本發(fā)明涉及到油氣地質(zhì)和油藏工程領域，具體涉及一種確定致密低滲透油藏注水壓力的新方法。

背景技術：

致密低滲透油藏天然裂縫普遍發(fā)育，由于裂縫造成的油井含水上升速度快甚至瀑性水淹是影響致密低滲透油藏注水開發(fā)效果的主要因素，降低油井的含水上升速度是提高致密低滲透油藏注水開發(fā)效果的關鍵，其核心是如何控制注水壓力。

目前，常用的控制注水壓力的辦法是依據(jù)地層的破裂壓力控制注水，即認為注水壓力不超過地層的破裂壓力是安全的。因此將地層破裂壓力(P_f)作為油田注水壓力的上限值，其計算方法為：P_f＝3σ₃-σ₁-P_e+S_t；該公式中，P_f為地層破裂壓力；σ₁、σ₃分別為現(xiàn)應力場的最大和最小主應力；P_e為孔隙壓力；S_t為含裂縫巖石的抗張強度。然而，大量低滲透油田注水開發(fā)實際表明，當注水壓力還遠沒有達到地層破裂壓力時，油井裂縫見水和暴性水淹已經(jīng)發(fā)生。如果還按照傳統(tǒng)的地層破裂壓力作為注水壓力上限來控制注水，難以保證注水安全。

技術實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的是克服現(xiàn)有技術的缺陷，提供一種確定致密低滲透油藏注水壓力的新方法。該方法能夠預測每口井的臨界注水壓力，為每口水井合理注水壓力確定提供了理論依據(jù)，可提高了致密低滲透油藏的注水開發(fā)效果。

具體而言，本發(fā)明所述方法包括以下步驟：

(1)確定致密低滲透油藏內(nèi)的待測區(qū)域，依據(jù)巖心、測井和測試分析資料，獲得所述待測區(qū)域內(nèi)的巖石泊松比μ、目的層埋藏深度H、裂縫傾角θ、巖石容重ρ_S、孔隙流體壓力P_e、現(xiàn)今最大水平主地應力σ₁、現(xiàn)今最小水平主地應力σ₃以及現(xiàn)今地應力方向與裂縫走向的夾角β；

(2)確定所述待測區(qū)域內(nèi)各個方向上裂縫的開啟壓力；任意單一方向上裂縫開啟壓力P_i的計算方法如公式I所示：

$P_i=\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}{\mathrm{H\ρ}}_{s}sin\mathrm{\θ}+{\mathrm{H\ρ}}_{s}cos\mathrm{\θ}-P_e+{\mathrm{\σ}}_1\sin \mathrm{\θ}sin\mathrm{\β}+{\mathrm{\σ}}_3\sin \mathrm{\θ}cos\mathrm{\β}---I;$

(3)依據(jù)步驟(2)所得的各個方向上裂縫開啟壓力數(shù)值的大小，確定開啟壓力最小的開啟方向及其對應的開啟壓力值P_min，以所述P_min為待測區(qū)域內(nèi)注水壓力的臨界值。

所述公式I中，P_i為裂縫開啟壓力，單位MPa；μ為巖石泊松比，無量綱；H為目的層埋藏深度，單位km；θ為裂縫傾角，單位度；ρ_S為巖石容重，單位10³kg/m³；P_e為孔隙流體壓力,單位MPa；σ₁、σ₃分別為現(xiàn)今最大水平主地應和最小水平主應力,單位MPa；β為現(xiàn)今地應力方向與裂縫走向的夾角，單位度。

其中，各參數(shù)的具體確定方法均為本領域的常規(guī)方法，本發(fā)明不做特殊限定。例如，所述μ可用聲波測井資料計算或是由巖石物理實驗得到；所述θ可由巖心觀察得到；所述σ₁、σ₃的大小可由測井資料或經(jīng)驗參數(shù)求得；所述β可由地應力方向與巖心裂縫觀察的產(chǎn)狀計算得到。

所述步驟(3)中，為了便于操作，可先依據(jù)步驟(2)所得的各個方向上裂縫開啟壓力數(shù)值的大小，按照由小到大的順序?qū)Ω鱾€方向上裂縫的開啟順序進行排序，開啟壓力最小的裂縫方向排為第一位，則該方向?qū)拈_啟壓力值即為P_min，繼而可確定為待測區(qū)域內(nèi)注水壓力的臨界值。

