CN105550780B - 压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本申请实施例提供了一种压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法及装置，该方法包括以下步骤：计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度；根据所述井下压裂液的温度与所述压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布；利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布；基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。本申请实施例可准确预测压裂液对致密油产能冷伤害，从而可为致密油井产能的准确预测和压裂施工的优化设计提供技术支撑。
Description
技术领域
本申请涉及致密油气开发技术领域，尤其是涉及一种压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法及装置。
背景技术
致密油作为一种非常规资源，在中国拥有厚实的储量基础，开发潜力巨大。由于该类储层孔喉细微，多采用体积压裂模式开发。通过大的施工排量向储层中泵入大量的压裂液，以求在储层中形成复杂的网状裂缝，缩短致密油渗流距离，减小所需驱动压力，提高储层有效动用率。但是由于地面和井下的温度差异(即压裂液温度通常低于井下温度)，而且进入井下的压裂液量较大，压裂液会对致密油储层造成一定的温度伤害，从而影响致密油的产量，对致密油产量造成冷伤害。
在压裂施工前，压裂液往往在地面以地表的温度进行储存，温度范围根据季节差异有所不同，整体分布为0℃～30℃。致密油储集层的温度根据储层的深度和地温系数的大小有所不同，以新疆昌吉油田致密油为例，储层深度约为3100m，温度约为85℃。在水力压裂中，压裂液往往以较大的排量被快速泵入储层中，到达井底后和储层仍具有较大的温度差。储层致密油在压裂液温度的影响下会发生粘度的变化，增加渗流阻力，影响油井的产量。
致密油的粘度随温度的改变并不是呈线性增加的，致密油的粘度越大，温度对粘度的影响越显著。因此在致密油粘度较低的致密油区块中，温度对油井产能的影响较小，但是在诸如新疆昌吉致密油这种致密油粘度较大的区块中，压裂液对储层的温度伤害就比较严重了。
因此，准确预测压裂液对致密油的温度伤害，可以对提高油井产能方法的选择提供理论支撑，并对致密油产能的准确评价与预测、优化配产和工艺参数优化设计具有重要意义。因此，如何评价压裂液对致密油产能冷伤害的影响是目前亟需解决的技术问题。
发明内容
本申请实施例的目的在于提供一种压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法及装置，以实现评价压裂液对致密油产能冷伤害的影响。
为达到上述目的，一方面，本申请实施例提供了一种压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，包括以下步骤：
计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度；
根据所述井下压裂液的温度与所述压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布；
利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布；
基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，所述计算注入压裂液和压裂井的热交换，获得井下压裂液的温度，包括：
根据所述压裂井的长度和注入压裂液泵入速度确定所述注入压裂液的到达所述压裂井井底所需时间；
根据公式
确定所述压裂井中的热能变化量Q1；
根据公式
确定井下压裂液的温度T2；
其中，r为压裂井管柱半径，K1为压裂井管柱导热系数，gt为地温梯度，v为注入压裂液泵入速度，T1为注入压裂液地面温度，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为分别为支撑剂比热容。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，所述根据压裂井井下所处的储层与所述注入压裂液的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布，包括：
根据公式QO＝AhMΔT确定所述压裂井井下所处的储层的热损失QO；
根据公式
确定所述储层向顶底围岩的热损失QL；
根据公式Qi＝(m1C1+m2C2)×(T2-Tave)确定井下压裂液和支撑剂混合物的热量变换量Qi；
根据能量守恒方程QO+QL+Qi＝0计算得到冷区面积A：
根据公式
计算得到冷区内温度分布T(r)；
其中，h为储层厚度，M为储层热熔，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为分别为支撑剂比热容，T2为井下压裂液的温度，Tave为冷区内平均温度，r为压裂井管柱半径，T0为储层温度，R为冷区影响半径，Kob为储层顶层导热系数。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，所述利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布，包括：
根据公式
计算得到所述冷
区内致密油粘度分布μ(r)；
