海上油田微压裂注入时间计算系统及方法与流程
本发明涉及石油天然气开采技术领域，尤其涉及一种海上油田微压裂注入时间计算系统及方法。
背景技术：
海上油田大多非均质性较强，注采矛盾突出。在长期注水过程中，如果水质较差、悬浮物超标，容易造成孔道堵塞、储层污染，进而使注入压力快速升高、地层整体能量亏空、注入量无法达到配注要求等情况。除酸化压裂外，海上油田还可采用微压裂技术压开近井地层，穿透污染带，实现增注的目的。微压裂技术是多以清水作为压裂液，不添加支撑剂，通过缓慢提高施工压力直至储层破裂压力以上，使井周形成微裂缝，达到注水井增注的目的。该技术适用于因近井污染造成注水不足，注入能力下降的注水井，具有措施简单、作业费用低、效果明显的特点，能有效降低注水井视吸水指数。
现有的微压裂技术方案中，普遍根据压裂施工曲线图，判断微压裂破裂点，出现破裂点后即停泵(《一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法》)，或储层破裂后短暂注入即终止作业(《注水井微压裂技术在渤海某油田的应用效果评价》)。此时压裂裂缝仅能扩展至井周有限的区域，而如果延长注入时间，使生成的压后缝网持续扩展，能够更加显著的提高后期注水能力。在后期注水过程中，相同配注量下井底压力更低，驱替更加均匀、水窜的风险更小，最终波及体积更大，采收率更高。但如果微压裂持续时间过长，裂缝延展范围更大，甚至达到生产井附近，则会加剧储层非均质性，导致生产井快速水淹。因此，微压裂施工的作业时间，即出现破裂点后继续泵注的时间长度，决定了压后裂缝的长度，进一步决定了后期注水开发的效果，且该时间长度存在一个最佳值，即在不导致后期水窜的情况下尽可能高的提高单井的注入能力。因此需要一套能够在微压裂施工过程中实时预测裂缝扩展并优化压裂时间的方法。
技术实现要素：
本发明要解决的技术问题在于，针对以上缺陷，提供一种改进的海上油田微压裂注入时间计算系统及方法。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：提供一种海上油田微压裂注入时间计算方法，包括：
建模步骤：采集当前作业井的建模参数，建立所述作业井所属注采井组的渗流及岩石力学数学模型；
模拟注入步骤：在所述渗流及岩石力学数学模型中，模拟注入微压裂流体，并设置n1个注入时间段，经分别注入所述n1个注入时间段的所述微压裂流体后产生n1个压后缝网；
算例执行步骤：对n1个所述压后缝网执行预测算例，得到每个所述压后缝网的井组折现增产量；
选定步骤：实时监测n1个所述压后缝网上所述井组折现增产量的变化情况，判断是否有所述井组折现增产量呈下降趋势，若是，则选定最先呈下降趋势的所述压后缝网对应的所述注入时间段为注入时间。
优选地，在所述模拟注入步骤中，还包括：
注入步骤：在所述渗流及岩石力学数学模型中模拟注入所述微压裂流体，并实时读取排量及压力数据；
校正步骤：根据所述排量及压力数据校正所述渗流及岩石力学数学模型；
时间设置步骤：设置n1个所述注入时间段；
持续注入模拟步骤：对n1个所述压后缝网进行持续注入模拟。
优选地，在所述算例执行步骤中，还包括：
算例设置步骤：对每一所述压后缝网分别设置n2个预测算例，所述预测算例的总数量为n1*n2；
并发计算步骤：并发启动所有所述预测算例，并获取计算结果，每一所述压后缝网包括n2个所述计算结果，所述计算结果包括流体注入量数据；
网内选定步骤：对于每一所述压后缝网，比较出n2个所述计算结果中所述流体注入量数据的最大值，选定所述最大值对应的所述预测算例中井组折现增产量为当前所述压后缝网的所述井组折现增产量。
优选地，所述建模步骤中，还包括：
可行性评价步骤：采集当前作业井的可行评价参数，判断所述可行评价参数是否满足可行性条件，若是，则继续执行；若否，则结束；
