CN112883606B - 渗透率确定方法、表征方法及装置、电子设备和存储介质 - Google Patents

Abstract

本公开涉及一种渗透率确定方法、表征方法及装置、电子设备和存储介质，涉及动态缝地质技术领域，所述渗透率确定方法，应用于动态缝地质，包括：获取动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度；基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率。本公开实施例可实现注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率的测量。

Description

渗透率确定方法、表征方法及装置、电子设备和存储介质

技术领域

本公开涉及动态缝地质建模技术领域，尤其涉及一种渗透率确定方法、表征方法及装置、电子设备和存储介质。

背景技术

总体来说，储层裂缝建模技术大体上可以分为等效模拟法、实体缝表征法。前者为基于地质统计学的裂缝等效概率模型，模拟在规则的角点网格体系下进行，仅仅是在单个角点网格内计算出基质-裂缝的形态因子，裂缝建模结果需通过快速统计学的粗化等效到油藏模拟计算中，忽略了大部分的裂缝信息；后者采用离散模型或非结构化网格模型对模型的局部裂缝特征进行实体缝表征，这些实体缝模型结果在油藏模拟的过程中不能变化和修改。

实际上，在油藏开发过程中，受应力变化、人工压裂规模和期次的影响，裂缝组系在开发过程中会发生一定的变化，其演化的过程称为动态裂缝系统。目前储层裂缝建模技术不管是等效模拟法、还是实体缝表征方法，均未考虑裂缝在开发过程中的变化特性，导致现有技术对于注水开发过程中应力场变化，多期次人工压裂和应变伴生形成的动态裂缝组系的表征方法缺乏研究手段，导致具有裂缝快速见水特征的单井拟合工作量大、拟合精度低，从而影响剩余油描述精度，难以满足低渗透油藏区块开发中后期精细挖潜的需要。

因此需要建立种基于有效裂缝组系演化的动态缝地质方法，识别和表征有效裂缝组系的动态演化过程及分布，落实剩余油潜力，对外围已开发油田压裂措施选井选层、措施潜力评价具有指导意义。

发明内容

本公开提出了一种渗透率确定方法、表征方法及装置、电子设备和存储介质的技术方案。

根据本公开的一方面，提供了一种渗透率确定方法，应用于动态缝地质，包括：

获取动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度；

基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率。

优选地，在所述渗透率确定之前，确定所述裂缝开度，其确定方法，包括：

获取三维岩石网格的力学参数，所述力学参数至少包括：杨氏模量及泊松比；以及，获取距离裂缝中心任意位置对应的长度、所述井间应变伴生缝以及/或人工缝的三维岩石网格多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力；

基于所述长度、所述三维岩石网格的力学参数、所述正应力和所述多时刻动态的地层孔隙压力确定所述裂缝开度。

优选地，在所述获取三维岩石网格的力学参数之前，确定所述力学参数，其确定方法，包括：

获取井点、地震及沉积单元的砂体对应的数据成果，以及一维岩石力学参数；

根据所述数据成果建立三维岩石模型，对所述三维岩石模型进行网格化处理，得到三维岩石网格模型；

根据所述一维岩石力学参数得到所述三维岩石网格模型对应的所述三维岩石网格的力学参数；

以及/或，

在获取所述井间应变伴生缝以及/或人工缝的三维岩石网格多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力之前，确定多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力，其确定方法，包括：

获取所述多时刻中某一时刻的地层应力、地层应变及地层位移；

根据所述地层应力、地层应变及地层位移得到某一时刻对应的裂缝渗透率及裂缝孔隙度；

基于所述某一时刻对应的裂缝渗透率及裂缝孔隙度得到某一时刻对应的地层孔隙压力；

以及，

获取天然裂缝与最大水平应力的逼近角；

以及根据所述多时刻动态的地层孔隙压力确定所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的天然裂缝最大水平有效应力及天然裂缝最小水平有效应力；

根据所述逼近角、所述天然裂缝最大水平有效应力及所述天然裂缝最小水平有效应力确定所述正应力。

根据本公开的一方面，提供了一种渗透率确定装置，应用于动态缝地质，包括：

获取单元，用于获取动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度；

确定单元，用于基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率。

根据本公开的一方面，提供了一种表征方法，应用动态缝地质，包括：如上述的渗透率确定方法；以及，

获取注水开发过程中水井到油井之间的实体缝实时动态的裂缝渗透率，其中，所述实体缝至少包括：天然裂缝的拉张启裂或剪切滑移，以及/或人工裂缝；

基于所述裂缝渗透率表征注水开发过程中水井到油井之间实体缝的裂缝性见水和水窜的特征。

优选地，在确定人工裂缝为所述实体缝时，需要人工裂缝的正演模拟结果确定所述人工裂缝的启裂延伸，其方法包括：

分别获取所述人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内人工裂缝的正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力；

根据所述缝内净压力及所述破裂压力确定所述人工裂缝的启裂延伸；

以及/或，

所述的表征方法，还包括，获取所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系以及微地震事件点的分布；

根据所述交切关系以及所述分布的匹配度及获取的设定匹配度确定所述人工裂缝正的演模拟结果的可靠性。

优选地，在所述分别获取所述人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内人工裂缝的正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力之前，分别确定分别所述人工裂缝正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力，其确定方法，包括：

获取压裂施工参数、人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内的力学参数、以及油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力；

根据所述压裂施工参数及所述三维岩石网格的力学参数中的杨氏模量、断裂韧性或裂缝端部效应系数、裂缝半长以及裂缝高度确定缝内净压力；

根据所述最小水平应力、所述最大水平应力、所述三维岩石网格的力学参数中的泊松比及岩石抗张强度确定破裂压力；

以及/或，

所述根据所述缝内净压力及所述破裂压力需要人工裂缝的正演模拟结果确定所述人工裂缝的启裂延伸的方法，包括：

若当前网格的缝内净压力大于破裂压力，裂缝启裂延伸至下一个网格；

直到网格的缝内净压力小于或者等于破裂压力，停止启裂延伸。

根据本公开的一方面，提供了一种表征装置，应用于动态缝地质，包括如上述的渗透率确定装置；以及，

获取单元，用于获取注水开发过程中水井到油井之间的实体缝实时动态的裂缝渗透率，其中，所述实体缝至少包括：天然裂缝的拉张启裂或剪切滑移，以及/或人工裂缝；

表征单元，用于基于所述裂缝渗透率表征注水开发过程中水井到油井之间实体缝的裂缝性见水和水窜的特征。

根据本公开的一方面，提供了一种电子设备，包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行上述的渗透率确定方法，以及/或，上述的表征方法。

根据本公开的一方面，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被处理器执行时实现上述的渗透率确定方法，以及/或，上述的表征方法。

在本公开实施例中，所述的渗透率确定方法、表征方法及装置、电子设备和存储介质，能够实现注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率的测量，解决目前缺少水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率，导致不能反映低渗透油藏开发过程中有效裂缝组系的演化特征，不能实现基于动态缝的剩余油精细预测以及不能为油田开发调整提供依据和指导的问题。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，而非限制本公开。

根据下面参考附图对示例性实施例的详细说明，本公开的其它特征及方面将变得清楚。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，这些附图示出了符合本公开的实施例，并与说明书一起用于说明本公开的技术方案。

图1示出根据本公开实施例应用于动态缝地质的渗透率确定方法的流程图；

图2示出根据本公开实施例考虑砂体分布的岩石力学模型与未考虑砂体分布的模型对比图；

图3示出根据本公开实施例提供的岩石力学参数与原场应力模型与交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井实测数据对比图；

图4示出根据本公开实施例提供的油藏地应力场实时动态模拟技术流程图；

图5示出根据本公开实施例提供的油藏油水井两端地应力场实时变化曲线图；

图6示出根据本公开实施例提供的人工缝正演模拟结果及微地震实例验证结果图；

图7示出根据本公开实施例提供的油藏开发过程中拉张启裂缝及剪切缝追踪识别示意图；

图8示出根据本公开实施例提供的实体缝表征模型与常规角点网格模型对比图；

图9示出根据本公开实施例例提供的基质网格-实体裂缝一体化嵌套模型与双重介质网格模型对比图；

图10示出根据本公开实施例提供的动态裂缝数值模拟方法与常规等效模拟法饱和度对比图；

图11示出根据本公开实施例例提供的单井(C100-54井)含水率拟合情况与常规数值模拟法含水率拟合曲线对比图；

图12示出根据本公开实施例本发明实施例提供的的全区(C45区块88-100排)含水率拟合情况与常规数值模拟法含水率拟合曲线对比图；

图13是根据一示例性实施例示出的一种电子设备800的框图图14示出根据本公开实施例；

图14是根据一示例性实施例示出的一种电子设备1900的框图。

具体实施方式

以下将参考附图详细说明本公开的各种示例性实施例、特征和方面。附图中相同的附图标记表示功能相同或相似的元件。尽管在附图中示出了实施例的各种方面，但是除非特别指出，不必按比例绘制附图。

