CN117390881A - 一种压裂设计方法、装置、电子设备及存储介质 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种压裂设计方法、装置、电子设备及存储介质。该方法包括：利用单井一维地应力模型、地震叠前反演数据和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型；基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型；对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，将压裂缝网输出到三维地质模型，建立气藏数值模型以进行产能预测。本技术方案，能够在海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计。

Description

一种压裂设计方法、装置、电子设备及存储介质
技术领域
本发明涉及海上低渗气藏压裂设计技术领域，尤其涉及一种压裂设计方法、装置、电子设备及存储介质。
背景技术
储层多维地质建模及压裂设计对于海上低渗气藏开发具有重要意义。
众多学者从不同的角度出发已经进行了广泛研究。CN201911062849.0公布了裂缝性储层地质力学建模网格单元大小确定方法；CN201610831978.1公布了基于有限元法的非均质储层地质-力学建模方法；CN201180068152.X公布了生成用于地质力学建模数据的方法；CN201580037718.0公布了使用来自时移数据的动态边界条件的地质力学建模方法；CN201711415545.9公布了一种压裂裂缝双翼缝长定量预测方法；CN202110439529.3公布了一种致密砾岩油藏水平井重复压裂模拟方法；CN202080078007.9公布了多尺度受激岩石体积应力条件的地质力学建模方法；CN202011634468.8公布了一种多尺度岩石力学层测井划分方法；CN201911387241.5公布了一种回归-分形插值法反演测井横波时差方法；2022年第22卷第5期，科学技术与工程，进行了低渗致密储层三维地质力学建模与压裂工程甜点优选方法研究；2022年7月，地球科学，进行了鄂尔多斯盆地华庆地区天然裂缝与岩石力学层演化—基于数值模拟的定量分析的研究；2022年第28卷第4期，天然气工业，进行了地下储气库地应力模拟研究与地质完整性评估-以相国寺为例研究；2022年，东北石油大学硕士论文，进行了储气库圈闭地质体应力场数值模拟研究；2022年41卷2期，石油科技论坛，进行了玛湖凹陷致密砾岩油藏四维地应力场模拟研究；2022年42卷2期，天然气工业，刘英君等进行了基于地质工程一体化的煤层气储层四维地应力演化模型及规律研究；2022年49卷1期，石油勘探与开发，进行了致密油水平井注采储集层四维地应力演化规律研究；2021年42卷9期，石油学报，朱海燕等进行了页岩气储层四维地应力演化及加密井复杂裂缝扩展规律研究；2019年9卷5期，油气藏评价与开发，进行了湖北宜昌深层山地页岩气地质力学研究；2021年41卷S1期，天然气工业，舒红林等进行了页岩气地质力学特征评价方法研究；2021年64卷3期，地球物理学报，进行了流体-地质力学耦合建模表征水力压裂诱发地震研究；2021年64卷3期，石油钻采工艺，进行了准噶尔盆地南缘高泉构造三维地质力学建模及深探井风险应用研究；2020年25卷2期，中国石油勘探，针对科学布井和高效钻井进行了鄂尔多斯盆地延长组7段致密油地质工程一体化解决方案研究；2019年，西南石油大学硕士论文，进行了储层地质力学建模及地质力学参数场反演方法研究。
目前我国海上低渗气藏压裂开发正处于初期现场试验阶段，而储层地质建模及压裂设计研究主要集中在针对陆上油气藏领域，针对海上少井条件下低渗气藏的多维地质模型建模及压裂设计研究未见报道。本质上海上低渗气藏压裂设计方法的核心在于建立精确的海上低渗气藏多维地质模型，而海上少井条件下低渗气藏的多维地质模型的建立方法也未见报道。
发明内容
本发明提供了一种压裂设计方法、装置、电子设备及存储介质，能够在海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计，对于海上低渗气藏精细地质建模、地质力学认识和压裂工艺设计具有重要意义。
根据本发明的一方面，提供了一种压裂设计方法，该方法包括：
根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型和单井一维地应力模型；
利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型；
基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于所述离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型；
对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，将压裂缝网输出到三维地质模型，建立气藏数值模型以进行产能预测。
根据本发明的另一方面，提供了一种压裂设计装置，该装置包括：
模型构建模块，用于根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型和单井一维地应力模型；
海上低渗气藏多维地质模型构建模块，用于利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型；
耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型构建模块，用于基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于所述离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型；
压裂设计模块，用于对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，将压裂缝网输出到三维地质模型，建立气藏数值模型以进行产能预测。
根据本发明的另一方面，提供了一种电子设备，所述电子设备包括：
至少一个处理器；以及
与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，
所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的计算机程序，所述计算机程序被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够执行本发明任一实施例所述的一种压裂设计方法。
根据本发明的另一方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机指令，所述计算机指令用于使处理器执行时实现本发明任一实施例所述的一种压裂设计方法。
本发明实施例的技术方案，通过根据测井数据和地震叠前反演数据，构建岩石力学参数模型和单井一维地应力模型，然后利用岩石力学参数模型、单井一维地应力模型和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型。基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型，对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，以进行产能预测。本技术方案，能够在海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计，对于海上低渗气藏精细地质建模、地质力学认识和压裂工艺设计具有重要意义。
应当理解，本部分所描述的内容并非旨在标识本发明的实施例的关键或重要特征，也不用于限制本发明的范围。本发明的其它特征将通过以下的说明书而变得容易理解。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，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是根据本发明实施例一提供的一种压裂设计方法的流程图；
图2为本发明实施例二提供的一种压裂设计过程的示意图；
图3是本申请实施例二提供的三维粗化模型网络；
