本发明涉及油气勘探开发技术，尤其涉及一种油气井水力压裂效果的评价方法。
背景技术：
水力压裂是提高油气井产量和最终采收率的有效措施。通过向地层注入高压流体，在地层产生裂缝，提高储层的渗流能力，从而增加油气井的产量。因此，在油气开发过程中，对水力压裂的评估能够为压裂施工中的经验总结和工艺优化提供客观的参考价值，进而为油气开发产量的提高提供实现基础。
目前水力压裂评价方法主要分为裂缝诊断法和产能对比评价法。裂缝诊断法研究的重点集中在压裂后的裂缝参数评估，如裂缝的长度、宽度、高度以及导流能力等，这些参数无法直接量化出压裂前后储层渗流能力的变化，而且这些方法所需参数众多，特别是计算所需的岩石力学参数，目前仅仅是通过小岩心测试得到的岩石力学参数，不能代表整个储层的力学性质，导致计算诊断结果不确定性大。而产能对比评价法普遍采用效果评价，即认为产量越高压裂效果越好，但是压裂井的产能除了受到压裂工艺的影响外，还受到含油气饱和度、井筒多相流、生产制度等的影响，并不能单一反映水力压裂对渗流能力的改善程度。
技术实现要素：
本发明提供一种油气井水力压裂效果的评价方法，该方法在无需岩石力学参数的条件下，能够在油气井经过水力压裂处理后对储层渗流能力的改善程度进行量化评价，评价结果可信度高。
本发明提供一种油气井水力压裂效果的评价方法，油气井水力压裂结束后，获取所述油气井储层的瞬时停泵压差和虚拟瞬时停泵压差，其中，所述瞬时停泵压差为瞬时停泵压力与储层孔隙压力之差，所述虚拟瞬时停泵压差 为虚拟瞬时停泵压力与储层孔隙压力之差；根据所述瞬时停泵压差和虚拟瞬时停泵压差，确定压裂指数；根据所述压裂指数对油气井水力压裂效果的进行评价；其中，当所述压裂指数大于1，所述水力压裂有效，并且所述压裂指数越大，所述油气井储层渗流能力改善程度越高。
其中，所述瞬时停泵压力为在完成当前注液条件后的瞬时停泵压力，所述拟瞬时停泵压力为在当前注液条件下假设储层不发生破裂时的瞬时停泵压力。本发明的评价方法引入了压裂指数概念，当压裂指数大于1时，能够判断实施水力压裂的作业参数对于当前油气井有效，能够使储层产生裂缝增强储层的渗流能力，并且该压裂指数越大，储层的渗流能力改善程度越高，说明该水力压裂的作业参数对于当前油气井越有效。在评价过程中，无需获取任何岩石力学参数，因此评价的过程中摒弃了由于岩石力学参数所带来的不确定因素，评价结果可靠。同时，通过将评价结果量化，能够更加直观表征出水力压裂作业条件对于当前油气井储层渗流度的改善程度。
进一步地，根据所述瞬时停泵压差和虚拟瞬时停泵压差，确定压裂指数具体包括通过式1确定所述压裂指数：
其中，pi为储层孔隙压力，mpa；isip为瞬时停泵压力，mpa；pisip为虚拟瞬时停泵压力，mpa；(pisip-pi)为虚拟瞬时停泵压差，mpa；(isip-pi)为瞬时停泵压差，mpa。
本发明的实现核心是为水力压裂评价方法创建一个参考标准，通过水力压裂作业中储层的实际变化与该参考标准进行比较，以两者的相差程度来对水力压裂效果进行评价，其中，虚拟瞬时停泵压差(pisip-pi)即为参考标准。具体的，本发明中的参考标准为一假设状态，即pisip为一虚拟的瞬时停泵压力，该虚拟状态为假设储层在经过一水力压裂作业后并未发生储层破裂，因此pisip为在当前水力压裂作业结束后未发生储层破裂的瞬时停泵压力，因此(pisip-pi)为该虚拟状态下的虚拟瞬时停泵压差。isip为一真实的瞬时停泵压力，即实际操作过程中在经过一水力压裂作业后，结束该水力压裂作业时的瞬时停泵压力，因此(isip-pi)为该真实状态下的结束水力压裂时的瞬时停泵压差。需要注意的是，上述两种情况下进行的水力压裂作业中，水力压裂作业的所有参数都是一致的，该水力压裂作业的所有参数即表示该水 力压裂的作业条件，包括流体的总流量、流体的类型、压裂作业时长、泵注压力等。
当(isip-pi)小于(pisip-pi)时，说明在该水力压裂作业条件下，实际水力压裂作业结束后，储层的实际压差小于虚拟状态下的储层压差，即虚拟状态下的储层压差得到了释放与分流使压差变小，而释放与分流正是因为储层发生破裂而产生，因此当压裂指数fracindex大于1时，说明储层发生破裂，即该水力压裂作业有效。并且当(isip-pi)比(pisip-pi)越小，说明释放与分流的压力越多，因此当压裂指数fracindex越大时，该水力压裂作业条件越能够增强储层的渗流能力，该水力压裂作业参数与该油气井的匹配度越高。
