本发明涉及非常规或低渗透油藏储层压裂增产技术领域，具体涉及一种确定集团井重复压裂最佳时机的方法。
背景技术：
在油井完井后对低渗透储集层进行压裂改造，已成为低渗透油藏，尤其是非常规油藏有效开发的必须步骤。但由于低渗透储集层物性差，油井与注水井难形成有效注采井网，无法快速补充地层能量。且水力裂缝易失效，导致初次压裂后产量递减快，稳产期短，严重影响开发效果，为了恢复这类生产井的产能，重复压裂此类井是主要的首选。
油井压裂时，在井眼和压裂裂缝周围椭圆形区域产生诱导应力。诱导应力会随生产的进行，油藏内空隙压力分布的变化而变化，当井眼附近最大、最小水平主应力差值为零时，地应力发生反转。地应力发生反转后，进行重复压裂，会形成垂直于初次裂缝的新裂缝，增加改造效果。目前的重复压裂研究和实践表明，将重复压裂目标油藏区块内相邻的多口井作为一个重复压裂集团同时压裂，由于诱导应力的作用，井间存在一个明显的裂缝方位反转区域，使井间裂缝系统更加复杂，集团井重复压裂，压裂后的生产效果比每口井单独依序压裂更好。
由于低渗透或非常规油藏储层物性非均质性强、完井后初次压裂规模、生产动态等参数差异大且关系复杂，在不同程度上对压裂效果起着不同的作用，因此集团井重复压裂时机的确定十分困难。目前还没有确定集团井重复压裂最佳时机的方法，现有的方法大多是单井重复压裂时机的确定方法，如专利号为2018115165999的“确定页岩气藏水平井重复压裂时机的方法和设备”。
技术实现要素：
本发明针对目前的技术问题提供一种根据集团重复压裂井生产数据、工程条件，确定集团井重复压裂最佳时机的方法。
本发明采用的技术方案是：
一种确定集团井重复压裂最佳时机的方法，包括以下步骤：
步骤1：确定重复压裂集团井同时压裂目标区域和该区域内剩余油储量阈值；若该区剩余油储量在该阈值范围内则转入步骤2，否则退出；
步骤2：用油藏流体流动模型和地应力模型对步骤1中的目标区域进行生产历史拟合模拟，调整模型输入参数使模型输出结果拟合生产历史，标定油藏流体流动模型和地应力模型；
步骤3：根据步骤2标定的模型对步骤1确定的阈值范围内的点进行模拟；得到模拟结果和对应的生产时间；确定目标区域内所有井附近反转点都到达剩余油富集区时间步时间tinv；并在tinv附近确定时间步t1*，t2*、t3*；
步骤4：采用集团井水力压裂模拟器模拟t1*，t2*、t3*时刻集团井重复压裂参数；
步骤5：通过步骤4得到的参数标定t1*，t2*、t3*时刻油藏流体流动模型和地应力模型，分别从t1*，t2*、t3*时刻进行耦合模拟计算，至相同时间tend；
步骤6：分别计算上述模拟情况下从区域投产至tend期间累积产油量；其中最大累积产油量对应的重复压裂时间为最佳集团井重复压裂时机。
进一步地，所述步骤1中剩余油储量nro(t)计算方法如下：
式中：nro(t)为这些井从投产开始到t时刻剩余油储量，n00ip为原始原油储量，qoi为第i口井t时刻产油量；i＝1,2,3，…，n，n为集团井重复压裂井数。
进一步地，所述步骤2中历史拟合时间thm的选择方法如下：
nro，hm＝nro1*+5％nro1*
式中：nro1*为剩余油储量阈值范围上限，nro，hm对应时刻即为生产历史拟合时间thm。
进一步地，所述步骤3中确定目标区域内所有井附近反转点都到达剩余油富集区的方法如下：
s11：将nro1*～nro2*区间分为m-1等分，得到m个nro值；其中nro1*为目标区域内剩余油储量上限值，nro2*为目标区域内剩余油储量下限值，nro为剩余油储量；
s12：采用步骤3标定的油藏流体流动模型和地应力模型，按照步骤s11的分步依序模拟，得到对应的模拟结果和对应的生产时间ti，i＝1,2，…，m；
s13：根据ti时间点地应力分布，得到水平应力差值分布，水平应力差值为零的位置为水平地应力发生反转的开始位置点；
