CN110359904B - 多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法及设备 - Google Patents
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Abstract
本发明提供多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法及设备，方法包括：通过获取每段裂缝的排液速度，根据井口压力数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压，生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线；调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至拟合的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝参数和次级裂缝参数为多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数，由于是根据裂缝分段进行反演的，反演参数接近实际裂缝情况；且通过返排阶段参数完成复杂裂缝参数反演，解决RTA分析滞后性问题。
Description
技术领域
本发明实施例涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法及设备。
背景技术
随着非常规油气资源的发展，致密油气和页岩油气已然成为当前油气资源的开发重要组成部分。实现致密油气和页岩油气非常规油气资源大规模工业开采的关键在于水平井的多级压裂技术反演水平井的裂缝参数，是评价压裂增产效果的重要手段。
目前，传统的水平井的裂缝参数反演方法基于长期的生产历史数据进行的流量不稳定分析法(Rate Transient Analysis，简称RTA)，该方法主要是在均匀布缝水平井的基础上进行数值建模和历史数据拟合，因此反演得到的各级裂缝的参数一致。
但是，实际压裂施工时，由于各级裂缝泵入的液量和砂量不同，以及储层的非均质性的特点，使得实际各级裂缝参数不尽相同，导致采用RTA方法反演得到的均匀裂缝参数与实际情况的非均匀裂缝存在误差。此外，传统RTA分析方法的分析对象为长期生产历史，即在压裂施工、焖井、返排结束后对不少于三个月的生产历史进行分析和参数反演，导致了压裂施工效果评价及裂缝参数识别的滞后性。
发明内容
本发明实施例提供一种多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法及设备，以克服由于各级裂缝泵入的液量和砂量不同，以及储层的非均质性的特点，使得实际各级裂缝参数不尽相同，导致采用RTA方法反演得到的均匀裂缝参数与实际情况的非均匀裂缝存在误差的问题；同时解决RTA分析方法复杂裂缝参数反演的滞后性问题。
第一方面，本发明实施例提供一种多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法，包括：
获取返排期间生产井各段裂缝的油、气、水产液剖面，同时在井口计量全井压力和流量数据，基于产液剖面得到各级裂缝的流量贡献比，根据该流量贡献比对全井流量的历史数据进行劈分，得到每段裂缝的排液速度；
根据井口压力历史数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压；
通过压裂过程中的微地震解释结果获得各级裂缝走向及次级裂缝的分布情况，建立各段裂缝数值模型；将每段裂缝的排液速度和流压对应的历史数据导入至对应的每段裂缝数值模型中，生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线；
调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至数值模型中的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数为所述多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数。
在一种可能的设计中，所述基于产液剖面得到各级裂缝的流量贡献比，根据该流量贡献比对全井流量的历史数据进行劈分，得到每段裂缝的排液速度，包括：
获取生产测井所得产液剖面得到每段裂缝的流量贡献比例，将每段裂缝的流量贡献比例乘以测得的流量数据，得到每段裂缝的排液速度。
在一种可能的设计中，所述根据井口压力数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压，包括：
获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv；
根据所述势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，得到井底流压Pwf；
获取每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP；
根据所述井底流压Pwf和所述每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP，得到每段裂缝缝口处的流压Pn。
在一种可能的设计中，所述建立各段裂缝数值模型，包括：
采用Kappa Workstation建立每段裂缝的数值模型，其中建模过程中输入的参数包括井眼半径、储层的有效厚度、岩石压缩系数、孔隙度、顶深、水的粘度、水的体积系数和综合压缩系数。
在一种可能的设计中，拟合得到的每段裂缝的主裂缝参数和次级裂缝参数为多组；所述方法还包括：
获取每段裂缝的多组主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，对全井各段裂缝对应的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数进行排列组合；
不断调整全井各段主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数的组合方式，当数值模型中的全井裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的全井裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，得到对应的全井各段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数的为最终反演参数。
