CN110159260A - 用于裂缝部分闭合压裂直井主要来水方向判别方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例提供一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法及装置，属于油藏开发技术领域。通过在考虑直井油井裂缝部分闭合及储层伤害导致的各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置不相同情况下，分别测量依次改变各注水井中每一注水井的注水量情况下的压裂直井的井底压力，从而计算井底压差及压差导数随时间的变化关系，并对各注水量变化情况下的压裂直井的压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，得到拟合后的初始参数，进而计算对应的各储层参数，通过比较各储层参数判定压裂直井的主要来水方向，相比于现有技术无法实现压裂直井动态的拟合，本发明提高了压力监测解释的精准度，为低渗油压裂直井及其周围注水井工作制度的调整提供了理论依据。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开发技术领域，具体地涉及一种用于裂缝部分闭合压裂直井主要来水方向判别方法及装置。
背景技术
压力监测通常是利用压力监测解释模型与实际测试数据进行拟合，再通过相应的反运算，得到实际地层的压力计算参数的各项数据值。现有的压裂直井试井解释模型及分析方法都有其局限性：均匀流量裂缝模型假设流体均匀地流入裂缝之中；无限导流裂缝模型假设裂缝导流系数无限大；有限导流裂缝模型假设裂缝导流系数是一个沿裂缝没有变化的定值。而在实际工程中，地层压力下降和压裂裂缝中的支撑剂破裂均可能导致裂缝部分闭合，而压裂液的残留以及射孔伤害均可能导致裂缝附近的储层伤害。裂缝部分闭合及储层伤害会进一步导致流体流入裂缝的流量密度不均匀以及裂缝的导流系数沿裂缝分布不均匀，从而影响压裂井试井解释的准确性。裂缝对于流体的流动特征和压力传播特征存在较大影响，因此建立考虑裂缝部分闭合的压裂直井模型更符合实际情况，解释结果更合理。
直井注水、考虑裂缝部分闭合的压裂直井采油的联合注采方式在油藏开发中广泛应用。一般情况下由于裂缝部分闭合，压裂直井裂缝并非均匀产液。通过考虑裂缝部分闭合的压裂直井试井分析方法可以计算压裂直井的裂缝有效半长。此外，在一个注采单元中，一口压裂直井对应多口注水井，虽然可以确定压裂直井的裂缝有效半长，但现有的压力分析方法不能准确地判断注水井与压裂直井的联通情况，同时也无法判断当压裂直井产水后，这些水来源于哪一口井。
发明内容
本发明实施例的目的是提供一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法及装置，通过在考虑直井油井裂缝部分闭合及储层伤害导致的各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置不相同情况下，对依次改变各注水井中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，然后根据模拟时的初始参数计算得到各注水井中每一注水井的注水量改变时的储层参数，最终根据各注水井对应的储层参数判定压裂直井的主要来水方向，其中，最大储层参数对应的注水井即为压裂直井的主要来水方向。
为了实现上述目的，本发明实施例提供一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法，该方法包括：依次改变所述压裂直井周围的各注水井的注水量，分别测量所述各注水井中每一注水井的注水量变化后所述压裂直井的井底压力，并根据测量的所述各井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系；调节压裂直井压力监测解释模型的初始参数，对依次改变所述各注水井中每一注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，获取使得分别模拟得到的依次改变所述各注水井中每一注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与通过计算得到的依次改变所述各注水井的中每一注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合时的初始参数，所述初始参数至少包括：所述压裂直井的油井各段裂缝的产量、所述压裂直井各段裂缝的裂缝半长、油层厚度、孔隙度、综合压缩系数、导压系数、原油的体积系数、地层原油黏度、地层渗透率、各段裂缝的表皮系数、各段裂缝的中心点与直井井筒的距离；以及使用获取的初始参数计算得到所述各注水井中每一注水井的注水量改变时的储层参数，将最大所述储层参数对应的注水井判定为所述压裂直井的主要来水方向。
可选的，所述压裂直井压力监测解释模型表达为：
其中，Δp2为所述压裂直井的井底压差，qo1为所述压裂直井的油井第1段裂缝的产量，xf1为第1段裂缝的裂缝半长，h为油层厚度，φ为孔隙度，Ct为综合压缩系数，t为模拟时长，η为导压系数，qoi为所述压裂直井的油井第i段裂缝的产量，xfi为第i段裂缝的裂缝半长，xwi为第i段裂缝的中心点与直井井筒的距离，Bo为原油的体积系数，μ为地层原油黏度，k为地层渗透率，Sfi为第i段裂缝的表皮系数，qj为第j个注水井的注入量，(xj,yj)为第j个注水井的井底坐标位置。
