CN109002920B - 一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法和装置。所述方法包括：获取表征油藏先天地质特征和后天开发特征的有效数据；使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型及其限定条件，预测水平井定产量生产时，渗吸带宽取不同值的情况下分别对应的随位置和投产时间变化的压力数据；预测水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据；预测真实空间的随时间变化的产量数据；筛选与实际产量拟合度最高的产量数据对应的渗吸带宽的值，为最终的渗吸带宽。该方案大大减小了油藏非均质性带来的计算误差，最终得到的水平井压裂后的渗吸带宽具有更高的合理性，可以更准确的确定压裂液注入地层后的影响范围，为油藏开采提供依据。
Description
技术领域
本发明涉及水力压裂技术领域，特别涉及一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法和装置。
背景技术
随着世界油气资源供需关系日趋紧张，致密储层的开发受到越来越多的关注，其成功开发的主体技术是长水平段和大规模水力压裂。现场统计发现，水力压裂过程中注入压裂液返排率往往只有10～50％，大量的压裂液滞留于地层中。
例如，长庆油田某储层压力系数低，水力压裂作业后压裂液返排率低，并且返排时间长，衰竭开发过程中产量一致保持稳定，这表明注入的压裂液在地下通过裂缝渗吸进入微小的孔喉而将原油进行了置换，达到了增产的效果。
由于压裂液滞留进一步促进了渗吸置换原油的作用，渗吸作用被认为是重要的提高采收率机理之一。虽然现在已经建立了可以应用于裂缝性油藏的数学模型，但此模型通过毛管力来表征渗吸作用，对于物性参数差异不大的油藏分析效果较好，但是在油藏物性差异明显的情况下该方法存在一定的不合理性；有的研究考虑了边界层的影响，但是未就压裂水平井不同区域的流动差异进行描述；还有研究建立了考虑不同储层性质的页岩气压裂水平井数值模拟模型，通过修改单重孔隙介质裂缝区域的孔隙度和渗透率来描述压裂液滞留与渗吸作用，渗吸机理表征并不明确。并且，目前对渗吸带宽的确定通常是由注入量和油藏厚度进行估计，没有综合考虑渗吸作用与压裂的复杂缝网，方法简陋，精度低。
故，针对压裂裂缝以及复杂缝网的渗吸建模和渗吸带宽的确定仍有待进一步研究。
发明内容
鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法和装置。
第一方面，本发明实施例提供一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法，包括：获取表征油藏先天地质特征和后天开发特征的有效数据，在定产量条件下对所述有效数据进行无量纲化处理；
根据无量纲化处理后的有效数据，使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，预测所述水平井定所述产量生产时，所述有效数据中的渗吸带宽取不同值的情况下分别对应的随位置和投产时间变化的压力数据；
根据拉氏变换后的压力数据，预测所述水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据；
对所述拉氏空间产量预测数据进行拉氏逆变换，预测所述水平井真实空间的随时间变化的产量数据；
从各个渗吸带宽值对应的产量数据中，筛选与实际产量拟合度最高的所述产量数据，将筛选出的所述产量数据对应的渗吸带宽的值，确定为最终的渗吸带宽。
在一个可选的实施例中，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型，包括：
渗吸区和缝网改造区的基质系统的渗流模型，渗吸区和缝网改造区的裂缝系统的渗流模型；
主裂缝区的渗流模型；
低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型，低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型。
在一个可选的实施例中，渗吸区和缝网改造区的基质系统的渗流模型，渗吸区和缝网改造区的裂缝系统的渗流模型，包括：
所述渗吸区和缝网改造区基质系统的渗流模型为：
所述渗吸区和缝网改造区裂缝系统的渗流模型为：
上式(1)、(2)中，i＝2、3，2表示渗吸区，3表示缝网改造区；φim为i区基质孔隙度，其中，φ2m表示渗吸区渗吸后基质孔隙度；Ctim为i区基质的综合压缩系数；pim为i区基质的压力；t为投产时间；αi为i区裂缝与基质间的窜流因子；kim为i区基质渗透率；μi为i区的流体粘度；pif为i区裂缝的压力；pic为i区的毛管力大小，其中，
σ表示压裂液和原油之间的表面张力，θ表示原油润湿角，wsf表示微裂缝的宽度，p3c＝0；φif为i区裂缝孔隙度；Ctif为i区裂缝的综合压缩系数；pif表示i区裂缝的压力；kif为i区裂缝渗透率；y表示平行于水平井井筒方向的位置；qiv为平行于主裂缝方向区域v向区域i的供液量，当i＝2时，v＝5；当i＝3时，v＝6；5表示所述低渗区内的第二低渗区，6表示所述低渗区内的第三低渗区；
相应的，所述主裂缝区的渗流模型为：
上式(3)中，1表示主裂缝区；k1为主裂缝区渗透率；μ1为主裂缝区流体粘度；q12表示渗吸区向主裂缝区的供液量；φ1为主裂缝区孔隙度；Ct1为主裂缝区的综合压缩系数；p1为主裂缝区的压力；
所述低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型为：
所述低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型为：
上式(4)、(5)中，r＝4、6、7，s＝5、6、7，4表示所述低渗区内的第一低渗区、7表示所述低渗区内的第四低渗区。kr、ks分别表示r区、s区渗透率；μr、μs分别为r区、s区流体粘度；pr、ps分别为r区、s区的压力；Gr、Gs分别为r区、s区的启动压力梯度；Clr、Cls分别为r区、s区中流体的压缩系数；qrv1、qsv2分别为垂直于主裂缝方向区域v1向区域r的供液量、平行于主裂缝方向区域v2向区域s的供液量，当没有区域从垂直于主裂缝方向向区域r供液时，qrv1＝0，当没有区域从平行于主裂缝方向向区域s供液时，qsv2＝0；φr、φs分别为r区、s区孔隙度；Ctr、Cts分别为r区、s区的综合压缩系数。
