一种油水井套损预警方法、装置及存储介质与流程

本发明涉及油田套管损坏防治领域，具体说是一种油水井套损预警方法、装置及存储介质。
背景技术：
：随着开发年限的增长,我国注水开发的砂(砾)岩油田多数已进入特高含水开发期，井网密度越来越大、层内及层间压力差异越来越大、地下形势越来越复杂，加之井下工艺状况变差、套管自身老化等影响，油田套损井数逐年增加，套损形势日趋严峻，严重影响油田正常生产和开发效益。为控制套损形势，需要准确、快速、量化的油水井套损预警方法，从而及时发现套损风险，针对风险指标定量调整，消除套损隐患，减少套损发生。有文献报道国内对套损风险评价及预测所做的一些研究工作，参见(1)周相广，李大伟，“应用梯度提升决策树算法预测套损”(计算机应用，2018年第38期(s2))，(2)张旭，王璐等，“贝叶斯神经网络方法在套损预测中的应用研究”(地球物理学进展，2018年第33卷第3期)，(3)张美玲，牟立伟等，“地层主应力综合计算方法及其在套损预测中的应用”(地球物理学进展，2016年第31(3)期)，(4)骆正山，毕傲睿，“基于ia-svm模型的热采井套管寿命预测”(油气藏评价与开发，2018年第8卷第1期)，(5)张建军，刘榧等，“塔河油田套管损坏的预测软件研究”(石油机械，2013年第41卷第6期)，(6)王立艳,周凡等，“油水井套损的模糊综合评判”(内蒙古石油化工，2011年第10期)，(7)周延军,贾江鸿“预测套管损坏的新方法研究”(探矿工程(岩土钻掘工程)，2009增刊)。上述(1)采用核梯度提升决策树算法构建套损风险评估算法模型，由套管属性参数与开采层段参数，获得各特征参数对套损的影响程度及概率分布，为现场施工作业提供数据和决策支撑；(2)通过贝叶斯神经网络模型确定最优神经网络结构，对油水井套损进行预测，认为高压注水导致的断层开启导水是导致区域套损的主导因素，应采取提高固井质量、选择合理的注水压力等措施来预防；(3)综合利用各类井资料信息建立地层主应力计算方法，根据各压力参数分布图版识别风险井区；(4)建立基于免疫算法(ia)优化支持向量机(svm)的套管寿命预测模型，考虑影响套损的地质及工程因素，预测辽河油田热采井套管寿命；(5)认为采油参数是影响超深储层套损的主要因素，确定了超深油藏开采的临界液位；(6)采用层次分析法定量计算出各影响因素权重，经模糊综合评判方法半定量的对断块低渗透油藏进行套损风险识别；(7)建立支持向量机预报模型，判断套损与否，对套管状况进行预报。上述文献(1)、(2)、(4)、(5)考虑的因素不够全面，套损是多因素综合作用的结果，在机理不清、各种因素影响程度未知的情况下，人为主观去除某些因素，推导出的结论可能会与实际产生较大的误差；并且文献(1)-(7)都不能给出单井指标合理的控制界限、各因素影响权重，也无法给出具体的油水井套损风险指标、超标的风险程度和危险排序，不能为生产提出针对性的调控目标和对策。可见，上述方法都存在局限性，可操作性较差，不能满足实际生产需求，为此，发明了一种油水井套损预警方法，利用油田开发历史动、静态资料研究各项指标与套损率的关系，对单井套损风险进行全面、准确的评价，定量划分套损风险等级，确定各项指标风险排序，指导现场确定调控目标和对策，及时对风险指标进行调控，消除套损隐患，实现从根源上降低套损发生几率的目标。技术实现要素：有鉴于此，本发明提供一种油水井套损预警方法、装置及存储介质，以解决目前的方法可操作性较差，不能满足实际生产需求的问题，以及解决油田缺乏准确、定量、快速的单井套损风险评价方法、不利于进行针对性风险调控、无法减少套损井数的问题。第一方面，本发明提供一种油水井套损预警方法，包括：确定油水井套损预警指标；根据所述油水井套损预警指标确定套损综合风险度；根据所述套损综合风险度确定油水井的风险等级，基于所述风险等级进行油水井套损预警。