【CN109882163A】一种用于致密油藏压裂水平井的产能预测方法【专利】

致密油藏体积压裂水平井参数优化研究苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【摘要】"水平井+体积压裂"技术是获取致密性储层中工业油流的重要手段.为了对影响体积压裂水平井开发效果的参数进行优化设计,基于离散裂缝模型的数值模拟方法,采用更为灵活的非结构化网格,建立了体积压裂水平井模拟模型,经Eclipse 软件及矿场实际井资料验证该模型可靠性较高,可准确地表征复杂裂缝的几何参数和描述流体在裂缝中的流动.利用长庆油田某致密油藏实际参数,对水平井方位、布缝方式、段间距、簇间距、改造体积等参数进行了优化设计,结果表明:当水平井方位与天然裂缝平行时,开发效果最好;根据累计产量的大小,哑铃型布缝方式优于交错型、均匀型、纺锤型布缝方式;段间距应大于相邻2段的泄油半径之和,避免段间干扰;簇间距应尽可能大,但要小于天然裂缝平均缝长;当改造体积一定时,细长形状的改造区域比短粗形状的改造区域开发效果更好,当工艺上难以增加压裂裂缝长度时,可通过增加段内簇数改善开发效果,簇数越多,初期累计产量越高,但最优簇数取决于开采时间的长短.研究结果可为致密油藏体积压裂水平井造缝设计提供依据.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2018(030)004【总页数】9页(P140-148)【关键词】致密储层;水平井;体积压裂;数值模拟;离散裂缝模型;非结构化网格【作者】苏皓;雷征东;张荻萩;李俊超;鞠斌山;张泽人【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油经济技术研究院,北京100724;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司,河北涿州072750【正文语种】中文【中图分类】TE3190 引言近年来，随着非常规油气资源占比的增加，其勘探开发逐渐引起关注［1］。

摘要致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点，被石油工业界誉为“黑金”。

近年来，致密油勘探开发极为活跃，作为一种重要的能源供给形式，世界大部分国家和地区均已发现了致密油资源。

但致密油的开发是典型资金密集型的工艺方式，因此参数优化可以最大限度的减少压裂施工的试错成本，为降本增效提供支持。

本文从体积压裂流动模拟、体积压裂产能敏感性和主控因素分析、体积压裂单井参数、多井参数优化等几个方面开展致密油藏水平井体积压裂参数优化工作。

首先应用嵌入式离散裂缝模型（EDFM）建立了致密油体积压裂水平井流动模拟模型，对体积压裂并应用CMG数值模拟软件对该模型进行了拟合，拟合效果较好，证明了该模型的适用性；基于流动模拟研究，首先从地质因素和裂缝因素两个方面对影响产能的单因素进行了敏感性分析，而后应用RSM方法对单因素进行了影响程度重要性排序，得出了影响体积压裂产能的主控因素；然后通过对比不同的算法，优选出CMA-ES算法对单井裂缝参数（裂缝间距、裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝倾角）进行了优化，最后通过一个现场模型进行实例应用，得到了较好的效果，证明了本文优化方式的可行性。

通过本文的研究，首先证明了嵌入式离散裂缝模型相对于商业数值模拟软件在缝网模拟方面的优越性，而后的单因素分析详细列出了包括地质因素和裂缝因素在内的11个因素对于产能的影响，并通过RSM方法选出了基质孔隙度、地层压力系数、基质渗透率、裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝间距为主控因素；而后对比了传统优化方法和本文提出的智能优化方法，从累积产油量、NPV、计算机时三个方面体现出了本文智能优化方法的优越性。