可选的，所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值通过参考油藏资料和/或根据常规压裂直井模型拟合时的设定参数给定，根据常规压裂直井模型拟合时的设定参数给定压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值包括：测量所述压裂直井的井底压力，并根据所述测量的压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系；使用所述常规压裂直井模型模拟得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系；以及如果通过所述常规压裂直井模型模拟得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与计算得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系相吻合，则将所述常规压裂直井模型中的设定参数确定为所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值。
可选的，如果计算得到的压差在每一时刻的值与对应时刻所述压裂直井压力监测解释模型模拟得到的依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差的值之间的差值在误差范围内，则依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与通过计算得到的依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合。
可选的，所述误差范围为0atm至1×10-5atm。
可选的，所述方法还包括：根据计算得到压差及压差导数随时间的变化关系以及所述压裂直井压力监测解释模拟得到的依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系绘制所述压裂直井的井底压力分析图版。
相应的，本发明实施例还提供一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别装置，其特征在于，该装置包括：测量模块，用于在依次改变所述压裂直井周围的各注水井的注水量情况下分别测量所述各注水井中每一注水井的注水量变化后所述压裂直井的井底压力；变化关系计算模块，用于根据所述测量模块测量的所述各注水井注水量变化后所述压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系；压裂直井压力监测解释模型，用于在调节所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数下对依次改变所述各注水井中每一注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，所述初始参数至少包括：所述压裂直井的油井各段裂缝的产量、所述压裂直井各段裂缝的裂缝半长、油层厚度、孔隙度、综合压缩系数、导压系数、原油的体积系数、地层原油黏度、地层渗透率、各段裂缝的表皮系数、各段裂缝的中心点与直井井筒的距离；以及判别模块，用于根据所述压裂直井压力监测解释模型分别模拟依次改变所述压裂直井的各注水井中每一注水井的注水量时的初始参数计算得到所述各注水井注水量改变时的储层参数，并将最大所述储层参数对应的注水井判定为所述压裂直井的主要来水方向。
可选的，所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值通过参考油藏资料和/或根据常规压裂直井模型拟合时的设定参数给定。
可选的，所述测量模块还用于测量所述压裂直井的井底压力；所述变化关系计算模块还用于根据所述测量的压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系，使用所述常规压裂直井模型模拟得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系；以及如果通过所述常规压裂直井模型模拟得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与计算得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系相吻合，则所述常规压裂直井模型中的设定参数确定为所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值。
可选的，该装置还包括：图版绘制模块，用于根据计算得到压差及压差导数随时间的变化关系以及所述压裂直井压力监测解释模型模拟得到的依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系绘制所述压裂直井的井底压力分析图版。
通过上述技术方案，本发明通过在考虑直井油井裂缝部分闭合及储层伤害导致的各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置不相同情况下，依次改变压裂直井周围的各注水井的注水量，分别测量各注水井中每一注水井的注水量变化后压裂直井的井底压力，并计算得到压差及压差导数随时间的变化关系，然后调节压裂直井压力监测解释模型的初始参数，对依次改变各注水井中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，并根据使得模拟及计算得到的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合时的初始参数计算得到各注水井中每一注水井的注水量改变时的储层参数，将最大所述储层参数对应的注水井判定为所述压裂直井的主要来水方向，解决了现有的压力分析方法不能精准诊断各段裂缝产油量不均匀的压裂直井，以及不能准确判断压裂直井的水来源于哪一口注水井的问题，从而确定注水井与压裂直井之间的井间连通情况，为有针对性地制定增产改造措施以及调整注水井的工作制度提供依据，对合理高效开发有藏具有重要意义。
