CN110924935A - 致密油藏井底流压调控方案确定方法、装置和设备 - Google Patents

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Abstract

本申请提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定方法、装置和设备，其中，该方法包括：获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料；根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参数和所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型；利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型；基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果；根据所述求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案。本申请实施例中，在对井底流压进行调控时考虑了致密油藏的特殊性和非均质特征，并且具有较强的可操作性和实用性，能够更高效地对致密油藏进行开发。

Description

致密油藏井底流压调控方案确定方法、装置和设备
技术领域
本申请涉及石油开发技术领域，特别涉及一种致密油藏井底流压调控方案确定方法、装置和设备。
背景技术
致密油是一种非常规石油资源，现已成为全球非常规油气发展的新亮点。但由于致密储层本身的物性很差(地下覆压基质渗透率<0.1×10-3μm2)，因此致密油开发难度极高，单井通常无自然产能或自然产能显著低于工业油流下限。而油藏内压力系统的动用情况直接决定了致密油田开发的最终效果，因此井底流压的合理调控对充分利用地层天然能量、获得最佳的经济效益至关重要。
现有技术中通常将生产压差作为调控对象进行致密油藏衰竭式开发，并基于致密油藏溶解气驱的物理模拟实验得到允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率关系曲线，以此来确定合理的生产压差。其中，采用物理模拟实验确定合理生产压差时采用的样品仅为岩心尺度(长度小于10厘米)，模拟结果过于理想化，从而无法真实反映油藏尺度(长度达数千米)上储层的非均质性特征。并且由于生产压差是油藏压力与井底流压之差，而在实际致密油藏开发过程中，天然能量会不断消耗从而造成油藏压力不断降低，因此采用生产压差进行调控时需要首先确定某一时刻的油藏压力，然而该变量难以确定，从而无法直接利用生产压差对油井的工作制度进行调控，限制了油田现场的实际应用。因此，现有的致密油藏开发方法不具有实用性和可操作性，无法高效地对致密油藏进行开发。
针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。
发明内容
本申请实施例提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定方法、装置和设备，以解决现有的致密油藏开发方法不具有实用性和可操作性，无法高效地对致密油藏进行开发的问题。
本申请实施例提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定方法，包括：获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料；根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参和所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型；利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型；基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果；根据所述求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案。
在一个实施例中，根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参数和所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型，包括：根据所述致密油藏的地质参数，利用地质建模算法建立致密油藏的精细地质模型；将所述致密油藏的精细地质模型导入致密油藏数值模拟器中；根据所述致密油藏的岩石与流体参数设置所述致密油藏数值模拟器中的参数值；在所述致密油藏数值模拟器中输入所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型。
在一个实施例中，利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型，包括：设定目标优化函数，其中，所述目标优化函数用于使预设时间段内的累积产油量最高，所述预设时间段内的累积产油量是利用所述目标井开采的数值模拟模型进行预测得到的；将所述目标井在所述预设时间段内各个时刻的井底流压数值作为优化变量；将所述目标井底流压数值允许达到的最低值和最高值作为约束条件；根据所述目标优化函数、所述优化变量和所述约束条件，建立所述井底流压优化数学模型。
在一个实施例中，基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果，包括：获取当前劈分级数，并根据所述当前劈分级数确定所述当前劈分级数下的总调控步数；获取在所述当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；将在所述当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值分别作为所述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值；根据所述当前劈分级数下的总调控步数，确定所述当前劈分级数下的井底流压优化数学模型；基于所述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值，利用所述优化算法对所述当前劈分级数下的井底流压优化数学模型进行求解，得到所述当前劈分级数下的最高累积产油量和所述当前劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值。
在一个实施例中，在得到所述当前劈分级数下的最高累积产油量和所述当前劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值之后，还包括：确定所述当前劈分级数下的最高累积产油量与所述当前劈分级数的上一级劈分级数下的最高累积产油量之间的差值和所述当前劈分级数下的最高累积产油量的比值是否在预设范围内；在确定所述比值在所述预设范围内的情况下，结束对所述井底流压优化数学模型的求解。
在一个实施例中，根据所述当前劈分级数确定所述当前劈分级数下的总调控步数，包括：获取所述当前劈分级数的上一级劈分级数下的各个调控步和劈分因子；将所述当前劈分级数的上一级劈分级数下的各个调控步等分为预设数量个调控步，得到等分后的多个调控步，所述预设数量为所述劈分因子的值；将所述等分后的多个调控步作为所述当前劈分级数下的多个调控步；根据所述等分后的多个调控步，确定所述当前劈分级数下的总调控步数。
