CN110924913B - 泡沫驱地层压力的获取方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种泡沫驱地层压力的获取方法。包括：将井筒划分为多个长度相同的井筒单元；获取泡沫注采参数；基于泡沫注采参数，从井筒的井口处为起点，按照以下方式逐段计算每个井筒单元的上端压力和下端压力，直至计算出最后一个井筒单元的下端压力，并将最后一个井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力。本发明采用逐层计算的方式能快速获取地层压力，从而避免在停井的状态下使用下放压力计的方式测量地层压力，减少经济损失和降低成本。

Description

泡沫驱地层压力的获取方法及装置
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别涉及一种泡沫驱地层压力的获取方法及装置。
背景技术
油田开过程中，为了提高地层石油的采收率，通常采用泡沫驱技术向油藏中注入泡沫流。利用泡沫在地层孔喉条件下的贾敏效应，增加地层水在油藏高渗区域的渗流阻力，迫使地层水进入油藏的其他区域推动石油渗流，以提高石油的采收率。因此泡沫驱的效果好坏直接反应在油藏高渗区域内渗流阻力的变化上。由于油藏高渗区域的渗流阻力越大，会导致油藏高渗区域的地层水越难通过油藏高渗区域，因此会使油藏高渗区域的流压变大。而流压与地层压力直接相关，即地层压力通常可以采用流压表示。因此也可以使用井底的地层压力来判断泡沫流注入后油藏高渗区域内渗流阻力的大小，从而判断泡沫驱的使用效果。
目前一般通过从井口向井内下放压力计来测量地层压力。然而，向井内下放压力计测量地层压力的施工时间长。同时还需要停井，会造成大量的经济损失。
发明内容
本发明实施例提供了一种泡沫驱地层压力的获取方法及装置，能在不停井的情况下快速获取地层压力，减少经济损失，降低成本。所述技术方案如下：
一方面，本发明实施例提供了一种泡沫驱地层压力的获取方法，所述方法包括：将井筒划分为多个长度相同的井筒单元；获取泡沫注采参数，所述泡沫注采参数包括：起泡剂溶液的日注量与气体的日注量、起泡剂溶液的相对密度与气体的相对密度、压缩因子、泡沫质量体积比、注入油管的内径和相对粗糙度；基于所述泡沫注采参数，以所述井筒的井口处为起点，按照以下方式逐段确定每个所述井筒单元的上端压力和下端压力，直至确定出最后一个所述井筒单元的下端压力，并将最后一个所述井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力：基于第i段所述井筒单元的上端压力确定第i段所述井筒单元的预设下端压力；根据第i段所述井筒单元的上端压力和所述预设下端压力，确定第i段所述井筒单元的压差计算参数，第i段所述井筒单元的所述压差计算参数包括：第i段所述井筒单元的平均泡沫密度、第i段所述井筒单元的平均泡沫流速和第i段所述井筒单元的平均摩阻系数；基于第i段所述井筒单元的所述压差计算参数，采用压差计算模型，确定第i段所述井筒单元的计算下端压力；若所述计算下端压力与所述预设下端压力之差的绝对值大于阈值，则将所述预设下端压力更新为所述计算下端压力，并基于更新后的所述预设下端压力重新计算所述计算下端压力，直至第i段所述井筒单元的计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值；以及，若所述计算下端压力与所述预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，则将所述计算下端压力作为第i段所述井筒单元的下端压力；i为正整数。
进一步地，第i段所述井筒单元的平均泡沫密度采用以下公式确定：
ρm＝[ρm(i)+ρm(i+1)]/2，
Figure BDA0001803862950000021
其中，ρm为所述平均泡沫密度，ρm(i)为第i段所述井筒单元的上端泡沫密度，ρm(i+1)为第i段所述井筒单元的下端泡沫密度，ρL为注入液体密度且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，Ti为第i段所述井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，γg为泡沫驱的注入气体的相对密度且为定值。
进一步地，第i段所述井筒单元的平均泡沫流速采用以下公式确定：
um＝[um(i)+um(i+1)]/2，
Figure BDA0001803862950000022
其中，um为所述平均泡沫流速，um(i)为第i段所述井筒单元的上端泡沫流速，um(i+1)为第i段所述井筒单元的下端泡沫流速，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，Ti为第i段所述井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值。
进一步地，第i段所述井筒单元的平均摩阻系数采用以下公式确定：
fm＝[fm(i)+fm(i+1)]/2，
Figure BDA0001803862950000031
其中，fm为所述平均摩阻系数，fm(i)为第i段所述井筒单元的上端摩阻系数，fm(i+1)为第i段所述井筒单元的下端摩阻系数，e/d为注入油管的相对粗糙度且为定值，Re(i)为第i段所述井筒单元的上端的雷诺数。
进一步地，所述压差计算模型为：
Figure BDA0001803862950000032
其中，Pi+1为第i段所述井筒单元的下端压力，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，ΔH为单个所述井筒单元的长度，ρm为所述平均泡沫密度，g为重力系数，fm为所述平均摩阻系数，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Mt为泡沫质量体积比且为定值，d为注入油管内径，um为所述平均泡沫流速。
进一步地，所述基于第i段所述井筒单元的上端压力确定第i段所述井筒单元的预设下端压力，包括：将第i段所述井筒单元的上端压力与设定值之和，作为第i段所述井筒单元的预设下端压力，所述设定值与所述井筒单元的长度正相关。