优选地，所述油水井套损预警指标，包括：油水井的射孔点与断点间固井质量、钻遇断点、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化的几种；以及/或，所述根据所述油水井套损预警指标确定套损综合风险度的方法，包括：确定所述油水井套损预警指标的权重以及累积套损风险度；根据所述权重以及累积套损风险度确定所述套损综合风险度；以及/或，所述根据所述套损综合风险度确定油水井的风险等级的方法，包括：确定第一阈值以及第二阈值；根据所述第一阈值、所述第二阈值以及所述套损综合风险度确定所述油水井的风险等级。优选地，所述确定所述油水井套损预警指标的权重的方法，包括：确定所述油水井套损预警指标的初始权重、权重下限以及权重上限；在所述权重下限以及所述权重上限的范围内，优化所述初始权重得到所述油水井套损预警指标的权重；以及/或，所述确定所述油水井套损预警指标中所述射孔点与断点间固井质量、所述地层倾角、所述注水强度、所述超压注水、所述油压变化、所述套压变化以及水量变化的累积套损风险度的方法，包括：分别确定所述油水井套损预警指标中各预警指标的超过界限的幅度的若干时间点套损风险度；根据所述各预警指标的若干时间点套损风险度确定各预警指标的累积套损风险度；以及/或，所述确定所述油水井套损预警指标中所述钻遇断点的累积套损风险度为设定套损风险度。优选地，所述各预警指标的界限的确定方法，包括：获取各预警指标的套损比例；分别根据各预警指标与所述套损比例确定关系曲线；根据所述关系曲线确定所述各预警指标的界限；以及/或，所述分别确定所述油水井套损预警指标中各预警指标的超过界限的幅度的若干时间点套损风险度的方法，包括：获取各预警指标的套损风险度、各预警指标的界限以及各预警指标的第一定量表达式；分别根据所述各预警指标以及所述各预警指标的界限确定各预警指标的超过界限的幅度；分别根据所述各预警指标的超过界限的幅度以及所述第一定量表达式，得到所述各预警指标的若干时间点套损风险度；以及/或，所述根据所述各预警指标的若干时间点套损风险度确定各预警指标的累积套损风险度的方法，包括：获取各预警指标的若干时间点的套损风险度以及第二定量表达式；分别计算所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和；分别根据所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和以及所述第二定量表达式得到各预警指标的累积套损风险度。优选地，所述根据所述关系曲线确定所述各预警指标的界限的方法为：所述关系曲线的不可导点为所述各预警指标的界限。第二方面，本发明提供一种油水井套损预警装置，包括：套损预警指标确定单元，用于确定油水井套损预警指标；套损综合风险度确定单元，用于根据所述油水井套损预警指标确定套损综合风险度；风险等级确定单元，用于根据所述套损综合风险度确定油水井的风险等级，基于所述风险等级进行油水井套损预警。优选地，所述油水井套损预警指标，包括：油水井的射孔点与断点间固井质量、钻遇断点、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化的几种；以及/或，所述套损综合风险度确定单元，包括：第一确定单元以及第二确定单元；所述第一确定单元，用于确定所述油水井套损预警指标的权重以及累积套损风险度；所述第二确定单元，用于根据所述权重以及累积套损风险度确定所述套损综合风险度；以及/或，所述风险等级确定单元，包括：第三确定单元以及第四确定单元；所述第三确定单元，用于确定第一阈值以及第二阈值；所述第四确定单元，用于根据所述第一阈值、所述第二阈值以及所述套损综合风险度确定所述油水井的风险等级。优选地，所述第一确定单元，包括：权重确定单元以及/或累积套损风险度确定单元；所述权重确定单元，包括：权重设置单元以及权重优化单元；所述权重设置单元，用于确定所述油水井套损预警指标的初始权重、权重下限以及权重上限；所述权重优化单元，在所述权重下限以及所述权重上限的范围内，用于优化所述初始权重得到所述油水井套损预警指标的权重；以及/或，所述累积套损风险度确定单元，用于确定所述油水井套损预警指标中所述射孔点与断点间固井质量、所述地层倾角、所述注水强度、所述超压注水、所述油压变化、所述套压变化以及水量变化的累积套损风险度，包括：第一风险度确定单元、第二风险度确定单元以及/或第三风险度确定单元；所述第一风险度确定单元，用于分别确定所述油水井套损预警指标中各预警指标的超过界限的幅度的若干时间点套损风险度；所述第二风险度确定单元，用于根据所述各预警指标的若干时间点套损风险度确定各预警指标的累积套损风险度；以及/或，所述第三风险度确定单元，用于确定所述油水井套损预警指标中所述钻遇断点的累积套损风险度为设定套损风险度。