CN113761733A - 自驱井开采方案创建方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种自驱井开采方案创建方法及装置。该自驱井开采方案创建方法包括：根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量；根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数；根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。本发明可以减少钻井数和地面流体处理设备，提高单井产量、采收率和开采效率，降低开采成本。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开发技术领域，具体地，涉及一种自驱井开采方案创建方法及装置。
背景技术
现有油气田开发最常用的方式流程是采用注入井和生产井构成的注采井组，通过注入井注入流体，将储层中的油气水混合流体驱替至相邻的生产井并举升至井口地表，采出井口地表的油气水混合流体后通过地面油水处理设备进行分离处理。采用该注采井组进行油气田的开发时，至少需要一口注入井、一口生产井和一套地面油水处理设备，所需钻井数多、地面设备多、占地面积大、能量损耗大、单井产量低、最终采收率低、生产成本高。比如，大庆油田的井网通过一次加密、二次加密和三次加密才逐渐实现了全过程开发，新打了很多井，重组了多套层系，增加了地面流体的处理设备及开采成本。
现有的井网优化方法均在多口注入井和生产井之间进行优化，并没有针对同井同层进行优化的实例和方法，且现有的井网优化方法受限于钻井投资和地质认识，很难一次到位地满足井网、井距和层系和储层的匹配，需要复杂的油藏数字模拟进行运算比较，工作量和人为因素影响较大。
发明内容
本发明实施例的主要目的在于提供一种自驱井开采方案创建方法及装置，以减少钻井数和地面流体处理设备，提高单井产量、采收率和开采效率，降低开采成本。
为了实现上述目的，本发明实施例提供一种自驱井开采方案创建方法，包括：
根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量；
根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数；
根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型包括：
当油层厚度大于或等于预设油层厚度阈值时，确定自驱井为侧钻纵向自驱井；
当油层厚度小于预设油层厚度阈值时，判断储层渗透率是否小于预设渗透率阈值；
当储层渗透率小于预设渗透率阈值时，确定自驱井为压裂自驱井；
当储层渗透率大于或等于预设渗透率阈值时，确定自驱井为侧钻平面自驱井。
在其中一种实施例中，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量包括：
将水平段长度和技术极限井距输入压裂自驱井对应的井段模型中，得到压裂井段数量；
将砂体宽度和技术极限井距输入侧钻平面自驱井对应的井段模型中，得到平面井段数量；
将纵向井段密度和井控含油面积输入侧钻纵向自驱井对应的井段模型中，得到纵向井段数量。
在其中一种实施例中，还包括：
根据注采压差、井筒半径和启动压力梯度确定技术极限井距。
在其中一种实施例中，还包括：
根据单井控制开采储量、采收率和储量丰度确定纵向井段密度。
在其中一种实施例中，井段参数包括纵向井段间距；
自驱井开采方案创建方法还包括：
根据砂体宽度和纵向井段数量确定纵向井段间距。
在其中一种实施例中，井段参数包括井段长度；
自驱井开采方案创建方法还包括：
根据储层渗透率和砂体长度确定井段长度。
在其中一种实施例中，根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益包括：
根据各注入参数确定各单段产油量；
根据各注入参数、井段参数和井段数量确定各投入成本；
根据各单段产油量和各投入成本确定各单井效益。
在其中一种实施例中，注入参数包括注入介质和注采压差；
根据各注入参数确定各单段产油量包括：
根据各注入介质确定各产量因子；
根据各产量因子、空气渗透率概率中值、地层原油黏度、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
在其中一种实施例中，根据各产量因子、空气渗透率概率中值、地层原油黏度、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量包括：
根据各产量因子、空气渗透率概率中值和地层原油黏度确定各采油指数；
根据各采油指数、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
在其中一种实施例中，根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案还包括：
根据注采比、井段数量、介质参数、原油参数和目标注入参数对应的单段产油量确定单段注入量；
根据单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，根据单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案还包括：
根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式；
根据驱替方式、单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式包括：
当单位采出程度压降值小于或等于预设压降阈值时，确定驱替方式为自然能量开采驱替方式；
当单位采出程度压降值大于预设压降阈值时，判断砂体长度是否小于最小经济注采井段距离；
当砂体长度小于最小经济注采井段距离时，确定驱替方式为吞吐开采驱替方式；
当砂体长度大于或等于最小经济注采井段距离时，确定驱替方式为面积注采驱替方式。
本发明实施例还提供一种自驱井开采方案创建装置，包括：
井段确定模块，用于根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量；
目标注入参数确定模块，用于根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数；
开采方案创建模块，用于根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，井段确定模块包括：
