CN110017126B - 裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置，所述方法包括：根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征；根据岩石样本，建立裂缝‑基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝‑基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系；根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝‑基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数；根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置，能够解决现有技术中确定的水平井井眼方位输出的产能可能并不是最大的问题。

Description

裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置。

背景技术

目前，世界各地具有含油气区域，以中国的塔里木盆地为例，该塔里木盆地是典型的含油气盆地，其勘探开发潜力巨大。在塔里木盆地的油气主产区中，其储层主要为低渗裂缝性砂岩储层，一般采用水平井的方式对该储层进行油气开发。但是，由于储层中裂缝的发育不同，水平井在不同的井眼方位下通常输出不同的油气产能，因此，水平井的井眼方位的确定尤为重要。

现有技术中，确定水平井井眼方位的一种方式为，先确定安全钻井方位范围，在该安全钻井方位范围的基础上，考虑裂缝发育情况，将能够穿过尽量多的裂缝的方位确定为井眼方位。

然而，由于无法预先确定该井眼方位对应的具体产能，因此，采用上述方式确定的井眼方位可能不是最优的，即通过该井眼方位的水平井输出的产能可能并不是最大的。

发明内容

本发明提供一种裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置，能够解决现有技术中确定的水平井井眼方位输出的产能可能并不是最大的问题。

第一方面，本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法，包括：

根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，所述产状特征包括：裂缝倾向、裂缝倾角和裂缝密度；

根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝-基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系；

根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数；

根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。

可选的，所述根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，包括：

获取M个岩石样本，所述M为大于等于4的整数；

对所述M个岩石样本进行地应力实验，获取所述裂缝性储层的地应力特征；

根据所述裂缝性储层的地应力特征，建立裂缝渗流方程和基岩渗流方程；所述裂缝渗流方程用于表示流体在裂缝中的流动状态，所述基岩渗流方程用于表示流体在基岩中的流动状态；

根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，由所述裂缝渗透方程和所述基岩渗透方程，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型。

可选的，所述裂缝渗流方程为：

所述基岩渗流方程为：

其中，φ_m为基岩孔隙度，C_m为基岩压缩系数，p_m为基岩流体压力，K_m为基岩渗透率，φ_f为裂缝孔隙度，C_f为流体压缩系数，p_f为裂缝流体压力，K_f为裂缝渗透率，t为时间，μ为流体粘度，α为有效应力系数；

所述根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，由所述裂缝渗透方程和所述基岩渗透方程，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型，包括：

对所述裂缝渗流方程进行有限差分离散，得到流体在裂缝中的流动方程；

对所述基岩渗流方程进行有限元离散，得到流体在基岩中的流动方程；

根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型；

其中，所述裂缝-基岩双重渗流模型为：

其中，Q为流体流量，h为裂缝性储层的厚度，L为裂缝差分点距离，n和K为流体流变指数，w为缝宽，p为缝内流体压力，G为流体屈服应力，

为单元内流体质量变化量，t为时间，i为离散节点编号，j为相邻节点编号。

可选的，所述根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，包括：

遍历所述N个不同井眼方位，对于每个井眼方位：

获取所述井眼方位对应的水平井的地质特征，所述地质特征包括：所述天然裂缝的产状特征、所述井眼方位的井眼特征和/或人工裂缝特征；

对所述地质特征进行有限元数值离散及求解，得到所述井眼方位对应的水平井的地质特征的离散解；

根据所述地质特征离散解和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取所述井眼方位对应的产能。

可选的，所述根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位，包括：

在所述N个不同井眼方位中位于安全钻井方位范围内的T个所述井眼方位中，选择最大产能对应的井眼方位为所述目标井眼方位；

或者，

根据所述N个不同井眼方位对应的产能由高到低的顺序，在前T个产能所对应的井眼方位中，选择安全性最高的井眼方位为所述目标井眼方位；

其中，所述T为大于等于2且小于等于N的整数，所述安全钻井方位范围和所述井眼方位的安全性由所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征确定。

第二方面，本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置，包括：

第一获取模块，用于根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，所述产状特征包括：裂缝倾向、裂缝倾角和裂缝密度；