优选地，所述第一风险度确定单元，还包括：界限确定单元，所述界限确定单元，包括：第一获取单元、关系曲线确定单元以及各预警指标界限确定单元；所述第一获取单元，用于获取各预警指标的套损比例；所述关系曲线确定单元，用于分别根据各预警指标与所述套损比例确定关系曲线；所述各预警指标界限确定单元，用于根据所述关系曲线确定所述各预警指标的界限；以及/或，所述第一风险度确定单元，包括：第二获取单元、超过界限幅度确定单元以及第一风险度生产单元；所述第二获取单元，用于获取各预警指标的套损风险度、各预警指标的界限以及各预警指标的第一定量表达式；所述超过界限幅度确定单元，用于分别根据所述各预警指标以及所述各预警指标的界限确定各预警指标的超过界限的幅度；所述第一风险度生产单元，用于分别根据所述各预警指标的超过界限的幅度以及所述第一定量表达式，得到所述各预警指标的若干时间点套损风险度；以及/或，所述第二风险度确定单元，包括：第三获取单元、套损风险度之和计算单元以及第二风险度生产单元；所述第三获取单元，用于获取各预警指标的若干时间点的套损风险度以及第二定量表达式；所述套损风险度之和计算单元，用于分别计算所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和；所述第二风险度生产单元，用于分别根据所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和以及所述第二定量表达式得到各预警指标的累积套损风险度。第三方面，本发明提供一种存储介质，包括：处理器；用于存储处理器可执行指令的存储器；其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行上述的方法。本发明至少具有如下有益效果：本发明提供一种油水井套损预警方法、装置及存储介质，以解决目前的方法可操作性较差，不能满足实际生产需求的问题，以及解决油田缺乏准确、定量、快速的单井套损风险评价方法、不利于进行针对性风险调控、无法减少套损井数的问题。本发明可消除套损隐患，实现从根源上降低套损发生几率的目标。附图说明通过以下参考附图对本发明实施例的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优点更为清楚，在附图中：图1是本发明实施例一种油水井套损预警方法的流程示意图；图2是本发明实施例注水压力超允许注入压力指标与套损率关系图；图中，油允压差，即超压幅度，为注水压力减去允许压力；图3是本发明实施例注水压力超允许注入压力幅度与套损率关系图；图中，油允压差，即超压幅度，为注水压力减去允许压力；图4是本发明实施例注水压力超允许注入压力的累积时间与套损率关系图；图5是本发明实施例采油一厂注水井风险度r值与套损率关系。具体实施方式以下基于实施例对本发明进行描述，但是值得说明的是，本发明并不限于这些实施例。在下文对本发明的细节描述中，详尽描述了一些特定的细节部分。然而，对于没有详尽描述的部分，本领域技术人员也可以完全理解本发明。此外，本领域普通技术人员应当理解，所提供的附图只是为了说明本发明的目的、特征和优点，附图并不是实际按照比例绘制的。同时，除非上下文明确要求，否则整个说明书和权利要求书中的“包括”、“包含”等类似词语应当解释为包含的含义而不是排他或穷举的含义；也就是说，是“包含但不限于”的含义。