其中，a和b为回归得到的系数，T0为储层温度，Kob为储层顶层导热系数，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，h为储层厚度，r为压裂井管柱半径，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，Tave为冷区内平均温度，M为储层热熔。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，所述基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差，包括：
基于预设的生产初期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产初期理想预测产能；
基于预设的后期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产后期理想预测产能；
基于所述预设的生产初期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产初期实际预测产能；
基于所述预设的后期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产后期实际预测产能；
将所述生产初期理想预测产能减去所述生产初期实际预测产能，并将所述生产后期理想预测产能减去所述生产后期实际预测产能，获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，所述预设的生产初期产能预测模型为：
其中，q1(t)为生产初期预测产能，wF是储层裂缝宽度，αF是储层裂缝应力敏感系数，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，l(t)为压力波的传播距离，且
ki为储层基质渗透率，kF储层裂缝渗透率，pe为原始地层压力，pw为井底流压，αm为储层基质压力敏感系数，rw为井筒半径，e为自然数，Ct为储层综合压缩系数，
为储层孔隙度。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，所述预设的生产后期产能预测模型：
其中，q2(t)为生产后期预测产能，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，pFi为第i条裂缝的压力，xFi为第i条裂缝的裂缝半长，GT为拟启动压力梯度，且
G为储层基质的启动压力梯度，sh为双曲正弦，ξi为第i条裂缝中心的椭圆坐标，ξFi为第i条裂缝端部的椭圆坐标，ai为第i条裂缝周围椭圆渗流面积的长轴长度，且ai＝xFi+re(t)，m(p)为，且
αm为储层基质的压力敏感系数，p为拟压力公式中的压力变量，pe为原始地层压力。
另一方面，本申请实施例还提供了一种压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，包括：
热交换计算模块，用于计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度；
温度分布获取模块，用于根据所述井下压裂液的温度与所述压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布；
粘度分布获取模块，用于利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布；
预测产量差获取模块，用于基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，所述计算注入压裂液和压裂井的热交换，获得井下压裂液的温度，包括：
根据所述压裂井的长度和注入压裂液泵入速度确定所述注入压裂液的到达所述压裂井井底所需时间；
根据公式
确定所述压裂井中的热能变化量Q1；
根据公式
确定井下压裂液的温度T2；
其中，r为压裂井管柱半径，K1为压裂井管柱导热系数，gt为地温梯度，v为注入压裂液泵入速度，T1为注入压裂液地面温度，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为分别为支撑剂比热容。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，所述根据压裂井井下所处的储层与所述注入压裂液的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布，包括：
根据公式QO＝AhMΔT确定所述压裂井井下所处的储层的热损失QO；
根据公式
确定所述储层向顶底围岩的热损失QL；
根据公式Qi＝(m1C1+m2C2)×(T2-Tave)确定井下压裂液和支撑剂混合物的热量变换量Qi；
根据能量守恒方程QO+QL+Qi＝0计算得到冷区面积A：
根据公式
计算得到冷区内温度分布T(r)；
其中，h为储层厚度，M为储层热熔，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为分别为支撑剂比热容，T2为井下压裂液的温度，Tave为冷区内平均温度，r为压裂井管柱半径，T0为储层温度，R为冷区影响半径，Kob为储层顶层导热系数。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，所述利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布，包括：
根据公式
计算得到所述冷
区内致密油粘度分布μ(r)；
其中，a和b为回归得到的系数，T0为储层温度，Kob为储层顶层导热系数，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，h为储层厚度，r为压裂井管柱半径，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，Tave为冷区内平均温度，M为储层热熔。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，所述基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差，包括：
