本發(fā)明屬于油氣田開發(fā)領(lǐng)域，具體涉及一種低滲透油氣藏儲層水平井分段多簇壓裂的簇間距優(yōu)化方法。

背景技術(shù)：
近年來，國內(nèi)外非常規(guī)領(lǐng)域水平井分段多簇壓裂技術(shù)的進步與規(guī)模應(yīng)用，使頁巖油、頁巖氣、致密砂巖油和致密砂巖氣等低滲透油氣資源得以高效經(jīng)濟開發(fā)并發(fā)揮出革命性作用。水平井分段多簇壓裂技術(shù)是指在壓裂時將水平井分成多段分步進行壓裂，且在各壓裂段內(nèi)以一定的間距進行多簇射孔，在壓裂施工時，對同一壓裂段內(nèi)的各射孔簇進行同步壓裂，射孔簇間的距離簡稱為簇間距。通常一個射孔簇壓裂后會形成一條水力裂縫，單一壓裂段內(nèi)則會形成多條水力裂縫。水平井分段多簇壓裂技術(shù)的核心是在低滲透儲層中形成具有較大波及體積的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，使地層中的油氣快速地流入井筒。但在水平井分段多簇壓裂設(shè)計中，簇間距這一影響產(chǎn)量、采收率和經(jīng)濟效益的重要因素仍尚不清楚。Mayerhofer等人采用數(shù)值模擬方法對低滲透油氣藏的壓后生產(chǎn)規(guī)律進行研究后發(fā)現(xiàn)裂縫網(wǎng)絡(luò)尺寸與壓后產(chǎn)量呈正相關(guān)，裂縫網(wǎng)絡(luò)的形態(tài)越復(fù)雜，改造的儲層體積越大，壓后產(chǎn)量越高(MayerhoferMJ,LolonE,WarpinskiNR,etal.Whatisstimulatedrockvolume？[C]//SPEShaleGasProductionConference.SocietyofPetroleumEngineers,2008)。Cipolla等進行理論研究以及建模計算指出，當(dāng)水力裂縫主裂縫導(dǎo)流能力達到一定程度后，繼續(xù)增加射孔簇數(shù)或者減小簇間距對最終增產(chǎn)效果影響甚微，因此不應(yīng)當(dāng)過度追求簇間距的縮小，而應(yīng)該取一個經(jīng)濟合理的數(shù)值(CipollaCL,LolonE,MayerhoferMJ.Reservoirmodelingandproductionevaluationinshale-gasreservoirs[C]//InternationalPetroleumTechnologyConference.InternationalPetroleumTechnologyConference,2009)。而低滲透油氣藏水平井在進行分段多簇壓裂時，壓裂段數(shù)較多，同時對各壓裂段進行研究過于復(fù)雜且意義不大，通常以單一壓裂段內(nèi)的多條水力裂縫為代表進行優(yōu)化研究，再將優(yōu)化結(jié)果推廣到各壓裂段?，F(xiàn)階段已有的簇間距優(yōu)化方法主要是采用解析解或2D位移不連續(xù)法建立水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場模型，再采用該模型計算出水平井筒壁面上最大、最小水平主應(yīng)力方向反轉(zhuǎn)臨界點與相鄰水力裂縫間的距離，以此作為優(yōu)化的最佳間距。而采用解析解和2D位移不連續(xù)法，建立的水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場模型均不能準(zhǔn)確地反映實際情況下儲層中三維水力裂縫的誘導(dǎo)應(yīng)力場分布，且水力裂縫的存在不僅會在地層中產(chǎn)生誘導(dǎo)應(yīng)力，還會導(dǎo)致地層中孔隙壓力和孔隙彈性應(yīng)力發(fā)生變化。同時當(dāng)?shù)貙釉妓綉?yīng)力差較大時，可能并不存在應(yīng)力反轉(zhuǎn)點，以應(yīng)力反轉(zhuǎn)半徑作為最佳簇間距，并未充分考慮儲層壓裂后的增產(chǎn)效果。由此可知，采用現(xiàn)有的簇間距優(yōu)化方法并不能獲得一個理想的簇間距優(yōu)化結(jié)果。綜上所述，目前需要的低滲透油氣藏儲層水平井分段多簇壓裂簇間距優(yōu)化方法應(yīng)該具有以下兩個特點：1.一套準(zhǔn)確的考慮水力裂縫干擾模式下的地應(yīng)力場計算模型；2.一種充分考慮儲層壓裂后增產(chǎn)效果的簇間距優(yōu)化方法。

