技术领域
[0001] 本
发明涉及油气井压裂技术，具体是一种压裂缝内总净压力评估方法。
背景技术
[0002] 油气井的压裂缝内净压力是指压裂裂缝内压力与裂缝闭合压力之差，它是使压裂裂缝延伸的原动力，与压裂所形成的裂缝体积、裂缝复杂程度、压裂液的滤失情况、砂堵发生的可能性等等都有直接关系，是影响压裂施工的至关重要的参数。因此压裂裂缝内净压力分析是压裂工艺中很重要的分析方法。裂缝内净压力在压裂施工过程中可以反映出
地层情况以便进行施工措施的实时调整，在压裂施工结束后还可以用作对施工效果进行评价。
[0003] 目前，油气井压裂缝内净压力的评估确定方法主要有两种。其一是采用二维模型计算(其有两个对应的计算公式)，该模型的假定条件是二维规则裂缝、缝高恒定，没有考虑人工裂缝三维延伸以及裂缝复杂性、天然裂缝、层理等对裂缝内净压力的影响因素，从而得出的结果偏差较大。其二是常规测试压裂压降分析，但其难以准确评估压排
排量和
粘度等对净压力的影响，且由于其测压降时间较短(仅1～2小时)，对于
页岩储层，因压裂规模大、地层致密滤失低、闭合时间长，短时间内地层未闭合而无法获得准确的地层闭合压力从而无法获得准确的停
泵后压裂缝内净压力。
[0004] 因此，现有油气井压裂缝内净压力的评估确定方法，虽在一定程度上能够评估确定出压裂裂缝内净压力，但难以可靠、有效地指导压裂施工措施的实时调整及压后效果的评价。
发明内容
[0005] 本发明的技术目的在于：针对上述压裂缝内净压力的特殊性和现有评估技术的不足，提供一种能够准确、可靠地获得压裂裂缝内总净压力的评估方法，其有利于准确、可靠、有效地指导压裂施工措施的实时调整及压后效果的评价。
[0006] 本发明实现其技术目的所采用的技术方案是，一种压裂缝内总净压力评估方法，所述评估方法包括下列工艺措施：
[0007] 步骤1.准备至少一种粘度的压裂液；并确定出多种压裂排量；
[0008] 步骤2.将各种粘度压裂液分别按确定的压裂排量向储层内进行分次泵注，各次泵注过程中采取瞬时停泵，获取各次瞬时停泵的压力，依据各次瞬时停泵所对应的压裂液粘度和压裂排量，分类
整理而得到每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的瞬时停泵压力变化值、以及各种粘度压裂液在同一压裂排量下的瞬时停泵压力变化值；基于瞬时停泵时间极短、压裂缝内压力来不及扩散，而使得每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的瞬时停泵压力变化值在数值上等于每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，也使得各种粘度压裂液在同一压裂排量下的瞬时停泵压力变化值在数值上等于各种粘度压裂液在同一压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，从而获得每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值、以及各种粘度压裂液在同一压裂排量下的压裂缝内净压力变化值；
[0009] 步骤3.进行压后闷井，闷井时间为至少3天，在闷井期间进行连续压降监测，以获取的地层闭合压力而获得停泵后的压裂缝内净压力自然值；
[0010] 步骤4.根据已获得的每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值而判断压裂排量对压裂缝内净压力的影响；
[0011] 根据已获得的各种粘度压裂液在同一压裂排量下的压裂缝内净压力变化值而判断粘度对压裂缝内净压力的影响；
[0012] 根据已获得的每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，而获得该种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值趋势线，依据趋势线外推到该种粘度压裂液在压裂排量为0的压裂缝内净压力变化值，从而获得该种粘度压裂液的某一压裂排量相对于压裂排量为0的压裂缝内净压力增幅值，求取该种粘度压裂液的某一压裂排量相对于压裂排量为0的压裂缝内净压力增幅值与已获得的停泵后压裂缝内净压力自然值的之和，即得该种粘度压裂液在该特定压裂排量下的压裂缝内总净压力值。
[0013] 作为优选方案之一，步骤1中准备的压裂液为两种以上不同粘度的压裂液。
[0014] 作为优选方案之一，步骤1中确定的多种压裂排量的变化规律为等值变化。
[0015] 作为优选方案之一，步骤3中的闷井时间为5～10天。
[0016] 作为优选方案之一，所述压裂缝为以页岩储层作为压裂对象的压裂缝。
[0017] 本发明的有益技术效果是：
[0018] 本发明一方面能够根据每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值而准确、可靠地判断压裂排量对压裂缝内净压力的影响；