图4是本申请实施例二提供的三维空间力学网格；
图5是本申请实施例二提供的水平井轨迹含气饱和度剖面图；
图6是本申请实施例二提供的水平井轨迹泊松比剖面图；
图7是本申请实施例二提供的水平井压裂缝网模拟结果图；
图8是本申请实施例二提供的水平井气藏数值模型图；
图9是根据本发明实施例三提供的一种压裂设计装置的结构示意图；
图10是实现本发明实施例的一种压裂设计方法的电子设备的结构示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，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的实施例，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，都应当属于本发明保护的范围。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“原始”、“目标”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
实施例一
图1是根据本发明实施例一提供的一种压裂设计方法的流程图，本实施例可适用于对海上低渗气藏多维地质模型进行压裂设计的情况，该方法可以由一种压裂设计装置来执行，该压裂设计装置可以采用硬件和/或软件的形式实现，该压裂设计装置可配置于设备中。例如设备可以是后台服务器等具有通信和计算能力的设备。如图1所示，该方法包括：
S110、根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型和单井一维地应力模型。
在本实施例中，可以通过各种测井方法获取测井数据。
其中，岩石力学参数模型包括杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量。单井一维地应力模型包括最小水平主应力、最大水平主应力、地应力方向。
在本方案中，在得到测井数据之后，对测井数据进行质量评估，对未通过质量评估的测井曲线进行重构，并基于重构后的测井曲线计算岩石力学参数模型和单井一维地应力模型；对通过质量评估的测井曲线，可以直接基于测井曲线计算岩石力学参数模型和单井一维地应力模型。并可以参考地震数据对岩石力学参数模型和单井一维地应力模型进行调整。
可选的，所述测井数据包括密度测井曲线和声波时差测井曲线；所述岩石力学参数模型包括杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量；
相应的，根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型，包括：
对原始密度测井曲线和原始声波时差测井曲线进行质量评估，得到目标密度测井曲线和目标声波时差测井曲线；
将所述目标密度测井曲线和原始密度测井曲线进行拼接，得到密度测井曲线，以及将所述目标声波时差测井曲线和原始声波时差测井曲线进行拼接，得到声波时差测井曲线；
根据所述密度测井曲线和声波时差测井曲线，对岩石力学参数模型进行构建，确定杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量；
根据实验测试对测井计算的杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量进行动静校正。
在本方案中，可以采用直方图统计，并根据井径曲线和钻头尺寸的关系识别出坏井眼数据，并基于坏井眼数据确定问题井段，从而实现原始密度测井曲线的质量评估。具体的，可以依据|CLB-BIT|＜0.5in，其中，CLB为井径曲线，BIT为钻头尺寸，in为长度单位。
在本实施例中，纵波时差测井曲线根据岩石物理极限关系判断是否出现尖峰、错乱异常响应；横波时差测井曲线根据STC(慢度时间相关分析)质控流程和慢度-频率分析法进行质量检查，从而实现原始声波时差测井曲线的质量评估。
进一步的，对于未通过质量评估的的测井曲线段，可以采用多元线性回归模型进行测井曲线重构，将重构的目标测井曲线段按照拼接原则和原始测井曲线进行拼接，构建完整的测井曲线。
具体的，对于未通过质量评估的原始密度测井曲线段，分别采用Δtp、GR、RD建立多元线性回归模型预测密度测井曲线。可以采用如下公式计算密度测井曲线中的岩石密度：
ρb＝0.0028GR-0.0052Δtp+0.0363lnRD+2.6614；
其中，ρb为岩石密度，单位g/cm3；Δtp为纵波时差，单位是us/ft；GR为自然伽马值，单位是API；RD为深双侧向电阻率值。
进一步的，对于未通过质量评估的横波时差测井曲线段，分别采用Δtp、GR、RD和ρb预测横波时差测井曲线。可以采用如下公式计算横波时差：
Δts＝1.9127Δtp+0.1282GR+10.5670lnRD+2.8253ρb-19.5156；
其中，Δts为横波时差，单位是us/ft；Δtp为纵波时差，单位是us/ft；GR为自然伽马值，单位是API；RD为深双侧向电阻率值；ρb为岩石密度，单位g/cm3。
在本实施例中，将重构的密度测井曲线和横波时差测井曲线段，按照测井曲线拼接原则和原始的密度测井和横波时差测井曲线进行拼接，构建完整的密度测井曲线和横波时差测井曲线其中，测井曲线拼接时依照测量顺序由浅至深进行，尽量减少和避免套管和水泥环的影响。
进一步的，在重构测井曲线之后，基于重构的测井曲线计算杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量。
可以采用如下公式计算杨氏模量：
其中，E为杨氏弹性模量，单位GPa；ρb为岩石密度，单位g/cm3；Δts为横波时差，单位是us/ft；Δtp为纵波时差，单位是us/ft；β为单位换算因子9.290304×107。
可以采用如下公式计算泊松比：
其中，υ为泊松比，无量纲；Δts为横波时差，单位是us/ft；Δtp为纵波时差，单位是us/ft。
可以采用如下公式计算剪切模量：
其中，G为剪切模量，单位GPa；Δts为横波时差，单位是us/ft；ρb为岩石密度，单位g/cm3。
可以采用如下公式计算体积模量：
其中，K为体积模量，单位GPa；Δts为横波时差，单位是us/ft；Δtp为纵波时差，单位是us/ft；ρb为岩石密度，单位g/cm3；β为单位换算因子9.290304×107。
基于测井数据，对杨氏模量、泊松比、剪切模量和体积模量进行计算，能够进行海上低渗气藏多维地质建模，对于海上低渗气藏地质力学认识具有重要意义。
可选的，根据测井数据，构建单井一维地应力模型，包括：
根据所述密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定弹性参数模型和岩石强度参数模型；以及，对所述密度测井曲线进行处理，得到水平地应力和地应力方向；其中，所述水平地应力包括最大水平地应力和最小水平地应力。
具体的，进行储层岩石单轴压缩实验，确定岩石静态杨氏模量和静态泊松比；利用测井数据计算同一深度岩石动态杨氏模量和动态泊松比，采用系数加权平均法确定转换系数，建立线性动静态转换关系式，确定弹性参数模型：
EJ＝0.57ED；
υJ＝υD；
其中，EJ为静态弹性模量，ED为动态弹性模量；vJ为静态泊松比，vD为动态弹性模量。
进一步的，可以根据实际地层、岩性及物性等情况，优选弹性参数建立岩石强度参数模型，并利用实验数据标定校核；在实验数据基础上，建立岩石强度参数模型。其中，岩石强度参数模型包括单轴抗压强度、抗拉强度。可以采用如下公式计算单轴抗压强度和抗拉强度：
FANG＝-0.1875GR+42.5；
其中，UCS表示单轴抗压强度，Gdyn表示动态剪切模量，TSTR表示抗拉强度，FANG表示内摩擦角。
在本实施例中，可以采用三点外插法进行密度曲线拟合，对密度测井曲线缺失的深度段进行延拓，通过拟合密度进行积分运算求取储层垂向地应力；采用Eaton时差法计算储层孔隙压力Pp，在此基础上根据水力压裂确定闭合压力，求解最小水平主应力，同时应用井筒破损约束反演法，并结合应力四边形计算，求解最大水平应力，并模拟井筒形态获得合理的构造应力系数，进而采用多孔弹性介质应变模型计算单井最大、最小水平主应力，进而建立单井水平最大、最小主应力连续剖面。具体的，可以采用如下公式计算垂向地应力：
其中，σv为垂向地应力，单位为MPa；h为地层埋深，单位为m；ρb(h)为岩石密度随地层深度变化的函数，单位为g/cm3；g为重力加速度，单位为m/s2。
可以采用如下公式计算孔隙压力：