另一方面，本发明实施例提供了一种泡沫驱地层压力的获取装置，所述获取装置包括：划分模块，用于将井筒划分为多个长度相同的井筒单元；获取模块，用于获取泡沫注采参数，所述泡沫注采参数包括：起泡剂溶液的日注量与气体的日注量、起泡剂溶液的相对密度与气体的相对密度、压缩因子、泡沫质量体积比、注入油管的内径和相对粗糙度；计算模块，用于基于所述泡沫注采参数，以所述井筒的井口处为起点，按照以下方式逐段确定每个所述井筒单元的上端压力和下端压力，直至确定出最后一个所述井筒单元的下端压力，并将最后一个所述井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力：基于第i段所述井筒单元的上端压力确定第i段所述井筒单元的预设下端压力；根据第i段所述井筒单元的上端压力和所述预设下端压力，确定第i段所述井筒单元的压差计算参数，第i段所述井筒单元的所述压差计算参数包括：第i段所述井筒单元的平均泡沫密度、第i段所述井筒单元的平均泡沫流速和第i段所述井筒单元的平均摩阻系数；基于第i段所述井筒单元的所述压差计算参数，采用压差计算模型，确定第i段所述井筒单元的计算下端压力；若所述计算下端压力与所述预设下端压力之差的绝对值大于阈值，则将所述预设下端压力更新为所述计算下端压力，并基于更新后的所述预设下端压力重新计算所述计算下端压力，直至第i段所述井筒单元的计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值；以及，若所述计算下端压力与所述预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，则将所述计算下端压力作为第i段所述井筒单元的下端压力；i为正整数。
在本发明实施例的一种实现方式中，所述计算模块，还用于采用以下公式确定第i段所述井筒单元的平均泡沫密度，
ρm＝[ρm(i)+ρm(i+1)]/2，
Figure BDA0001803862950000042
其中，ρm为所述平均泡沫密度，ρm(i)为第i段所述井筒单元的上端泡沫密度，ρm(i+1)为第i段所述井筒单元的下端泡沫密度，ρL为注入液体密度且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，Ti为第i段所述井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，γg为泡沫驱的注入气体的相对密度且为定值。
在本发明实施例的另一种实现方式中，所述计算模块，还用于采用以下公式确定第i段所述井筒单元的平均泡沫流速，
um＝[um(i)+um(i+1)]/2，
Figure BDA0001803862950000041
其中，um为所述平均泡沫流速，um(i)为第i段所述井筒单元的上端泡沫流速，um(i+1)为第i段所述井筒单元的下端泡沫流速，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，Ti为第i段所述井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值。
在本发明实施例的另一种实现方式中，所述计算模块，还用于采用以下公式确定第i段所述井筒单元的平均摩阻系数，
fm＝[fm(i)+fm(i+1)]/2，
Figure BDA0001803862950000051
其中，fm为所述平均摩阻系数，fm(i)为第i段所述井筒单元的上端摩阻系数，fm(i+1)为第i段所述井筒单元的下端摩阻系数，e/d为注入油管的相对粗糙度且为定值，Re(i)为第i段所述井筒单元的上端的雷诺数。
在本发明实施例的另一种实现方式中，所述计算模块，还用于采用所述压差计算模型确定所述第i段所述井筒单元的下端压力，
Figure BDA0001803862950000052
其中，Pi+1为第i段所述井筒单元的下端压力，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，ΔH为单个所述井筒单元的长度，ρm为所述平均泡沫密度，g为重力系数，fm为所述平均摩阻系数，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Mt为泡沫质量体积比且为定值，d为注入油管内径，um为所述平均泡沫流速。
在本发明实施例的另一种实现方式中，所述计算模块，还用于将第i段所述井筒单元的上端压力与设定值之和，作为第i段所述井筒单元的预设下端压力，所述设定值与所述井筒单元的长度正相关。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
本发明实施例提供了一种泡沫驱地层压力的获取方法。其将井筒划分成多个井筒单元，并获取泡沫注采参数，基于泡沫注采参数，从井筒的井口处为起点，确定出第一个井筒单元的上端压力，基于第一段井筒单元的上端压力确定第一段井筒单元的预设下端压力。然后，根据确定的上端压力和预设下端压力，确定第一个井筒单元的平均泡沫密度、平均泡沫流速和平均摩阻系数。并基于上述压差计算参数，采用压差计算模型，确定第一个井筒单元的计算下端压力(即通过计算所得的下端压力)。接着，判断计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值与阈值的大小。若绝对值大于阈值则表明预设下端压力，存在较大误差，此时将预设下端压力更新为计算下端压力，直到绝对值不大于阈值，即误差在可接受范围。若绝对值不大于阈值，则表明预设下端压力误差不大，可以将计算下端压力作为第一个井筒单元的下端压力。在确定第一个井筒单元的下端压力后则将其更新为第二个井筒单元的上端压力，依照上述方式，逐段计算每个井筒单元的上端压力和下端压力，直至计算出最后一个井筒单元的下端压力，并将最后一个井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力。本发明采用逐层计算的方式能快速获取地层压力，相较于现有技术要通过停井并下放压力计测量地层压力的方式，无需停井可以减少经济损失并降低压力测量成本。同时现有技术中通过下放压力计至井底的作业周期长且下放至井底的测量工具因需要维护而会反复从井内取出，延长测量作业周期。本发明采用逐层计算的方式，仅测量井口的压力就可以快速获取到地层压力，能实现对地层压力的实时监控且缩短测量周期。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例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的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的一种泡沫驱地层压力的获取方法的流程图；
图2是本发明实施例提供的另一种泡沫驱地层压力的获取方法的流程图；
图3是本发明实施例提供的一种泡沫驱地层压力的获取装置的示意图；
图4是本发明实施例提供的另一种泡沫驱地层压力的获取装置的示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
