综合评价应得出压裂裂缝的有效长度。 这里的“有效”裂缝长度定义为压裂施工结束后清除干净并且对压后产量有贡献的压裂裂缝长度。,课题组完成了吉林油田某区块压裂综合评价，正进行长庆、大牛地气田的压裂综合评价。,五、压裂经济评价,净现值,原油销 售收入,原油生产成本,压裂费用,压裂施工成本: (1)压裂车费用 (2)混砂车费用 (3)设备折旧费用 (4)完井测试费用 (5)其它费用 压裂材料成本: (1

34、)压裂液费用 (2)支撑剂费用 (3)添加剂费用 生产成本: (1)原油生产成本 (2)污水处理成本 (3)注水成本（非注井压裂，此项为0）,五、压裂经济评价,“多方案”模拟结果，直接输出到Word文档, 油藏整体压裂数值模拟,实施油藏的整体压裂开发，提高油藏的采收率。整体压裂工艺是近年压裂工艺应用和发展的方向，它的意义在于对一个开发区块全面实施压裂改造，以达到充分改造油层结构、改善油气渗流方式、提高区块总产能的目的。,整体压裂开发与常规压裂工艺相比有以下特点： (1)整体压裂针对的区块地层虽然具有低渗透特性，但应含油气性好，具备压裂后的开发前景； (2)整体压裂改造是在油气藏数值模拟基础上进

35、行的，它充分重视单井压裂与区块全面改造的相互关系和整体效益； (3)整体压裂要求从开发设计到钻井、固井、完井等方面都符合单井压裂以及区块配产要求；,(4)整体压裂要求高标准的配套技术，对工艺设计、施工技术、设备配置、材料选取、效果监测及管理等方面进行系统工程规划，以实现高质量的压裂设计和施工； (5)整体压裂改造需要采油工艺的相应配套技术，实现科学开发。,反五点井网裂缝有利的采出收率与裂缝穿透比的关系,反五点井网裂缝不利的采收率与穿透比的关系,整体压裂数值模拟优化设计参数至关重要,反五点井网,裂缝有利、不利 裂缝穿透比,反九点井网,裂缝有利、不利 裂缝穿透比,数学模型的求解,由于生产过程中裂缝

36、及井底附近的压力梯度大，而远离裂缝的压力梯度小，因此采用不均匀网格。裂缝附近网格取密一些，向外逐渐稀疏。压裂裂缝节点的划分与油藏网格相对应。,网格划分原则,整体压裂数值模拟软件 以反五点井网、反九点井网为研究对象，考虑压裂裂缝处于有利和不利的裂缝方位，预测不同的开发井网系统与水力裂缝系统组合的压裂开发指标，以采出程度或采收率为目标，确定合理的裂缝长度、导流能力。 已在吉林、胜利、大港、新疆等油田应用。,软 件 特 点,软件模型 模型体现了整体压裂数值模拟评价方面的最新研究成果，也融入了油田的专家智慧，这使得软件在实现模型先进、功能强大、运行稳定可靠的基础上，更方便现场应用。,数据输入界面友好

37、表格数据采用数据库操作，可方便地进行插入、删除，也可通过鼠标直接对曲线进行修正,考虑了反九点和反五点井网的开发模式,考虑了压裂裂缝方位处于有利和不利方位的情况,考虑了裂缝方位有利、不利，油水井压裂或不压裂多种情形。,软件实现了“任意多个”方案的自动模拟，充分利用计算资源，达到“人休息、计算机工作”的效果。,动态显示运行界面，时间步长控制,结果输出报告直接形成Word文档，真正实现了数据、图表和曲线的编辑 （ FracproPT10.1未实现此功能 ）,软件应用实例 一（反五点井网）,生产井产能历史拟合确定油藏基本参数,拟合的基本原则: 输入油藏的井可以明确确定流体高压物性参数和油藏的有效厚度、

38、孔隙度等参数，通过调整敏感性参数，如地层有效渗透率等，使模拟的产量与实际的产量尽可能地符合，从而确定部分未知的油藏参数和对部分参数 (如测井解释的渗透率) 进行修正 敏感参数: 原始含水饱和度、原油压缩系数、相渗透率,X1井的产水量拟合结果,整体压裂方案优化设计,裂缝方位有利：5*6+1=31（个方案）,实施整体压裂后，注水开发的采收率有着不同程度的提高。在裂缝导流能力大于5d.cm和裂缝穿透比大于0.1时，整体压裂后的采收率比不压裂可提高 1 % 1.8%，在XX油田实施整体压裂对于提高采收率是有效的。,图6.5 含水90%的采出程度与裂缝穿透比的关系曲线,除裂缝导流能力为5d.cm的曲线外