在一个实施例中，根据所述求解结果，确定目标井的井底流压调控方案，包括：获取各个劈分级数下的最高累积产油量和各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；根据所述各个劈分级数下的最高累积产油量，确定最优调控步数；根据所述最优调控步数和预设时间段确定最优调控周期；根据所述各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值，确定所述最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值；将所述最优调控步数、所述最优调控周期和所述最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值作为所述目标井的井底流压调控方案。
在一个实施例中，所述致密油藏地质参数包括以下至少之一：所述目标井的构造等值线图、断层的轨迹数据、砂体厚度分布等值图、有效厚度分布等值图、孔隙度分布等值图、基质原始渗透率分布等值图、隔夹层分布图、油藏中部深度、油藏厚度；所述致密油藏岩石与流体参数包括以下至少之一：原油组分、流体的高压物性数据、流体黏度、储层原始压力、泡点压力、初始含水饱和度、相渗曲线、基质非线性渗流参数和基质应力敏感系数；所述多级压裂水平井资料包括以下至少之一：水平井井身轨迹数据、压裂级数、压裂缝半长、压裂缝宽度、压裂缝高度、压裂缝渗透率、压裂缝导流能力随有效应力的变化曲线和次生裂缝导流能力范围。
本申请实施例还提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定装置，包括：获取模块，用于获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料；第一建立模块，用于根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参数和所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型；第二建立模块，用于利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型；求解模块，用于基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果；确定模块，用于根据所述求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案。
在一个实施例中，所述第一建立模块，包括：第一建立单元，用于根据所述致密油藏地质参数，利用地质建模算法建立致密油藏的精细地质模型；导入单元，用于将所述致密油藏的精细地质模型导入致密油藏数值模拟器中；设置单元，用于根据所述致密油藏岩石与流体参数设置所述致密油藏数值模拟器中的参数值；第二建立单元，用于在所述致密油藏数值模拟器中输入所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型。
在一个实施例中，所述第二建立模块，包括：设定单元，用于设定目标优化函数，其中，所述目标优化函数用于使预设时间段内的累积产油量最高，所述预设时间段内的累积产油量是利用所述目标井开采的数值模拟模型进行预测得到的；第一处理单元，用于将所述目标井在所述预设时间段内各个时刻的井底流压数值作为优化变量；第二处理单元，用于将所述目标井井底流压数值允许达到的最低值和最高值作为约束条件；模型建立单元，用于将所述目标优化函数、所述优化变量和所述约束条件作为所述井底流压优化数学模型。
在一个实施例中，所述求解模块，包括：第三处理单元，用于获取当前劈分级数，并根据所述当前劈分级数确定所述当前劈分级数下的总调控步数；第一获取单元，用于获取在所述当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；第四处理单元，用于将在所述当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值分别作为所述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值；第一确定单元，用于根据所述当前劈分级数下的总调控步数，确定所述当前劈分级数下的井底流压优化数学模型；第五处理单元，用于基于所述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值，利用所述优化算法对所述当前劈分级数下的井底流压优化数学模型进行求解，得到所述当前劈分级数下的最高累积产油量和所述当前劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值。
在一个实施例中，所述确定模块，包括：参数获取单元，用于获取各个劈分级数下的最高累积产油量和各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；最优调控步数确定单元，用于根据所述各个劈分级数下的最高累积产油量，确定最优调控步数；最优调控周期确定单元，用于根据所述最优调控步数和预设时间段确定最优调控周期；最优井底流压数值确定单元，用于根据所述各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值，确定所述最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值；第七处理单元，用于将所述最优调控步数、所述最优调控周期和所述最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值作为所述目标井的井底流压调控方案。
本申请实施例还提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定设备，包括处理器以及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现所述致密油藏井底流压调控方案确定方法的步骤。
本申请实施例还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，所述指令被执行时实现所述致密油藏井底流压调控方案确定方法的步骤。
本申请实施例提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定方法，可以通过获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料，并根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参数和所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型，从而使得建立的目标井开采的数值模拟模型充分考虑了油藏尺度的储层非均质特征和致密油的特殊性，更能反映实际油藏的生产动态。利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型，并基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果。进而可以根据所述求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案，能够实现油藏开发过程中井底流压的动态调控，保证获得最佳的经济效益。将井底流压作为调控对象具有较强的可操作性和实用性，而且考虑了致密油藏的非线性渗流特性和非均质特征，能够更加准确地对井底流压进行调控，从而更高效地对致密油藏进行开发。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本申请的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本申请的限定。在附图中：
图1是根据本申请实施例提供的致密油藏井底流压调控方案确定方法的步骤示意图；
图2是根据本申请具体实施例提供的致密油藏井底流压调控方案确定方法的示意图；
