CN115906681A - 全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法及装置 - Google Patents

全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法及装置 Download PDF

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CN115906681A
CN115906681A CN202211142564.XA CN202211142564A CN115906681A CN 115906681 A CN115906681 A CN 115906681A CN 202211142564 A CN202211142564 A CN 202211142564A CN 115906681 A CN115906681 A CN 115906681A
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王飞
祝健
廖凯
张士诚
马新仿
杨爽
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China University of Petroleum Beijing
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Abstract

本申请提供一种全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法及装置，方法包括：获取现场体积压裂施工的压裂施工泵注参数、现场地质参数，模拟实际地层裂缝扩展形态，得到全水平井段压裂改造体积；获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，根据所述全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积，得到全井渗吸增能体积；获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，计算得到产油贡献基质孔隙体积；获取开井生产产量及累计产油量，计算得到规定年限下油井的单井可采储量。能够全生命周期的综合性地对裂缝体积进行评价，实现了对待评价井段的全生命周期的压裂施工效果的快速评价。

Description

全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法及装置
技术领域
本申请涉及油气藏勘探开发技术领域，尤其涉及一种全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法及装置。
背景技术
页岩储层属于非常规油气储层的一种，需要进行大规模体积压裂改造后才能获得工业产能。对页岩储层进行体积压裂施工后，需要结合压裂层位的地质属性、井的压裂工艺与施工规模，以及压后焖井返排情况对压裂改造效果进行评价。其中，压裂改造效果评价的重点在于对裂缝体积的评价，包括压裂改造造缝体积(SRV)、全井渗吸增能体积(IRV)、产油贡献基质孔隙体积(DRV)以及单井可采储量(EUR)的评价。
目前，现有的裂缝体积评价方法，主要包括正向物理模拟评价和数值模拟评价，以及采用压降试井解释的反演法对油气层的压裂改造效果进行评价。然而，现有的裂缝体积评价方法不适用于页岩储层的全水平井段的压裂效果评价。
页岩储层的全水平井段，通常采用分段多簇压裂，其裂缝延伸模式多样、缝网扩张行为复杂，导致使用压降曲线呈现出“多类型、多变化、多井段”的特征。压裂施工后的停泵压降监测时间，一般需持续数小时至十几个小时。然而，由于页岩储层较为致密，较短的监测时间内裂缝尚未闭合，无法计算裂缝几何尺寸，无法满足裂缝闭合后进行正常压裂效果评价。因此，亟需一种全生命周期压裂裂缝体积评价方法，通过压裂井在压裂施工压降、焖井压降、返排压降以及动态生产过程中全周期的综合性地对裂缝体积进行评价。
发明内容
本申请实施例提供一种全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法及装置，通过压裂井在压裂施工压降、焖井压降、返排压降以及动态生产过程中全周期的综合性地对裂缝体积进行评价，实现了对待评价井段的全生命周期的压裂施工效果的快速评价。
第一方面，本发明实施例提供一种全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法，包括：
步骤A：获取现场体积压裂施工的压裂施工泵注参数、现场地质参数，并将所述压裂施工泵注参数、现场地质参数输入油藏模拟软件进行数值模拟，在数值模拟过程中拟合压裂施工压降，模拟实际地层裂缝扩展形态，得到全水平井段压裂改造体积；
步骤B：获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，根据流动特征曲线将焖井压降划分为多个流动阶段；基于所述流动阶段，建立针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型；根据所述针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积；根据所述全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积，得到全井渗吸增能体积；
步骤C：获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，即RNP曲线；根据所述RNP曲线计算出计算累计产油量Nps、累计产水量Wps；根据假设缝控水量N和缝控油量W，计算不同时刻下的缝控系统中平均压力
Figure BDA0003854258270000021
根据不同时刻下的缝控系统中平均压力，计算每一时刻水、相拟压力差，并绘制水、油相的标准化产量的曲线、标准化累计产量的曲线；利用曲线，迭代计算求取缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；根据缝控有效体积中的水油储量，计算得到产油贡献基质孔隙体积；
步骤D：获取开井生产产量q及累计产油量Np；根据开井生产产量q及累计产油量Np，建立开井生产产量q与累计产油量Np的关系式，求取关系式的系数a,m；利用开井生产产量q与累计产油量Np的关系式的系数，并求取得到开井生产产量q与生产时间t的关系式，求取q1和q∞；计算得到规定年限下油井的单井可采储量。
第二方面，本发明实施例提供一种全生命周期压裂裂缝体积评价处理装置，包括：
压裂改造造缝体积处理模块，用于获取现场体积压裂施工的压裂施工泵注参数、现场地质参数，并将所述压裂施工泵注参数、现场地质参数输入油藏模拟软件进行数值模拟，在数值模拟过程中拟合压裂施工压降，模拟实际地层裂缝扩展形态，得到全水平井段压裂改造体积；
全井渗吸增能体积处理模块，用于获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，根据流动特征曲线将焖井压降划分为多个流动阶段；基于所述流动阶段，建立针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型；根据所述针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积；根据所述全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积，得到全井渗吸增能体积；