本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：
图1是本发明一实施例提供的一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法的流程图。
图2是本发明一实施例提供的用于裂缝部分闭合的压裂直井井底压力分析图板。
图3是本发明另一实施例提供的一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法的流程图。
图4为本发明一实施例提供的一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别装置。
具体实施方式
以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。
图1是本发明一实施例提供的一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法的流程图，该方法包括：
步骤S101，依次改变压裂直井周围的各注水井的注水量，分别测量各注水井中每一注水井的注水量变化后压裂直井的井底压力，并根据测量的各井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系。
其中，压裂直井可为受到一定程度的裂缝部分闭合及储层伤害影响的压裂直井。
图2是根据实际测量数据绘制的用于裂缝部分闭合的压裂直井井底压力分析图板，该图中的压裂直井受到一定程度的裂缝部分闭合及储层伤害的影响，其中，由上至下各实线分别对应图例中各注水井不同注水量情况下压裂直井的井底压差，由上到下的各虚线分别为对应的由上至下的各实线的压差导数。从中可以看出，受裂缝部分闭合及储层伤害影响的压裂直井当存在注水井的注水量变化的情况时，井底压差及对应的压差曲线均会在生产后期出现曲线下降的问题，而现有的关于压裂直井随时间的压力变化模型和方法没有考虑直井油井裂缝部分闭合及储层伤害导致的各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置不相同以及注水井干扰对压裂直井的压力影响，对生产后期根据实测压力计算得到的压差及压差导数曲线下降的特征拟合效果不好，因此本发明通过对各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置分别进行运算以将直井油井裂缝部分闭合及储层伤害的影响考虑在内，以及依次改变各注水井的注水量将周围各注水井工作制度的变化考虑在内，更符合实际情况。
具体的，当压裂直井以某一产量生产时，先改变压裂直井周围某一口注水井的注水量，而保持其他注水井的注水量不变，测量压裂直井的井底压力；然后以同样的方法依次改变其他注水井中某一口注水井的注水量，同时测量各注水井中每一注水井的注水量变化后压裂直井的井底压力。其中，各注水井的注水量改变量可根据实际情况确定，在此不作限定；压裂直井的井底压力可通过井下压力计监测，得到随时间变化的井底压力。
具体的，可根据五点法井网或七点法井网设置注水井为干扰试井，以五点法井网为例，使压裂直井以某一产量生产，五点法井网中注水井分别编号A、B、C、D，改变其周围A注水井的注入量，保持其他B、C、D三口注水井的注入量不变，测取压裂直井的井底压力；然后依次改变注水井B、C、D的注入量，同时保持其他三口注水井的注入量不变，测取压裂直井在注水井不同工作制度下的井底压力。
根据测量的各注水井中每一注水井的注水量变化情况下的井底压力可计算得到压差及压差导数随时间的变化关系。其中，此处测量的压裂直井的井底压力为压裂直井裂缝与直井井筒连接处的井底压力，压差可通过以下公式计算：
Δp1＝pi-pwf
其中，Δp1为所述压裂直井的井底压差，pi为原始地层压力，pwf为裂缝与直井井筒连接处的井底压力。根据以上公式可计算出每一注水井的注水量变化情况下的每一时刻的压差，从而得到压差随时间的变化关系。根据各情况下计算得到的每一时刻的压差可计算得到各情况下每一压差在对应时刻附近的变化率，即压差导数，从而得到压差导数随时间的变化关系。压差导数可根据传统计算公式进行计算，在此不做具体限定。
步骤S120，调节压裂直井压力监测解释模型的初始参数，对依次改变各注水井中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，获取使得分别模拟得到的依次改变各注水井中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与通过计算得到的依次改变各注水井的中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合时的初始参数。
其中，模型的初始参数至少包括：压裂直井的油井各段裂缝的产量、压裂直井各段裂缝的裂缝半长、油层厚度、孔隙度、综合压缩系数、导压系数、原油的体积系数、地层原油黏度、地层渗透率、各段裂缝的表皮系数、各段裂缝的中心点与直井井筒的距离。