图3是根据本申请具体实施例提供的致密油藏精细地质模型的示意图；
图4是根据本申请具体实施例提供的调控步数为1时的寻优过程的示意图；
图5是根据本申请具体实施例提供的调控步数为2时的寻优过程的示意图；
图6是根据本申请具体实施例提供的调控步数为2时的最优井底流压示意图；
图7是根据本申请具体实施例提供的调控步数为4时的最优井底流压示意图；
图8(a)是根据本申请具体实施例提供的总调控步数为4的情况下寻优过程的示意图；
图8(b)是根据本申请具体实施例提供的总调控步数为8的情况下寻优过程的示意图；
图8(c)是根据本申请具体实施例提供的总调控步数为16的情况下寻优过程的示意图；
图9是根据本申请具体实施例提供的不同调控步数下的累积产油量对比柱状图；
图10是根据本申请具体实施例提供的调控步数为8时各个调控步下的最优井底流压数值；
图11是根据本申请实施例提供的致密油藏井底流压调控方案确定装置的结构示意图；
图12是根据本申请实施例提供的致密油藏井底流压调控方案确定设备的结构示意图。
具体实施方式
下面将参考若干示例性实施方式来描述本申请的原理和精神。应当理解，给出这些实施方式仅仅是为了使本领域技术人员能够更好地理解进而实现本申请，而并非以任何方式限制本申请的范围。相反，提供这些实施方式是为了使本申请公开更加透彻和完整，并且能够将本公开的范围完整地传达给本领域的技术人员。
本领域的技术人员知道，本申请的实施方式可以实现为一种系统、装置设备、方法或计算机程序产品。因此，本申请公开可以具体实现为以下形式，即：完全的硬件、完全的软件(包括固件、驻留软件、微代码等)，或者硬件和软件结合的形式。
考虑到现有技术中通常将生产压差作为调控对象进行致密油藏衰竭式开发，并基于致密油藏溶解气驱的物理模拟实验得到允许低于泡点压力的最大合理生产压差与渗透率关系曲线，以此来确定合理的生产压差。而生产压差是油藏压力与井底流压之差，而在实际致密油藏开发过程中，天然能量会不断消耗从而造成油藏压力不断降低，因此采用生产压差进行调控时需要首先确定某一时刻的油藏压力，然而该变量难以确定，从而无法直接利用生产压差对油井的工作制度进行调控，限制了油田现场的实际应用。因此，将生产压差作为调控对象进行致密油藏开发的方法不具有实用性和可操作性，而致密油藏内压力系统的动用情况直接决定了油田开发的最终效果，因此，井底流压的合理调控，对充分利用地层天然能量、获得最佳的经济效益至关重要。
基于以上问题，本发明实施例提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定方法，如图1所示，可以包括以下步骤：
S101：获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料。
在建立目标井开采的数值模拟模型之前，可以先获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数、多级压裂水平井资料，在一个实施例中，可以从目标井地质勘探资料、测井曲线等资料中获取，具体的获取方式可以根据实际情况确定，本申请对此不作限定。
在一个实施例中，上述目标井所在致密油藏的地质参数可以用于表征目标井的地质构造情况，可以包括但不限于以下至少之一：目标井的构造等值线图、断层的轨迹数据、砂体厚度分布等值图、有效厚度分布等值图、孔隙度分布等值图、基质原始渗透率分布等值图、隔夹层分布图、油藏中部深度、油藏厚度。
在一个实施例中，上述目标井所在致密油藏的岩石与流体参数可以包括但不限于以下至少之一：原油组分、流体的高压物性数据、流体黏度、储层原始压力、泡点压力、初始含水饱和度、相渗曲线、基质非线性渗流参数和基质应力敏感系数，其中，上述流体黏度包括：原油黏度、水黏度和气体黏度。
对于非常规油气藏，可以采用水平井多级压裂技术，以提高非常规油气藏的开发效果。在一个实施例中，上述目标井的多级压裂水平井资料可以包括但不限于以下至少之一：水平井井身轨迹数据、压裂级数、压裂缝半长、压裂缝宽度、压裂缝高度、压裂缝渗透率、压裂缝导流能力随有效应力的变化曲线和次生裂缝导流能力范围。其中，水平井是指井斜角达到或接近90°，井身沿着水平方向钻进一定长度的井。
S102：根据致密油藏的地质参数、致密油藏的岩石与流体参数和多级压裂水平井资料，建立目标井开采的数值模拟模型。
在一个实施例中，可以根据上述获取的致密油藏地质参数、致密油藏岩石与流体参数、多级压裂水平井资料，建立目标井开采的数值模拟模型。其中，上述目标井开采的数值模拟模型是指利用计算机求解目标井开采的数学模型，可以用于模拟地下油水流动，从而给出某时刻油水分布，以预测油藏生产动态(如产油量等)。
在具体的实施过程中，可以根据致密油藏地质参数，利用地质建模算法建立致密油藏的精细地质模型，并将致密油藏的精细地质模型导入致密油藏数值模拟器中。可以根据上述致密油藏岩石与流体参数设置致密油藏数值模拟器中的参数值，以及在致密油藏数值模拟器中输入上述多级压裂水平井资料，从而建立目标井开采的数值模拟模型。
本说明书一些实施例中，上述目标井开采的数值模拟可以包括：建立数学模型、建立数值模型和建立计算机模型。其中建立数学模型主要是根据质量守恒定律建立致密油藏中流体渗流的偏微分方程组，并将该方程组与相应的辅助方程、定解条件(初始条件、边界条件)结合构成一个完整的数学模型。在建立数学模型的环节，可以将致密储层的非线性渗流机理、基质的应力敏感效应和压裂缝的动态闭合现象等因素考虑在内，以使优化结果更加准确，并使预测得到的累积产油量能够真实反映实际油藏的生产动态。
本说明书一些实施例中，建立数值模型可以包括：(1)离散化，将连续的偏微分方程组转换成离散的有限差分方程组；(2)线性化，将有限差分方程组中的非线性系数项线性化，从而得到线性代数方程组；(3)对线性代数方程组进行求解，常用方法可以包括但不限于：直接求解法和迭代求解法。进一步的，可以建立计算机模型，计算机模型就是将数学模型的数值求解过程编制成计算机程序，以便通过计算机快速模拟得到结果。计算机模型中可以包括但不限于以下至少之一：资料的输入、方程组的构建、方程组的求解、结果输出等。上述计算机程序可以称为油藏数值模拟器或者油藏数值模拟软件。
S103：利用目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型。
由于油藏内压力系统的动用情况直接决定了油田开发的最终效果，因此，井底流压的合理调控对充分利用地层天然能量、获得最佳的经济效益至关重要。为了确定最优的井底流压调控方案，可以利用上述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型，其中，上述井底流压优化数学模型中可以包括但不限于以下至少之一：目标优化函数、优化变量、约束条件。
在一个实施例中，可以设定目标优化函数，其中，上述目标优化函数设定的目的是使模型的求解结果达到预设时间段内的累积产油量最高。上述预设时间段内的累积产油量可以采用上述目标井开采的数值模拟模型进行预测得到的，当然也可以采用其它可能的方式确定上述预设时间段内的累积产油量，具体的可以根据实际情况确定，本申请对此不作限定。
在一个实施例中，上述预设时间段可以为任意大于0的数值，其单位可以为：年、月、日、小时、分钟、秒等，具体的可以根据实际情况确定，本申请对此不作限定。例如：在希望调控目标井生产5年的累积产油量的情况下，其目标优化函数就是使目标井生产5年的累积产油量最高，对应的预设时间段为5年。
由于是将井底流压作为调控对象进行致密油藏衰竭开发，因此，可以将目标井在上述预设时间段内各个时刻的井底流压数值作为优化变量。并将目标井的井底流压数值允许达到的最低值和最高值作为约束条件，本说明书一些实施例中，可以将原始油藏压力作为目标井的井底流压数值允许达到的最高值，并将原始油藏泡点压力的1/4作为目标井的井底流压数值允许达到的最低值。
进一步的，可以将上述目标优化函数、优化变量和约束条件作为上述井底流压优化数学模型。