产油贡献基质孔隙体积处理模块，用于获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，即RNP曲线；根据所述RNP曲线计算出计算累计产油量Nps、累计产水量Wps；根据假设缝控水量N和缝控油量W，计算不同时刻下的缝控系统中平均压力pafv,gm；根据不同时刻下的缝控系统中平均压力，计算每一时刻水、相拟压力差，并绘制水、油相的标准化产量的曲线、标准化累计产量的曲线；利用曲线，迭代计算求取缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；根据缝控有效体积中的水油储量，计算得到产油贡献基质孔隙体积；
单井可采储量处理模块，用于获取开井生产产量q及累计产油量Np；根据开井生产产量q及累计产油量Np，建立开井生产产量q与累计产油量Np的关系式，求取关系式的系数a,m；利用开井生产产量q与累计产油量Np的关系式的系数，并求取得到开井生产产量q与生产时间t的关系式，求取q1和q∞；计算得到规定年限下油井的单井可采储量。
第三方面，本发明实施例提供一种计算机设备，包括：至少一个处理器和存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；
所述至少一个处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，使得所述至少一个处理器执行如上第一方面以及第一方面各种可能的设计所述的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法。
第四方面，本发明实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如上第一方面以及第一方面各种可能的设计所述的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法。
本发明实施例提供的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法及装置，通过压裂井在压裂施工压降、焖井压降、返排压降以及动态生产过程中全生命周期的综合性地对裂缝体积进行评价，实现了对待评价井段的全生命周期的压裂施工效果的快速评价。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例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一一作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，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为本发明实施例提供的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法的流程示意图；
图2为本发明实施例提供的压降曲线和压降导数曲线示意图；
图3为本发明实施例提供的标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线示意图；
图4为模拟实际地层裂缝扩展形态的示意图；
图5为压降曲线与压降导数曲线并进行曲线拟合示意图；
图6为本发明实施例提供的流动阶段⑥的标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线图；
图7为本发明实施例提供的流动阶段⑧的标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线图；
图8为油相的流动物质平衡曲线图；
图9为水相的流动物质平衡曲线图；
图10为X井(q/Np)—t的双对数曲线图；
图11为q与t(a,m)的关系曲线图；
图12为本发明实施例提供的全生命周期压裂裂缝体积评价处理装置的结构框图；
图13为本发明实施例提供的计算机设备的硬件结构示意图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
下面首先对本发明涉及的名词进行解释。
水力压裂：水力压裂在非常规油气开采应用中是一种重要的工程方法，该方法能够改造中低渗透油气层以使油气井增产，可以使非常规油气从低渗透性的致密储层中得到高效回收。水力压裂就是利用井泵把大排量压裂液输送到地层，当注入压裂液到一定程度储层将受到高压作用产生裂缝，再持续向储层注入压裂液，导致裂缝持续扩张。为使裂缝不被挤压闭合，接着注入带有支撑剂的压裂液，一方面可以使裂缝持续存在不会由于压力闭合，另一方面还可以使裂缝继续延伸。最后回收压裂液，支撑剂保留在裂缝中留下多条裂缝，使储层中有了新的流体通道，压裂之后的油气井的产量会大幅增长。因此，在油气勘探和开发中评价压裂效果具有重要意义。
本发明实施例是关于非常规油气储层水力压裂技术，具体地，提供了一种全生命周期压裂裂缝体积评价技术。本发明实施例为快速评价压裂施工效果提供了技术支持。目前，亟需一种全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法，本发明实施例通过压裂井在压裂施工压降、焖井压降、返排压降以及动态生产过程中全周期的综合性地对裂缝体积进行评价，实现了对待评价井段的全生命周期的压裂施工效果的快速评价。
下面采用详细的实施例进行详细说明。
图1为本发明实施例提供的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法的流程示意图，本实施例的执行主体可以为计算机设备。如图1所示，该方法包括：
步骤A：获取现场体积压裂施工的压裂施工泵注参数、现场地质参数，并将所述压裂施工泵注参数、现场地质参数输入油藏模拟软件进行数值模拟，在数值模拟过程中拟合压裂施工压降，模拟实际地层裂缝扩展形态，得到全水平井段压裂改造体积。
具体地，压裂施工泵注参数，包括：压裂液粘度、密度及种类；不同种类压裂液占比；不同种类压裂液注入时间及注入量；支撑剂密度、大小及种类；支撑剂在不同阶段的注入量；泵注结束后停泵，通过现场压力统计得到施工压降数据；现场地质参数包括：根据单轴压缩试验获得目标地层的杨氏模量、泊松比。
其中，通过统计得到现场压力施工泵注参数：1)记录压裂液粘度(mPa·s)、密度(g/cm3)及种类；2)不同种类压裂液占比(如水基压裂液、油基压裂液等)：3)不同种类压裂液注入时间及注入量；4)支撑剂密度(g/cm3)、大小(目数)及种类；5)支撑剂在不同阶段的注入量；泵注结束后停泵，通过现场压力统计得到施工压降数据；现场地质参数包括：根据单轴压缩试验获得目标地层的杨氏模量(GPa)、泊松比。
综合压裂施工泵注参数、现场地质参数，输入非常规页岩油油藏模拟软件进行数值模拟，其中非常规页岩油油藏模拟软件包括但不限于：eclipse、cmg、petro等。
步骤B：获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，根据流动特征曲线将焖井压降划分为多个流动阶段；基于所述流动阶段，建立针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型；根据所述针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积；根据所述全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积，得到全井渗吸增能体积。
具体地，步骤B中具体包括：
SB1：获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，其中所述特征曲线包括压降曲线和压降导数曲线。
SB2：根据所述压降曲线和压降导数曲线将焖井压降划分为九个流动阶段，其中，所述九个流动阶段末段裂缝控制下的四个流动阶段、全井段裂缝控制下的四个流动阶段和基质控制下的流动阶段；
参考图2，图2为本发明实施例提供的压降曲线和压降导数曲线示意图。其中本实施例页岩储层的压裂裂缝属于图2中的“末端连通性弱+次级裂缝规模大”的曲线。
