CN113586023B - 页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备 - Google Patents
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Abstract
本申请提供一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备。通过建立页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。本申请的方法，通过压力波传播到边界的时间来确定最优闷井时间，从而使获得的闷井时间更加准确，提高了页岩油井产量。
Description
技术领域
本申请实施例涉及油气田开发领域，尤其涉及一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备。
背景技术
页岩油藏凭借自然开采的手段难以获得产量，因为在开采的过程中没有外界能量供给，产量逐渐下降，导致总的开发效果变差。这时通过水力压裂技术，采取单井注水云吐，注入水补充地层能量，然后闷井一段时间使地下油水分异，最后开井生产。此外，压裂后闷井一段时间裂缝在压裂液的作用下进一步扩展，形成复杂缝隙，也有助于提高页岩油田早期产量。如果闷井时间太长，大量的压裂液与裂缝相互作用，在裂缝附近形成伤害带，通过堵塞页岩储层中的纳米级孔隙而影响页岩储层渗透性能。如果闷井时间太短，压裂液与页岩储层不能充分发生作用，也不利于改善页岩储层的渗透性能。因此，确定最优闷井时间就显得尤为重要。
现有技术中，所采用的多段压裂水平井闷井时间优化方法中，缺少针对页岩油藏闷井时间优化的方法，因此有必要结合这些情况建立一套页岩油藏闷井时间优化方法，从而为现场闷井施工提供理论参考。
发明内容
本申请提供一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备，用以解决现有技术所采用的多段压裂水平井闷井时间优化方法中，缺少针对页岩油藏闷井时间优化的方法的问题，从而提高了页岩油井产量。
第一方面，本申请提供一种闷井时间的确定方法，包括：
根据页岩油藏缝网压裂水平井的不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；
根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；
根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。
第二方面，本申请实施例提供一种闷井时间的确定装置，包括：
计算模块，用于根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；并用于根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；
生成模块，用于根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。
第三方面，本申请实施例提供一种闷井时间的确定设备，
包括：存储器，处理器；
存储器；用于存储处理器可执行指令的存储器；
其中，处理器被配置为运行存储器中存储的指令以执行第一方面任一项闷井时间的确定方法。
第四方面，本申请实施例提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被处理器执行时用于实现第一方面任一项闷井时间的确定方法。
第五方面，本申请实施例提供一种计算机程序产品，包括计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现第一方面任一项闷井时间的确定方法。
本申请提供的一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法及设备，通过建立页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。本申请的方法，通过渗透率与压力波传播到边界的时间来确定最优闷井时间，从而使获得的闷井时间更加准确，提高了页岩油井产量。
附图说明
为了更清楚地说明本发明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为本申请实施例提供的一种闷井时间的确定方法流程图；
图2为本申请实施例提供的又一种闷井时间的确定方法流程图；
图3为本发明实施例提供的一种页岩油缝网压裂水平井物理模型示意图；
图4为本申请实施例提供的再一种闷井时间的确定方法流程图；
图5为本发明实施例提供的一种页岩油缝网压裂水平井试井曲线示意图；
图6a-6f分别为本发明实施例提供的不同渗透率下的一种页岩油缝网压裂水平井试井曲线示意图；
图7为本发明实施例提供的一种闷井时间随改造区渗透率变化图版示意图；