建立模块，用于根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝-基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系；

第二获取模块，用于根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数；

确定模块，用于根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。

可选的，所述建立模块包括：

第一获取单元，用于获取M个岩石样本，所述M为大于等于4的整数；

第二获取单元，用于对所述M个岩石样本进行地应力实验，获取所述裂缝性储层的地应力特征；

建立单元，用于根据所述裂缝性储层的地应力特征，建立裂缝渗流方程和基岩渗流方程；所述裂缝渗流方程用于表示流体在裂缝中的流动状态，所述基岩渗流方程用于表示流体在基岩中的流动状态；

所述建立单元，还用于根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，由所述裂缝渗透方程和所述基岩渗透方程，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型。

可选的，所述裂缝渗流方程为：

所述基岩渗流方程为：

其中，φ_m为基岩孔隙度，C_m为基岩压缩系数，p_m为基岩流体压力，K_m为基岩渗透率，φ_f为裂缝孔隙度，C_f为裂缝压缩系数，p_f为裂缝流体压力，K_f为裂缝渗透率，t为时间，μ为流体粘度，α为有效应力系数；

所述建立单元具体用于：

对所述裂缝渗流方程进行有限差分离散，得到流体在裂缝中的流动方程；

对所述基岩渗流方程进行有限元离散，得到流体在基岩中的流动方程；

根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型；

其中，所述裂缝-基岩双重渗流模型为：

其中，Q为流体流量，h为所述裂缝性储层的厚度，L为裂缝差分点距离，n和K为流体流变指数，w为缝宽，p为缝内流体压力，G为流体屈服应力，

为单元内流体质量变化量，t为时间，i为离散节点编号，j为相邻节点编号。

可选的，所述第二获取模块具体用于：

遍历所述N个不同井眼方位，对于每个井眼方位：

获取所述井眼方位对应的水平井的地质特征，所述地质特征包括：所述天然裂缝的产状特征、所述井眼方位的井眼特征和/或人工裂缝特征；

对所述地质特征进行有限元数值离散及求解，得到所述井眼方位对应的水平井的地质特征的离散解；

根据所述地质特征离散解和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取所述井眼方位对应的产能。

可选的，所述确定模块具体用于：

在所述N个不同井眼方位中位于安全钻井方位范围内的T个所述井眼方位中，选择最大产能对应的井眼方位为所述目标井眼方位；

或者，

根据所述N个不同井眼方位对应的产能由高到低的顺序，在前T个产能所对应的井眼方位中，选择安全性最高的井眼方位为所述目标井眼方位；

其中，所述T为大于等于2且小于等于N的整数，所述安全钻井方位范围和所述井眼方位的安全性由所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征确定。

第三方面，本发明提供一种裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置，包括：存储器和处理器；

所述存储器，用于存储程序代码；

所述处理器，调用所述程序代码，当程序代码被执行时，用于执行以下操作：

根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，所述产状特征包括：裂缝倾向、裂缝倾角和裂缝密度；

根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝-基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系；

根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数；

根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。

第四方面，本发明提供一种可读存储介质，所述可读存储介质上存储有计算机程序；所述计算机程序在被执行时，实现如第一方面本发明所述的裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法。

本发明提供的一种裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置，首先根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，然后根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取不同井眼方位对应的产能，最后根据不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。由于在确定目标井眼方位时，考虑了不同井眼方位对应的水平井的具体产能，因此使得最终确定的目标井眼方位对应的水平井能够保证输出的产能最大。另外，在建立裂缝-基岩双重渗流模型，由于同时考虑了流体在裂缝和基岩两种介质的流动特征，使得根据该裂缝-基岩双重渗流模型获取的不同井眼方位的水平井输出的产能更准确。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为裂缝性储层中的裂缝和基岩的示意图；

图2为本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法实施例的流程图；

图3a-图3h为一组不同井眼方位的示意图；

图4为根据测井资料得到的天然裂缝的产状示意图；

图5为水平井的井眼方位为正东时的地质特征示意图；

图6为不同井眼方位对应的产能折线图；

图7为根据岩石样本建立裂缝-基岩双重渗流模型的流程图；

图8为获取不同井眼方位对应的产能的流程图；

图9为本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置实施例的结构示意图；

图10为本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置另一实施例的结构示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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。

