页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备技术

本申请提供一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备。通过建立页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。本申请的方法，通过压力波传播到边界的时间来确定最优闷井时间，从而使获得的闷井时间更加准确，提高了页岩油井产量。页岩油井产量。页岩油井产量。

【技术实现步骤摘要】
页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备


[0001]本申请实施例涉及油气田开发领域，尤其涉及一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备。

技术介绍

[0002]页岩油藏凭借自然开采的手段难以获得产量，因为在开采的过程中没有外界能量供给，产量逐渐下降，导致总的开发效果变差。这时通过水力压裂技术，采取单井注水云吐，注入水补充地层能量，然后闷井一段时间使地下油水分异，最后开井生产。此外，压裂后闷井一段时间裂缝在压裂液的作用下进一步扩展，形成复杂缝隙，也有助于提高页岩油田早期产量。如果闷井时间太长，大量的压裂液与裂缝相互作用，在裂缝附近形成伤害带，通过堵塞页岩储层中的纳米级孔隙而影响页岩储层渗透性能。如果闷井时间太短，压裂液与页岩储层不能充分发生作用，也不利于改善页岩储层的渗透性能。因此，确定最优闷井时间就显得尤为重要。
[0003]现有技术中，所采用的多段压裂水平井闷井时间优化方法中，缺少针对页岩油藏闷井时间优化的方法，因此有必要结合这些情况建立一套页岩油藏闷井时间优化方法，从而为现场闷井施工提供理论参考。

技术实现思路

[0004]本申请提供一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备，用以解决现有技术所采用的多段压裂水平井闷井时间优化方法中，缺少针对页岩油藏闷井时间优化的方法的问题，从而提高了页岩油井产量。
[0005]第一方面，本申请提供一种闷井时间的确定方法，包括：
[0006]根据页岩油藏缝网压裂水平井的不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；
[0007]根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；
[0008]根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。
[0009]第二方面，本申请实施例提供一种闷井时间的确定装置，包括：
[0010]计算模块，用于根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；并用于根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；
[0011]生成模块，用于根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。
[0012]第三方面，本申请实施例提供一种闷井时间的确定设备，
[0013]包括：存储器，处理器；
[0014]存储器；用于存储处理器可执行指令的存储器；
[0015]其中，处理器被配置为运行存储器中存储的指令以执行第一方面任一项闷井时间的确定方法。
[0016]第四方面，本申请实施例提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被处理器执行时用于实现第一方面任一项闷井时间的确定方法。
[0017]第五方面，本申请实施例提供一种计算机程序产品，包括计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现第一方面任一项闷井时间的确定方法。
[0018]本申请提供的一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备，通过建立页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。本申请的方法，通过渗透率与压力波传播到边界的时间来确定最优闷井时间，从而使获得的闷井时间更加准确，提高了页岩油井产量。
附图说明
[0019]为了更清楚地说明本专利技术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。
[0020]图1为本申请实施例提供的一种闷井时间的确定方法流程图；
[0021]图2为本申请实施例提供的又一种闷井时间的确定方法流程图；
[0022]图3为本专利技术实施例提供的一种页岩油缝网压裂水平井物理模型示意图；
[0023]图4为本申请实施例提供的再一种闷井时间的确定方法流程图；
[0024]图5为本专利技术实施例提供的一种页岩油缝网压裂水平井试井曲线示意图；
[0025]图6a
‑
6f分别为本专利技术实施例提供的不同渗透率下的一种页岩油缝网压裂水平井试井曲线示意图；
[0026]图7为本专利技术实施例提供的一种闷井时间随改造区渗透率变化图版示意图；
[0027]图8为本申请实施例提供的一种闷井时间的确定装置的结构示意图；
[0028]图9为本申请实施例提供的一种电子设备的结构示意图。
具体实施方式
[0029]为了使本专利技术的技术方案更加明晰明了的呈现，下面以具体地实施例对本申请的技术方案以及本申请的技术方案如何解决上述技术问题进行详细说明。显然，所描述的实施例仅仅是一部分的实施例，而不是全部的实施例，故并不用于限定此专利技术。对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例中不再赘述。下面将结合附图，对本申请的实施例进行描述。
[0030]首先，对领域内特有名词进行解释说明：
[0031]页岩油：是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。其中包括泥页岩孔隙和裂缝中的石油，也包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油资源。
[0032]试井：试井是为了确定井的生产能力和研究储层参数及储层动态而对井进行的专门测试工作。按测试时流体在储层中的流动性质及所依据的基本理论，试井分为稳定试井和不稳定试井。
[0033]压裂：在石油领域，压裂是指采油或采气过程中，利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法，又称水力压裂。压裂是人为地使地层产生裂缝，改善油在地下的流动环境，使油井产量增加，对改善油井井底流动条件、减缓层间和改善油层动用状况可起到重要的作用。
[0034]闷井时间：压裂后闷井一段时间可以使地下油水分异，也可以使裂缝在压裂液的作用下进一步扩展，有助于提高页岩油田早期产量。
[0035]缝网：压裂形成的裂缝不是常规的双翼裂缝，而是形成了裂缝网络。
[0036]渗透率：是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力，是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。
[0037]受效区：受到水力压裂技术而影响的区域。
[0038]改造区：受到水力压裂技术影响而起作用的区域，在此区域内有裂缝的产生。
[0039]未改造区：未受到水力压裂技术影响的区域，也是原始地层。
[0040]井筒：是指在井工采矿，从地面向矿体开凿的垂直或倾斜一类工程，垂直的工程称为立井，倾斜的工程称为斜井，井筒是矿井通达地面的主要进出口。
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法，其特征在于，包括：根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定所述页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；根据所述页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，所述试井曲线表示所述渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；根据监测的所述页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及所述试井曲线，确定所述页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型之前，还包括：根据所述页岩油藏缝网压裂水平井的地质构造及特征，建立所述页岩油藏缝网压裂水平井的物理模型；根据所述物理模型的动态特性，建立所述页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型的数学模型。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述物理模型的动态特性，建立所述页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型的数学模型，包括：确定所述物理模型中的相关参数，以及所述参数之间的相互关系；根据所述参数以及所述参数之间的相关关系，建立所述数学模型。4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定所述页岩油藏缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，包括：根据所述数学模型确定不同改造区的渗透率；根据所述数学模型模拟压力传播，得到不同渗透率下的井底流压和井底流压导数。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述根据所述页岩油藏缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，包括：根据所述不同渗透率下的井底流压和井底流压导数，确定压力传播到单井到达边界效应所需时间。6...

【专利技术属性】
技术研发人员：陈志明，赵鹏飞，廖新维，石璐铭，陈昊枢，王佳楠，
申请(专利权)人：中国石油大学北京，
类型：发明
国别省市：