为便于理解，下面简要介绍一下泡沫驱的工作过程，泡沫驱也称泡沫驱油，其通过从注水井向井底注入起泡剂溶液和气体(如氮气、空气等)，在井底形成泡沫。当泡沫进入地层，其会先进入高渗透层。由于贾敏效应使高渗透层的流动阻力逐渐增大，促使底层水进入低渗透层的孔隙内，将存在于低渗透层孔隙中的石油驱赶出来，从而提高采收率。
图1是本发明实施例提供的一种泡沫驱地层压力的获取方法的流程图。如图1所示，该方法可以通过计算机执行，包括：
步骤101：将井筒划分为多个长度相同的井筒单元。
本发明实施例中，泡沫驱技术通过注水井将泡沫流注入井底，因此该井筒可以是从注水井的井口到井底形成的筒形空间。
步骤101包括：将井筒划分成多个井筒单元，其中，各个井筒单元长度相同，且首位相连构成完整的井筒。
步骤102：获取泡沫注采参数。
其中，泡沫注采参数包括：起泡剂溶液的日注量与气体的日注量、起泡剂溶液的相对密度与气体的相对密度、压缩因子、泡沫质量体积比、注入油管的内径和相对粗糙度。
在本发明实施例中，还可以获取地层温度参数和液相粘度参数。地层温度参数可以通过井温测试所在区域的地层温度剖面，地层温度剖面为不同地层深度的温度分布情况。本发明实施例通过经验公式获取每个井筒单元的上端温度。而地层的液相粘度参数可以由实验室测定不同温度的液相粘度参数获取，或者根据经验模型预测获取。
步骤103：基于泡沫注采参数，以井筒的井口处为起点，逐段确定每个井筒单元的上端压力和下端压力，直至确定出最后一个井筒单元的下端压力。
其中，逐段确定每个井筒单元的上端压力和下端压力时，对于每段井筒单元，均可以按照以下步骤103a～103e进行。
步骤103a：基于第i段井筒单元的上端压力确定第i段井筒单元的预设下端压力。
其中，i为正整数。本发明实施例中，基于第i段井筒单元的上端压力确定第i段井筒单元的预设下端压力前，需要先确定第i段井筒单元的上端压力。
当i等于1时，由于第1段井筒单元为最靠近井口的一段井筒单元，因此第1段井筒单元的上端压力可以通过井口的泡沫流注入压力表示。而泡沫流注入压力则可以在井口通过仪表测量。
当第i段井筒单元为井筒中的某个非第1段井筒单元时，即i大于1时，由于各个井筒单元首尾相连，因此可以将第i-1段井筒单元的下端压力作为第i段井筒单元的上端压力。
步骤103b：根据第i段井筒单元的上端压力和预设下端压力，确定第i段井筒单元的压差计算参数。
其中，第i段井筒单元的压差计算参数包括：第i段井筒单元的平均泡沫密度、第i段井筒单元的平均泡沫流速和第i段井筒单元的平均摩阻系数。
本发明实施例中，第i段井筒单元的平均泡沫密度、第i段井筒单元的平均泡沫流速和第i段井筒单元的平均摩阻系数均为井筒单元的上下两端相应参数的算数平均数。
步骤103c：基于第i段井筒单元的压差计算参数，采用压差计算模型，确定第i段井筒单元的计算下端压力。
步骤103d：若计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值大于阈值，则将预设下端压力更新为计算下端压力，重新执行步骤103b和步骤103c，即基于更新后的预设下端压力重新计算计算下端压力，直至第i段井筒单元的计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，执行步骤103e。
其中，阈值为判断预设下端压力和计算的下端压力偏差的标准，可以根据实际需要设置。当预设下端压力和计算的下端压力之差的绝对值大于阈值时，表明存在较大的偏差；当预设下端压力和计算的下端压力之差的绝对值小于阈值时，表明存在较小的偏差。
步骤103e：若计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，则将计算下端压力作为第i段井筒单元的下端压力。
步骤104：将最后一个井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力。
需要说明的是，步骤101和102相互独立，即步骤101和102同时进行也可以任一步骤先后进行。而步骤103和104则为先后关系，本发明实施例中，步骤103需先与步骤104进行。
本发明实施例提供了一种泡沫驱地层压力的获取方法。其将井筒划分成多个井筒单元，并获取泡沫注采参数，基于泡沫注采参数，从井筒的井口处为起点，确定出第一个井筒单元的上端压力，基于第一段井筒单元的上端压力确定第一段井筒单元的预设下端压力。然后，根据确定的上端压力和预设下端压力，确定第一个井筒单元的平均泡沫密度、平均泡沫流速和平均摩阻系数。并基于上述压差计算参数，采用压差计算模型，确定第一个井筒单元的计算下端压力(即通过计算所得的下端压力)。接着，判断计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值与阈值的大小。若绝对值大于阈值则表明预设下端压力，存在较大误差，此时将预设下端压力更新为计算下端压力，直到绝对值不大于阈值，即误差在可接受范围。若绝对值不大于阈值，则表明预设下端压力误差不大，可以将计算下端压力作为第一个井筒单元的下端压力。在确定第一个井筒单元的下端压力后则将其更新为第二个井筒单元的上端压力，依照上述方式，逐段计算每个井筒单元的上端压力和下端压力，直至计算出最后一个井筒单元的下端压力，并将最后一个井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力。本发明采用逐层计算的方式能快速获取地层压力，相较于现有技术要通过停井并下放压力计测量地层压力的方式，无需停井可以减少经济损失并降低压力测量成本。同时现有技术中通过下放压力计至井底的作业周期长且下放至井底的测量工具因需要维护而会反复从井内取出，延长测量作业周期。本发明采用逐层计算的方式，仅测量井口的压力就可以快速获取到地层压力，能实现对地层压力的实时监控且缩短测量周期。
图2是本发明实施例提供的另一种泡沫驱地层压力的获取方法。如图2所示，该方法通过计算机执行，包括：
步骤201：将井筒划分为多个长度相同的井筒单元。
本发明实施例中，泡沫驱技术通过注水井将泡沫流注入井底，因此该井筒可以是从注水井的井口到井底形成的筒形空间。
该步骤201可以包括：获取泡沫流要注入井底的深度，即泡沫流的目的层深度，并设定井筒单元的长度；根据目的层深度和井筒单元的长度，将井筒划分为多个井筒单元。
示例性地，假如泡沫流的目的层深度为1700，相应地，井筒长度也为1700m，可以将单个井筒单元的长度设定为100m，井筒可以被划分为17个长度为100m的井筒单元。
步骤202：获取泡沫注采参数。
步骤202中的泡沫注采参数包括：起泡剂溶液的日注量QL与气体的日注量Qg、起泡剂溶液的相对密度γL与气体的相对密度γg、压缩因子Z、泡沫质量体积比Mt、注入油管的内径d和相对粗糙度e/d。
其中，起泡剂溶液的日注量QL为每日向注水井内注入的起泡剂溶液的体积，本发明实施例中，起泡剂溶液的日注量为QL50m3/d。