其中，Pp为地层孔隙压力，单位为MPa；Ppnorm为正常地层孔隙压力，单位为MPa；σv为垂向地应力，单位为MPa；R为计算点实际时差值或电阻值，Rnorm为正常空隙压力地层时差或电阻率趋势线；α及n由实测数据反复迭代优化。
进一步的，可以采用如下公式计算水平地应力：
其中，σH、σh最大、最小水平地应力；Pp为地层孔隙压力；σv为垂向地应力；v为岩石泊松比；α为Biot系数，反应岩石的可压缩性；εH、εh为最大、最小水平应变，同一断块内εH、εh为常数。
进一步的，采用井眼崩落法确定地应力方向，对所得崩落椭圆长轴方位进行优势统计，可得到测量井段椭圆长轴的优势方位，井眼崩落法确定地层最小主应力方向为优势方位，最大水平主应力方向垂直于优势方位。具体的，井眼崩落的识别准则包括两井轴有明显的差异，长短轴长度之差大于1in，短轴直径和钻头尺寸相同或相近；崩落井段较长，方位基本稳定(最好崩落井段大于30m以上)；井斜角小于4°(直井)；井眼不位于大断层附近。
基于测井数据，对弹性参数模型、岩石强度参数模型、水平地应力和地应力方向进行计算，能够进行海上低渗气藏多维地质建模，对于海上低渗气藏地质力学认识具有重要意义。
S120、利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型。
在本方案中，可以基于预设软件构建海上低渗气藏三维地质模型。例如，可以基于Petrel软件构建海上低渗气藏三维地质模型。
在本实施例中，可以基于海上低渗气藏三维地质模型，结合岩石力学参数模型、单井一维地应力模型建立弹性参数模型和储层强度参数模型，对三维地质模型进行粗化，基于粗化的三维地质模型，形成三维空间力学网格，建立海上低渗气藏多维地质模型。
可选的，利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型，包括：
利用地震构造解释成果、储层反演预测，构建储层构造模型、岩相模型以及孔渗饱属性模型；
根据所述储层构造模型、岩相模型以及孔渗饱属性模型，构建三维精细地质模型；
基于所述三维精细地质模型、一维岩石弹性参数和强度参数、地震叠前反演的弹性参数和强度参数，构建储层弹性模型以及强度模型；
对预先确定的海上低渗气藏三维地质模型进行粗化，并基于粗化的三维地质模型、储层弹性模型以及强度模型、一维地应力模型，形成三维空间力学网格，建立海上低渗气藏多维地质模型。
具体的，可以通过精细井震标定，落实储层发育位置，在构建精准时深关系的基础上，通过构造层位约束速度空间变化，地质分层校核，建立时空变速度模型；然后将时间域地震反演储层预测成果转至深度域，同时进行质控，以确保深度域数据的准确。
进一步的，采用井间对比法确定储层结构特征，基于地质知识、地球物理测试资料、沉积模式以及单井相分析进行井间砂体对比，最后采用克里金方法结合变异函数和协方差函数，确定井间储层参数，建立构造模型，完成储层构造模型的确定性建模。
在本方案中，分析不同目的层段的地球物理平面属性，确定岩相及属性建模变差函数参数；基于测井解释成果，依据变差函数分析结果(主次变程及物源方向)，利用序贯指示模拟方法，同时采用地震反演成果进行趋势约束，建立岩相模型。
在本实施例中，基于孔隙度反演预测成果，依据变差函数分析参数(主次变程及物源方向)，通过岩相控制利用序贯高斯模拟方法进行趋势约束，建立孔渗饱属性模型。其中，孔渗饱属性模型包括三维孔隙度模型、三维饱和度模型和三维渗透率模型。
进一步的，结合储层构造模型、岩相模型以及孔渗饱属性模型，构建三维精细地质模型。
然后在三维精细地质模型建立基础上，结合单井岩石力学成果，地震弹性参数和强度参数反演成果协模拟约束，通过高斯随机方程模拟算法，建立储层弹性及强度模型；对三维精细地质模型沿I、J方向进行2倍网格粗化，在粗化模型的基础上增加上覆地层、下伏地层以及围岩网格创建地质力学网格，确保横纵比(水平距离比深度)不能大于3:1。在已有地质网格的基础上，在纵横向增加围岩网格；I方向用于产生I方向围岩网格，J方向用于产生J方向围岩网格。考虑到纵深比及软件网格运算限制，I及J方向分别外扩10个网格。同时考虑到力学网格的渐变性，相邻网格节点不能差异过大，选用Multiply by(倍率)法外扩网格，在原有网格的基础上在I和J方向分别延申2和4倍。Variation选用Geometric factor，Factor参数选取1.6，刚性板厚度默认50米，旋转角度为65°；在已有地质网格的基础上，利用层位控制网格的扩展，同时考虑围岩与目的层的网格大小渐变，采用Geometric Factor非线性网格扩展方式，建立地质力学网格顶底面按照指数空间15及21层网格离散，分别拓展至海拔0m，-85000m，侧面按照对指数间10层网格离散，拓展至原始地质工区尺寸2及4倍，最终形成三维空间力学网格，再通过单井一维地应力结果约束三维空间网格，完成储层多维地质建模。
通过构建储层多维地质模型，能够在海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计，对于海上低渗气藏精细地质建模、地质力学认识和压裂工艺设计具有重要意义。以及能够实现地质、工程一体化的定量化，体现了多专业的有效结合与迭代，能为海上低渗气藏多维地质建模及压裂设计提供更准确的技术支持。
S130、基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于所述离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型。
在本方案中，可以结合地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并与储层多维地质模型进行结合，建立耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型。
可选的，基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，包括：
根据所述成像离散裂缝解释数据，确定裂缝发育强度曲线；
将所述裂缝发育强度曲线粗化到目标井所在的网格中，并基于地震最大似然裂缝属性，计算裂缝发育强度模型；
确定所述裂缝发育强度模型在空间上的约束裂缝分布规律，并根据所述约束裂缝分布规律和裂缝发育强度模型，构建离散裂缝网络模型。
在本实施例中，基于成像测井解释的裂缝离散点数据，通过Petrel软件将裂缝离散点数据转化成裂缝发育强度曲线，将控制井的裂缝发育强度曲线粗化到井所在的网格中，在利用上述变差函数的基础上，通过地震最大似然进行约束，根据序贯高斯随机模拟算法计算整个研究区的裂缝发育强度模型。
进一步的，裂缝发育强度模型在空间上约束裂缝的分布规律。根据裂缝产状分布规律，以裂缝强度模型进行约束，采用随机和确定性裂缝建模方法建立各组裂缝的离散网络模型，表征裂缝在空间上的分布特征。
在本方案中，考虑不连续面的摩擦角、内聚力、倾角、倾角方位以及三维应力场，基于摩尔-库仑准则采用ST和CFF两个参数评价断裂稳定性。其中，ST是指剪应力与破裂线的比值，ST∈[0,1]，ST＝1表示发生破裂。CFF是指剪应力与破裂线的差值，负值代表稳定，0代表发生破裂。
通过构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型，能够在海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计，对于海上低渗气藏精细地质建模、地质力学认识和压裂工艺设计具有重要意义。以及能够实现地质、工程一体化的定量化，体现了多专业的有效结合与迭代，能为海上低渗气藏多维地质建模及压裂设计提供更准确的技术支持。
S140、对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据所述耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，将压裂缝网输出到三维地质模型，建立气藏数值模型以进行产能预测。
在本方案中，可以基于储层多维地质模型对水平井井位进行设计，确定目标井位。
进一步的，基于储层多维地质模型对设计好的井位进行压裂缝网模拟。将设计井的射孔数据和加砂数据、压裂液和支撑剂性能参数及泵注程序等数据输入模拟器，设置模拟器为非常规裂缝模型。在地质模型、地应力模型的基础上进行人工压裂缝网模拟。压裂缝网模拟过程中，对比时间泵注压裂和模型拟合的泵注压力，通过修改摩阻、漏失、孔隙度、渗透率、含油饱和度、地应力等参数，使人工缝网有效扩展，增大储层改造体积。