图8为本申请实施例提供的一种闷井时间的确定装置的结构示意图；
图9为本申请实施例提供的一种电子设备的结构示意图。
具体实施方式
为了使本发明的技术方案更加明晰明了的呈现，下面以具体地实施例对本申请的技术方案以及本申请的技术方案如何解决上述技术问题进行详细说明。显然，所描述的实施例仅仅是一部分的实施例，而不是全部的实施例，故并不用于限定此发明。对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例中不再赘述。下面将结合附图，对本申请的实施例进行描述。
首先，对领域内特有名词进行解释说明：
页岩油：是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。其中包括泥页岩孔隙和裂缝中的石油，也包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油资源。
试井：试井是为了确定井的生产能力和研究储层参数及储层动态而对井进行的专门测试工作。按测试时流体在储层中的流动性质及所依据的基本理论，试井分为稳定试井和不稳定试井。
压裂：在石油领域，压裂是指采油或采气过程中，利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法，又称水力压裂。压裂是人为地使地层产生裂缝，改善油在地下的流动环境，使油井产量增加，对改善油井井底流动条件、减缓层间和改善油层动用状况可起到重要的作用。
闷井时间：压裂后闷井一段时间可以使地下油水分异，也可以使裂缝在压裂液的作用下进一步扩展，有助于提高页岩油田早期产量。
缝网：压裂形成的裂缝不是常规的双翼裂缝，而是形成了裂缝网络。
渗透率：是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力，是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。
受效区：受到水力压裂技术而影响的区域。
改造区：受到水力压裂技术影响而起作用的区域，在此区域内有裂缝的产生。
未改造区：未受到水力压裂技术影响的区域，也是原始地层。
井筒：是指在井工采矿，从地面向矿体开凿的垂直或倾斜一类工程，垂直的工程称为立井，倾斜的工程称为斜井，井筒是矿井通达地面的主要进出口。
本申请，考虑了页岩油藏复杂渗流特征、压裂裂缝形态，建立页岩油藏缝网压裂水平井试井模型，通过渗透率与压力波传播到边界的时间来确定最优闷井时间，从而使获得的闷井时间更加准确，提高了页岩油井产量。
下面将结合附图，对本申请的实施例进行描述。
图1为本发明实施例提供的一种闷井时间的确定流程图，如图1所示，包括：
S101、根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；
试井是为了确定井的生产能力和研究储层参数及储层动态而对井进行的专门测试工作。按测试时流体在储层中的流动性质及所依据的基本理论，试井分为稳定试井和不稳定试井。
进行不稳定试井的目的是通过改变油气水井的工作模式，以引起地层中压力重新分布，进而测量井底压力随时间的变化过程。通过建立试井模型能更清楚的模拟页岩油藏地层情况，从而分析出相关参数。
渗透率是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力，是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。渗透率是储油(气)岩的物性基础，其大小与孔隙度、液体渗透方向上孔隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，而与在介质中运动的液体性质无关。
S102、根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；
通过建立的页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型来模拟压力传播，通过设计不同改造区渗透率，利用上述页岩油藏缝网压裂水平井试井模型求解，用解析方法或者数值方法求出模型的解，并绘制出井底压力随时间的变化过程曲线即为试井曲线。
在试井模型中，为了更好的模拟地层情况，我们将地层划分为压裂主裂缝、近井复杂缝网改造区、远井次裂缝受效区、原始储层等。通过对模型进行分区，可以细化水平井压裂后地层的运动情况，计算出不同区的基础参数，从而使模型的数据更加精准。而影响闷井时间的因素有很多，但是由于改造区渗透率对闷井时间影响最为明显，所以在本申请中只考虑改造区渗透率对闷井时间的影响。
随着闷井时间增加，水平井压裂过程中注入压力不断向外扩散传播。由于页岩油藏原始储层渗透率极低，压裂措施未波及区域基本表现为不渗透特性，压力波传播到不渗透边界的时间则为最优闷井时间。
S103、根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。