[0019] 本发明二方面能够根据各种粘度压裂液在同一压裂排量下的压裂缝内净压力变化值而准确、可靠地判断粘度对压裂缝内净压力的影响；
[0020] 本发明三方面能够根据每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，而准确、可靠地外推得到该种粘度压裂液在特定压裂排量下的压裂缝内总净压力值；
[0021] 可见，本发明综合考虑了多重因素对压裂缝内净压力的影响，从而能够准确、可靠地得到特定粘度压裂液在特定压裂排量下的压裂缝内总净压力值，有利于准确、可靠、有效地指导压裂施工措施的实时调整及压后效果的评价。
附图说明
[0022] 图1为A井变排量瞬时停泵测试压裂曲线。
[0023] 图2为A井变排量瞬时停泵压力与压裂排量关系。
[0024] 图3为A井闷井压降G函数分析净压力。
[0025] 图4为A井闷井压降G函数双对数分析净压力。
[0026] 图5为A井各压裂排量下的压裂裂缝内总净压力。
[0027] 图6为B井变排量和变液体粘度瞬时停泵测试。
[0028] 图7为B井低粘压裂液排量与净压力增幅。
[0029] 图8为B井高粘压裂液排量与净压力增幅。
[0030] 图9为B井两种粘度压裂液净压力差值对比。
具体实施方式
[0031] 本发明涉及油气井压裂技术，具体是一种压裂缝内的总净压力评估方法，下面以多个
实施例对本发明的技术内容进行详细说明。
[0032] 实施例1
[0033] 本发明以页岩气储层作为压裂对象，而进行压裂裂缝内总净压力的评估，其包括下列工艺措施：
[0034] 步骤1.以粘度分类，准备一种压裂液；
[0035] 并确定出多种压裂排量，这些压裂排量的变化规律为等值变化，例如8m3/min、12m3/min、16m3/min、20m3/min等；
[0036] 步骤2.将压裂液按确定的压裂排量向储层内进行分次泵注，各次泵注过程中采取瞬时停泵，获取各次瞬时停泵的压力，依据各次瞬时停泵所对应的压裂排量，分类整理而得到同一种粘度压裂液在不同压裂排量下的瞬时停泵压力变化值；基于瞬时停泵时间极短、压裂缝内压力来不及扩散，而使得同一种粘度压裂液在不同压裂排量下的瞬时停泵压力变化值在数值上等于该种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，从而获得该种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值；
[0037] 步骤3.进行压后闷井，闷井时间为至少3天，最好是在5～10天范围内，例如5天、7天、8天或10天等，在闷井期间进行连续压降监测，每2～3秒钟一个测压点，以获取的地层闭合压力而获得停泵后的压裂缝内净压力自然值；
[0038] 步骤4.根据已获得的同一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值而判断压裂排量对压裂缝内净压力的影响；
[0039] 同时，根据已获得的同一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，而获得该种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值趋势线，依据趋势线外推到该种粘度压裂液在压裂排量为0的压裂缝内净压力变化值，从而获得该种粘度压裂液的某一压裂排量相对于压裂排量为0的压裂缝内净压力增幅值，求取该种粘度压裂液的某一压裂排量相对于压裂排量为0的压裂缝内净压力增幅值与已获得的停泵后压裂缝内净压力自然值的之和，即得该种粘度压裂液在该特定压裂排量下的压裂缝内总净压力值。
[0040] 现将上述评估方法应用到A井中，具体详述如下。
[0041] 一.A井采用
表观粘度为9-12cp的压裂液分别进行了8m3/min、12m3/min、16m3/min、20m3/min的变排量瞬时停泵测试，测试压裂曲线见图1所示。
[0042] 根据图1的测试压裂曲线，获得各压裂排量下的瞬时停泵压力，见图2所示。
[0043] 根据图2所示的变排量瞬时停泵压力分析结果，可以得到该井在不同压裂排量下的净压力变化值，见表1所示。
[0044] 表1 A井变排量净压力变化
[0045]3
排量变化(m/min) 8↗12 12↗16 16↗20
净压力变化(MPa) 0.46 1.0 2.4
[0046] 二.A井测试压裂测压降2小时裂缝未闭合、无法获得准确的闭合压力和停泵后净压力，压后闷井114.6小时，期间连续压降监测套压，采用G函数和G函数双对数分析相互验证获取了较准确的裂缝内停泵后净压力，见图3、图4和表2所示。
[0047] 表2 A井闷井压降分析停泵后净压力结果
[0048]