其中，末段裂缝控制下的四个流动阶段包括：第一阶段(图2中①)，井筒续流控制阶段，其压降曲线和压降导数曲线重合且斜率为1；第二阶段(图2中②)，端部延伸阶段，其压降导数曲线斜率为0；第三阶段(图2中③)，闭合前缝内线性阶段，其压降导数曲线的斜率为1/2；第四阶段(图2中④)，裂缝闭合控制阶段，其压降导数曲线的斜率大于1/2；
其中，全井段裂缝控制下的四个流动阶段包括：第五阶段(图2中⑤)，末段-前段联通控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率；第六阶段(图2中⑥)，主缝储集阶段，其压降导数的曲线呈现正斜率；第七阶段(图2中⑦)，主、次缝间窜流控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率；第八阶段(图2中⑧)，次缝储集阶段，其压降导数的曲线呈现正斜率；
其中，基质控制下的流动阶段为：第九阶段(图2中⑨)，基质流动控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率直至压降为零。
SB3：建立针对主、次裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型：
主裂缝：
Figure BDA0003854258270000071
次裂缝：
Figure BDA0003854258270000072
其中
Figure BDA0003854258270000073
式中，pi为地层初始压力，MPa；pw为井底压力，MPa；qm为焖井期间裂缝向基质的窜流量，基于渗吸实验规律通过焖井数模拟合得到的，m3/d；Qm为焖井期间裂缝向基质的累计窜流量，m3；Bw为压裂液体积系数，m3/m3；Vehf为主裂缝有效裂缝体积，m3；Chf为主裂缝压缩系数，MPa-1；
Figure BDA0003854258270000074
为裂缝孔隙度，小数；kf为裂缝渗透率，mD；μf为压裂液粘度，mPa·s；Lf为主裂缝半长；Ct为岩石压缩系数，MPa-1；Vesf为次裂缝有效裂缝体积，m3；Csf为次级裂缝压缩系数，MPa-1；Cf为裂缝综合压缩系数；
SB4：通过油藏模拟软件进行数值模拟，获取焖井期间裂缝向基质的窜流量qm和焖井期间裂缝向基质的累计窜流量Qm；通过裂缝导流能力试验，得到主裂缝压缩系数Chf和次级裂缝压缩系数Csf；通过查询油田资料获取压裂液体积系数Bw；
SB5：当焖井期间的井底流压数据处于第六阶段时，采用第六阶段下的压降数据在直角坐标系下作标准化压力与物质平衡时间的特征曲线，其中标准化压力为(pi-pw)/qm，物质平衡时间为Qm/qm；获取特征曲线的斜率值mf；
SB6：根据主裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到
Figure BDA0003854258270000081
导入已知的Chf，得到全井段主裂缝有效体积Vehf为：
Figure BDA0003854258270000082
SB7：当焖井期间的井底流压数据处于第八阶段时，采用第八阶段下的压降数据在直角坐标系下作标准化压力与物质平衡时间的特征曲线，其中标准化压力为(pi-pw)/qm，物质平衡时间为Qm/qm；获取特征曲线的斜率值mF；
SB8：根据次裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到
Figure BDA0003854258270000083
导入已知的Csf，得到次级裂缝有效体积Vesf为：
Figure BDA0003854258270000084
SB9：将全井段主裂缝有效体积Vehf和得到次级裂缝有效体积Vesf相加，得到全井段压后总有效裂缝体积Vef，即为全井渗吸增能体积。
步骤C：获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，即RNP曲线；根据所述RNP曲线计算出计算累计产油量Nps、累计产水量Wps；根据假设缝控水量N和缝控油量W，计算不同时刻下的缝控系统中平均压力
Figure BDA0003854258270000085
根据不同时刻下的缝控系统中平均压力，计算每一时刻水、相拟压力差，并绘制水、油相的标准化产量的曲线、标准化累计产量的曲线；利用曲线，迭代计算求取缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；根据缝控有效体积中的水油储量，计算得到产油贡献基质孔隙体积。
具体地，其中步骤C具体包括：
所述步骤C具体包括：
SC1：获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，即RNP曲线；其中所述RNP曲线计算公式为：
Figure BDA0003854258270000091
tMB＝Qx/qx
式中，RNP为标准化压力；x-水相w或油相o；Pfi-初始裂缝内平均压力，MPa；Pwf-井底流压，MPa；qx-水相或油相生产速度，m3/d；tMB-物质平衡时间，d(天)；Qx-水相或油相累计产量，m3；由于实际的裂缝内压力难以获取，即设定返排初期裂缝内平均压力近似于返排第一天的井底流压，及Pfi等于开井时的井底流压Pwfi；
参考图3，图3为本发明实施例提供的标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线示意图。
在RNP曲线出现了一段斜率为1的直线段时(图3中“阶段FR2”所示)，为裂缝初级阶段结束、缝控区拟稳态阶段初始时刻，截取拟稳态阶段的油相流量qo和水相流量qw、以及井底流压pwf；将拟稳态开始时刻的井底流压确定为缝控区域内平均压力pi。
SC2：通过压力施工报告获取全井加砂量Vp；通过地层流体高压物性参数获取水相压缩系数Cw、油相压缩系数Co、水相初始体积系数Bwi、油相初始体积系数Boi、原油初始粘度μoi、水相初始粘度μwi以及相对渗透率曲线；假设缝控有效体积水储量W，假设缝控有效体积原油储量N；依据步骤B获得主裂缝有效体积Vehf和次级裂缝有效体积Vesf。
SC3：根据油田资料为假设缝控有效体积水储量W，假设缝控有效体积原油储量N，赋值合理的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积原油储量N；并通过如下公式计算不同时刻下的缝控系统中平均压力
Figure BDA0003854258270000101
Figure BDA0003854258270000102
Figure BDA0003854258270000103
Figure BDA0003854258270000104
Vmp＝BwiW+BoiN-Vehf-Vesf
Figure BDA0003854258270000105
式中，
Figure BDA0003854258270000106
缝控系统中平均压力；Wps为返排水体积；Nps为采出原油体积；Vmp为缝控基质孔隙体积；Chf为主裂缝压缩系数；Csf为次级裂缝压缩系数；Cm为基质孔隙压缩系数；Bw为压裂液体积系数，m3/m3；Bo为原油体积系数，m3/m3；pn为裂缝内支撑压力；pc为裂缝内净闭合压力；t为开井返排天数。
SC4：根据每一时刻的刻缝控系统平均压力
Figure BDA0003854258270000107
利用公式计算每一时刻水相拟压力差(ppi,w-ppwf,w)、
Figure BDA0003854258270000108
油相拟压力差(ppi,o-ppwf,o)、
Figure BDA0003854258270000109
Figure BDA00038542582700001010
Figure BDA00038542582700001011
Figure BDA00038542582700001012
式中，ppi,w为水相初始拟压力，MPa；ppwf,w为水相拟井底流压；
Figure BDA00038542582700001013
