【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及油气田开发中压裂，是一种用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法。
技术介绍
1、低孔、低渗储层油气井在开发前期进行压裂改造后快速生产，产量猛增，随着产水量增加，地层能量有限等多方面因素影响，产量快速下降，导致采出程度低，因此需要对老井进行二次改造，将剩余油进行最有效的挖潜，提高油气藏的采收率。
2、重复压裂技术作为对低渗透油气藏开发常用的有效手段，重复压裂是指初次压裂后，随着生产的进行，油藏内部的孔隙压力下降，井眼附近的地应力分布由于受到支撑裂缝的影响，使得地应力发生了反转，导致重复压裂开启的新裂缝方向与初次压裂裂缝方向垂直，当延伸到应力反转区一定距离后，地应力发生再次转向，从而恢复到初次裂缝扩展方向继续延伸。集团重复压裂是指是采用两口及两口以上平行或者相近的老井之间的集团压裂技术，蓄能集团重复压裂是指在进行集团重复压裂前需要补充地层能量，目前主要的蓄能液有清水、返排液等，一是改变井周围的地应力状态，有利于产生新的缝网，二是为后续生产提供能量，再进行集团重复压裂，压裂效率和油层的裂缝体积都有较大的提高，从而增产效果也会大大提高。
技术实现思路
1、本专利技术提供了一种用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有针对老井蓄能集团重复压裂施工设计，在注水压力恢复程度和焖井时间等方面存在盲目性，没有一种系统科学有效的方式方法的问题。
2、本专利技术的技术方案是通过以下措施来实现的：一种用于老井
3、步骤1：建立多相流的流固耦合渗流模型，开展油井重复压裂前生产动态的历史拟合，得到油藏四维地应力、地层压力分布，并计算剩余油储量；
4、步骤2：根据该区域的剩余油储量阈值区间，确定集团重复压裂集团井，若剩余油储量在阈值区间内，则继续，若剩余油储量不在阈值区间内，则停止；
5、步骤3：根据目标集团井注水增能前的生产特征，所述生产特征包括累产量、用液量和地层压力，计算单井地层亏空量，根据压力恢复程度f1、f2、f3计算注液量；
6、步骤4：根据步骤3中的注液量，向各目标井注入蓄能液，所有目标集团井完成增能后，模拟焖井时间为t1、t2、t3、t4下的压力分布图和含水饱和度分布；
7、步骤5：建立耦合模型，通过耦合模型模拟集团重复压裂水力裂缝扩展，根据重复压裂的储层改造体积优选注水压力恢复程度及焖井时间，模拟得到首个压力恢复程度与首个焖井时间，找到当前储层改造体积的第一值，转入步骤3，在第一值的基础上，缩小压力恢复程度以及焖井时间的范围，找到当前储层改造体积的第二值，如果第二值大于第一值，则第一值为最优值，如果第二值不大于第一值，则第二值为最优值，如此进行迭代，直至压力恢复程度的间隔为1％，时间间隔为1天时，迭代结束。
8、下面是对上述专利技术技术方案的进一步优化或/和改进：
9、上述步骤5中的建立耦合模型包括：
10、步骤ⅰ：收集目标区域数据，建立三维地质模型；
11、步骤ⅱ：建立流固热耦合模型，根据老井初次水力压裂施工数据和微地震监测数据，利用所述的流固热耦合模型，得到老井初次压裂裂缝形态及参数，然后建立嵌入式离散裂缝模型，将老井初次压裂裂缝形态及参数通过嵌入式离散裂缝模型，嵌入到三维地质模型中，所述老井初次压裂裂缝包括缝高、缝长和缝宽。
12、上述步骤ⅱ中的流固热耦合模型包括：
13、多孔弹性岩石的应力平衡方程，具体为：
14、
15、上式中，g(d)为衰减函数，g(d)＝k+(1-k)(1-d)2，k等于1×10-9，d为相场变量；为拉应力；为压应力；σ0为初始应力；α(d)为biot系数，k为多孔介质的岩石体积模量，ks为岩石骨架颗粒的体积模量；ι为单位张量；p为孔隙流体压力；
16、多孔弹性岩石的渗流平衡方程，具体为：
17、
18、上式中，p为孔隙流体压力；m(d)是biot模量，kf为流体的体积模量，ks为岩石骨架颗粒的体积模量，φ为岩石的孔隙度；α(d)为biot系数，k为多孔介质的岩石体积模量；εii为体积应变；k为储层的渗透率；μf为流体的粘度，qf为注入量；
19、多孔弹性岩石的温度平衡方程，具体为：
20、
21、上式中，(ρc)eff为含流体多孔介质的热容，(ρc)eff＝φρlcl+(1-φ)ρscs，φ为岩石的孔隙度，ρl流体的密度，cl为流体的比热容，ρs为岩石的密度，cs为岩石的比热容；t为储层的温度；λeff为平均导热率，λeff＝φλl+(1-φ)λs，λl为流体的导热率，λs为岩石的导热率；ν为流体的速度；q为热源/汇项；
22、多孔弹性岩石的相场演化方程，具体为：
23、