关键词：体积压裂，流动模拟，敏感性分析，参数优化，经济净现值Optimization of volumetric-fracturing parameters for horizontal wells intight oil reservoirsDou Kaiwen (Oil & Gas Engineering)Directed by Prof.Feng Qihong and SE.Wang XianjunAbstractTight oil is another hotspot of unconventional oil and gas exploration and development in the world after shale gas. It is regarded as "black gold" by the petroleum industry. In recent years, tight oil exploration and development has been extremely active. As an important form of energy supply, tight oil resources have been discovered in most countries and regions in the world. However, the development of tight oil is a typical capital-intensive process, so parameter optimization can minimize the trial-and-error costs of fracturing and provide support for cost reduction and efficiency improvement.In this paper, volumetric-fracturing parameters optimization of horizontal wells in tight reservoirs are carried out from the aspects of volumetric fracturing production capacity prediction, sensitivity of volumetric fracturing capacity and main controlling factors, single well parameter of volumetric fracturing and multi-well parameter optimization. Firstly, the prediction model of productivity of fractured seam network was established by using embedded discrete fracture model (HFM). The capacity after volumetric fracturing was quantitatively described. The model was fitted with CMG numerical simulation software, The fitting effect is better, which proves the applicability of the modified model.Based on the productivity prediction model, firstly, the single factor influencing productivity was analyzed from two aspects of geological factor and fracture factor, then the RSM method was used to sort out the importance of single factor, and the influencing factors of volumetric fracturing capacity Then by comparing different algorithms, CMA-ES algorithm is optimized to optimize single-well fracture parameters (fracture spacing, fracture conductivity, half-fracture length, fracture inclination). Finally, a field model was applied to the examples to get better results and proved the feasibility of this optimization method.Through the research of this paper, the superiority of the embedded discrete fracture modelin simulation of the seam network is proved firstly, and then the univariate analysis details the eleven factors including the geological factors and the crack factors Productivity and the matrix porosity, formation pressure coefficient, matrix permeability, fracture conductivity, half-crack length, and crack spacing as the main control factors by RSM method. Then compared the traditional optimization method and the intelligent optimization method proposed in this paper, the advantage of the intelligent optimization method in this paper is reflected from the three aspects of cumulative oil production, NPV, and computer. contrasting the different sewing methods and found that the dumbbell type is a good fabric seam Way.Key words:volumetric fracturing, flow simulation, sensitivity analysis, parameter optimization , net present value目录第一章绪论 (1)1.1研究目的及意义 (1)1.2国内外研究现状 (1)1.2.1 致密油体积压裂技术发展现状 (1)1.2.2 致密油体积压裂产能预测研究现状 (3)1.2.3 体积压裂参数优化方法研究现状 (4)1.3研究内容和技术路线 (5)1.3.1 研究内容 (5)1.3.2 技术路线 (6)第二章致密油水平井体积压裂流动数值模拟研究 (8)2.1物理模型建立 (8)2.1.1 嵌入式离散裂缝模型 (9)2.1.2 致密油水平井体积压裂物理模型 (14)2.2数学模型建立、求解及验证 (15)2.2.1 假设条件 (15)2.2.2 数学模型的建立 (15)2.2.3 数学模型的求解 (16)2.2.4 模型验证 (17)2.3本章小结 (18)第三章致密油水平井体积压裂产能影响因素分析 (19)3.1致密油体积压裂单因素分析 (19)3.1.1 地质因素 (19)3.1.2 裂缝因素 (23)3.2致密油体积压裂主控因素分析 (26)3.2.1 RSM方法介绍 (26)3.2.2 确定建模因素及响应面 (27)3.2.3 设计并完成实验 (27)3.2.4 方差分析 (29)3.3 本章小结 (30)第四章致密油水平井体积压裂参数优化 (31)4.1常规优化方法 (31)4.1.1 正交实验设计 (31)4.1.2 优化结果分析 (32)4.2智能优化方法 (33)4.2.1 体积压裂优化模型建立 (33)4.2.2 优化算法优选 (35)4.2.3 裂缝参数优化 (39)4.3优化方法对比 (43)4.4井网参数优化 (45)4.4.1 布井方式优选 (45)4.4.2 井距优化 (47)4.4.3 排距优化 (48)4.5本章小结 (49)第五章实例应用 (50)5.1油田概述 (50)5.1.1 井区自然状况 (50)5.1.2 构造特征 (50)5.1.3 储层特征 (50)5.1.4 沉积相特征 (52)5.1.5 流体性质及温度、压力系统 (53)5.1.6 油水分布规律及油藏类型 (53)5.1.7 开发现状 (54)5.2体积压裂参数优化方法应用 (54)5.3本章小结 (58)结论 (59)参考文献 (60)攻读硕士期间获得的学术成果 (66)致谢 (67)中国石油大学（华东）硕士学位论文第一章绪论1.1 研究目的及意义新世纪以来，飞速发展的世界经济对能源的供应提出了更高的要求，社会进步的方方面面都离不开能源的支持。