为水相缝控区域拟平均压力；μwi为水相初始黏度；Bwi为水相初始体积系数；μw(p)为压力为p下的水相黏度；Bw(p)为压力为p下的水相体积系数；krw(p)为缝控区域压力为p下的水相相渗；
Figure BDA0003854258270000111
Figure BDA0003854258270000112
Figure BDA0003854258270000113
式中：ppi,o为油相初始拟压力，MPa；ppwf,o为油相拟井底流压；
Figure BDA0003854258270000114
为油相缝控区域拟平均压力；μoi为油相初始黏度；Boi为油相初始体积系数；μo(p)为压力为p下的油相黏度；Bo(p)为压力为p下的油相体积系数；kro(p)为缝控区域压力为p下的油相相渗；
SC5：分别以水相和油相的标准化产量的曲线为纵轴，以水相和油相的标准化累计产量为横轴，绘制目标曲线；其中所述水相的标准化产量的曲线为
Figure BDA0003854258270000115
油相的标准化产量的曲线为
Figure BDA0003854258270000116
水相的标准化累计产量的曲线为
Figure BDA0003854258270000117
油相的标准化累计产量的曲线为
Figure BDA0003854258270000118
延长目标曲线中直线部分使之与x轴相交，交点即为求出的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；
SC6：将第SC5步中求出的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N与第3步中假设的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N比较，若不满足误差条件，则将第SC5步的计算结果作为第SC3步的假设条件，重复计算第SC3-SC5步，直至得到满足误差条件缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N。
SC7：将求出的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N相加，得到产油贡献基质孔隙体积Vmp。
步骤D：获取开井生产产量q及累计产油量Np；根据开井生产产量q及累计产油量Np，建立开井生产产量q与累计产油量Np的关系式，求取关系式的系数a,m；利用开井生产产量q与累计产油量Np的关系式的系数，并求取得到开井生产产量q与生产时间t的关系式，求取q1和q∞；计算得到规定年限下油井的单井可采储量。
其中，步骤D具体包括：
SD1：获取开井生产产量q及累计产油量Np，并建立开井生产产量q与累计产油量Np的关系式，为：
Figure BDA0003854258270000121
式中，t为开井返排天数，a，m值为系数；
制作(q/Np)—t双对数曲线图，计算a，m值。
SD2：以递减开始阶段第一天产量为q1，依据下式，拟合生产产量q与时间t的关系，得到q∞：
Figure BDA0003854258270000122
q＝q1t(a,m)+q∞
式中，q∞为q与t(a,m)所做直线的截距。
SD3：利用步骤SD2中公式，预测规定年限下油井的单井可采储量，公式如下：
EUR＝∑q
式中，EUR为单井可采储量。
综上所述，本发明实施例通过压裂井在压裂施工压降、焖井压降、返排压降以及动态生产过程中全生命周期的综合性地对裂缝体积进行评价，实现了对待评价井段的全生命周期的压裂施工效果的快速评价。
下面通过具体的应用示例对本发明实施例提供的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法进行说明。
1)针对某一目标井(页岩油井)，根据目标地层的地质参数与现场实际施工泵注程序，模拟裂缝扩展的过程，泵注结束后立即关井，得到该模拟裂缝的施工压降数据。获取现场体积压裂施工的压裂施工泵注参数、现场地质参数，并将所述压裂施工泵注参数、现场地质参数输入油藏模拟软件进行数值模拟，在数值模拟过程中拟合压裂施工压降，模拟实际地层裂缝扩展形态(如图4所示)，得到全水平井段压裂改造体积。
将模拟出的施工压降数据与实际施工中记录的施工压降数据在双对数坐标系中，分别作压降曲线与压降导数曲线并进行曲线拟合，如图5所示。图5中所示，其拟合效果好，说明模拟裂缝的相关参数可以对实际施工效果进行解释，该井解释储层改造体积SRV为54420m3。对压降导数曲线上的特征斜率段进行流态诊断，可以识别裂缝闭合的不同阶段。
2)统计焖井期间的井底流压数据，分析压降及压降导数双对数分析井底压降特征，绘制目标井井焖井期间压降及其自然对数导数双对数曲线(即为特征曲线包括压降曲线和压降导数曲线)。
根据图中流态识别结果，在直角坐标系中分别作出流动阶段⑥、⑧阶段的特征曲线，进而利用建立的焖井压降计算模型反演出相关参数。参考图6和图7，图6为本发明实施例提供的流动阶段⑥的标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线图；图7为本发明实施例提供的流动阶段⑧的标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线图。
计算得到全井段主裂缝有效体积Vehf为13663m3，次级裂缝有效体积Vesf为37231m3，全井渗吸增能体积为50894m3。
3)
1、收集整理油井生产数据qo、qw与井口压力，计算出相应的Np、Wp、pi_start＝66.29MPa、pwf值。
2、根据标准化压力的导数RNP曲线，确定缝控区域拟稳态流阶段，124天之后，RNP曲线的斜率为1，油井进入缝控区域拟稳态阶段，同时确定裂缝储集阶段结束时刻，缝控区域内平均压力pi＝60.48MPa；
3、收集压裂加砂数据Vp＝7200m3，以及地层流体的高压物性参数Cw＝4×10-4MPa-1、Co＝24.7×10-4MPa-1、Bwi＝1.01、Boi＝1.06，μoi＝8mPa·s，μwi＝2mPa·s，相渗曲线，收集第2阶段焖井模型所计算主、次裂缝数据，Vehf为13663m3，Vesf为37231m3；
4、假设缝控有效体积中的水储量W＝5×105m3和油储量N＝5×105m3，分别以水相和油相的标准化产量的曲线为纵轴，以水相和油相的标准化累计产量为横轴，绘制目标曲线(流动物质平衡曲线)；延长目标曲线中直线部分使之与x轴相交，交点即为求出的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N。
参考图8，图8为油相的流动物质平衡曲线(即油相的目标曲线)；参考图9，图9为水相的流动物质平衡曲线(即水相的目标曲线)。
5、将上述求出的计算结果与假设值比较，若误差不满足精度要求，则将计算结果作为假设条件，重复第4步的计算，直至计算出的水、油储量误差符合要求，如图8、9所示，N＝10.546×104m3，W＝5.063×104m3。
计算得到产油贡献基质孔隙体积Vmp＝64.763×104m3，即产油贡献裂缝体积(DRV)为64.763×104m3。
4)
1、作X井的(q/Np)—t的双对数曲线，拟合幂函数，取得a＝1.1109与m＝1.077。直线段选取时，若回归系数R2大于0.95，则认为是合适的直线段，如图10所示。参考图10，图10为开井生产产量q与累计产油量Np的关系曲线。
2、求产量q1与q∞：以实际产量q为纵坐标，以t(a,m)为横坐标，作线性坐标线，如图11所示，拟合直线，获取q1＝48.58t/d与q∞＝-0.221t/d两个参数。
3、产量预测：获取a，m，q1后，利用公式进行产量预测，预测10年累产量作为该页岩油井单井可采储量EUR＝4.367万吨。
对应于上文实施例的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法，图12为本发明实施例提供的全生命周期压裂裂缝体积评价处理装置的结构框图。为了便于说明，仅示出了与本发明实施例相关的部分。