在一个可选的实施例中，所述各渗流模型的限定条件，包括：
所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区中，两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件；
所述主裂缝区的内边界条件，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的外边界条件；
所述渗吸区渗吸后基质孔隙度；
投产初始时刻，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力。
在一个可选的实施例中，两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件，包括：
两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件为：
两两相邻且有供液关系的两个区的流量连续条件为：
上式(6)、(7)中，区域j1与区域j2相邻，且区域j2给区域j1供液，当j1＝1时，j2＝2；当j1＝2时，j2＝5；当j1＝3时，j2＝6；当j1＝4时，j2＝7；当j1＝5时，j2＝6；当j1＝6时，j2＝7；qj1，j2为区域j2给区域j1的供液量；Lj1，j2表示沿j2区域流动方向j1区域的宽度；kj1、kj2分别为区域j1、j2的渗透率；、μj1、μj2分别为区域j1、j2中流体的粘度；pj1、pj2分别为区域j1、j2的压力；Gj1、Gj2分别为区域j1、j2的启动压力梯度；X表示j2区域流体流动方向，X＝x或X＝y；bj1，j2表示j1区域与j2区域的边界；
所述内边界条件为：
上式(8)中，B1表示主裂缝区流体体积系数；wf表示主裂缝的宽度，h表示主裂缝控制区厚度；
所述外边界条件为：
上式(9)中，p1、p2、p3、p4、p5、p6、p7分别表示主裂缝区的压力、渗吸区基质的压力、缝网改造区区基质的压力、第一低渗区的压力、第二低渗区的压力、第三低渗区的压力、第四低渗区的压力；xf表示主裂缝的半长；xc表示主裂缝控制区半长度；yc表示主裂缝控制区半宽度；
根据物质平衡原理确定所述渗吸区渗吸后基质孔隙度为：
上式(10)中，φ2m为渗吸区渗吸后基质孔隙度；Q2为压裂液注入量；Qo为压裂液返排量；φ2m0为渗吸区渗吸前基质初始孔隙；d为渗吸带宽；
投产初始时刻，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力为：
上式(11)中，cp为主裂缝控制区的岩石压缩系数，p00为初始油藏压力。
在一个可选的实施例中，预测所述水平井真实空间的随时间变化的产量数据，包括：
预测所述水平井定所述井底压力时的真实空间的随时间变化的产量数据为：
上式(12)中，
为定井底压力时的拉氏空间产量；u为时间t在拉氏空间转换后的变量；
为预测的拉氏变换后的压力数据。
在一个可选的实施例中，所述有效数据，包括：油藏参数、流体参数、压裂施工参数和致密油藏特征参数；
所述油藏参数用于表征地层的基本物性特征，所述油藏参数包括：主裂缝控制区半长度、主裂缝控制区半宽度、主裂缝控制区厚度、油藏的综合压缩系数、主裂缝控制区的岩石压缩系数、流体的压缩系数、压裂前油藏静压力、岩石润湿性、油藏孔隙度和渗透率；
所述流体参数用于表征流体的粘度特征和渗透能力，所述流体参数至少包括：流体的粘度、流体体积系数；
所述压裂施工参数用于表征压裂施工的改造情况，所述压裂施工参数至少包括：主裂缝半长、主裂缝宽度、压裂液注入量、压裂液反排量、增产改造区域宽度和裂缝与基质间的窜流因子；
所述致密油藏特征参数用于表征流体在致密储层中的流动特征，所述致密油藏特征参数至少包括启动压力梯度。
第二方面，本发明实施例提供一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定装置，包括：获取模块、第一预测模块、第二预测模块、第三预测模块和筛选模块；
所述获取模块，用于获取表征油藏先天地质特征和后天开发特征的有效数据，在定产量条件下对所述有效数据进行无量纲化处理；
所述第一预测模块，用于根据所述获取模块无量纲化处理后的有效数据，使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，预测所述水平井定所述产量生产时，所述有效数据中的渗吸带宽取不同值的情况下分别对应的随位置和投产时间变化的压力数据；
所述第二预测模块，用于根据拉氏变换后的压力数据，预测所述水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据；
所述第三预测模块，用于对所述第二预测模块预测的所述拉氏空间产量预测数据进行拉氏逆变换，预测所述水平井真实空间的随时间变化的产量数据；
所述筛选模块，用于从所述第三预测模块预测的各个渗吸带宽值对应的产量数据中，筛选与实际产量拟合度最高的所述产量数据，将筛选出的所述产量数据对应的渗吸带宽的值，确定为最终的渗吸带宽。
在一个可选的实施例中，所述装置，还包括：
模型建立模块，用于建立：
渗吸区和缝网改造区的基质系统的渗流模型，渗吸区和缝网改造区的裂缝系统的渗流模型；
主裂缝区的渗流模型；
低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型，低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型。
在一个可选的实施例中，所述模型建立模块，还用于：
建立所述模型的限定条件，包括：
所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区中，两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件；
所述主裂缝区的内边界条件，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的外边界条件；