可以理解，压裂直井因裂缝闭合、支撑及破裂、压裂液返排不均匀、储集层非均质、注水井注水量变化等因素会造成各裂缝段产油不均匀、裂缝半长及产油位置不相同，因此压裂直井压力监测解释模型分别考虑了各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置。
具体的，在压裂直井压力监测解释模型中输入改变各注水井中其中一注水井的注水量时各注水井的注水量，同时调节模型的初始参数，比较和判断模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与通过计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系是否吻合，若不吻合，则修正模型的初始参数，直到该注水井注水量变化情况下模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合，然后获取该注水井注水量变化下的模型初始参数。其中，可将模拟得到的和计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系通过拟合绘制成曲线，通过比较两条曲线的吻合程度对初始参数进行修正，直到两条曲线吻合，获取此时的初始参数。
根据以上方法，可获取各注水井中每一注水井的注水量改变时的初始参数。
步骤S130，使用获取的初始参数计算得到各注水井中每一注水井的注水量改变时的储层参数，将最大储层参数对应的注水井判定为压裂直井的主要来水方向。
其中，储层参数可只根据获取的初始参数中的部分参数计算得到，例如储层参数可至少包括以下几者：地层渗透率、流动系数、导压系数，其中，储层参数中的地层渗透率及导压系数分别为初始参数中的地层渗透率及导压系数；流动系数可根据初始参数通过以下公式进行计算：
流动系数＝(地层渗透率×油层厚度)/地层原油黏度。
各注水井注水量改变情况下对应的各储层参数中包括的各参数均为最大时，该储层参数才为各储层参数中的最大储层参数。例如，当改变井D的注水量时，经模拟后得到的地层渗透率、流动系数、导压系数等参数比改变其他井的注水量时拟合的结果大，则可判别该压裂直井的产水主要来自该注水井D。
本发明实施例通过在考虑直井油井裂缝部分闭合及储层伤害导致的各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置不相同情况下，分别测量依次改变各注水井中每一注水井的注水量情况下的压裂直井的井底压力，从而计算井底压差及压差导数随时间的变化关系，并对各注水量变化情况下的压裂直井的压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，得到各实测与模拟数据吻合情况下的模型初始参数，进而计算各注水井注水量改变情况下对应的各储层参数，通过比较各储层参数判定压裂直井的主要来水方向，该方法不需要额外的测量装置，经济性高，且操作简单，相比于现有技术无法实现压裂直井动态的拟合，本发明通过对各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置分别进行运算以将直井油井裂缝部分闭合及储层伤害的影响考虑在内，以及依次改变各注水井的注水量将周围各注水井工作制度的变化考虑在内，使得压裂直井的压力监测解释更符合实际情况，从而对压裂直井来水方向的判别更准确，提高了压力监测解释的精准度，为低渗油压裂直井及其周围注水井工作制度的调整提供了理论依据。
图3是本发明另一实施例提供的一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法的流程图，该方法包括：
步骤S201，测量压裂直井的井底压力，并根据测量的压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系。
具体的，压裂直井的井底压力可通过井下压力计监测，得到随时间变化的井底压力。此时测量的压裂直井的井底压力为压裂直井裂缝与直井井筒连接处的井底压力，根据压裂直井的井底压力计算得到压差可通过以下公式计算：
Δp1＝pi-pwf
其中，Δp1为压裂直井的井底压差，pi为原始地层压力，pwf为压裂直井裂缝与直井井筒连接处的井底压力。根据以上公式可计算出每一时刻的压差，从而得到压差随时间的变化关系。根据各情况下计算得到的每一时刻的压差可计算得到各情况下每一压差在对应时刻附近的变化率，即压差导数，从而得到压差导数随时间的变化关系。压差导数可根据传统计算公式进行计算，在此不做具体限定。
步骤S202，使用常规压裂直井模型模拟得到压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系。
步骤S203，判断模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与计算得到的是否吻合，若判断结果为“是”，则执行步骤S205，反之，执行步骤S204。
步骤S204，调整模型的设定参数。
步骤S205，获取模型的设定参数。
可以理解，在使用常规压裂直井模型对压裂直井的井底压差及压差导数进行模拟时，比较和判断每一时刻模拟的井底压差及压差导数与计算得到的对应的压差及压差导数是否大致相等，具体地，可分别将计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系绘制成曲线，通过分别观察两组曲线各自的吻合程度调整模型的设定参数，直至每组曲线中的两条曲线均大致吻合。可以理解，两条曲线大致吻合可为两条压差或压差导数曲线中同一时刻对应的压差或压差导数之间的差值最大不超过设定的误差阈值。