极限数据采集步骤：获取所述作业井的极限注入量及极限注入压力；所述建模参数包括所述可行评价参数和所述极限注入量及极限注入压力。
优选地，所述可行评价参数包括连通性数据、断层分布数据、储层能量数据、当前注水数据、井筒完整性数据中一种或几种的组合。
还提供一种海上油田微压裂注入时间计算系统，利用所述海上油田微压裂注入时间计算方法，所述海上油田微压裂注入时间计算系统包括：
建模装置，用于采集当前作业井的建模参数，建立所述作业井所属注采井组的渗流及岩石力学数学模型；
模拟注入装置，用于在所述渗流及岩石力学数学模型中，模拟注入微压裂流体，并设置n1个注入时间段，经分别注入所述n1个注入时间段的所述微压裂流体后产生n1个压后缝网；
算例执行装置，用于对n1个所述压后缝网执行预测算例，得到每个所述压后缝网的井组折现增产量；
选定装置，用于实时监测n1个所述压后缝网对应所述井组折现增产量的变化情况，判断是否有所述井组折现增产量呈下降趋势，若是，则选定最先呈下降趋势的所述压后缝网对应的所述注入时间段为注入时间。
优选地，在所述模拟注入装置中，还包括：
注入单元，用于在所述渗流及岩石力学数学模型中模拟注入所述微压裂流体，并实时读取排量及压力数据；
校正单元，用于根据所述排量及压力数据校正所述渗流及岩石力学数学模型；
时间设置单元，用于设置n1个所述注入时间段；
持续注入模拟单元，用于对n1个所述压后缝网进行持续注入模拟。
优选地，在所述算例执行装置中，还包括：
算例设置单元，用于对每一所述压后缝网分别设置n2个预测算例，所述预测算例的总数量为n1*n2；
并发计算单元，用于并发启动所有所述预测算例，并获取计算结果，每一所述压后缝网包括n2个所述计算结果，所述计算结果包括流体注入量数据；
网内选定单元，用于对于每一所述压后缝网，比较出n2个所述计算结果中所述流体注入量数据的最大值，选定所述最大值对应的所述预测算例中井组折现增产量为当前所述压后缝网的所述井组折现增产量。
优选地，所述建模装置中，还包括：
可行性评价单元，用于采集当前作业井的可行评价参数，判断所述可行评价参数是否满足可行性条件，并根据判断结果选择性地输出可行性评价信号；
极限数据采集单元，用于根据所述可行性评价信号选择性地获取所述作业井的极限注入量及极限注入压力；所述建模参数包括所述可行评价参数和所述极限注入量及极限注入压力。
优选地，所述可行评价参数包括连通性数据、断层分布数据、储层能量数据、当前注水数据、井筒完整性数据中一种或几种的组合。
实施本发明的有益效果是：本发明的海上油田微压裂注入时间计算系统及方法中，通过模拟注入不同长度的注入时间段，并对多个压后缝网的井组折现增产量实时监测，最终选定井组折现增产量最先成下降趋势的压后缝网所对应的注入时间段为最优注入时间。实现了在微压裂施工过程中，优化注入时间，从而获取最佳的缝网形态，使得在不导致后期水窜的情况下尽可能高的提高单井的注入能力。
附图说明
下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：
图1是本发明技术领域中几种常用的注采井网；
图2是本发明一些实施例中海上油田微压裂注入时间计算系统的结构示意图；
图3为本发明一些实施例中建模装置建立的渗流及岩石力学数学模型；
图4为本发明一些实施例中注水井进行微压裂施工过程中监测到的井底压力以及注入排量关系；
图5为本发明一些实施例中模拟获得的不同施工时间节点上产生的压后缝网形状；
图6为本发明一些实施例中模拟获得的不同施工时间节点上产生的压后缝网的半缝长；
图7为本发明一些实施例中微压裂施工后不同配注量下的开发效果预测；
图8为本发明一些实施例中不同施工时间对应的折现增油量；
图9是本发明一些实施例中海上油田微压裂注入时间计算方法的流程示意图；
图10是本发明一些实施例中海上油田微压裂注入时间计算方法的具体流程示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图详细说明本发明的具体实施方式。