S104：基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果。
在一个实施例中，为了寻求最优解可以对预设时间段进行逐级劈分，对应的劈分级数可以从0开始计数，并逐级利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果，其中，上述求解结果可以包括：各个劈分级数下的最高累积产油量和各劈分级数下的各个调控步对应的最优井底流压数值。
上述优化算法可以包括但不限于以下至少之一：遗传算法、模式搜索算法、多级协调搜索算法、自适应协方差矩阵进化算法等。不同优化算法的性能各不相同，本申请中的优化问题具有目标优化函数高度非线性、获取导数困难、解平面粗糙、多极值、不连续等特点，因此，在具体的实施过程中可以根据优化问题的特点选择使用哪一种优化算法，本申请对此不作限定。
在具体的实施过程中，可以获取当前劈分级数，并根据当前劈分级数确定当前劈分级数下的总调控步数。具体的，可以获取当前劈分级数的上一级劈分级数下的各个调控步和劈分因子，其中，上述劈分因子可以为大于等于2的正整数，例如：2、3等，具体的可以根据实际情况确定，本申请对此不作限定。在一个实施例中，各个劈分级数下的劈分因子可以均是相同的，当然也可以根据实际需求灵活设置不同劈分级数下的劈分因子数值，本申请对此不作限定。
并将当前劈分级数的上一级劈分级数下的各个调控步等分为预设数量个调控步，得到等分后的多个调控步，其中，上述预设数量为劈分因子的值。从而可以将得到的等分后的多个调控步作为当前劈分级数下的调控步，并且可以根据等分后的多个调控步，确定当前劈分级数下的总调控步数。例如：当前劈分级数为1，当前劈分级数的上一级劈分级数为0，劈分级数为0时的总调控步数为1。在劈分因子为2的情况下，将劈分级数为0的各个调控步等分为2个。因为劈分级数为0时的总调控步数为1，对应的等分得到2个调控步。因此，当前劈分级数为1时的总调控步数为2。
进一步的，由于求解可以得到在各个劈分级数下的各个调控步对应的最优井底流压，因此，可以获取在当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的井底流压数值，并将在当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值分别作为当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值。
例如：劈分级数为0时的总调控步数为1，此时最优井底流压数值为P1 *；劈分级数为1时，将劈分级数为0的1个调控步等分为2个，将P1 *作为劈分级数为1时2个调控步下的初始井底流压数值；劈分级数为2时，将劈分级数为1时的2个调控步分别等分为2个，由于劈分级数为1时的2个调控步下的最优井底流压数值分别为
Figure BDA0002284116940000101
Figure BDA0002284116940000102
因此，可以将
Figure BDA0002284116940000103
作为
Figure BDA0002284116940000104
对应的调控步等分得到2个调控步下的初始井底流压数值，并将
Figure BDA0002284116940000105
作为
Figure BDA0002284116940000106
对应的调控步等分得到2个调控步下的初始井底流压数值，以此类推。
在一个实施例中，可以根据上述当前劈分级数下的总调控步数，确定当前劈分级数下的井底流压优化数学模型，即可以根据上述当前劈分级数下的总调控步数确定当前劈分级数下的约束条件。可以基于上述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值，利用优化算法对确定的当前劈分级数下的井底流压数学模型进行求解，求解可以得到当前劈分级数下的最高累积产油量和所述当前劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值。
在得到当前劈分级数下的求解结果之后，可以确定当前劈分级数下的最高累积产油量与当前劈分级数的上一级劈分级数下的最高累积产油量之间的差值和当前劈分级数下的最高累积产油量的比值是否在预设范围内，当确定上述比值在预设范围内的情况下，可以结束对井底流压优化数学模型的求解，进入步骤S105；如果比值不在上述预设范围内，则继续进行下一级的求解，直至计算得到的比值在预设范围内。在一个实施例中，也可以计算二者之间比值的百分比，具体的可以根据实际情况确定，本申请对此不作限定。其中，上述预设范围可以为大于0的数值，优选的可以为0.1、0.1％，具体的数值可以根据实际情况确定，本申请对此不作限定。
在不同的调控步数下，可以得到不同的最高累积产油量。调控步数越多，对井底流压调控的越精细，此时得到的最高累积产油量也就越高，因此能够实现油藏在开发过程中井底流压的动态调控。但随着总调控步数增加，最高累积产油量的增加幅度也会逐渐减小，表明随着劈分的进行，优化效果逐渐变差，当调控步数增大到一定值以后，此时无需再进行下一级的劈分。由此可见，基于多级劈分策略利用优化算法，可以得到各个劈分级数下的最高累积产油量和各个调控步下的最优井底流压数值。
S105：根据求解结果，确定目标井的井底流压调控方案。
在得到各个劈分级数下的求解结果之后，可以对比各个劈分级数下的求解结果，从而确定目标井的井底流压调控方案。
在具体的实施过程中，可以获取各个劈分级数下的最高累积产油量和各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值，并根据各个劈分级数下的最高累积产油量，确定最优调控步数。可以根据最优调控步数和预设时间段确定最优调控周期，根据各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值，确定最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值。可以将上述最优调控步数、最优调控周期和最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值作为目标井的井底流压调控方案。
在一个实施例中，可以对比不同劈分级数下的最高累积产油量，具体的，可以绘制最高累积产油量随总调控步数变化的柱状图，结合油田现场实际需要确定最优调控步数和对应的调控周期。确定上述最优调控步数时，可以将柱状图中最高累积产油量最大值对应的调控步数作为最优调控步数。上述调控周期的计算公式为：Δtl＝t/n，其中，t为上述预设时间段；n为调控总步数；Δtl为劈分级数为l时的调控周期。
但是随着总调控步数增加，最高累积产油量的增加幅度也会逐渐减小，表明随着劈分的进行，优化效果逐渐变差，此时需要综合考虑开发成本等因素来确定最优调控步数，以获得最佳的经济效益，而不能单独考虑最高累积产油量这一个因素。
从以上的描述中，可以看出，本申请实施例实现了如下技术效果：可以通过获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料，并根据所述致密油藏地质参数、所述致密油藏岩石与流体参数、所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型，从而使得建立的目标井开采的数值模拟模型充分考虑了油藏尺度的储层非均质特征和致密油的特殊性，更能反映实际油藏的生产动态。利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型，并基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果。进而可以根据所述求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案，可以实现油藏在开发过程中井底流压的动态调控，保证获得最佳的经济效益。将井底流压作为调控对象具有较强的可操作性和实用性，而且考虑了致密油藏的非线性渗流、应力敏感等特殊性和非均质特征，能够更加准确地对井底流压进行调控，从而更高效对致密油藏进行开发。