气体的日注量Qg为每日向注水井内注入的气体的体积，气体可以是氮气、空气等气体，本发明实施例中，气体的日注量Qg为10000Nm3/d。
相对密度是指物质的密度与参考物质的密度在各自规定的条件下之比，参考物质为空气或水。本发明实施例中，起泡剂溶液的相对密度γL的参考物质为水，γL为1.008；气体的相对密度γg的参考物质为空气，γg为0.97。
压缩因子是理想气体状态方程用于实际气体时必须考虑的一个校正因子，用以表示实际气体受到压缩后与理想气体受到同样的压力压缩后在体积上的偏差。本发明实施例中压缩因子Z为0.99-1.01，压缩因子Z趋近于1，即本发明实施例中气体为理想状态下的气体。
注入油管的内径d为0.065m。相对粗糙度是指注入油管内壁的绝对粗糙度与注入油管的内径的比值，本发明实施例中e/d为0.0009。
泡沫质量体积比Mt为泡沫流的质量和体积的比值。本发明实施例中，泡沫质量体积比Mt则由公式(1)获取。
Figure BDA0001803862950000101
式中，各个参数均已知，因此可求得Mt＝1242kg/m3。
在本发明实施例中，还可以获取地层温度参数和地层的液相粘度参数。地层温度参数可以通过井温测试所在区域的地层温度剖面，地层温度剖面为不同地层深度的温度分布情况。本发明实施例通过经验公式获取每个井筒单元的上端温度，该经验公式如下：
Ti＝T1+2(i-1) (2)
式中，Ti为第i段井筒单元的上端温度，T1为第1段井筒单元的上端温度，即井口温度，i为井筒单元的序号。
上述中第1段井筒单元的上端温度为井口温度，可以直接通过测量获取，即通过上式即可获取整个井筒中，各个井筒单元的上端温度。
同时，地层的液相粘度参数可以由实验室测定不同温度的液相粘度参数获取，或者根据经验模型预测获取。本发明实施例中，采用以下公式获取每个井筒单元的上端液相粘度。
μL(i)＝1.065-0.53(Ti-273)/60 (3)
式中，μL(i)为第i段井筒单元的上端液相粘度，Ti为第i段井筒单元的上端温度，i为井筒单元的序号。
本发明实施例中，Ti可由公式(2)获取，即在获取到每个井筒单元的上端温度后，即可获取到每个井筒单元的上端液相粘度。
步骤203：基于泡沫注采参数，从井筒的井口处为起点，确定第1段井筒单元的上端压力。
在该步骤203中，由于第1段井筒单元为最靠近井口的一段井筒单元，因此第1段井筒单元的上端压力可以通过井口的泡沫流注入压力表示。而泡沫流注入压力则可以在井口通过仪表测量。
步骤204：基于第1段井筒单元的上端压力确定第1段井筒单元的预设下端压力。
步骤204包括：将第1段井筒单元的上端压力与设定值之和，作为第1段井筒单元的预设下端压力。
其中，设定值与井筒单元的长度正相关，且设定值为根据实验经验所得。例如本发明实施例中，井筒单元的长度为100m，根据实验经验可知长度为100m的井筒单元的两端的压力差为0.5-0.6Mpa，因此，设定值可以取值为0.5-0.6Mpa。示例性地，本发明实施例中，可以将设定值设为0.5Mpa。
本发明实施例中，第1段井筒单元的上端压力为井口的泡沫流注入压力。通常在井口将起泡剂溶液和气体均匀混合形成稳定泡沫流，然后通过压力泵从井口向井内泵入泡沫流。并且井口处设有压力表，因此井口注入起泡剂溶液和气体的注入压力可以直接通过观察压力表获取。本发明实施例中，井口的注入压力为20Mpa，因此，可确定第1段井筒单元的上端压力为20Mpa。从而得到第1段井筒单元的预设下端压力为20.5Mpa。
步骤205：根据第1段井筒单元的上端压力和预设下端压力，确定第1段井筒单元的压差计算参数。
其中，第1段井筒单元的压差计算参数包括：第1段井筒单元的平均泡沫密度、第1段井筒单元的平均泡沫流速和第1段井筒单元的平均摩阻系数。
本发明实施例中，第1段井筒单元的平均泡沫密度、第1段井筒单元的平均泡沫流速和第1段井筒单元的平均摩阻系数均为井筒单元的上下两端相应参数的算数平均数。
因此，井筒单元的平均泡沫密度的计算公式为：
ρm＝[ρm(i)+ρm(i+1)]/2 (4)
井筒单元的平均泡沫流速的计算公式为：
um＝[um(i)+um(i+1)]/2 (5)
井筒单元的平均摩阻系数的计算公式为：
fm＝[fm(i)+fm(i+1)]/2 (6)
在进一步确定井筒单元的平均泡沫密度时，首先，需确定井筒单元的上端泡沫密度，其可通过以下公式获取：
ρm(i)＝ρL[1-a(i)]+ρg(i)a(i) (7)
公式(7)中，ρL为注入液体密度。本发明实施例中，注入液体为起泡剂溶液，其取值为1008kg/m3。
公式(7)中，a(i)为第i段井筒单元的上端含气率。其中，含气量为单位时间内通过注入油管某一截面气流相体积与全部流体体积的百分比。其计算公式如下：
Figure BDA0001803862950000121
其中，气体的日注量Qg、起泡剂溶液的日注量QL、第i段所述井筒单元的上端温度Ti和气体压缩因子Z均为已知量，即公式(8)为关于井筒单元的上端压力与井筒单元的上端含气率的关系式。
公式(7)中，ρg(i)为第i段井筒单元的上端气体密度。其计算公式如下：
Figure BDA0001803862950000122
其中，泡沫驱的注入气体的相对密度γg、第i段井筒单元的上端温度Ti和气体压缩因子Z均为已知量，即公式(9)为关于井筒单元的上端压力与井筒单元的上端气体密度的关系式。
因此，将公式(8)和公式(9)代入公式(7)中，即可得到井筒单元的上端泡沫密度与井筒单元的上端压力的计算关系，该计算公式如下：
Figure BDA0001803862950000131
其中，ρm为平均泡沫密度，ρm(i)为第i段井筒单元的上端泡沫密度，ρL为注入液体密度且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段井筒单元的上端压力，Ti为第i段井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，γg为泡沫驱的注入气体的相对密度且为定值。
与求井筒单元的上端泡沫密度与井筒单元的上端压力的计算公式类似，可以求得井筒单元的下端泡沫密度与井筒单元的下端压力的计算公式，本发明在此不做赘述。因此，将井筒单元的上端泡沫密度与井筒单元的上端压力的计算公式和井筒单元的下端泡沫密度与井筒单元的下端压力的计算公式代入公式(4)，即可得到井筒单元的平均泡沫密度与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式。
在进一步获取井筒单元的平均泡沫流速时。首先，需确定井筒单元的上端泡沫流速，其可通过以下公式获取：
um(i)＝uL(i)+ug(i) (11)
公式(11)中，uL(i)为第i段井筒单元的上端液相流速，ug(i)为第i段井筒单元的上端气相流速。其中，uL(i)和ug(i)的计算公式如下：