所述渗吸区渗吸后基质孔隙度；
投产初始时刻，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力。
第三方面，本发明实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，当该指令被处理器执行时实现上述任一项或多项水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法。
本发明实施例提供的上述技术方案的有益效果至少包括：
1、使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，最终预测每一个渗吸带宽值对应的水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据，筛选与实际产量拟合度最高的产量数据对应的渗吸带宽的值，确定为最终的渗吸带宽。不同的区域建立不同的渗流模型，表征了不同区域的流动差异，可以大大减小因油藏非均质性带来的计算误差，最终得到的水平井压裂后的渗吸带宽具有更高的合理性，可以更准确的确定压裂液注入地层中的影响范围，为油藏开采提供参考依据。
2、因为裂缝系统和基质系统的油藏物性差异较大，故将渗吸区和缝网改造区的基质系统和裂缝系统建立不同的渗流模型；低渗区垂直于主裂缝方向和平行于主裂缝方向的渗流特征差异也较大，分别建立低渗区不同方向的渗流模型，具有更高的合理性，可以更好的表征渗吸作用。
3、通过毛管力对渗吸作用进行表征并耦合双重孔隙介质模型，建立渗吸区的渗流模型。渗吸区的毛管力大小由利用压裂液和原油之间的表面张力σ、反应岩石润湿性的原油润湿角θ和微裂缝的宽度wsf计算所得，是根据定义法来求得，较传统的岩心分析统计法所得的毛管力，本方案计算的毛管力避免了统计误差；且岩心分析只能是根据少量有限的岩心数据，本方案计算所用数据可以是海量数据点的平均值。故本方案建立渗吸区渗流模型所用的毛管力更合理，更能反映渗吸区真实毛管力的大小。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1为本发明实施例中所述水平井压裂后渗吸带宽确定方法的流程图；
图2为本发明实施例中各个区的划分示意图；
图3为本发明实施例中所述求得的产量解与实际产量对比图；
图4为图1中所述步骤S12的具体实现流程图；
图5为本发明实施例中所述水平井压裂后渗吸带宽确定装置的结构图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。
为了解决油藏非均质性对水平井压裂后的渗吸作用影响较大从而影响渗吸带宽求取的问题，本发明实施例提供了一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法，该方案大大减小了油藏非均质性带来的计算误差，最终得到的水平井压裂后的渗吸带宽具有更高的合理性，可以更准确的确定压裂液注入地层中的影响范围，为油藏开采提供参考依据。
本发明实施例提供一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法，其流程如图1所示，包括如下步骤：
步骤S11：获取表征油藏先天地质特征和后天开发特征的有效数据，在定产量条件下对有效数据进行无量纲化处理。
获取的有效数据，包含了预先建立的一系列渗流方程中的所有常量参数及其数值，具体后续详细描述。
步骤S12：根据无量纲化处理后的有效数据，使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，预测水平井定所述产量生产时，有效数据中的渗吸带宽取不同值的情况下分别对应的随位置和投产时间变化的压力数据。
在预先设计的水平井的压裂点注入压裂液后，水力压裂作用下，会导致压裂点周围的储层产生主裂缝和大量微裂缝，将主裂缝抽象成一条裂缝，主裂缝区及主裂缝的控制区域模型化为以主裂缝与水平井井筒的交点为中心点的长方体形，过其中心点的横截面的1/4的示意图如图2所示：
根据水力压裂产生的裂缝对周围油藏改造情况的不同，依据压裂施工监测数据，将主裂缝控制区划分为渗吸区21、缝网改造区22和低渗区；将所述低渗区又划分为：第一低渗区231、第二低渗区232、第三低渗区233和第四低渗区234。
以水平井的井筒25轨迹为y坐标，以主裂缝26与水平井的井筒25的相交点为坐标原点，以主裂缝的轨迹为x轴，主裂缝半长xf，主裂缝的宽度为wf，主裂缝区24模型化为与主裂缝的范围一致；主裂缝控制区的半长度为xe，主裂缝控制区的半宽度为ye；从主裂缝区24沿y轴的延伸方向往外依次是渗吸区21、缝网改造区22和第一低渗区231，这3个区的长度都等于主裂缝半长度xf、宽度之和为主裂缝控制区的半宽度ye，其中渗吸区21和缝网改造区22的宽度之和L0是定值，渗吸带宽d的值是本方案需要最终确定的值；渗吸区21沿平行于x轴往外的延伸区域为第二低渗区232，缝网改造区22沿平行于x轴往外的延伸区域为第三低渗区233，第一低渗区231沿平行于x轴往外的延伸区域为第四低渗区234，第二低渗区232、第三低渗区233和第四低渗区234的长度都为主裂缝控制区的半长度xe减去主裂缝半长xf。图2中第一低渗区231、第二低渗区232、第三低渗区233和第四低渗区234里的箭头表示流体流动方向。
由于图2所示意的是过主裂缝区及其控制区的中心点的横截面1/4的示意图，故上述主裂缝区实际上是一半的主裂缝区，渗吸区、缝网改造区和4个低渗区实际上是各自的1/4，上述描述只是为了描述上的方便，下述描述同此说明。
上述主裂缝区及主裂缝的控制区域模型化为以主裂缝与水平井井筒的交点为中心点的长方体形，只是近似的长方体，由图2可知，主裂缝区24并没有包含从xf延伸到xe的范围，而此范围体积很小，可以忽略不计。
针对上述不同的区域建立不同的渗流模型，具体建立方法后续详细描述。
根据无量纲化处理后的有效数据，使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，预测水平井定所述产量生产时，有效数据中的渗吸带宽取不同值的情况下分别对应的随位置和投产时间变化的压力数据。上述定产量q条件与步骤S11中设定的定产量是设定相同的产量值。