当(isip-pi)等于(pisip-pi)时，说明在该水力压裂作业条件下，实际水力压裂作业结束后，储层的实际压差等于虚拟状态下的储层压差，储层内压差并没有发生释放与分流，即储层在该水力压裂作业条件下并未发生破裂，因此该水力压裂条件对于该油气井无效。
当(isip-pi)大于(pisip-pi)时，说明在该水力压裂作业条件下，实际水力压裂作业结束后，储层的实际压差大于虚拟状态下的储层压差，即储层的实际压差在该水力作业过程中不但没有得到释放与分流，反而得到了积累，从而证明了储层在该水力压裂条件下不但没有发生储层破裂反而储层原有的孔隙和裂缝收到了堵塞，因此该水力压裂条件对于该油气井无效并且伤害了汽油井。
本发明将某一水力压裂条件不会使储层发生破裂的假设作为参考，并用一虚拟压力值量化该参考，通过在同一水力压裂作业条件下进行实际水力压裂所产生的实际压力值与该虚拟压力值进行比较，通过比较值获知该水力压裂条件是否能使该油气井储层发生破裂。本发明实施的过程中无需测量储层的岩石力学参数，通过与参考值的比较对水力压力条件进行有效性评价，而且能够将评价结果以量化的方式表示，因此本发明的评价方法可信度高，能够单一反应水力压裂的作业条件对储层渗流的改善程度。
进一步地，式1中，(pisip-pi)根据式2得到，
其中，n为水力压裂过程中记录的时间点个数；k为储层渗透率，md；h为储层厚度，m；ti为第i个时间点所对应的泵注时间，s；qi为第i个时 间点所对应的流量，m3/min；μi为第i个时间点所对应的流体粘度，mpa·s；rw为井筒半径，m；ct为综合压缩系数，1/mpa；t为水力压裂时长，s；
式1中的(pisip-pi)能够通过无限大地层单相不稳定渗流理论推导得到，具体地，通过单相不稳定渗流压力分布公式和势的叠加理论能够得到式2。在实际进行水力压裂的过程中，实验仪器会对整个水力压裂作业过程中的参数进行监测，例如，随着水力压裂作业的进行，每一时刻所注入流体的粘度、流量以及储层的压力等，将每一时刻监测到的值相应的带入式2中，即能够获得(pisip-pi)。同时，储层的渗透率、厚度、井筒半径以及综合压缩系数是油气井开采作业中最基本的测量参数，而isip与pi能够通过实验仪器监测到，因此能够得到压裂指数fracindex。
本发明的油气井水力压裂效果的评价方法，通过定义压裂指数量化压裂后储层渗流能力的提高程度，计算压裂指数的所需参数易于获取，不需要传统压裂模拟评价法所需的复杂岩石力学参数，因此本发明的评价方法可信度高，同时利用本发明还能够对压裂效果进行量化评价，解决了压裂效果无法量化的问题。
附图说明
图1为本发明实施例水力压裂作业中记录的参数数据图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例
本实施例针对塔里木油田(塔里木盆地)寒武系储层中深5井的水力压 裂开采效果进行评价。
该水力压裂为液体分段式交替注入，注入液体分别为黄原胶非交联压裂液、降阻酸以及水。
具体水力压裂操作过程为：开启注液泵，向井内交替注入上述三种液体，整个注入过程中监测并记录每一秒的储层中液体粘度、液体流量以及压力。具体记录参数请参考图1，图1为本发明实施例水力压裂作业中记录的参数数据图。其中，由图1可知，本实施例中的isip为59.7mpa，即当图1中流量虚线落零时所对应的压力值。
本实施例的评价方法中，用于计算(pisip-pi)所需的参数能够通过预先对油藏的勘测获得，具体数值见下表1以及表2。表1为本实施例中水力压裂所注入液体的粘度，表2为油井的具体参数以及井筒参数。
表1水力压裂所注入液体的粘度
表2油井的具体参数以及井筒参数
具体计算过程：
1)根据图1所示数据图，通过
2)根据图1所示数据图，得到每一秒钟的储层内流体粘度μi、流量qi以及停泵时间t(t＝133432s)。将上述数据对应带入式2中，
通过计算，本实施中的pisip-pi＝11.5mpa。
又根据测量数据得到本实施例中的isip-pi＝59.7-53.8＝5.9mpa。
3)根据式1，本实施例中的压裂指数
因此，本实施例中的水力压裂条件对于该井的压裂作业有效，能够使井内储层发生破裂。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前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：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部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各实施例技术方案的范围。