步骤S206，根据常规压裂直井模型的设定参数给定压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值。
具体的，压裂直井压力监测解释模型的初始参数至少包括：压裂直井的油井各段裂缝的产量、压裂直井各段裂缝的裂缝半长、油层厚度、孔隙度、综合压缩系数、导压系数、原油的体积系数、地层原油黏度、地层渗透率、各段裂缝的表皮系数、各段裂缝的中心点与直井井筒的距离。
可以理解，压裂直井因裂缝闭合、支撑及破裂、压裂液返排不均匀、储集层非均质、注水井注水量变化等因素会造成各裂缝段产油不均匀、裂缝半长及产油位置不相同，因此压裂直井压力监测解释模型分别考虑了各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置。对于未考虑裂缝部分闭合及储层伤害影响的常规压裂直井模型，根据该常规压裂直井模型的设定参数可能只能给定裂直井压力监测解释模型部分的初始参数。
除上述方式外，还可通过参考油藏资料给定模型初始参数的初始值，或同时结合两种方法对模型初始参数的初始值进行确定。当结合两种方法确定模型初始参数的初始值时，若根据常规压裂直井模型的设定参数设置的模型初始参数的初始值与参考油藏资料中对应的参数值差距较大，则将油藏资料中对应的参数值设置为模型初始参数的初始值。
步骤S110，依次改变压裂直井周围的各注水井的注水量，分别测量各注水井中每一注水井的注水量变化后压裂直井的井底压力，并根据测量的各井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系。
步骤S201测量的压裂直井的井底压力可用于作为参考数据，因此依次改变压裂直井周围的各注水井的注水量可在步骤S201完成后执行。步骤S110的具体实施方式已在上述实施例进行了详细说明，在此不再赘述。
基于上述实施例，调节压裂直井初始参数，并获取使得分别模拟得到的依次改变各注水井中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与通过计算得到的依次改变各注水井中的每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合时的初始参数可具体包括以下步骤：
步骤S121，使用压裂直井压力监测解释模型对依次改变各注水井中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟。
具体的，压裂直井压力监测解释模型可表达为：
其中，Δp2为所述压裂直井的井底压差，qo1为所述压裂直井的油井第1段裂缝的产量，xf1为第1段裂缝的裂缝半长，h为油层厚度，φ为孔隙度，Ct为综合压缩系数，t为模拟时长，η为导压系数，qoi为所述压裂直井的油井第i段裂缝的产量，xfi为第i段裂缝的裂缝半长，xwi为第i段裂缝的中心点与直井井筒的距离，Bo为原油的体积系数，μ为地层原油黏度，k为地层渗透率，Sfi为第i段裂缝的表皮系数，qj为第j个注水井的注入量，(xj,yj)为第j个注水井的井底坐标位置。
其中，i为裂缝段数，取大于1的正整数，i的取值越大，压裂直井压力监测解释模型对裂缝拟合现象表征得就越准确，因此，在避免较大计算量的基础上可根据需要决定裂缝段数。
步骤S122，分别判断模拟得到的依次改变各注水井中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系是否分别与通过计算得到的吻合，若判断结果为“是”，则执行步骤S124，反之，执行步骤S123。
步骤S123，调整压裂直井压力监测解释模型的初始参数。
步骤S124，获取模型中的初始参数。
具体的，确定压裂直井压力监测解释模型初始参数的初始值后，在压裂直井压力监测解释模型中输入改变各注水井中其中一注水井的注水量时各注水井的注水量，比较和判断模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与通过计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系是否吻合，若不吻合，则修正模型的初始参数，直到该注水井注水量变化情况下模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合，然后获取该注水井注水量变化下的模型初始参数。其中，如果计算得到的压差在每一时刻的值与对应时刻压裂直井压力监测解释模型模拟得到的依次改变各注水井的注水量后压裂直井的井底压差的值之间的差值在误差范围内，则依次改变所述各注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与通过计算得到的依次改变各注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合。该误差范围可为0atm至1×10-5atm。
可以理解，可将模型模拟得到的压力解(井底压力差与时间的变化关系)及相应导数在相应的坐标下画成曲线，得到各类油气藏的压力变化图，即压力监测解释图版，将该压力监测解释图版作为压力监测解释模型，即可用来拟合解释实测压力监测数据，进而求得与实测压力计算参数吻合下的初始参数；或将各注水井注水量变化情况下模拟得到的和计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系通过拟合绘制在双对数坐标系中，得到压裂直井的井底压力分析图版，通过分别比较各两条对应曲线的吻合程度对初始参数进行修正，直到两条曲线吻合，获取此时的初始参数。具体的，两条曲线大致吻合可为在两条对应的压差或压差导数曲线中同一时刻对应的压差或压差导数之间的差值在设定的误差范围内。