Figure BDA0001803862950000132
Figure BDA0001803862950000133
其中，气体的日注量Qg、起泡剂溶液的日注量QL、第i段井筒单元的上端温度Ti和气体压缩因子Z均为已知量。
因此，将公式(12)、(13)代入公式(11)中，即可得到井筒单元的上端泡沫流速与井筒单元的上端压力的计算关系，该计算关系的公式如下：
Figure BDA0001803862950000141
其中，um为平均泡沫流速，um(i)为第i段井筒单元的上端泡沫流速，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段井筒单元的上端压力，Ti为第i段井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值。
与求井筒单元的上端泡沫流速与井筒单元的上端压力的计算公式类似，可以求得井筒单元的下端泡沫流速与井筒单元的下端压力的计算公式，本发明在此不做赘述。因此，将井筒单元的上端泡沫流速与井筒单元的上端压力的计算公式和井筒单元的下端泡沫流速与井筒单元的下端压力的计算公式代入公式(5)，即可得到井筒单元的平均泡沫流速与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式。
在进一步获取井筒单元的平均摩阻系数时。首先，需确定井筒单元的上端摩阻系数，其可通过以下公式获取：
Figure BDA0001803862950000142
其中，fm为平均摩阻系数，fm(i)为第i段井筒单元的上端摩阻系数，e/d为注入油管的相对粗糙度且为定值，Re(i)为第i段井筒单元的上端的雷诺数。
公式(15)中，第i段井筒单元的上端的雷诺数可由以下公式计算：
Figure BDA0001803862950000143
其中，起泡剂溶液的日注量QL、泡沫质量体积比Mt和d为注入油管内径均为已知量，μm(i)为第i段井筒单元的上端泡沫粘度，其可由以下公式计算：
μm(i)＝μL(i)[1-a(i)]μg(i)a(i) (17)
Figure BDA0001803862950000144
其中，a(i)为第i段井筒单元的上端含气率，根据公式(8)可知其与第i段井筒单元的上端压力相关；μg(i)为第i段井筒单元的上端气相泡沫粘度，根据公式(18)可知其与第i段井筒单元的上端压力相关。μL(i)为第i段井筒单元的上端液相粘度且为已知量。
因此，将公式(18)、(17)、(16)代入公式(15)后可得到井筒单元的上端摩阻系数与井筒单元的上端压力的计算公式。
与求井筒单元的上端摩阻系数与井筒单元的上端压力的计算公式类似，可以求得井筒单元的下端摩阻系数与井筒单元的下端压力的计算公式，本发明在此不做赘述。因此，将井筒单元的上端泡沫密度与井筒单元的上端压力的计算公式和井筒单元的下端泡沫密度与井筒单元的下端压力的计算公式代入公式(6)，即可得到井筒单元的平均摩阻系数与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式。
步骤205中：基于上述关于井筒单元的平均泡沫密度与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式、井筒单元的平均泡沫流速与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式和井筒单元的平均摩阻系数与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式，并根据根据第1段井筒单元的上端压力和预设下端压力，即可确定出第1段井筒单元的压差计算参数。
步骤206：基于第1段井筒单元的压差计算参数，采用压差计算模型，确定第1段井筒单元的计算下端压力。
其中，压差计算模型为井筒单元的上端压力和下端压力的差值与压差计算参数的计算关系。
步骤206中，压差计算模型公式如下：
Figure BDA0001803862950000151
其中，Pi+1为第i段井筒单元的下端压力，Pi为第i段井筒单元的上端压力，ΔH为单段井筒单元的长度，ρm为第i段井筒单元的平均泡沫密度，g为重力系数，fm为第i段井筒单元的平均摩阻系数，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Mt为泡沫质量体积比且为定值，d为注入油管内径，um为第i段井筒单元的平均泡沫流速。
式中，起泡剂溶液的日注量QL、注入油管内径d、泡沫质量体积比Mt和井筒单元的长度ΔH，均为已知量。因此公式(19)为井筒单元的上端压力和下端压力的差值与井筒单元的平均泡沫密度、井筒单元平均泡沫流速和井筒单元平均摩阻系数的计算公式。
因此，在步骤206中，可以基于第1段井筒单元的压差计算参数，采用公式(19)，确定第1段井筒单元的计算下端压力。
步骤207：若计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值大于阈值，则将预设下端压力更新为计算下端压力，并基于更新后的预设下端压力重新计算计算下端压力，直至第1段井筒单元的计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值。
其中，阈值为判断预设下端压力和计算的下端压力偏差的标准，可以根据实际需要设置。
步骤208：若计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，则将计算下端压力作为第1段井筒单元的下端压力。
步骤209：基于第i段井筒单元的上端压力确定第i段井筒单元的预设下端压力。
步骤209包括：将第i段井筒单元的上端压力与设定值之和，作为第i段井筒单元的预设下端压力。
其中，设定值与井筒单元的长度正相关，且设定值为根据实验经验所得。例如本发明实施例中，井筒单元的长度为100m，根据实验经验可知长度为100m的井筒单元的两端的压力差为0.5-0.6Mpa，因此，设定值可以取值为0.5-0.6Mpa。
步骤209中，第i段井筒单元为井筒中的某个非第1段井筒单元，即i大于1。由于各个井筒单元首尾相连，因此可以将第i-1段井筒单元的下端压力作为第i段井筒单元的上端压力。相应地在第i段井筒单元的上端压力上加上设定值设0.5Mpa，即确定出第i段井筒单元的预设下端压力。
步骤210：根据第i段井筒单元的上端压力和预设下端压力，确定第i段井筒单元的压差计算参数。
其中，第i段井筒单元的压差计算参数包括：第i段井筒单元的平均泡沫密度、第i段井筒单元的平均泡沫流速和第i段井筒单元的平均摩阻系数。
本发明实施例中，第i段井筒单元的平均泡沫密度、第i段井筒单元的平均泡沫流速和第i段井筒单元的平均摩阻系数均为井筒单元的上下两端相应参数的算数平均数。