根据试井曲线得到不同渗透率的单井到达边界效应的时间，建立渗透率与边界效应时间图版。通过监测得到的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率，对照图版得到最优闷井时间。
本申请提供一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法。通过建立页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。本申请的方法，通过渗透率与压力波传播到边界的时间来确定最优闷井时间，从而使获得的闷井时间更加准确，提高了页岩油井产量。
图2为本发明实施例提供的闷井时间的确定方法又一个实施例的流程图，如图2所示，在图1所示实施例的基础之上，本实施例具体描述了页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型的建立过程，包括：
S1011、根据页岩油缝网压裂水平井的地质构造及特征，建立页岩油缝网压裂水平井的物理模型；
本申请中，页岩油缝网压裂水平井物理模型的建立是为了模拟地层环境，因此，根据页岩油藏缝网压裂水平井的地质构造及特征来建造物理模型。需要说明的是，为了重点考虑影响物理模型的主要因素而排除其他次要因素的影响，可以首先对物理模型的建立设置前提条件。这些前提条件包括但不限于以下的一种或多种，例如，可以是：
假设内区地层流体以一维方式、垂直流向裂缝；
假设裂缝在整个地层高度上相同，裂缝之间等距，且垂直于水平井；
假设裂缝内流动为一维流动形式；
假设裂缝内流体可以是不可压缩无限导流；
假设考虑到原始储层渗透率极低，忽略原始储层向次裂缝区的流体流动。
可以理解的是，实际的地质条件是复杂多样的，因为前提条件的设置可以根据实际情况进行调整，而并不因为这些前提条件的设置而对本申请中涉及到的物理模型做出限制。
图3为本发明实施例提供的一种页岩油缝网压裂水平井物理模型示意图，如图3所示，在建立物理模型过程中，可以通过对物理模型进行分区，并考虑页岩的应力敏感以及压裂缝网的窜流以此来模拟地层情况。
水平井经过压裂施工后，近井地带产生裂缝，裂缝相互沟通，形成复杂缝网，因此模型不仅考虑主裂缝，而且考虑地层压裂后形成复杂缝网和高渗区。即模型包括：压裂主裂缝、近井复杂缝网改造区、远井次裂缝受效区、原始储层等。本申请中，模型区域的划分为自行定义，故并不因此造成对本申请的限制。改造区是指由于页岩脆性大，压裂后形成的缝网区域。通过对模型进行分区，细化水平井压裂后地层的运动情况，不同区域的应力敏感性不同。通过计算不同区的基础参数，从而使模型的数据更加精准。
如图3所示，受效区中流体线性流入改造区，流体指的是页岩油气，改造区基质岩块中的流体窜流进入次裂缝网，通过次裂缝网线性流向主裂缝，并通过主裂缝流入井筒。
本申请所建立的物理模型，充分考虑了页岩油气藏非常规储层与渗流特征，页岩油层与常规储层相比，他的渗透率明显小于常规储层，而现有技术中并没有完全针对页岩油层的模型，通常是通过其他常规储层来模拟页岩油层，从而造成测量结果并不准确。渗流特征其中包含很多，例如：压力梯度，非大气渗流，应力敏感等等，其中，由于应力敏感结果影响最为明显，所以本申请物理模型考虑了应力敏感对结果的影响。
综上，本申请通过对页岩油藏进行分区，并考虑页岩油藏应力敏感以及压裂裂缝形态建立的物理模型，进一步精细了压裂地层模拟情况。与现有技术相比，测量结果将更加准确。
S1012、根据物理模型的动态特性，建立页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型的数学模型。
数学模型是所研究系统动态特性的数学表达式，是系统输入作用与输出作用之间的数学关系。通过明确各个变量之间的相互关系建立起相互联系的整体。因此，可以确定物理模型中的相关参数，以及参数之间的相互关系即动态关系，从而得到数学模型。具体实现过程中，可以基于物理模型分别建立运动方程，状态方程，连续性方程以及数学方程等。
具体的，运动方程：
公式1：
其中，K为多孔介质渗透率，单位为D；μ为流体粘度，单位为mPa·s；v为渗流速度，单位为m/s；p为储层压力，单位为atm；为径向距离，单位为m。
对于页岩油致密储层，压裂受效区及未改造区渗透率较低，存在应力敏感效应，渗透率可表征为
公式2：
其中，γ为应力敏感系数，单位为atm-1；K1和K1i为压裂受效区渗透率及其初始渗透率，单位为D；K2和K2i为未改造区渗透率及其初始渗透率，单位为D；p1,2和pi为受效区、未改造区及初始储层压力，单位为atm。
相应的，状态方程：
流体状态方程可表征为
公式3：
其中，CL为液体压缩系数，单位为atm-1；ρ和ρi为流体密度及其初始密度，单位为kg/m3。
岩石状态方程可表征为
公式4：
其中，Cf为岩石压缩系数，单位为atm-1；Vf为岩石的总体积，单位为m3；Vp为岩石的孔隙体积，单位为m3；
为等温条件下岩石孔隙体积随油藏压力的变化值，单位为m3/atm。