下面结合一个具体实施例对上述方法进行说明，然而，值得注意的是，该具体实施例仅是为了更好地说明本申请，并不构成对本申请的不当限定。
本发明实施例提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定方法，如图2所示，可以包括：
步骤1：收集致密油藏地质参数、岩石与流体参数、多级压裂水平井资料。油藏的基本物性参数(包括：致密油藏地质参数、岩石与流体参数)如表1所示。目标水平井一共压裂18级，其中，第一级压裂缝的基本参数如表2所示。
表1油藏及流体物性参数
参数 数值 单位
油藏中部深度 3087 m
油藏厚度 20 m
孔隙度 10.99％ 百分数
原油黏度 5 mPa·s
储层原始压力 40 MPa
泡点压力 15.6 MPa
初始含水饱和度 0.2 \
基质渗透率 0.01 10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup>
天然裂缝渗透率 5 10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup>
步骤2：建立致密油藏多级压裂水平井开采的数值模拟模型。
根据收集的致密油藏地质参数，利用地质建模算法建立致密油藏的精细地质模型，如图3所示，横纵坐标的单位均为：米。进一步的，将致密油藏的精细地质模型导入致密油藏数值模拟器中，并在致密油藏数值模拟器中设置岩石与流体参数，输入各级压裂水平井资料，从而建立致密油藏多级压裂水平井开采的数值模拟模型。
表2第一级压裂缝的基本参数
Figure BDA0002284116940000131
上述致密油藏数值模拟器的设置考虑了致密储层的非线性渗流机理、基质的应力敏感效应和压裂缝的动态闭合现象。
其中，致密储层的非线性渗流机理可以采用下式描述：
Figure BDA0002284116940000132
上式中，
Figure BDA0002284116940000133
为渗流速度，cm/s；km为储层基质渗透率，μm2；μ为流体黏度，mPa·s；ξ1、ξ2为非线性渗流系数，10-1MPa/cm；
Figure BDA0002284116940000134
为压力梯度，10-1MPa/cm。
上述致密储层基质的应力敏感效应可以采用下式描述：
Figure BDA0002284116940000135
上式中，km为储层基质渗透率，μm2；ki为基质的原始渗透率，μm2；αk为应力敏感系数，MPa-1；pi为储层原始压力，MPa；p为储层当前压力，MPa。
上述致密储层的压裂缝的动态闭合现象采用裂缝导流能力随压力的动态变化来表示，如下式所示：
Cf＝Kfwf
Kf＝KfiA(pfi-pf)-B
Figure BDA0002284116940000141
式中，Cf为压裂缝的导流能力，μm2·m；Kf为压裂缝的渗透率，μm2；Kfi为储层原始压力下压裂缝的渗透率，μm2；wf为压裂缝的宽度，mm；wfi为原始的压裂缝宽度，mm；pfi为压裂缝内流体的原始压力，MPa；pf为当前时刻下压裂缝内流体的压力，MPa；A、B为压裂缝渗透率敏感系数，MPa-1。
步骤3：建立致密油藏多级压裂水平井开采井底流压优化数学模型。
设置目标优化函数为预设时间段内的累积产油量最高，可以采用下式表示：
max J＝Q
上式中，J为目标优化函数；Q为预设时间段内的累积产油量；max J为预设时间段内的累积产油量最高。在一个实施例中可以选取开始生产后5年内的累积产油量最高作为目标优化函数。优化过程中预设时间段内的累积产油量Q是利用上述致密油藏多级压裂水平井开采的数值模拟模型预测得到的。
设置优化变量为不同时刻的井底流压数值；设置约束条件为井底压力允许达到的最低值Pmin和最高值Pmax，较优地，Pmin为原油泡点压力的1/4，Pmax为原始油藏压力。因此，该模型的约束条件可以表示为：
Figure BDA0002284116940000142
步骤4：基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解。
首先设置劈分级数l＝0，保持5年内的井底流压不变，即调控步数n＝1。将井底流压用p1表示，则调控步数n＝1的情况下，致密油藏多级压裂水平井开采井底流压优化数学模型为：
max J＝Q
s.t.Pmin≤p1≤Pmax
然后利用优化算法对该模型进行求解。由于该优化问题具有目标优化函数高度非线性、获取导数困难，解平面粗糙、多极值、不连续等特点，因此，为了保证模型求解的效率和准确性，在一个实施例中，可以采用自适应协方差矩阵进化算法。由于自适应协方差矩阵进化算法是随机性算法，每次寻优结果不同，因此需要针对同一个模型重复进行多次优化求解，并根据解的平均值确定该模型的最优解和最高累积产油量。调控步数为1时的寻优过程如图4所示，图中横坐标为迭代步数，阴影区域为10次重复优化求解所得到的每一个迭代步的最小目标优化函数值和最大目标优化函数值所构成的区间。由图4可以看出，调控步数为1时，迭代75次后得到最优值。此时最优的井底流压为P1 *＝9.98MPa，累积产油量J0与优化前相比增加了4.6％，开发效果得到明显改善。
设置劈分级数l＝1，将劈分级数l＝0时的每个调控步等分为ns个调控步。劈分因子ns＝2，因此，在劈分级数l＝1的情况下，总调控步数n＝2。并以l＝0时优化得到的最优的井底流压为作为劈分得到的2个调控步下井底流压的初始值，即
p21 init＝p22 init＝P1 *
式中，p21 init、p22 init为劈分级数l＝1时2个调控步下井底流压的初始值。对应的，此时致密油藏多级压裂水平井开采井底流压优化数学模型为：
max J＝Q
s.t.Pmin≤p22≤p21≤Pmax
上式中p21、p22分别为2个调控步下井底流压的数值。同样采用自适应协方差矩阵进化算法对所该模型进行求解，得到劈分级数l＝1时的最高累积产油量J1和最优井底流压调控方案。图5为劈分级数l＝1(调控步数为2)时的寻优过程，其中，横坐标为迭代步数，阴影区域为多次重复优化求解所得到的每一个迭代步的最小目标优化函数值和最大目标优化函数值所构成的区间，在迭代70次后达到最高累积产油量，此时最优的井底流压如图6所示。可以发现，在所研究的5年时间内，井底流压被分为两段进行调控，即每个调控步长为30个月。与劈分级数l＝0时的调控效果相比，该方案更有利于致密油藏的开发，累积产油量从9086m3增加到9250m3，开发效果明显提升。
设置劈分级数l＝2，将劈分级数l＝1时的每个调控步等分为ns个调控步。劈分因子ns＝2，因此，在劈分级数l＝2时，总调控步数n＝4。并将l＝1时优化得到的每个调控步下的井底流压数值分别作为l＝1时的每个调控步等分得到的ns个调控步下井底流压的初始值。则此时致密油藏多级压裂水平井开采井底流压优化数学模型为：
max J＝Q
s.t. Pmin≤P44≤P43≤P42≤P41≤Pmax
上式中P41、P42、P43、P44分别为4个调控步下井底流压的数值。采用自适应协方差矩阵进化算法对所该模型进行求解，可以得到最高的累积产油量J2和劈分级数l＝2时的最优井底流压调控方案，其中，劈分级数l＝2时的最优井底流压调控方案如图7中所示。
以此类推，设置劈分级数l，将劈分级数l-1时的每个调控步等分为ns个调控步，此时总的调控步数为ns l。并以l-1时优化得到的每个调控步下的井底流压数值作为劈分得到的ns个调控步下的井底流压的初始值。此时致密油藏多级压裂水平井开采井底流压优化数学模型的目标优化函数为max J＝Q，约束条件如表3所示：
表3不同调控步数下的优化变量及约束条件
Figure BDA0002284116940000161