技術(shù)實現(xiàn)要素：
本發(fā)明的目的在于提供一種低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂簇間距優(yōu)化方法，用于優(yōu)化壓裂井的簇間距，更具有操作性和準(zhǔn)確性，為低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂的簇間距優(yōu)化設(shè)計提供了一種新的決策方法，克服了現(xiàn)有技術(shù)存在的缺陷。為達到以上技術(shù)目的，本發(fā)明提供以下技術(shù)方案。首先，建立水力裂縫干擾模式下的地應(yīng)力場計算模型,先分別計算出水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力、壓裂液濾失后的地層孔隙壓力和孔隙彈性應(yīng)力，再基于彈性力學(xué)基礎(chǔ)理論將上述三種應(yīng)力場與原地應(yīng)力場進行疊加，計算獲得考慮水力裂縫干擾的水平兩向有效主應(yīng)力的大小和方向；其次，在存在水力裂縫干擾的復(fù)雜地應(yīng)力場條件下，計算天然裂縫發(fā)生張開和剪切破裂區(qū)域的大小并分析其分布特征，將兩種破裂方式的總覆蓋區(qū)域等效為縫網(wǎng)波及區(qū)域，從而得到縫網(wǎng)波及區(qū)域面積大小；最后，繪制出不同簇間距條件下的縫網(wǎng)波及區(qū)域面積曲線圖，以獲得最大的縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為優(yōu)化目標(biāo)，確定出最佳的簇間距方案。一種低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂簇間距優(yōu)化方法，依次包括以下步驟：(1)計算水力裂縫在地層中產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力?；?D位移不連續(xù)理論引入三維修正因子，建立水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場計算模型(ChengY.Mechanicalinteractionofmultiplefractures--exploringimpactsoftheselectionofthespacing/numberofperforationclustersonhorizontalshale-gaswells[J].SPEJournal,2012,17(04):992-1,001；WuK,OlsonJE.Simultaneousmultifracturetreatments:fullycoupledfluidflowandfracturemechanicsforhorizontalwells[J].SPEJournal,2015,20(02):337-346)。計算水平井筒所在水平面內(nèi)任意點i處的水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力大小，計算公式如下：式中：σnxi為地層中任意點i處水力裂縫產(chǎn)生的沿原始最小水平地應(yīng)力方向(平行于x軸方向)的誘導(dǎo)應(yīng)力，MPa；σnyi為地層中任意點i處水力裂縫產(chǎn)生的沿原始最大水平地應(yīng)力方向(平行于y軸方向)的誘導(dǎo)應(yīng)力，MPa；σnxyi為地層中任意點i處水力裂縫產(chǎn)生的剪切誘導(dǎo)應(yīng)力，MPa；Axxi,j、Axyi,j、Ayxi,j、Ayyi,j、Asxi,j、Asyi,j均為平面應(yīng)變彈性系數(shù)，具體取值與簇間距大小有關(guān)；σnxj為水力裂縫單元j上受到的沿原始最小水平地應(yīng)力方向(平行于x軸方向)的正應(yīng)力，MPa；σnxyj為水力裂縫單元j上受到的剪切應(yīng)力，MPa；Dxj、Dyj分別為裂縫單元j上受到的剪切應(yīng)力和正應(yīng)力引起的位移不連續(xù)量，可由式(3)給出的邊界條件，結(jié)合式(1)反求得到；Gi,j為三維修正因子，無因次；N為同一壓裂段內(nèi)的多條水力裂縫被劃分的總單元個數(shù)；h為水力裂縫半高，m；di,j為地層中任意點i到裂縫單元j的距離，具體取值與簇間距大小有關(guān)，m；xj為水力裂縫單元j的中點距井筒的距離，m；L為水力裂縫半長，m；pnet為水力裂縫縫口凈壓力，MPa。