相应的，连续性方程：
不考虑重力作用的因素，考虑源汇项的连续性方程为
公式5：
其中，q表示单位时间内地层体积的源汇量，单位为m3/s。
相应的，数学方程：
将运动方程式中公式1-2及状态方程式3-4代入到连续性方程公式5，可得：
(1)主裂缝流动方程：
公式6：
(2)改造区流动方程：
公式7：
(3)受效区流动方程：
公式8：
(4)未改造区流动方程：
公式9：
其中，KF、Kf、Km、K1、K2分别为主裂缝、改造区缝网系统、改造区基质系统、受效区及未改造区的渗透率，单位为D；ΦF、Φf、Φ1和Φ2、分别为主裂缝、改造区缝网系统、受效区及未改造区的孔隙度，小数；pF、pf、pm、p1、p2、分别为主裂缝、改造区缝网系统、改造区基质系统、受效区及未改造区的压力，单位为atm；x,y是坐标系。
进一步的，针对上述已经建立的数学模型模型进行求解。利用有限元的方法进行数值求解。在数学中，有限元法(FEM，Finite Element Method)是一种为求解偏微分方程边值问题近似解的数值技术。基于自动微分方法，结合KAPPA数值模拟软件和开源数值求解软件-MRST(数值模拟软件和开源数值求解软件—MRST(Matlab Reservoir SimulationTools)程序对页岩油压裂水平井数学模型进行求解。数值离散后，改造区和原始储层区流动方程的全隐式离散形式为：
公式10：
公式11：
公式12：
公式13：
联立公式10-13，利用自动微分技术和牛顿迭代原理可得到数学模型的数值求解。通过上述步骤，建立物理模型，数学模型以及对数学模型求解，最终建立起页岩油缝网压裂水平井不稳定试井模型，通过此模型来模拟地层压力传播。
图4为本发明实施例提供的闷井时间的确定方法再一个实施例的流程图，如图4所示，根据S102根据页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系。包括：
S1021、根据数学模型，确定不同改造区的渗透率。根据数学模型模拟压力传播，得到不同渗透率下的井底流压和井底流压导数。
S1022、根据不同渗透率下的井底流压和井底流压导数，确定压力传播到单井到达边界效应所需时间。
进一步的，根据不同改造区渗透率的单井到达边界效应所需时间，建立渗透率与边界效应所需时间的对应关系；
根据监测的页岩油缝网压裂水平井的实际渗透率，对照渗透率与边界效应所需时间的对应关系，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。
本实施例以某油田长7页岩油XC井为例进行说明，但并不因此造成对本申请的限制。根据已经测得的该油田长7页岩油XC井的井底压力和产量数据，根据所建立的页岩油缝网压裂水平井闷井模型，得到了改造区，受效区，未改造区和井筒流体基础参数，如表1所示。其中，由于改造区参数包含改造区渗透率，通过试井模型我们得到了该改造区渗透率下的试井曲线。
表1理论模型参数表
图5为页岩油缝网压裂水平井试井曲线示意图，如图5所示，随着闷井时间增加，水平井压裂过程中注入压力不断向外扩散传播。由于页岩油藏原始储层渗透率极低，压裂措施未波及区域基本表现为不渗透特性。由于压力无法继续向下传播，所以压力传播到该区域时，井底流压的导数出现下掉的趋势，井底流压变化率也趋于零。此时井底流压达到最小，生产压差达到最大。因此合理闷井时间可以定义为压力传播到单井最大控制范围所需要的时间。因为压力导数的变化更为明显，所以通常将压力导数在最后阶段开始下降时所对应的时间则为最优闷井时间。
图6a-6f为本发明实施例提供的不同渗透率下的试井曲线图示意图。根据建立的页岩油缝网压裂水平井闷井模型，设计不同改造区渗透率，得到不同改造区渗透率的试井曲线。最后，通过试井曲线得到不同渗透率的单井到达边界效应的时间，建立渗透率与边界效应时间图版。
在此，应当说明的是影响闷井时间的因素有很多，除改造区渗透率外还有裂缝半长，裂缝导流能力，改造区导压系数，缝网体积比，基质窜流系数等，但是由于渗透率这个参数对闷井时间影响最大，所以在此只考虑改造区渗透率对闷井时间的影响。由于同一区块油藏参数有一定相似性，利用CQ油田页岩油XC井解释得到基础参数，再用这一口的参数改变渗透率，输入闷井模型，根据模型地层压力变化情况得到相似油田的闷井时间与渗透率关系表。
如图6a-6f所示，分别设计了改造区渗透率为1.2mD,1.5mD，1.8mD，2.1mD，2.5mD，3.0mD这6种情况，将改造区不同渗透率参数放入页岩油藏缝网压裂水平井试井模型，得到了不同改造区渗透率下的试井曲线。进一步的，通过试井曲线得到不同渗透率的单井到达边界效应的时间，分别为43天，35天，31天，28天，25天，22天。因此建立起渗透率与边界效应时间图版，如表2所示。
表2合理闷井时间随改造区渗透率变化表
图7为闷井时间随改造区渗透率变化图板示意图，如图7所示，统计不同改造区缝网渗透率确定的合理闷井时间，如表2所示，作合理闷井时间随改造区渗透率变化关系曲线，得到合理闷井时间随改造区渗透率变化图板。