在这里专用的词“示例性”意为“用作例子、实施例或说明性”。这里作为“示例性”所说明的任何实施例不必解释为优于或好于其它实施例。

本文中术语“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。另外，本文中术语“至少一种”表示多种中的任意一种或多种中的至少两种的任意组合，例如，包括A、B、C中的至少一种，可以表示包括从A、B和C构成的集合中选择的任意一个或多个元素。

另外，为了更好地说明本公开，在下文的具体实施方式中给出了众多的具体细节。本领域技术人员应当理解，没有某些具体细节，本公开同样可以实施。在一些实例中，对于本领域技术人员熟知的方法、手段、元件和电路未作详细描述，以便于凸显本公开的主旨。

可以理解，本公开提及的上述各个方法实施例，在不违背原理逻辑的情况下，均可以彼此相互结合形成结合后的实施例，限于篇幅，本公开不再赘述。

此外，本公开还提供了应用于动态缝地质的渗透率确定装置以及/或应用于动态缝地质的表征装置、电子设备、计算机可读存储介质、程序，上述均可用来实现本公开提供的任一种应用于动态缝地质的渗透率方法以及/或用于动态缝地质的表征方法，相应技术方案和描述和参见方法部分的相应记载，不再赘述。

本公开改变了以往地应力就是原始地应力模拟的思想，首次采用有限元与油藏模拟相结合的方法，实现了开发过程中地应力场实时动态模拟；与以往采用天然裂缝随机模拟方法模拟人工裂缝不同，施工排量、加砂浓度等参数要参与人工缝正演模拟计算，并兼顾考虑人工缝与天然缝的交切关系，计算人工缝启裂延伸过程，更具理论基础；首次从有效裂缝演化的机理出发，实现对导致井间闭合天然缝拉张启裂或剪切滑移的裂缝进行实时预测，这种闭合缝、拉张启裂缝、剪切滑移缝交替出现的表征模型，为同步进行的动态缝高精度数值模拟提供依据；基于实体缝模型和根据地应力变化特征自动跟踪有效裂缝的开启、闭合及延伸的表征方法，实现对动态裂缝系统全过程跟踪预测，为指导低渗透油藏有效开发提供支撑。

图1示出根据本公开实施例应用于动态缝地质的渗透率确定方法的流程图，如图1所示，所述应用于动态缝地质的渗透率确定方法，包括：步骤S101：获取动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度；步骤S102：基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率。根据所述注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率对有效裂缝组系随应力演化的动态缝表征。在本公开实施例中，所述的渗透率确定方法能够实现注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率的测量，解决目前缺少水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率，导致不能反映低渗透油藏开发过程中有效裂缝组系的演化特征，不能实现基于动态缝的剩余油精细预测以及不能为油田开发调整提供依据和指导的问题。

本发明可适用于低渗透油藏开发初期至开发中后期的新区压裂投产、已开发区综合治理和高含水精细挖潜的全过程有效裂缝组系预测及表征流程，建立起更符合实际地质情况的动态裂缝的裂缝实时动态的裂缝渗透率及动态缝地质的表征方法。

步骤S101：获取动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度。

在本公开中，在所述渗透率确定之前，确定所述裂缝开度，其确定方法，包括：获取三维岩石网格的力学参数，所述力学参数至少包括：杨氏模量及泊松比；以及，获取距离裂缝中心任意位置对应的长度、所述井间应变伴生缝以及/或人工缝的三维岩石网格多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力；基于所述长度、所述三维岩石网格的力学参数、所述正应力和所述多时刻动态的地层孔隙压力确定所述裂缝开度。

在本公开的具体实施方式中，对有效裂缝组系随应力演化的动态缝表征，其过程包括：通过实时应力场(多时刻动态的地层孔隙压力)跟踪，计算实时应力变化(多时刻动态的地层孔隙压力)过程中开度(裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度)和渗透率等参数变化，自动跟踪有效裂缝的开启及延伸，可以有效跟踪拟合动态裂缝特征。

式中，w(x)是裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度，x是裂缝上任意点距离裂缝中心的长度，E_dyn是杨氏模量、v_dyn是泊松比，α是Biot常数，P_P是地层孔隙压力，σ_n是正应力。

在上式中，地层孔隙压力为多时刻动态的地层孔隙压力，也就是说，根据每个时刻动态的地层孔隙压力都可计算得到每个时刻对应的裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度，根据每个时刻对应的裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度可以得到每个时刻对应的裂缝渗透率。

在本公开的具体实施方式中，所述裂缝中心的确定方法，包括：实时确定动态缝地质裂缝的形态，基于所述形态确定裂缝中心。具体地说，确定所述态缝地质裂缝在地质内的空间坐标，基于所述空间坐标得到所述动态缝地质裂缝的形态，分别确定所述动态缝地质裂缝的形态对应的起点和终点，分别以所述起点和所述终点作为开始点，将所述形态按照设定的距离等分为多段裂缝，基于所述多段裂缝确定裂缝中心。例如，分别以所述起点和所述终点作为开始点，分别按照统一的设定的距离及定步长从所述起点和所述终点沿着所述动态缝地质裂缝的形态开始移动，当从所述起点移动后到达的点形成的第一曲线与从所述中点移动后到达的点形成的第二曲线相交时，所述相交的点为所述形态确定裂缝中心。

具体地说，三维岩石网格的每个网格内的力学参数都至少包括杨氏模量及泊松比，同时所述三维岩石网格内还包括：多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力。基于每个网格内的所述力学参数、所述正应力和所述多时刻动态的地层孔隙压力确定所述裂缝开度，可以得到动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度。

在本公开的具体实施方式中，将每个网格内的所述力学参数、所述正应力和所述多时刻动态的地层孔隙压力确定所述裂缝开度作为输入量，带入预设的裂缝开度公式，得到动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度。

在本公开的具体实施方式中，所述距离裂缝中心任意位置对应的长度的确定方法，包括：确定所述裂缝中心所在的三维岩石对应的中心网格；以及，确定距离裂缝中心任意位置对应的位置网格；根据所述中心网格及所述位置网格确定所述距离裂缝中心任意位置对应的长度。具体地说，距离裂缝中心任意位置对应的长度由所述位置网格沿着裂缝到所述位置网格。

在本公开中，在所述获取三维岩石网格的力学参数之前，确定所述力学参数，其确定方法，包括：获取井点、地震及沉积单元的砂体对应的数据成果，以及一维岩石力学参数；根据所述数据成果建立三维岩石模型，对所述三维岩石模型进行网格化处理，得到三维岩石网格模型；根据所述一维岩石力学参数得到所述三维岩石网格模型对应的所述三维岩石网格的力学参数。

在本公开的具体实施方式中，一维岩石力学参数以及三维岩石力学参数都属于岩石力学参数；，所述的岩石力学参数精细的建模方法，包括：一维岩石力学参数精细建模、三维岩石力学参数精细建模，一维岩石力学参数精细建模是三维岩石力学参数精细建模的基础。

在本公开的实施方式中，所述一维岩石力学参数的确定方法，包括：根据交叉式多极子阵列声波(X-Mac)为资料中的纵波时差、横波时差、地层密度测井曲线确定一维岩石力学参数。

更为具体地说，在确定所述一维岩石力学参数之前，需要确定所述交叉式多极子阵列声波中是否存在对应的横波时差；若不存在所述横波时差，获取岩石的岩相及层组的信息，以及所述岩相及层组的信息对应的线性回归公式；根据所述线性回归公式及所述纵波时差确定所述交叉式多极子阵列声波中的横波时差。其中，所述岩石的岩相的信息包括砂岩及泥岩；所述砂岩的层组的信息包括砂岩的若干组层，例如FⅠ小层组及FⅡ及以下小层组；所述泥岩的层组的信息包括泥岩的若干组层，例如FⅠ小层组及FⅡ及以下小层组。

在本公开的具体实施方式中，在所述进行一维岩石力学参数精细建模之前，收集研究区内所测的声波时差测井数据、交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井数据和地层密度测井数据；所述收集的声波时差测井数据为常规测井数据，区内所有井都有测定，其数据为声波时差随深度连续变化的曲线数据；所述收集的交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井数据，为特殊测井数据，一般只有少数井有测定，应含有以下随深度连续变化的曲线数据，至少包括：纵波时差、横波时差、杨氏模量和泊松比四种；所述收集的交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井资料，还应含有以下所测得的不同深度段的点数据，至少包括：最大水平应力、最小水平应力；所述收集的地层密度测井数据，一般只有少数井有测定，其数据为地层密度随深度连续变化的曲线数据。

在本公开中，在所述进行一维岩石力学参数精细建模之前，收集研究区内通过测井曲线联井分析得到的单井井眼位置纵向不同深度砂泥岩相解释成果和细分后各小层组的深度解释结果。

在本公开中，所述收集的交叉式多极子阵列声波(X-Mac)为资料中的纵波时差、横波时差、地层密度测井曲线等数据，为一维岩石力学参数精细建模提供最原始的计算所用数据。由于区内大部分井均未测定横波时差曲线数据，因此需要通过收集的交叉式多极子阵列声波(X-Mac)为资料中的纵波时差和横波时差对应的数据，分单井井眼位置纵向不同的砂泥岩相、分不同的小层组建立横波时差与纵波时差曲线数据的线性回归方程式，如下表所示，便于利用每口井的横波时差Δt_c计算横波时差Δt_s。