s14：将ti时间点剩余油分布图和此时水平应力差值分布图叠合，确定是否每口井附近反转点是否已到达剩余油富集区；若是则记录此计算时间步时间为tinv，若否则按s12～s14进行下一次模拟计算，直至tm。
s15：在tinv附近确定t1*，t2*、t3*；
时间步t1*，t2*、t3*的确定方法如下：
若tinv＝tm，则t1*＝tm-2，t2*＝tm-1，t3*＝tm；
若tinv＜tm，则按照步骤s12再进行一次模拟计算，t1*＝tinv-1，t2*＝tinv，t3*＝tinv+1。
进一步地，所述步骤4中根据单井压裂优化设计参数、储层流体和岩石力学静态参数和t1*，t2*、t3*时刻动态参数，采用集团井水力压裂模拟器模拟t1*，t2*、t3*时刻集团井重复压裂参数。
进一步地，所述步骤4中t1*，t2*、t3*时刻集团井重复压裂参数包括在考虑了集团井同时压裂时井间诱导应力对压裂裂缝扩展影响情况下的压裂裂缝形态、尺寸、方位、导流能力。
进一步地，所述步骤5中的tend计算方法如下：
tend＝t*3+5×365天。
进一步地，所述步骤2中拟合参数包括重复井内油、气、水累积产出量，单井油、气、水累积产出量和压力。
本发明的有益效果是：
(1)本发明根据集团重复压裂井生产数据，集团井重复压裂增产潜力的物质基础及给定的工程条件，结合经济效益考虑提出的方法，成本低、符合实际情况；
(2)本发明集团井重复压裂时由于诱导应力的作用，集团井井间存在明显的裂缝方位反转区域，使井间压裂裂缝网络系统复杂程度更高，重复压裂后的每口井增产效果比每口井单独依序压裂更好。
(3)本发明集团井重复压裂比每口井单独依序压裂更节约压裂施工操作成本。
具体实施例
下面结合具体实施例对本发明做进一步说明。
本发明中的集团井为重复压裂目标油藏区块内相邻的多口井作为一个重复压裂集团，称为集团井。该集团井为同时压裂，本发明即为同时重复压裂的最佳时机确定方法。
一种确定集团井重复压裂最佳时机的方法，包括以下步骤：
步骤1：确定重复压裂集团井同时压裂目标区域和该区域内剩余油储量阈值；若该区剩余油储量在该阈值范围内则转入步骤2，否则退出；
将满足重复压裂条件而且相邻的多口井选为即将进行集团重复压裂井，这些井的泄油控制区域组成集团井重复压裂目标区域。根据压裂规模、投入产出比要求，确定重复压裂井区剩余油储量应维持的上、下限；nro1*～nro2*，即根据经济效益考虑，当区剩余油储量nro在nro2*<＝nro<＝nro1*时，可进行集团井重复压裂。
根据原始原油储量和集团重复压裂井的生产数据，计算集团重复压裂区目前剩余油储量，nro：
其中：nro从这些井投产开始到t时刻剩余油储量，n00ip为原始原油储量；qoi为第i口井t时刻产油量，i＝1,2，…，n，n为集团重复压裂井数。
步骤2：采用油藏流体流动模型和地应力模型对步骤1中的目标区域进行生产历史拟合模拟，调整模型输入参数使模型输出结果拟合生产历史，标定油藏流体流动模型和地应力模型；油藏流体流动模型是根据物质守恒定律及油藏流体在储层岩石多孔介质中渗流达西定律建立的三维油气水三相渗流数值模拟模型，主要由三相达西定律、三相状态方程、固体连续性方程及三相流体在基质和压裂裂缝中的连续性方程组成(例如张洁、孙金生等，裂缝性碳酸盐岩油藏流体流动新模型，断块油气田，2013,20(5)，623～626；当然，模型并不限于此种模型，能够达到所需效果的模型均可)。地应力模型主要由井眼周围原地应力模型、初次压裂裂缝诱导应力模型、孔隙压力诱导应力模型组成(例如侯明勋，葛修润，三维地应力计算模型研究，岩土力学，2007,28(10)，2017～2021；当然并不限于上述模型，任意能够达到所需效果的模型均可)。
首先，确定生产历史拟合时间thm，当nro＝nro1*+5％nro1*时，此时刻即为thm。