24、上式中，l0为长度尺度参数；gc为最大能量释放率；d为相场变量；h为拉伸应变能密度的最大值，k等于1×10-9，为拉伸应变能密度，σ0为初始应力，ε为应变张量，p为孔隙流体压力，φ0为初始岩石孔隙度，kf为流体的体积模量，ks为岩石骨架颗粒的体积模量，k为多孔介质的岩石体积模量。
25、上述步骤ⅰ中目标区域数据包括目标区域的测井曲线和断层数据。
26、上述步骤1所述的多相流的流固耦合模型包括：
27、地应力计算方程，具体为：
28、
29、上式中，σeff为有效应力；α为biot孔弹性系数；p为孔隙流体压力；
30、饱和度归一化方程，具体为：
31、so+sw＝0
32、上式中，so为含油饱和度；sw为含水饱和度；
33、毛管压力方程，具体为：
34、pc(sw)＝p0-pw
35、上式中，pc为毛管压力；sw为含水饱和度；p0为油的压力，pw为水的压力。
36、地层压力的计算方程，具体为：
37、
38、上式中，ρo为油的粘度；vo为油的流动速度，kro为油的相对渗透率，k为储层的渗透率，p0为油的压力，μ0为油相粘度；so为含油饱和度；qo为采油量；
39、含水饱和度的计算模型，具体为：
40、
41、上式中，ρw为水的粘度；vw为水的流动速度，krw为水的相对渗透率，k为储层的渗透率，pw为水的压力，μw为水相粘度；sw为含水饱和度；qw为采水量。
42、上述步骤1中所述的剩余油储量的计算方法为：
43、
44、上式中，dpo(t)为目标集团井从投产开始到t时刻的剩余油储量；dro为原始原油储量；qi为第i口井t时刻产油量，i＝1,2,3,…,n，n为目标井重复压裂井数。
45、上述步骤3所述的单井地层亏空量(m3)＝累计产液量(m3)-用液量(m3)；
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【技术保护点】
1.一种用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于包括步骤如下：
2.根据权利要求1所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤5中的建立耦合模型包括：
3.根据权利要求2所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤ⅱ中的流固热耦合模型包括：
4.根据权利要求1或2或3所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤1所述的多相流的流固耦合模型包括：
5.根据权利要求1或2或3所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤1中所述的剩余油储量的计算方法为：
6.根据权利要求4所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤1中所述的剩余油储量的计算方法为：
7.根据权利要求1或2或3或6所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤3所述的单井地层亏空量(m3)＝累计产液量(m3)-用液量(m3)；
8.根据权利要求4所述的用于老井蓄能集
9.根据权利要求5所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤5所述的压力恢复程度为：
...【技术特征摘要】
1.一种用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于包括步骤如下：
2.根据权利要求1所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤5中的建立耦合模型包括：
3.根据权利要求2所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤ⅱ中的流固热耦合模型包括：
4.根据权利要求1或2或3所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤1所述的多相流的流固耦合模型包括：
5.根据权利要求1或2或3所述的用于老井蓄能集团注水压力恢复程度及焖井时间的方法，其特征在于步骤1中所述的剩余油储量的计算方法...
【专利技术属性】
技术研发人员：余波，于浩，何旺达，曾磊，程启迪，董波，张丽，谢鹏，赵长德，佟江，
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：
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