第二方面，本发明实施例提供一种多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演装置，包括：
排液速度获取模块，用于获取返排期间生产井各段裂缝的油、气、水产液剖面，同时在井口计量全井压力和流量数据，基于产液剖面得到各级裂缝的流量贡献比，根据该流量贡献比对全井流量的历史数据进行劈分，得到每段裂缝的排液速度；
流压折算模块，用于根据井口压力历史数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压；
模型处理模块，用于通过压裂过程中的微地震解释结果获得各级裂缝走向及次级裂缝的分布情况，建立各段裂缝数值模型；将每段裂缝的排液速度和流压对应的历史数据导入至对应的每段裂缝数值模型中，生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线；
拟合调整模块，用于调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至数值模型中的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数为所述多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数。
在一种可能的设计中，述排液速度获取模块，具体用于获取生产测井所得产液剖面得到每段裂缝的流量贡献比例，将每段裂缝的流量贡献比例乘以测得的流量数据，得到每段裂缝的排液速度。
在一种可能的设计中，所述流压折算模块，具体用于获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv；根据所述势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，得到井底流压Pwf；获取每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP；根据所述井底流压Pwf和所述每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP，得到每段裂缝缝口处的流压Pn。
第三方面，本发明实施例提供一种多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演设备，包括：至少一个处理器和存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；
所述至少一个处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，使得所述至少一个处理器执行如上第一方面以及第一方面各种可能的设计所述的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法。
第四方面，本发明实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如上第一方面以及第一方面各种可能的设计所述的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法。
本发明实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法及设备，该方法首先通过获取每段裂缝的排液速度，根据井口压力数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压，然后生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线；调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至拟合的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝参数和次级裂缝参数为多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数，由于是根据裂缝分段进行反演的，考虑了每段裂缝非均匀复杂特性，反演参数接近实际裂缝情况，避免各级裂缝泵入的液量和砂量不同，以及储层的非均质性的特点，使得实际各级裂缝参数不尽相同，导致的反演得到的均匀裂缝参数与实际情况的非均匀裂缝存在误差；且通过返排阶段参数完成复杂裂缝参数反演，以解决RTA分析方法复杂裂缝参数反演的滞后性问题。
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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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为本发明一实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法的流程示意图；
图2为本发明另一实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法的流程示意图；
图3为本发明实施例提供的NLC-NL图版；
图4为本发明实施例提供的
图版；
图5为本发明实施例提供的
图版；
图6为本发明实施例提供的f-(NRe)TP图版；
图7至图10为本发明实施例提供的第5级裂缝拟合效果图；
图11至图14为本发明施例提供的第10级裂缝拟合效果图；
图15至图18为本发明实施例提供的20级裂缝拟合效果图；
图19为本发明实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演装置的结构示意图；
图20为本发明实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演设备的硬件结构示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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作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。