本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、“第三”“第四”等(如果存在)是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

应当理解，本文中使用的术语“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。

首先对本发明所涉及的名词进行解释：

裂缝性储层：由于受到漫长的沉积作用和构造挤压作用，地下岩石会发育大量纳米至毫纳米级别的裂缝，如图1所示的裂缝性储层中的裂缝和基岩的分布示意图，本发明中的裂缝性储层指具有该种裂缝的储层。

水平井：是指最大井斜角达到或接近90度，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。

现有技术中，确定水平井的井眼方位时，先确定安全钻井方位范围，在该安全钻井方位范围的基础上，考虑裂缝发育情况，将能够穿过尽量多的裂缝的方位确定为井眼方位。然而，由于并未计算出该井眼方位对应的水平井的实际产能，并且，穿过尽量多的裂缝的方位通常是根据工作人员的主观判断的，会存在一定的判断误差，因此，采用上述方法确定的井眼方位可能不是最优的，即通过该井眼方位的水平井输出的产能可能并不是最大的。

本发明提供的一种裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置，首先根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，然后根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取不同井眼方位对应的产能，最后根据不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。由于在确定目标井眼方位时，考虑了不同井眼方位对应的水平井的具体产能，因此使得最终确定的目标井眼方位对应的水平井能够保证输出的产能最大。另外，在建立裂缝-基岩双重渗流模型，由于同时考虑了流体在裂缝和基岩两种介质的流动特征，使得根据该裂缝-基岩双重渗流模型获取的不同井眼方位的水平井输出的产能更准确。

下面以具体地实施例对本发明的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例不再赘述。

首先需要说明的是，本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法及装置，适用于对所有的裂缝性储层的油气开发，采用本发明提供的所述方法及装置确定的水平井的井眼方位是最优的，即通过该井眼方位的水平井输出的产能是最大的。下面的实施例中为了描述方便，以某区块的裂缝性储层为例，并结合图2-图6详细描述本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法的具体实施方式。

图2为本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法实施例的流程图，图3a-图3h为一组不同井眼方位的示意图，图4为根据测井资料得到的天然裂缝的产状示意图，图5为水平井的井眼方位为正东时的地质特征示意图，图6为不同井眼方位对应的产能折线图。

如图2所示，本实施例的方法包括：

S11：根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，所述产状特征包括：裂缝倾向、裂缝倾角和裂缝密度。

具体的，根据测井资料，可以获取到该裂缝性储层的天然裂缝的产状特征。以某区块的裂缝性储层为例，获取到的该裂缝性储层的天然裂缝的产状信息如表1所示，根据表1所示的天然裂缝的产状信息得到的天然裂缝的产状示意图如图4所示。

需要说明的是，所述产状特征可以有多种表示方式，例如可以是函数关系式，也可以是分布图的形式，还可以是数据组的形式，此处不作具体限定。

表1天然裂缝的产状信息

S12：根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝-基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系。

需要说明的是，根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型的方法包括但不限于如下方式。

在一种可能的实施方式中，图7为根据岩石样本建立裂缝-基岩双重渗流模型的流程图，如图7所示，根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型包括如下步骤：

S121：获取M个岩石样本，所述M为大于等于4的整数。

具体的，从所述裂缝性储层中获取天然储层岩心，按照国际岩石力学标准，采用干取法在室内加工成岩石样本。岩石样本的个数至少为4个。

S122：对所述M个岩石样本进行地应力实验，获取所述裂缝性储层的地应力特征。

可选的，对M各岩石样本进行Kaiser效应测量地应力实验，获取所述裂缝性储层的地应力特征，所述地应力特征包括：水平最大地应力、水平最小地应力和垂向地应力。

S123：根据所述裂缝性储层的地应力特征，建立裂缝渗流方程和基岩渗流方程；所述裂缝渗流方程用于表示流体在裂缝中的流动状态，所述基岩渗流方程用于表示流体在基岩中的流动状态。