步骤210中：基于步骤205中所述的关于井筒单元的平均泡沫密度与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式、井筒单元的平均泡沫流速与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式和井筒单元的平均摩阻系数与井筒单元的上端压力和下端压力的计算公式，并根据根据第i段井筒单元的上端压力和预设下端压力，即可确定出第i段井筒单元的压差计算参数。
步骤211：基于第i段井筒单元的压差计算参数，采用压差计算模型，确定第i段井筒单元的计算下端压力。
步骤211包括：基于第i段井筒单元的压差计算参数，采用步骤206中所述的公式(19)，确定第i段井筒单元的计算下端压力。
步骤212：判断计算下端压力和预设下端压力之差的绝对值与阈值的大小。
其中，阈值可以根据实际需要设置，例如可以为0.01Mpa。
步骤212包括：在步骤211中确定的计算下端压力上扣除在步骤209中确定预设下端压力，并获取该差值的绝对值。比较该绝对值与阈值的大小。
步骤213：若计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值大于阈值，则将预设下端压力更新为计算下端压力，并基于更新后的预设下端压力重新计算下端压力，直至第i段井筒单元的计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值。
步骤213中，当判断出计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值大于阈值，其意思为预设下端压力和计算的下端压力存在较大的偏差，即预设下端压力不准确。此时需将预设下端压力更新为计算下端压力，并基于更新后的预设下端压力重新确定计算下端压力。然后再次判断重新确定的计算下端压力和重新确定的预设下端压力差值的绝对值与阈值的大小，直至重新确定的计算下端压力和重新确定的预设下端压力差值的绝对值不大于阈值，即表明预设下端压力和计算的下端压力偏差较小，在允许范围内。
步骤214：若计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，则将计算下端压力作为第i段井筒单元的下端压力。
步骤214中，当判断出计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，其意思为预设下端压力和计算的下端压力存在的偏差在可以接受的范围，即预设下端压力准确。此时，可以将计算下端压力作为该井筒单元的下端压力。同时由于井筒单元均为上下累叠而成，因此前一段井筒单元的下端压力与下一段井筒单元的上端压力相同。所以，计算出的下端压力可以作为下一段井筒单元的上端压力。
通过步骤204-214提供的方法可以逐层计算每个井筒单元的上端压力和下端压力。其中，第一段井筒单元的各个参数如下表1所示。并且通过步骤204-214确定出的整个井筒的各个参数如下表2所示：
表1
Figure BDA0001803862950000181
Figure BDA0001803862950000191
表2
Figure BDA0001803862950000201
步骤215：将最后一个井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力。
步骤215中判断当前井筒单元是否为最后一个井筒单元可以根据以下两种方式：
(1)、根据步骤204-214，计算出第1段井筒单元的下端压力后，确定一个累积井筒长度，此时累积井筒长度为一个井筒单元的长度。以后每确定出一个井筒单元的下端压力，则在累积井筒长度中加上一井筒单元的长度。同时每计算出一个井筒单元的下端压力后，比较累积井筒长度与目的层深度进行比较。若累积井筒长度大于目的层深度，则可以确定当前井筒单元不是最后一个井筒单元；若累积井筒长度不大于目的层深度，则可以确定当前井筒单元为最后一个井筒单元。
(2)、确定当前井筒单元为第几个井筒单元，即确定当前井筒单元的序号。同时基于步骤201确定出的井筒单元数量，确定出当前井筒单元的序号是否与井筒单元数量对应的数字相同。若相同，则确定当前井筒单元为最后一个井筒单元；若不相同，则确定当前井筒单元不是最后一个井筒单元。
步骤215包括通过步骤203-214，逐层计算出所有井筒单元的上端压力和下端压力。在计算出最后一个井筒单元的下端压力后，即将最后一个井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力。从而完成泡沫驱地层压力的获取。
需要说明的是，201和202相互独立，即步骤201和202同时进行也可以任一步骤先后进行。而步骤203-215则为先后关系，本发明实施例中，即步骤203到215依次进行。
图3是本发明实施例提供的一种泡沫驱地层压力的获取装置的示意图。如图3所示，该获取装置包括：
划分模块100，用于将井筒划分为多个长度相同的井筒单元；
获取模块200，用于获取泡沫注采参数，泡沫注采参数包括；
计算模块300，用于基于泡沫注采参数，从井筒的井口处为起点，按照以下方式逐段计算每个井筒单元的上端压力和下端压力，直至计算出最后一个井筒单元的下端压力，并将最后一个井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力：
基于第i段井筒单元的上端压力确定第i段井筒单元的预设下端压力；根据第i段井筒单元的上端压力和预设下端压力，确定第i段井筒单元的压差计算参数，第i段井筒单元的压差计算参数包括：第i段井筒单元的平均泡沫密度、第i段井筒单元的平均泡沫流速和第i段井筒单元的平均摩阻系数；基于第i段井筒单元的压差计算参数，采用压差计算模型，确定第i段井筒单元的计算下端压力；若计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值大于阈值，则将预设下端压力更新为计算下端压力，并基于更新后的预设下端压力重新计算计算下端压力，直至第i段井筒单元的计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值；以及，若计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，则将计算下端压力作为第i段井筒单元的下端压力；i为正整数。
在本发明实施例的一种实现方式中，计算模块300还用于采用公式(4)、(10)确定井筒单元的平均泡沫密度。
在本发明实施例的一种实现方式中，计算模块300还用于采用公式(5)、(14)确定井筒单元的平均泡沫流速。
在本发明实施例的一种实现方式中，计算模块300还用于采用公式(6)、(15)确定井筒单元的平均摩阻系数。
