大斜度油气井临界生产压差的确定方法技术

本发明专利技术提供一种大斜度油气井临界生产压差的确定方法，根据储层孔隙压力和所述油气井最小允许井底流压确定临界生产压差。本发明专利技术为大斜度油气井临界生产压差提供了科学的计算模型，使得油气井生产压差的制定更加科学与合理，最大限度地消减临界生产压差不合理造成的储层伤害，填补了大斜度油气井生产压差制定的国际空白。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及油气田开发和采油技术方法，尤其涉及一种大斜度油气井临界生产压差的确定方法，属于油气勘探开发

技术介绍
由于井身结构和完井方式不同于直井，大斜度井采油气过程中面临着更为复杂的井下条件。维护井周围岩的稳定性是降低井下事故发生的关键问题。在采油气过程中，生产压差是可以人为控制的参量。实验科学已经证明，岩石在一定的应力条件下，会发生剪切破坏，导致岩石碎裂，碎裂物会堵塞储层孔隙、降低储层渗透率，甚至导致油气井出砂。因此，将生产压差控制在一合理的范围，使井周围岩处于最稳定状态，可以消减出砂等储层伤害问题，延长油气井服役时间。目前，油气井生产压差的制定大多是定性的，并不会针对各个井的不同而进行针对性的设置，并且在施工过程中还存在随意调整生产压差的现象，如果生产压差没有得到定量化与合理化控制，井周围岩会发生剪切破坏，导致井周围岩碎裂而造成储层伤害或出砂。因此，在采油气过程中，准确预测大斜度油气井的临界生产压差是规避或消减储层伤害，延长油气井寿命的有效途径。
技术实现思路
本专利技术提供一种大斜度油气井临界生产压差的确定方法，该方法能够在采油气的过程中，准确预测大斜度油气井的临界生产压差，规避或消减储层伤害，延长油气井寿命。本专利技术提供一种大斜度油气井临界生产压差的确定方法，根据储层孔隙压力和所述油气井最小允许井底流压确定；其中，利用等效深度法确定所述储层孔隙压力。在一实施方式中，所述根据储层孔隙压力和所述油气井最小允许井底流压确定，包括：根据式1确定所述大斜度油气井临界生产压差，Δpw＝Pp-pw 式1其中，Δpw为大斜度油气井临界生产压差，MPa；Pp为储层孔隙压力，MPa；pw为油气井最小允许井底流压。在一实施方式中，所述利用等效深度法确定所述储层孔隙压力，包括：根据式2确定所述储层孔隙压力，Pp＝hG0+he(G0-Gn) 式2其中，Pp为储层孔隙压力，MPa；h为所求地层压力点的深度，m；G0为上覆地层压力梯度，MPa/m；Gn为等效深度处的正常压力梯度，MPa/m；he为等效深度，m。在一实施方式中，所述油气井最小允许井底流压根据式3确定，其中，pw为油气井生产过程中的最小允许井底流压，MPa；σH为水平最大主应力，MPa；σh为水平最小主应力，MPa；σv为垂向应力，MPa；a为井斜方位和水平最大主应力方向的夹角，rad；i为井斜角，rad；c为岩石的黏聚力，MPa；为岩石的内摩擦角，rad。在一实施方式中，根据组合弹簧模型确定所述水平最大主应力、水平最小主应力。在一实施方式中，所述根据组合弹簧模型确定所述水平最大主应力、水平最小主应力，包括：根据式4-5确定所述水平最大主应力、水平最小主应力，其中，σH为水平最大主应力，MPa；σh为水平最小主应力，MPa；E为岩石弹性模量，MPa；μ为岩石泊松比；σv为垂向应力，MPa；α为Biot系数；εH为水平最大主应力的构造应变系数、εh为水平最小主应力的构造应变系数。在一实施方式中，所述垂向应力根据式6确定，其中，σv为垂向应力，MPa；ρi为第i层地层的密度，kg/m3；g为9.8N/kg；hi为第i层地层的厚度，m。在一实施方式中，使用钻井诱导缝法确实所述水平最大主应力方向。本专利技术的大斜度油气井临界生产压差的确定方法通过综合考虑垂向应力、水平最大主应力、水平最小主应力以及储层岩石物理力学性质，为大斜度油气井临界生产压差提供了科学的计算模型，使得油气井生产压差的制定更加科学与合理，最大限度地消减临界生产压差不合理造成的储层伤害，为大斜度油气井生产压差预测和控制提供了方法技术，消减了由生产压差引发的储层伤害与出砂问题，填补了大斜度油气井生产压差制定的国际空白，为油我国气勘探与开发提供了技术支持。附图说明为了更清楚地说明本专利技术实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本专利技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。图1为本专利技术的大斜度井井周围岩应力的分析模型；图2为本专利技术的大斜度井的井眼在极坐标中的位置示意图；图3为根据本专利技术大斜度油气井临界生产压差的确定方法得到的储层内不同深度的临界生产压差曲线图。具体实施方式为使本专利技术的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本专利技术的附图，对本专利技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本专利技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本专利技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本专利技术保护的范围。本专利技术提供一种大斜度油气井临界生产压差的确定方法，该临界生产压差根据储层孔隙压力和所述油气井最小允许井底流压确定，具体地，临界生产压差根据式1确定：Δpw＝Pp-pw 式1其中，Δpw为大斜度油气井临界生产压差，MPa；Pp为储层孔隙压力，MPa；pw为油气井最小允许井底流压。本专利技术的大斜度油气井临界生产压差的确定方法为大斜度油气井临界生产压差提供了计算模型，该计算模型从大斜度油气井井周围岩受力情况着手，通过分析井周围岩应力的分布规律而获得，因此计算结果可靠，准确度高，并且该计算模型简单，适用于在井上作业对临界生差压差的实时分析。其中，大斜度油气井是指井斜角为60°-86°的油气井。储层孔隙压力能够通过等效深度法确定，具体地，根据式2能够确定储层孔隙压力：Pp＝hG0+he(G0-Gn) 式2式2中，Pp为储层孔隙压力，MPa；h为所求地层压力点的深度，m；G0为上覆地层压力梯度，MPa/m；Gn为等效深度处的正常压力梯度，MPa/m；he为等效深度，m。上述式2中所用到的参数简单易得，都可以通过测井资料获取。油气井生产过程中的最小允许井底流压表达式为：其中，pw为油气井生产过程中的最小允许井底流压，MPa；σH为水平最大主应力，MPa；σh为水平最小主应力，MPa；σv为垂向应力，MPa；a为井斜方位和水平最大主应力方向的夹角，rad；i为井斜角，rad；c为岩石的黏聚力，MPa；为岩石的内摩擦角，rad。另外，水平最大主应力、水平最小主应力能够根据组合弹簧模型确定，具体地，根据式4-5确定水平最大主应力、水平最小主应力：其中，σH为水平最大主应力，MPa；σh为水平最小主应力，MPa；E为岩石弹性模量，MPa；μ为岩石泊松比；σv为垂向应力，MPa；α为Biot系数；εH为水平最大主应力的构造应变系数、εh为水平最小主应力的构造应变系数。垂向应力σv能够根据式6计算得到：其中，σv为垂向应力，MPa；ρi为第i层地层的密度，kg/m3；g为9.8N/kg；hi为第i层地层的，m。同时，为了确定第一夹角，需要确定井斜方位和水平最大主应力的方向，其中，水平最大主应力的方向确定可以利用钻井诱导缝法，通过识别井眼形成的瞬间在水平最大主地应力方位上产生钻井诱导缝的方位来确定水平最大主应力的方向。为了更加详细的介绍本专利技术大斜度油气井临界生产压差的确定方法，下面通过具体的流程对本专利技术做进一步详细说明。1、建立大斜度油气井井周围岩应力分析模型。图1为本专利技术的大斜度井井周围岩应力的分析本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种大斜度油气井临界生产压差的确定方法，其特征在于，根据储层孔隙压力和所述油气井最小允许井底流压确定；其中，利用等效深度法确定所述储层孔隙压力。

