[发明专利]一种页岩油水平井准自然能量开发合理生产制度确定方法

说明书

本发明公开了一种页岩油水平井准自然能量开发合理生产制度确定方法，属于油田开发领域，根据水平井的生产动态特征，将其体积压裂准自然能量开发分为闷井、排液和见油后正常生产阶段，并提出了各阶段合理的工作制度：通过滤失区与侵入区接触面压力，进行地面与井底压力换算，确定水平井压裂后闷井时间，根据采出水地层水矿化度分析值或者水平井压裂液置换率确定水平井排液周期，并依据不同支撑剂控制临界流量来确定返排强度，通过低生产气油比、中高生产气油比、高生产气油比三个开发阶段的流饱比和采液强度控制技术参数确定生产正常后各阶段的合理生产制度，为提高页岩油水平井准自然能量开发最终累产油提供了技术保障。

技术领域

本发明属于油田开发领域，具体涉及一种页岩油水平井准自然能量开发合理生产制度确定方法。

背景技术

非常规石油资源，规模效益开发已成为我国石油工业发展面临的主要课题，目前非常规油藏并没有统一的定义，一般是指岩性致密的油藏，针对某地来讲，是指地面空气渗透率小于1.0mD的油藏，主要包含三叠系延长组以长6油层、长8油层为主的超低渗油藏和长7油层。从某地已开发油藏矿场实践来看，又可细分为3类：地面空气渗透率介于0.5-1.0mD的油藏以定向开发为主；地面空气渗透率介于0.3-0.5mD的油藏以水平井注水开发为主；地面空气渗透率小于0.3mD的油藏采用长水平井体积压裂准自然能量开发。

从国内外文献调研来看，大规模体积压裂水平井准自然能量开发是开发储层物性更差的致密油藏的一种有效开发方式。北美致密油开发以投资回报为目的，为快速收回投资采用放压生产制度，初期产量高、递减大，采收率一般偏低即5％-8％，在高油价下能够取得较好的经济效益，但在低油价下也难以成为一种规模有效开发的模式。国内致密油与国外致密油相比，相似之处是储层物性接近、非均质性强、天然裂缝都比较发育，差异之处是地层压力系数低，介于0.6-0.8之间，依据某地油藏矿场实践来看，蓄能压裂开发方式下页岩油开发具有不同于常规油藏的鲜明特点，已投产水平井的开发阶段可划分为闷井、排液和见油后正常生产阶段。其中闷井、排液阶段主要关注渗吸补能和含水的变化；正常生产阶段最重要的工作就是考虑如何高效利用地层能量，尽量延长油井高产稳产期。为了实现致密油藏水平井准自然能量开发初期高产、长期稳产的目标，也就是达到有效延长水平井生命周期，提高采收率的目的，该类低压致密油藏合理的生产制度还存在以下技术问题：一是无法优化压后闷井时间，充分发挥蓄能压裂作用；二是无法确定压后返排阶段合理的返排强度和排液周期；三是无法优化生产正常后控压生产参数，高效利用地层能量，提高单井累产油。

发明内容

为了克服上述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供一种页岩油水平井准自然能量开发合理生产制度确定方法，以解决现有技术中无法优化压后闷井时间，充分发挥蓄能压裂作用；无法确定压后返排阶段合理的返排强度和排液周期；无法优化生产正常后控压生产参数，高效利用地层能量，提高单井累产油的问题。

为了达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：

本发明公开的一种页岩油水平井准自然能量开发合理生产制度确定方法，包括：确定水平井压裂后闷井时间、确定水平井排液周期和返排强度及确定生产正常后不同开发阶段合理生产制度；

所述确定水平井压裂后闷井时间包括：

S1：建立压裂液滤失过程数学模型，确定压裂液的滤失层、侵入层和油藏流体压缩层的滤失系数；

S2：根据滤失层、侵入层和油藏流体压缩层的滤失系数建立压裂液滤失渗流模型，确定滤失区与侵入区接触面压力；

S3：通过滤失区与侵入区接触面压力，进行地面与井底压力换算，确定闷井时间；

所述确定水平井排液阶段时间包括：

S4：确定水平井排液周期并确定水平井排液阶段返排强度；