图2示出了本发明一些实施例中的海上油田微压裂注入时间计算系统100，用于通过建模、模拟注入、算例并行计算，从而计算出最优注入时间。本发明实施例中海上油田微压裂注入时间计算系统包括建模装置10、模拟注入装置20、算例执行装置30和选定装置40，分别用于建模、模拟注入微压裂流体、模拟算例执行和选定注入时间。
其中，建模装置10用于采集当前作业井的建模参数，建立作业井所属注采井组的渗流及岩石力学数学模型。在一些实施例中，建模装置10还包括可行性评价单元11和极限数据采集单元12。
其中，可行性评价单元11用于采集当前作业井的可行评价参数，判断可行评价参数是否满足可行性条件，并根据判断结果选择性地输出可行性评价信号。可行评价参数包括连通性数据、断层分布数据、储层能量数据、当前注水数据、井筒完整性数据中一种或几种的组合。
极限数据采集单元12用于根据可行性评价信号选择性地获取作业井的极限注入量及极限注入压力；建模参数包括可行评价参数和极限注入量及极限注入压力。
结合图1-3所示，在本发明优选实施例中，以图1所示的井网为当前作业井。可行性评价单元11首先对该区块进行微压裂增注的可行性评价，该区块整体适宜开展微压裂作业。然后，极限数据采集单元12确定作业井极限排量180方/天及极限压力为61mpa。具体地，建模装置10以一口注水井为中心建立渗流及岩石力学数学模型。图1中区块井网部署为反五点法部署，因此截取出的注采井组模型为一注四采的如图3中的模型，作业井位于模型中间，模型四角是4口生产井。根据井网的周期重复率可知，各生产井的产量只有1/4属于截取的模型。因此后期进行开发数值模拟时，各口井的配产按正常配产(80方/天)的1/4设置。该模型的孔隙度、渗透率、净毛比等属性均直接沿用原始地质模型；杨氏模量、地应力等数据取均值场，直接用井点上的值。
模拟注入装置20用于在渗流及岩石力学数学模型中，模拟注入微压裂流体，并设置n1个注入时间段，经分别注入n1个注入时间段的微压裂流体后产生n1个压后缝网。模拟注入装置20中还包括注入单元21、校正单元22、时间设置单元23和持续注入模拟单元24。
注入单元21用于在渗流及岩石力学数学模型中模拟注入微压裂流体，并实时读取排量及压力数据。校正单元22用于根据排量及压力数据校正渗流及岩石力学数学模型。时间设置单元23用于设置n1个注入时间段。持续注入模拟单元24用于对n1个压后缝网进行持续注入模拟。
结合图2、4-6所示，在本发明优选实施例中，注入单元21作业开始，给措施井注入清水，注入过程分四个阶段，对应的注入压力持续升高。分别为井底压力55mpa、57mpa、59mpa和61mpa，其中前三个阶段地层均未开裂，但第四阶段地层开始起裂，注入排量开始阶跃性升高，如图4所示。
然后，校正单元22利用上述监测到的排量以及井底压力数据，对储层物性进行反推和拟合。在本实施例中，使用了集合卡曼滤波方法进行自动化历史拟合，用于调整的变量是模型的最大主应力、内摩擦系数，因为在本案例中这两个量的不确定性最大。事实上，集合卡曼滤波方法是实时的进行历史拟合的，即有新的监测数据后，模型都能够很快得到调整。当注入进行到第四阶段时，可以认为模型已经相对比较准确了。
时间设置单元23和持续注入模拟单元24在拟合获得的准确模型基础上，开展持续注入时裂缝开裂情况的预测模拟。图5为不同施工时间节点上产生的压后缝网形状。其中dt是该时间节点到起裂时刻的时间间隔，因此dt＝0的图即代表储层刚发生破裂时的临界瞬间，后续dt越大，破裂产生的裂缝越长，相应的关系见图6中不同施工时间节点上产生的压后缝网的半缝长。在本实施例的模拟中，使用的是动态离散裂缝模拟技术，模拟所用网格系统为嵌入式离散裂缝网格。
算例执行装置30用于对n1个压后缝网执行预测算例，得到每个压后缝网的井组折现增产量。在一些实施例中，算例执行装置30中还包括算例设置单元31、并发计算单元32和网内选定单元33。