本公开实施例提供的一种油水井套损预警方法的执行主体可以为任意的图像处理装置，例如油水井套损预警方法可以由终端设备或服务器执行，其中，终端设备可以为用户设备(userequipment，ue)、移动设备、用户终端、终端、蜂窝电话、无绳电话、个人数字处理(personaldigitalassistant，pda)、手持设备、计算设备、车载设备、可穿戴设备等。服务器可以为本地服务器或者云端服务器。在一些可能的实现方式中，该油水井套损预警方法可以通过处理器调用存储器中存储的计算机可读指令的方式来实现。图1是本发明实施例一种油水井套损预警方法的流程示意图。如图1所示，一种油水井套损预警方法，包括：步骤s101：确定油水井套损预警指标；步骤s102：根据所述油水井套损预警指标确定套损综合风险度；步骤s103：根据所述套损综合风险度确定油水井的风险等级，基于所述风险等级进行油水井套损预警。以解决目前的方法可操作性较差，不能满足实际生产需求的问题，以及解决油田缺乏准确、定量、快速的单井套损风险评价方法、不利于进行针对性风险调控、无法减少套损井数的问题。本发明可消除套损隐患，实现从根源上降低套损发生几率的目标。步骤s101：确定油水井套损预警指标。在本发明中，所述油水井套损预警指标，包括：油水井的射孔点与断点间固井质量、钻遇断点、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化的几种。其中，钻遇断点不是本发明必要的油水井套损预警指标。在确定油水井套损预警指标之前，需要判断是否存在钻遇断点；如果存在钻遇断点，则所述油水井套损预警指标为包括钻遇断点、以及油水井的射孔点与断点间固井质量、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化的几种。如果不存在钻遇断点，则所述油水井套损预警指标，包括：油水井的射孔点与断点间固井质量、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化的几种。在本发明的实施例中，基于影响单井套损的地质、开发、工程因素的认识,考虑导致套损的五个效应“强度效应、幅度效应、累积效应、结构效应、滞后效应”，同时兼顾生产现场指标易获取、可操作性强、相关性强的特点，设计套损预警指标，建立指标数据流，通过各指标与历史套损比例(套损率)的聚类分析、相关分析，确定了8项地质、开发、工程因素的预警指标，即油水井的射孔点与断点间固井质量、钻遇断点、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化。其中，地层倾角的范围可为0-90°。超压注水为注水压力超允许压力进行注水。油压变化，以月为时间进行计算，如本月的油压减去上月的油压。套压变化，以月为时间进行计算，如本月的套压减去上月的套压。水量变化，以月为时间进行计算，如本月的水量减去上月的水量。步骤s102：根据所述油水井套损预警指标确定套损综合风险度。在本发明中，所述根据所述油水井套损预警指标确定套损综合风险度的方法，包括：确定所述油水井套损预警指标的权重以及累积套损风险度；根据所述权重以及累积套损风险度确定所述套损综合风险度。在本发明中，所述确定所述油水井套损预警指标的权重的方法，包括：确定所述油水井套损预警指标的初始权重、权重下限以及权重上限；在所述权重下限以及所述权重上限的范围内，优化所述初始权重得到所述油水井套损预警指标的权重。在本发明的实施例中，以各预警指标对历史套损井的相对影响程度所确定的权重系数为基础，采用反复迭代拟合求取最优权重的方法，确定各预警指标权重。具体步骤如下：首先，通过对各预警指标异常的历史的套损比例(套损率)进行归一化处理，确定各风险指标的初始权重t0。表1各预警指标初始权重不同开发阶段具有不同开发特点，这决定了指标异常的特点也是不同的，故不同开发阶段的开发因素对于套损的影响程度也是有差异的，因此，为了提高今后套损风险的预测精度，确定了各风险指标相对权重的浮动范围[t1,t2]；以注水强度为例，对目前新增油层顶段套损集中区分析发现，注水强度过高时，由于储层非均质性的存在，单砂体内憋压导致钻遇该砂体的油水井出现套损，而高含水开发期为获取较高产量，提高注水强度从而增加产液量的现象时有发生，故在一定合理范围内增加注水强度的影响权重；再比如油压变化，生产现场注水井井口设备中油压取压装置最为完善，且目前注水井指标异常出现油压波动的评率较高，套损隐患较大，故也应适当提高该指标的套损影响权重；再比如套压变化，油田生产现场套压装置由于处于管内流末端，极易在冬季等季节堵死或冰冻，取压频率低、数据真实性低，故应适当降低该指标的相对权重。