基于预设的生产初期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产初期理想预测产能；
基于预设的后期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产后期理想预测产能；
基于所述预设的生产初期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产初期实际预测产能；
基于所述预设的后期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产后期实际预测产能；
将所述生产初期理想预测产能减去所述生产初期实际预测产能，并将所述生产后期理想预测产能减去所述生产后期实际预测产能，获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，所述预设的生产初期产能预测模型为：
其中，q1(t)为生产初期预测产能，wF是储层裂缝宽度，αF是储层裂缝应力敏感系数，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，l(t)为压力波的传播距离，且
ki为储层基质渗透率，kF储层裂缝渗透率，pe为原始地层压力，pw为井底流压，αm为储层基质压力敏感系数，rw为井筒半径，e为自然数，Ct为储层综合压缩系数，
为储层孔隙度。
本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，所述预设的生产后期产能预测模型：
其中，q2(t)为生产后期预测产能，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，pFi为第i条裂缝的压力，xFi为第i条裂缝的裂缝半长，GT为拟启动压力梯度，且
G为储层基质的启动压力梯度，sh为双曲正弦，ξi为第i条裂缝中心的椭圆坐标，ξFi为第i条裂缝端部的椭圆坐标，ai为第i条裂缝周围椭圆渗流面积的长轴长度，且ai＝xFi+re(t)，m(p)为，且
αm为储层基质的压力敏感系数，p为拟压力公式中的压力变量，pe为原始地层压力。
本申请实施例首先计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度；其次根据井下压裂液的温度与压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定储层的冷区面积和及其温度分布；然后利用致密油的粘温变化规律，计算冷区内致密油粘度分布；最后基于预设产能预测模型、冷区内原致密油粘度分布以及冷区内致密油粘度分布对应获得冷区内压裂液注入前后的预测产量差，因此，本申请实施例可准确预测压裂液对致密油产能冷伤害，从而可为致密油井产能的准确预测和压裂施工的优化设计提供技术支撑。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本申请实施例的进一步理解，构成本申请实施例的一部分，并不构成对本申请实施例的限定。在附图中：
图1为本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法的流程图；
图2为本申请实施例的人工裂缝示意图；
图3为本申请实施例中考虑压裂液冷伤害和不考虑裂液冷伤害情况下的预测产量对比示意图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本申请实施例做进一步详细说明。在此，本申请实施例的示意性实施例及其说明用于解释本申请实施例，但并不作为对本申请实施例的限定。
下面结合附图，对本申请实施例的具体实施方式作进一步的详细说明。
参考图1所示，本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法包括以下步骤：
步骤S101，计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度。具体的：
根据所述压裂井的长度和注入压裂液泵入速度确定所述注入压裂液的到达所述压裂井井底所需时间；
根据公式
确定所述压裂井中的热能变化量Q1；由于压裂液和压裂井垂向温度剖面的温度差，压裂液在注入储层的过程中，会有一定的能量增加，温度会升高，一般的，近似认为支撑剂和压裂液温度同步变化，增加的热能可通过该公式计算得到；
根据公式
确定井下压裂液的温度T2；施工压裂液混合物的热能组成包括压裂液的热能和支撑剂的热能两部分，根据该公式可确定压裂液通过井筒升温后的温度。
其中，r为压裂井管柱半径，K1为压裂井管柱导热系数，gt为地温梯度，v为注入压裂液泵入速度，T1为注入压裂液地面温度，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为分别为支撑剂比热容。
步骤S102，根据所述井下压裂液的温度与所述压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布。具体的：
根据公式QO＝AhMΔT确定所述压裂井井下所处的储层的热损失QO；井下压裂液和储层之间具有热量交换，在人工裂缝周围由于压裂液的注入，储层温度会有所下降，其热损失可通过该公式确定；
根据公式
确定所述储层向顶底围岩的热损失QL；
根据公式Qi＝(m1C1+m2C2)×(T2-Tave)确定井下压裂液和支撑剂混合物的热量变换量Qi；由于井下压裂液和储层的热交换使得井下压裂液的温度升高，注入储层的压裂液和支撑剂混合物的热能改变可通过该公式确定；
根据能量守恒，注入储层的压裂液的能量改变等于储层中的能量损失和储层向顶底围岩的能量损失，因此有能量守恒方程QO+QL+Qi＝0；根据该能量守恒方程QO+QL+Qi＝0可计算得到冷区面积A：
根据公式
计算得到冷区内温度分布T(r)；