第一井型确定单元，用于当油层厚度大于或等于预设油层厚度阈值时，确定自驱井为侧钻纵向自驱井；
渗透率判断单元，用于当油层厚度小于预设油层厚度阈值时，判断储层渗透率是否小于预设渗透率阈值；
第二井型确定单元，用于当储层渗透率小于预设渗透率阈值时，确定自驱井为压裂自驱井；
第三井型确定单元，用于当储层渗透率大于或等于预设渗透率阈值时，确定自驱井为侧钻平面自驱井。
在其中一种实施例中，井段确定模块还包括：
压裂井段数量单元，用于将水平段长度和技术极限井距输入压裂自驱井对应的井段模型中，得到压裂井段数量；
平面井段数量单元，用于将砂体宽度和所述技术极限井距输入侧钻平面自驱井对应的井段模型中，得到平面井段数量；
纵向井段数量单元，用于将纵向井段密度和井控含油面积输入侧钻纵向自驱井对应的井段模型中，得到纵向井段数量。
在其中一种实施例中，还包括：
极限井距确定模块，用于根据注采压差、井筒半径和启动压力梯度确定技术极限井距。
在其中一种实施例中，还包括：
纵向井段密度确定模块，用于根据单井控制开采储量、采收率和储量丰度确定纵向井段密度。
在其中一种实施例中，井段参数包括纵向井段间距；
自驱井开采方案创建装置还包括：
纵向井段间距模块，用于根据砂体宽度和纵向井段数量确定纵向井段间距。
在其中一种实施例中，井段参数包括井段长度；
自驱井开采方案创建装置还包括：
井段长度模块，用于根据储层渗透率和砂体长度确定井段长度。
在其中一种实施例中，目标注入参数确定模块包括：
单段产油量单元，用于根据各注入参数确定各单段产油量；
投入成本单元，用于根据各注入参数、井段参数和井段数量确定各投入成本；
单井效益单元，用于根据各单段产油量和各投入成本确定各单井效益。
在其中一种实施例中，注入参数包括注入介质和注采压差；
单段产油量单元包括：
产量因子子单元，用于根据各注入介质确定各产量因子；
单段产油量子单元，用于根据各产量因子、空气渗透率概率中值、地层原油黏度、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
在其中一种实施例中，单段产油量子单元具体用于：
根据各产量因子、空气渗透率概率中值和地层原油黏度确定各采油指数；
根据各采油指数、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
在其中一种实施例中，开采方案创建模块还用于：
根据注采比、井段数量、介质参数、原油参数和目标注入参数对应的单段产油量确定单段注入量；
根据单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，开采方案创建模块还用于：
根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式；
根据驱替方式、单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，开采方案创建模块具体用于：
当单位采出程度压降值小于或等于预设压降阈值时，确定驱替方式为自然能量开采驱替方式；
当单位采出程度压降值大于预设压降阈值时，判断砂体长度是否小于最小经济注采井段距离；
当砂体长度小于所述最小经济注采井段距离时，确定驱替方式为吞吐开采驱替方式；
当砂体长度大于或等于最小经济注采井段距离时，确定驱替方式为面积注采驱替方式。
本发明实施例还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现所述的自驱井开采方案创建方法的步骤。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现所述的自驱井开采方案创建方法的步骤。
本发明实施例的自驱井开采方案创建方法及装置先根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型以确定井段数量，再根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数，最后根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案，可以减少钻井数和地面流体处理设备，提高单井产量、采收率和开采效率，降低开采成本。
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是本发明实施例中自驱井开采方案创建方法的流程图；
图2是本发明另一实施例中自驱井开采方案创建方法的示意图；
图3是本发明实施例中确定井段数量的流程图；
图4是本发明实施例中确定各单井效益的流程图；
图5是本发明实施例中S301的流程图；
图6是本发明实施例中S402的流程图；
图7是本发明实施例中创建自驱井开采方案的流程图；
图8是本发明另一实施例中创建自驱井开采方案的流程图；
图9是本发明实施例中侧钻纵向自驱井的示意图；
图10是本发明实施例中压裂自驱井的示意图；
图11是本发明实施例中侧钻平面自驱井的三维示意图；
图12是本发明实施例中侧钻平面自驱井的俯视图；
图13是本发明实施例中自驱井开采方案创建装置的结构框图；
图14是本发明实施例中计算机设备的结构框图。
具体实施方式
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，所描述的实施例仅仅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做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。
本领域技术人员知道，本发明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。
鉴于现有技术受限于钻井投资和地质认识，很难一次到位地满足井网、井距和层系和储层的匹配，增加了地面流体的处理设备及开采成本，工作量和人为因素影响较大，本发明实施例提供一种自驱井开采方案创建方法及装置，通过一口自驱井实现储层的注采关系，确保注采井距和井网形式与储层特征相匹配，增加波及体积和采收率，既节约了钻井数，降低了开采成本，又提高了单井产量和开采效率，可以实现储量的有效控制和动用。以下结合附图对本发明进行详细说明。
图1是本发明实施例中自驱井开采方案创建方法的流程图。图2是本发明另一实施例中自驱井开采方案创建方法的示意图。如图1-图2所示，自驱井开采方案创建方法包括：
S101：根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量。
具体实施时，可以以新区直井、新区水平井、老区直井和老区水平井为基础母井，分别选择合理的自驱井型。当区块尚未投入开发时，井区为新区；当区块已投入开发时，井区为老区。