在本发明实施例中，计算模块300还用于采用压差计算模型的公式(19)确定井筒单元的下端压力。
在本发明实施例中，计算模块300，还用于在第i段井筒单元的上端压力上加上设定值，确定第i段井筒单元的预设下端压力，设定值与井筒单元的长度正相关。
图4是本发明实施例提供的另一种泡沫驱地层压力的获取装置的示意图。如图4所示，该泡沫驱地层压力的获取装置700可以是计算机等。
通常，泡沫驱地层压力的获取装置700包括有：处理器701和存储器702。
处理器701可以包括一个或多个处理核心，比如4核心处理器、8核心处理器等。处理器701可以采用DSP(Digital Signal Processing，数字信号处理)、FPGA(Field－Programmable Gate Array，现场可编程门阵列)、PLA(Programmable Logic Array，可编程逻辑阵列)中的至少一种硬件形式来实现。处理器701也可以包括主处理器和协处理器，主处理器是用于对在唤醒状态下的数据进行处理的处理器，也称CPU(Central ProcessingUnit，中央处理器)；协处理器是用于对在待机状态下的数据进行处理的低功耗处理器。在一些实施例中，处理器701可以在集成有GPU(Graphics Processing Unit，图像处理器)，GPU用于负责显示屏所需要显示的内容的渲染和绘制。一些实施例中，处理器701还可以包括AI(Artificial Intelligence，人工智能)处理器，该AI处理器用于处理有关机器学习的计算操作。
存储器702可以包括一个或多个计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以是非暂态的。存储器702还可包括高速随机存取存储器，以及非易失性存储器，比如一个或多个磁盘存储设备、闪存存储设备。在一些实施例中，存储器702中的非暂态的计算机可读存储介质用于存储至少一个指令，该至少一个指令用于被处理器701所执行以实现本申请中方法实施例提供的泡沫驱地层压力的获取方法。
在一些实施例中，泡沫驱地层压力的获取装置700还可选包括有：外围设备接口703和至少一个外围设备。处理器701、存储器702和外围设备接口703之间可以通过总线或信号线相连。各个外围设备可以通过总线、信号线或电路板与外围设备接口703相连。具体地，外围设备包括：射频电路704、触摸显示屏705、摄像头706、音频电路707、定位组件708和电源709中的至少一种。
外围设备接口703可被用于将I/O(Input/Output，输入/输出)相关的至少一个外围设备连接到处理器701和存储器702。在一些实施例中，处理器701、存储器702和外围设备接口703被集成在同一芯片或电路板上；在一些其他实施例中，处理器701、存储器702和外围设备接口703中的任意一个或两个可以在单独的芯片或电路板上实现，本实施例对此不加以限定。
显示屏705用于显示UI(User Interface，用户界面)。该UI可以包括图形、文本、图标、视频及其它们的任意组合。当显示屏705是触摸显示屏时，显示屏705还具有采集在显示屏705的表面或表面上方的触摸信号的能力。该触摸信号可以作为控制信号输入至处理器701进行处理。此时，显示屏705还可以用于提供虚拟按钮和/或虚拟键盘，也称软按钮和/或软键盘。在一些实施例中，显示屏705可以为一个，设置泡沫驱地层压力的获取装置700的前面板；在另一些实施例中，显示屏705可以为至少两个，分别设置在泡沫驱地层压力的获取装置700的不同表面或呈折叠设计；在再一些实施例中，显示屏705可以是柔性显示屏，设置在泡沫驱地层压力的获取装置700的弯曲表面上或折叠面上。甚至，显示屏705还可以设置成非矩形的不规则图形，也即异形屏。显示屏705可以采用LCD(Liquid Crystal Display，液晶显示屏)、OLED(Organic Light-Emitting Diode,有机发光二极管)等材质制备。
电源709用于为泡沫驱地层压力的获取装置700中的各个组件进行供电。电源709可以是交流电、直流电、一次性电池或可充电电池。当电源709包括可充电电池时，该可充电电池可以支持有线充电或无线充电。该可充电电池还可以用于支持快充技术。
本领域技术人员可以理解，图4中示出的结构并不构成对泡沫驱地层压力的获取装置700的限定，可以包括比图示更多或更少的组件，或者组合某些组件，或者采用不同的组件布置。
本发明实施例还提供了一种非临时性计算机可读存储介质，当所述存储介质中的指令由泡沫驱地层压力的获取装置的处理器执行时，使得泡沫驱地层压力的获取装置能够执行图1或图2所示实施例提供的泡沫驱地层压力的获取方法。
一种包含指令的计算机程序产品，当其在计算机上运行时，使得计算机执行上述图1或图2所示实施例提供的泡沫驱地层压力的获取方法。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
以上仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种泡沫驱地层压力的获取方法，其特征在于，所述方法包括：
将井筒划分为多个长度相同的井筒单元；
获取泡沫注采参数，所述泡沫注采参数包括：起泡剂溶液的日注量与气体的日注量、起泡剂溶液的相对密度与气体的相对密度、压缩因子、泡沫质量体积比、注入油管的内径和相对粗糙度；
基于所述泡沫注采参数，以所述井筒的井口处为起点，按照以下方式逐段确定每个所述井筒单元的上端压力和下端压力，直至确定出最后一个所述井筒单元的下端压力，并将最后一个所述井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力：
基于第i段所述井筒单元的上端压力确定第i段所述井筒单元的预设下端压力；
根据第i段所述井筒单元的上端压力和所述预设下端压力，确定第i段所述井筒单元的压差计算参数，第i段所述井筒单元的所述压差计算参数包括：第i段所述井筒单元的平均泡沫密度、第i段所述井筒单元的平均泡沫流速和第i段所述井筒单元的平均摩阻系数；
基于第i段所述井筒单元的所述压差计算参数，采用压差计算模型，确定第i段所述井筒单元的计算下端压力；
若所述计算下端压力与所述预设下端压力之差的绝对值大于阈值，则将所述预设下端压力更新为所述计算下端压力，并基于更新后的所述预设下端压力重新计算所述计算下端压力，直至第i段所述井筒单元的计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值；以及，
若所述计算下端压力与所述预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，则将所述计算下端压力作为第i段所述井筒单元的下端压力，i为正整数；