表2各预警指标权重的浮动范围在初始权重条件下，应用权重约束条件，在允许的范围内利用计算机进行逐步权重调整，并分别计算该权重下各风险指标的拟合符合率，选择符合率最高的结果，作为最优权重。表3各预警指标的最优权重可见，指标与套损风险的相关联程度越大，指标权重越高，即对套损发生概率的影响也越大；其中，超允许压力注水与单井套损的发生关联度最高，其影响也最大。在本发明中，所述确定所述油水井套损预警指标中所述射孔点与断点间固井质量、所述地层倾角、所述注水强度、所述超压注水、所述油压变化、所述套压变化以及水量变化的累积套损风险度的方法，包括：分别确定所述油水井套损预警指标中各预警指标的超过界限的幅度的若干时间点套损风险度；根据所述各预警指标的若干时间点套损风险度确定各预警指标的累积套损风险度。在本发明的实施例中，超过界限的幅度为相对值，如果注水压力为11mpa，允许压力为10mpa，超界限幅度为1mpa。在本发明中，所述确定所述油水井套损预警指标中所述钻遇断点的累积套损风险度为设定套损风险度。在本发明的实施例中，钻遇断点的设定累积套损风险度可为70-80之间，优选73.9。在本发明中，所述分别确定所述油水井套损预警指标中各预警指标的超过界限的幅度的若干时间点套损风险度的方法，包括：获取各预警指标的套损风险度、各预警指标的界限以及各预警指标的第一定量表达式；分别根据所述各预警指标以及所述各预警指标的界限确定各预警指标的超过界限的幅度；分别根据所述各预警指标的超过界限的幅度以及所述第一定量表达式，得到所述各预警指标的若干时间点套损风险度。在本发明的实施例中，所述油水井套损预警指标中各预警指标的超过界限的幅度的若干时间点套损风险度的计算方法以超压注水的一个时间点套损风险度计算为例进行说明。图3是本发明实施例注水压力超允许注入压力幅度与套损率关系图；图中，油允压差，即超压幅度，为注水压力减去允许压力。在本发明的实施例以及图3中，由于各指标超过界限的幅度大小对于套损风险的影响程度是存在差异的，如采油一厂注水压力超允许压力的幅度越大，发生套损的概率也越高，所以必须通过对各预警指标的超过界限界限幅度x与历史的套损风险度ri相关关系进行回归分析，拟合两者之间的第一定量表达式，将回归公式作为该指标超界限幅度的套损风险度ri的关系表达式。例如，一厂超压注水的预警指标月度超过界限的套损风险度计算公式(第一定量表达式)：ri＝3.986ln(x)+31.753。各预警指标超界限幅度为相对值，即各预警指标减去各预警指标的界限。例如，果注水压力为11mpa，允许压力为10mpa，超界限幅度为1mpa。然后就可以将目前的一个时间点的各预警指标的超过界限的幅度带入第一定量表达式得到该时间点的套损风险度，也就可以计算各预警指标的若干时间点套损风险度。其中，时间点一般以月为计量单位。在本发明中，所述根据所述各预警指标的若干时间点套损风险度确定各预警指标的累积套损风险度的方法，包括：获取各预警指标的若干时间点的套损风险度以及第二定量表达式；分别计算所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和；分别根据所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和以及所述第二定量表达式得到各预警指标的累积套损风险度。图4是本发明实施例注水压力超允许注入压力的累积时间与套损率关系图。在本发明的实施例以及图4中，累积套损风险度也称超界限时间长度的累积套损风险度。根据生产井某开发指标超出指标界限的时间长短，采用一个指标(以采油一厂注水压力为例)的历次超界限幅度的套损风险度ri之和y为自变量，以自变量各区间的总井数中超界限时间长度的累积套损风险度rj为因变量，建立回归方程。