其中，分单井井眼位置纵向不同的砂岩岩相及泥岩岩相，是指的井底不同深度的地方的砂泥岩相解释结果。

在本公开的实施例中，砂岩岩相及泥岩岩相对应的层组的划分方法，包括：获取N个深度界限；根据所述N个深度界限及井按照深度将井划分为N-1个小层组；进行连井对比，根据不同小层组所在的位置进行分类，得到若干个小层组。其中，根据所述沉积界限及所述N-1层确定小层组，其具体的方法包括：根据所述沉积界限将所述N-1层划分为层系组、小层组及沉积单元。

其中，所述砂岩岩相及泥岩岩相对应的层组的划分方法，还包括：获取沉积特征；根据所述沉积特征确定砂岩岩相及泥岩岩相。之后，分别对所述砂岩岩相及泥岩岩相进行对应的层组划分。

不同的小层组是根据收集的细分后的各小层组的深度界限来进行划分。其中，根据连井对比和沉积特征，可以将各井按照深度细分成不同的小层组，不同的小层对应有不同的深度。例如，连井对比，假如连井对比后根据不同小层组所在的位置分成3个小层组，不同井会有1小层组顶深、2小层顶深、3小层顶深；3小层底深是一个深度数据，1小层组底深和2小层顶深是一个深度数据。分3个小层，就得有至少4个界限数据，4个界限数据分别是1小层组顶深、2小层组顶深、3小层组顶深，3小层组底深。

同时，在对所述砂岩岩相及泥岩岩相对应的层组进行划分之前，需要确定层组所在的位置，其确定方法包括：获取沉积界限，根据所述沉积界限确定层组(小层组)。油田的沉积界限从大到小分别为：层系组、小层组、沉积单元。

在本公开中，所述的一维岩石力学参数精细建模方法，为利用公式计算单井井眼位置岩石力学参数的过程，其过程为：用测井资料得到纵波时差Δt_c、线性回归方程式计算得到的横波时差Δt_s、密度测井得到地层密度ρ_b，就可计算各种岩石力学参数。分砂泥岩、分小层组回归方程式计算的横波曲线为一维岩石力学参数精细建模提供了基础，其计算的一维岩石力学参数精细建模成果为分砂泥岩、分小层组建立的结果。

具体地说，所述一维岩石力学参数的确定方法，包括：获取横波时差、地层密度以及纵波时差；根据所述横波时差及所述地层密度确定动态剪切模量；根据所述动态剪切模量、所述纵波时差及所述地层密度确定体积剪切模量；分别根据所述动态剪切模量及所述体积剪切模量确定杨氏模量及泊松比。本公开给出了不同的一维岩石力学参数计算公式，如下：

式中，G_dyn是动态剪切模量、K_dyn是体积剪切模量、E_dyn是杨氏模量、v_dyn是泊松比，ρ_b是地层密度、Δt_c是纵波时差、Δt_s是横波时差。

在本公开的实施例中，分砂泥岩相、分小层组开展岩石力学参数精细建模。利用交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井资料分砂泥岩相、分小层组两种方式回归不同横波计算公式，并以此纵横波曲线资料结合经验公式求取一维岩石力学参数，并开展三维岩石力学参数精细建模。

在本公开中，根据井点、地震及沉积单元的砂体对应的数据成果建立三维岩石模型，对所述三维岩石模型进行网格化处理，得到三维岩石网格模型；根据所述一维岩石力学参数得到所述三维岩石网格模型对应的所述三维岩石网格的力学参数。

在本公开的具体实施例中，在所述进行三维岩石力学参数精细建模之前，收集区内井点分层数据、井点断点数据、地震断层解释数据、地震层位解释数据和各沉积单元的砂体电子化成果图。

在本公开中，在所述进行三维岩石力学参数精细建模之前，利用Petrel软件建立区内的三维地质网格模型模型，包括断层模型、层面模型和砂岩相模型。根据区内井点断点数据和地震解释数据，建立断层模型；以井点分层数据为基础，以地震层位解释数据为约束趋势，建立层位模型；根据各沉积单元的砂体电子化成果图，直接赋值加入三维地质网格模型中，建立储层砂岩相模型。

根据所述单井的一维岩石力学参数得到井点不同位置的岩石力学参数，基于所述井点不同位置的岩石力学参数得到井点外的其他三维地质网格上进行预测，得到三维岩石力学参数，即三维岩石学参数至少包括：G_dyn是动态剪切模量、K_dyn是体积剪切模量、E_dyn是杨氏模量、v_dyn是泊松比，ρ_b是地层密度、Δt_c是纵波时差、Δt_s是横波时差。

具体地说，根据单井的一维岩石力学参数，通过对数据进行分析，分析不同井点不同位置的岩石力学参数，通过地质统计学算法，外推到井点外的其他三维地质网格上。

在本公开的具体实施例中，所述的三维岩石力学参数精细建模方法，是在一维地质网格模型的基础上，以分砂泥岩、分小层组的一维岩石力学参数精细建模成果为基础数据，以地质统计学理论为基础，利用空间插值技术预测出每个网格块的岩石力学参数值，建立各岩石力学参数的空间分布模型。如图2所示，左图为储层砂岩相模型，右图为分砂泥岩、分小层组建立的三维岩石学参数模型，图中为传统插值方法建立的三维岩石学参数模型，通过对比可以看出，为分砂泥岩、分小层组建立的三维岩石学参数模型更能反映砂泥岩间及纵向层的岩石力学参数差异。

在本公开的实施例中，通过原始地应力场精细模拟来建立地质力学网格模型(三维岩石网格模型)、地层孔隙压力赋值、边界载荷设置和有限元计算及应力拟合。通过原始油藏地应力场精细模拟，设置初始三向载荷条件，基于不连续边界有限元扰动原理，通过调试边界载荷使油藏应力大小与交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井实测数据达到拟合标定，计算建立原始应力场模型。

在本公开的具体实施例中，所述原始地应力场精细模拟方法中，建立地质力学网格模型的方法，是在三维岩石学参数模型的基础上，对所述三维岩石模型进行网格化处理，为正确模拟油藏储层所在的边界条件，需要在油藏储层部位之外添加上覆岩层、下覆岩层及侧面岩层的网格模型。上覆岩层添加到地表，侧面岩石和下覆岩层为固定边界，添加到距离油藏范围和埋深第一设定倍数以上距离的位置。侧面岩石之外再加一圈设定厚度的刚性薄板边界，作为固定载荷。为控制网格数量，边界部分的网格大小由油藏储层部位网格大小向外逐渐以第二设定倍数的倍乘关系逐渐放大。其中，第一设定倍数可为5倍，第二设定倍数可为3倍；设定厚度约50m。

在本公开的具体实施例中，所述原始地应力场精细模拟方法中，地层孔隙压力赋值为油藏数值模拟初始地层孔隙压力场数据直接赋值到网格中。即，赋予三维地质网格模型上每个网格不同的地层孔隙压力值，其中，地层孔隙压力值为油藏数值模拟初始地层孔隙压力场数据。

在本公开中，在获取所述井间应变伴生缝以及/或人工缝的三维岩石网格多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力之前，确定多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力，其确定方法，包括：获取所述多时刻中某一时刻的地层应力、地层应变及地层位移；根据所述地层应力、地层应变及地层位移得到某一时刻对应的裂缝渗透率及裂缝孔隙度；基于所述某一时刻对应的裂缝渗透率及裂缝孔隙度得到某一时刻对应的地层孔隙压力。

在本公开的实施例中，通过实时动态地应力场模拟，采用有限元计算与油藏模拟相结合的方法，开展不同的“关键时间节点”(多时刻)地应力场变化的跟踪模拟，以此揭示油藏地应力场在油田开发过程的变化规律。

在本公开的实施例中，所述的“关键时间节点”(多时刻)，可以是油藏数值模拟的每一个时间步，也可以是实施压裂改造、井网加密调整、注采系统调整等的重要的时间步。

在本公开的实施例中，所述采用有限元计算与油藏模拟相结合的方法，为采用油藏与应力耦合的求解方式，同时求解应力和流体流动方程，其基本方式为以Petrel RE平台调用VISAGE模块进行有限元计算，计算出不同“关键时间节点”的地层应力、地层应变及地层位移，根据不同“关键时间节点”的地层应力得到不同“关键时间节点”的地层应力，地层应变和地层位移对地层渗透率和孔隙度产生影响，动态更新地层对应的裂缝渗透率、裂缝孔隙度参数，调用LandSim软件进行油藏模拟，将计算得到的地层孔隙压力、油藏的温度和油藏的饱和度等结果迭代给VISAGE软件进行下一个“关键时间节点”(多时刻)的力学计算。例如：第一时刻关键时间节点对应的第一地层应力，第二时刻关键时间节点对应的第二地层应力，将第一地层应力及第二地层应力做差，得到地层应变和地层位移。