其中，从图版中可以看出，随着改造区渗透率增大，合理闷井时间是减小的，表现为双曲函数关系。由页岩油XC井压裂后改造区渗透率分布范围可得其缝网压裂水平井的合理闷井时间为25～35天之间。
本实施例中，利用求解的页岩油藏缝网压裂水平井试井模型，通过计不同改造区渗透率，得到不同改造区渗透率的试井曲线。通过试井曲线得到不同渗透率的单井到达边界效应的时间，建立渗透率与边界效应时间图版，通过实际渗透率，可以通过图版得到最优闷井时间。获得的闷井时间更加准确，从而提高了页岩油井产量。
图8为本申请提供的闷井时间的确定方法装置实施例的示意图，该装置包括：
计算模块，用于根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定不同渗透率下的页岩油缝网压裂水平井的压力相关数据；并用于根据不同渗透率下的压力相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；
生成模块，用于根据监测的页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及试井曲线，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。
图9为本申请提供的闷井时间优化设备的结构示意图。如9所示，该电子设备可以包括：至少一个处理器91和存储器92。图9示出的是以一个处理器为例的电子设备。
存储器92，用于存放程序。具体地，程序可以包括程序代码，程序代码包括计算机操作指令。
存储器92可能包含高速RAM存储器，也可能还包括非易失性存储器(non-volatilememory)，例如至少一个磁盘存储器。
处理器91用于执行存储器92存储的计算机执行指令，以实现上述页岩油藏缝网压裂水平井闷井时间的确定方法；
其中，处理器91可能是一个中央处理器(Central Processing Unit，简称为CPU)，或者是特定集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称为ASIC)，或者是被配置成实施本申请实施例的一个或多个集成电路，处理器91通过运行存储器92中存储的指令以确定闷井时间。
可选的，在具体实现上，如果通信接口、存储器92和处理器91独立实现，则通信接口、存储器92和处理器91可以通过总线相互连接并完成相互间的通信。总线可以是工业标准体系结构(Industry Standard Architecture，简称为ISA)总线、外部设备互连(Peripheral Component，简称为PCI)总线或扩展工业标准体系结构(Extended IndustryStandard Architecture，简称为EISA)总线等。总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等，但并不表示仅有一根总线或一种类型的总线。
可选的，在具体实现上，如果通信接口、存储器92和处理器91集成在一块芯片上实现，则通信接口、存储器92和处理器91可以通过内部接口完成通信。
本申请还提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random AccessMemory)、磁盘或者光盘等各种可以存储程序代码的介质，具体的，该计算机可读存储介质中存储有程序信息，程序信息用于上述闷井时间的确定方法。
本申请实施例还提供一种程序，该程序在被处理器执行时用于执行以上方法实施例提供的闷井时间的确定方法。
本申请实施例还提供一种程序产品，例如计算机可读存储介质，该程序产品中存储有指令，当其在计算机上运行时，使得计算机执行上述方法实施例提供的闷井时间的确定方法。
在上述实施例中，可以全部或部分地通过软件、硬件、固件或者其任意组合来实现。当使用软件实现时，可以全部或部分地以计算机程序产品的形式实现。计算机程序产品包括一个或多个计算机指令。在计算机上加载和执行计算机程序指令时，全部或部分地产生按照本发明实施例的流程或功能。计算机可以是通用计算机、专用计算机、计算机网络、或者其他可编程装置。计算机指令可以存储在计算机可读存储介质中，或者从一个计算机可读存储介质向另一个计算机可读存储介质传输，例如，计算机指令可以从一个网站站点、计算机、服务器或数据中心通过有线(例如同轴电缆、光纤、数字用户线(DSL))或无线(例如红外、无线、微波等)方式向另一个网站站点、计算机、服务器或数据中心进行传输。计算机可读存储介质可以是计算机能够存取的任何可用介质或者是包含一个或多个可用介质集成的服务器、数据中心等数据存储设备。可用介质可以是磁性介质，(例如，软盘、硬盘、磁带)、光介质(例如，DVD)、或者半导体介质(例如固态硬盘Solid State Disk(SSD))等。
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 (9)