参考图1，图1为本发明一实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法的流程示意图，本实施例的执行主体可以为终端，也可以为服务器，本实施例此处不做特别限制。如图1所示，该方法包括：
S101：获取返排期间生产井各段裂缝的油、气、水产液剖面，同时在井口计量全井压力和流量数据，基于产液剖面得到各级裂缝的流量贡献比，根据该流量贡献比对全井流量的历史数据进行劈分，得到每段裂缝的排液速度。
具体地，可以获取生产测井所得产液剖面得到每段裂缝的流量贡献比例，将每段裂缝的流量贡献比例乘以测得的流量数据，得到每段裂缝的排液速度。
在本实施例中，若水平井为气井，则得到的是每段裂缝的产气和产水的速度；若水平井为油井，且产出气，则得到是产油、产气和产水的速度；若水平井为油井，且不产气，则得到的是产油和产水的速度。
S102：根据井口压力历史数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压。
在本实施例中，可以根据井口的压力数据采用Hagedorn and Brown方法进行折算，得到井底流压，再考虑摩擦阻力引起的压降根据井底流压计算得到每段裂缝缝口处的流压。
S103：通过压裂过程中的微地震解释结果获得各级裂缝走向及次级裂缝的分布情况，建立各段裂缝数值模型；将每段裂缝的排液速度和流压对应的历史数据导入至对应的每段裂缝数值模型中，生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线。
在本实施例中，可以采用Kappa Workstation建立每段裂缝的数值模型，其中建模过程中输入的参数包括井眼半径、储层的有效厚度、岩石压缩系数、孔隙度、顶深、水的粘度、水的体积系数和综合压缩系数。
在本实施例中，每段裂缝的排液速度和流压对应的历史数据导入至对应的每段裂缝数值模型中，生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线，其中双对数流态特征曲线的计算方如下：
RNP'＝dRNP/dt
MBT＝Qw(t)/qw(t)
式中，RNP为标准化压力，MPa；
RNP’为标准化压力对时间的导数；
MBT为物质平衡时间，s；
pi为原始地层压力，MPa；
qw(t)为t时刻水的流量，m3/s；
pwf(t)为t时刻的缝口处流压；MPa。
将RNP-MBT和RNP’-MBT曲线绘制于以10为底的双对数坐标中即可得到双对数曲线。
S104：调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至数值模型中的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数为所述多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数。
在本实施例中，可以采用Kappa Workstation在每段裂缝的数值模型中设置每段裂缝的储层参数、水平井信息、主裂缝参数和次级裂缝参数。
其中，每段裂缝的储层参数可以是储层的大小参数，包括储层的长、宽、高；水平井信息可以包括井的坐标和类型；主裂缝参数可以包括主裂缝的走向、半缝长、高度和导流能力参数；次级裂缝参数可以包括次级裂缝的条数、走向、分布、半缝长和导流能力参数。
在本实施例中，调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，可以是调整主裂缝的半缝长和导流能力参数，以及调整次级裂缝参数的半缝长和导流能力参数。
其中，与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定的调整后的每段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数可以是一组或者多组。
从上述描述可知，首先通过获取每段裂缝的排液速度，根据井口压力数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压，然后生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线；调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至拟合的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝参数和次级裂缝参数为多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数，由于是根据裂缝分段进行反演的，考虑了每段裂缝非均匀复杂特性，反演参数接近实际裂缝情况，避免各级裂缝泵入的液量和砂量不同，以及储层的非均质性的特点，使得实际各级裂缝参数不尽相同，导致的反演得到的均匀裂缝参数与实际情况的非均匀裂缝存在误差；且通过返排阶段参数完成复杂裂缝参数反演，以解决RTA分析方法复杂裂缝参数反演的滞后性问题。
参考图2，图2为本发明另一实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法的流程示意图。在图1实施例的基础上，步骤S101与步骤S103的内容这里不再赘述。其中上述步骤S102，所述根据井口压力历史数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压，可以具体包括：
S201：获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv。
其中，获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，的具体过程如下：
引入4个准数：
液相速度准数：
气相速度准数：
管道直径准数：
液相粘度准数：
由NLC-NL图版(图3)可以由液相粘度准数计算得到无因次参数NLC；
然后利用无因次参数NLC计算无因次准数
计算公式如下：
根据无因次准数
由
图版(图4)，得到
又根据公式
和
图版(图5)，得到ψ；
根据ψ代入
得到液体体积分数EL；
势能位差引起的静水压头ΔPHH计算公式如下：
其中，ρm＝ρLEL+ρG(1-EL)。
摩擦损失引起的压降ΔPf计算方法如下：