可选的，在根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟之后，所述方法还包括：
将所述耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型采样到三维地质模型中，构建气藏数值模型；
根据所述气藏数值模型，预测目标井在不压裂和压裂两种情况下的产能。
在本方案中，可以在基于储层多维地质模型对设计好的井位进行压裂缝网模拟的基础上，将压裂缝网模型采样到三维地质模型中，依据气藏特征设定PVT和相渗参数，建立气藏数值模型，预测目标井在不压裂和压裂两种情况下的产能。
通过在海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计，对于海上低渗气藏精细地质建模、地质力学认识和压裂工艺设计具有重要意义。
本发明实施例的技术方案，通过根据测井数据和地震叠前反演数据，构建岩石力学参数模型和单井一维地应力模型，然后利用岩石力学参数模型、单井一维地应力模型和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型。基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型，对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，以进行产能预测。通过执行本技术方案，能够在海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计，对于海上低渗气藏精细地质建模、地质力学认识和压裂工艺设计具有重要意义。
实施例二
图2为本发明实施例二提供的一种压裂设计过程的示意图，本实施例与上述实施例之间的关系是对水平井井位设计过程的详细描述。如图2所示，该方法包括：
S210、根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型和单井一维地应力模型。
S220、利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型。
S230、基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于所述离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型。
S240、对目标研究区地质甜点的不同区域进行开发井设计，确定气藏开发井型。
在本方案中，可以选择目标研究层地质甜点和工程甜点的不同区域，设计不同类型开发井(水平井、直井)进行开发，利用日产气、累产气及日产水作为评价指标，明确气藏开发井型。
S250、在预先确定的压裂条件下对水平井部署方位和方向进行优化，确定水平井方向；以及根据压裂条件，确定水平井相关参数；其中，所述水平井相关参数包括水平段长度、裂缝半长、裂缝导流能力、裂缝段数和裂缝簇数。
其中，压裂条件可以根据基于多维地质模型进行压裂设计的需求进行设置。例如，可以设置压裂条件为压裂裂缝半长180m，间距100m，导流能力250mD·m。
具体的，设置压裂条件为压裂裂缝半长180m，间距100m，导流能力250mD·m，并分别设置水平段长度为600m、700m、800m、900m、1000m、1200m、1300m、定压20MPa，连续生产10年，利用日产气、累产气作为评价指标，进行水平井水平段长度优化；设置压裂条件下为水平段长度1000m，压裂裂缝半长180m，间距100m，导流能力250mD·m，并分别设置裂缝半长为15m、30m、60m、80m、100m、120m、140m、160m、180m、200m，定压20MPa，连续生产2年，利用日产气、累产气作为评价指标，进行水平井裂缝半长优化；设置压裂条件为裂缝段数为10段、每段簇数为3簇，裂缝半长为180m，并分别设置裂缝导流能力为100mD·m、120mD·m、140mD·m、160mD·m、180mD·m、200mD·m、220mD·m、240mD·m、260mD·m、280mD·m，定压20MPa，连续生产2年，利用日产气、累产气指标分析，进行裂缝导流能力优化；设置压裂条件为水平井长度1000m，裂缝半长为180m，裂缝导流能力为240mD·m，每段簇数为3簇，裂缝间距为100m，并分别设置分段数为6段、8段、10段，定压20MPa，连续生产2年，采用累产气量指标分析，进行裂缝段数优化；设置压裂条件为水平井长度1000m，裂缝半长为180m，裂缝导流能力为240mD·m，裂缝段数为10段，裂缝间距为100m，分别设置簇数为2簇、3簇、4簇，定压20MPa，连续生产2年，采用累产气量指标分析，进行裂缝簇数优化。
可选的，在确定气藏开发井型、水平井方向、水平井相关参数后，可以在气藏开发井型、水平井方向、水平井相关参数的基础上，进行井网密度优化。
进一步的，设置压裂条件下为压裂裂缝半长180米，间距100米，导流能力250mD·m，生产10年，确定压裂核心波及范围，明确最佳井距。
S260、根据所述气藏开发井型、水平井方向、水平井相关参数，对水平井井位进行设计，确定目标井位。
在本方案中，综合气藏开发井型、水平井方向、水平井参数的研究结果，选择目标研究层的地质甜点和工程甜点区部署合适的水平井，利用数值模拟对部署井产能进行预测，通过产气量、累计产气量、产水量和累计产水量四个指标，优化水平井井位，从而完成海上低渗气藏基于多维地质模型的水平井井位设计。
S270、根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，将压裂缝网输出到三维地质模型，建立气藏数值模型以进行产能预测。
本发明实施例的技术方案，通过根据测井数据和地震叠前反演数据，构建岩石力学参数模型和单井一维地应力模型，然后利用岩石力学参数模型、单井一维地应力模型和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型。基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型，对目标研究区地质甜点和工程甜点的不同区域进行开发井设计，确定气藏开发井型，在预先确定的压裂条件下对水平井部署方位和方向进行优化，确定水平井方向以及根据压裂条件，确定水平井相关参数。然后基于气藏开发井型、水平井方向、水平井相关参数，对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，以进行产能预测。通过执行本技术方案，能够在海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计，对于海上低渗气藏精细地质建模、地质力学认识和压裂工艺设计具有重要意义。
在本方案中，基于多维地质模型的压裂设计，克服了现有技术的不足，能够在明确海上低渗储层多维地质模型的基础上进行压裂设计，对于海上低渗气藏精细地质建模、地质力学认识和压裂工艺设计具有重要意义。基于多维地质模型的压裂设计流程包括首先进行测井数据体评估及重构，建立岩石力学参数模型及单井一维地应力模型；其次采用Petrel建模软件建立海上低渗气藏三维精细地质模型，结合岩石力学参数模型和单井地应力模型建立海上低渗气藏多维地质模型；然后通过地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立耦合离散裂缝网络模型的海上低渗气藏多维地质模型；然后通过地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立耦合离散裂缝网络模型的海上低渗气藏多维地质模型；从井型优选、水平井方向优选、水平井参数优化、井网密度优化、水平井井位优化等五个方面进行井位设计，然后基于多维地质模型对设计好的井位进行压裂缝网模拟，最后将压裂缝网模型采样到三维地质模型中，依据气藏特征建立数值模型，进行产能预测。
具体的，以海上某低渗气藏为例，一种基于多维地质模型的压裂设计包括：
步骤一、基于测井数据体建立岩石力学参数模型，首先进行测井曲线评估，其次针对未通过质量评估的密度测井曲线进行重构，基于重构的测井曲线计算包括杨氏模量、泊松比、剪切模量和体积模量。