评价时，根据单井指标实际多次超出指标界限的套损风险度ri之和，计算单井该指标多段时间超界限的累积风险度rj(图3)，如注水超压的累积套损风险度的计算公式(第二定量表达式)为：rj＝15.696ln(y)+50.198。也就是说，获取各预警指标的若干时间点的套损风险度以及各预警指标的第二定量表达式后，分别计算所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和，分别根据所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和以及所述第二定量表达式得到各预警指标的累积套损风险度。在本发明中，所述各预警指标的界限的确定方法，包括：获取各预警指标的套损比例；分别根据各预警指标与所述套损比例确定关系曲线；根据所述关系曲线确定所述各预警指标的界限。在本发明中，所述根据所述关系曲线确定所述各预警指标的界限的方法为：所述关系曲线的不可导点为所述各预警指标的界限。图2是本发明实施例注水压力超允许注入压力指标与套损率关系图。图中，油允压差，即超压幅度，为注水压力减去允许压力。在本发明的实施例以及图2中，根据各预警指标与套损比例(套损率)的关系曲线，选取套损比例(套损率)突然增大的“奇点”(不可导点)，并结合套损防控的常规认识，确定该点为指标预警的界限。也就是说，如果所述油水井套损预警指标，包括：油水井的射孔点与断点间固井质量、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化。分别计算油水井的射孔点与断点间固井质量、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化以及其自身的套损比例(套损率)的关系曲线，得到7条关系曲线。分别计算7条关系曲线的的不可导点，分别得到水井的射孔点与断点间固井质量、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化的预警指标的界限。其中，钻遇断点不需要确定指标预警的界限、以及超过界限的幅度的若干时间点套损风险度。在本发明中，所述根据所述权重以及累积套损风险度确定所述套损综合风险度的方法为：利用选取的所述油水井套损预警指标中的油水井的射孔点与断点间固井质量、钻遇断点、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化几种或者全部的累积套损风险度乘以各自的权重，然后求和得到所述套损综合风险度。在本发明的实施例中，根据各预警指标的累积套损风险度及指标权重，求得多预警指标风险影响的累积性套损综合风险度r。r＝∑rj·ti。公式中，r—单井的套损综合风险度；rj—单预警指标的累积套损风险度；ti—单预警指标的权重。其中，钻遇断点的累积套损风险度为70-80之间，优选73.9；单预警指标为油水井的射孔点与断点间固井质量、钻遇断点、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化中的一种。步骤s103：根据所述套损综合风险度确定油水井的风险等级，基于所述风险等级进行油水井套损预警。在本发明中，所述根据所述套损综合风险度确定油水井的风险等级的方法，包括：确定第一阈值以及第二阈值；根据所述第一阈值、所述第二阈值以及所述套损综合风险度确定所述油水井的风险等级。在本发明的实施例中，第一阈值可为10，第二阈值可为20。图5是本发明实施例采油一厂注水井风险度r值与套损率关系。在本发明的实施例以及图5中，经采油一厂单井的套损综合风险度计算发现，综合风险度值与套损发生概率呈正相关关系，单井套损综合风险度大于20时，预测的套损比例(套损率)大于50％；套损综合风险度在10与20之间时，预测的套损比例(套损率)在20％与50％之间；套损综合风险度小于10时，预测的套损比例(套损率)小于20％。