一实施例中，对于新区，根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型包括：
当油层厚度h大于或等于预设油层厚度阈值时，确定自驱井为侧钻纵向自驱井，母井为直井。
其中，预设油层厚度阈值可以为30米。
图9是本发明实施例中侧钻纵向自驱井的示意图。如图9所示，侧钻纵向自驱井包括侧钻纵向母井段421、侧钻纵向采出井段4211和侧钻纵向注入井段4212。侧钻纵向自驱井分别在油层顶部和底部进行侧钻分支井段，对应形成侧钻纵向注入井段4212和侧钻纵向采出井段4211，侧钻纵向注入井段4212和侧钻纵向采出井段4211在纵向上基本平行，侧钻纵向注入井段4212和对应的侧钻纵向采出井段4211形成的平面基本垂直于水平面。
当注入流体密度小于采出流体密度时，顶部的侧钻分支井段为注入井段，底部的侧钻分支井段为采出井段；当注入流体密度大于采出流体密度时，顶部的侧钻分支井段为采出井段，底部的侧钻分支井段为注入井段。当注入流体密度与采出流体密度相近时，可以采用平面驱替的驱替方式，也可以令顶部的侧钻分支井段为采出井段，底部的侧钻分支井段为注入井段。
当油层厚度小于预设油层厚度阈值时，判断储层渗透率K是否小于预设渗透率阈值。
其中，预设渗透率阈值为500mD(毫达西)。
当储层渗透率K小于预设渗透率阈值时，确定自驱井为压裂自驱井，母井为水平井。
图10是本发明实施例中压裂自驱井的示意图。如图10所示，压裂自驱井包括压裂母井段411、压裂注入井段4111和压裂采出井段4112。压裂注入井段4111和相连通的压裂采出井段4112的连线基本在一个平面上，该平面基本平行于水平面。
当储层渗透率大于或等于预设渗透率阈值时，确定自驱井为侧钻平面自驱井，母井为直井。
图11是本发明实施例中侧钻平面自驱井的三维示意图。图12是本发明实施例中侧钻平面自驱井的俯视图。如图11-图12所示，侧钻平面自驱井包括侧钻平面母井段15、侧钻平面采出井段150和侧钻平面注入井段151。侧钻平面注入井段151和相连通的侧钻平面采出井段150的连线基本在一个平面上，该平面基本平行于水平面。
一实施例中，当老区的母井为水平井时，子井为压裂自驱井；当老区的母井为直井时，子井为侧钻自驱井。当油层厚度小于预设油层厚度阈值时，确定子井为侧钻平面自驱井。当油层厚度大于或等于预设油层厚度阈值时，确定子井为侧钻纵向自驱井。
图3是本发明实施例中确定井段数量的流程图。如图3所示，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量包括：
S201：将水平段长度和技术极限井距输入压裂自驱井对应的井段模型中，得到压裂井段数量。
具体实施时，压裂自驱井对应的井段模型如下：
n1＝u/L；
其中，n1为压裂井段数量，u为水平段长度，L为技术极限井距。压裂井段数量为压裂注采井段数，压裂注入段数为n1/2，压裂采出段数为n1/2+1。压裂注入井段4111两侧均有压裂采出井段4112。
一实施例中，还包括：根据注采压差、井筒半径和启动压力梯度确定技术极限井距(优化注采井段间距)。其中，技术极限井距适用于压裂自驱井、侧钻纵向自驱井和侧钻平面自驱井。
具体实施时，当对区块进行取芯时可获得启动压力梯度，因此可以通过如下公式确定更加客观准确的技术极限井距：
其中，L为技术极限井距，单位为m；λ为启动压力梯度，单位为MPa/m；PH为注入井段流压，单位为MPa；Pwf为采出井段流压，单位为MPa；PH-Pwf为注采压差，单位为MPa；rw为井筒半径，单位为m。
一实施例中，当区块资料较少时，还可以通过如下公式确定技术极限井距：
L＝150×K0.5161；
其中，K为储层渗透率，单位为10-3μm2。
S202：将砂体宽度和技术极限井距输入侧钻平面自驱井对应的井段模型中，得到平面井段数量。
具体实施时，侧钻平面自驱井对应的井段模型如下：
n2＝v/L；
其中，n2为平面井段数量，v为砂体宽度。平面井段数量n2为侧钻平面自驱井单侧的注采井段数(侧钻平面自驱井单侧的分支段数)，且单侧的侧钻平面注入分支段数为n2/2，单侧的侧钻平面采出分支段数为n2/2+1。侧钻平面注入井段151两侧均有侧钻平面采出井段150。
S203：将纵向井段密度和井控含油面积输入侧钻纵向自驱井对应的井段模型中，得到纵向井段数量。
其中，纵向采出井段与纵向注入井段一一对应，因此纵向井段密度为纵向采出井段密度或纵向注入井段密度，纵向井段数量为纵向采出井段数量或纵向注入井段数量。
以纵向采出井段与纵向采出井段密度为例，具体实施时，侧钻纵向自驱井对应的井段模型如下：
npro＝s×A；
其中，npro为纵向采出井段数量，s为纵向采出井段密度，单位为段/km2；A为井控含油面积每单位为km2。
一实施例中，还包括：根据单井控制开采储量、采收率和储量丰度确定纵向采出井段密度。
具体实施时，可以通过如下公式确定纵向采出井段密度：
其中，Nkmin为单井控制开采储量，单位为104t/段；ER为采收率，单位为％；a为储量丰度，单位为104t/km2。
例如，储量丰度为45×104t/km2，采收率为20％，单井控制开采储量为0.75×104t，则纵向采出井段密度应为12段/km2。
S102：根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数(实施方案比选)。
图4是本发明实施例中确定各单井效益的流程图。如图4所示，根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益包括：
S301：根据各注入参数确定各单段产油量。
其中，注入参数包括注入介质和注采压差。
图5是本发明实施例中S301的流程图。如图5所示，S301包括：
S401：根据各注入介质确定各产量因子。
S402：根据各产量因子、空气渗透率概率中值、地层原油黏度、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
图6是本发明实施例中S402的流程图。如图6所示，S402包括：
S501：根据各产量因子、空气渗透率概率中值和地层原油黏度确定各采油指数。
具体实施时，可以通过如下公式确定采油指数：
其中，Ioh为每米采油指数，单位为t/d·MPa·m；A为第一产量因子，B为第二产量因子，k为空气渗透率概率中值，单位为10-3um2；μ为地层原油粘度，单位为mPa·s。产量因子和用于驱替的注入介质有关。例如，当注入介质为水时，A＝0.5，B＝1.1；当注入介质为化学试剂时，A＝0.3，B＝1.5；当注入介质为气体时，A＝0.8，B＝0.7。