根据两相流的雷诺数
读f-(NRe)TP图版(图6)得到摩擦阻力系数f；
则有
动能损失引起的压降ΔPv的计算公式如下：
式中，NLV为液相速度准数，无因次；NGV为气相速度准数，无因次；Nd为管道直径准数，无因次；NL为液相粘度准数，无因次；σ为表面张力，N/m；ρL为液体密度，kg/m3；ρG为气体密度，kg/m3；ρm为混合物密度，kg/m3；g为重力加速度，kg/m2；vsL为液体流速，kg/m；vsG为气体流速，kg/m；D为管道直径，m；μL为液体粘度，mpa·s；NLC为液相粘度校正准数，无因次；
为第一校正准数，无因次；EL为液体体积分数，无因次；ψ为第二校正系数，无因次；ΔPHH为由势能位差引起的静水压头，MPa；gc为单位转换常数，kg/m2；L为管道长度，m；θ为管道与水平方向的夹角，°；(NRe)TP为两相流的雷诺数，无因次；M为混合物的质量流量，kg/m3；f为摩擦阻力系数，无因次；vm为混合物的流速，kg/m3；ΔPf为由于摩擦损失引起的压降，MPa；ΔPv为由于动能损失引起的压降，MPa；ΔP为总压降，MPa。
S202：根据所述势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，得到井底流压Pwf。
其中，Pwf＝ΔPHH+ΔPf+ΔPv。
S203：获取每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP。
其中，在折算每段裂缝缝口处的流压时，考虑到水平井井筒中管流的压力降损失全部来源于摩擦阻力，因此
式中，
为单位管长上的总压力损失，MPa/m；
fm为混合物流动时的摩擦阻力系数；
ρm为混合物的密度，kg/m3；
dm为管段直径，m；
vm为混合物的流速，m/s。
对上式积分，可得到
式中，Z为计算的井筒段长度，m；
ΔP为计算对应井筒段长度的压力降，MPa。
S204：根据所述井底流压Pwf和所述每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP，得到每段裂缝缝口处的流压Pn。
在本实施例中，由于流体从水平井的趾端向根端流动，存在摩擦损失，趾端的压力高于根端的压力，而现场计算压力时将压力计下入根端，依次需要对远离根端的每段裂缝的缝口处流压进行折算。以水平井井筒的根端为起点，对每段裂缝进行编号，最靠近根端的裂缝为第1段裂缝，依次编号至第n段裂缝。
则第1段裂缝的缝口处流压为：
P1＝Pwf+ΔP1；
第2段裂缝的缝口处流压为：
P2＝Pwf+ΔP1+ΔP2；
第n段裂缝的缝口处流压为：
Pn＝Pwf+ΔP1+ΔP2+…+ΔPn；
式中，Pwf为井底流压，MPa。
在本发明的一个实施例中，拟合得到的每段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数为多组；还包括对多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数进行校验的过程，具体如下：
获取每段裂缝的多组主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，对全井各段裂缝对应的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数进行排列组合；
不断调整全井各段主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数的组合方式，当数值模型中的全井裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的全井裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，得到对应的全井各段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数的为最终反演参数。
下面通过一个具体的应用实例，对多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法的反演结果进行说明，如下：
依据上述实施例的方法，对一口页岩气多段压裂水平井X的压后返排液量进行分析，反演每段裂缝的裂缝参数，调整各级裂缝的裂缝参数，得到拟合效果最佳的各级主裂缝参数和次级主裂缝参数。
对20级裂缝分别建立单段裂缝的数值模型，拟合产量、压力和双对数曲线，得到各级主裂缝的半缝长、导流能力和相应次级裂缝的裂缝条数、平均半缝长、平均导流能力的参数组合。
其中第5级裂缝日产水量、累产水量、压力和双对数曲线拟合效果参考图7至图10所示。
其中，所得第5级裂缝的参数组合为：(1)半缝长：240m，导流能力：15md·m，次级裂缝条数：1，次级裂缝半长：10m，次级裂缝导流能力：1md·m；(2)半缝长：220m，导流能力：14md·m，次级裂缝条数：1，次级裂缝半长：8.5m，次级裂缝导流能力：1.6md·m。
第10级裂缝的日产水量、累产水量、压力和双对数曲线拟合效果如图11至图14所示。
其中，所得第10级裂缝的参数组合为：(1)半缝长：250m，导流能力：13md·m，次级裂缝条数：1，次级裂缝半长：16m，次级裂缝导流能力：1.3md·m；(2)半缝长：234m，导流能力：15md·m，次级裂缝条数：1，次级裂缝半长：14.5m，次级裂缝导流能力：1.2md·m。
基于对20级裂缝的返排产水量、压力和双对数曲线分别进行拟合所获得主裂缝和次级裂缝参数组合，利用Kappa Workstation建立X井的全井数值模型，通过调整各级裂缝的参数组合，进行X井全井的返排历史、压力和双对数曲线拟合，得到拟合效果最佳的各级裂缝的主裂缝和次级裂缝参数组合，全井模型校验完毕，拟合效果最佳的曲线如图15至图18所示。
图19为本发明实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演装置的结构示意图。如图19所示，该多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演装置40包括：排液速度获取模块401、流压折算模块402、模型处理模块403和拟合调整模块404。
排液速度获取模块401，用于获取返排期间生产井各段裂缝的油、气、水产液剖面，同时在井口计量全井压力和流量数据，基于产液剖面得到各级裂缝的流量贡献比，根据该流量贡献比对全井流量的历史数据进行劈分，得到每段裂缝的排液速度；