步骤S13：根据拉氏变换后的压力数据，预测水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据。
对上述步骤S12中得到的压力数据做拉氏变换，可以是，根据杜哈美原理和拉氏变换后的拉氏压力数据，预测水平井定井底压力pwf生产时的拉氏空间产量预测数据为：
上式(1)中，
为定井底压力时的拉氏空间产量；k2f为渗吸区裂缝渗透率；h为主裂缝控制区厚度；p0为压裂液滞留后、开采前主裂缝控制区的压力，也就是上述各个区的渗流模型中t＝0时的压力；μ2为渗吸区的流体粘度；B2表示渗吸区流体体积系数；u为时间t在拉氏空间转换后的变量，
为预测的拉氏变换后的压力数据。
步骤S14：对拉氏空间产量预测数据进行拉氏逆变换，预测水平井真实空间的随时间变化的产量数据。
可以是，通过反演的方法，对拉氏空间产量预测数据进行拉氏逆变换，预测水平井真实空间的随时间变化的产量数据为：
可选的，步骤S12中有效数据中的渗吸带宽取不同值，可以是在获取有效数据时，就获取多个渗吸带宽的值；也可以是只获取初始的渗吸带宽的值和渗吸带宽值的变化间隔；也可以是只获取初始的渗吸带宽的值，将得到的对应的产量数据输出后确定是否再次输入渗吸带宽的值，若收到“是”的指令，则获取新的渗吸带宽的值，将得到的对应的产量数据输出后确定是否再次输入渗吸带宽的值，直至收到“否”的指令，输出的产量数据可以是如图3所示的方式：将产量数据拟合成一条产量曲线，即为拟合日产量，横坐标代表生产时间，单位是天，纵坐标代表日产量，单位为方，同时将实际日产量的数据点也投在坐标系统中；也可以是根据产量数据与实际产量的对比分析结果，自行调整渗吸带宽的值，例如：
可以是，先设定初始渗吸带宽值为10m，若求得的产量数据比实际产量偏小，则将渗吸带宽值改为15m，若此时求得的产量数据比实际产量偏大，则将渗吸带宽值改为10～15m中间的值，例如13m，以此类推，直至求得的产量数据比实际产量的对比满足设定的阈值范围；若设定初始渗吸带宽值为10m时，求得的产量数据比实际产量偏大，则将渗吸带宽值改为5m，若此时求得的产量数据比实际产量偏小，则将渗吸带宽值改为5～10m中间的值，例如8m，以此类推，直至求得的产量数据比实际产量的对比满足设定的阈值范围。
将上述产量数据与实际产量进行比较，可以是，将产量数据在坐标轴中进行绘制，则可以得到相应的表征渗吸作用的致密油藏压裂水平井产能曲线；将实际产量的数据点拟合成一条实际产量曲线，求上述两条曲线之间的标准方差。也可以通过其他方法进行比较，本实施例不做限定。
步骤S15：从各个渗吸带宽值对应的产量数据中，筛选与实际产量拟合度最高的产量数据，将筛选出的产量数据对应的渗吸带宽的值，确定为最终的渗吸带宽。
本实施例所述方法，使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，最终预测每一个渗吸带宽值对应的水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据，筛选与实际产量拟合度最高的产量数据对应的渗吸带宽的值，确定为最终的渗吸带宽。不同的区域建立不同的渗流模型，表征了不同区域的流动差异，可以大大减小因油藏非均质性带来的计算误差，最终得到的水平井压裂后的渗吸带宽具有更高的合理性，可以更准确的确定压裂液注入地层中的影响范围，为油藏开采提供参考依据。
在一个实施例中，可以是，上述步骤S12中使用的预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，渗流模型具体包括：
渗吸区和缝网改造区的基质系统的渗流模型，渗吸区和缝网改造区的裂缝系统的渗流模型；主裂缝区的渗流模型；低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型，低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型。
模型的限定条件，具体包括：
主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区中，两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件；主裂缝区的内边界条件，主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的外边界条件；渗吸区渗吸后基质孔隙度；投产初始时刻，主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力。
因为裂缝系统和基质系统的油藏物性差异较大，故将渗吸区和缝网改造区的基质系统和裂缝系统建立不同的渗流模型；低渗区垂直于主裂缝方向和平行于主裂缝方向的渗流特征差异也较大，分别建立低渗区不同方向的渗流模型，具有更高的合理性，可以更好的表征渗吸作用。
如图4所示，上述渗流模型及其限定条件具体的建立过程包括下述步骤：
步骤S41：建立渗吸区和缝网改造区的渗流模型。
通过毛管力学可知，渗吸作用的强弱与油藏毛管力的大小密切相关，裂缝越小，毛管力越大，渗吸作用越明显。故本实施例通过毛管力对渗吸作用进行表征，并耦合基质和裂缝双重孔隙介质模型建立渗吸区和缝网改造区的渗流模型：
渗吸区和缝网改造区基质系统的渗流模型为：
渗吸区和缝网改造区裂缝系统的渗流模型为：
上式(2)、(3)中，i＝2、3，2表示渗吸区，3表示缝网改造区；φim为i区基质孔隙度，其中，φ2m表示渗吸区渗吸后基质孔隙度；Ctim为i区基质的综合压缩系数；pim为i区基质的压力；t为投产时间；αi为i区裂缝与基质间的窜流因子；kim为i区基质渗透率；μi为i区的流体粘度；pif为i区裂缝的压力；pic为i区的毛管力大小，其中，
σ表示压裂液和原油之间的表面张力，θ表示原油润湿角，wsf表示微裂缝的宽度，p3c＝0；φif为i区裂缝孔隙度；Ctif为i区裂缝的综合压缩系数；pif表示i区裂缝的压力；kif为i区裂缝渗透率；y表示平行于水平井井筒方向的位置；qiv为平行于主裂缝方向区域v向区域i的供液量，当i＝2时，v＝5；当i＝3时，v＝6；5表示第二低渗区，6表示第三低渗区。
因为裂缝系统和基质系统的油藏物性差异较大，故将渗吸区和缝网改造区的裂缝系统和基质系统分别建立不同的渗流模型。