在本公开的实施例中，开展不同“关键时间节点”(多时刻)地应力场变化的跟踪模拟，其过程为，应用油藏模拟软件模拟计算得到“关键时间节点”的地层孔隙压力，如图4所示，代入总应力有限元计算公式中得到油藏总应力，进而求取有效应力和实时应变，应变会致使油藏裂缝开度和渗透率发生变化，影响流体流动，进而影响下一时间步的地层孔隙压力分布，通过数据的实时并“迭代更新”，求解不同阶段的应力和流体流动方程，即通过“四维”应力实时跟踪模拟，求导出“关键节点”(多时刻)的应变及位移，为不同阶段的压裂设计及施工提供准确力学模型。

在本公开的实施例中，时动态地应力场模拟又可称为四维地应力模拟的过程，为地应力随时间轴变化的过程，需采用油藏与应力耦合的求解方式，同时求解应力和流体流动方程，其基本方式为以Petrel RE平台调用VISAGE模块进行有限元计算，计算出某一时间点的应力、应变及位移，通过渗透率或孔隙度与应变关系，动态更新地层渗透率等参数，调用ECLIPSE软件进行油藏模拟，将计算得到的地层孔隙压力、油藏的温度和油藏的饱和度等结果迭代给VISAGE软件进行下一个时间节点的力学计算。

在本公开的实施例中，所述实时动态地应力场模拟方法，需要用水力压裂法计算得到的最小水平应力和最大水平应力进行验证。如图5所示，图中紫色线为最小水平应力，蓝色线为最大水平应力，红色和深蓝色的数据点分别为水力压裂法计算的最小水平应力和最大水平应力值，结合水力压裂法计算的应力结果对模拟结果进行验证，其误差范围在设定误差以内。所述设定误差可为10％。分析模拟结果，开发过程中油井井底应力下降，水井应力上升，应力整体趋于均衡，注入端变化较为明显。通过地应力实时动态模拟，为预测和表征人工缝和井间应变伴生缝提供基础。

在本公开中，根据所述逼近角、所述天然裂缝最大水平有效应力及所述天然裂缝最小水平有效应力确定所述正应力的方法，包括：获取天然裂缝与最大水平应力的逼近角；以及根据所述多时刻动态的地层孔隙压力确定所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的天然裂缝最大水平有效应力及天然裂缝最小水平有效应力；根据所述逼近角、所述天然裂缝最大水平有效应力及所述天然裂缝最小水平有效应力确定所述正应力。

在本公开的实施例中，通过人工裂缝正演模拟得到天然裂缝与最大水平应力的逼近角。

在本公开的具体实施例中，人工裂缝为不同井不同时间压裂的，因此人工裂缝模拟需在实时动态地应力场模拟的基础上进行，人工缝裂缝的模拟结果是动态缝地质表征的一部分内容。

在本公开的具体实施例中，所述人工裂缝正演模拟方法，包括基于压裂施工参数的人工缝启裂及延伸计算、人工缝与天然缝的交切关系模拟。

在本公开中，在进行人工缝正演模拟之前，收集压裂施工时的施工排量、加砂浓度、压裂液粘度等参数。收集单井裂缝解释成果，基于地质统计学原理，利用软件petrel，建立反映储层天然裂缝组系、方位、发育规模的天然裂缝模型，天然裂缝模型在后期数值模拟过程中可以采用动态资料进行验证修改。天然裂缝模型的基础上，根据不同天然裂缝的方位与水平最大应力的方向，计算出不同的天然裂缝与最大水平应力的逼近角θ。

在本公开的具体实施例中，通过井间应变伴生缝模拟，根据所述逼近角、所述天然裂缝最大水平有效应力及所述天然裂缝最小水平有效应力确定所述正应力。

在本公开中，所述井间应变伴生缝模拟方法，包括闭合天然裂缝拉张张开模拟和闭合裂缝剪切滑移模拟。

在本公开中，井间应变伴生缝模拟的过程，是在实时动态地应力模拟基础上，根据闭合天然裂缝拉张启裂-剪切滑移的力学条件，对应力传导过程中天然裂缝由闭合向拉张启裂和剪切滑移缝演化的过程进行跟踪识别和模拟。当岩石在古应力作用下形成天然裂缝后，在开发过程中实时应力(σ_H，σ_h)状态下，裂缝面上岩石内聚力较小(可近似为0)，裂缝的开启受水平有效应力(σ’_H，σ’_h)和天然裂缝的产状(主要是天然裂缝与最大水平应力的逼近角θ)双重因素控制，是作用在原始天然裂缝上所有应力与岩石本身强度关系的一个综合体现，这个作用过程可以通过裂缝面上岩石承受的正应力(σ_n)与剪应力

进行描述。其中，天然裂缝的最大水平有效应力(σ’_H)、天然裂缝的最小水平有效应力(σ’_h)、天然裂缝的正应力(σ_n)和天然裂缝的剪应力(τ)计算公式为：

σ_H＝σ_H-αP_P；

σ_h＝σ_h-αP_P；

式中，σ’_H是最大水平有效应力，σ’_h是最小水平有效应力，σ_H是最大水平应力，σ_h是最小水平应力，α是Biot常数，P_P是地层孔隙压力，σ_n是正应力，τ是剪应力，θ是天然裂缝与最大水平应力的逼近角。

在本公开中，井间应变伴生缝模拟方法中，闭合天然裂缝拉张启裂缝模拟的过程为：根据正应力强度准则(Rankine准则)，当孔隙流体压力(P_p)逐步增加并大于天然裂缝面的正应力(σ_n)时，天然裂缝将发生拉张启裂，如图7中所示裂缝由状态①演变为状态②。开发动态主要为注水井周围天然裂缝发生憋压、或者人工压裂形成张缝、以及受人工压裂影响的天然裂缝发生拉张启裂。反之，拉张启裂裂缝也可以闭合。当天然裂缝与最大水平应力的逼近角θ小于第一设定逼近角时(＜30°)，容易发生拉张启裂。容易发生拉张启裂的目的是为了预测闭合缝发生拉张启裂缝演化过程，即原先闭合的缝，前述条件下发生拉张启裂，裂缝的有效性发生变化，为后续动态缝表征提供依据。

在本公开中，井间应变伴生缝模拟方法中，闭合天然裂缝剪切滑移模拟的过程为：根据摩尔-库伦(Mohr-Coulomb)准则，当作用于裂缝面的剪应力τ大于抗剪强度(正应力(σ_n)与岩石内摩擦角(ψ)的正切值乘积时，天然裂缝将发生剪切滑移。一般为井间天然裂缝，当流体进入天然裂缝内使缝内流体压力的升高改变了其周围的应力分布，产生剪切滑移，如图7中裂缝由状态③演变为状态④。反之，剪切滑移裂缝也可以闭合。当天然裂缝与最大水平应力具有第二设定逼近角时(第二设定逼近角在30°-60°左右)，容易发生剪切滑移。其中，岩石内摩擦角(ψ)为室内实验的经验值。

具体地说，原先闭合的隐性天然裂缝拉张启裂的依据为满足正应力强度准则(Rankine准则)，为孔隙流体压力(Pp)逐步增加并大于天然裂缝面正应力(σn)；原先闭合的隐性裂缝剪切滑移的依据为遵循摩尔-库伦准则(Mohr-Coulomb准则)，为裂缝剪切应力(平行于裂缝的有效应力)大于裂缝摩阻。

在本公开中，井间应变伴生缝模拟的结果中，随着开发过程中应力变化，局部裂缝启裂或者闭合，或闭合缝、拉张启裂缝、剪切滑移缝交替出现，为同步进行的高精度数值模拟提供依据。

步骤S102：基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率。

在本公开的具体实施方式中，基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率的公式为：

式中，k_f是裂缝渗透率。在上式中，地层孔隙压力为多时刻动态的地层孔隙压力，也就是说，根据每个时刻动态的地层孔隙压力都可计算得到每个时刻对应的裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度，根据每个时刻对应的裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度可以得到每个时刻对应的裂缝渗透率。

其中，所述水井到油井之间裂缝可包括：所述井间应变伴生缝(天然裂缝)以及/或人工缝(人工裂缝)，在确定人工裂缝为所述实体缝时，需要人工裂缝的正演模拟结果确定所述人工裂缝的启裂延伸，其方法包括：分别获取所述人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内人工裂缝的正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力；根据所述缝内净压力及所述破裂压力确定所述人工裂缝的启裂延伸。

在本公开的具体实施方式中，在所述分别获取所述人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内人工裂缝的正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力之前，分别确定分别所述人工裂缝正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力，其确定方法，包括：获取压裂施工参数、人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内的力学参数、以及油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力；根据所述压裂施工参数及所述三维岩石网格的力学参数中的杨氏模量、断裂韧性或裂缝端部效应系数、裂缝半长以及裂缝高度确定缝内净压力；根据所述最小水平应力、所述最大水平应力、所述三维岩石网格的力学参数中的泊松比及岩石抗张强度确定破裂压力；所述根据所述缝内净压力及所述破裂压力确定所述人工裂缝的启裂延伸的方法，包括：若当前网格的缝内净压力大于破裂压力，裂缝启裂延伸至下一个网格；直到网格的缝内净压力小于或者等于破裂压力，停止启裂延伸。