具体的，密度测井曲线质量评估包括采用直方图统计及依据|CLB-BIT|＜0.5in识别坏井眼数据，确定问题井段；声波时差测井曲线质量评估包括纵波时差测井曲线根据岩石物理极限关系判断是否出现尖峰、错乱异常响应；横波时差测井曲线根据STC质控流程和慢度-频率分析法进行质量检查。
进一步的，对于未通过质量评估的测井曲线段，采用多元线性回归模型进行测井曲线重构，将重构的测井曲线段按照拼接原则和原始测井曲线进行拼接，构建完整的测井曲线。
对于未通过质量评估的原始密度测井曲线段，分别采用Δtp、GR、RD建立多元线性回归模型预测密度测井曲线。可以采用如下公式计算密度测井曲线中的岩石密度：
ρb＝0.0028GR-0.0052Δtp+0.0363lnRD+2.6614；
其中，ρb为岩石密度，单位g/cm3；Δtp为纵波时差，单位是us/ft；GR为自然伽马值，单位是API；RD为深双侧向电阻率值。
进一步的，对于未通过质量评估的横波时差测井曲线段，分别采用Δtp、GR、RD和ρb预测横波时差测井曲线。可以采用如下公式计算横波时差：
Δts＝1.9127Δtp+0.1282GR+10.5670lnRD+2.8253ρb-19.5156；
其中，Δts为横波时差，单位是us/ft；Δtp为纵波时差，单位是us/ft；GR为自然伽马值，单位是API；RD为深双侧向电阻率值；ρb为岩石密度，单位g/cm3。
在本实施例中，将重构的密度测井曲线和横波时差测井曲线段，按照测井曲线拼接原则和原始的密度测井和横波时差测井曲线进行拼接，构建完整的密度测井曲线和横波时差测井曲线其中，测井曲线拼接时依照测量顺序由浅至深进行，尽量减少和避免套管和水泥环的影响。
进一步的，在重构测井曲线之后，基于重构的测井曲线计算杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量。
可以采用如下公式计算杨氏模量：
其中，E为杨氏弹性模量，单位GPa；ρb为岩石密度，单位g/cm3；Δts为横波时差，单位是us/ft；Δtp为纵波时差，单位是us/ft；β为单位换算因子9.290304×107。
可以采用如下公式计算泊松比：
其中，υ为泊松比，无量纲；Δts为横波时差，单位是us/ft；Δtp为纵波时差，单位是us/ft。
可以采用如下公式计算剪切模量：
/>
其中，G为剪切模量，单位GPa；Δts为横波时差，单位是us/ft；ρb为岩石密度，单位g/cm3。
可以采用如下公式计算体积模量：
其中，K为体积模量，单位GPa；Δts为横波时差，单位是us/ft；Δtp为纵波时差，单位是us/ft；ρb为岩石密度，单位g/cm3；β为单位换算因子9.290304×107。
步骤二、可以根据上述得到的完整测井曲线数据，进行单井一维地应力建模，包括岩石弹性参数计算及动静态转换，岩石强度计算，单井岩石力学参数计算和确定地应力方向。
具体的，进行储层岩石单轴压缩实验，确定岩石静态杨氏模量和静态泊松比；利用测井数据计算同一深度岩石动态杨氏模量和动态泊松比，采用系数加权平均法确定转换系数，建立线性动静态转换关系式，确定弹性参数模型：
EJ＝0.57ED；
υJ＝υD；
其中，EJ为静态弹性模量，ED为动态弹性模量；vJ为静态泊松比，vD为动态弹性模量。
进一步的，可以根据实际地层、岩性及物性等情况，优选弹性参数建立岩石强度参数模型，并利用实验数据标定校核；在实验数据基础上，建立岩石强度参数模型。其中，岩石强度参数模型包括单轴抗压强度、抗拉强度。可以采用如下公式计算单轴抗压强度和抗拉强度：
FANG＝-0.1875GR+42.5；
其中，UCS表示单轴抗压强度，Gdyn表示动态剪切模量，TSTR表示抗拉强度，FANG表示内摩擦角。
在本实施例中，可以采用三点外插法进行密度曲线拟合，对密度测井曲线缺失的深度段进行延拓，通过拟合密度进行积分运算求取储层垂向地应力；采用Eaton时差法计算储层孔隙压力Pp，在此基础上根据水力压裂确定闭合压力，求解最小水平主应力，同时应用井筒破损约束反演法，并结合应力四边形计算，求解最大水平应力，并模拟井筒形态获得合理的构造应力系数，进而采用多孔弹性介质应变模型计算单井最大、最小水平主应力，进而建立单井水平最大、最小主应力连续剖面。具体的，可以采用如下公式计算垂向地应力：
其中，σv为垂向地应力，单位为MPa；h为地层埋深，单位为m；ρb(h)为岩石密度随地层深度变化的函数，单位为g/cm3；g为重力加速度，单位为m/s2。
进一步的，在正常压实理论条件下，采用Eaton时差法计算储层孔隙压力Pp，并用实测的地层压力进行标定如表1所示，可以采用如下公式计算孔隙压力：
其中，Pp为地层孔隙压力，单位为MPa；Ppnorm为正常地层孔隙压力，单位为MPa；σv为垂向地应力，单位为MPa；R为计算点实际时差值或电阻值，Rnorm为正常空隙压力地层时差或电阻率趋势线；α及n由实测数据反复迭代优化。
表1
层位 TVDSS(m) 地层压力(MPa)
1a 3653.7 36.64
1b 3748.7 37.05
1c 3828.3 37.95
2a 3913.3 45.25
2b 4080 45.57
2c 4146.3 45.7
3a 4303.8 53.99
3b 4374.4 54.14
进一步的，根据水力压裂确定闭合压力，求解最小水平主应力；应用井筒破损约束反演法，并结合应力四边形计算，求解最大水平应力；模拟井筒形态获得合理的构造应力系数，构造应变系数为：εx＝0.00015，εy＝0.0006；采用多孔弹性介质应变模型计算单井最大、最小水平主应力，建立单井水平最大、最小主应力连续剖面。可以采用如下公式计算水平地应力：
其中，σH、σh最大、最小水平地应力；Pp为地层孔隙压力；σv为垂向地应力；v为岩石泊松比；α为Biot系数，反应岩石的可压缩性；εH、εh为最大、最小水平应变，同一断块内εH、εh为常数。
进一步的，采用井眼崩落法确定地应力方向，对所得崩落椭圆长轴方位进行优势统计，可得到测量井段椭圆长轴的优势方位，井眼崩落法确定地层最小主应力方向为优势方位，最大水平主应力方向垂直于优势方位。具体的，井眼崩落的识别准则包括两井轴有明显的差异，长短轴长度之差大于1in，短轴直径和钻头尺寸相同或相近；崩落井段较长，方位基本稳定(最好崩落井段大于30m以上)；井斜角小于4°(直井)；井眼不位于大断层附近。根据三口钻井双井径分析井壁垮塌、声波扫描快横波方位以及钻井诱导缝成像解释，结合全球板块应力分布及天然地震确定的应力方位进行多尺度多方法地应力方向判定，最终确定最大水平主应力方向为86.6°，最小水平主应力方向176.6°。
步骤三、进行储层多维地质建模；首先基于Petrel建模软件，采用确定性建模和随机建模相结合的方法，建立三维精细地质模型；其次结合步骤一和步骤二的岩石力学参数模型、地震叠前反演的弹性参数和强度参数、岩石单井地应力建模结果，建立储层弹性及强度参数模型；然后对三维精细地质模型进行粗化；最后基于粗化的三维地质模型，增加上覆地层、下伏地层以及围岩网格创建地质力学网格，最终形成三维空间力学网格，完成储层多维地质建模。
具体的，采用确定性建模方法，建立储层构造模型。通过精细井震标定，落实储层发育位置，在构建精准时深关系的基础上，通过构造层位约束速度空间变化，地质分层校核，建立时空变速度模型；然后将时间域地震反演储层预测成果转至深度域，同时进行质控，确保深度域数据的准确；基于储量汇报构造成果，明确目的层不同构造层和断层状况；采用井间对比法确定储层结构特征；基于地质认识、地球物理测试资料、沉积模式以及单井相分析进行井间砂体对比；最后采用克里金方法结合变异函数和协方差函数，确定井间储层参数，建立构造精细模型，完成储层构造模型确定性建模。
进一步的，采用随机建模法建立储层岩相模型；通过分析不同目的层段的Vp/Vs平面属性，确定岩相及属性建模变差函数参数；基于测井解释成果，依据变差函数分析结果(主次变程及物源方向)，利用序贯指示模拟方法，同时采用地震Vp/Vs反演成果进行趋势约束，建立岩相模型。
在本方案中，基于孔隙度反演预测成果，依据变差函数分析参数(主次变程及物源方向)，通过岩相控制利用序贯高斯模拟方法进行趋势约束，可以建立孔渗饱属性模型。
进一步的，结合构造模型、岩相模型和孔渗饱属性模型，建立三维精细地质模型。岩石力学参数模型、地震叠前反演的弹性参数和强度参数，通过高斯随机方程模拟算法建立储层弹性及强度参数模型。