可选的，上述微裂缝的宽度wsf值的获取，可以是通过地震反演得到，也可以通过压裂施工后的地震监测数据得到，也可以是通过对岩心做CT扫描得到，也可以是通过其他方法得到，本实施例不做限定。
通过毛管力对渗吸作用进行表征并耦合双重孔隙介质模型，建立渗吸区的渗流模型。渗吸区的毛管力大小由压裂液和原油之间的表面张力σ、反应岩石润湿性的原油润湿角θ和微裂缝的宽度wsf计算所得，是根据定义法来求得，较传统的岩心分析统计法所得的毛管力，本方案计算的毛管力避免了统计误差；且岩心分析只能是根据少量有限的岩心数据，本方案计算所用数据可以是海量数据点的平均值。故本方案建立渗吸区渗流模型所用的毛管力更合理，更能反映渗吸区真实毛管力的大小。
步骤S42：建立主裂缝区的渗流模型。
建立所述主裂缝区的渗流模型如下：
上式(4)中，1表示主裂缝区；k1为主裂缝区渗透率；μ1为主裂缝区流体粘度；q12表示渗吸区向主裂缝区的供液量；φ1为主裂缝区孔隙度；Ct1为主裂缝区的综合压缩系数；p1为主裂缝区的压力。
步骤S43：建立低渗区渗流模型。
低渗区由于没有经过改造，渗透率低，存在启动压力梯度。根据流体流动方向与主裂缝方向之间的关系，建立低渗区渗流模型如下；
低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型为：
低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型为：
上式(5)、(6)中，r＝4、6、7，s＝5、6、7，4表示第一低渗区、7表示表示第四低渗区。kr、ks分别表示r区、s区渗透率；μr、μs分别为r区、s区流体粘度；pr、ps分别为r区、s区的压力；Gr、Gs分别为r区、s区的启动压力梯度；Clr、Cls分别为r区、s区中流体的压缩系数；qrv1、qsv2分别为垂直于主裂缝方向区域v1向区域r的供液量、平行于主裂缝方向区域v2向区域s的供液量，当没有区域从垂直于主裂缝方向向区域r供液时，qrv1＝0，当没有区域从平行于主裂缝方向向区域s供液时，qsv2＝0；φr、φs分别为r区、s区孔隙度；Ctr、Cts分别为r区、s区的综合压缩系数。
上述步骤S41～S43没有先后顺序，可以先执行其中任意一步或两步，也可以三步同时进行，本实施例不做限定。
步骤S44：建立两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件。
图2中所示的各区，当两个区相邻且一个区内流体的流动方向垂直于另一个区时，可以给相邻的另一个区供液，例如，区域j1与区域j2相邻，且区域j2内流体的流动方向垂直于区域j1，则区域j2能够给区域j1供液，此时，区域j1与区域j2的渗流模型之间存在一定的物理关系，得到两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件为：
同时，两两相邻且有供液关系的两个区的流量连续条件为：
上式(7)、(8)中，区域j1与区域j2相邻，且区域j2给区域j1供液，当j1＝1时，j2＝2；当j1＝2时，j2＝5；当j1＝3时，j2＝6；当j1＝4时，j2＝7；当j1＝5时，j2＝6；当j1＝6时，j2＝7；qj1，j2为区域j2给区域j1的供液量；Lj1，j2表示沿j2区域流动方向j1区域的宽度，L1，2＝wf，wf表示主裂缝的宽度，L2，5＝xf，xf表示主裂缝的半长，L3，6＝xf，L5，6＝d，d表示渗吸带宽，L4，7＝xf，L6，7＝L0-d，L0表示渗吸区与缝网改造区总宽度；kj1、kj2分别为区域j1、j2的渗透率；μj1、μj2分别为区域j1、j2中流体的粘度；pj1、pj2分别为区域j1、j2的压力；Gj1、Gj2分别为区域j1、j2的启动压力梯度；X表示j2区域流体流动方向，X＝x或X＝y；bj1，j2表示j1区域与j2区域的边界。
步骤S45：建立渗流模型的边界条件。
建立内边界条件，即图2中所示的主裂缝区24的上边界的边界条件为：
上式(9)中，B1表示主裂缝区流体体积系数；wf表示主裂缝的宽度，h表示主裂缝控制区厚度。
建立外边界条件为：
上式(10)中，依次建立的是图2中所示主裂缝区24的下边界、第一低渗区231的左边界、第二低渗区232的下边界、第三低渗区233的下边界、第四低渗区234的下边界和第四低渗区234的左边界。
上式(10)中，p1、p2、p3、p4、p5、p6、p7分别表示主裂缝区的压力、渗吸区基质的压力、缝网改造区区基质的压力、第一低渗区的压力、第二低渗区的压力、第三低渗区的压力、第四低渗区的压力；xf表示主裂缝的半长；xc表示主裂缝控制区半宽度；yc表示主裂缝控制区半长度。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示特定的方位或位置，因此不能理解为对发明的限制。
步骤S46：求取渗吸区渗吸后基质孔隙度。
根据物质平衡原理计算所述渗吸区渗吸后基质孔隙度为：
上式(11)中，φ2m为渗吸区渗吸后基质孔隙度，小数；Q2为压裂液注入量；Qo为压裂液返排量；φ2m0为渗吸区渗吸前基质初始孔隙度。
上述步骤S44～S46没有先后顺序，可以先执行其中任意一步或两步，也可以三步同时进行，本实施例不做限定。
步骤S47：计算投产初始时刻，主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力。
初始状态各个区的压力都相等，即压裂前油藏静压力相等；压裂液滞留后、开采前，直至投产的初始时刻，主裂缝控制区中各个区的压力也都相等；根据岩石的状态方程可得：
能够推算出渗吸区压力增量
再按照渗吸区面积与裂缝控制区面积的比例关系
将渗吸区的压力增量平均到整个油藏去，得到油藏从初始状态到渗吸后投产前压力的平均增量
故，可得投产初始时刻，主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力相等：
上式(12)中，cp为主裂缝控制区的岩石压缩系数；p00为初始油藏压力。
参照下表1所示，上述步骤S11中获取的有效数据，至少包含油藏参数、流体参数、压裂施工参数和致密油藏特征参数：
(1)油藏参数：用于表征地层的基本物性特征，油藏参数至少包括：主裂缝控制区半长度、主裂缝控制区半宽度、主裂缝控制区厚度、油藏的综合压缩系数、主裂缝控制区的岩石压缩系数、流体的压缩系数、压裂前油藏静压力、岩石润湿性、油藏孔隙度和渗透率。