利用自适应协方差矩阵进化算法对致密油藏多级压裂水平井开采井底流压优化数学模型进行求解，记录每个调控步数下的最高累积产油量Jl。当劈分级数为l时获得的最高累积产油量数值Jl与劈分级数l-1获得的最高累积产油量数值Jl-1之间的差值和Jl比值的百分比在0.1％以内时，结束求解过程。
图8(a)、(b)、(c)分别是总调控步数为4、8、16情况下的寻优过程，从图8(a)、(b)、(c)中可以看出不同调控步数下寻优过程的差异主要体现在收敛速度和最优值两方面。随着调控步数的增加，收敛所需要的迭代次数从100次增加到650次，说明寻优过程的收敛速度逐渐减慢。然而最优值随调控步数的增加逐渐增大，但增加幅度越来越小，表明随着劈分的进行，优化效果逐渐变差。
在不同的调控步数下，可以得到不同的最高累积产油量，如J1、J2、J3等。调控步数越多，对井底流压调控的越精细，此时得到的最高累积产油量也就越高。但当调控步数增大到一定值以后，最高累积产油量的变化幅度已经很小了，此时便无需再进一步增大调控步数了。通过该优化过程，即可得到最优的调控步数和井底流压数值。
步骤5：根据求解结果，对比不同调控步数下的寻优效果，确定最优的井底流压调控方案。
图9为不同调控步数下的累积产油量对比，可以发现劈分优化后的累积产油量明显增加。当总劈分步数为8时，累积产油量与初始值相比增加了约8％。随着总劈分步数增加，累积产油量的增加幅度逐渐减小，过大的调控步数并不能显著增加累积产油量。因此，在本实施例中，最优调控步数为8，对应的调控周期为总时间与调控步数的比值(即为60个月/8＝7.5个月)。此时最优的劈分参数为l＝4、ns＝2、n＝8，对应的各个调控步下的最优井底流压数值如图10所示，可以理解的是，图10即为最终确定的目标井的井底流压调控方案。
在本实施例中，通过收集致密油藏地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料获取了井底流压优化所需要的基础数据。通过充分考虑油藏尺度的储层非均质性特征、致密储层的非线性渗流机理、基质的应力敏感效应和压裂缝的动态闭合现象，建立了致密油藏多级压裂水平井开采的数值模拟模型。并建立了致密油藏多级压裂水平井开采井底流压优化数学模型，为井底流压优化提供了基础模型。基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，可以确定不同调控步数下的最高累积产油量。根据求解结果，对比不同调控步数下的寻优效果，可以得到油藏开发过程中井底流压的最优调控数值、调控周期，从而确定最终的井底流压调控方案，以实现油藏在开发过程中井底流压的动态调控，保证获得最佳的经济效益。由此可见，本具体实施例提供的致密油藏井底流压调控方案确定方法可以考虑致密油藏的特殊性和非均质特征，在实现累积产油量最大化的前提下，确定最优调控周期和各调控步下井底流压的最优调控数值，因此可操作性更强、准确性更高、效果更好。
基于同一发明构思，本申请实施例中还提供了一种致密油藏井底流压调控方案确定装置，如下面的实施例。由于致密油藏井底流压调控方案确定装置解决问题的原理与致密油藏井底流压调控方案确定方法相似，因此致密油藏井底流压调控方案确定装置的实施可以参见致密油藏井底流压调控方案确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”是可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。图11是本申请实施例致密油藏井底流压调控方案确定装置的一种结构框图，如图11所示，可以包括：获取模块111、第一建立模块112、第二建立模块113、求解模块114、确定模块115，下面对该结构进行说明。
获取模块111，可以用于获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料。
第一建立模块112，可以用于根据致密油藏的地质参数、致密油藏的岩石与流体参数、多级压裂水平井资料，建立目标井开采的数值模拟模型。
第二建立模块113，可以用于利用目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型。
求解模块114，可以用于基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果。
确定模块115，可以用于根据求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案。
在一个实施例中，上述第一建立模块112可以包括：第一建立单元，用于根据致密油藏地质参数，利用地质建模算法建立致密油藏的精细地质模型；导入单元，用于将致密油藏的精细地质模型导入致密油藏数值模拟器中；设置单元，用于根据致密油藏岩石与流体参数设置致密油藏数值模拟器中的参数值；第二建立单元，用于在致密油藏数值模拟器中输入多级压裂水平井资料，建立目标井开采的数值模拟模型。
在一个实施例中，上述第二建立模块113可以包括：设定单元，用于设定目标优化函数，其中，所述目标优化函数用于使预设时间段内的累积产油量最高，预设时间段内的累积产油量是利用目标井开采的数值模拟模型进行预测得到的；第一处理单元，用于将目标井在预设时间段内各个时刻的井底流压数值作为优化变量；第二处理单元，用于将目标井井底流压数值允许达到的最低值和最高值作为约束条件；模型建立单元，用于将目标优化函数、优化变量和约束条件作为井底流压优化数学模型。
在一个实施例中，上述求解模块114可以包括：第三处理单元，用于获取当前劈分级数，并根据当前劈分级数确定当前劈分级数下的总调控步数；第一获取单元，用于获取在当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；第四处理单元，用于将在当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值分别作为当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值；第一确定单元，用于根据当前劈分级数下的总调控步数，确定当前劈分级数下的井底流压优化数学模型；第五处理单元，用于基于当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值，利用优化算法对当前劈分级数下的井底流压优化数学模型进行求解，得到当前劈分级数下的最高累积产油量和当前劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值。
在一个实施例中，上述求解模块114还可以包括：比值确定单元，用于确定当前劈分级数下的最高累积产油量与当前劈分级数的上一级劈分级数下的最高累积产油量之间的差值和所述当前劈分级数下的最高累积产油量的比值是否在预设范围内；第六处理单元，用于在确定比值在预设范围内的情况下，结束对井底流压优化数学模型的求解。
在一个实施例中，上述第三处理单元可以包括：获取子单元，用于获取当前劈分级数的上一级劈分级数下的各个调控步和劈分因子；等分子单元，用于将当前劈分级数的上一级劈分级数下的各个调控步等分为预设数量个调控步，得到等分后的多个调控步，预设数量为劈分因子的值；处理子单元，用于将等分后的多个调控步作为当前劈分级数下的多个调控步；确定子单元，用于根据等分后的多个调控步，确定当前劈分级数下的总调控步数。
在一个实施例中，上述确定模块115可以包括：参数获取单元，用于获取各个劈分级数下的最高累积产油量和各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；最优调控步数确定单元，用于根据各个劈分级数下的最高累积产油量，确定最优调控步数；最优调控周期确定单元，用于根据最优调控步数和预设时间段确定最优调控周期；最优井底流压数值确定单元，用于根据各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值，确定最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值；第七处理单元，用于将最优调控步数、最优调控周期和最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值作为目标井的井底流压调控方案。