具体的，根据所述裂缝性储层的地应力特征，以及质量守恒定律，分别建立用于表示流体在裂缝中的流动状态的裂缝渗流方程，以及用于表示流体在基岩中的流动状态的基岩渗流方程。

可选的，所述裂缝渗流方程如公式(1)所示，所述基岩渗流方程如公式(2)所示，其中，φ_m为基岩孔隙度，C_m为基岩压缩系数，p_m为基岩流体压力，K_m为基岩渗透率，φ_f为裂缝孔隙度，C_f为流体压缩系数，p_f为裂缝流体压力，K_f为裂缝渗透率，t为时间，μ为流体粘度，α为有效应力系数；。

S124：根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，由所述裂缝渗透方程和所述基岩渗透方程，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型。

具体的，对所述裂缝渗流方程进行有限差分离散，得到流体在裂缝中的流动方程，如公式(3)所示，其中，λ_w为流体流度，p_w为流体压力，δ_nf为狄拉克函数，取0或1，

为基岩与裂缝的流体交换项，ρ_a为流体初始密度，φ_a为基岩初始孔隙度，C_L为基岩压缩系数，C_f为流体压缩系数，ρ_w为流体密度，t为时间。

对所述基岩渗流方程进行有限元离散，得到流体在基岩中的流动方程，如公式(4)所示，其中，n为流体流变指数，K为流体流变指数，ρ为流体密度，w为裂缝宽度，p为流体压力，x为距离，G为启动压力梯度，

为基岩到裂缝窜流速度，K_n为裂缝壁面法向刚度，ρ_a为流体初始密度，C_f分流体压缩系数，t为时间。

由上述公式(3)和公式(4)，根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型。

所述裂缝-基岩双重渗流模型如公式(5)和公式(6)所示，其中Q为流体流量，h为裂缝性储层的厚度，L为裂缝差分点距离，n为流体流变指数，K为流体流变指数，w为裂缝宽度，p为缝内流体压力，G为流体屈服应力，

为单元内流体质量变化量，t为时间，i为离散节点编号，j为相邻节点编号。

本实施例中，在建立裂缝-基岩双重渗流模型时，由于考虑了地应力对流体的渗流状态以及产能的影响，使得所建立的裂缝-基岩双重渗流模型在模拟流体渗流状态时更精确。

S13：根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数。

具体的，所述N个不同井眼方位的选择方法可以有多种，此处不作限制。图3a-图3h所示为一组不同井眼方位的示意图，如图3a-图3h所示，以N为8为例，8个井眼方位分别为：北偏东0度(正北方向)，北偏东45度(东北方向)，北偏东90度(正东方向)，北偏东135度(东南方向)，北偏东180度(正南方向)，北偏东225度(西南方向)，北偏东270度(正西方向)，北偏东315度(西北方向)。

需要说明的是，根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，包括但不限于如下方式。

在一种可能的实施方式中，图8为获取不同井眼方位对应的产能的流程图，如图8所示，遍历N个不同井眼方位，对于每个井眼方位分别执行如下步骤：

S131：获取所述井眼方位对应的水平井的地质特征，所述地质特征包括：所述天然裂缝的产状特征、所述井眼方位的井眼特征和/或人工裂缝特征。

以井眼方向为正东方向为例，在图4所示的天然裂缝的产状示意图的基础上，将水平井的井眼方位设置为正东方位时，得到图5所示的水平井的井眼方位为正东时的地质特征示意图，如图5所示，该地质特征包括了天然裂缝的产状特征、井眼方位的井眼特征和/或人工裂缝特征。

需要说明的是，S131所述的地质特征可以有多种表示形式，此处不作具体限制，图5所示仅为其中的一种图版表示形式。

S132：对所述地质特征进行有限元数值离散及求解，得到所述井眼方位对应的水平井的地质特征的离散解。

具体的，对图5所示的地质特征进行有限元数值离散及求解，得到的水平井的井眼方位为正东时的地质特征的离散解。

S133：根据所述地质特征离散解和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取所述井眼方位对应的产能。