参照图12，所述全生命周期压裂裂缝体积评价处理装置包括：压裂改造造缝体积处理模块11，全井渗吸增能体积处理模块12，产油贡献基质孔隙体积处理模块13和单井可采储量处理模块14。
压裂改造造缝体积处理模块11，用于获取现场体积压裂施工的压裂施工泵注参数、现场地质参数，并将所述压裂施工泵注参数、现场地质参数输入油藏模拟软件进行数值模拟，在数值模拟过程中拟合压裂施工压降，模拟实际地层裂缝扩展形态，得到全水平井段压裂改造体积；
全井渗吸增能体积处理模块12，用于获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，根据流动特征曲线将焖井压降划分为多个流动阶段；基于所述流动阶段，建立针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型；根据所述针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积；根据所述全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积，得到全井渗吸增能体积；
产油贡献基质孔隙体积处理模块13，用于获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，即RNP曲线；根据所述RNP曲线计算出计算累计产油量Nps、累计产水量Wps；根据假设缝控水量N和缝控油量W，计算不同时刻下的缝控系统中平均压力
Figure BDA0003854258270000151
根据不同时刻下的缝控系统中平均压力，计算每一时刻水、相拟压力差，并绘制水、油相的标准化产量的曲线、标准化累计产量的曲线；利用曲线，迭代计算求取缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；根据缝控有效体积中的水油储量，计算得到产油贡献基质孔隙体积；
单井可采储量处理模块14，用于获取开井生产产量q及累计产油量Np；根据开井生产产量q及累计产油量Np，建立开井生产产量q与累计产油量Np的关系式，求取关系式的系数a,m；利用开井生产产量q与累计产油量Np的关系式的系数，并求取得到开井生产产量q与生产时间t的关系式，求取q1和q∞；计算得到规定年限下油井的单井可采储量。
在一种可能的设计中，所述全井渗吸增能体积处理模块，具体用于：
获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，其中所述特征曲线包括压降曲线和压降导数曲线；
根据所述压降曲线和压降导数曲线将焖井压降划分为九个流动阶段，其中，所述九个流动阶段末段裂缝控制下的四个流动阶段、全井段裂缝控制下的四个流动阶段和基质控制下的流动阶段；
其中，末段裂缝控制下的四个流动阶段包括：第一阶段，井筒续流控制阶段，其压降曲线和压降导数曲线重合且斜率为1；第二阶段，端部延伸阶段，其压降导数曲线斜率为0；第三阶段，闭合前缝内线性阶段，其压降导数曲线的斜率为1/2；第四阶段，裂缝闭合控制阶段，其压降导数曲线的斜率大于1/2；
其中，全井段裂缝控制下的四个流动阶段包括：第五阶段，末段-前段联通控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率；第六阶段，主缝储集阶段，其压降导数的曲线呈现正斜率；第七阶段，主、次缝间窜流控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率；第八阶段，次缝储集阶段，其压降导数的曲线呈现正斜率；
其中，基质控制下的流动阶段为：第九阶段，基质流动控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率直至压降为零；
建立针对主、次裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型：
主裂缝：
Figure BDA0003854258270000161
次裂缝：
Figure BDA0003854258270000162
其中
Figure BDA0003854258270000163
式中，pi为地层初始压力，MPa；pw为井底压力，MPa；qm为焖井期间裂缝向基质的窜流量，基于渗吸实验规律通过焖井数模拟合得到的，m3/d；Qm为焖井期间裂缝向基质的累计窜流量，m3；Bw为压裂液体积系数，m3/m3；Vehf为主裂缝有效裂缝体积，m3；Chf为主裂缝压缩系数，MPa-1；
Figure BDA0003854258270000164
为裂缝孔隙度，小数；kf为裂缝渗透率，mD；μf为压裂液粘度，mPa·s；Lf为主裂缝半长；Ct为岩石压缩系数，MPa-1；Vesf为次裂缝有效裂缝体积，m3；Csf为次级裂缝压缩系数，MPa-1；Cf为裂缝综合压缩系数；
通过油藏模拟软件进行数值模拟，获取焖井期间裂缝向基质的窜流量qm和焖井期间裂缝向基质的累计窜流量Qm；通过裂缝导流能力试验，得到主裂缝压缩系数Chf和次级裂缝压缩系数Csf；通过查询油田资料获取压裂液体积系数Bw；
当焖井期间的井底流压数据处于第六阶段时，采用第六阶段下的压降数据在直角坐标系下作标准化压力与物质平衡时间的特征曲线，其中标准化压力为(pi-pw)/qm，物质平衡时间为Qm/qm；获取特征曲线的斜率值mf；
根据主裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到
Figure BDA0003854258270000171
导入已知的Chf，得到全井段主裂缝有效体积Vehf为：
Figure BDA0003854258270000172
当焖井期间的井底流压数据处于第八阶段时，采用第八阶段下的压降数据在直角坐标系下作标准化压力与物质平衡时间的特征曲线，其中标准化压力为(pi-pw)/qm，物质平衡时间为Qm/qm；获取特征曲线的斜率值mF；
根据次裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到
Figure BDA0003854258270000173
导入已知的Csf，得到次级裂缝有效体积Vesf为：
Figure BDA0003854258270000174
将全井段主裂缝有效体积Vehf和得到次级裂缝有效体积Vesf相加，得到全井段压后总有效裂缝体积Vef，即为全井渗吸增能体积。
图13为本发明实施例提供的计算机设备的硬件结构示意图。如图13所示，本实施例的计算机设备包括：处理器21以及存储器22；其中
存储器22，用于存储计算机执行指令；
处理器21，用于执行存储器存储的计算机执行指令，以实现上述实施例中计算机设备所执行的各个步骤。具体可以参见前述方法实施例中的相关描述。
可选地，存储器22既可以是独立的，也可以跟处理器21集成在一起。
当存储器22独立设置时，该计算机还包括总线23，用于连接所述存储器22和处理器21。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如上所述的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法。
本发明实施例还提供一种计算机程序产品，包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时，实现如上所述的全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法。
在本发明所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的设备和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的设备实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的模块可以是或者也可以不是物理上分开的，作为模块显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案。