在本公开的实施例中，在所述获取油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力之前，需要确定所述油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力，所述确定方法，包括：根据所述三维岩石网格模型的岩石力学参数、孔隙压力、重力载荷、侧面和下覆边界作用载荷的大小确定所述三维岩石网格模型中每个网格的内部载荷权重；根据所述每个网格的内部载荷权重及所述每个网格受到不同方向的相邻网络载荷得到所述每个网格的油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力。

在本公开的实施例中，所述的渗透率确定方法，还包括，获取所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系以及微地震事件点的分布；根据所述交切关系以及所述分布的匹配度及获取的设定匹配度确定所述人工裂缝的正演模拟结果的可靠性。

在本公开的实施例中，在所述获取所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系之前，需要确定所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系，其确定方法，包括：

根据所述缝内净压力及获取的抗张强度确定人工裂缝直接穿过所述天然裂缝或沿着所述天然裂缝延伸的阻移。

在本公开的实施例中，所述根据所述缝内净压力及获取的抗张强度确定人工裂缝直接穿过所述天然裂缝或沿着所述天然裂缝延伸的阻移的方法，包括：确定井周裂缝的发育情况；若所述井周裂缝为不发育的压裂井，则常规压裂以沿最大主应力方向延伸的单缝为主，以及在设定的压裂液用量下，压裂后形成主缝沿最大主应力方向延伸的复杂双翼缝；若所述井周裂缝为发育的压裂井，则在所述压裂井四周的第一设定位置内为人工裂缝直接穿过所述天然裂缝，在四周的第一设定位置外的第二设定位置为沿着所述天然裂缝延伸的阻移。

本公开还提出了一种表征方法，应用动态缝地质，包括：如上述的渗透率确定方法，进一步包括：获取注水开发过程中水井到油井之间的实体缝实时动态的裂缝渗透率，其中，所述实体缝至少包括：天然裂缝的拉张启裂或剪切滑移，以及/或人工裂缝；基于所述裂缝渗透率表征注水开发过程中水井到油井之间实体缝的裂缝性见水和水窜的特征。

在本公开的实施例中，根据井间应变伴生缝预测结果，在表征过程中，将天然裂缝的拉张启裂或者剪切滑移的天然裂缝或人工裂缝正演模拟得到的人工裂缝设置为实体缝，实体缝的开度和渗透率根据实时动态的地应力场模拟结果的正应力来计算。由于，地层孔隙压力为实时动态的地层孔隙压力，因此裂缝渗透率也为实时动态的裂缝渗透率。

在本公开的具体实施方式中，所述动态裂缝表征方法，在实时动态地应力模拟(实时动态地应力场模拟)结果的基础上，对不同压裂时间时对应应力场条件下的人工缝正演模拟结果、随着实时动态地应力变化的井间应变伴生缝模拟结果进行动态表征，包括：对天然裂缝系统、不断增加的人工缝系统、不断变化井间应变伴生缝系统作为渗流通道的实体缝表征以及实体缝系统随实时动态地应力不断变化的演化过程。

在本公开的具体实施方式中，所述天然裂缝系统、不断增加的人工缝系统、不断变化井间应变伴生缝系统作为渗流通道的实体缝表征的过程中，天然裂缝系统为开发初期起渗流通道作用的实体缝系统，不断增加的人工缝系统为开发过程中不同井不同时间实施压裂施工的人工缝正演模拟结果的表现的实体缝系统，不断变化井间应变伴生缝系统为随着实时动态地应力变化的井间应变伴生缝实体缝系统。

所述动态裂缝表征方法中对裂缝作为渗流通道的实体缝表征，其过程为：通过基于裂缝片状网格的裂缝面元与非结构化网格模型直接嵌套，实现地下真实尺度(毫米、微米级)的裂缝模拟，并对低渗透砂岩系统中裂缝的渗流通道特征通过实体缝系统直接表现出来。相对于常规的裂缝系统表征方法，有两个方面的改进：改进一，如图8所示，实施实例模拟过程中由粗化的角点网格模型，改进为模型不用粗化等效、裂缝采用实体缝模型表征。裂缝采用实体缝模型，一方面可优化网格数量，另一方面实现了裂缝尺度的定量表征和属性赋值，为裂缝尺度高精度油藏数值模拟奠定基础。改进二，如图9所示，由基于基质、裂缝两套网格双重介质模拟，改进为基质和实体缝在同一网格体系中的一体化表征。基质和实体缝在同一网格体系中，一方面裂缝与基质直接交互，另一方面可提高模型运算效率，为后期高精度数值模拟提供基础。

在本公开的具体实施方式中，所述动态裂缝表征方法中对有效裂缝组系随应力演化的动态缝表征，其过程包括：通过实时应力场跟踪，计算实时应力变化过程中开度(裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度)和渗透率等参数变化，自动跟踪有效裂缝的开启及延伸，可以有效跟踪拟合动态裂缝特征。

在本公开的具体实施方式中，根据开发过程中实时变化的实体缝及实时变化的裂缝渗透率，通过数值模拟软件LandSim，实时表征注水开发过程中水井到油井之间裂缝性见水和水窜的特征，能更好的预测裂缝性油藏的单井见水时间、含水率的变化趋势。具体地说，可以运用LandFrac裂缝建模软件的离散裂缝建模功能，通过裂缝面元实现了地下真实尺度(毫米、微米级)的裂缝模拟，其建立实体缝模型又可直接加载到LandSim油藏数值模拟软件参与计算，通过实时应力场跟踪，考虑开度和渗透率等参数变化，自动跟踪有效裂缝的开启、闭合及延伸特征。由于“动态缝”模拟过程中，考虑了裂缝随着应力突然开启、闭合以及裂缝导流能力随应力发生变化的特征，能够较好的表征裂缝影响的水驱优势方向，对见水时间、含水率等指标拟合较好，较常规数值模拟方法的拟合精度能有较大幅度的提高。

在本公开的具体实施方式中，所述动态裂缝表征方法中对有效裂缝组系随应力演化的动态缝表征，相对于常规的裂缝系统表征方法，有如下改进：如图10所示，由常规裂缝模拟方法中模型网格系统在数值模拟过程中是固定的，改进为模型网格系统可以自动调整，自动跟踪裂缝体系。通过实时应力场跟踪，计算应力变化过程中开度和渗透率等参数变化，自动跟踪有效裂缝的开启及延伸，可以有效跟踪拟合动态裂缝特征，为提高数值模拟及剩余油描述精度提供基础。

本发明实施的基于有效裂缝组系演化的动态缝地质建模方法的动态裂缝系统，为地质建模与数值模拟“动态无缝式”链接、应力-油藏-流体实时联动、“四维”实时跟踪预测及模拟的过程，很好的体现了低渗透油藏裂缝表征过程中裂缝系统随地应力实时演化的动态特征，实现对动态裂缝系统全过程跟踪预测，为后期剩余油精细描述和指导开发调整提供基础。

通过验证，考虑了裂缝随着应力突然开启、闭合以及裂缝导流能力随应力发生变化的特征，能够较好的表征裂缝影响的水驱优势方向，如图11所示，实例实施过程中对见水时间、含水率等指标拟合较好，较常规数值模拟方法的精度有了较大幅度的提高。以C45区88-100排为例，见水时间拟合率提高了52个百分点，单井含水拟合率提高5-10个百分点；同时，如图12所示，全区含水符合率达到95％以上，同时节约了计算时间。

在本公开，在确定人工裂缝为所述实体缝时，需要人工裂缝的正演模拟结果确定所述人工裂缝的启裂延伸，其方法包括：分别获取所述人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内人工裂缝的正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力；根据所述缝内净压力及所述破裂压力确定所述人工裂缝的启裂延伸。

在本公开，在所述分别获取所述人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内人工裂缝的正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力之前，分别确定分别所述人工裂缝正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力，其确定方法，包括：获取压裂施工参数、人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内的力学参数、以及油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力；根据所述压裂施工参数及所述三维岩石网格的力学参数中的杨氏模量、断裂韧性或裂缝端部效应系数、裂缝半长以及裂缝高度确定缝内净压力；根据所述最小水平应力、所述最大水平应力、所述三维岩石网格的力学参数中的泊松比及岩石抗张强度确定破裂压力。

在本公开，所述根据所述缝内净压力及所述破裂压力确定所述人工裂缝的启裂延伸的方法，包括：若当前网格的缝内净压力大于破裂压力，裂缝启裂延伸至下一个网格；直到网格的缝内净压力小于或者等于破裂压力，停止启裂延伸。

在本公开的具体实施例中，人工缝正演模拟过程中，基于压裂施工参数的人工缝启裂及延伸计算，为根据施工排量、压裂液粘度等压裂施工参数计算的缝内净压力，实时动态地应力场模拟结果计算的破裂压力，当计算缝内净压力大于破裂压力时，人工缝启裂延伸，反之为停止，以此来计算人工缝启裂延伸过程。