表4采油一厂单井的综合风险度分级对应的实际套损比例(套损率)表评估结果套损井数(口)总井数(口)实际套损率(％)一级风险50889956.5二级风险857250734.2三级风险699400217.5合计2064740827.9在本发明的实施例中，根据所述第一阈值、所述第二阈值以及所述套损综合风险度将所述油水井的风险等级分为3级，分别是一级、二级以及三级。风险等级为一级时，说明预测的套损比例(套损率)已经大于50％；风险等级为二级时，说明预测的套损比例(套损率)已经在20％与50％之间；风险等级为三级时，说明预测的套损比例(套损率)已经小于20％。表5采油一厂综合风险度分级标准综合风险度的分级综合风险度预测的套损率一级>20>50％二级(10,20](20％,50％]三级(0,10](0,20％]同时，本发明还提出了一种油水井套损预警装置，包括：套损预警指标确定单元，用于确定油水井套损预警指标；套损综合风险度确定单元，用于根据所述油水井套损预警指标确定套损综合风险度；风险等级确定单元，用于根据所述套损综合风险度确定油水井的风险等级，基于所述风险等级进行油水井套损预警。以解决目前的方法可操作性较差，不能满足实际生产需求的问题，以及解决油田缺乏准确、定量、快速的单井套损风险评价方法、不利于进行针对性风险调控、无法减少套损井数的问题。本发明可消除套损隐患，实现从根源上降低套损发生几率的目标。具体的实现步骤以及方法可详见一种油水井套损预警方法的描述。在本发明的装置中，所述油水井套损预警指标，包括：油水井的射孔点与断点间固井质量、钻遇断点、地层倾角、注水强度、超压注水、油压变化、套压变化以及水量变化的几种。在本发明的装置中，所述套损综合风险度确定单元，包括：第一确定单元以及第二确定单元；所述第一确定单元，用于确定所述油水井套损预警指标的权重以及累积套损风险度；所述第二确定单元，用于根据所述权重以及累积套损风险度确定所述套损综合风险度。在本发明的装置中，所述风险等级确定单元，包括：第三确定单元以及第四确定单元；所述第三确定单元，用于确定第一阈值以及第二阈值；所述第四确定单元，用于根据所述第一阈值、所述第二阈值以及所述套损综合风险度确定所述油水井的风险等级。在本发明的装置中，所述第一确定单元，包括：权重确定单元以及/或累积套损风险度确定单元。在本发明的装置中，所述权重确定单元，包括：权重设置单元以及权重优化单元；所述权重设置单元，用于确定所述油水井套损预警指标的初始权重、权重下限以及权重上限；所述权重优化单元，在所述权重下限以及所述权重上限的范围内，用于优化所述初始权重得到所述油水井套损预警指标的权重。在本发明的装置中，所述累积套损风险度确定单元，用于确定所述油水井套损预警指标中所述射孔点与断点间固井质量、所述地层倾角、所述注水强度、所述超压注水、所述油压变化、所述套压变化以及水量变化的累积套损风险度，包括：第一风险度确定单元、第二风险度确定单元以及/或第三风险度确定单元。在本发明的装置中，所述第一风险度确定单元，用于分别确定所述油水井套损预警指标中各预警指标的超过界限的幅度的若干时间点套损风险度；所述第二风险度确定单元，用于根据所述各预警指标的若干时间点套损风险度确定各预警指标的累积套损风险度。在本发明的装置中，所述第三风险度确定单元，用于确定所述油水井套损预警指标中所述钻遇断点的累积套损风险度为设定套损风险度。在本发明的装置中，所述第一风险度确定单元，还包括：界限确定单元，所述界限确定单元，包括：第一获取单元、关系曲线确定单元以及各预警指标界限确定单元；所述第一获取单元，用于获取各预警指标的套损比例；所述关系曲线确定单元，用于分别根据各预警指标与所述套损比例确定关系曲线；所述各预警指标界限确定单元，用于根据所述关系曲线确定所述各预警指标的界限。在本发明的装置中，所述第一风险度确定单元，包括：第二获取单元、超过界限幅度确定单元以及第一风险度生产单元；所述第二获取单元，用于获取各预警指标的套损风险度、各预警指标的界限以及各预警指标的第一定量表达式；所述超过界限幅度确定单元，用于分别根据所述各预警指标以及述各预警指标的界限确定各预警指标的超过界限的幅度；所述第一风险度生产单元，用于分别根据所述各预警指标的超过界限的幅度以及所述第一定量表达式，得到所述各预警指标的若干时间点套损风险度。