另外，在本发明各个实施例中的各功能模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个模块单独物理存在，也可以两个或两个以上模块集成在一个单元中。上述模块成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用硬件加软件功能单元的形式实现。
上述以软件功能模块的形式实现的集成的模块，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。上述软件功能模块存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)或处理器执行本申请各个实施例所述方法的部分步骤。
应理解，上述处理器可以是中央处理单元(Central Processing Unit，简称CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，简称DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称ASIC)等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。结合发明所公开的方法的步骤可以直接体现为硬件处理器执行完成，或者用处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。
存储器可能包含高速RAM存储器，也可能还包括非易失性存储NVM，例如至少一个磁盘存储器，还可以为U盘、移动硬盘、只读存储器、磁盘或光盘等。
总线可以是工业标准体系结构(Industry Standard Architecture，简称ISA)总线、外部设备互连(Peripheral Component Interconnect，简称PCI)总线或扩展工业标准体系结构(Extended Industry Standard Architecture，简称EISA)总线等。总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等。为便于表示，本申请附图中的总线并不限定仅有一根总线或一种类型的总线。
上述存储介质可以是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。存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。
一种示例性的存储介质耦合至处理器，从而使处理器能够从该存储介质读取信息，且可向该存储介质写入信息。当然，存储介质也可以是处理器的组成部分。处理器和存储介质可以位于专用集成电路(Application Specific Integrated Circuits，简称ASIC)中。当然，处理器和存储介质也可以作为分立组件存在于电子设备或主控设备中。
本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
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 (10)

1.一种全生命周期压裂裂缝体积评价处理方法，其特征在于，包括：
步骤A：获取现场体积压裂施工的压裂施工泵注参数、现场地质参数，并将所述压裂施工泵注参数、现场地质参数输入油藏模拟软件进行数值模拟，在数值模拟过程中拟合压裂施工压降，模拟实际地层裂缝扩展形态，得到全水平井段压裂改造体积；
步骤B：获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，根据流动特征曲线将焖井压降划分为多个流动阶段；基于所述流动阶段，建立针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型；根据所述针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积；根据所述全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积，得到全井渗吸增能体积；
步骤C：获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，即RNP曲线；根据所述RNP曲线计算出计算累计产油量Nps、累计产水量Wps；根据假设缝控水量N和缝控油量W，计算不同时刻下的缝控系统中平均压力
Figure FDA0003854258260000011
根据不同时刻下的缝控系统中平均压力，计算每一时刻水、相拟压力差，并绘制水、油相的标准化产量的曲线、标准化累计产量的曲线；利用曲线，迭代计算求取缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；根据缝控有效体积中的水油储量，计算得到产油贡献基质孔隙体积；
步骤D：获取开井生产产量q及累计产油量Np；根据开井生产产量q及累计产油量Np，建立开井生产产量q与累计产油量Np的关系式，求取关系式的系数a,m；利用开井生产产量q与累计产油量Np的关系式的系数，并求取得到开井生产产量q与生产时间t的关系式，求取q1和q∞；计算得到规定年限下油井的单井可采储量。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤A中，
压裂施工泵注参数，包括：压裂液粘度、密度及种类；不同种类压裂液占比；不同种类压裂液注入时间及注入量；支撑剂密度、大小及种类；支撑剂在不同阶段的注入量；泵注结束后停泵，通过现场压力统计得到施工压降数据；
现场地质参数包括：根据单轴压缩试验获得目标地层的杨氏模量、泊松比。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤B具体包括：
获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，其中所述特征曲线包括压降曲线和压降导数曲线；
根据所述压降曲线和压降导数曲线将焖井压降划分为九个流动阶段，其中，所述九个流动阶段末段裂缝控制下的四个流动阶段、全井段裂缝控制下的四个流动阶段和基质控制下的流动阶段；
其中，末段裂缝控制下的四个流动阶段包括：第一阶段，井筒续流控制阶段，其压降曲线和压降导数曲线重合且斜率为1；第二阶段，端部延伸阶段，其压降导数曲线斜率为0；第三阶段，闭合前缝内线性阶段，其压降导数曲线的斜率为1/2；第四阶段，裂缝闭合控制阶段，其压降导数曲线的斜率大于1/2；
其中，全井段裂缝控制下的四个流动阶段包括：第五阶段，末段-前段联通控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率；第六阶段，主缝储集阶段，其压降导数的曲线呈现正斜率；第七阶段，主、次缝间窜流控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率；第八阶段，次缝储集阶段，其压降导数的曲线呈现正斜率；
其中，基质控制下的流动阶段为：第九阶段，基质流动控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率直至压降为零；
建立针对主、次裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型：
主裂缝：
Figure FDA0003854258260000021
次裂缝：
Figure FDA0003854258260000022
其中
Figure FDA0003854258260000023