本發(fā)明求得的注水壓力臨界值是指實際施工過程中的上限值，即需要在該數(shù)值以下的壓力條件下進行施工操作。

本發(fā)明提供的預測致密低滲透油藏注水壓力的新方法，可以確定在致密低滲透油藏在注水開發(fā)過程中，注水井和油井周圍地層不同方向裂縫的開啟順序，確定合理注水壓力的臨界值或上限值，可以有效地控制油井的裂縫性見水和暴性水淹，提高致密低滲透油藏注水開發(fā)效果，可以廣泛應用于我國致密低滲透油田注水開發(fā)中，為我國致密低滲透油田高效合理開發(fā)提供了地質(zhì)依據(jù)。

附圖說明

圖1為鄂爾多斯盆地某致密低滲透油田注水壓力預測分布圖；其中，用不同的顏色表示不同的注水壓力值；圖中“字母+數(shù)字”的組合表示井號，無特殊含義。

具體實施方式

以下實施例用于說明本發(fā)明，但不用來限制本發(fā)明的范圍。

本發(fā)明對渤海灣、鄂爾多斯等多個含油氣盆地的致密低滲透油田的合理注水壓力進行了預測，有效地指導了致密低滲透油藏注水開發(fā)，取得了顯著的效果。

實施例1

渤海灣盆地某區(qū)塊地層破裂壓力為49.0MPa，按照傳統(tǒng)方法，該底層破裂壓力即為注水壓力上限值。但實際情況下，該油田根據(jù)注水井的吸水指示曲線得到的實際的裂縫開啟壓力是41.1MPa，反映該油田當注水壓力達到41.1MPa(為井底壓力)，還遠遠沒有達到地層破裂壓力(49.0MPa)時，已經(jīng)造成了油井的裂縫性見水和暴性水淹。由此可見，按照傳統(tǒng)方法確定的壓力值(49.0Mpa)與實際值(41.1MPa)相比，誤差達到了19.2％，按照傳統(tǒng)方法操作具有較大的施工危險。

本實施例采用以下步驟對該區(qū)域注水壓力上限值進行預測，具體步驟為：

(1)利用巖心、測井和測試分析資料，確定待測區(qū)域內(nèi)裂縫產(chǎn)

狀、地應力方向和大??；

(2)按照公式I，確定不同方向裂縫的地下開啟壓力：

$P_i=\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}{\mathrm{H\ρ}}_{s}sin\mathrm{\θ}+{\mathrm{H\ρ}}_{s}cos\mathrm{\θ}-P_e+{\mathrm{\σ}}_1\sin \mathrm{\θ}sin\mathrm{\β}+{\mathrm{\σ}}_3\sin \mathrm{\θ}cos\mathrm{\β}---I;$

所述公式I中，P_i為裂縫開啟壓力，單位MPa；μ為巖石泊松比，無量綱；H為目的層埋藏深度，單位km；θ為裂縫傾角，單位度；ρ_S為巖石容重，單位10³kg/m³；P_e為孔隙流體壓力,單位MPa；σ₁、σ₃分別為現(xiàn)今最大水平主地應和最小水平主應力,單位MPa；β為現(xiàn)今地應力方向與裂縫走向的夾角，單位度；

具體而言，所述μ為0.19～0.217；H為2.675km～3.784km；θ為85～89度；ρ_S為2.3～2.35(10³kg/m³)；P_e為2.7～3.9MPa；σ₁為44.6～69.8MPa，σ₃為38.1～60.3MPa；β為0～5度；

(3)依據(jù)步驟(2)所得的各個方向上裂縫開啟壓力數(shù)值的大小，確定開啟壓力最小的開啟方向及其對應的開啟壓力值P_min＝42.9MPa，以42.9MPa為待測區(qū)域內(nèi)注水壓力的臨界值。

以上方法預測得到該區(qū)域注水壓力上限值是42.9MPa，與實際值(41.1MPa)相比，誤差僅為4.4％(傳統(tǒng)方法誤差為19.2％)，與實際的裂縫開啟壓力基本一致，效果良好。

實施例2

在鄂爾多斯盆地某致密低滲透砂巖油田，采用以下步驟預測該區(qū)域注水壓力臨界值，所得注水壓力臨界值在單井和平面上分布結(jié)果如表1和圖1所示。經(jīng)實際考察，以上預測結(jié)果與實際的裂縫開啟壓力基本一致。

為該致密低滲透油田注水開發(fā)提供了可靠的地質(zhì)依據(jù)，從而降低了開發(fā)風險成本。

表1：鄂爾多斯盆地某致密低滲透油田單井注水壓力預測數(shù)據(jù)表

雖然，上文中已經(jīng)用一般性說明、具體實施方式及試驗，對本發(fā)明作了詳盡的描述，但在本發(fā)明基礎上，可以對之作一些修改或改進，這對本領域技術人員而言是顯而易見的。因此，在不偏離本發(fā)明精神的基礎上所做的這些修改或改進，均屬于本發(fā)明要求保護的范圍。