其中算例设置单元31用于对每一压后缝网分别设置n2个预测算例，预测算例的总数量为n1*n2。
并发计算单元32用于并发启动所有预测算例，并获取计算结果，每一压后缝网包括n2个计算结果，计算结果包括流体注入量数据。
网内选定单元33用于对于每一压后缝网，比较出n2个计算结果中流体注入量数据的最大值，选定最大值对应的预测算例中井组折现增产量为当前压后缝网的井组折现增产量。
结合图2和图7所示，在本发明优选实施例中，算例设置单元31对每一压后缝网分别设置n2个预测算例，并发计算单元32并发启动所有预测算例，并获取计算结果。在获得不同注入时间对应的裂缝规模后，即可针对每一个可能的裂缝开展开发预测。以破裂后45min对应的裂缝即dt＝45min时为例对该过程进行说明，以破裂后持续注入45min时对应的缝网为基础，借助嵌入式离散裂缝网格数值模拟技术，预测开发10年时的生产情况。在模拟过程中，生产井配产130方/天生产(在实际数模中，由于是1/4井，故实际参数设为32方/天)，注入井的日配注量从100方/天到140方/天，取8个点，分别进行模拟。预测算例模拟完后，计算井组折现增产量dqcvt，此时使用的贴现率为8％，得到的配注量与折现增产量之间的关系见图7。
网内选定单元33对于每一压后缝网中所有n2个计算结果中流体注入量数据的最大值，选定最大值对应的预测算例中井组折现增产量为当前压后缝网的井组折现增产量。显然，当配注量即流体注入量数据为180方/天时，井组折现增产量最大，因此网内选定单元33选定该裂缝对应的技术最优配注量qb即为180方/天，当配注量为qb时对应当前井网最佳的井组折现增产量为9350方。
可以理解地，预测算例、预测算例的执行过程为本领域的常见技术手段，通过并行执行所有预测算例后，最终可得到执行完毕后的计算结果，计算结果包括液体注入量数据和井组折现增产量。因此，网内选定单元33对于每一压后缝网，比较n2个计算结果中流体注入量数据，流体注入量数据的最大值就是技术最优配注量qb，技术最优配注量qb即为该缝网下井组折现增产量dqcvt最大的算例对应的注入量。因此，网内选定单元33选定技术最优配注量qb对应的井组折现增产量dqcvt为当前压后缝网的井组折现增产量。
选定装置40用于实时监测n1个压后缝网对应井组折现增产量的变化情况，判断是否有井组折现增产量呈下降趋势，若是，则选定最先呈下降趋势的压后缝网对应的注入时间段为注入时间。
在本发明优选实施例中，选定装置40依次将所有可能的裂缝长度都进行计算后，得到的每个裂缝长度与其对应的最佳折现增产量的关系。或者，选定装置40也可以将每个裂缝长度与其对应的最佳折现增产量的关系绘制在一张图上(见图8，另一条线是对应的采出程度)，即可看到得到不同压后半缝长与开发效果的关系，选择折现增产量最高的35m裂缝作为目标缝长，因其对应的持续注入时间为70min。故当破裂后持续注入70min后，即关井、停止作业。
作为选择，在作业完成后，依照上述计算方法，在更精细的网格模型上开展施工效果预测。从而得到更准确的评价参数。在一些实施例中，经最终计算，压后视吸水指数β为40m3·(d·mpa)-1，注入能力提升倍比λ为7，井组折现增产量dqcvt为13450m3，对应的技术最优配注量qb为161方/天，井组产能提升幅度epc为37％，井组采收率提升幅度eor为2％。证明该次微压裂施工效果显著。
此处需要说明的是，前述压后视吸水指数β、注入能力提升倍比λ、井组折现增产量dqcvt、技术最优配注量qb、井组产能提升幅度epc、井组采收率提升幅度eor、均属于于本领域中微压裂后注水开发效果定量评价参数。