在本发明的装置中，所述第二风险度确定单元，包括：第三获取单元、套损风险度之和计算单元以及第二风险度生产单元；所述第三获取单元，用于获取各预警指标的若干时间点的套损风险度以及第二定量表达式；所述套损风险度之和计算单元，用于分别计算所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和；所述第二风险度生产单元，用于分别根据所述各预警指标的若干时间点的套损风险度之和以及所述第二定量表达式得到各预警指标的累积套损风险度。另外，本发明还提出了一种存储介质，包括：处理器；用于存储处理器可执行指令的存储器；其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行上述的方法。以解决目前的方法可操作性较差，不能满足实际生产需求的问题，以及解决油田缺乏准确、定量、快速的单井套损风险评价方法、不利于进行针对性风险调控、无法减少套损井数的问题。本发明可消除套损隐患，实现从根源上降低套损发生几率的目标。具体的实现步骤以及方法可详见一种油水井套损预警方法的描述。采用本发明的方法对采油一厂未套损注水井进行套损风险综合评估，结果显示：一级风险井有205口，二级风险井有588口，对一级、二级风险井，确定监测比例，按照风险度高低顺序和风险类型，确定监测对策，开展套损及窜漏等检测；针对目前仍有风险井，按风险指标制定针对性调控对策，按照风险度高低顺序进行有序调整。表6采油一厂现有注水井开发指标套损风险等级评估结果以上通过实例具体说明了本发明套损预警方法的全过程，其分析结果可直接用于开发过程中的注采调整，指导套损防控工作，降低套损发生概率。本发明具有下述特点。(1)针对确定的单指标风险预警界限，采用反复迭代拟合确定最优指标权重的方法，提高了今后套损风险井的预测精度，同时科学准确地量化了多指标超界限的幅度及超界限时间长度对套损发生的累积性影响，实现了单井套损风险的综合定量评价。(2)根据套损风险等级及单井具体风险指标，采取针对性风险调控措施，降低套损风险，减少套损发生井数，降低单井套损、尤其是集中套损区对油田产量、开发效益、环保效益等的不利影响。本发明解决了油田生产现场没有科学、准确、及时的套损风险综合评价方法、不利于进行针对性风险调控、无法降低套损井数的难题，满足了套损防控工作中提前发现套损风险、针对性风险调控、降低套损井数的需求。以上以大庆油田采油一厂套损风险综合评估及定量划分为例说明本发明方法的实施过程。大庆油田采油一厂累积套损率高达39.9％，近几年更是陆续出现了南一区西部、东区等集中套损区，套损区待治理井数多、治理难度大、恢复成本高，对该厂乃至大庆油田的持续稳产、开发效益都造成了较大的不利影响。本发明在大庆油田套损相对较为严重的采油一厂应用，结果显示：采油一厂目前有一级风险井205口，二级风险井588口，并提供了具体风险指标异常时间和异常幅度，提供了风险指标调控的目标数值，为缓解该厂目前不利的套损形势、提高油田开发效益，提供了强有力的指导；同时也为大庆油田、甚至国内其他相似油田的套损防控工作、可持续发展战略提供了借鉴及指导意义。本发明确定了个单预警指标的风险预警界限，为油田日常生产开发提供了管理规范；同时科学准确地确定了各因素对套损风险的相对影响程度，指出了套损形成的主要开发因素；在同时考虑各指标异常幅度及超界限时间长度影响的基础上，计算了套损综合风险度，实现了单井套损风险的定量分级，为开发决策提供了明确的单井风险度排序和指标风险排序，以指标预警界限为调控目标，为提前实行风险调控、降低套损发生概率提供了明确的方法和依据。以上所述实施例仅为表达本发明的实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形、同等替换、改进等，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。当前第1页12