具体的，将根据当前井眼方位得到的地质特征离散解代入如公式(5)和公式(6)所示的裂缝-基岩双重渗流模型，得到当前井眼方位对应的产能。

图6所示为经过S13之后得到的N个不同井眼方位对应的产能折线图，其中，采用泄流面积表示产能，由图6可知，当井眼方位为北偏东315度(西北方向)时对应的产能最大，当井眼方位为北偏东180度(正南方向)时对应的产能最小。

本实施例中，通过分别获取不同井眼方位对应的水平井的地质特征，并对该地质特征进行有限元数值离散及求解，得到地质特征的离散解，将该离散解代入到裂缝-基岩双重渗流模型中，得到不同井眼方位对应的产能，使得根据该不同井眼方位对应的产能确定的目标井眼方位更可靠，能够保证该目标井眼方位对应的水平井的产能最大。

S14：根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。

需要说明的是，根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位的方式包括但不限于如下两种方式。

一种可能的实施方式中，在所述N个不同井眼方位中位于安全钻井方位范围内的T个所述井眼方位中，选择最大产能对应的井眼方位为所述目标井眼方位。

其中，所述T为大于等于2且小于等于N的整数。所述安全钻井方位范围可以根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征确定，其确定方法可以使用目前已有的技术，此处不作具体限定。

本实施例中，通过在N个不同井眼方位中选择出位于安全钻井方位范围内的T个井眼方位，保证了该T个井眼方位是安全的，然后在T个井眼方位中选择对应的产能最大的井眼方位作为目标井眼方位，使得该目标井眼方位对应的水平井既保证了安全又能够提供最大的产能。

另一种可能的实施方式中，根据所述N个不同井眼方位对应的产能由高到低的顺序，在前T个产能所对应的井眼方位中，选择安全性最高的井眼方位为所述目标井眼方位。

其中，所述T为大于等于2且小于等于N的整数，所述井眼方位的安全性可以根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征确定，其确定方法可以使用目前已有的技术，此处不作具体限定。

本实施例中，通过将N个不同井眼方位对应的产能由高到低排序，选择出产能最大的T个井眼方位，然后在产能最大的T个井眼方位中选择安全性最高地井眼方位作为目标井眼方位，使得该目标井眼方位对应的水平井既保证了安全又能够提供最大的产能。

本实施例中，首先根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，然后根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取不同井眼方位对应的产能，最后根据不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。由于在确定目标井眼方位时，考虑了不同井眼方位对应的水平井的具体产能，因此使得最终确定的目标井眼方位对应的水平井能够保证输出的产能最大。另外，在建立裂缝-基岩双重渗流模型，由于同时考虑了流体在裂缝和基岩两种介质的流动特征，使得根据该裂缝-基岩双重渗流模型获取的不同井眼方位的水平井输出的产能更准确。

图9为本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置实施例的结构示意图，如图9所示，本实施例提供的所述装置包括：第一获取模块210，建立模块220，第二获取模块230，确定模块240。

其中，第一获取模块210，用于根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，所述产状特征包括：裂缝倾向、裂缝倾角和裂缝密度。

建立模块220，用于根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝-基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系。

第二获取模块230，用于根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数。

确定模块240，用于根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。

可选的，建立模块220包括第一获取单元221，其二获取单元222，建立单元223。其中，第一获取单元221，用于获取M个岩石样本，所述M为大于等于4的整数；第二获取单元222，用于对所述M个岩石样本进行地应力实验，获取所述裂缝性储层的地应力特征；建立单元223，用于根据所述裂缝性储层的地应力特征，建立裂缝渗流方程和基岩渗流方程；所述裂缝渗流方程用于表示流体在裂缝中的流动状态，所述基岩渗流方程用于表示流体在基岩中的流动状态；建立单元223，还用于根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，由所述裂缝渗透方程和所述基岩渗透方程，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型。

可选的，所述裂缝渗流方程如公式(1)所示，所述基岩渗流方程如公式(2)所示。

建立单元223具体用于：对所述裂缝渗流方程进行有限差分离散，得到流体在裂缝中的流动方程；对所述基岩渗流方程进行有限元离散，得到流体在基岩中的流动方程；根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型；其中，所述裂缝-基岩双重渗流模型如公式(5)和公式(6)所示。