式中，pi为地层初始压力，MPa；pw为井底压力，MPa；qm为焖井期间裂缝向基质的窜流量，基于渗吸实验规律通过焖井数模拟合得到的，m3/d；Qm为焖井期间裂缝向基质的累计窜流量，m3；Bw为压裂液体积系数，m3/m3；Vehf为主裂缝有效裂缝体积，m3；Chf为主裂缝压缩系数，MPa-1；
Figure FDA0003854258260000031
为裂缝孔隙度，小数；kf为裂缝渗透率，mD；μf为压裂液粘度，mPa·s；Lf为主裂缝半长；Ct为岩石压缩系数，MPa-1；Vesf为次裂缝有效裂缝体积，m3；Csf为次级裂缝压缩系数，MPa-1；Cf为裂缝综合压缩系数；
通过油藏模拟软件进行数值模拟，获取焖井期间裂缝向基质的窜流量qm和焖井期间裂缝向基质的累计窜流量Qm；通过裂缝导流能力试验，得到主裂缝压缩系数Chf和次级裂缝压缩系数Csf；通过查询油田资料获取压裂液体积系数Bw；
当焖井期间的井底流压数据处于第六阶段时，采用第六阶段下的压降数据在直角坐标系下作标准化压力与物质平衡时间的特征曲线，其中标准化压力为(pi-pw)/qm，物质平衡时间为Qm/qm；获取特征曲线的斜率值mf；
根据主裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到
Figure FDA0003854258260000032
导入已知的Chf，得到全井段主裂缝有效体积Vehf为：
Figure FDA0003854258260000033
当焖井期间的井底流压数据处于第八阶段时，采用第八阶段下的压降数据在直角坐标系下作标准化压力与物质平衡时间的特征曲线，其中标准化压力为(pi-pw)/qm，物质平衡时间为Qm/qm；获取特征曲线的斜率值mF；
根据次裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到
Figure FDA0003854258260000034
导入已知的Csf，得到次级裂缝有效体积Vesf为：
Figure FDA0003854258260000035
将全井段主裂缝有效体积Vehf和得到次级裂缝有效体积Vesf相加，得到全井段压后总有效裂缝体积Vef，即为全井渗吸增能体积。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤C具体包括：
SC1：获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，即RNP曲线；其中所述RNP曲线计算公式为：
Figure FDA0003854258260000041
tMB＝Qx/qx
式中，RNP为标准化压力；x-水相w或油相o；Pfi-初始裂缝内平均压力，MPa；Pwf-井底流压，MPa；qx-水相或油相生产速度，m3/d；tMB-物质平衡时间，d(天)；Qx-水相或油相累计产量，m3；由于实际的裂缝内压力难以获取，即设定返排初期裂缝内平均压力近似于返排第一天的井底流压，及Pfi等于开井时的井底流压Pwfi；
在RNP曲线出现了一段斜率为1的直线段时，为裂缝初级阶段结束、缝控区拟稳态阶段初始时刻，截取拟稳态阶段的油相流量qo和水相流量qw、以及井底流压pwf；将拟稳态开始时刻的井底流压确定为缝控区域内平均压力pi；
SC2：通过压力施工报告获取全井加砂量Vp；通过地层流体高压物性参数获取水相压缩系数Cw、油相压缩系数Co、水相初始体积系数Bwi、油相初始体积系数Boi、原油初始粘度μoi、水相初始粘度μwi以及相对渗透率曲线；假设缝控有效体积水储量W，假设缝控有效体积原油储量N；依据步骤B获得主裂缝有效体积Vehf和次级裂缝有效体积Vesf；
SC3：根据油田资料为假设缝控有效体积水储量W，假设缝控有效体积原油储量N，赋值合理的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积原油储量N；并通过如下公式计算不同时刻下的缝控系统中平均压力
Figure FDA0003854258260000042
Figure FDA0003854258260000051
Figure FDA0003854258260000052
Figure FDA0003854258260000053
Vmp＝BwiW+BoiN-Vehf-Vesf
Figure FDA0003854258260000054
式中，
Figure FDA0003854258260000055
缝控系统中平均压力；Wps为返排水体积；Nps为采出原油体积；Vmp为缝控基质孔隙体积；Chf为主裂缝压缩系数；Csf为次级裂缝压缩系数；Cm为基质孔隙压缩系数；Bw为压裂液体积系数，m3/m3；Bo为原油体积系数，m3/m3；pn为裂缝内支撑压力；pc为裂缝内净闭合压力；t为开井返排天数；
SC4：根据每一时刻的刻缝控系统平均压力
Figure FDA0003854258260000056
利用公式计算每一时刻水相拟压力差(ppi,w-ppwf,w)、
Figure FDA0003854258260000057
油相拟压力差(ppi,o-ppwf,o)、
Figure FDA0003854258260000058
Figure FDA0003854258260000059
Figure FDA00038542582600000510
Figure FDA00038542582600000511
式中，ppi,w为水相初始拟压力，MPa；ppwf,w为水相拟井底流压；
Figure FDA00038542582600000512
为水相缝控区域拟平均压力；μwi为水相初始黏度；Bwi为水相初始体积系数；μw(p)为压力为p下的水相黏度；Bw(p)为压力为p下的水相体积系数；krw(p)为缝控区域压力为p下的水相相渗；
Figure FDA00038542582600000513
Figure FDA0003854258260000061
Figure FDA0003854258260000062
式中：ppi,o为油相初始拟压力，MPa；ppwf,o为油相拟井底流压；
Figure FDA0003854258260000063
为油相缝控区域拟平均压力；μoi为油相初始黏度；Boi为油相初始体积系数；μo(p)为压力为p下的油相黏度；Bo(p)为压力为p下的油相体积系数；kro(p)为缝控区域压力为p下的油相相渗；
SC5：分别以水相和油相的标准化产量的曲线为纵轴，以水相和油相的标准化累计产量为横轴，绘制目标曲线；其中所述水相的标准化产量的曲线为
Figure FDA0003854258260000064
油相的标准化产量的曲线为
Figure FDA0003854258260000065
水相的标准化累计产量的曲线为
Figure FDA0003854258260000066
油相的标准化累计产量的曲线为
Figure FDA0003854258260000067
延长目标曲线中直线部分使之与x轴相交，交点即为求出的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；
SC6：将第SC5步中求出的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N与第SC3步中假设的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N比较，若不满足误差条件，则将第SC5步的计算结果作为第SC3步的假设条件，重复计算第SC3-SC5步，直至得到满足误差条件缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；
SC7：将求出的缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N相加，得到产油贡献基质孔隙体积Vmp。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤D具体包括：