流压折算模块402，用于根据井口压力历史数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压；
模型处理模块403，用于通过压裂过程中的微地震解释结果获得各级裂缝走向及次级裂缝的分布情况，建立各段裂缝数值模型；将每段裂缝的排液速度和流压对应的历史数据导入至对应的每段裂缝数值模型中，生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线；
拟合调整模块404，用于调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至数值模型中的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数为所述多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数。
本实施例提供的装置，可用于执行上述方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，本实施例此处不再赘述。
在一种可能的设计中，所述排液速度获取模块401，具体用于获取生产测井所得产液剖面得到每段裂缝的流量贡献比例，将每段裂缝的流量贡献比例乘以测得的流量数据，得到每段裂缝的排液速度。
在一种可能的设计中，所述流压折算模块402，具体用于获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv；
根据所述势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，得到井底流压Pwf；
获取每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP；
根据所述井底流压Pwf和所述每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP，得到每段裂缝缝口处的流压Pn。
在一种可能的设计中，所述模型处理模块403，具体用于采用Kappa Workstation建立每段裂缝的数值模型，其中建模过程中输入的参数包括井眼半径、储层的有效厚度、岩石压缩系数、孔隙度、顶深、水的粘度、水的体积系数和综合压缩系数。
在一种可能的设计中，拟合得到的每段裂缝的主裂缝参数和次级裂缝参数为多组；所述装置还包括校验模块405，用于获取每段裂缝的多组主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，对全井各段裂缝对应的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数进行排列组合；
不断调整全井各段主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数的组合方式，当数值模型中的全井裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的全井裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，得到对应的全井各段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数的为最终反演参数。
本实施例提供的装置，可用于执行上述方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，本实施例此处不再赘述。
图20为本发明实施例提供的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演设备的硬件结构示意图。如图20所示，本实施例的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演设备60包括：处理器601以及存储器602；其中
存储器602，用于存储计算机执行指令；
处理器601，用于执行存储器存储的计算机执行指令，以实现上述实施例中终端或服务器所执行的各个步骤。具体可以参见前述方法实施例中的相关描述。
可选地，存储器602既可以是独立的，也可以跟处理器601集成在一起。
当存储器602独立设置时，该多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演设备还包括总线603，用于连接所述存储器602和处理器601。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如上所述的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法。
在本发明所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的设备和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的设备实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的模块可以是或者也可以不是物理上分开的，作为模块显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个模块单独物理存在，也可以两个或两个以上模块集成在一个单元中。上述模块成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用硬件加软件功能单元的形式实现。
上述以软件功能模块的形式实现的集成的模块，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。上述软件功能模块存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)或处理器(英文：processor)执行本申请各个实施例所述方法的部分步骤。
应理解，上述处理器可以是中央处理单元(Central Processing Unit，简称CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，简称DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称ASIC)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。结合发明所公开的方法的步骤可以直接体现为硬件处理器执行完成，或者用处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。