可选的，第二获取模块230具体用于：遍历所述N个不同井眼方位，对于每个井眼方位：

获取所述井眼方位对应的水平井的地质特征，所述地质特征包括：所述天然裂缝的产状特征、所述井眼方位的井眼特征和/或人工裂缝特征；对所述地质特征进行有限元数值离散及求解，得到所述井眼方位对应的水平井的地质特征的离散解；根据所述地质特征离散解和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取所述井眼方位对应的产能。

可选的，确定模块240具体用于：在所述N个不同井眼方位中位于安全钻井方位范围内的T个所述井眼方位中，选择最大产能对应的井眼方位为所述目标井眼方位；或者，根据所述N个不同井眼方位对应的产能由高到低的顺序，在前T个产能所对应的井眼方位中，选择安全性最高的井眼方位为所述目标井眼方位；其中，所述T为大于等于2且小于等于N的整数，所述安全钻井方位范围和所述井眼方位的安全性由所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征确定。

本实施例提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置，可以用于执行如图2-图8所示的任一方法实施例，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。

图10为本发明提供的裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置另一实施例的结构示意图，如图10所示，本实施例的裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置300包括：存储器301和处理器302；上述存储器301和处理器302通过总线连接。存储器301可以包括只读存储器和随机存取存储器，并向处理器302提供指令和数据。存储器301的一部分还可以包括非易失性随机存取存储器。

上述处理器302可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，该处理器还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现成可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。

所述存储器301，用于存储程序代码；

所述处理器302，调用所述程序代码，当程序代码被执行时，用于执行以下操作：

根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，所述产状特征包括：裂缝倾向、裂缝倾角和裂缝密度；

根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝-基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系；

根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数；

根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位。

本发明实施例还提供了一种计算机存储介质，该计算机存储介质中存储有程序指令，所述程序执行时可包括如图2-图8及其对应实施例中的裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法的部分或全部步骤。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

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。

Claims (8)

1.一种裂缝性储层水平井井眼方位的确定方法，其特征在于，包括：

根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，所述产状特征包括：裂缝倾向、裂缝倾角和裂缝密度；

根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝-基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系；

根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数；

根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位；

所述根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，包括：

遍历所述N个不同井眼方位，对于每个井眼方位：

获取所述井眼方位对应的水平井的地质特征，所述地质特征包括：所述天然裂缝的产状特征、所述井眼方位的井眼特征和/或人工裂缝特征；

对所述地质特征进行有限元数值离散及求解，得到所述井眼方位对应的水平井的地质特征的离散解；

根据所述地质特征离散解和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取所述井眼方位对应的产能。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，包括：

获取M个岩石样本，所述M为大于等于4的整数；

对所述M个岩石样本进行地应力实验，获取所述裂缝性储层的地应力特征；

根据所述裂缝性储层的地应力特征，建立裂缝渗流方程和基岩渗流方程；所述裂缝渗流方程用于表示流体在裂缝中的流动状态，所述基岩渗流方程用于表示流体在基岩中的流动状态；

根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，由所述裂缝渗流方程和所述基岩渗流方程，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，

所述裂缝渗流方程为：

所述基岩渗流方程为：

其中，φ_m为基岩孔隙度，C_m为基岩压缩系数，p_m为基岩流体压力，K_m为基岩渗透率，φ_f为裂缝孔隙度，C_f为裂缝压缩系数，p_f为裂缝流体压力，K_f为裂缝渗透率，t为时间，μ为流体粘度，α为有效应力系数；

所述根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，由所述裂缝渗流方程和所述基岩渗流方程，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型，包括：

对所述裂缝渗流方程进行有限差分离散，得到流体在裂缝中的流动方程；

对所述基岩渗流方程进行有限元离散，得到流体在基岩中的流动方程；

根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型；

其中，所述裂缝-基岩双重渗流模型为：

其中，Q为流体流量，h为裂缝性储层的厚度，L为裂缝差分点距离，n为流体流变指数，K为渗透率，w为缝宽，p为缝内流体压力，G为流体屈服应力，

为单元内流体质量变化量，t为时间，i为离散节点编号，j为相邻节点编号。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位，包括：