在本实施例中，对三维精细地质模型沿I、J方向进行2倍网格粗化；在粗化模型的基础上增加上覆地层、下伏地层以及围岩网格创建地质力学网格，确保横纵比(水平距离比深度)不能大于3:1；在粗化的地质力学网格基础上，采用Multiply by(倍率)法外扩纵横向网格，分别在原有网格的基础上在I和J方向分别延申2和4倍。Variation选用Geometricfactor，Factor参数选取1.6，刚性板厚度默认50米，旋转角度为65°；在粗化的地质力学网格基础上，采用Geometric Factor非线性网格扩展方式建立地质力学网格顶底面，按照指数空间15及21层网格离散，分别拓展至海拔0m，-85000m，侧面按照对指数间10层网格离散，拓展至原始地质工区尺寸2及4倍，最终形成三维空间力学网格，完成三维地质力学建模，图3是本申请实施例二提供的三维粗化模型网络，如图3所示，可以完成三维地质力学建模。最后，用岩石单井地应力建模结果进行验证。
步骤四、建立耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型。根据步骤三建立的储层多维地质模型，结合地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并与储层多维地质模型进行结合，建立耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型。
进一步的，图4是本申请实施例二提供的三维空间力学网格，如图4所示，基于成像测井解释的裂缝离散点数据，通过Petrel软件将裂缝离散点数据转化成裂缝发育强度曲线，裂缝发育强度曲线约束裂缝在井轴上的发育强度，是裂缝模型建立的基本属性。建模过程中将控制井的裂缝发育强度曲线粗化到井所在的网格中，在利用前述变差函数的基础上，通过地震最大似然进行约束，根据序贯高斯随机模拟算法计算整个研究区的裂缝发育强度模型。并根据裂缝产状分布规律，以裂缝强度模型进行约束，采用随机和确定性裂缝建模方法，建立各组裂缝的离散网络模型，表征裂缝在空间上的分布特征。
在本实施例中，根据三维地质力学模型，考虑不连续面的摩擦角、内聚力、倾角、倾角方位以及三维应力场，基于摩尔-库仑准则采用ST和CFF两个参数评价断裂稳定性。其中，ST是指剪应力与破裂线的比值，ST∈[0,1]，ST＝1表示发生破裂。CFF是指剪应力与破裂线的差值，负值代表稳定，0代表发生破裂。
进一步的，研究区高倾角断层整体稳定性好，中等倾角断层的稳定性由于受断层产状、应力不均等因素影响，容易引起不稳定性而发生剪切滑移。后期在部署井位过程中尽量远离，以防止在钻井过程中发生复杂，同时避免由于气藏开发引起出水速度变快的现象发生。裂缝稳定性分析显示，气田裂缝整体稳定性较好，但由于受区域断层影响，距离不稳定断层越近的裂缝越容易发生开启现象。
步骤五、基于多维地质模型进行水平井井位设计。将耦合离散裂缝网络的多维地质模型转化为数值模拟模型，从井型优选、水平井方向优选、水平井参数优化、水平井井位优化等五个方面进行压裂设计。
具体的，首先进行井型优选，选择1a层甜点的不同区域，设计不同类型开发井(水平井、直井)进行开发，利用日产气、累产气及日产水作为评价指标，明确气藏开发井型。结果表明水平井初期产能是直井的4倍，累产气量是直井的1.6倍，且直井累积产水量是水平井的1.4倍。因此选择压裂水平井作为主要井型进行生产可以有效提高单井的产能，降低产水量。在压裂条件下采用控制变量法进行水平井部署方位优化和水平井方向优化，明确水平井方向。压裂条件下为水平段长100m，压裂裂缝半长180m，间距100m，导流能力250mD·m，分别设置裂缝与井筒之间的夹角15°、30°、45°、60°、75°和90°，定压20MPa，连续生产10年，利用日产气、累产气作为评价指标，进行水平井部署方位优化。结果表明压裂水平井的产能随裂缝与井筒间夹角的增大而增加，因此在水平井方向设计优选时，要尽量根据最大地应力设计水平井方向。
考虑地应力与物源方向，设计水平井方向平行与物源方向、与物源方向呈45°角、与物源方向成90°角三种情况，定压20MPa，连续生产10年，利用日产气、累产气及累产水作为评价指标，进行水平井方向优化。结果表明水平井方向对1a储层的累产气量影响较小；1a储层产水量受水平井方向影响程度大，表现出水平井方向与物源方向夹角越大，产水量越大。因此水平井方位优化应沿着物源方向。
图5是本申请实施例二提供的水平井轨迹含气饱和度剖面图，图6是本申请实施例二提供的水平井轨迹泊松比剖面图，如图5和图6所示，设计水平井穿行于储层地质工程甜点较好的位置；设计的目标井纵向上位于目的层气藏的上部，轨迹穿行区域，含气饱和度大于60％，泊松比小于0.18，最小水平主应力小于70MPa。
进一步的，同样在压裂条件下，采用控制变量法进行水平段长度、裂缝半长、裂缝导流能力、裂缝段数和裂缝簇数优选，明确水平井相关参数。
压裂条件下为压裂裂缝半长180m，间距100m，导流能力250mD·m，分别设置水平段长度为600m、700m、800m、900m、1000m、1200m、1300m、定压20MPa，连续生产10年，利用日产气、累产气作为评价指标，进行水平井水平段长度优化。结果表明压裂水平井的产能随水平段长度的增大而增加，但当水平段长度大于1000m时，累产气增幅开始变小，当大于1200m，增幅更小，因此最优水平段长度在1000-1200m。
压裂条件下为水平段长度1000m，压裂裂缝半长180m，间距100m，导流能力250mD·m，分别设置裂缝半长为15m、30m、60m、80m、100m、120m、140m、160m、180m、200m，定压20MPa，连续生产2年，利用日产气、累产气作为评价指标，进行水平井裂缝半长优化，优化裂缝半长为180m。
设置裂缝段数为10段、每段簇数为3簇，裂缝半长为180m，分别设置裂缝导流能力为100mD·m、120mD·m、140mD·m、160mD·m、180mD·m、200mD·m、220mD·m、240mD·m、260mD·m、280mD·m，定压20MPa，连续生产2年，利用日产气、累产气作为评价指标，进行裂缝导流能力优化，优化裂缝导流能力为240mD·m。
设置水平井长度1000m，裂缝半长为180m，裂缝导流能力为240mD·m，每段簇数为3簇，裂缝间距为100m，分别设置分段数为6段、8段、10段，定压20MPa，连续生产2年，采用累产气量作为评价指标，进行裂缝段数优化，优化裂缝段数为10段。
设置水平井长度1000m，裂缝半长为180m，裂缝导流能力为240mD·m，裂缝段数为10段，裂缝间距为100m，分别设置簇数为2簇、3簇、4簇，定压20MPa，连续生产2年，采用累产气量作为评价指标，进行裂缝簇数优化，优化裂缝簇数为每段簇数为3-4簇。
步骤六、基于储层多维地质模型对设计好的井位进行压裂缝网模拟。压裂液以滑溜水和线性胶为主配以其它材料、支撑剂以粒径40/70和70/140陶粒为主。泵注程序信息如表2所示。
表2
进一步的，将设计井的射孔数据和加砂数据、压裂液和支撑剂性能参数及泵注程序等数据输入模拟器，设置模拟器为非常规裂缝模型。在建立的耦合离散裂缝网络地质模型、地应力模型的基础上优化后的水平井进行人工压裂缝网模拟。压裂缝网模拟过程中，对比时间泵注压裂和模型拟合的泵注压力，通过修改摩阻、漏失、孔隙度、渗透率、含油饱和度、地应力等参数，使人工缝网有效扩展，增大储层改造体积。图7是本申请实施例二提供的水平井压裂缝网模拟结果图，压裂缝网模拟结果如图7所示。模拟压裂缝网受天然裂缝影响，大部分形成复杂缝网，单缝较少，模拟结果符合实际认识。
进一步的，图8是本申请实施例二提供的水平井气藏数值模型图，图8(a)为孔隙度数值模型图，图8(b)为含气饱和度数值模型图，如图8所示，生成的压裂缝网模型采样到三维地质模型中，依据气藏特征设定PVT和相渗参数，建立气藏数值模型。在气藏模型的基础上进行数值模拟，预测水平井在不压裂和压裂两种情况下的初期产量和10年累产。压裂水平井最高日产气30万方/天，累产气3.75亿方气；不压裂水平井最高日产气7.22万方/天，累产气1.58亿方气。
实施例三
图9是根据本发明实施例三提供的一种压裂设计装置的结构示意图。
如图9所示，该装置包括：
模型构建模块910，用于根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型和单井一维地应力模型；
海上低渗气藏多维地质模型构建模块920，用于利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型；
耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型构建模块930，用于基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于所述离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型；
压裂设计模块940，用于对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据所述耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，将压裂缝网输出到三维地质模型，建立气藏数值模型以进行产能预测。
可选的，所述测井数据包括密度测井曲线和声波时差测井曲线；所述岩石力学参数模型包括杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量；
相应的，模型构建模块910，具体用于：
对原始密度测井曲线和原始声波时差测井曲线进行质量评估，得到目标密度测井曲线和目标声波时差测井曲线；
将所述目标密度测井曲线和原始密度测井曲线进行拼接，得到密度测井曲线，以及将所述目标声波时差测井曲线和原始声波时差测井曲线进行拼接，得到声波时差测井曲线；
根据所述密度测井曲线和声波时差测井曲线，对岩石力学参数模型进行构建，确定杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量；
根据实验测试对测井计算的杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量进行动静校正。
可选的，模型构建模块910，具体用于：
根据所述密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定弹性参数模型和岩石强度参数模型；以及，对所述密度测井曲线进行处理，得到水平地应力和地应力方向；其中，所述水平地应力包括最大水平地应力和最小水平地应力。
可选的，海上低渗气藏多维地质模型构建模块920，具体用于：
利用地震构造解释成果、储层反演预测，构建储层构造模型、岩相模型以及孔渗饱属性模型；
根据所述储层构造模型、岩相模型以及孔渗饱属性模型，构建三维精细地质模型；
基于所述三维精细地质模型一维岩石弹性参数和强度参数、地震叠前反演的弹性参数和强度参数，构建储层弹性模型以及强度模型；
对预先确定的海上低渗气藏三维地质模型进行粗化，并基于粗化的三维地质模型、储层弹性模型以及强度模型、一维地应力模型，形成三维空间力学网格，建立海上低渗气藏多维地质模型。
可选的，耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型构建模块930，具体用于：
根据所述成像离散裂缝解释数据，确定裂缝发育强度曲线；
将所述裂缝发育强度曲线粗化到目标井所在的网格中，并基于地震最大似然裂缝属性，计算裂缝发育强度模型；
确定所述裂缝发育强度模型在空间上的约束裂缝分布规律，并根据所述约束裂缝分布规律和裂缝发育强度模型，构建离散裂缝网络模型。
可选的，压裂设计模块940，具体用于：
对目标研究区地质甜点的不同区域进行开发井设计，确定气藏开发井型；
在预先确定的压裂条件下对水平井部署方位和方向进行优化，确定水平井方向；以及根据压裂条件，确定水平井相关参数；其中，所述水平井相关参数包括水平段长度、裂缝半长、裂缝导流能力、裂缝段数和裂缝簇数；
根据所述气藏开发井型、水平井方向、水平井相关参数，对水平井井位进行设计，确定目标井位。
可选的，所述装置还包括：
气藏数值模型构建模块，用于将耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型采样到三维地质模型中，构建气藏数值模型；
产能预测模块，用于根据所述气藏数值模型，预测目标井在不压裂和压裂两种情况下的产能。
本发明实施例所提供的一种压裂设计装置可执行本发明任意实施例所提供的一种压裂设计方法，具备执行方法相应的功能模块和有益效果。
实施例四
图10示出了可以用来实施本发明的实施例的电子设备10的结构示意图。电子设备旨在表示各种形式的数字计算机，诸如，膝上型计算机、台式计算机、工作台、个人数字助理、服务器、刀片式服务器、大型计算机、和其它适合的计算机。电子设备还可以表示各种形式的移动装置，诸如，个人数字处理、蜂窝电话、智能电话、可穿戴设备(如头盔、眼镜、手表等)和其它类似的计算装置。本文所示的部件、它们的连接和关系、以及它们的功能仅仅作为示例，并且不意在限制本文中描述的和/或者要求的本发明的实现。
如图10所示，电子设备10包括至少一个处理器11，以及与至少一个处理器11通信连接的存储器，如只读存储器(ROM)12、随机访问存储器(RAM)13等，其中，存储器存储有可被至少一个处理器执行的计算机程序，处理器11可以根据存储在只读存储器(ROM)12中的计算机程序或者从存储单元18加载到随机访问存储器(RAM)13中的计算机程序，来执行各种适当的动作和处理。在RAM 13中，还可存储电子设备10操作所需的各种程序和数据。处理器11、ROM 12以及RAM 13通过总线14彼此相连。输入/输出(I/O)接口15也连接至总线14。
电子设备10中的多个部件连接至I/O接口15，包括：输入单元16，例如键盘、鼠标等；输出单元17，例如各种类型的显示器、扬声器等；存储单元18，例如磁盘、光盘等；以及通信单元19，例如网卡、调制解调器、无线通信收发机等。通信单元19允许电子设备10通过诸如因特网的计算机网络和/或各种电信网络与其他设备交换信息/数据。
处理器11可以是各种具有处理和计算能力的通用和/或专用处理组件。处理器11的一些示例包括但不限于中央处理单元(CPU)、图形处理单元(GPU)、各种专用的人工智能(AI)计算芯片、各种运行机器学习模型算法的处理器、数字信号处理器(DSP)、以及任何适当的处理器、控制器、微控制器等。处理器11执行上文所描述的各个方法和处理，例如一种压裂设计方法。
在一些实施例中，一种压裂设计方法可被实现为计算机程序，其被有形地包含于计算机可读存储介质，例如存储单元18。在一些实施例中，计算机程序的部分或者全部可以经由ROM 12和/或通信单元19而被载入和/或安装到电子设备10上。当计算机程序加载到RAM 13并由处理器11执行时，可以执行上文描述的一种压裂设计方法的一个或多个步骤。备选地，在其他实施例中，处理器11可以通过其他任何适当的方式(例如，借助于固件)而被配置为执行一种压裂设计方法。
本文中以上描述的系统和技术的各种实施方式可以在数字电子电路系统、集成电路系统、场可编程门阵列(FPGA)、专用集成电路(ASIC)、专用标准产品(ASSP)、芯片上系统的系统(SOC)、负载可编程逻辑设备(CPLD)、计算机硬件、固件、软件、和/或它们的组合中实现。这些各种实施方式可以包括：实施在一个或者多个计算机程序中，该一个或者多个计算机程序可在包括至少一个可编程处理器的可编程系统上执行和/或解释，该可编程处理器可以是专用或者通用可编程处理器，可以从存储系统、至少一个输入装置、和至少一个输出装置接收数据和指令，并且将数据和指令传输至该存储系统、该至少一个输入装置、和该至少一个输出装置。
用于实施本发明的方法的计算机程序可以采用一个或多个编程语言的任何组合来编写。这些计算机程序可以提供给通用计算机、专用计算机或其他可编程数据处理装置的处理器，使得计算机程序当由处理器执行时使流程图和/或框图中所规定的功能/操作被实施。计算机程序可以完全在机器上执行、部分地在机器上执行，作为独立软件包部分地在机器上执行且部分地在远程机器上执行或完全在远程机器或服务器上执行。
在本发明的上下文中，计算机可读存储介质可以是有形的介质，其可以包含或存储以供指令执行系统、装置或设备使用或与指令执行系统、装置或设备结合地使用的计算机程序。计算机可读存储介质可以包括但不限于电子的、磁性的、光学的、电磁的、红外的、或半导体系统、装置或设备，或者上述内容的任何合适组合。备选地，计算机可读存储介质可以是机器可读信号介质。机器可读存储介质的更具体示例会包括基于一个或多个线的电气连接、便携式计算机盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦除可编程只读存储器(EPROM或快闪存储器)、光纤、便捷式紧凑盘只读存储器(CD-ROM)、光学储存设备、磁储存设备、或上述内容的任何合适组合。