SD1：获取开井生产产量q及累计产油量Np，并建立开井生产产量q与累计产油量Np的关系式，为：
Figure FDA0003854258260000071
式中，t为开井返排天数，a，m值为系数；
制作(q/Np)—t双对数曲线图，计算a，m值；
SD2：以递减开始阶段第一天产量为q1，依据下式，拟合生产产量q与时间t的关系，得到q∞：
Figure FDA0003854258260000072
q＝q1t(a,m)+q∞
式中，q∞为q与t(a,m)所做直线的截距；
SD3：利用步骤SD2中公式，预测规定年限下油井的单井可采储量，公式如下：
EUR＝∑q
式中，EUR为单井可采储量。
6.一种全生命周期压裂裂缝体积评价处理装置，其特征在于，包括：
压裂改造造缝体积处理模块，用于获取现场体积压裂施工的压裂施工泵注参数、现场地质参数，并将所述压裂施工泵注参数、现场地质参数输入油藏模拟软件进行数值模拟，在数值模拟过程中拟合压裂施工压降，模拟实际地层裂缝扩展形态，得到全水平井段压裂改造体积；
全井渗吸增能体积处理模块，用于获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，根据流动特征曲线将焖井压降划分为多个流动阶段；基于所述流动阶段，建立针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型；根据所述针对裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积；根据所述全井段主裂缝有效体积和全井段次级裂缝有效体积，得到全井渗吸增能体积；
产油贡献基质孔隙体积处理模块，用于获取返排期间的井底压力数据，采用井底压力数据绘制标准化压力与物质平衡时间的双对数曲线，即RNP曲线；根据所述RNP曲线计算出计算累计产油量Nps、累计产水量Wps；根据假设缝控水量N和缝控油量W，计算不同时刻下的缝控系统中平均压力
Figure FDA0003854258260000081
根据不同时刻下的缝控系统中平均压力，计算每一时刻水、相拟压力差，并绘制水、油相的标准化产量的曲线、标准化累计产量的曲线；利用曲线，迭代计算求取缝控有效体积中的水储量W和缝控有效体积中的原油储量N；根据缝控有效体积中的水油储量，计算得到产油贡献基质孔隙体积；
单井可采储量处理模块，用于获取开井生产产量q及累计产油量Np；根据开井生产产量q及累计产油量Np，建立开井生产产量q与累计产油量Np的关系式，求取关系式的系数a,m；利用开井生产产量q与累计产油量Np的关系式的系数，并求取得到开井生产产量q与生产时间t的关系式，求取q1和q∞；计算得到规定年限下油井的单井可采储量。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述压裂施工泵注参数，包括：压裂液粘度、密度及种类；不同种类压裂液占比；不同种类压裂液注入时间及注入量；支撑剂密度、大小及种类；支撑剂在不同阶段的注入量；泵注结束后停泵，通过现场压力统计得到施工压降数据；
现场地质参数包括：根据单轴压缩试验获得目标地层的杨氏模量、泊松比。
8.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述全井渗吸增能体积处理模块，具体用于：
获取焖井期间的井底流压数据，根据井底流压数据绘制流动特征曲线，其中所述特征曲线包括压降曲线和压降导数曲线；
根据所述压降曲线和压降导数曲线将焖井压降划分为九个流动阶段，其中，所述九个流动阶段末段裂缝控制下的四个流动阶段、全井段裂缝控制下的四个流动阶段和基质控制下的流动阶段；
其中，末段裂缝控制下的四个流动阶段包括：第一阶段，井筒续流控制阶段，其压降曲线和压降导数曲线重合且斜率为1；第二阶段，端部延伸阶段，其压降导数曲线斜率为0；第三阶段，闭合前缝内线性阶段，其压降导数曲线的斜率为1/2；第四阶段，裂缝闭合控制阶段，其压降导数曲线的斜率大于1/2；
其中，全井段裂缝控制下的四个流动阶段包括：第五阶段，末段-前段联通控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率；第六阶段，主缝储集阶段，其压降导数的曲线呈现正斜率；第七阶段，主、次缝间窜流控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率；第八阶段，次缝储集阶段，其压降导数的曲线呈现正斜率；
其中，基质控制下的流动阶段为：第九阶段，基质流动控制阶段，其压降导数的曲线呈现负斜率直至压降为零；
建立针对主、次裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型：
主裂缝：
Figure FDA0003854258260000091
次裂缝：
Figure FDA0003854258260000092
其中
Figure FDA0003854258260000093
式中，pi为地层初始压力，MPa；pw为井底压力，MPa；qm为焖井期间裂缝向基质的窜流量，基于渗吸实验规律通过焖井数模拟合得到的，m3/d；Qm为焖井期间裂缝向基质的累计窜流量，m3；Bw为压裂液体积系数，m3/m3；Vehf为主裂缝有效裂缝体积，m3；Chf为主裂缝压缩系数，MPa-1；
Figure FDA0003854258260000094
为裂缝孔隙度，小数；kf为裂缝渗透率，mD；μf为压裂液粘度，mPa·s；Lf为主裂缝半长；Ct为岩石压缩系数，MPa-1；Vesf为次裂缝有效裂缝体积，m3；Csf为次级裂缝压缩系数，MPa-1；Cf为裂缝综合压缩系数；；
通过油藏模拟软件进行数值模拟，获取焖井期间裂缝向基质的窜流量qm和焖井期间裂缝向基质的累计窜流量Qm；通过裂缝导流能力试验，得到主裂缝压缩系数Chf和次级裂缝压缩系数Csf；通过查询油田资料获取压裂液体积系数Bw；
当焖井期间的井底流压数据处于第六阶段时，采用第六阶段下的压降数据在直角坐标系下作标准化压力与物质平衡时间的特征曲线，其中标准化压力为(pi-pw)/qm，物质平衡时间为Qm/qm；获取特征曲线的斜率值mf；
根据主裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到
Figure FDA0003854258260000101
导入已知的Chf，得到全井段主裂缝有效体积Vehf为：
Figure FDA0003854258260000102
当焖井期间的井底流压数据处于第八阶段时，采用第八阶段下的压降数据在直角坐标系下作标准化压力与物质平衡时间的特征曲线，其中标准化压力为(pi-pw)/qm，物质平衡时间为Qm/qm；获取特征曲线的斜率值mF；
根据次裂缝储集控制的拟稳态流动数学模型，得到
Figure FDA0003854258260000103
导入已知的Csf，得到次级裂缝有效体积Vesf为：
Figure FDA0003854258260000104
将全井段主裂缝有效体积Vehf和得到次级裂缝有效体积Vesf相加，得到全井段压后总有效裂缝体积Vef，即为全井渗吸增能体积。
9.一种计算机设备，其特征在于，包括：至少一个处理器和存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；
所述至少一个处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，使得所述至少一个处理器执行如权利要求1至4任一项所述的全生命周期压裂裂缝体积评价处理。
10.一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，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如权利要求1至4任一项所述的全生命周期压裂裂缝体积评价处理。
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