(2)計算壓裂液濾失后的地層孔隙壓力。低滲透儲層基質(zhì)滲透率極低，濾失到基質(zhì)中的壓裂液量少且濾失距離較短，可忽略壓裂液向基質(zhì)中的濾失。一般情況下，儲層中發(fā)育的天然裂縫是壓裂液濾失的主要通道，在低滲透儲層中僅考慮壓裂液沿天然裂縫的濾失行為。壓裂液沿天然裂縫濾失后，天然裂縫內(nèi)的地層孔隙壓力計算公式如下(WarpinskiNR,TeufelLW.Influenceofgeologicdiscontinuitiesonhydraulicfracturepropagation(includesassociatedpapers17011and17074)[J].JournalofPetroleumTechnology,1987,39(02):209-220)：低滲透油藏：低滲透氣藏：式中：Pi為壓裂液濾失后地層中任意點i處的孔隙壓力，MPa；Po為原始地層孔隙壓力，MPa；Pf為水力裂縫上濾失起點處的液體壓力，MPa；代表濾失點i到第k條水力主裂縫的垂直距離，具體取值與簇間距大小有關(guān)，m；Yf為氣藏儲層中壓裂液沿天然裂縫濾失的最大距離，m；Kf為天然裂縫滲透率，μm2；n為水力裂縫主裂縫條數(shù)，即單段內(nèi)的壓裂簇數(shù)；θ為天然裂縫與原始最大水平地應(yīng)力方向(平行于y軸方向)的夾角，°；φ為天然裂縫的孔隙度，無因次；c為天然裂縫的壓縮系數(shù)，1/MPa；μl為濾失壓裂液的粘度，mPa·s；t為濾失時間，s。(3)計算壓裂液濾失后的地層孔隙彈性應(yīng)力。壓裂液的濾失會增加局部儲層的孔隙壓力，這種作用將會擾動水力裂縫周圍的應(yīng)力。在低滲透氣藏儲層中，基質(zhì)中濾失量較少，壓裂液雖然會沿天然縫濾失相當(dāng)遠的距離但在壓縮性和孔隙度控制下，其整體進入孔隙空間的液量有限，可忽略孔隙彈性應(yīng)力影響。但在油藏儲層中，流體壓力的瞬時傳播區(qū)域超出了壓裂液侵入?yún)^(qū)域，此時孔隙彈性應(yīng)力不能被忽略，其計算公式如下(WarpinskiNR,TeufelLW.Influenceofgeologicdiscontinuitiesonhydraulicfracturepropagation(includesassociatedpapers17011and17074)[J].JournalofPetroleumTechnology,1987,39(02):209-220)：式中：Δσi為壓裂液濾失后的地層中任意點i處的孔隙彈性應(yīng)力，MPa；A為孔隙彈性常數(shù)，無因次；v為地層巖石泊松比，無因次；ξ為閉合應(yīng)力參數(shù)，無因次；α為Biot系數(shù)，無因次。(4)將以上三種應(yīng)力場與原地應(yīng)力場疊加獲得新的地應(yīng)力場，計算疊加后地應(yīng)力場的水平兩向有效主應(yīng)力的大小和方向?；趶椥粤W(xué)基礎(chǔ)理論，將上述三種誘導(dǎo)應(yīng)力場與原地應(yīng)力場進行疊加：疊加后地應(yīng)力場的水平兩向有效主應(yīng)力的大小和方向分別為：式中：σnx為水力裂縫產(chǎn)生的沿原始最小水平地應(yīng)力方向(平行于x軸方向)的誘導(dǎo)應(yīng)力，具體各點處的應(yīng)力值為σnxi，MPa；σny為水力裂縫產(chǎn)生的沿原始最大水平地應(yīng)力方向(平行于y軸方向)的誘導(dǎo)應(yīng)力，具體各點處的應(yīng)力值為σnyi，MPa；σnxy為水力裂縫產(chǎn)生的剪切誘導(dǎo)應(yīng)力，具體各點處的應(yīng)力值為σnxyi，MPa；P為壓裂液濾失后的地層孔隙壓力，具體各點處的應(yīng)力值為Pi，MPa；Δσ為壓裂液濾失后的地層孔隙彈性應(yīng)力，具體各點處的應(yīng)力值為Δσi，MPa；σH為原始最大水平地應(yīng)力，MPa；σh為原始最小水平地應(yīng)力，MPa；σ1為以上三種應(yīng)力場和原地應(yīng)力場疊加以后的水平最大有效主應(yīng)力，MPa；σ2為以上三種應(yīng)力場和原地應(yīng)力場疊加以后的水平最小有效主應(yīng)力，MPa；β1為σ1與原始最大水平地應(yīng)力方向(平行于y軸方向)的夾角，°；β2為σ2與原始最小水平地應(yīng)力方向(平行于x軸方向)的夾角，°。