其中，由于冷区一般沿着人工裂缝分布，近似可以划分为一个以裂缝长度为长，以冷区影响半径为宽的长方形和以冷区影响半径为半径的两个半圆形，如图2所示。冷区内有：A＝πR2+4RL可以计算冷区影响半径R的大小：
其中，L为人工裂缝半长，h为储层厚度，M为储层热熔，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为分别为支撑剂比热容，T2为井下压裂液的温度，Tave为冷区内平均温度，r为压裂井管柱半径，T0为储层温度，R为冷区影响半径，Kob为储层顶层导热系数。
步骤S103，利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布。具体的：
根据室内实验数据可以回归得到致密油粘温关系，一般具有如下形式：
μ＝a×T-b
其中，a和b是回归得到的系数。
将冷区内温度分布T(r)代入上述致密油粘温曲线中，可以得到冷区内致密油粘度的分布：
因此，根据该公式可计算得到所述冷区内致密油粘度分布μ(r)；
其中，a和b为回归得到的系数，T0为储层温度，Kob为储层顶层导热系数，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，h为储层厚度，r为压裂井管柱半径，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，Tave为冷区内平均温度，M为储层热熔。
步骤S104，基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。具体的：
基于预设的生产初期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产初期理想预测产能；
基于预设的后期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产后期理想预测产能；
基于所述预设的生产初期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产初期实际预测产能；
基于所述预设的后期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产后期实际预测产能；
将所述生产初期理想预测产能减去所述生产初期实际预测产能，并将所述生产后期理想预测产能减去所述生产后期实际预测产能，获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。
在本申请实施例中，上述预设的生产初期产能预测模型可以为：
其中，q1(t)为生产初期预测产能，wF是储层裂缝宽度，αF是储层裂缝应力敏感系数，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，l(t)为压力波的传播距离，且
ki为储层基质渗透率，kF储层裂缝渗透率，pe为原始地层压力，pw为井底流压，αm为储层基质压力敏感系数，rw为井筒半径，e为自然数，Ct为储层综合压缩系数，
为储层孔隙度。
在本申请实施例中，上述预设的生产后期产能预测模型可以为：
其中，上述生产后期产能预测模型考虑了压裂裂缝拟线性渗流、裂缝应力敏感性，基质启动压力梯度和基质应力敏感。
其中，q2(t)为生产后期预测产能，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，pFi为第i条裂缝的压力，xFi为第i条裂缝的裂缝半长，GT为拟启动压力梯度，且
G为储层基质的启动压力梯度，sh为双曲正弦，ξi为第i条裂缝中心的椭圆坐标，ξFi为第i条裂缝端部的椭圆坐标，ai为第i条裂缝周围椭圆渗流面积的长轴长度，且ai＝xFi+re(t)，m(p)为，且
αm为储层基质的压力敏感系数，p为拟压力公式中的压力变量，pe为原始地层压力。
当然，采用上述方法，在不同压裂液温度下可预测得到对应的致密油产能冷伤害。
本申请实施例首先计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度；其次根据井下压裂液的温度与压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定储层的冷区面积和及其温度分布；然后利用致密油的粘温变化规律，计算冷区内致密油粘度分布；最后基于预设产能预测模型、冷区内原致密油粘度分布以及冷区内致密油粘度分布对应获得冷区内压裂液注入前后的预测产量差，因此，本申请实施例可准确预测压裂液对致密油产能冷伤害(具体可参考图3所示)，从而可为致密油井产能的准确预测和压裂施工的优化设计提供技术支撑。
虽然上文描述的过程流程包括以特定顺序出现的多个操作，但是，应当清楚了解，这些过程可以包括更多或更少的操作，这些操作可以顺序执行或并行执行(例如使用并行处理器或多线程环境)。
与上述方法实施例对应，本申请实施例的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，包括：
热交换计算模块，用于计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度；
温度分布获取模块，用于根据所述井下压裂液的温度与所述压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布；
粘度分布获取模块，用于利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布；
预测产量差获取模块，用于基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。
至于上述各模块的具体细节，请参见上述方法实施例中各对应步骤，在此不再赘述。
为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