为了提供与用户的交互，可以在电子设备上实施此处描述的系统和技术，该电子设备具有：用于向用户显示信息的显示装置(例如，CRT(阴极射线管)或者LCD(液晶显示器)监视器)；以及键盘和指向装置(例如，鼠标或者轨迹球)，用户可以通过该键盘和该指向装置来将输入提供给电子设备。其它种类的装置还可以用于提供与用户的交互；例如，提供给用户的反馈可以是任何形式的传感反馈(例如，视觉反馈、听觉反馈、或者触觉反馈)；并且可以用任何形式(包括声输入、语音输入或者、触觉输入)来接收来自用户的输入。
可以将此处描述的系统和技术实施在包括后台部件的计算系统(例如，作为数据服务器)、或者包括中间件部件的计算系统(例如，应用服务器)、或者包括前端部件的计算系统(例如，具有图形用户界面或者网络浏览器的用户计算机，用户可以通过该图形用户界面或者该网络浏览器来与此处描述的系统和技术的实施方式交互)、或者包括这种后台部件、中间件部件、或者前端部件的任何组合的计算系统中。可以通过任何形式或者介质的数字数据通信(例如，通信网络)来将系统的部件相互连接。通信网络的示例包括：局域网(LAN)、广域网(WAN)、区块链网络和互联网。
计算系统可以包括客户端和服务器。客户端和服务器一般远离彼此并且通常通过通信网络进行交互。通过在相应的计算机上运行并且彼此具有客户端-服务器关系的计算机程序来产生客户端和服务器的关系。服务器可以是云服务器，又称为云计算服务器或云主机，是云计算服务体系中的一项主机产品，以解决了传统物理主机与VPS服务中，存在的管理难度大，业务扩展性弱的缺陷。
应该理解，可以使用上面所示的各种形式的流程，重新排序、增加或删除步骤。例如，本发明中记载的各步骤可以并行地执行也可以顺序地执行也可以不同的次序执行，只要能够实现本发明的技术方案所期望的结果，本文在此不进行限制。
上述具体实施方式，并不构成对本发明保护范围的限制。本领域技术人员应该明白的是，根据设计要求和其他因素，可以进行各种修改、组合、子组合和替代。任何在本发明的精神和原则之内所作的修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明保护范围之内。

Claims (10)

1.一种压裂设计方法，其特征在于，包括：
根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型和单井一维地应力模型；
利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型；
基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于所述离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型；
对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，将压裂缝网输出到三维地质模型，建立气藏数值模型以进行产能预测。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述测井数据包括密度测井曲线和声波时差测井曲线；所述岩石力学参数模型包括杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量；
相应的，根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型，包括：
对原始密度测井曲线和原始声波时差测井曲线进行质量评估，得到目标密度测井曲线和目标声波时差测井曲线；
将所述目标密度测井曲线和原始密度测井曲线进行拼接，得到密度测井曲线，以及将所述目标声波时差测井曲线和原始声波时差测井曲线进行拼接，得到声波时差测井曲线；
根据所述密度测井曲线和声波时差测井曲线，对岩石力学参数模型进行构建，确定杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量；
根据实验测试对测井计算的杨氏模量、泊松比、剪切模量以及体积模量进行动静校正。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据测井数据，构建单井一维地应力模型，包括：
根据所述密度测井曲线和声波时差测井曲线，确定弹性参数模型和岩石强度参数模型；以及，对所述密度测井曲线进行处理，得到水平地应力和地应力方向；其中，所述水平地应力包括最大水平地应力和最小水平地应力。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型，包括：
利用地震构造解释成果、储层反演预测，构建储层构造模型、岩相模型以及孔渗饱属性模型；
根据所述储层构造模型、岩相模型以及孔渗饱属性模型，构建三维精细地质模型；
基于所述三维精细地质模型、一维岩石弹性参数和强度参数、地震叠前反演的弹性参数和强度参数，构建储层弹性模型以及强度模型；
对预先确定的海上低渗气藏三维地质模型进行粗化，并基于粗化的三维地质模型、储层弹性模型以及强度模型、一维地应力模型，形成三维空间力学网格，建立海上低渗气藏多维地质模型。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，包括：
根据所述成像离散裂缝解释数据，确定裂缝发育强度曲线；
将所述裂缝发育强度曲线粗化到目标井所在的网格中，并基于地震最大似然裂缝属性，计算裂缝发育强度模型；
确定所述裂缝发育强度模型在空间上的约束裂缝分布规律，并根据所述约束裂缝分布规律和裂缝发育强度模型，构建离散裂缝网络模型。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，对水平井井位进行设计，确定目标井位，包括：
对目标研究区地质甜点和工程甜点的不同区域进行开发井设计，确定气藏开发井型；
在预先确定的压裂条件下对水平井部署方位和方向进行优化，确定水平井方向；以及根据压裂条件，确定水平井相关参数；其中，所述水平井相关参数包括水平段长度、裂缝半长、裂缝导流能力、裂缝段数和裂缝簇数；
根据所述气藏开发井型、水平井方向、水平井相关参数，对水平井井位进行设计，确定目标井位。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟之后，所述方法还包括：
将所述耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型采样到三维地质模型中，构建气藏数值模型；
根据所述气藏数值模型，预测目标井在不压裂和压裂两种情况下的产能。
8.一种压裂设计装置，其特征在于，包括：
模型构建模块，用于根据测井数据，构建单井一维岩石力学参数模型和单井一维地应力模型；
海上低渗气藏多维地质模型构建模块，用于利用所述单井一维岩石力学参数模型、单井一维地应力模型、地震叠前反演的三维岩石力学参数和预设海上低渗气藏三维地质模型，构建海上低渗气藏多维地质模型；
耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型构建模块，用于基于地震最大似然裂缝属性以及成像离散裂缝解释数据，建立离散裂缝网络模型，并基于所述离散裂缝网络模型和海上低渗气藏多维地质模型，构建耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型；
压裂设计模块，用于对水平井井位进行设计，确定目标井位，并根据耦合离散裂缝网络的储层多维地质模型对目标井位进行压裂缝网模拟，将压裂缝网输出到三维地质模型，建立气藏数值模型以进行产能预测。
9.一种电子设备，其特征在于，所述电子设备包括：
至少一个处理器；以及与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，
所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的计算机程序，所述计算机程序被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够执行权利要求1-7中任一项所述的一种压裂设计方法。
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存储有计算机指令，所述计算机指令用于使处理器执行时实现权利要求1-7中任一项所述的一种压裂设计方法。
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