然后进行集团重复压裂区生产历史拟合，采用集团井重复压裂目标井区内的油藏流体流动模型和地应力模型对目标井区内进行生产历史模拟。油藏流体流动模型和地应力模型必须包括了每口井从投产到目前为止历次压裂裂缝特性，如压裂裂缝的几何尺寸、方位、裂缝导流能力等对生产的影响。进行集团重复压裂区生产历史拟合时，调整油藏流体流动模型和地应力模型中各参数，拟合井区内油、气、水累积产出量，单井油、气、水累积产出量，压力等。
步骤3：根据步骤2标定的模型对步骤1确定的阈值范围内的点进行模拟；得到模拟结果和对应的生产时间；确定目标区域内所有井附近反转点都到达剩余油富集区时间步时间tinv；并在tinv附近确定时间步t1*，t2*、t3*。
具体过程如下：
s11：将nro1*～nro2*区间分为m-1等分，得到m个nro值(一般m可取20～50)，即nro1*,nro2,…,nrom-1,nro2*；其中nro1*为目标区域内剩余油储量上限值，nro2*为目标区域内剩余油储量下限值，nro为剩余油储量；
s12：采用步骤3标定的油藏流体流动模型和地应力模型，按照步骤s11的分步依序模拟，得到对应的模拟结果和对应的生产时间ti，i＝1,2，…，m；
从目标井区投产开始作为模拟计算起点分步依序模拟至目标井区剩余储量等于nro1*,nro2,…,nroi,…,nrom-1,nro2*，最多计算m步结束。
s13：根据ti时间点地应力分布，得到水平应力差值分布，水平应力差值为零的位置为水平地应力发生反转的开始位置点；
s14：将ti时间点剩余油分布图和此时水平应力差值分布图叠合，确定是否每口井附近反转点是否已到达剩余油富集区(即含油饱和度大于最小含油饱和度的1.5倍的点组成的区域)；若是则记录此计算时间步时间为tinv，若否则按s12～s14进行下一次模拟计算，直至tm。
s15：在tinv附近确定时间步t1*，t2*、t3*，确定方法如下：
若tinv＝tm，则停止步骤3模拟计算，t1*＝tm-2，t2*＝tm-1，t3*＝tm；
若tinv＜tm，则按照步骤s12再进行一次模拟计算后，停止步骤3的模拟计算，t1*＝tinv-1，t2*＝tinv，t3*＝tinv+1。
步骤4：采用集团井水力压裂模拟器模拟t1*，t2*、t3*时刻集团井重复压裂参数；
根据单井压裂优化设计参数，如注入液量、加砂量、施工排量、施工压力等；储层流体和岩石力学静态参数及t1*，t2*、t3*时刻储层压力分布、地应力分布等动态参数。用集团井压裂模拟器(即在考虑地应力动态分布及井间诱导应力分布的情况下模拟计算多井同时压裂时压裂裂缝形态、尺寸、方位、导流能力的数学模型；例如fracman压裂模拟分析系统)分别模拟计算在t1*，t2*、t3*时刻进行集团井重复压裂裂缝形态、尺寸、方位、导流能力，其中集团井水力压裂模拟器需考虑集团井同时压裂时井间诱导应力对压裂裂缝扩展的影响。
步骤5：通过步骤4得到的参数标定t1*，t2*、t3*时刻油藏流体流动模型和地应力模型，分别从t1*，t2*、t3*时刻进行耦合模拟计算，至相同时间tend；
采用步骤4得到t1*，t2*、t3*时刻压裂裂缝形态、尺寸、方位、导流能力等参数标定t1*，t2*、t3*时刻油藏流体流动模型和地应力耦合模型参数。形成三个模型，分别接着从t1*，t2*、t3*时刻开始继续进行耦合模拟计算，计算至相同时间tend，tend＝t*3+5×365天。
步骤6：分别计算上述模拟情况下从区域投产至tend期间累积产油量；其中最大累积产油量对应的重复压裂时间为最佳集团井重复压裂时机。
目前由于诱导应力的作用，井间存在一个明显的裂缝方位反转区域，使井间裂缝系统更加复杂；集团井重复压裂后的生产效果比每口井单独依序压裂更好。由于低渗透或非常规油藏储层物性非均质性强、完井后初次压裂规模、生产动态等参数差异性大且关系复杂，在不同程度上对压裂效果起着不同的作用，集团井重复压裂时机的确定十分困难。本发明解决了上述问题，提供一种能够确定集团井重复压裂最佳时机的方法。