其中，该压裂直井压力监测解释模型考虑了裂缝有限导流能力、井筒储集效应、表皮系数、井筒产油或产气以及注水井干扰等综合因素影响。依据叠加原理建立压裂直井压力监测解释模型，其原理为：对于顶底封闭、水平方向无限大的油藏，根据镜像原理，贯穿且垂直于整个油气层的单条裂缝段可看作是无限大空间的条带源，多个条带源迭加，可得到压裂直井源解，由无限大空间的点源解积分得到无限大空间的线源解，再由无限大空间的线源解积分得到无限大空间的条带源解，由多个条带源的迭加可得到压裂直井在地层中任意一点的压降。然后利用所求得的压力解拟合解释实测压力数据使得与实测压力数据吻合，以此反求解释参数，得到模型模拟数据与实测数据吻合时的初始参数。
步骤S130，使用获取的初始参数计算得到各注水井中每一注水井的注水量改变时的储层参数，将最大储层参数对应的注水井判定为压裂直井的主要来水方向。
储层参数的计算及根据计算的储层参数判别主要来水方向的具体实施方式已在上述实施例进行了详细阐述，在此不进行赘述。
基于上述实施例，本发明实施例通过测量压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系，并使用常规压裂直井模型进行模拟，得到使得模拟的与计算得到的压差及压差导数随时间的变化关系相吻合时模型的设定参数，同时参考油藏资料，得到压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值，大大减少了调节时间，提高了模型的模拟效率。本发明实施例对各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置分别进行运算以将直井油井裂缝部分闭合及储层伤害的影响考虑在内，以及依次改变各注水井的注水量将周围各注水井工作制度的变化考虑在内，方法简单易懂，易于操作，能拟合好压裂直井压力动态，实现现有的技术无法实现压裂直井压力动态的拟合，使理论曲线和实测数据能够近似重合在一起，准确表征压裂直井实际复杂的流动情况，从而解释生产后期根据实测压力计算得到的压差及压差导数曲线下降是由于受到注水井的干扰影响。此外，根据预设关系与实际变化关系的对比分析以及压力计算参数的修正，不但可以解释地层参数和裂缝参数，还能提供新的参数，即有效产油或产气各裂缝段的长度、各裂缝段的产油量、表皮系数等，进而可直观有效地诊断出实际压裂直井有效产油各裂缝段的位置，为低渗油藏压裂直井的开发制定合理的增产改造措施，同时为其周围注水井工作制度的调整提供了理论依据。
图4为本发明一实施例提供的一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别装置，该装置包括；测量模块，用于在依次改变压裂直井周围的各注水井的注水量情况下分别测量各注水井中每一注水井的注水量变化后压裂直井的井底压力；变化关系计算模块，用于根据测量模块测量的各注水井注水量变化后压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系；压裂直井压力监测解释模型，用于在调节压裂直井压力监测解释模型的初始参数下对依次改变各注水井中每一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，其中，初始参数至少包括：压裂直井的油井各段裂缝的产量、压裂直井各段裂缝的裂缝半长、油层厚度、孔隙度、综合压缩系数、导压系数、原油的体积系数、地层原油黏度、地层渗透率、各段裂缝的表皮系数、各段裂缝的中心点与直井井筒的距离；判别模块，用于根据压裂直井压力监测解释模型分别模拟依次改变压裂直井的各注水井中每一注水井的注水量时的初始参数计算得到各注水井注水量改变时的储层参数，并将最大储层参数对应的注水井判定为压裂直井的主要来水方向。
具体的，首先通过测量模块先测量各注水井无注水量变化时压裂直井的井底压力，其中，测量模块可为井下压力计，用于监测得到随时间变化的井底压力。然后变化关系计算模块根据测量的无注水量变化时随时间变化的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系。
所述装置还包括常规压裂直井模型及资料库，利用常规压裂直井模型对压裂直井的井底压差及压差导数进行模拟，得到使得模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合时模型的设定参数，然后同时参考资料库内的油藏资料以确定压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值。
可以理解，压裂直井因裂缝闭合、支撑及破裂、压裂液返排不均匀、储集层非均质、注水井注水量变化等因素会造成各裂缝段产油不均匀、裂缝半长及产油位置不相同，因此压裂直井压力监测解释模型分别考虑了各段裂缝的产量、裂缝半长及产油位置。对于未考虑裂缝部分闭合及储层伤害影响的常规压裂直井模型，根据该常规压裂直井模型的设定参数可能只能给定裂直井压力监测解释模型部分的初始参数。
其次依次改变压裂直井周围的各注水井的注水量并利用测量模块测量压裂直井的井底压力。当压裂直井以某一产量生产时，先改变压裂直井周围某一口注水井的注水量，而保持其他注水井的注水量不变，然后利用测量模块测量压裂直井的井底压力；以同样的方法依次改变其他注水井中某一口注水井的注水量，同时测量各注水井中每一注水井的注水量变化后压裂直井的井底压力。其中，各注水井的注水量改变量可根据实际情况确定，在此不作限定。