在本公开的具体实施例中给出了缝内静压力和破裂压力的计算公式，如下：

式中，P_Net是缝内净压力，E_dyn是杨氏模量，Q是施工排量，μ是压裂液粘度，K_Ic-App是断裂韧性或裂缝端部效应系数(为油田内部经验值)，H_o是裂缝高度，X_f是裂缝半长，v_dyn是泊松比，P_C是破裂压力，σ_H是最大水平应力，σ_h是最小水平应力，α是Biot常数，T是岩石抗张强度，T由室内实验测定。

在本公开的实施中，人工缝正演模拟方法综合考虑储层特征、天然裂缝以及地质力学的非均质特征信息，同时又考虑人工压裂缝规模、压裂液泵注程序及支撑剂运输过程，水力裂缝相遇天然裂缝的表现形式，包括水力裂缝和天然裂缝的夹角、最大和最小水平应力的差值、裂缝内流体压力、天然裂缝的摩擦系数和内聚力，计算结果能够更加精确地预测模拟计算人工缝压裂扩展过程中人工缝的形成及变化，用于更可靠的人工压裂形态模拟。

在本公开中，在所述获取油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力之前，需要确定所述油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力，所述确定方法，包括：根据所述三维岩石网格模型的岩石力学参数、孔隙压力、重力载荷、侧面和下覆边界作用载荷的大小确定所述三维岩石网格模型中每个网格的内部载荷权重；根据所述每个网格的内部载荷权重及所述每个网格受到不同方向的相邻网络载荷得到所述每个网格的油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力。

在本公开的具体实施例中，原始地应力场精细模拟方法中，有限元计算及应力拟合的过程为：在地质力学网格模型的基础上，根据不同网格的岩石力学参数、孔隙压力、重力载荷、侧面和下覆边界作用载荷的大小，利用利用斯伦贝谢petrel软件的VISAGE模块中的多元矩阵回归式求出每个网格的内部载荷权重，根据每个网格的内部载荷权重乘以其不同方向的相邻网络载荷，试算每个网格的油藏内部地应力，根据每个网格的油藏内部地应力得到每个网格的最小水平应力和最大水平应力。

在本公开中，所述原始地应力场精细模拟方法中，边界载荷设置包括上覆岩层的重力载荷、侧面和下覆边界作用载荷。上覆岩层添加到地表，因此，上覆岩层的重力载荷为重力作用的结果，由岩石密度测井得到的地面到油藏部位不同深度地层密度与重力加速度的累加计算得到。侧面岩石和下覆岩层为固定边界，根据邻区岩石力学分析结果，施加不同边界的载荷。

在本公开中，所述原始地应力场精细模拟方法中，有限元计算及应力拟合的过程为：在地质力学网格模型的基础上，根据不同网格的岩石力学参数、孔隙压力、重力载荷、侧面和下覆边界作用载荷的大小，利用利用斯伦贝谢petrel软件的VISAGE模块中的多元矩阵回归式求出每个网格的内部载荷权重，根据每个网格的内部载荷权重乘以其不同方向的相邻网络载荷，试算每个网格的油藏内部地应力，根据每个网格的油藏内部地应力得到每个网格的最小水平应力和最大水平应力。通过多次调整边界条件计算初始应力分布得到多个油藏内部地应力，多个油藏内部地应力分别与单井交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井实测应力对比，如果计算得到油藏内部地应力与X-mac测井实测的应力值在设定的误差范围内，就认为计算的地应力结果为初始地应力结果，达到拟合标定后即为油藏初始地应力场计算结果。如图3所示，给出了区块各井岩石力学参数、地应力计算结果与交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井实测数据的对比验证，其中第一道为井深，第二道为横波数据，第三道为泊松比，第四道为杨氏模量，第五道为最小水平主应力，第六道为最大水平主应力，第七道为垂向压力，从图3中看出，沿井轨抽取的精细地应力模拟结果与单井交叉式多极子阵列声波(X-Mac)测井实测结果匹配度较高，说明三维岩石力学应力边界合理，原始地应力计算结果合理。

在本公开的实施例中，所述的表征方法，还包括，获取所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系以及微地震事件点的分布；根据所述交切关系以及所述分布的匹配度及获取的设定匹配度确定所述人工裂缝的正演模拟结果的可靠性。

在本公开的实施例中，在所述获取所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系之前，需要确定所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系，其确定方法，包括：根据所述缝内净压力及获取的抗张强度确定人工裂缝直接穿过所述天然裂缝或沿着所述天然裂缝延伸的阻移。

在本公开的实施例中，人工裂缝为不同时间压裂施工结束后最终形成的依靠压裂施工启裂的裂缝，因此得计算人工缝启裂的过程。为根据压裂施工参数计算缝内净压力，实时地应力场模拟结果当前时间的应力场计算破裂压力，根据缝内净压力与破裂压力的关系，计算人工缝启裂还是停止，当压裂施工结束后，得到的人工缝启裂的那些裂缝的组合即为人工缝最终的裂缝形态。

压裂施工参数是随时间变化的曲线，根据压裂施工参数计算裂缝延伸过程中网格的缝内净压力，根据实时地应力场模拟结果可以计算压裂施工时近井网格的最大水平应力、最小水平应力，根据计算公式可以计算出当前网格的破裂压力，当前网格的缝内净压力大于破裂压力时，裂缝延伸至下一个网格，随即计算下一个网格的人工裂缝是否启裂。

基于压裂施工曲线的人工缝正演模拟的过程是，首先根据近井网格的实时地应力模拟结果计算破裂压力，根据压裂施工参数计算裂缝延伸至当前网格缝内净压力，当缝内净压力大于破裂压力时，裂缝在这个网格上启裂并延伸到下一个网格。这样计算，直到压裂液全部注进储层(压力施工参数的最后一个时间步)，裂缝延伸的最后一个网格的缝内净压力小于了破裂压力，表明裂缝就只能延伸到这个网格。最终计算的裂缝延伸的那些网格连起来，变成一条或者几条裂缝线，就是最终人工裂缝形态。

在本公开的实施例中，所述根据所述缝内净压力及获取的抗张强度确定人工裂缝直接穿过所述天然裂缝或沿着所述天然裂缝延伸的阻移的方法，包括：确定井周裂缝的发育情况；若所述井周裂缝为不发育的压裂井，则常规压裂以沿最大主应力方向延伸的单缝为主，以及在设定的压裂液用量下，压裂后形成主缝沿最大主应力方向延伸的复杂双翼缝；若所述井周裂缝为发育的压裂井，则在所述压裂井四周的第一设定位置内为人工裂缝直接穿过所述天然裂缝，在四周的第一设定位置外的第二设定位置为沿着所述天然裂缝延伸的阻移。

压裂施工参数是随时间变化的曲线，根据压裂施工参数计算裂缝延伸过程中网格的缝内净压力，根据实时地应力场模拟结果可以计算压裂施工时近井网格的最大水平应力、最小水平应力，根据计算公式可以计算出当前网格的破裂压力，当前网格的缝内净压力大于破裂压力时，裂缝延伸至下一个网格，随即计算下一个网格的人工裂缝是否启裂。

在本公开中，人工缝正演模拟过程中，模拟过程中考虑了人工缝与天然裂缝的交切关系，根据缝内净压力与抗张强度的关系，人工缝与天然缝的交切关系存在直接穿过天然裂缝的穿越、沿着天然裂缝延伸的阻移两种模式。其中，抗张强度为油田区块经验值，由各油田室内实验测定。

在本公开中，通过人工裂缝正演模拟，可以搞清人工裂缝的分布特征，如图6所示，实施实例分布特征主要为，对于井周裂缝不发育的压裂井，常规压裂以沿最大主应力方向延伸的单缝为主，适度规模(压裂液用量超过500方)压裂后形成主缝沿最大主应力方向延伸的复杂双翼缝；对于井周裂缝发育的压裂井，无论是常规压裂还是适度规模压裂，压裂过程中，在离井近的地方(第一设定位置)，由于缝内净压力较大(大于抗张强度)，人工缝与天然缝为穿越模式；但离井远的地方(第二设定位置)，由于缝内净压力已经下降，人工缝遇到天然裂缝会形成沿着天然裂缝延伸形成阻移的模式。整体上，最终形成主缝沿最大主应力方向，延伸至与天然缝交互形成复杂裂缝。以上结果通过用微地震监测资料验证，人工裂缝模拟的形态(交切关系)与微地震事件点的分布匹配度较高，即二维平面上微地震事件点的分布与人工裂缝平面分布结果位置重叠率占50％(设定匹配度)以上，此时说明人工裂缝正演模拟结果较为可靠。