在针对压裂时间的优化过程中，需要指定一个定量化的“优化的目标”，但目前针对微压裂效果的描述指标只有压前和压后的单井吸水能力的比值，而该比值无法反应微压裂过程对整个井组产能或采收率的贡献。因此需要建立一套微压裂后注水开发效果定量评价体系。基于该体系可以实现两个目标，一是通过使该体系最后，而对微压裂时间进行优化；二是对单井微压裂施工效果进行评价。
本发明一些实施例中还提出了一套微压裂后注水开发效果定量评价体系。该体系由6个指标组成，用于描述一个确定的压后缝网对注采效果的贡献。该体系即可根据压后实际开发效果进行统计得到，也可利用油藏数值模拟进行预测：
1、压后视吸水指数β，单位m3·(d·mpa)-1：用于刻画微压裂施工后，注入井的注入能力。计算方法是注水量与注入压力构成直线的斜率。即β＝dqin/dpin。其中dpin是测试阶段注入压力的提升量，单位mpa；dqin是对应的吸水量增量，单位m3·d-1；
2、注入能力提升倍比λ，无单位：用于描述进行微压裂后，注入井注入能力的提升幅度。定义为微压裂施工后的视吸水指数与施工前原始的视吸水指数的比值；
3、井组折现增产量dqcvt，单位m3：该量定义为作业井采用技术最优配注量qb持续进行注入时，井组年增油折现值的和。计算公式为
4、技术最优配注量qb，单位m3·d-1：该量用于描述在当前微压裂措施基础上，最佳的单井配注量。即对应于井组折现增产量dqcvt最大时的配注量；
5、井组产能提升幅度epc，单位％：该量定义为微压裂后，采取技术最优配注量qb时，整个井组第一年的产能提升比例。计算公式为epc＝(q′1-q1)/q1×100。其中q1是作业井不实施微压裂时，1年内(连续的12个月内)的井组累产量。q′1是实施微压裂后，且压后配注量维持在技术最优配注量qb时第1年(连续的12个月内)的井组累产量；
6、井组采收率提升幅度eor，单位％：该量定义为微压裂后，采取技术最优配注量qb时，整个井组采收率的提升比例。计算公式为eor＝(e′-e)/e×100。其中e是作业井不实施微压裂时，整个注采井组的预期采收率；e′是实施微压裂后，且压后配注量维持在技术最优配注量qb时整个注采井组的预期采收率。
需要指出的是，以上定义中涉及到的井组，均指以当前注水井为核心的注采体系，包括但不限于常见的几种注采井网。需要注意的是，在计算井组折现增产量dqcvt、井组产能提升幅度epc、井组采收率提升幅度eor时，生产井对应的产量需要根据井网特征进行劈分，即只计算生产井由于作业井施工而导致的产量变化部分，具体劈分方法属于常规油藏工程计算范畴。
图9-10示出了本发明一些实施例中的海上油田微压裂注入时间计算方法，用于通过建模、模拟注入、算例并行计算，从而计算出最优注入时间。本发明实施例中海上油田微压裂注入时间计算方法包括建模步骤、模拟注入步骤、算例执行步骤和选定步骤，分别用于建模、模拟注入微压裂流体、模拟算例执行和选定注入时间。
其中，建模步骤：采集当前作业井的建模参数，建立作业井所属注采井组的渗流及岩石力学数学模型。具体地，建模步骤中，以当前作业井为中心，结合实际中如图1的生产井网形式，提取注采单元，并以注采单元边界为外边界，截取该注采单元的地质模型。该地质模型包括但不限于正交网格模型、角点网格模型、非结构化网格模型。该地质模型除需包含储层孔隙度、渗透率、净毛比等常规渗流参数外，还需要包含杨氏模量、泊松比、biot系数、水平最大主应力方向、水平最大主应力、水平最小主应力、上覆应力、抗拉强度、裂缝破裂压力、裂缝闭合压力等岩石力学参数。以上所有参数都需要是数据体的形式，即每个网格中均包含一个数据点。除以上数据体模型外，还需要建立流体高压物性及渗流规律模型，以上两种模型的建立方式与常规油藏数值模拟过程中的要求相同。需要指出的是，由于后续会在压裂的同时大批量开展数值模拟，因此要求单算例的计算时间不能过长，故本步骤建立的地质模型可以是在实际模型的基础上进行合理简化后的模型，但需要在提高计算速度的同时尽可能准确的反应实际的地层情况。具体的模型简化方法属于常规油藏工程数值模拟范畴。