S502：根据各采油指数、所述油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
具体实施时，可以通过如下公式确定单段产油量：
Qo＝Ioh×h×(PH-Pwf)；
其中，Qo为单段产油量，单位为t；h为油层厚度，单位为m。
由上述公式可以看出，不同的注入介质和注采压差会影响自驱井的产油量。对于自驱井而言，不同注采压差得到不同的注采间距，可以通过缩小注采井距从而降低注采压差，确保井筒安全，促进渗流流线的平稳推进并延缓渗流优势通道的形成。为了更好地优化出最佳自驱井方案，可以开展三种不同注入介质和三种不同注入能力的论证和计算。例如，根据化学试剂、注水和注气三种注入介质分别得到方案C、方案W和方案G，根据低注采压差、中注采压差和高注采压差可以得出高中低三种压差方案。其中，低注采压差为最小启动压力时的压差；中低注采压差为1.2～1.5倍最小启动压力时的压差；高注采压差为1.5～2倍最小启动压力时的压差；三种注采压差对应的方案分别为方案h、方案m和方案l。各注入介质和各注采压差可以交叉得到方案Ch、方案Cm、方案Cl、方案Wh、方案Wm、方案Wl、方案Gh、方案Gm和方案Gl。
S302：根据各注入参数、井段参数和井段数量确定各投入成本。
其中，井段参数包括纵向井段间距和井段长度。
一实施例中，自驱井开采方案创建方法还包括：
根据砂体宽度和纵向井段数量确定纵向井段间距。
纵向采出井段与纵向注入井段一一对应，纵向采出井段4211间距与纵向注入井段4212间距一致，因此纵向井段间距为纵向采出井段间距或纵向注入井段间距。
以纵向采出井段间距为例，具体实施时，可以通过如下公式确定纵向采出井段间距：
dpro＝w/npro；
其中，dpro为纵向采出井段间距，单位为m；w为砂体宽度，单位为m。
例如，对于长宽均为1000米的砂体，其含油面积为1km2，该范围内的侧钻纵向自驱井的采出井段数为12段，纵向采出井段间距为:1000m/12＝83m。由于纵向采出井段与纵向注入井段一一对应，因此注入井段数也为12段，纵向注入井段间距为83m。
一实施例中，自驱井开采方案创建方法还包括：
根据储层渗透率和砂体长度确定井段长度。井段长度为采出井段长度或注入井段长度(优化注采井段长度)。
具体实施时，当储层渗透率大于50×10-3μm2时，取砂体长度(井筒与砂体连通的长度)的75％为采出井段长度；当储层渗透率大于或等于10×10-3μm2且小于或等于50×10-3μm2时，取砂体长度的85％为采出井段长度；当储层渗透率小于10×10-3μm2时，取砂体长度的95％为采出井段长度。注入井段的长度与采出井段长度相当，或者误差绝对值不超过10％。
S303：根据各单段产油量和各投入成本确定各单井效益。
S103：根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
图7是本发明实施例中创建自驱井开采方案的流程图。如图7所示，S103还包括：
S601：根据注采比、井段数量、介质参数、原油参数和目标注入参数对应的单段产油量确定单段注入量(优化注采能力)。
其中，井段数量包括采出段数和注入段数，介质参数包括注入介质体积系数和含水饱和度，原油参数包括原油体积系数、原油密度和单段产油量。
具体实施时，可以通过如下公式确定单段注入量：
其中，Qinj为单段注入量，单位为m3；M为注采比，当储层渗透率K>50×10-3μm2时，M＝1；当K＝10×10-3μm2～50×10-3μm2时，M＝1.2～1.3；当K<10×10-3μm2时，注采比M＝1.4～1.5；No为采出段数，Ninj为注入段数，Qo为单段产油量，单位为t；ρo为原油密度，单位为g/cm3；Bo为原油体积系数，Binj为注入介质体积系数，Sw为含水饱和度。
当自驱井井型为压裂自驱井时，No为压裂采出段数n1/2+1，Ninj为压裂注入段数n1/2；当自驱井井型为侧钻平面自驱井时，No为单侧的侧钻平面采出分支段数n2/2+1，Ninj为单侧的侧钻平面注入分支段数n2/2；当自驱井井型为侧钻纵向自驱井时，No为纵向采出井段数量npro，Ninj为纵向注入井段数量。
S602：根据单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
图8是本发明另一实施例中创建自驱井开采方案的流程图。如图8所示，S602还包括：
S701：根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式。
一实施例中，S701包括：
当油藏天然能量足以实现采收率目标，单位采出程度压降值小于或等于预设压降阈值时(比如带有气顶或底水的油藏)，确定驱替方式为自然能量开采驱替方式。
其中，预设压降阈值为0.2MPa。自然能量开采驱替适合利用岩石弹性、边底水和溶解气驱替，无需设置注入井段，此时注入井段全部转为采出井段，可比选的方案只有方案h、方案m和方案l；当自驱井井型为压裂自驱井时，压裂采出分支段数为n1+1；当自驱井井型为侧钻平面自驱井时，侧钻平面采出分支段数为n2+1；当自驱井井型为侧钻纵向自驱井时，侧钻纵向采出井段数量为2npro。
当油藏天然能量不足以实现采收率目标，单位采出程度压降值大于预设压降阈值时，判断砂体长度是否小于最小经济注采井段距离。
当砂体长度小于最小经济注采井段距离或因缺少注入介质和注入设备等原因难以采用面积注采驱替时，确定驱替方式为吞吐开采驱替方式，井型为压裂自驱井或侧钻平面自驱井。因此当驱替方式为吞吐开采驱替时，直接判断储层渗透率是否小于预设渗透率阈值；当储层渗透率小于预设渗透率阈值时，确定自驱井为压裂自驱井；当储层渗透率大于或等于预设渗透率阈值时，确定自驱井为侧钻平面自驱井。
当驱替方式为吞吐开采驱替时，与储层连通的井段既是注入井段又是采出井段，简写为“注入/采出井段”。在某个时间周期内，通过“吞”，所有井段均为注入井段向储层注入流体；之后闷井一定的时间周期；当地层压力区域平衡时，结束“闷”的周期，通过“吐”采出油层流体，所有“吞”的阶段的注入井段均为采出井段。当自驱井井型为压裂自驱井时，压裂分支段数为n1+1；当自驱井井型为侧钻平面自驱井时，侧钻平面分支段数为n2+1。
当砂体长度大于或等于最小经济注采井段距离时，确定驱替方式为面积注采驱替方式。
其中，面积注采驱替方式包括平面驱替方式和纵向驱替方式。当油层厚度大于或等于预设油层厚度阈值时，采用纵向驱替(重力驱替)方式；当油层厚度小于预设油层厚度阈值时，采用平面驱替方式。
S702：根据驱替方式、单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