在所述N个不同井眼方位中位于安全钻井方位范围内的T个所述井眼方位中，选择最大产能对应的井眼方位为所述目标井眼方位；

或者，

根据所述N个不同井眼方位对应的产能由高到低的顺序，在前T个产能所对应的井眼方位中，选择安全性最高的井眼方位为所述目标井眼方位；

其中，所述T为大于等于2且小于等于N的整数，所述安全钻井方位范围和所述井眼方位的安全性由所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征确定。

5.一种裂缝性储层水平井井眼方位的确定装置，其特征在于，包括：

第一获取模块，用于根据裂缝性储层的测井资料，获取裂缝性储层中天然裂缝的产状特征，所述产状特征包括：裂缝倾向、裂缝倾角和裂缝密度；

建立模块，用于根据岩石样本，建立裂缝-基岩双重渗流模型，所述岩石样本取自所述裂缝性储层的岩心，所述裂缝-基岩双重渗流模型用于表示井眼方位与产能之间的关系；

第二获取模块，用于根据所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取N个不同井眼方位对应的产能，所述N为大于等于2的整数；

确定模块，用于根据所述N个不同井眼方位对应的产能，确定目标井眼方位；

所述第二获取模块具体用于：

遍历所述N个不同井眼方位，对于每个井眼方位：

获取所述井眼方位对应的水平井的地质特征，所述地质特征包括：所述天然裂缝的产状特征、所述井眼方位的井眼特征和/或人工裂缝特征；

对所述地质特征进行有限元数值离散及求解，得到所述井眼方位对应的水平井的地质特征的离散解；

根据所述地质特征离散解和所述裂缝-基岩双重渗流模型，获取所述井眼方位对应的产能。

6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述建立模块包括：

第一获取单元，用于获取M个岩石样本，所述M为大于等于4的整数；

第二获取单元，用于对所述M个岩石样本进行地应力实验，获取所述裂缝性储层的地应力特征；

建立单元，用于根据所述裂缝性储层的地应力特征，建立裂缝渗流方程和基岩渗流方程；所述裂缝渗流方程用于表示流体在裂缝中的流动状态，所述基岩渗流方程用于表示流体在基岩中的流动状态；

所述建立单元，还用于根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，由所述裂缝渗流方程和所述基岩渗流方程，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型。

7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，

所述裂缝渗流方程为：

所述基岩渗流方程为：

其中，φ_m为基岩孔隙度，C_m为基岩压缩系数，p_m为基岩流体压力，K_m为基岩渗透率，φ_f为裂缝孔隙度，C_f为流体压缩系数，p_f为裂缝流体压力，K_f为裂缝渗透率，t为时间，μ为流体粘度，α为有效应力系数；

所述建立单元具体用于：

对所述裂缝渗流方程进行有限差分离散，得到流体在裂缝中的流动方程；

对所述基岩渗流方程进行有限元离散，得到流体在基岩中的流动方程；

根据流体在裂缝中的流动量与流体在基岩中的流动量相等，得到所述裂缝-基岩双重渗流模型；

其中，所述裂缝-基岩双重渗流模型为：

其中，Q为流体流量，h为裂缝性储层的厚度，L为裂缝差分点距离，n为流体流变指数，K为渗透率，w为缝宽，p为缝内流体压力，G为流体屈服应力，

为单元内流体质量变化量，t为时间，i为离散节点编号，j为相邻节点编号。

8.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述确定模块具体用于：

在所述N个不同井眼方位中位于安全钻井方位范围内的T个所述井眼方位中，选择最大产能对应的井眼方位为所述目标井眼方位；

或者，

根据所述N个不同井眼方位对应的产能由高到低的顺序，在前T个产能所对应的井眼方位中，选择安全性最高的井眼方位为所述目标井眼方位；

其中，所述T为大于等于2且小于等于N的整数，所述安全钻井方位范围和所述井眼方位的安全性由所述裂缝性储层中天然裂缝的产状特征确定。

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