本发明实施例中的建模步骤需要借助微压裂破裂数值模拟，目前能够表征微压裂过程的模拟方法很多，包括但不限于宋新民、范天一等人提出的基于角点网格模型的模拟方法(见《注水诱导动态裂缝影响下低渗透油藏数值模拟》)、胡永全、王强等提出的基于多场耦合的模拟方法(见《一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法》)，以及龚斌、雷征东等提出的基于动态离散裂缝的模拟方法(见《adynamicdiscretefracturemodelforfluidflowinfracturedlow-permeabilityreservoirs》)。需要指出的是，尽管不同方法的计算速度和精度均不一致，但理论上个而言，以上方法均可用于本发明中的裂缝模拟过程，因此本发明实施方式中将这类模拟技术统称为动态裂缝模拟技术。
在一些实施例中，在建模步骤中还包括：
可行性评价步骤：采集当前作业井的可行评价参数，判断可行评价参数是否满足可行性条件，若是，则继续执行；若否，则结束。具体地，微压裂实施可行性评价时，评价注水井是否适合开展微压裂作业，应综合考虑油藏的连通性、断层分布、储层能量及当前注水情况，同时应对井筒完整性进行考察。若当前注水井严重欠注，且储层连通性好、注采关系明确、距离断层100m以上，同时具备固井质量优、层间无串槽、采油树及其附件满足施工压力要求等条件，则可开展微压裂增注作业。
极限数据采集步骤：获取作业井的极限注入量及极限注入压力；建模参数包括可行评价参数和极限注入量及极限注入压力。具体地，极限数据采集步骤中通过现有技术中常见的方式确定作业井极限注入量及极限注入压力，作为后续作业中的依据。优选地，可行评价参数包括连通性数据、断层分布数据、储层能量数据、当前注水数据、井筒完整性数据中一种或几种的组合。
模拟注入步骤：在渗流及岩石力学数学模型中，模拟注入微压裂流体，并设置n1个注入时间段，经分别注入n1个注入时间段的微压裂流体后产生n1个压后缝网。模拟注入步骤主要的功能是注入微压裂流体，并开展模型不确定参数拟合及压后效果预测。
具体地，在模拟注入步骤中，还包括：
注入步骤：在渗流及岩石力学数学模型中模拟注入微压裂流体，并实时读取排量及压力数据。具体地，相关数据准备完成后，开展微压裂流体注入，并在注入过程中实时读取监测到的排量及压力数据。
校正步骤：根据排量及压力数据校正渗流及岩石力学数学模型。具体地，基于这两类监测数据，利用上述的动态裂缝模拟技术，开展自动化的生产历史拟合(自动化生产历史拟合可使用如集合卡曼滤波方法(enkf)等)，校正前述步骤中建立的储层地质模型。具体而言，在储层破裂(压力下掉)之前的数据，主要用来校正储层孔隙度、渗透率、毛管力等；储层破裂以后的数据主要用来校正杨氏模量、泊松比、抗拉强度三个参数；其余参数认为是相对准确的，在本发明中不建议进行拟合和调整。
时间设置步骤：设置n1个注入时间段。在一些实施例中，n1个注入时间段取ndur个可能的注入时间。具体地，自动历史拟合完成后，继续利用上述动态裂缝模拟技术，模拟注入持续不同时间后的裂缝扩展情况(排量始终维持在极限排量，或当前施工排量不变)，如模拟持续注入10min、20min、30min、1h、1.5h、2h、3h等时间后形成的缝网，假设共取ndur个可能的注入时间进行模拟。
持续注入模拟步骤：对n1个压后缝网进行持续注入模拟。具体地，在每个时间节点所形成的缝网基础上，开展长期注水开发数值模拟。由于已经产生了裂缝，因此生产模拟过程需要基于离散裂缝模型(dfm)进行。模拟过程中各生产井均按照前期额定产液量生产(需要指出的是生产井额定产量需要根据实际配产按井网特征进行劈分，即模拟过程中各生产井的产量是实际配产乘以该井属于目标注采井网的比例，具体劈分方法属于常规油藏工程计算范畴)。与生产井不同，措施井的注入量取多个可能的值，并形成多个可能的平行算例，并发进行计算。注入量取值范围需要前期根据油藏实际情况确定，假设为[qmin，qmax]，并假设在该区间内，共取nqinj个可能的值进行计算。模拟过程中，生产井需要设置一个关井条件，如含水上升至98％关井等，模拟持续时间即为项目评价周期。