存储器可能包含高速RAM存储器，也可能还包括非易失性存储NVM，例如至少一个磁盘存储器，还可以为U盘、移动硬盘、只读存储器、磁盘或光盘等。
总线可以是工业标准体系结构(Industry Standard Architecture，简称ISA)总线、外部设备互连(Peripheral Component，简称PCI)总线或扩展工业标准体系结构(Extended Industry Standard Architecture，简称EISA)总线等。总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等。为便于表示，本申请附图中的总线并不限定仅有一根总线或一种类型的总线。
上述存储介质可以是由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器(SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(EPROM)，可编程只读存储器(PROM)，只读存储器(ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。
一种示例性的存储介质耦合至处理器，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专用集成电路(Application Specific Integrated Circuits，简称ASIC)中。当然，处理器和存储介质也可以作为分立组件存在于电子设备或主控设备中。
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)
1.一种多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法，其特征在于，包括：
获取返排期间生产井各段裂缝的油、气、水产液剖面，同时在井口计量全井压力和流量数据，基于产液剖面得到各级裂缝的流量贡献比，根据该流量贡献比对全井流量的历史数据进行劈分，得到每段裂缝的排液速度；
根据井口压力历史数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压；
通过压裂过程中的微地震解释结果获得各级裂缝走向及次级裂缝的分布情况，建立各段裂缝数值模型；将每段裂缝的排液速度和流压对应的历史数据导入至对应的每段裂缝数值模型中，生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线；
调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至数值模型中的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数为所述多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数；
其中，所述根据井口压力数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压，包括：获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv；根据所述势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，得到井底流压Pwf；获取每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP；根据所述井底流压Pwf和所述每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP，得到每段裂缝缝口处的流压Pn；
其中，获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，的具体过程如下：
引入4个准数：
液相速度准数：
气相速度准数：
管道直径准数：
液相粘度准数：
由NLC-NL图版可以由液相粘度准数计算得到无因次参数NLC；
然后利用无因次参数NLC计算无因次准数
计算公式如下：
根据无因次准数
由
图版，得到
又根据公式
和
图版，得到ψ；
根据ψ代入
得到液体体积分数EL；
势能位差引起的静水压头ΔPHH计算公式如下：
其中，ρm＝ρLEL+ρG(1-EL)；
摩擦损失引起的压降ΔPf计算方法如下：
根据两相流的雷诺数
读f-(NRe)TP图版，得到摩擦阻力系数f；
则有
动能损失引起的压降ΔPv的计算公式如下：
式中，NLV为液相速度准数，无因次；NGV为气相速度准数，无因次；Nd为管道直径准数，无因次；NL为液相粘度准数，无因次；σ为表面张力，N/m；ρL为液体密度，kg/m3；ρG为气体密度，kg/m3；ρm为混合物密度，kg/m3；g为重力加速度，kg/m2；vsL为液体流速，kg/m；vsG为气体流速，kg/m；D为管道直径，m；μL为液体粘度，mpa·s；NLC为液相粘度校正准数，无因次；
为第一校正准数，无因次；EL为液体体积分数，无因次；ψ为第二校正系数，无因次；ΔPHH为由势能位差引起的静水压头，MPa；gc为单位转换常数，kg/m2；L为管道长度，m；θ为管道与水平方向的夹角，°；(NRe)TP为两相流的雷诺数，无因次；M为混合物的质量流量，kg/m3；f为摩擦阻力系数，无因次；vm为混合物的流速，kg/m3；ΔPf为由于摩擦损失引起的压降，MPa；ΔPv为由于动能损失引起的压降，MPa；ΔP为总压降，MPa。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于产液剖面得到各级裂缝的流量贡献比，根据该流量贡献比对全井流量的历史数据进行劈分，得到每段裂缝的排液速度，包括：
获取生产测井所得产液剖面得到每段裂缝的流量贡献比例，将每段裂缝的流量贡献比例乘以测得的流量数据，得到每段裂缝的排液速度。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述建立各段裂缝数值模型，包括：