39、，随着裂缝穿透比的增加采收率不同程度的增加，但增加幅度降低。在各种导流能力下，曲线在裂缝穿透比为0.3时出现了较为明显的拐点。对于裂缝方位有利时，提高裂缝的穿透比对于增加注水开发的采收率是有效的，考虑到实际施工很难达到0.45的裂缝穿透比。,在裂缝穿透比小于0.4时的采收率明显较低；在各种穿透比下，各条曲线的导流能力为25d.cm时出现拐点。,从油田压裂成本的回收时间来考虑，应保持油田一定的采油速度。要获得较高的采油速度，就必须达到一定的压裂规模，分析此图穿透比为0.4时出现明显拐点。 综上分析，建议XX油田在压裂裂缝方位有利时，裂缝导流能力取25d.cm，裂缝穿比取0.4左右,裂缝方位不利:

40、,建议XX油田在压裂裂缝方位不利时，裂缝导流能力取25d.cm，裂缝穿透比控制在0.2左右,软件应用实例 二（反九点井网）,(1)裂缝方位有利水井不压裂,图3.3 含水90%的采出程度随穿透比的变化曲线,含水90%的采出程度随穿透比的变化曲线,(1)裂缝方位有利水井不压裂,含水90%的平均采油速度随穿透比的变化,(1)裂缝方位有利水井不压裂,含水90%的平均采油速度随穿透比的变化,(1)裂缝方位有利水井不压裂,生产10年的采出程度随穿透比的变化曲线,(1)裂缝方位有利水井不压裂,生产5年的采出程度随穿透比的变化,(1)裂缝方位有利水井不压裂,含水90%的采出程度随导流能力的变化曲线,以采收率和

41、采油速度为主要的评价指标，在压裂裂缝有利且注水井不压裂时，XX油田整体压裂的裂缝导流能力取20Dc.cm，裂缝的穿透比取0.2左右(85m),(2)裂缝方位有利注水井压裂,含水90%的平均采油速度随穿透比的变化,(2)裂缝方位有利注水井压裂,生产10年的采出程度随穿透比的变化,(2)裂缝方位有利注水井压裂,含水90%的平均采油速度随导流能力的变化,在压裂裂缝有利且注水井压裂时，XX油田整体压裂的裂缝导流能力取15Dc.cm左右，穿透比取0.15左右(64m),(3)裂缝方位不利水井不压裂,含水90%的采出程度随穿透比的变化曲线,(3)裂缝方位不利水井不压裂,在压裂裂缝方位不利水井不压裂时，XX

42、油田整体压裂的裂缝导流能力取15Dc.cm左右，裂缝的穿透比取0.2左右(60m),(4)裂缝方位不利水井压裂,Fd=25Dc.cm时水井压裂与不压裂的采出程度对比,(4)裂缝方位不利水井压裂,含水90%的采出程度随穿透比的变化曲线,在压裂裂缝方位不利时，整体压裂的裂缝导流能力取15Dc.cm左右，建议水井不压裂；如果油水井均压裂，裂缝的穿透比取0.1左右(30m), 酸压模拟设计软件系统, 数据库管理和数据导入模块 主要实现对油层基础参数、压裂液性能参数、酸液性能参数、相渗透率参数、毛管压力参数等参数库的数据录入、添加、删除、修改和查询等操作，为单井酸压模拟设计、压后产能预测等提供基础参数，

43、数据库与各个功能模块数据相互关联，充分实现数据资源共享，减少用户大量、繁琐的数据录入操作。,酸压模拟设计软件系统,油藏基础数据管理界面, 酸压模拟设计模块 采用三套裂缝延伸模型（PKN、GDK和三维模型），模拟酸压施工中前置压裂液或酸液在二维或三维裂缝中的流动以及动态裂缝在长、宽、高三方向上的延伸；模拟在不同酸液类型、不同排量的普通酸压、前置液酸压和多级交替注入酸压工艺的酸岩流动反应，预测酸浓度分布，实时计算酸蚀裂缝参数，预测酸压效果和优化酸压施工参数。,酸压模拟设计软件系统, 产能预测模块 采用油藏数值模拟技术，预测油井压后的生产动态和含水率的变化；评价酸蚀裂缝长度和导流能力对生产动态的影响 压力递减分析 通过对压裂试验或压裂停泵后的压力递减资料分析，求取裂缝长度、裂缝平均宽度、裂缝闭合时间、压裂液滤失系数、压裂液效率、压力递减比等参数。,