[0049] 三.将A井变排量净压力变化按趋势线外推到压裂排量为0的净压力变化情况，从而基于某一压裂排量相对于压裂排量为0的压裂缝内净压力增幅值，将A井变排量净压力变化分析与闷井分析停泵后净压力相加结合，就可以得到A井各压裂排量下的压裂裂缝内总净压力，见图5所示。
[0050] 实施例2
[0051] 本发明以页岩气储层作为压裂对象，而进行压裂裂缝内总净压力的评估，其包括下列工艺措施：
[0052] 步骤1.准备两种粘度的压裂液，例如表观粘度为9-12cp的低粘压裂液和表观粘度为36-39cp的高粘压裂液；
[0053] 并确定出多种压裂排量，这些压裂排量的变化规律为等值变化，例如8m3/min、3 3 3
10m/min、12m/min、14m/min；
[0054] 步骤2.将两种粘度压裂液分别按确定的压裂排量向储层内进行分次泵注，各次泵注过程中采取瞬时停泵，获取各次瞬时停泵的压力，依据各次瞬时停泵所对应的压裂液粘度和压裂排量，分类整理而得到每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的瞬时停泵压力变化值、以及两种粘度压裂液在同一压裂排量下的瞬时停泵压力变化值；基于瞬时停泵时间极短、压裂缝内压力来不及扩散，而使得每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的瞬时停泵压力变化值在数值上等于每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，也使得各种粘度压裂液在同一压裂排量下的瞬时停泵压力变化值在数值上等于各种粘度压裂液在同一压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，从而获得每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值、以及两种粘度压裂液在同一压裂排量下的压裂缝内净压力变化值；
[0055] 步骤3.进行压后闷井，闷井时间为至少3天，最好是在5～10天范围内，例如5天、7天、8天或10天等，在闷井期间进行连续压降监测，每2～3秒钟一个测压点，以获取的地层闭合压力而获得停泵后的压裂缝内净压力自然值；
[0056] 步骤4.根据已获得的每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值而判断压裂排量对压裂缝内净压力的影响；
[0057] 根据已获得的两种粘度压裂液在同一压裂排量下的压裂缝内净压力变化值而判断粘度对压裂缝内净压力的影响；
[0058] 根据已获得的每一种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值，而获得该种粘度压裂液在不同压裂排量下的压裂缝内净压力变化值趋势线，依据趋势线外推到该种粘度压裂液在压裂排量为0的压裂缝内净压力变化值，从而获得该种粘度压裂液的某一压裂排量相对于压裂排量为0的压裂缝内净压力增幅值，求取该种粘度压裂液的某一压裂排量相对于压裂排量为0的压裂缝内净压力增幅值与已获得的停泵后压裂缝内净压力自然值的之和，即得该种粘度压裂液在该特定压裂排量下的压裂缝内总净压力值。
[0059] 现将上述评估方法应用到B井中，具体详述如下。
[0060] 一.B井采用表观粘度为9-12cp的低粘压裂液分别进行了8m3/min、10m3/min、12m3/min、14m3/min的变排量瞬时停泵测试，并采用表观粘度为36-39cp的高粘压裂液分别进行了8m3/min、10m3/min、12m3/min的变排量瞬时停泵测试，测试压裂曲线见图6所示。
[0061] 根据B井变排量和变液体粘度瞬时停泵测试分析两种粘度压裂液在不同排量下的净压力增幅变化和两种粘度压裂液的净压力变化值，见图7、图、8和图9所示，可以看到如下结果：
[0062] (1)低粘压裂液排量8-14m3/min，每2m3/min排量增加的净压力增幅0.15-0.35MPa；高粘压裂液排量8-12m3/min，每2m3/min排量增加的净压力增幅0.07-0.25MPa；
[0063] (2)高粘压裂与低粘压裂液在排量8-12m3/min范围内，净压力差值为1.37-1.5MPa；
[0064] (3)总之，对于B井，在8-12m3/min范围内，粘度对净压力影响高于排量的影响。
[0065] 以上各实施例仅用以说明本发明，而非对其限制；尽管参照上述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：本发明依然可以对上述各实施例中的具体技术方案进行
修改(例如采用三种不同粘度压裂液等；或者，以页岩油储层作为压裂对象)，或者对其中部分技术特征进行等同替换，而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明的精神和范围。