其中，适度规模为油田现场一般将压裂液用量超过500方的称为适度规模压裂。

应用于动态缝地质的渗透率方法以及/或用于动态缝地质的表征方法的执行主体可以是信息处理装置，例如，信息处理方法可以由终端设备或服务器或其它处理设备执行，其中，终端设备可以为用户设备(User Equipment，UE)、移动设备、用户终端、终端、蜂窝电话、无绳电话、个人数字处理(Personal Digital Assistant，PDA)、手持设备、计算设备、车载设备、可穿戴设备等。在一些可能的实现方式中，该应用于动态缝地质的渗透率方法以及/或用于动态缝地质的表征方法可以通过处理器调用存储器中存储的计算机可读指令的方式来实现。”

本领域技术人员可以理解，在具体实施方式的上述方法中，各步骤的撰写顺序并不意味着严格的执行顺序而对实施过程构成任何限定，各步骤的具体执行顺序应当以其功能和可能的内在逻辑确定。

本公开提出的渗透率确定装置，应用于动态缝地质，包括：获取单元，用于获取动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度；确定单元，用于基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率。

在一些实施例中，本公开实施例提供的装置具有的功能或包含的模块可以用于执行上文方法实施例描述的方法，其具体实现可以参照上文方法实施例的描述，为了简洁，这里不再赘述。

本公开提出的表征装置，应用于动态缝地质，包括如上述的渗透率确定装置，进一步包括：获取单元，用于获取注水开发过程中水井到油井之间的实体缝实时动态的裂缝渗透率，其中，所述实体缝至少包括：天然裂缝的拉张启裂或剪切滑移，以及/或人工裂缝；表征单元，用于基于所述裂缝渗透率表征注水开发过程中水井到油井之间实体缝的裂缝性见水和水窜的特征。

同时，在一些实施例中，本公开实施例提供的装置具有的功能或包含的模块可以用于执行上文方法实施例描述的方法，其具体实现可以参照上文方法实施例的描述，为了简洁，这里不再赘述。

本公开实施例还提出一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被处理器执行时实现上述渗透率确定方法，以及/或，上述的表征方法。计算机可读存储介质可以是非易失性计算机可读存储介质。

本公开实施例还提出一种电子设备，包括：处理器；用于存储处理器可执行指令的存储器；其中，所述处理器被配置为上述渗透率确定方法，以及/或，上述的表征方法。电子设备可以被提供为终端、服务器或其它形态的设备。

图13是根据一示例性实施例示出的一种电子设备800的框图。例如，电子设备800可以是移动电话，计算机，数字广播终端，消息收发设备，游戏控制台，平板设备，医疗设备，健身设备，个人数字助理等终端。

参照图13，电子设备800可以包括以下一个或多个组件：处理组件802，存储器804，电源组件806，多媒体组件808，音频组件810，输入/输出(I/O)的接口812，传感器组件814，以及通信组件816。

处理组件802通常控制电子设备800的整体操作，诸如与显示，电话呼叫，数据通信，相机操作和记录操作相关联的操作。处理组件802可以包括一个或多个处理器820来执行指令，以完成上述的方法的全部或部分步骤。此外，处理组件802可以包括一个或多个模块，便于处理组件802和其他组件之间的交互。例如，处理组件802可以包括多媒体模块，以方便多媒体组件808和处理组件802之间的交互。

存储器804被配置为存储各种类型的数据以支持在电子设备800的操作。这些数据的示例包括用于在电子设备800上操作的任何应用程序或方法的指令，联系人数据，电话簿数据，消息，图片，视频等。存储器804可以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。

电源组件806为电子设备800的各种组件提供电力。电源组件806可以包括电源管理系统，一个或多个电源，及其他与为电子设备800生成、管理和分配电力相关联的组件。

多媒体组件808包括在所述电子设备800和用户之间的提供一个输出接口的屏幕。在一些实施例中，屏幕可以包括液晶显示器(LCD)和触摸面板(TP)。如果屏幕包括触摸面板，屏幕可以被实现为触摸屏，以接收来自用户的输入信号。触摸面板包括一个或多个触摸传感器以感测触摸、滑动和触摸面板上的手势。所述触摸传感器可以不仅感测触摸或滑动动作的边界，而且还检测与所述触摸或滑动操作相关的持续时间和压力。在一些实施例中，多媒体组件808包括一个前置摄像头和/或后置摄像头。当电子设备800处于操作模式，如拍摄模式或视频模式时，前置摄像头和/或后置摄像头可以接收外部的多媒体数据。每个前置摄像头和后置摄像头可以是一个固定的光学透镜系统或具有焦距和光学变焦能力。

音频组件810被配置为输出和/或输入音频信号。例如，音频组件810包括一个麦克风(MIC)，当电子设备800处于操作模式，如呼叫模式、记录模式和语音识别模式时，麦克风被配置为接收外部音频信号。所接收的音频信号可以被进一步存储在存储器804或经由通信组件816发送。在一些实施例中，音频组件810还包括一个扬声器，用于输出音频信号。

I/O接口812为处理组件802和外围接口模块之间提供接口，上述外围接口模块可以是键盘，点击轮，按钮等。这些按钮可包括但不限于：主页按钮、音量按钮、启动按钮和锁定按钮。

传感器组件814包括一个或多个传感器，用于为电子设备800提供各个方面的状态评估。例如，传感器组件814可以检测到电子设备800的打开/关闭状态，组件的相对定位，例如所述组件为电子设备800的显示器和小键盘，传感器组件814还可以检测电子设备800或电子设备800一个组件的位置改变，用户与电子设备800接触的存在或不存在，电子设备800方位或加速/减速和电子设备800的温度变化。传感器组件814可以包括接近传感器，被配置用来在没有任何的物理接触时检测附近物体的存在。传感器组件814还可以包括光传感器，如CMOS或CCD图像传感器，用于在成像应用中使用。在一些实施例中，该传感器组件814还可以包括加速度传感器，陀螺仪传感器，磁传感器，压力传感器或温度传感器。

通信组件816被配置为便于电子设备800和其他设备之间有线或无线方式的通信。电子设备800可以接入基于通信标准的无线网络，如WiFi，2G或3G，或它们的组合。在一个示例性实施例中，通信组件816经由广播信道接收来自外部广播管理系统的广播信号或广播相关信息。在一个示例性实施例中，所述通信组件816还包括近场通信(NFC)模块，以促进短程通信。例如，在NFC模块可基于射频识别(RFID)技术，红外数据协会(IrDA)技术，超宽带(UWB)技术，蓝牙(BT)技术和其他技术来实现。

在示例性实施例中，电子设备800可以被一个或多个应用专用集成电路(ASIC)、数字信号处理器(DSP)、数字信号处理设备(DSPD)、可编程逻辑器件(PLD)、现场可编程门阵列(FPGA)、控制器、微控制器、微处理器或其他电子元件实现，用于执行上述方法。

在示例性实施例中，还提供了一种非易失性计算机可读存储介质，例如包括计算机程序指令的存储器804，上述计算机程序指令可由电子设备800的处理器820执行以完成上述方法。

图14是根据一示例性实施例示出的一种电子设备1900的框图。例如，电子设备1900可以被提供为一服务器。参照图14，电子设备1900包括处理组件1922，其进一步包括一个或多个处理器，以及由存储器1932所代表的存储器资源，用于存储可由处理组件1922的执行的指令，例如应用程序。存储器1932中存储的应用程序可以包括一个或一个以上的每一个对应于一组指令的模块。此外，处理组件1922被配置为执行指令，以执行上述方法。

电子设备1900还可以包括一个电源组件1926被配置为执行电子设备1900的电源管理，一个有线或无线网络接口1950被配置为将电子设备1900连接到网络，和一个输入输出(I/O)接口1958。电子设备1900可以操作基于存储在存储器1932的操作系统，例如Windows ServerTM，Mac OS XTM，UnixTM,LinuxTM，FreeBSDTM或类似。

在示例性实施例中，还提供了一种非易失性计算机可读存储介质，例如包括计算机程序指令的存储器1932，上述计算机程序指令可由电子设备1900的处理组件1922执行以完成上述方法。

本公开可以是系统、方法和/或计算机程序产品。计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于使处理器实现本公开的各个方面的计算机可读程序指令。

计算机可读存储介质可以是可以保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是――但不限于――电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：便携式计算机盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、静态随机存取存储器(SRAM)、便携式压缩盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能盘(DVD)、记忆棒、软盘、机械编码设备、例如其上存储有指令的打孔卡或凹槽内凸起结构、以及上述的任意合适的组合。这里所使用的计算机可读存储介质不被解释为瞬时信号本身，诸如无线电波或者其他自由传播的电磁波、通过波导或其他传输媒介传播的电磁波(例如，通过光纤电缆的光脉冲)、或者通过电线传输的电信号。

这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。

用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构(ISA)指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如Smalltalk、C++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“C”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(LAN)或广域网(WAN)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列(FPGA)或可编程逻辑阵列(PLA)，该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。

这里参照根据本公开实施例的方法、装置(系统)和计算机程序产品的流程图和/或框图描述了本公开的各个方面。应当理解，流程图和/或框图的每个方框以及流程图和/或框图中各方框的组合，都可以由计算机可读程序指令实现。