【技术特征摘要】
1.一种大斜度油气井临界生产压差的确定方法，其特征在于，根据储层孔隙压力和所述油气井最小允许井底流压确定；其中，利用等效深度法确定所述储层孔隙压力。2.根据权利要求1所述的大斜度油气井临界生产压差的确定方法，其特征在于，所述根据储层孔隙压力和所述油气井最小允许井底流压确定，包括：根据式1确定所述大斜度油气井临界生产压差，Δpw＝Pp-pw 式1其中，Δpw为大斜度油气井临界生产压差，MPa；Pp为储层孔隙压力，MPa；pw为油气井最小允许井底流压。3.根据权利要求1所述的大斜度油气井临界生产压差的确定方法，其特征在于，所述利用等效深度法确定所述储层孔隙压力，包括：根据式2确定所述储层孔隙压力，Pp＝hG0+he(G0-Gn) 式2其中，Pp为储层孔隙压力，MPa；h为所求地层压力点的深度，m；G0为上覆地层压力梯度，MPa/m；Gn为等效深度处的正常压力梯度，MPa/m；he为等效深度，m。4.根据权利要求1所述的大斜度油气井临界生产压差的确定方法，其特征在于，所述油气井最小允许井底流压根据式3确定，其中，pw为油气井生产过程中的最小允许井底流压，MPa；σH为水平最大主应力，MPa；σh为水平...

【专利技术属性】
技术研发人员：江同文，赵斌，张辉，肖香娇，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11