上述油藏的综合压缩系数包括：主裂缝区的综合压缩系数、渗吸区基质的综合压缩系数、渗吸区裂缝的综合压缩系数、缝网改造区基质的综合压缩系数、缝网改造区裂缝的综合压缩系数、第一低渗区的综合压缩系数、第二低渗区的综合压缩系数、第三低渗区的综合压缩系数和第四低渗区的综合压缩系数。流体的压缩系数包括：第一、第二、第三和第四低渗区中流体的压缩系数。岩石润湿性包括：原油润湿角、压裂液和原油之间的表面张力。油藏孔隙度和渗透率包括：主裂缝区孔隙度、主裂缝区渗透率、渗吸区渗吸前基质初始孔隙度、渗吸区基质渗透率、渗吸区裂缝孔隙度、渗吸区裂缝渗透率、缝网改造区基质孔隙度、缝网改造区基质渗透率、缝网改造区裂缝孔隙度、缝网改造区裂缝渗透率、第一低渗区孔隙度、第一低渗区渗透率、第二低渗区孔隙度、第二低渗区渗透率、第三低渗区孔隙度、第三低渗区渗透率、第四低渗区孔隙度和第四低渗区渗透率。油藏孔隙度对于各区的基质来说，在渗吸前后渗吸区的孔隙度发生变化，故，获取的渗吸区基质孔隙度数据包括渗吸区渗吸前基质初始孔隙度、渗吸区渗吸后基质孔隙度。
(2)流体参数：用于表征流体的粘度特征和渗透能力，流体参数至少包括：流体粘度、流体体积系数。
上述流体粘度包括：主裂缝区流体粘度、渗吸区渗吸后流体粘度、缝网改造区流体粘度、第一低渗区流体粘度、第二低渗区流体粘度、第三低渗区流体粘度、第四低渗区流体粘度。流体体积系数包括：主裂缝区流体体积系数和渗吸区流体体积系数。
(3)压裂施工参数：用于表征压裂施工的改造情况，压裂施工参数至少包括：主裂缝半长、主裂缝宽度、压裂液注入量、压裂液反排量、增产改造区域宽度和裂缝与基质间的窜流因子。
上述增产改造区域宽度包括：渗吸带宽、渗吸区与缝网改造区总宽度。裂缝与基质间的窜流因子包括：渗吸区裂缝与基质间的窜流因子、缝网改造区裂缝与基质间的窜流因子。
(4)致密油藏特征参数：用于表征流体在致密储层中的流动特征，致密油藏特征参数至少包括启动压力梯度。
上述启动压力梯度包括：第一低渗区的启动压力梯度、第二低渗区的启动压力梯度、第三低渗区的启动压力梯度和第四低渗区的启动压力梯度。
表1有效数据列表
上述步骤S11中获取的有效数据，还包括：
求得水平井定产量q生产时的拉氏空间压力解、水平井定井底压力pwf生产时的拉氏空间产量解时的设定产量和设定井底压力。
基于同一发明构思，本发明实施例还提供一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定装置，该装置的结构如图5所示，包括：
获取模块51，用于获取表征油藏先天地质特征和后天开发特征的有效数据，在定产量条件下对有效数据进行无量纲化处理；
第一预测模块52，用于根据获取模块51无量纲化处理后的有效数据，使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，预测水平井定所述产量生产时，有效数据中的渗吸带宽取不同值的情况下分别对应的随位置和投产时间变化的压力数据；
第二预测模块53，用于根据拉氏变换后的压力数据，预测水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据；
第三预测模块54，用于对第二预测模块53预测的拉氏空间产量预测数据进行拉氏逆变换，预测水平井真实空间的随时间变化的产量数据；
筛选模块55，用于从第三预测模块54预测的各个渗吸带宽值对应的产量数据中，筛选与实际产量拟合度最高的产量数据，将筛选出的产量数据对应的渗吸带宽的值，确定为最终的渗吸带宽。
在一个实施例中，可以是，上述装置，还包括：
模型建立模块56，用于建立：渗吸区和缝网改造区的基质系统的渗流模型，渗吸区和缝网改造区的裂缝系统的渗流模型；主裂缝区的渗流模型；低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型，低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型。
在一个实施例中，可以是，模型建立模块56，还用于：
建立所述模型的限定条件，包括：所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区中，两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件；所述主裂缝区的内边界条件，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的外边界条件；所述渗吸区渗吸后基质孔隙度；投产初始时刻，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力。
关于上述实施例中的装置，其中各个模块执行操作的具体方式已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处将不做详细阐述说明。
基于同一发明构思，本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，当该指令被处理器执行时实现上述任一项或多项水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法。
除非另外具体陈述，术语比如处理、计算、运算、确定、显示等等可以指一个或更多个处理或者计算系统、或类似设备的动作和/或过程，所述动作和/或过程将表示为处理系统的寄存器或存储器内的物理(如电子)量的数据操作和转换成为类似地表示为处理系统的存储器、寄存器或者其他此类信息存储、发射或者显示设备内的物理量的其他数据。信息和信号可以使用多种不同的技术和方法中的任何一种来表示。例如，在贯穿上面的描述中提及的数据、指令、命令、信息、信号、比特、符号和码片可以用电压、电流、电磁波、磁场或粒子、光场或粒子或者其任意组合来表示。
应该明白，公开的过程中的步骤的特定顺序或层次是示例性方法的实例。基于设计偏好，应该理解，过程中的步骤的特定顺序或层次可以在不脱离本公开的保护范围的情况下得到重新安排。所附的方法权利要求以示例性的顺序给出了各种步骤的要素，并且不是要限于所述的特定顺序或层次。