这些计算机可读程序指令可以提供给通用计算机、专用计算机或其它可编程数据处理装置的处理器，从而生产出一种机器，使得这些指令在通过计算机或其它可编程数据处理装置的处理器执行时，产生了实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作的装置。也可以把这些计算机可读程序指令存储在计算机可读存储介质中，这些指令使得计算机、可编程数据处理装置和/或其他设备以特定方式工作，从而，存储有指令的计算机可读介质则包括一个制造品，其包括实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作的各个方面的指令。

也可以把计算机可读程序指令加载到计算机、其它可编程数据处理装置、或其它设备上，使得在计算机、其它可编程数据处理装置或其它设备上执行一系列操作步骤，以产生计算机实现的过程，从而使得在计算机、其它可编程数据处理装置、或其它设备上执行的指令实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作。

本公开通过开展开发过程中地应力场实时动态模拟，并根据不同期次压裂施工时应力场分布状况，通过人工缝正演模拟技术，考虑压裂施工参数及人工缝与天然缝的交互关系，计算人工缝启裂延伸过程；其次，根据不断变化的应力场与裂缝组系的关系，对导致井间闭合天然缝拉张启裂或剪切滑移的裂缝组系进行实时预测；在上述结果基础上，通过基于裂缝面元的非结构化网格模型实现地下真实尺度的裂缝表征，并通过应力自动跟踪，跟踪有效裂缝的开启及延伸，最终形成以四维应变为核心，人工缝正演模拟和井间应变伴生缝预测表征的动态裂缝地质建模技术，实现基于有效裂缝组系演化的全过程跟踪预测，为缝控基质单元的储层评价和剩余油表征奠定基础。

附图中的流程图和框图显示了根据本公开的多个实施例的系统、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段或指令的一部分，所述模块、程序段或指令的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。在有些作为替换的实现中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。

以上已经描述了本公开的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中技术的技术改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。

Claims (19)

1.一种渗透率确定方法，应用于动态缝地质，其特征在于，包括：

获取动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度；

基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率；以及根据所述注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率对有效裂缝组系随应力演化的动态缝表征；

其中，所述对有效裂缝组系随应力演化的动态缝表征，包括：通过井间应变伴生缝以及/或人工缝的三维岩石网格多时刻动态的地层孔隙压力跟踪，计算所述多时刻动态的地层孔隙压力过程中裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度和渗透率参数变化，自动跟踪有效裂缝的开启及延伸，以有效跟踪拟合动态裂缝特征。

2.根据权利要求1所述的渗透率确定方法，其特征在于，在所述渗透率确定之前，确定所述裂缝开度，其确定方法，包括：

获取三维岩石网格的力学参数，所述力学参数至少包括：杨氏模量及泊松比；以及，获取距离裂缝中心任意位置对应的长度、所述井间应变伴生缝以及/或人工缝的三维岩石网格多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力；

基于所述长度、所述三维岩石网格的力学参数、所述正应力和所述多时刻动态的地层孔隙压力确定所述裂缝开度。

3.根据权利要求2所述的渗透率确定方法，其特征在于，在所述获取三维岩石网格的力学参数之前，确定所述力学参数，其确定方法，包括：

获取井点、地震及沉积单元的砂体对应的数据成果，以及一维岩石力学参数；

根据所述数据成果建立三维岩石模型，对所述三维岩石模型进行网格化处理，得到三维岩石网格模型；

根据所述一维岩石力学参数得到所述三维岩石网格模型对应的所述三维岩石网格的力学参数。

4.根据权利要求2或3所述的渗透率确定方法，其特征在于，在获取所述井间应变伴生缝以及/或人工缝的三维岩石网格多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力之前，确定多时刻动态的地层孔隙压力及所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的正应力，其确定方法，包括：

获取所述多时刻中某一时刻的地层应力、地层应变及地层位移；

根据所述地层应力、地层应变及地层位移得到某一时刻对应的裂缝渗透率及裂缝孔隙度；

基于所述某一时刻对应的裂缝渗透率及裂缝孔隙度得到某一时刻对应的地层孔隙压力；

以及，

获取天然裂缝与最大水平应力的逼近角；

以及根据所述多时刻动态的地层孔隙压力确定所述多时刻动态的地层孔隙压力对应的天然裂缝最大水平有效应力及天然裂缝最小水平有效应力；

根据所述逼近角、所述天然裂缝最大水平有效应力及所述天然裂缝最小水平有效应力确定所述正应力。

5.一种渗透率确定装置，应用于动态缝地质，其特征在于，包括：

获取单元，用于获取动态缝地质裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度；

确定单元，用于基于所述裂缝开度确定注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率；以及根据所述注水开发过程中水井到油井之间裂缝实时动态的裂缝渗透率对有效裂缝组系随应力演化的动态缝表征；

其中，所述对有效裂缝组系随应力演化的动态缝表征，包括：通过井间应变伴生缝以及/或人工缝的三维岩石网格多时刻动态的地层孔隙压力跟踪，计算所述多时刻动态的地层孔隙压力过程中裂缝上距离裂缝中心任意位置的裂缝开度和渗透率参数变化，自动跟踪有效裂缝的开启及延伸，以有效跟踪拟合动态裂缝特征。

6.一种表征方法，应用动态缝地质，包括：如权利要求1-4任一项所述的渗透率确定方法，其特征在于：

获取注水开发过程中水井到油井之间的实体缝实时动态的裂缝渗透率，其中，所述实体缝至少包括：天然裂缝的拉张启裂或剪切滑移，以及/或人工裂缝；

基于所述裂缝渗透率表征注水开发过程中水井到油井之间实体缝的裂缝性见水和水窜的特征。

7.根据权利要求6所述的表征方法，其特征在于，在确定人工裂缝为所述实体缝时，需要人工裂缝的正演模拟结果确定所述人工裂缝的启裂延伸，其方法包括：

分别获取所述人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内人工裂缝的正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力；

根据所述缝内净压力及所述破裂压力确定所述人工裂缝的启裂延伸。

8.根据权利要求6所述的表征方法，其特征在于，还包括，获取所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系以及微地震事件点的分布；

根据所述交切关系以及所述分布的匹配度及获取的设定匹配度确定所述人工裂缝的正演模拟结果的可靠性。

9.根据权利要求7所述的表征方法，其特征在于，还包括，获取所述人工裂缝与天然裂缝的交切关系以及微地震事件点的分布；

根据所述交切关系以及所述分布的匹配度及获取的设定匹配度确定所述人工裂缝的正演模拟结果的可靠性。

10.根据权利要求7或9任一项所述的表征方法，其特征在于，在所述分别获取所述人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内人工裂缝的正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力之前，分别确定分别所述人工裂缝正演模拟结果的缝内净压力及破裂压力，其确定方法，包括：

获取压裂施工参数、人工裂缝的三维岩石网格模型中每个网格内的力学参数、以及油藏内部地应力的最小水平应力和最大水平应力；

根据所述压裂施工参数及所述三维岩石网格的力学参数中的杨氏模量、断裂韧性或裂缝端部效应系数、裂缝半长以及裂缝高度确定缝内净压力；

根据所述最小水平应力、所述最大水平应力、所述三维岩石网格的力学参数中的泊松比及岩石抗张强度确定破裂压力。

11.根据权利要求7或9任一项所述的表征方法，其特征在于，所述根据所述缝内净压力及所述破裂压力确定所述人工裂缝的启裂延伸的方法，包括：

若当前网格的缝内净压力大于破裂压力，裂缝启裂延伸至下一个网格；

直到网格的缝内净压力小于或者等于破裂压力，停止启裂延伸。

12.根据权利要求10所述的表征方法，其特征在于，所述根据所述缝内净压力及所述破裂压力确定所述人工裂缝的启裂延伸的方法，包括：

若当前网格的缝内净压力大于破裂压力，裂缝启裂延伸至下一个网格；

直到网格的缝内净压力小于或者等于破裂压力，停止启裂延伸。

13.一种表征装置，应用于动态缝地质，包括如权利要求5所述的渗透率确定装置，其特征在于：

获取单元，用于获取注水开发过程中水井到油井之间的实体缝实时动态的裂缝渗透率，其中，所述实体缝至少包括：天然裂缝的拉张启裂或剪切滑移，以及/或人工裂缝；

表征单元，用于基于所述裂缝渗透率表征注水开发过程中水井到油井之间实体缝的裂缝性见水和水窜的特征。

14.一种电子设备，其特征在于，包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行权利要求1至4中任意一项所述的渗透率确定方法。

15.一种电子设备，其特征在于，包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行权利要求6-12任意一项所述的表征方法。

16.一种电子设备，其特征在于，包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行权利要求1至4中任意一项所述的渗透率确定方法；以及，权利要求6-12任意一项所述的表征方法。

17.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，其特征在于，所述计算机程序指令被处理器执行时实现权利要求1至4中任意一项所述的渗透率确定方法。

18.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，其特征在于，所述计算机程序指令被处理器执行时实现权利要求6-12任意一项所述的表征方法。

19.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，其特征在于，所述计算机程序指令被处理器执行时实现权利要求1至4中任意一项所述的渗透率确定方法；以及，权利要求6-12任意一项所述的表征方法。

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