采用Kappa Workstation建立每段裂缝的数值模型，其中建模过程中输入的参数包括井眼半径、储层的有效厚度、岩石压缩系数、孔隙度、顶深、水的粘度、水的体积系数和综合压缩系数。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，拟合得到的每段裂缝的主裂缝参数和次级裂缝参数为多组；所述方法还包括：
获取每段裂缝的多组主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，对全井各段裂缝对应的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数进行排列组合；
不断调整全井各段主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数的组合方式，当数值模型中的全井裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的全井裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，得到对应的全井各段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数的为最终反演参数。
5.一种多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演装置，其特征在于，包括：
排液速度获取模块，用于获取返排期间生产井各段裂缝的油、气、水产液剖面，同时在井口计量全井压力和流量数据，基于产液剖面得到各级裂缝的流量贡献比，根据该流量贡献比对全井流量的历史数据进行劈分，得到每段裂缝的排液速度；
流压折算模块，用于根据井口压力历史数据，按照预设方法折算得到每段裂缝缝口处的流压；
模型处理模块，用于通过压裂过程中的微地震解释结果获得各级裂缝走向及次级裂缝的分布情况，建立各段裂缝数值模型；将每段裂缝的排液速度和流压对应的历史数据导入至对应的每段裂缝数值模型中，生成返排水量和压力对应的双对数流态特征曲线；
拟合调整模块，用于调整主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数，直至数值模型中的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线与原始的每段裂缝的流压、返排阶段产液量历史曲线和双对数流态特征曲线拟合效果最佳时，确定调整后的每段裂缝的主裂缝目标参数和次级裂缝目标参数为所述多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝反演参数：
其中所述流压折算模块，具体用于获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv；根据所述势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，得到井底流压Pwf；获取每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP；根据所述井底流压Pwf和所述每段裂缝由于摩擦阻力引起的压力降ΔP，得到每段裂缝缝口处的流压Pn；
其中，获取势能位差引起的静水压头ΔPHH、摩擦损失引起的压降ΔPf和动能损失引起的压降ΔPv，的具体过程如下：
引入4个准数：
液相速度准数：
气相速度准数：
管道直径准数：
液相粘度准数：
由NLC-NL图版可以由液相粘度准数计算得到无因次参数NLC；
然后利用无因次参数NLC计算无因次准数
计算公式如下：
根据无因次准数
由
图版，得到
又根据公式
和
图版，得到ψ；
根据ψ代入
得到液体体积分数EL；
势能位差引起的静水压头ΔPHH计算公式如下：
其中，ρm＝ρLEL+ρG(1-EL)；
摩擦损失引起的压降ΔPf计算方法如下：
根据两相流的雷诺数
读f-(NRe)TP图版，得到摩擦阻力系数f；
则有
动能损失引起的压降ΔPv的计算公式如下：
式中，NLV为液相速度准数，无因次；NGV为气相速度准数，无因次；Nd为管道直径准数，无因次；NL为液相粘度准数，无因次；σ为表面张力，N/m；ρL为液体密度，kg/m3；ρG为气体密度，kg/m3；ρm为混合物密度，kg/m3；g为重力加速度，kg/m2；vsL为液体流速，kg/m；vsG为气体流速，kg/m；D为管道直径，m；μL为液体粘度，mpa·s；NLC为液相粘度校正准数，无因次；
为第一校正准数，无因次；EL为液体体积分数，无因次；ψ为第二校正系数，无因次；ΔPHH为由势能位差引起的静水压头，MPa；gc为单位转换常数，kg/m2；L为管道长度，m；θ为管道与水平方向的夹角，°；(NRe)TP为两相流的雷诺数，无因次；M为混合物的质量流量，kg/m3；f为摩擦阻力系数，无因次；vm为混合物的流速，kg/m3；ΔPf为由于摩擦损失引起的压降，MPa；ΔPv为由于动能损失引起的压降，MPa；ΔP为总压降，MPa。
6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述排液速度获取模块，具体用于获取生产测井所得产液剖面得到每段裂缝的流量贡献比例，将每段裂缝的流量贡献比例乘以测得的流量数据，得到每段裂缝的排液速度。
7.一种多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演设备，其特征在于，包括：至少一个处理器和存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；
所述至少一个处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，使得所述至少一个处理器执行如权利要求1至4任一项所述的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法。
8.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如权利要求1至4任一项所述的多段压裂水平井的非均匀复杂裂缝参数反演方法。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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