本發(fā)明中的所有計算以壓應(yīng)力為正，張應(yīng)力為負(fù)。(5)計算縫網(wǎng)波及區(qū)域面積大小。天然裂縫發(fā)育是低滲透油氣藏儲層壓裂形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的必要條件。天然裂縫是儲層力學(xué)上的薄弱環(huán)節(jié)，儲層壓裂改造過程中天然裂縫更易先于基巖發(fā)生張開和剪切破裂，從而在儲層中形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，因此可將這兩種破裂方式的總覆蓋區(qū)域等效為縫網(wǎng)波及區(qū)域，從而得到縫網(wǎng)波及區(qū)域面積大小。天然裂縫張開破裂區(qū)域判定系數(shù)為：天然裂縫剪切破裂區(qū)域判定系數(shù)為：式中：μ為天然裂縫壁面摩擦系數(shù)，無因次；co為天然裂縫內(nèi)聚力，MPa。M<0則代表該區(qū)域內(nèi)的天然裂縫發(fā)生張開破裂，S>0代表該區(qū)域內(nèi)的天然裂縫發(fā)生剪切破裂，S>0和M<0的總覆蓋區(qū)域面積即為縫網(wǎng)波及區(qū)域面積。(6)繪制壓裂簇間距與縫網(wǎng)波及區(qū)域面積關(guān)系曲線圖，確定最佳簇間距。縫網(wǎng)波及區(qū)域越大，則壓裂后獲得的儲層改造體積越大，儲層改造增產(chǎn)效果越理想。在進行水平井分段多簇壓裂簇間距設(shè)計時，應(yīng)以獲得最大縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為目標(biāo)。通過上述公式(1)～(14)，計算獲得不同簇間距條件下的縫網(wǎng)波及區(qū)域面積，以簇間距為橫坐標(biāo)，縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為縱坐標(biāo)，繪制曲線，根據(jù)曲線變化趨勢，得到最佳的簇間距優(yōu)化結(jié)果。本發(fā)明中涉及的計算公式和參數(shù)較多，若一一列出會顯得過于累贅，為保證本發(fā)明的簡潔直觀，因此僅列出了主要的計算公式和參數(shù)，對于未給出的計算公式和參數(shù)則列出了相應(yīng)的參考文獻。與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明的有益效果在于：首先，更加完善的考慮了水力裂縫對原地應(yīng)力場的干擾作用，并基于彈性力學(xué)基礎(chǔ)理論和位移不連續(xù)法建立了考慮水力裂縫干擾的復(fù)雜地應(yīng)力場計算模型，彌補了現(xiàn)有的優(yōu)化方法對水力裂縫干擾作用考慮的不足；其次，基于縫網(wǎng)形成機理，考慮了天然裂縫在復(fù)雜地應(yīng)力場條件下的張開和剪切破裂行為，提出了一種更加準(zhǔn)確的縫網(wǎng)波及區(qū)域面積預(yù)測方法；最后，在充分考慮儲層壓后增產(chǎn)效果的基礎(chǔ)上，以獲得最大縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為優(yōu)化目標(biāo)，形成一種新的簇間距優(yōu)化方法，更具有客觀性、準(zhǔn)確性和實用性。附圖說明圖1為單段兩簇壓裂模式下水力裂縫位移不連續(xù)法單元劃分示意圖。圖2為單段兩簇壓裂模式下簇間距為15m時天然裂縫張開破裂區(qū)域預(yù)測圖。圖3為單段兩簇壓裂模式下簇間距為15m時天然裂縫剪切破裂區(qū)域預(yù)測圖。圖4為單段三簇壓裂模式下簇間距為15m時天然裂縫張開破裂區(qū)域預(yù)測圖。