图1所示的自驱井开采方法的执行主体可以为计算机。由图1所示的流程可知，本发明实施例的自驱井开采方案创建方法先根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型以确定井段数量，再根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数，最后根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案，可以减少钻井数和地面流体处理设备，提高单井产量、采收率和开采效率，降低开采成本。
综上，本发明实施例的具体流程如下：
1、根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型。
2、根据注采压差、井筒半径和启动压力梯度确定技术极限井距。
3、根据单井控制开采储量、采收率和储量丰度确定纵向井段密度。
4、将水平段长度和技术极限井距输入压裂自驱井对应的井段模型中，得到压裂井段数量。
5、将砂体宽度和技术极限井距输入侧钻平面自驱井对应的井段模型中，得到平面井段数量。
6、将纵向井段密度和井控含油面积输入侧钻纵向自驱井对应的井段模型中，得到纵向井段数量。
7、根据各注入介质确定各产量因子。
8、根据各产量因子、空气渗透率概率中值和地层原油黏度确定各采油指数。
9、根据各采油指数、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
10、根据砂体宽度和纵向井段数量确定纵向井段间距。
11、根据储层渗透率和砂体长度确定井段长度。
12、根据纵向井段间距、井段长度、各注入参数和井段数量确定各投入成本。
13、根据各单段产油量和各投入成本确定各单井效益。
14、确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数。
15、根据注采比、井段数量、介质参数、原油参数和目标注入参数对应的单段产油量确定单段注入量。
16、根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式。
17、根据驱替方式、单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
综上所述，本发明可以在油气田新区不设置独立的注入井，而是将注入井和采出井通过井筒管柱进行替代，从而降低钻井费用，在油气田老区将原油的注入井和采油井统一转化为自驱井井型，通过压裂缝或者侧钻代替钻井，配套注采管柱，降低钻井费用。与传统注采井网相比，具有更大的渗流面积和更高的注采能力，从而提高油气田产量和最终采收率。
本发明的优化简单实用，不需要投入太多的工作量即可选择合适的井网井型，根据钻井中的地质油藏认识优化注采井距和井网。一是可以简化方案创建流程；二是可以利用钻井过程中获取的实测资料精准认识地下储层特征，确保注采井距和井网形式与储层特征相匹配；三是针对高各方案的实施结果进行比选得出最优目标注入参数；四是可以进行工厂化和模块化生产，能进一步节省生产成本；自驱井根据注入井段、采出井段的间距和长度优化以适应不同地质模式的油藏需要，可以进行标准化设计，规范化施工，模块化作业和工厂化生产。
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种服务管理装置，由于该装置解决问题的原理与服务管理方法相似，因此该装置的实施可以参见方法的实施，重复之处不再赘述。
图13是本发明实施例中自驱井开采方案创建装置的结构框图。如图13所示，自驱井开采方案创建装置包括：
井段确定模块，用于根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量；
目标注入参数确定模块，用于根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数；
开采方案创建模块，用于根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，井段确定模块包括：
第一井型确定单元，用于当油层厚度大于或等于预设油层厚度阈值时，确定自驱井为侧钻纵向自驱井；
渗透率判断单元，用于当油层厚度小于预设油层厚度阈值时，判断储层渗透率是否小于预设渗透率阈值；
第二井型确定单元，用于当储层渗透率小于预设渗透率阈值时，确定自驱井为压裂自驱井；
第三井型确定单元，用于当储层渗透率大于或等于预设渗透率阈值时，确定自驱井为侧钻平面自驱井。
在其中一种实施例中，井段确定模块还包括：
压裂井段数量单元，用于将水平段长度和技术极限井距输入压裂自驱井对应的井段模型中，得到压裂井段数量；
平面井段数量单元，用于将砂体宽度和技术极限井距输入侧钻平面自驱井对应的井段模型中，得到平面井段数量；
纵向井段数量单元，用于将纵向井段密度和井控含油面积输入侧钻纵向自驱井对应的井段模型中，得到纵向井段数量。
在其中一种实施例中，还包括：
极限井距确定模块，用于根据注采压差、井筒半径和启动压力梯度确定技术极限井距。
在其中一种实施例中，还包括：
纵向井段密度确定模块，用于根据单井控制开采储量、采收率和储量丰度确定纵向井段密度。
在其中一种实施例中，井段参数包括纵向井段间距；
自驱井开采方案创建装置还包括：
纵向井段间距模块，用于根据砂体宽度和纵向井段数量确定纵向井段间距。
在其中一种实施例中，井段参数包括井段长度；
自驱井开采方案创建装置还包括：
井段长度模块，用于根据储层渗透率和砂体长度确定井段长度。
在其中一种实施例中，目标注入参数确定模块包括：
单段产油量单元，用于根据各注入参数确定各单段产油量；
投入成本单元，用于根据各注入参数、井段参数和井段数量确定各投入成本；
单井效益单元，用于根据各单段产油量和各投入成本确定各单井效益。
在其中一种实施例中，注入参数包括注入介质和注采压差；
单段产油量单元包括：
产量因子子单元，用于根据各注入介质确定各产量因子；
单段产油量子单元，用于根据各产量因子、空气渗透率概率中值、地层原油黏度、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
在其中一种实施例中，单段产油量子单元具体用于：
根据各产量因子、空气渗透率概率中值和地层原油黏度确定各采油指数；
根据各采油指数、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
在其中一种实施例中，开采方案创建模块还用于：
根据注采比、井段数量、介质参数、原油参数和目标注入参数对应的单段产油量确定单段注入量；