算例执行步骤：对n1个压后缝网执行预测算例，得到每个压后缝网的井组折现增产量。
具体地，在算例执行步骤中，还包括：
算例设置步骤：对每一压后缝网分别设置n2个预测算例，预测算例的总数量为n1*n2。具体地，n2个预测算例取ndur个可能注入持续时间。算例设置步骤中，由于共有ndur个可能注入持续时间，分别对应ndur个可能的压后缝网，每个压后缝网上又要进行nqinj个可能的注入量模拟，因此共ndur×nqinj个预测算例。
并发计算步骤：并发启动所有预测算例，并获取计算结果，每一压后缝网包括n2个计算结果，计算结果包括流体注入量数据。为迅速完成计算，并能及时对实际施工进行指导，需要采用并行化的方法同时开始这些算例的模拟。
网内选定步骤：对于每一压后缝网，比较出n2个计算结果中流体注入量数据的最大值，选定最大值对应的预测算例中井组折现增产量为当前压后缝网的井组折现增产量。具体地，全部算例模拟完成后，即可开展数据分析工作：首先对某一特定的缝网的全部nqinj个不同注入量的平行算例，读取计算结果，并计算各自的井组折现增产量dqcvt，其中dqcvt最大的算例对应的注入量即为该缝网下对应的技术最优配注量qb。再将ndur个不同缝网所对应的持续压裂时间与其各自的dqcvt做图，即可得到继续压裂时间与增产效益之间的关系。
可以理解地，预测算例、预测算例的执行过程为本领域的常见技术手段，通过并行执行所有预测算例后，最终可得到执行完毕后的计算结果，计算结果包括液体注入量数据和井组折现增产量。因此，网内选定步骤中，对于每一压后缝网，比较n2个计算结果中流体注入量数据，流体注入量数据的最大值就是技术最优配注量qb，技术最优配注量qb即为该缝网下井组折现增产量dqcvt最大的算例对应的注入量。
选定步骤：实时监测n1个压后缝网上井组折现增产量的变化情况，判断是否有井组折现增产量呈下降趋势，若是，则选定最先呈下降趋势的压后缝网对应的注入时间段为注入时间。具体地，选定步骤是为了选择停注时机，终止作业过程。在监测到储层破裂后，实时监测上述算例执行步骤中预测的井组折现增产量dqcvt的变化情况。如果发现对的dqcvt后续预测出现下掉趋势，立即终止注入，结束作业。从而保证当前缝网对应的dqcvt是最大的。
作为选择，在一些实施例中还包括对微压裂缝网形态预测及作业效果后评估：利用模拟注入步骤中建立的动态裂缝模型的计算结果，导出停注时刻计算的缝网，即为本次微压裂作业形成的最终缝网预测；停注时刻计算得到的压后视吸水指数β，注入能力提升倍比λ，井组折现增产量dqcvt，技术最优配注量qb，井组产能提升幅度epc，井组采收率提升幅度eor即为本次微压裂作业的指标。根据其数值，即可对此次微压裂作业进行效果评价。需要指出的是，为了满足实时计算的速度要求，在建模步骤中可以使用简化的地质模型，但在压后缝网评估时，由于没有快速计算的需求，故需要使用精确的地质模型。
相比于现有的微压裂设计、施工方法，因本发明实施例中的海上油田微压裂注入时间计算系统及方法使用了微压裂数值模拟技术，实时模拟、优化的技术来优化微压裂施工时间，因此所获得的压后裂缝不再是仅局限于井周的小尺度裂缝，注入能力更强；且因为所获得的压后缝网是满足油藏工程设计的，因此也不会导致大规模水窜的发生，因此开发效果更好。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理前提下的若干个改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
- 还没有人留言评论。精彩留言会获得点赞！