圖5為單段三簇壓裂模式下簇間距為15m時天然裂縫剪切破裂區(qū)域預(yù)測圖。圖6不同簇間距對應(yīng)的縫網(wǎng)波及區(qū)域面積大小曲線圖。具體實施方式以下結(jié)合附圖及現(xiàn)場運用實例，對本發(fā)明進一步詳細說明。以東部某油田的一口致密砂巖油藏水平井(XP井)為例，該井完鉆井深3919m，垂深2091.7-2105.6m，水平段長1619米，油層平均孔隙度8.3％，平均滲透率0.77mD，為低孔、特低滲儲層，其它基本參數(shù)見下表1所示?，F(xiàn)階段，國內(nèi)的低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂技術(shù)由于受到儲層地質(zhì)條件和施工工具設(shè)備的限制，通常在單段內(nèi)采用2～3簇的規(guī)模進行壓裂施工，此處的實例井也按照單段內(nèi)2～3簇的常規(guī)規(guī)模進行簇間距優(yōu)化設(shè)計。但本發(fā)明所提出的優(yōu)化方法并不受單段內(nèi)分簇數(shù)量的限制，可為單段內(nèi)任意簇數(shù)的簇間距優(yōu)化問題提供指導(dǎo)。表1XP井基本參數(shù)表步驟1，確定好單段內(nèi)的壓裂簇數(shù)和簇間距后，將水力裂縫按圖1中的方式進行單元劃分，再采用表1中的參數(shù)，運用式(1)～(3)計算出水力裂縫在地層中產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力。步驟2，采用表1中的數(shù)據(jù)，運用公式(4)計算壓裂液濾失后的地層孔隙壓力。步驟3，采用表1中的數(shù)據(jù)，運用公式(6)～(9)計算地層孔隙壓力變化導(dǎo)致的孔隙彈性應(yīng)力。步驟4，結(jié)合步驟1～3的計算結(jié)果，運用公式(10)～(12)計算水力裂縫干擾模式下的地應(yīng)力場的水平兩向有效主應(yīng)力的大小和方向。步驟5，采用表1中的數(shù)據(jù)，運用公式(13)～(14)計算天然裂縫的張開破裂區(qū)域與剪切破裂區(qū)域。對比發(fā)現(xiàn)，在進行水平井分段多簇壓裂時，地層中的天然裂縫更易發(fā)生剪切破裂，天然裂縫剪切破裂區(qū)域與張開破裂區(qū)域重疊且前者要遠大于后者。以15m的簇間距為例，由圖2～圖5可知，無論是在單段兩簇還是在單段三簇壓裂模式下，天然裂縫剪切破裂區(qū)域都要遠大于張開破裂區(qū)域。因此，在水平面內(nèi)可采用天然裂縫剪切破裂區(qū)域面積大小來表征水力壓裂形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)波及區(qū)域面積大小。步驟6，設(shè)置不同的單段壓裂簇數(shù)和簇間距，重復(fù)步驟1～5，繪制出簇間距與縫網(wǎng)波及區(qū)域面積關(guān)系曲線圖(圖6)。由圖6可知，隨著簇間距的增大，縫網(wǎng)波及區(qū)域面積先增大后減小。根據(jù)曲線變化趨勢，選取最大縫網(wǎng)波及區(qū)域面積對應(yīng)的簇間距值作為最佳簇間距。最終確定，單段三簇壓裂模式下，最佳簇間距約為16m；單段兩簇壓裂模式下，最佳簇間距約為12m。結(jié)合地質(zhì)資料與測井解釋結(jié)果對XP井水平段的油藏甜點發(fā)育區(qū)進行識別，從而確定出合理的壓裂段數(shù)和位置，再根據(jù)簇間距優(yōu)化結(jié)果對每段進行分簇射孔，最后進行現(xiàn)場壓裂施工。本井共實施12段32簇壓裂，總液量9808方，總砂量386方。壓后試油自噴最高日產(chǎn)液216.5方，油33.8方，目前自噴日產(chǎn)液50噸，油8噸，累產(chǎn)液12975噸，油3164噸，取得了十分理想的增產(chǎn)效果。說明本發(fā)明提出的簇間距優(yōu)化方法較為合理，壓裂后地層中形成了較大規(guī)模的復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，可為低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂的簇間距優(yōu)化設(shè)計提供指導(dǎo)。