1.一种页岩油藏压后闷井时间的确定方法，其特征在于，包括：
根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定所述页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据；
根据所述页岩油缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，试井曲线表示渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；
根据监测的所述页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及所述试井曲线，确定所述页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间；
其中，所述页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型之前，还包括：
根据所述页岩油藏缝网压裂水平井的地质构造及特征，建立所述页岩油藏缝网压裂水平井的物理模型；
根据所述物理模型的动态特性，建立所述页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型的数学模型。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述物理模型的动态特性，建立所述页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型的数学模型，包括：
确定所述物理模型中的相关参数，以及所述参数之间的相互关系；
根据所述参数以及所述参数之间的相关关系，建立所述数学模型。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定所述页岩油藏缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，包括：
根据所述数学模型确定不同改造区的渗透率；
根据所述数学模型模拟压力传播，得到不同渗透率下的井底流压和井底流压导数。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述页岩油藏缝网压裂水平井的储层和裂缝相关数据，得到试井曲线，包括：
根据所述不同渗透率下的井底流压和井底流压导数，确定压力传播到单井到达边界效应所需时间。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据监测的所述页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及所述试井曲线，确定所述页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间，包括：
根据不同改造区渗透率的单井到达边界效应所需时间，建立渗透率与边界效应所需时间的对应关系；
根据监测的页岩油缝网压裂水平井的实际渗透率，对照渗透率与边界效应所需时间的对应关系，确定页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间。
6.一种闷井时间的确定装置，包括：
计算模块，用于根据页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型，确定不同渗透率下的所述页岩油缝网压裂水平井的压力相关数据；并用于根据所述不同渗透率下的压力相关数据，得到试井曲线，所述试井曲线表示所述渗透率与单井达到边界效应时间的对应关系；
生成模块，用于根据监测的所述页岩油藏缝网压裂水平井的实际渗透率以及所述试井曲线，确定所述页岩油藏缝网压裂水平井的最优闷井时间；
所述计算模块还用于：
根据所述页岩油藏缝网压裂水平井的地质构造及特征，建立所述页岩油藏缝网压裂水平井的物理模型；
根据所述物理模型的动态特性，建立所述页岩油藏缝网压裂水平井不稳定试井模型的数学模型。
7.一种闷井时间的确定设备，包括：存储器，处理器；
存储器；用于存储所述处理器可执行指令的存储器；
其中，所述处理器被配置为：运行所述存储器中存储的指令以执行如权利要求1-5任意一项所述的闷井时间的确定方法。
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，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如权利要求1-5任一项所述的闷井时间的确定方法。
9.一种计算机程序产品，包括计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现权利要求1-5中任一项所述的闷井时间的确定方法。
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