本申请实施方式还提供了一种电子设备，具体可以参阅图12所示的基于本申请实施例提供的致密油藏井底流压调控方案确定方法的电子设备组成结构示意图，电子设备具体可以包括输入设备121、处理器122、存储器123。其中，输入设备121具体可以用于输入目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料。处理器122具体可以用于根据致密油藏的地质参数、致密油藏的岩石与流体参数和多级压裂水平井资料，建立目标井开采的数值模拟模型；利用目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型；基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果；根据求解结果，确定目标井的井底流压调控方案。存储器123具体可以用于存储目标井的致密油藏地质参数、致密油藏岩石与流体参数、多级压裂水平井资料、求解结果等参数。
在本实施方式中，输入设备具体可以是用户和计算机系统之间进行信息交换的主要装置之一。输入设备可以包括键盘、鼠标、摄像头、扫描仪、光笔、手写输入板、语音输入装置等；输入设备用于把原始数据和处理这些数的程序输入到计算机中。输入设备还可以获取接收其他模块、单元、设备传输过来的数据。处理器可以按任何适当的方式实现。例如，处理器可以采取例如微处理器或处理器以及存储可由该(微)处理器执行的计算机可读程序代码(例如软件或固件)的计算机可读介质、逻辑门、开关、专用集成电路(ApplicationSpecific Integrated Circuit，ASIC)、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器的形式等等。存储器具体可以是现代信息技术中用于保存信息的记忆设备。存储器可以包括多个层次，在数字系统中，只要能保存二进制数据的都可以是存储器；在集成电路中，一个没有实物形式的具有存储功能的电路也叫存储器，如RAM、FIFO等；在系统中，具有实物形式的存储设备也叫存储器，如内存条、TF卡等。
在本实施方式中，该电子设备具体实现的功能和效果，可以与其它实施方式对照解释，在此不再赘述。
本申请实施方式中还提供了一种基于致密油藏井底流压调控方案确定方法的计算机存储介质，计算机存储介质存储有计算机程序指令，在计算机程序指令被执行时可以实现：获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料；根据致密油藏的地质参数、致密油藏的岩石与流体参数和多级压裂水平井资料，建立目标井开采的数值模拟模型；利用目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型；基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果；根据求解结果，确定目标井的井底流压调控方案。
在本实施方式中，上述存储介质包括但不限于随机存取存储器(Random AccessMemory,RAM)、只读存储器(Read-Only Memory,ROM)、缓存(Cache)、硬盘(Hard DiskDrive,HDD)或者存储卡(Memory Card)。所述存储器可以用于存储计算机程序指令。网络通信单元可以是依照通信协议规定的标准设置的，用于进行网络连接通信的接口。
在本实施方式中，该计算机存储介质存储的程序指令具体实现的功能和效果，可以与其它实施方式对照解释，在此不再赘述。
显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本申请实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本申请实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。
虽然本申请提供了如上述实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法中可以包括更多或者更少的操作步骤。在逻辑性上不存在必要因果关系的步骤中，这些步骤的执行顺序不限于本申请实施例提供的执行顺序。所述的方法的在实际中的装置或终端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境)。
应该理解，以上描述是为了进行图示说明而不是为了进行限制。通过阅读上述描述，在所提供的示例之外的许多实施方式和许多应用对本领域技术人员来说都将是显而易见的。因此，本申请的范围不应该参照上述描述来确定，而是应该参照前述权利要求以及这些权利要求所拥有的等价物的全部范围来确定。
以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请实施例可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (15)

1.一种致密油藏井底流压调控方案确定方法，其特征在于，包括：
获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料；
根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参数和所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型；
利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型；
基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果；
根据所述求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参数和所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型，包括：
根据所述致密油藏的地质参数，利用地质建模算法建立致密油藏的精细地质模型；
将所述致密油藏的精细地质模型导入致密油藏数值模拟器中；
根据所述致密油藏的岩石与流体参数设置所述致密油藏数值模拟器中的参数值；
在所述致密油藏数值模拟器中输入所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型，包括：
设定目标优化函数，其中，所述目标优化函数用于使预设时间段内的累积产油量最高，所述预设时间段内的累积产油量是利用所述目标井开采的数值模拟模型进行预测得到的；
将所述目标井在所述预设时间段内各个时刻的井底流压数值作为优化变量；
将所述目标井井底流压数值允许达到的最低值和最高值作为约束条件；
将所述目标优化函数、所述优化变量和所述约束条件作为所述井底流压优化数学模型。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果，包括：
获取当前劈分级数，并根据所述当前劈分级数确定所述当前劈分级数下的总调控步数；
获取在所述当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；
将在所述当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值分别作为所述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值；
根据所述当前劈分级数下的总调控步数，确定所述当前劈分级数下的井底流压优化数学模型；
