[发明专利]确定天然裂缝发育致密油藏开发方式的方法

说明书

本发明提供一种确定天然裂缝发育致密油藏开发方式的方法，应用探井、评价井、骨架井等前期测试资料，通过定量计算天然裂缝优势方向与最大主应力优势方向的夹角，确定致密油新区体积压裂水平井/定向井的开发方式，从而实现降低产建风险，提高产建经济效益的目的，本发明具有操作简单，结果可靠，不需要测量人工裂缝优势方向的优点。

技术领域

本发明涉及油田开发领域，特别涉及一种确定天然裂缝发育致密油藏开发方式的方法。

背景技术

致密油是近几年油藏开发的热点问题，水平井/定向井体积压裂是提高致密油单井产量的有效方法，但体积压裂水平井/定向井如何稳产、注水能不能见效，即是采用自然能量开发还是注水开发的开发方式(文中所述注水开发均指直井注水)一直是争论的焦点。

目前鄂尔多斯盆地油藏开发方式的常规确定方法主要通过室内岩心实验分析储层适不适合注水、油藏工程理论计算原始溶解气驱采收率后结合室内水驱油实验确定注水提高采收率的多少、借鉴矿场相近区块分析注水与不注水区块水平井/定向井开发规律三个方面进行研究。经过室内实验分析，长7致密油在储层敏感特征上适合注水，且注水能够提高采收率；矿场上与长7致密储层相邻成熟长6长8层系采用注水开发方式，较好的补充了地层能量、延缓了递减。根据以上分析，在鄂尔多斯盆地长7致密油开发前期，采用体积压裂水平井注水开发，经济效益评价(评价时点为2014年12月31日，油价按长庆油田当年实际结算油价)结果表明，陕北安83致密油注水水平井开发内部收益率仅为2.0％，远远低于行业基准值8％，投资风险大；庄230井区注水水平井开发，注水较好的补充了地层能量，延缓了递减，内部收益率为12.5％，抗风险能力较强。陕北安83注水试验区内部收益率低主要是由于大规模体积压裂水平井见注入水导致产量急剧降低引起的(见水比例高达64％)，采用自然能量水平井开发方式，相同时间节点下的内部收益率为8.6％，大于行业基准值8.0％，有一定的抗风险能力。由此可见，应用常规方法确定的开发方式，在有的致密油区块是不适用的，这主要是由于注水导致体积压裂水平井/定向井见水导致的，没有实现建立有效压力驱替系统补充地层能量的目的。

经过分析认为鄂尔多斯长7致密油体积压裂水平井/定向井见水的主要原因是天然裂缝优势方向与水平井/定向井体积压裂后形成的人工裂缝优势方向存在一定的夹角造成的。当夹角较小时，可以通过调整注采井距或注水技术政策(温和注水、周期注水等)建立有效压力驱替系统，从而实现补充地层能量、延缓水平井/定向井递减的目的，此种致密储层适合注水开发，如陇东庄230区块；当夹角大于某一值后，即便调整了注采井距或注水技术政策，注入水仍沿天然裂缝优势方向突进至人工裂缝导致体积压裂水平井/定向井快速水淹，此种致密储层只能采用自然能量开发，如陕北安83区块。常规开发方式确定方法，没有考虑储层天然裂缝对开发方式的影响，对于天然裂缝不发育，且压裂规模较小的长6、长8储层，此种方法的适用性较好，但对于天然裂缝发育、且采用大规模体积压裂的长7致密储层，会存在裂缝性见水的问题。因此对于天然裂缝发育的长7储层，在应用常规开发方式确定方法的基础上，应主要考虑天然裂缝优势方向与人工裂缝优势方向夹角大小，避免体积压裂水平井/定向井裂缝性见水。对于产建新区，天然裂缝优势方向可以通过前期探井、评价井、骨架井的测试资料得到，但人工裂缝优势方向只有在体积压裂后才能明确，在开发方案编制过程中无法确定。文献资料表明，人工裂缝优势方向与最大主应力优势方向是一致的，而最大主应力优势方向也可以通过前期探井、评价井、骨架井的测试资料得到，因此研究天然裂缝优势方向与人工裂缝优势方向夹角大小可以转换为研究天然裂缝优势方向与最大主应力优势方向夹角大小。

发明内容

针对现有技术存在中的不足，本发明提供一种确定天然裂缝发育致密油藏开发方式的方法，通过定量计算天然裂缝优势方向与最大主应力优势方向的夹角，确定致密油新区体积压裂水平井/定向井的开发方式，从而实现降低产建风险，提高产建经济效益目的。

为达到上述目的，本发明通过以下技术方案实现：

一种确定天然裂缝发育致密油藏开发方式的方法，包括以下步骤：