变化关系计算模块根据每一注水井的注水量变化情况下随时间变化的井底压力数据可计算出每一注水井的注水量变化情况下的每一时刻的压差，从而得到压差随时间的变化关系。然后变化关系计算模块再根据各情况下计算得到的每一时刻的压差可计算得到各情况下每一压差在对应时刻附近的变化率，即压差导数，从而得到压差导数随时间的变化关系。压差导数可根据传统计算公式进行计算，在此不做具体限定。
压裂直井压力监测解释模型考虑了裂缝有限导流能力、井筒储集效应、表皮系数、井筒产油或产气以及注水井干扰等综合因素影响。在利用压裂直井压力监测解释模型模拟改变各注水井中其中一注水井的注水量后压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系时，调节模型的初始参数，比较和判断模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与通过计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系是否吻合，若不吻合，则修正模型的初始参数，直到该注水井注水量变化情况下模拟得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系与计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合，然后获取该注水井注水量变化下的模型初始参数。其中，在对初始参数进行修正时，可将各注水井注水量变化情况下模拟得到的和计算得到的压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系通过拟合绘制在双对数坐标系中，得到压裂直井的井底压力分析图版，通过分别比较各两条对应曲线的吻合程度对初始参数进行修正，直到两条曲线吻合，获取此时的初始参数。
根据以上方法，可获取各注水井中每一注水井的注水量改变时的初始参数。最后，判别模块根据压裂直井压力监测解释模型分别模拟依次改变压裂直井的各注水井中每一注水井的注水量时的初始参数计算得到各注水井注水量改变时的储层参数，并将最大储层参数对应的注水井判定为压裂直井的主要来水方向。
本发明实施例提供的用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别装置的具体工作原理及益处与上述的用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法的具体工作原理及益处相似，在此不再赘述。
以上结合附图详细描述了本发明实施例的可选实施方式，但是，本发明实施例并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明实施例的技术构思范围内，可以对本发明实施例的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明实施例的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明实施例对各种可能的组合方式不再另行说明。
本领域技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得单片机、芯片或处理器(processor)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
此外，本发明实施例的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明实施例的思想，其同样应当视为本发明实施例所公开的内容。
Claims (10)
1.一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别方法，其特征在于，该方法包括：
依次改变所述压裂直井周围的各注水井的注水量，分别测量所述各注水井中每一注水井的注水量变化后所述压裂直井的井底压力，并根据测量的所述各井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系；
调节压裂直井压力监测解释模型的初始参数，对依次改变所述各注水井中每一注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，获取使得分别模拟得到的依次改变所述各注水井中每一注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与通过计算得到的依次改变所述各注水井的中每一注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合时的初始参数，
所述初始参数至少包括：所述压裂直井的油井各段裂缝的产量、所述压裂直井各段裂缝的裂缝半长、油层厚度、孔隙度、综合压缩系数、导压系数、原油的体积系数、地层原油黏度、地层渗透率、各段裂缝的表皮系数、各段裂缝的中心点与直井井筒的距离；以及
使用获取的初始参数计算得到所述各注水井中每一注水井的注水量改变时的储层参数，将最大所述储层参数对应的注水井判定为所述压裂直井的主要来水方向。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述压裂直井压力监测解释模型表达为：
其中，Δp2为所述压裂直井的井底压差，qo1为所述压裂直井的油井第1段裂缝的产量，xf1为第1段裂缝的裂缝半长，h为油层厚度，φ为孔隙度，Ct为综合压缩系数，t为模拟时长，η为导压系数，qoi为所述压裂直井的油井第i段裂缝的产量，xfi为第i段裂缝的裂缝半长，xwi为第i段裂缝的中心点与直井井筒的距离，Bo为原油的体积系数，μ为地层原油黏度，k为地层渗透率，Sfi为第i段裂缝的表皮系数，qj为第j个注水井的注入量，(xj,yj)为第j个注水井的井底坐标位置。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值通过参考油藏资料和/或根据常规压裂直井模型拟合时的设定参数给定，