基于所述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值，利用所述优化算法对所述当前劈分级数下的井底流压优化数学模型进行求解，得到所述当前劈分级数下的最高累积产油量和所述当前劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在得到所述当前劈分级数下的最高累积产油量和所述当前劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值之后，还包括：
确定所述当前劈分级数下的最高累积产油量与所述当前劈分级数的上一级劈分级数下的最高累积产油量之间的差值和所述当前劈分级数下的最高累积产油量的比值是否在预设范围内；
在确定所述比值在所述预设范围内的情况下，结束对所述井底流压优化数学模型的求解。
6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，根据所述当前劈分级数确定所述当前劈分级数下的总调控步数，包括：
获取所述当前劈分级数的上一级劈分级数下的各个调控步和劈分因子；
将所述当前劈分级数的上一级劈分级数下的各个调控步等分为预设数量个调控步，得到等分后的多个调控步，所述预设数量为所述劈分因子的值；
将所述等分后的多个调控步作为所述当前劈分级数下的多个调控步；
根据所述等分后的多个调控步，确定所述当前劈分级数下的总调控步数。
7.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，根据所述求解结果，确定目标井的井底流压调控方案，包括：
获取各个劈分级数下的最高累积产油量和各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；
根据所述各个劈分级数下的最高累积产油量，确定最优调控步数；
根据所述最优调控步数和预设时间段确定最优调控周期；
根据所述各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值，确定所述最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值；
将所述最优调控步数、所述最优调控周期和所述最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值作为所述目标井的井底流压调控方案。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述致密油藏地质参数包括以下至少之一：所述目标井的构造等值线图、断层的轨迹数据、砂体厚度分布等值图、有效厚度分布等值图、孔隙度分布等值图、基质原始渗透率分布等值图、隔夹层分布图、油藏中部深度、油藏厚度；
所述致密油藏岩石与流体参数包括以下至少之一：原油组分、流体的高压物性数据、流体黏度、储层原始压力、泡点压力、初始含水饱和度、相渗曲线、基质非线性渗流参数和基质应力敏感系数；
所述多级压裂水平井资料包括以下至少之一：水平井井身轨迹数据、压裂级数、压裂缝半长、压裂缝宽度、压裂缝高度、压裂缝渗透率、压裂缝导流能力随有效应力的变化曲线和次生裂缝导流能力范围。
9.一种致密油藏井底流压调控方案确定装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取目标井所在致密油藏的地质参数、岩石与流体参数和多级压裂水平井资料；
第一建立模块，用于根据所述致密油藏的地质参数、所述致密油藏的岩石与流体参数、所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型；
第二建立模块，用于利用所述目标井开采的数值模拟模型，建立井底流压优化数学模型；
求解模块，用于基于多级劈分策略利用优化算法对井底流压优化数学模型进行求解，得到求解结果；
确定模块，用于根据所述求解结果，确定所述目标井的井底流压调控方案。
10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述第一建立模块，包括：
第一建立单元，用于根据所述致密油藏的地质参数，利用地质建模算法建立致密油藏的精细地质模型；
导入单元，用于将所述致密油藏的精细地质模型导入致密油藏数值模拟器中；
设置单元，用于根据所述致密油藏的岩石与流体参数设置所述致密油藏数值模拟器中的参数值；
第二建立单元，用于在所述致密油藏数值模拟器中输入所述多级压裂水平井资料，建立所述目标井开采的数值模拟模型。
11.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述第二建立模块，包括：
设定单元，用于设定目标优化函数，其中，所述目标优化函数用于使预设时间段内的累积产油量最高，所述预设时间段内的累积产油量是利用所述目标井开采的数值模拟模型进行预测得到的；
第一处理单元，用于将所述目标井在所述预设时间段内各个时刻的井底流压数值作为优化变量；
第二处理单元，用于将所述目标井井底流压数值允许达到的最低值和最高值作为约束条件；
模型建立单元，用于将所述目标优化函数、所述优化变量和所述约束条件作为所述井底流压优化数学模型。
12.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述求解模块，包括：
第三处理单元，用于获取当前劈分级数，并根据所述当前劈分级数确定所述当前劈分级数下的总调控步数；
第一获取单元，用于获取在所述当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；
第四处理单元，用于将在所述当前劈分级数的上一级劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值分别作为所述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值；
第一确定单元，用于根据所述当前劈分级数下的总调控步数，确定所述当前劈分级数下的井底流压优化数学模型；
第五处理单元，用于基于所述当前劈分级数的各个调控步下的初始井底流压数值，利用所述优化算法对所述当前劈分级数下的井底流压优化数学模型进行求解，得到所述当前劈分级数下的最高累积产油量和所述当前劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值。
13.根据权利要求12所述的装置，其特征在于，所述确定模块，包括：
参数获取单元，用于获取各个劈分级数下的最高累积产油量和各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值；
最优调控步数确定单元，用于根据所述各个劈分级数下的最高累积产油量，确定最优调控步数；
最优调控周期确定单元，用于根据所述最优调控步数和预设时间段确定最优调控周期；
最优井底流压数值确定单元，用于根据所述各个劈分级数的各个调控步下的最优井底流压数值，确定所述最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值；
第七处理单元，用于将所述最优调控步数、所述最优调控周期和所述最优调控步数对应的各个调控步下的最优井底流压数值作为所述目标井的井底流压调控方案。
14.一种致密油藏井底流压调控方案确定设备，包括处理器以及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现权利要求1至8中任一项所述方法的步骤。
15.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，所述指令被执行时实现权利要求1至8中任一项所述方法的步骤。
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