在上述的详细描述中，各种特征一起组合在单个的实施方案中，以简化本公开。不应该将这种公开方法解释为反映了这样的意图，即，所要求保护的主题的实施方案需要清楚地在每个权利要求中所陈述的特征更多的特征。相反，如所附的权利要求书所反映的那样，本发明处于比所公开的单个实施方案的全部特征少的状态。因此，所附的权利要求书特此清楚地被并入详细描述中，其中每项权利要求独自作为本发明单独的优选实施方案。
本领域技术人员还应当理解，结合本文的实施例描述的各种说明性的逻辑框、模块、电路和算法步骤均可以实现成电子硬件、计算机软件或其组合。为了清楚地说明硬件和软件之间的可交换性，上面对各种说明性的部件、框、模块、电路和步骤均围绕其功能进行了一般地描述。至于这种功能是实现成硬件还是实现成软件，取决于特定的应用和对整个系统所施加的设计约束条件。熟练的技术人员可以针对每个特定应用，以变通的方式实现所描述的功能，但是，这种实现决策不应解释为背离本公开的保护范围。
结合本文的实施例所描述的方法或者算法的步骤可直接体现为硬件、由处理器执行的软件模块或其组合。软件模块可以位于RAM存储器、闪存、ROM存储器、EPROM存储器、EEPROM存储器、寄存器、硬盘、移动磁盘、CD-ROM或者本领域熟知的任何其它形式的存储介质中。一种示例性的存储介质连接至处理器，从而使处理器能够从该存储介质读取信息，且可向该存储介质写入信息。当然，存储介质也可以是处理器的组成部分。处理器和存储介质可以位于ASIC中。该ASIC可以位于用户终端中。当然，处理器和存储介质也可以作为分立组件存在于用户终端中。
对于软件实现，本申请中描述的技术可用执行本申请所述功能的模块(例如，过程、函数等)来实现。这些软件代码可以存储在存储器单元并由处理器执行。存储器单元可以实现在处理器内，也可以实现在处理器外，在后一种情况下，它经由各种手段以通信方式耦合到处理器，这些都是本领域中所公知的。
上文的描述包括一个或多个实施例的举例。当然，为了描述上述实施例而描述部件或方法的所有可能的结合是不可能的，但是本领域普通技术人员应该认识到，各个实施例可以做进一步的组合和排列。因此，本文中描述的实施例旨在涵盖落入所附权利要求书的保护范围内的所有这样的改变、修改和变型。此外，就说明书或权利要求书中使用的术语“包含”，该词的涵盖方式类似于术语“包括”，就如同“包括，”在权利要求中用作衔接词所解释的那样。此外，使用在权利要求书的说明书中的任何一个术语“或者”是要表示“非排它性的或者”。
Claims (10)
1.一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定方法，其特征在于，包括：
获取表征油藏先天地质特征和后天开发特征的有效数据，在定产量条件下对所述有效数据进行无量纲化处理；
根据无量纲化处理后的有效数据，使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，预测所述水平井定所述产量生产时，所述有效数据中的渗吸带宽取不同值的情况下分别对应的随位置和投产时间变化的压力数据；
根据拉氏变换后的压力数据，预测所述水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据；
对所述拉氏空间产量预测数据进行拉氏逆变换，预测所述水平井真实空间的随时间变化的产量数据；
从各个渗吸带宽值对应的产量数据中，筛选与实际产量拟合度最高的所述产量数据，将筛选出的所述产量数据对应的渗吸带宽的值，确定为最终的渗吸带宽。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型，包括：
渗吸区和缝网改造区的基质系统的渗流模型，渗吸区和缝网改造区的裂缝系统的渗流模型；
主裂缝区的渗流模型；
低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型，低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，渗吸区和缝网改造区的基质系统的渗流模型，渗吸区和缝网改造区的裂缝系统的渗流模型，包括：
所述渗吸区和缝网改造区基质系统的渗流模型为：
所述渗吸区和缝网改造区裂缝系统的渗流模型为：
上式(1)、(2)中，i＝2、3，2表示渗吸区，3表示缝网改造区；φim为i区基质孔隙度，其中，φ2m表示渗吸区渗吸后基质孔隙度；Ctim为i区基质的综合压缩系数；pim为i区基质的压力；t为投产时间；αi为i区裂缝与基质间的窜流因子；kim为i区基质渗透率；μi为i区的流体粘度；pif为i区裂缝的压力；pic为i区的毛管力大小，其中，
σ表示压裂液和原油之间的表面张力，θ表示原油润湿角，wsf表示微裂缝的宽度，p3c＝0；φif为i区裂缝孔隙度；Ctif为i区裂缝的综合压缩系数；pif表示i区裂缝的压力；kif为i区裂缝渗透率；y表示平行于水平井井筒方向的位置；qiv为平行于主裂缝方向区域v向区域i的供液量，当i＝2时，v＝5；当i＝3时，v＝6；5表示所述低渗区内的第二低渗区，6表示所述低渗区内的第三低渗区；
相应的，所述主裂缝区的渗流模型为：
上式(3)中，1表示主裂缝区；k1为主裂缝区渗透率；μ1为主裂缝区流体粘度；q12表示渗吸区向主裂缝区的供液量；φ1为主裂缝区孔隙度；Ct1为主裂缝区的综合压缩系数；p1为主裂缝区的压力；
所述低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型为：
所述低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型为：
上式(4)、(5)中，r＝4、6、7，s＝5、6、7，4表示所述低渗区内的第一低渗区、7表示所述低渗区内的第四低渗区；kr、ks分别表示r区、s区渗透率；μr、μs分别为r区、s区流体粘度；pr、ps分别为r区、s区的压力；Gr、Gs分别为r区、s区的启动压力梯度；Clr、Cls分别为r区、s区中流体的压缩系数；qrv1、qsv2分别为垂直于主裂缝方向区域v1向区域r的供液量、平行于主裂缝方向区域v2向区域s的供液量，当没有区域从垂直于主裂缝方向向区域r供液时，qrv1＝0，当没有区域从平行于主裂缝方向向区域s供液时，qsv2＝0；φr、φs分别为r区、s区孔隙度；Ctr、Cts分别为r区、s区的综合压缩系数。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述各渗流模型的限定条件，包括：