根据常规压裂直井模型拟合时的设定参数给定压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值包括：
测量所述压裂直井的井底压力，并根据所述测量的压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系；
使用所述常规压裂直井模型模拟得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系；以及
如果通过所述常规压裂直井模型模拟得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与计算得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系相吻合，则将所述常规压裂直井模型中的设定参数确定为所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
如果计算得到的压差在每一时刻的值与对应时刻所述压裂直井压力监测解释模型模拟得到的依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差的值之间的差值在误差范围内，则依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与通过计算得到的依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系吻合。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述误差范围为0atm至1×10-5atm。
6.根据权利要求1或4所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据计算得到压差及压差导数随时间的变化关系以及所述压裂直井压力监测解释模拟得到的依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系绘制所述压裂直井的井底压力分析图版。
7.一种用于裂缝部分闭合的压裂直井主要来水方向的判别装置，其特征在于，该装置包括：
测量模块，用于在依次改变所述压裂直井周围的各注水井的注水量情况下分别测量所述各注水井中每一注水井的注水量变化后所述压裂直井的井底压力；
变化关系计算模块，用于根据所述测量模块测量的所述各注水井注水量变化后所述压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系；
压裂直井压力监测解释模型，用于在调节所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数下对依次改变所述各注水井中每一注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别进行模拟，
所述初始参数至少包括：所述压裂直井的油井各段裂缝的产量、所述压裂直井各段裂缝的裂缝半长、油层厚度、孔隙度、综合压缩系数、导压系数、原油的体积系数、地层原油黏度、地层渗透率、各段裂缝的表皮系数、各段裂缝的中心点与直井井筒的距离；以及
判别模块，用于根据所述压裂直井压力监测解释模型分别模拟依次改变所述压裂直井的各注水井中每一注水井的注水量时的初始参数计算得到所述各注水井注水量改变时的储层参数，并将最大所述储层参数对应的注水井判定为所述压裂直井的主要来水方向。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，
所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值通过参考油藏资料和/或根据常规压裂直井模型拟合时的设定参数给定。
9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，
所述测量模块还用于测量所述压裂直井的井底压力；
所述变化关系计算模块还用于根据所述测量的压裂直井的井底压力计算得到压差及压差导数随时间的变化关系，
使用所述常规压裂直井模型模拟得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系；以及
如果通过所述常规压裂直井模型模拟得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系分别与计算得到的所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系相吻合，则所述常规压裂直井模型中的设定参数确定为所述压裂直井压力监测解释模型的初始参数的初始值。
10.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，该装置还包括：
图版绘制模块，用于根据计算得到压差及压差导数随时间的变化关系以及所述压裂直井压力监测解释模型模拟得到的依次改变所述各注水井的注水量后所述压裂直井的井底压差及压差导数随时间的变化关系绘制所述压裂直井的井底压力分析图版。
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