根据单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，开采方案创建模块还用于：
根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式；
根据驱替方式、单段注入量、井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
在其中一种实施例中，开采方案创建模块具体用于：
当单位采出程度压降值小于或等于预设压降阈值时，确定驱替方式为自然能量开采驱替方式；
当单位采出程度压降值大于预设压降阈值时，判断砂体长度是否小于最小经济注采井段距离；
当砂体长度小于所述最小经济注采井段距离时，确定驱替方式为吞吐开采驱替方式；
当砂体长度大于或等于最小经济注采井段距离时，确定驱替方式为面积注采驱替方式。
综上，本发明实施例的自驱井开采方案创建装置先根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型以确定井段数量，再根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数，最后根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案，可以减少钻井数和地面流体处理设备，提高单井产量、采收率和开采效率，降低开采成本。
本发明实施例还提供能够实现上述实施例中的自驱井开采方案创建方法中全部步骤的一种计算机设备的具体实施方式。图14是本发明实施例中计算机设备的结构框图，参见图14，所述计算机设备具体包括如下内容：
处理器(processor)1401和存储器(memory)1402。
所述处理器1401用于调用所述存储器1402中的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述实施例中的自驱井开采方案创建方法中的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量；
根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数；
根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
综上，本发明实施例的计算机设备先根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型以确定井段数量，再根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数，最后根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案，可以减少钻井数和地面流体处理设备，提高单井产量、采收率和开采效率，降低开采成本。
本发明实施例还提供能够实现上述实施例中的自驱井开采方案创建方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的自驱井开采方案创建方法的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量；
根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数；
根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案。
综上，本发明实施例的计算机可读存储介质先根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型以确定井段数量，再根据井段参数、各注入参数和井段数量确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数，最后根据井段参数、目标注入参数、自驱井井型和井段数量创建自驱井开采方案，可以减少钻井数和地面流体处理设备，提高单井产量、采收率和开采效率，降低开采成本。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
本领域技术人员还可以了解到本发明实施例列出的各种说明性逻辑块(illustrative logical block)，单元，和步骤可以通过电子硬件、电脑软件，或两者的结合进行实现。为清楚展示硬件和软件的可替换性(interchangeability)，上述的各种说明性部件(illustrative components)，单元和步骤已经通用地描述了它们的功能。这样的功能是通过硬件还是软件来实现取决于特定的应用和整个系统的设计要求。本领域技术人员可以对于每种特定的应用，可以使用各种方法实现所述的功能，但这种实现不应被理解为超出本发明实施例保护的范围。
本发明实施例中所描述的各种说明性的逻辑块，或单元，或装置都可以通过通用处理器，数字信号处理器，专用集成电路(ASIC)，现场可编程门阵列或其它可编程逻辑装置，离散门或晶体管逻辑，离散硬件部件，或上述任何组合的设计来实现或操作所描述的功能。通用处理器可以为微处理器，可选地，该通用处理器也可以为任何传统的处理器、控制器、微控制器或状态机。处理器也可以通过计算装置的组合来实现，例如数字信号处理器和微处理器，多个微处理器，一个或多个微处理器联合一个数字信号处理器核，或任何其它类似的配置来实现。
本发明实施例中所描述的方法或算法的步骤可以直接嵌入硬件、处理器执行的软件模块、或者这两者的结合。软件模块可以存储于RAM存储器、闪存、ROM存储器、EPROM存储器、EEPROM存储器、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM或本领域中其它任意形式的存储媒介中。示例性地，存储媒介可以与处理器连接，以使得处理器可以从存储媒介中读取信息，并可以向存储媒介存写信息。可选地，存储媒介还可以集成到处理器中。处理器和存储媒介可以设置于ASIC中，ASIC可以设置于用户终端中。可选地，处理器和存储媒介也可以设置于用户终端中的不同的部件中。