目录1页岩气藏国内外研究现状 (1)1.1页岩气开发利用现状 (1)1.2页岩气数值模拟现状 (2)2气藏压裂水平井稳定产能预测模型 (6)2.1气藏一裂缝渗流模型 (6)2.2水平井井筒压降模型 (7)2.3稳定产能预测藕合模型的建立及其求解 (9)3页岩气藏产能动态分析[9-11] (11)3.1吸附规律模拟及对产能影响研究 (11)3.1.1模型描述及基本参数 (11)3.1.2吸附气对产能影响研究 (12)3.1.3等温吸附规律对产能影响研究 (13)3.1.4吸附气含量对产能影响研究 (15)3.2储层渗透率对产能影响研究 (17)3.2.1模型描述及基本参数 (17)3.2.2基岩渗透率对产能影响研究 (19)3.2.3裂缝渗透率对产能影响研究 (20)结论 (21)参考文献 (22)1页岩气藏国内外研究现状页岩气主要存在于富有机质的泥页岩及其夹层中，包括吸附气及游离气，吸附气以吸附状态、游离气以游离状态存在。

页岩不仅是生成页岩气的源岩，又是汇集和储存页岩气的储层及盖层。

与常规天然气不同的是页岩气田开采寿命一般可达30年～50年，甚至更长，因此页岩气的优点是开采时间长及产气周期长。

并且多数的源岩分布广厚度大，而且含页岩气量较高，导致多数页岩气井能够保证稳定的长期生产。

因此，能否有效合理的对页岩气进行开发生产，对保持中国天然气供给的持续稳定发展有着十分重要的意义。

页岩气藏的储层一般具有低孔隙度、低渗透率的特征，因而生产率和采收率较低，常规天然气采收率60%以上，而页岩气仅为5%～55%，不能达到经济收益的要求。

为提高产量使得开采获得的经济效益最大化，压裂工艺则是现今开采低渗透油气藏的关键改造方法之一。

评价是否为有效压裂的主要看经过压裂的生产井渗流规律及产量变化规律，进而为开发页岩气藏提供了原理依据，所以对页岩气井压裂模拟进行深入的研究是十分有必要的。

根据数据信息推测得知，中国页岩气藏的主要储集区域是南部，主要为海相页岩地层。

特低渗油层非达西渗流压裂水平井非定常渗流产能预测新方法朱维耀;王明;刘合;张玉广;王文军【摘要】建立了反映特低渗透油层基质-裂缝非达西渗流条件下水平井耦合非定常流动的渗流数学模型, 形成了非达西渗流条件下压裂水平井非定常渗流产能预测新方法.利用优化设计数值模拟研究裂缝长度、裂缝条数、裂缝分布、水平井长度、裂缝间距、裂缝导流能力等对压裂水平井开发效果的影响,揭示了压裂水平井基质-裂缝耦合两相流动开采变化规律.计算结果与试验动态数据变化规律相符,有效指导矿场压裂水平井优化设计.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2010(017)005【总页数】4页(P63-66)【关键词】预测方法;非达西渗流;压裂水平井;特低渗透油层;非稳态渗流【作者】朱维耀;王明;刘合;张玉广;王文军【作者单位】北京科技大学,北京,100083;北京科技大学,北京,100083;中油大庆油田有限责任公司,黑龙江,大庆,163100;中油大庆油田有限责任公司,黑龙江,大庆,163100;中油大庆油田有限责任公司,黑龙江,大庆,163100【正文语种】中文【中图分类】TE331.1 物理特性压裂水平井流体流动随流体所处介质的不同而发生变化。