以上所述的具体实施例，对本申请的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本申请实施例的具体实施例而已，并不用于限定本申请的保护范围，凡在本申请的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (12)
1.一种压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，其特征在于，包括以下步骤：
计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度；
根据所述井下压裂液的温度与所述压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布；
利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布；
基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差；其中，
所述根据压裂井井下所处的储层与所述注入压裂液的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布，包括：
根据公式QO＝AhMΔT确定所述压裂井井下所处的储层的热损失QO；
根据公式
确定所述储层向顶底围岩的热损失QL；
根据公式Qi＝(m1C1+m2C2)×(T2-Tave)确定井下压裂液和支撑剂混合物的热量变换量Qi；
根据能量守恒方程QO+QL+Qi＝0计算得到冷区面积A：
根据公式
计算得到冷区内温度分布T(r)；
其中，h为储层厚度，M为储层热熔，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为支撑剂比热容，T2为井下压裂液的温度，Tave为冷区内平均温度，r为压裂井管柱半径，T0为储层温度，R为冷区影响半径，Kob为储层顶层导热系数。
2.根据权利要求1所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，其特征在于，所述计算注入压裂液和压裂井的热交换，获得井下压裂液的温度，包括：
根据所述压裂井的长度和注入压裂液泵入速度确定所述注入压裂液的到达所述压裂井井底所需时间；
根据公式
确定所述压裂井中的热能变化量Q1；
根据公式
确定井下压裂液的温度T2；
其中，r为压裂井管柱半径，K1为压裂井管柱导热系数，gt为地温梯度，v为注入压裂液泵入速度，T1为注入压裂液地面温度，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为支撑剂比热容。
3.根据权利要求1所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，其特征在于，所述利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布，包括：
根据公式
计算得到所述冷区内致密油粘度分布μ(r)；
其中，a和b为回归得到的系数，T0为储层温度，Kob为储层顶层导热系数，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，h为储层厚度，r为压裂井管柱半径，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，Tave为冷区内平均温度，M为储层热熔。
4.根据权利要求1所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，其特征在于，所述基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差，包括：
基于预设的生产初期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产初期理想预测产能；
基于预设的后期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产后期理想预测产能；
基于所述预设的生产初期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产初期实际预测产能；
基于所述预设的后期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产后期实际预测产能；
将所述生产初期理想预测产能减去所述生产初期实际预测产能，并将所述生产后期理想预测产能减去所述生产后期实际预测产能，获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。
5.根据权利要求4所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，其特征在于，所述预设的生产初期产能预测模型为：
其中，q1(t)为生产初期预测产能，wF是储层裂缝宽度，αF是储层裂缝应力敏感系数，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，l(t)为压力波的传播距离，且
ki为储层基质渗透率，kF储层裂缝渗透率，pe为原始地层压力，pw为井底流压，αm为储层基质压力敏感系数，rw为井筒半径，e为自然数，Ct为储层综合压缩系数，
为储层孔隙度。
6.根据权利要求4所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测方法，其特征在于，
所述预设的生产后期产能预测模型：
其中，q2(t)为生产后期预测产能，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，pFi为第i条裂缝的压力，xFi为第i条裂缝的裂缝半长，GT为拟启动压力梯度，且