在一个或多个示例性的设计中，本发明实施例所描述的上述功能可以在硬件、软件、固件或这三者的任意组合来实现。如果在软件中实现，这些功能可以存储与电脑可读的媒介上，或以一个或多个指令或代码形式传输于电脑可读的媒介上。电脑可读媒介包括电脑存储媒介和便于使得让电脑程序从一个地方转移到其它地方的通信媒介。存储媒介可以是任何通用或特殊电脑可以接入访问的可用媒体。例如，这样的电脑可读媒体可以包括但不限于RAM、ROM、EEPROM、CD-ROM或其它光盘存储、磁盘存储或其它磁性存储装置，或其它任何可以用于承载或存储以指令或数据结构和其它可被通用或特殊电脑、或通用或特殊处理器读取形式的程序代码的媒介。此外，任何连接都可以被适当地定义为电脑可读媒介，例如，如果软件是从一个网站站点、服务器或其它远程资源通过一个同轴电缆、光纤电缆、双绞线、数字用户线(DSL)或以例如红外、无线和微波等无线方式传输的也被包含在所定义的电脑可读媒介中。所述的碟片(disk)和磁盘(disc)包括压缩磁盘、镭射盘、光盘、DVD、软盘和蓝光光盘，磁盘通常以磁性复制数据，而碟片通常以激光进行光学复制数据。上述的组合也可以包含在电脑可读媒介中。
Claims (28)
1.一种自驱井开采方案创建方法，其特征在于，包括：
根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量；
根据井段参数、各注入参数和所述井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数；
根据所述井段参数、所述目标注入参数、所述自驱井井型和所述井段数量创建自驱井开采方案。
2.根据权利要求1所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型包括：
当所述油层厚度大于或等于预设油层厚度阈值时，确定所述自驱井为侧钻纵向自驱井；
当所述油层厚度小于预设油层厚度阈值时，判断所述储层渗透率是否小于预设渗透率阈值；
当所述储层渗透率小于所述预设渗透率阈值时，确定所述自驱井为压裂自驱井；
当所述储层渗透率大于或等于所述预设渗透率阈值时，确定所述自驱井为侧钻平面自驱井。
3.根据权利要求2所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量包括：
将水平段长度和技术极限井距输入压裂自驱井对应的井段模型中，得到压裂井段数量；
将砂体宽度和所述技术极限井距输入侧钻平面自驱井对应的井段模型中，得到平面井段数量；
将纵向井段密度和井控含油面积输入侧钻纵向自驱井对应的井段模型中，得到纵向井段数量。
4.根据权利要求3所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，还包括：
根据注采压差、井筒半径和启动压力梯度确定所述技术极限井距。
5.根据权利要求3所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，还包括：
根据单井控制开采储量、采收率和储量丰度确定所述纵向井段密度。
6.根据权利要求3所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，所述井段参数包括纵向井段间距；
所述自驱井开采方案创建方法还包括：
根据所述砂体宽度和所述纵向井段数量确定所述纵向井段间距。
7.根据权利要求1所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，所述井段参数包括井段长度；
所述自驱井开采方案创建方法还包括：
根据所述储层渗透率和砂体长度确定所述井段长度。
8.根据权利要求1所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，根据井段参数、各注入参数和所述井段数量确定各单井效益包括：
根据各注入参数确定各单段产油量；
根据各注入参数、所述井段参数和所述井段数量确定各投入成本；
根据各单段产油量和各投入成本确定各单井效益。
9.根据权利要求8所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，所述注入参数包括注入介质和注采压差；
根据各注入参数确定各单段产油量包括：
根据各注入介质确定各产量因子；
根据各产量因子、空气渗透率概率中值、地层原油黏度、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
10.根据权利要求9所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，根据各产量因子、空气渗透率概率中值、地层原油黏度、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量包括：
根据各产量因子、空气渗透率概率中值和地层原油黏度确定各采油指数；
根据各采油指数、所述油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
11.根据权利要求8所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，根据所述井段参数、所述目标注入参数、所述自驱井井型和所述井段数量创建自驱井开采方案还包括：
根据注采比、所述井段数量、介质参数、原油参数和目标注入参数对应的单段产油量确定单段注入量；
根据所述单段注入量、所述井段参数、所述目标注入参数、所述自驱井井型和所述井段数量创建自驱井开采方案。
12.根据权利要求11所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，根据所述单段注入量、所述井段参数、所述目标注入参数、所述自驱井井型和所述井段数量创建自驱井开采方案还包括：
根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式；
根据所述驱替方式、所述单段注入量、所述井段参数、所述目标注入参数、所述自驱井井型和所述井段数量创建自驱井开采方案。
13.根据权利要求12所述的自驱井开采方案创建方法，其特征在于，根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式包括：
当所述单位采出程度压降值小于或等于预设压降阈值时，确定所述驱替方式为自然能量开采驱替方式；
当所述单位采出程度压降值大于预设压降阈值时，判断所述砂体长度是否小于所述最小经济注采井段距离；
当所述砂体长度小于所述最小经济注采井段距离时，确定所述驱替方式为吞吐开采驱替方式；
当所述砂体长度大于或等于所述最小经济注采井段距离时，确定所述驱替方式为面积注采驱替方式。
14.一种自驱井开采方案创建装置，其特征在于，包括：
井段确定模块，用于根据油层厚度和储层渗透率确定自驱井井型，根据自驱井井型对应的井段模型确定井段数量；
目标注入参数确定模块，用于根据井段参数、各注入参数和所述井段数量确定各单井效益，确定各单井效益的最大值对应的注入参数为目标注入参数；
开采方案创建模块，用于根据所述井段参数、所述目标注入参数、所述自驱井井型和所述井段数量创建自驱井开采方案。