所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区中，两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件；
所述主裂缝区的内边界条件，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的外边界条件；
所述渗吸区渗吸后基质孔隙度；
投产初始时刻，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件，包括：
两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件为：
两两相邻且有供液关系的两个区的流量连续条件为：
上式(6)、(7)中，区域j1与区域j2相邻，且区域j2给区域j1供液，当j1＝1时，j2＝2；当j1＝2时，j2＝5；当j1＝3时，j2＝6；当j1＝4时，j2＝7；当j1＝5时，j2＝6；当j1＝6时，j2＝7；qj1,j2为区域j2给区域j1的供液量；Lj1,j2表示沿j2区域流动方向j1区域的宽度；kj1、kj2分别为区域j1、j2的渗透率；、μj1、μj2分别为区域j1、j2中流体的粘度；pj1、pj2分别为区域j1、j2的压力；Gj1、Gj2分别为区域j1、j2的启动压力梯度；X表示j2区域流体流动方向，X＝x或X＝y；bj1,j2表示j1区域与j2区域的边界；
所述内边界条件为：
上式(8)中，B1表示主裂缝区流体体积系数；wf表示主裂缝的宽度，h表示主裂缝控制区厚度；
所述外边界条件为：
上式(9)中，p1、p2、p3、p4、p5、p6、p7分别表示主裂缝区的压力、渗吸区基质的压力、缝网改造区区基质的压力、第一低渗区的压力、第二低渗区的压力、第三低渗区的压力、第四低渗区的压力；xf表示主裂缝的半长；xc表示主裂缝控制区半长度；yc表示主裂缝控制区半宽度；
根据物质平衡原理确定所述渗吸区渗吸后基质孔隙度为：
上式(10)中，φ2m为渗吸区渗吸后基质孔隙度；Q2为压裂液注入量；Qo为压裂液返排量；φ2m0为渗吸区渗吸前基质初始孔隙；d为渗吸带宽；
投产初始时刻，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力为：
上式(11)中，cp为主裂缝控制区的岩石压缩系数，p00为初始油藏压力；wf为主裂缝的宽度；xf为主裂缝的半长；d为渗吸带宽；ye为主裂缝控制区的半宽度；xe为主裂缝控制区的半长度。
6.如权利要求1-5任一所述的方法，其特征在于，所述有效数据，包括：油藏参数、流体参数、压裂施工参数和致密油藏特征参数；
所述油藏参数用于表征地层的基本物性特征，所述油藏参数包括：主裂缝控制区半长度、主裂缝控制区半宽度、主裂缝控制区厚度、油藏的综合压缩系数、主裂缝控制区的岩石压缩系数、流体的压缩系数、压裂前油藏静压力、岩石润湿性、油藏孔隙度和渗透率；
所述流体参数用于表征流体的粘度特征和渗透能力，所述流体参数至少包括：流体的粘度、流体体积系数；
所述压裂施工参数用于表征压裂施工的改造情况，所述压裂施工参数至少包括：主裂缝半长、主裂缝宽度、压裂液注入量、压裂液反排量、增产改造区域宽度和裂缝与基质间的窜流因子；
所述致密油藏特征参数用于表征流体在致密储层中的流动特征，所述致密油藏特征参数至少包括启动压力梯度。
7.一种水平井压裂渗吸后渗吸带宽确定装置，其特征在于，包括：获取模块、第一预测模块、第二预测模块、第三预测模块和筛选模块；
所述获取模块，用于获取表征油藏先天地质特征和后天开发特征的有效数据，在定产量条件下对所述有效数据进行无量纲化处理；
所述第一预测模块，用于根据所述获取模块无量纲化处理后的有效数据，使用预先建立的主裂缝区、渗吸区、缝网改造区和低渗区渗流模型与各渗流模型的限定条件，预测所述水平井定所述产量生产时，所述有效数据中的渗吸带宽取不同值的情况下分别对应的随位置和投产时间变化的压力数据；
所述第二预测模块，用于根据拉氏变换后的压力数据，预测所述水平井定井底压力生产时的拉氏空间产量预测数据；
所述第三预测模块，用于对所述第二预测模块预测的所述拉氏空间产量预测数据进行拉氏逆变换，预测所述水平井真实空间的随时间变化的产量数据；
所述筛选模块，用于从所述第三预测模块预测的各个渗吸带宽值对应的产量数据中，筛选与实际产量拟合度最高的所述产量数据，将筛选出的所述产量数据对应的渗吸带宽的值，确定为最终的渗吸带宽。
8.如权利要求7所述的装置，其特征在于，还包括：
模型建立模块，用于建立：
渗吸区和缝网改造区的基质系统的渗流模型，渗吸区和缝网改造区的裂缝系统的渗流模型；
主裂缝区的渗流模型；
低渗区垂直于主裂缝方向的渗流模型，低渗区平行于主裂缝方向的渗流模型。
9.如权利要求8所述的装置，其特征在于，所述模型建立模块，还用于：
建立所述模型的限定条件，包括：
所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区中，两两相邻且有供液关系的两个区的耦合条件和流量连续条件；
所述主裂缝区的内边界条件，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的外边界条件；
所述渗吸区渗吸后基质孔隙度；
投产初始时刻，所述主裂缝区、渗吸区、缝网改造区、第一低渗区、第二低渗区、第三低渗区和第四低渗区的压力。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，其特征在于，当该指令被处理器执行时实现权利要求1-6任一所述的方法。
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| 体积压裂水平井复杂缝网分形表征与流动模拟;王文东;《中国博士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》;20180615;B019-9 * |
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