G为储层基质的启动压力梯度，sh为双曲正弦，ξi为第i条裂缝中心的椭圆坐标，ξFi为第i条裂缝端部的椭圆坐标，ai为第i条裂缝周围椭圆渗流面积的长轴长度，且ai＝xFi+re(t)，m(p)为拟压力公式，且
αm为储层基质的压力敏感系数，p为拟压力公式中的压力变量，pe为原始地层压力。
7.一种压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，其特征在于，包括：
热交换计算模块，用于计算注入压裂液和压裂井的热交换，以获得井下压裂液的温度；
温度分布获取模块，用于根据所述井下压裂液的温度与所述压裂井井下所处的储层温度的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布；
粘度分布获取模块，用于利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布；
预测产量差获取模块，用于基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差；其中，
所述根据压裂井井下所处的储层与所述注入压裂液的能量守恒，确定所述储层的冷区面积和及其温度分布，包括：
根据公式QO＝AhMΔT确定所述压裂井井下所处的储层的热损失QO；
根据公式
确定所述储层向顶底围岩的热损失QL；
根据公式Qi＝(m1C1+m2C2)×(T2-Tave)确定井下压裂液和支撑剂混合物的热量变换量Qi；
根据能量守恒方程QO+QL+Qi＝0计算得到冷区面积A：
根据公式
计算得到冷区内温度分布T(r)；
其中，h为储层厚度，M为储层热熔，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为支撑剂比热容，T2为井下压裂液的温度，Tave为冷区内平均温度，r为压裂井管柱半径，T0为储层温度，R为冷区影响半径，Kob为储层顶层导热系数。
8.根据权利要求7所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，其特征在于，所述计算注入压裂液和压裂井的热交换，获得井下压裂液的温度，包括：
根据所述压裂井的长度和注入压裂液泵入速度确定所述注入压裂液的到达所述压裂井井底所需时间；
根据公式
确定所述压裂井中的热能变化量Q1；
根据公式
确定井下压裂液的温度T2；
其中，r为压裂井管柱半径，K1为压裂井管柱导热系数，gt为地温梯度，v为注入压裂液泵入速度，T1为注入压裂液地面温度，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，m1为注入压裂液质量，m2为支撑剂质量，c1为注入压裂液比热容，c2为支撑剂比热容。
9.根据权利要求7所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，其特征在于，所述利用致密油的粘温变化规律，计算所述冷区内致密油粘度分布，包括：
根据公式
计算得到所述冷区内致密油粘度分布μ(r)；
其中，a和b为回归得到的系数，T0为储层温度，Kob为储层顶层导热系数，ΔT为冷区内平均温度与储层温度的差值，t为注入压裂液到达压裂井井底所需时间，h为储层厚度，r为压裂井管柱半径，D为储层顶层导热系数与其顶层热容之比，Tave为冷区内平均温度，M为储层热熔。
10.根据权利要求7所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，其特征在于，所述基于预设产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布以及所述冷区内致密油粘度分布对应获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差，包括：
基于预设的生产初期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产初期理想预测产能；
基于预设的后期产能预测模型和所述储层的原致密油粘度分布计算所述储层生产后期理想预测产能；
基于所述预设的生产初期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产初期实际预测产能；
基于所述预设的后期产能预测模型、所述储层的原致密油粘度分布和所述冷区内致密油粘度分布计算所述储层生产后期实际预测产能；
将所述生产初期理想预测产能减去所述生产初期实际预测产能，并将所述生产后期理想预测产能减去所述生产后期实际预测产能，获得所述储层压裂液注入前后的预测产量差。
11.根据权利要求10所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，其特征在于，所述预设的生产初期产能预测模型为：
其中，q1(t)为生产初期预测产能，wF是储层裂缝宽度，αF是储层裂缝应力敏感系数，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，l(t)为压力波的传播距离，且
ki为储层基质渗透率，kF储层裂缝渗透率，pe为原始地层压力，pw为井底流压，αm为储层基质压力敏感系数，rw为井筒半径，e为自然数，Ct为储层综合压缩系数，
为储层孔隙度。
12.根据权利要求10所述的压裂液对致密油产能冷伤害的预测装置，其特征在于，
所述预设的生产后期产能预测模型：
其中，q2(t)为生产后期预测产能，h为储层厚度，μ为储层致密油粘度，pFi为第i条裂缝的压力，xFi为第i条裂缝的裂缝半长，GT为拟启动压力梯度，且
G为储层基质的启动压力梯度，sh为双曲正弦，ξi为第i条裂缝中心的椭圆坐标，ξFi为第i条裂缝端部的椭圆坐标，ai为第i条裂缝周围椭圆渗流面积的长轴长度，且ai＝xFi+re(t)，m(p)为拟压力公式，且
αm为储层基质的压力敏感系数，p为拟压力公式中的压力变量，pe为原始地层压力。
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