15.根据权利要求14所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述井段确定模块包括：
第一井型确定单元，用于当所述油层厚度大于或等于预设油层厚度阈值时，确定所述自驱井为侧钻纵向自驱井；
渗透率判断单元，用于当所述油层厚度小于预设油层厚度阈值时，判断所述储层渗透率是否小于预设渗透率阈值；
第二井型确定单元，用于当所述储层渗透率小于所述预设渗透率阈值时，确定所述自驱井为压裂自驱井；
第三井型确定单元，用于当所述储层渗透率大于或等于所述预设渗透率阈值时，确定所述自驱井为侧钻平面自驱井。
16.根据权利要求15所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述井段确定模块还包括：
压裂井段数量单元，用于将水平段长度和技术极限井距输入压裂自驱井对应的井段模型中，得到压裂井段数量；
平面井段数量单元，用于将砂体宽度和所述技术极限井距输入侧钻平面自驱井对应的井段模型中，得到平面井段数量；
纵向井段数量单元，用于将纵向井段密度和井控含油面积输入侧钻纵向自驱井对应的井段模型中，得到纵向井段数量。
17.根据权利要求16所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，还包括：
极限井距确定模块，用于根据注采压差、井筒半径和启动压力梯度确定所述技术极限井距。
18.根据权利要求16所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，还包括：
纵向井段密度确定模块，用于根据单井控制开采储量、采收率和储量丰度确定所述纵向井段密度。
19.根据权利要求16所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述井段参数包括纵向井段间距；
所述自驱井开采方案创建装置还包括：
纵向井段间距模块，用于根据所述砂体宽度和所述纵向井段数量确定所述纵向井段间距。
20.根据权利要求14所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述井段参数包括井段长度；
所述自驱井开采方案创建装置还包括：
井段长度模块，用于根据所述储层渗透率和砂体长度确定所述井段长度。
21.根据权利要求14所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述目标注入参数确定模块包括：
单段产油量单元，用于根据各注入参数确定各单段产油量；
投入成本单元，用于根据各注入参数、所述井段参数和所述井段数量确定各投入成本；
单井效益单元，用于根据各单段产油量和各投入成本确定各单井效益。
22.根据权利要求21所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述注入参数包括注入介质和注采压差；
所述单段产油量单元包括：
产量因子子单元，用于根据各注入介质确定各产量因子；
单段产油量子单元，用于根据各产量因子、空气渗透率概率中值、地层原油黏度、油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
23.根据权利要求22所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述单段产油量子单元具体用于：
根据各产量因子、空气渗透率概率中值和地层原油黏度确定各采油指数；
根据各采油指数、所述油层厚度和各注采压差确定各单段产油量。
24.根据权利要求21所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述开采方案创建模块还用于：
根据注采比、所述井段数量、介质参数、原油参数和目标注入参数对应的单段产油量确定单段注入量；
根据所述单段注入量、所述井段参数、所述目标注入参数、所述自驱井井型和所述井段数量创建自驱井开采方案。
25.根据权利要求24所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述开采方案创建模块还用于：
根据单位采出程度压降值、砂体长度和最小经济注采井段距离确定驱替方式；
根据所述驱替方式、所述单段注入量、所述井段参数、所述目标注入参数、所述自驱井井型和所述井段数量创建自驱井开采方案。
26.根据权利要求25所述的自驱井开采方案创建装置，其特征在于，所述开采方案创建模块具体用于：
当所述单位采出程度压降值小于或等于预设压降阈值时，确定所述驱替方式为自然能量开采驱替方式；
当所述单位采出程度压降值大于预设压降阈值时，判断所述砂体长度是否小于所述最小经济注采井段距离；
当所述砂体长度小于所述最小经济注采井段距离时，确定所述驱替方式为吞吐开采驱替方式；
当所述砂体长度大于或等于所述最小经济注采井段距离时，确定所述驱替方式为面积注采驱替方式。
27.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至13任一项所述的自驱井开采方案创建方法的步骤。
28.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至13任一项所述的自驱井开采方案创建方法的步骤。
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| CN104632157A (zh) * | 2013-11-13 | 2015-05-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 低渗透油藏均衡驱替方法 |
| CN109025965A (zh) * | 2018-08-31 | 2018-12-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定超低渗致密储层注水开发渗透率下限的方法 |
| CN111322055A (zh) * | 2020-02-12 | 2020-06-23 | 大庆油田有限责任公司 | 一种开发薄差油层井网重构的方法及装置 |
-
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- 2021-08-31 CN CN202111012933.9A patent/CN113761733B/zh active Active
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