一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法技术

本发明专利技术涉及油田储层改造技术和提高采收率技术领域，具体涉及一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法。主要解决了低渗、致密储层老井地层能量不足，压裂增能一体化改造设计优化无法定量的问题。本发明专利技术首先进行目标井选择，然后通过地层压力恢复图版和最优渗吸闷井时间公式确定合理的增能液注入量和压后关井时间。本发明专利技术具有操作简单、直观，可有效恢复地层压力，进一步提高单井产能等优点。进一步提高单井产能等优点。进一步提高单井产能等优点。

【技术实现步骤摘要】
一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法

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[0001]本专利技术涉及油田储层改造技术和提高采收率
，具体涉及一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法。

技术介绍
：
[0002]低渗、致密油资源作为各油田增产上储的主要目标，取得了较好的效果，但存在地层能量不足、产能递减快等问题，影响长期有效开发。压裂液性差异、注入规模不同、关井时机等因素均影响重复压裂改造效果，因此急需通过压裂增能一体化模式，补充地层能量同时，压后通过闷井使增能液与孔隙中的原油充分置换，进一步提高采收率。
[0003]通过压裂软件优化压裂液注入量及支撑剂规模，可以实现储层长、宽、高方向立体改造，针对地层能量不足老井，没有形成系统的压裂增能一体化优化设计方法，无法量化压裂液注入量与地层压力增量关系，无法明确合理的闷井时间，导致相同区块不同井压裂效果差异较大。

技术实现思路
：
[0004]本专利技术的目的是提供一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法，该方法能够量化、系统、有效的应用在地层压力系数低或长期供液不足的低渗、致密油藏，通过优化目标井增能液注入量和闷井时间，解决地层能量不足、产能递减快问题。
[0005]本专利技术通过如下技术方案来达到：一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法，包括以下步骤：
[0006]第一步：选择地层能量不足的老井直井作为目标井；
[0007]第二步：根据不同储层条件，利用地层压力恢复图版，合理优化目标井增能液注入量；
[0008]第三步：根据最优渗吸闷井时间公式，合理优化不同储层条件下的最优闷井时间。
[0009]所述的步骤一中的目标油井选择方法：优选目前地层压力低于原始地层压力70％或者沉没度低于200m的油井作为目标井。
[0010]所述的步骤二中的增能液增能液由0.2％纳米微乳渗吸增产剂、0.2
‑
0.6％破乳助排剂或者0.1％稠化增粘剂、0.3％复合添加剂、0.06％消泡剂组成。
[0011]所述步骤二中的增能液注入量确定方法：首先确定目标井井控系数和增能强度，具体如下：
[0012](1)已知目标井储层改造厚度h、孔隙度φ、裂缝半长L，定义井控系数C
W
作为地层压力恢复图版的横坐标，建立井控系数与上述参数关系式：
[0013]C
W
＝h
×
φ
×
L
ꢀꢀ①
[0014](2)已知目标井原始地层压力P、目前地层压力p'，假设将地层压力恢复至原始地层压力的N％，那么地层压力增量
△
P＝N
×
P/100
‑
p'，计算获得增能强度E
S
作为地层压力恢复图版的纵坐标，建立增能强度与上述参数关系式：
[0015]E
S
＝(N
×
P/100
‑
p')/p'
ꢀꢀ②
[0016](3)根据计算获得的井控系数C
W
和增能强度E
S
，即可在地层压力恢复图版中查到相对应的加液强度，即增能液注入量；其中井控系数C
W
适用范围50
‑
450m2，增能强度E
S
适用范围0.35
‑
0.7。
[0017]所述的步骤三中的闷井时间确定方法：已知目标井储层孔隙度φ、渗透率K、原油粘度μ
O
、压裂液粘度μ
w
、界面张力σ、最优无因次闷井时间t
DMMZ,best
，t
DMMZ,best
取值为30，建立合理闷井时间t
best
与上述参数关系式：
[0018][0019]根据公式
③
，针对不同类型储层条件，计算得到目标井合理闷井时间。
[0020]本专利技术与已有技术相比具有如下有益效果：
[0021]本专利技术通过压裂增能一体化设计方法，能够通过图版及公式量化低渗
‑
致密储层地层能量不足目标井二次改造增能液注入量和闷井时间，减少工作量，可有效指导压裂方案设计。可控性强，操作方便简单、安全有效。
附图说明：
[0022]附图1是本专利技术目标井地层压力恢复图版。
[0023]具体实施方式：下面结合附图及实例对本专利技术作进一步说明：
[0024]一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法，包括以下步骤：
[0025]第一步：选择地层能量不足的老井直井作为目标井。
[0026]第二步：根据不同储层条件，利用地层压力恢复图版，合理优化目标井增能液注入量。
[0027]第三步：根据最优渗吸闷井时间公式，合理优化不同储层条件下的最优闷井时间。
[0028]以A井为例，具体如下：
[0029]目标井优选：某直井A经过了多年弹性开采，目前地层压力13.2MPa，仅为原始地层压力的62.8％，且长期供液不足，沉没度平均158m，但采出程度较低，仍有挖掘潜力，具体地质参数见表1及表2。
[0030]增能液注入量优化：
[0031](1)将储层厚度5m、孔隙度0.12、裂缝半长200m见表1，代入公式
①
计算得到井控系数为120m2；
[0032](2)已知原始地层压力21MPa，目前地层压力13.2MPa，假设将地层压力恢复到原始地层的90％，那么地层压力增量为5.7MPa见表1，将上述参数代入公式
②
计算得到增能强度为0.43；
[0033](3)依据地层压力恢复图版，可查到对应井控系数和增能强度数值下加液强度为400m3/m，即增能液注入量见图1。
[0034]最优闷井时间优化：将储层孔隙度0.12、渗透率0.001D、原油粘度5.2mPa
·
s等参数代入公式
③
计算得到合理闷井时间为9.6天见表2。
[0035]表1
[0036][0037]表2
[0038]
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法，其特征在于：包括以下步骤：第一步：选择地层能量不足的老井直井作为目标井；第二步：根据不同储层条件，利用地层压力恢复图版，合理优化目标井增能液注入量；第三步：根据最优渗吸闷井时间公式，合理优化不同储层条件下的最优闷井时间。2.根据权利要求1所述的一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法，其特征在于：所述的步骤一中的目标井选择方法：优选目前地层压力低于原始地层压力70％或者沉没度低于200m的油井作为目标井。3.根据权利要求1所述的一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法，其特征在于：所述的步骤二中的增能液由0.2％纳米微乳渗吸增产剂、0.2
‑
0.6％破乳助排剂或者0.1％稠化增粘剂、0.3％复合添加剂、0.06％消泡剂组成。4.根据权利要求1所述的一种老井直井压裂增能一体化优化设计方法，其特征在于：所述的步骤二中的增能液注入量确定方法：首先确定目标井井控系数和增能强度，具体如下：(1)已知目标井储层改造厚度h、孔隙度φ、裂缝半长L，定义井控系数C
W
作为地层压力恢复图版的横坐标，建立井控系数与上述参数关系式：C
W
＝h
×
φ
×
L
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ①
(2)已知目标井原始地层压力P、目前地层压力p'，假设将地层压力恢复至原始地层压力的N％，那么地层压力增量
...

【专利技术属性】
技术研发人员：王贤君，刘宇，郑继明，李东旭，王维，张洪涛，顾明勇，王洪达，赵亮，魏天超，裴永梅，孙雨，
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：