根据流动规律和特征,把特低渗透油层压裂水平井开采流动划分成 3个物理区域:第一区域为远离人工裂缝的流体渗流规律区,即基质非达西渗流区,它是基质非达西渗流或具有启动压力梯度的流动控制区;第二区域为裂缝影响椭圆控制区域,即为井裂缝与裂缝周围控制区(基质)的耦合流动区;第三区域为水平井筒中非达西流动区,即为人工压裂裂缝与水平井筒内的高速非达西流动。

压裂水平井人工裂缝一般有 3种形态:横向缝、纵向缝、水平缝。

本文结合水平井压裂后裂缝形态和生产过程中油气在裂缝中的渗流机理,应用复位势理论和叠加原理,建立考虑水平井井筒压降和压后多条裂缝同时生产时相互干扰的压裂水平井非定常渗流产能预测模型[1-8]。

1.2 物理模型及基本假设基本假设:①油藏中不存在自由气体,油藏和裂缝内流体为单相流体,微可压缩,渗流为等温渗流,不考虑重力的影响;②油藏为上下封闭且无限大均质地层;地层岩石及流体微可压缩;③裂缝高度等于油层厚度;④裂缝是垂直于水平井筒的垂直裂缝并与井眼对称;⑤水平井井筒为套管完井,仅依赖于射孔孔眼或裂缝生产;⑥以垂直裂缝为研究对象,不考虑基质中流体的垂向渗流,不考虑由基质向井筒的直接渗流过程。

压裂水平井产能计算新方法田仁连;何岩峰;宋丰博;张凯;钟明【摘要】水力压裂是水平井常见的增产措施,准确预测压裂后水平井的产能是水平井压裂设计的重点和难点工作之一.根据势的叠加和干扰理论,借用等效井径的概念,建立了压裂水平井产能计算的新公式.基于此公式,研究了存在多条裂缝时,各个裂缝长度对水平井产能的影响.研究结果表明:各个裂缝长度差异较大时,油井的增产效果较差;压裂水平井的增产效果,与外侧裂缝长度关系更大.【期刊名称】《常州大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(026)003【总页数】4页(P84-87)【关键词】压裂;水平井;等效井径;产能预测【作者】田仁连;何岩峰;宋丰博;张凯;钟明【作者单位】常州大学石油工程学院,江苏常州213016;常州大学石油工程学院,江苏常州213016;中原石油工程有限公司钻井四公司,河南濮阳457001;常州大学石油工程学院,江苏常州213016;常州大学石油工程学院,江苏常州213016【正文语种】中文【中图分类】TE328低渗透油藏采用水平井并进行压裂完井后，对油藏的穿透性更好且可以连接更多天然裂缝、扩大泄油面积，从而提高采收率。

然而，对压裂后的水平井进行产能预测中，存在一系列的问题，其中最关键的问题则是：裂缝长度及裂缝数目是如何影响产能的。

Norris[1]给出了预测具有多条有限导流能力垂直裂缝的水平井产量典型曲线；Mukherjee[2]等人预测了压裂水平井的产能，并计算了在给定条件下需要的裂缝数目；Giger[3]利用水电相似原理，得到了渗透率各向异性影响下水平井与直井的产量比值；Roberts[4]应用非达西渗流模型对致密气藏多裂缝水平井产能进行评价，认为井筒效应将导致产量急剧下降；Soliman[5]等考虑了横向裂缝或纵向裂缝，提出了定压条件下压裂水平井的产能模型。

李伟超[6]等研究了裂缝数目、长度、高度对产能的影响规律；张凤喜[7]等利用电模拟实验，研究了低渗透油藏水平井段长度、裂缝长度、裂缝条数与间距、主井筒与裂缝夹角等对产能的影响；同年吴晓东[8]等根据水电相似原理，研究了裂缝参数对压裂水平井产能的影响，并提出压裂水平井存在极限产能；苗和平[9]等就水平井压裂后的单缝产量预测建立了1个两维两相渗流模型。