其中，第i段所述井筒单元的平均泡沫密度采用以下公式确定：
ρm＝[ρm(i)+ρm(i+1)]/2，
Figure FDA0003087629280000011
其中，ρm为所述平均泡沫密度，ρm(i)为第i段所述井筒单元的上端泡沫密度，ρm(i+1)为第i段所述井筒单元的下端泡沫密度，ρL为注入液体密度且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，Ti为第i段所述井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，γg为泡沫驱的注入气体的相对密度且为定值；
第i段所述井筒单元的平均泡沫流速采用以下公式确定：
um＝[um(i)+um(i+1)]/2，
Figure FDA0003087629280000021
其中，um为所述平均泡沫流速，um(i)为第i段所述井筒单元的上端泡沫流速，um(i+1)为第i段所述井筒单元的下端泡沫流速，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，Ti为第i段所述井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值；
第i段所述井筒单元的平均摩阻系数采用以下公式确定：
fm＝[fm(i)+fm(i+1)]/2，
Figure FDA0003087629280000022
其中，fm为所述平均摩阻系数，fm(i)为第i段所述井筒单元的上端摩阻系数，fm(i+1)为第i段所述井筒单元的下端摩阻系数，e/d为注入油管的相对粗糙度且为定值，Re(i)为第i段所述井筒单元的上端的雷诺数；
所述压差计算模型为：
Figure FDA0003087629280000023
其中，Pi+1为第i段所述井筒单元的下端压力，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，ΔH为单个所述井筒单元的长度，ρm为所述平均泡沫密度，g为重力系数，fm为所述平均摩阻系数，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Mt为泡沫质量体积比且为定值，d为注入油管内径，um为所述平均泡沫流速。
2.根据权利要求1所述的获取方法，其特征在于，所述基于第i段所述井筒单元的上端压力确定第i段所述井筒单元的预设下端压力，包括：
将第i段所述井筒单元的上端压力与设定值之和，作为第i段所述井筒单元的预设下端压力，所述设定值与所述井筒单元的长度正相关。
3.一种泡沫驱地层压力的获取装置，其特征在于，所述获取装置包括：
划分模块，用于将井筒划分为多个长度相同的井筒单元；
获取模块，用于获取泡沫注采参数，所述泡沫注采参数包括：起泡剂溶液的日注量与气体的日注量、起泡剂溶液的相对密度与气体的相对密度、压缩因子、泡沫质量体积比、注入油管的内径和相对粗糙度；
计算模块，用于基于所述泡沫注采参数，以所述井筒的井口处为起点，按照以下方式逐段确定每个所述井筒单元的上端压力和下端压力，直至确定出最后一个所述井筒单元的下端压力，并将最后一个所述井筒单元的下端压力作为泡沫驱地层压力：
基于第i段所述井筒单元的上端压力确定第i段所述井筒单元的预设下端压力；根据第i段所述井筒单元的上端压力和所述预设下端压力，确定第i段所述井筒单元的压差计算参数，第i段所述井筒单元的所述压差计算参数包括：第i段所述井筒单元的平均泡沫密度、第i段所述井筒单元的平均泡沫流速和第i段所述井筒单元的平均摩阻系数；基于第i段所述井筒单元的所述压差计算参数，采用压差计算模型，确定第i段所述井筒单元的计算下端压力；若所述计算下端压力与所述预设下端压力之差的绝对值大于阈值，则将所述预设下端压力更新为所述计算下端压力，并基于更新后的所述预设下端压力重新计算所述计算下端压力，直至第i段所述井筒单元的计算下端压力与预设下端压力之差的绝对值不大于阈值；以及，若所述计算下端压力与所述预设下端压力之差的绝对值不大于阈值，则将所述计算下端压力作为第i段所述井筒单元的下端压力，i为正整数；
其中，所述计算模块，还用于采用以下公式确定第i段所述井筒单元的平均泡沫密度，
ρm＝[ρm(i)+ρm(i+1)]/2，
Figure FDA0003087629280000041
其中，ρm为所述平均泡沫密度，ρm(i)为第i段所述井筒单元的上端泡沫密度，ρm(i+1)为第i段所述井筒单元的下端泡沫密度，ρL为注入液体密度且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，Ti为第i段所述井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，γg为泡沫驱的注入气体的相对密度且为定值；
所述计算模块，还用于采用以下公式确定第i段所述井筒单元的平均泡沫流速，
um＝[um(i)+um(i+1)]/2，
Figure FDA0003087629280000042
其中，um为所述平均泡沫流速，um(i)为第i段所述井筒单元的上端泡沫流速，um(i+1)为第i段所述井筒单元的下端泡沫流速，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Qg为气体的日注量且为定值，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，Ti为第i段所述井筒单元的上端温度，Z为气体压缩因子且为定值；
所述计算模块，还用于采用以下公式确定第i段所述井筒单元的平均摩阻系数，
fm＝[fm(i)+fm(i+1)]/2，
Figure FDA0003087629280000043
其中，fm为所述平均摩阻系数，fm(i)为第i段所述井筒单元的上端摩阻系数，fm(i+1)为第i段所述井筒单元的下端摩阻系数，e/d为注入油管的相对粗糙度且为定值，Re(i)为第i段所述井筒单元的上端的雷诺数；
所述计算模块，还用于采用所述压差计算模型确定所述第i段所述井筒单元的下端压力，
Figure FDA0003087629280000051
其中，Pi+1为第i段所述井筒单元的下端压力，Pi为第i段所述井筒单元的上端压力，ΔH为单个所述井筒单元的长度，ρm为所述平均泡沫密度，g为重力系数，fm为所述平均摩阻系数，QL为起泡剂溶液的日注量且为定值，Mt为泡沫质量体积比且为定值，d为注入油管内径，um为所述平均泡沫流速。
4.根据权利要求3所述的获取装置，其特征在于，所述计算模块，还用于将第i段所述井筒单元的上端压力与设定值之和，作为第i段所述井筒单元的预设下端压力，所述设定值与所述井筒单元的长度正相关。
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