高压脉冲射流储层改造压力预测方法、装置与流程

本发明涉及一种储层改造，是一种高压脉冲射流储层改造压力预测方法、装置。

背景技术：

1、中国拥有丰富的页岩油资源，页岩油改造存在裂缝延伸和扩展难、改造不均匀等众多难题，其中页岩油的储层改造方法中连续油管页岩油高压脉冲射流压裂与常规压裂方法不同，目前较常使用的是与静水柱压力和压裂液摩阻有关的预测方法，也存在连续油管水力喷砂压裂，通过计算射流增压、环空摩阻和液柱压力等，从而确定井口压力的方法，或者是对水力压裂过程中射孔孔眼摩阻和管柱沿程摩阻计算方法进行分析，进而预测出井口压力。这些方法对于非常规储层有较大局限性，未考虑页岩油储层特征与现场施工存在的特殊性，所以暂无精准、合适的连续油管页岩油高压脉冲射流储层改造压力预测方法。

2、现有公开专利文献一，公开号为 cn116992757a，公开了基于深度学习和滚动优化的井口压力预测方法和装置，具体包括获取井口压力时序数据并对其进行标准化处理；将标准化处理后的井口压力时序数据经滚动优化，得到每个采样时刻对应的局部优化值，根据每个采样时刻对应的局部优化值训练井口压力预测模型，得到训练好的井口压力预测模型；将待预测井口压力数据输入训练好井口压力预测模型，预测页岩气的井口压力。该公开专利提供的方法通过对井口压力数据先后进行标准化处理和滚动优化后处理，经滚动优化后的数据能够对很好的克服预测模型失配、干扰和时变等引起的不确定性，使得预测模型具有较好的鲁棒性，利用优化值训练井口压力预测模型，提高了该模型的预测精度和效率。

3、现有公开专利文献二，公开号为cn113221481b，公开了连续油管水力喷砂压裂井口压力预测方法，包括以下步骤：一：水力喷砂射孔阶段地面油压预测；其预测是根据式：ptubing＝pannulus+pfannulus+pb+pftubing进行计算，其中，依次进行(1)地面环空压力计算；⑵环空水力摩阻计算；⑶喷嘴压降计算；⑷连续油管水力摩阻计算；二：水力喷射压裂阶段地面套压预测；其预测是根据式：pannulus＝pfrac+pfannulus-ph-pboost进行计算，其中，依次进行(1)地层破裂压力计算；⑵环空水力摩阻计算；⑶环空环空静液柱压力计算；⑷射流增压计算；pannulus＝pfrac+pfannulus-ph-pboost；三：水力喷射压裂阶段地面油压预测，其预测是根据式：ptubing＝pannulus+pb+pftubing-pfannulus进行计算。该公开专利不仅解决了连续油管水力喷砂压裂井口压力预测不准的问题，而且，还对其中的喷射压裂时环空摩阻计算方法和射流增压计算方法等进行了修正，提高了井口压力预测精度。

4、上述现有公开专利文献均未涉及结合作业进度对井口压力进行动态预测，也不涉及高压脉冲射流储层改造下的井口压力预测。

技术实现思路

1、本发明提供了一种本发明涉及一种储层改造技术领域，是一种高压脉冲射流储层改造压力预测方法、装置，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有储层改造压力预测方法存在的不能针结合压裂作业中各个阶段的特点进行井口压力预测的问题。

2、本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种高压脉冲射流储层改造压力预测方法，包括：

3、确定当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段，其中高压脉冲射流储层压裂作业阶段包括连续油管套管常开射孔阶段、连续油管试挤起裂阶段、脉冲射流双系统同注压裂阶段、后续连续油管射孔压力阶段；

4、根据当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段，在模型库中选取相应的井口压力模型进行井口压力预测，其中模型库包括第一预测模型、第二预测模型、第三预测模型和第四预测模型，第一预测模型对应连续油管套管常开射孔阶段，即套管排量为0且油管排量不为0时的连续油管泵注压力为井口压力预测值，第二预测模型对应连续油管试挤起裂阶段，即射孔后套管排量提升至稳定的过程中连续油管泵注压力与套管关闭压力之和为井口压力预测值，第三预测模型对应脉冲射流双系统同注压裂阶段，即套管排量稳定且油管排量不为0时的连续油管泵注压力与套管压力之和为井口压力预测值，第四预测模型对应后续连续油管射孔压力阶段，即套管阀门关闭，密闭射孔，油管排量为0，套管排量不为0时的连续油管泵注压力为井口压力预测值。

5、下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：

6、上述第一预测模型如下所示：

7、

8、其中，为第一预测模型输出的井口压力预测值；ps为渗入地层微裂缝压力；为雷诺数， ，d为连续油管内直径；d为连续油管外直径；a，b均为经验系数；q为排量；dh为套管外径；dp为油管外径；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；kg为经验系数； 为套管横截面积；为连续油管横截面积；l为管柱长度。

9、上述第二预测模型如下所示：

10、

11、其中，为第二预测模型输出的井口压力预测值；为雷诺数，d为连续油管内直径；d为连续油管外直径；a、b均为经验系数；q为排量；ρ为流体密度；v为流体流速；kg为经验系数；l为管柱长度；分别为最小、最大水平主应力方向上的构造应力系数；为岩石静态泊松比； 为静态杨氏模量；为地层压力；为有效应力系数；为垂向应力；为钻井液液柱压力；为动态弹性模量；为岩石的泥质含量；为常数；为重力加速度； 为液体高度；为套管横截面积； 为连续油管横截面积。

12、上述第三预测模型如下所示：

13、连续油管泵注压力：

14、

15、套管压力：

16、

17、其中，为连续油管泵注压力； 为套管压力；为雷诺数， ，d为连续油管内直径；d为连续油管外直径；a、b均为经验系数；q为排量；dh为套管外径；dp为油管外径；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；kg为经验系数；为套管横截面积；为连续油管横截面积；l为管柱长度；fg为延伸压力梯度；h为裂缝延伸长度；为钻井液液柱压力；为重力加速度；为液体高度。

18、上述第四预测模型如下所示：

19、

20、其中，为第四预测模型输出的井口压力预测值；为雷诺数，，d为连续油管内直径；d为连续油管外直径；a、b均为经验系数；q为排量；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；kg为经验系数；为套管横截面积；为连续油管横截面积；l为管柱长度；fg为延伸压力梯度；h为裂缝延伸长度。

21、本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种高压脉冲射流储层改造压力预测装置，包括：

22、作业阶段确定单元，确定当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段，其中高压脉冲射流储层压裂作业阶段包括连续油管套管常开射孔阶段、连续油管试挤起裂阶段、脉冲射流双系统同注压裂阶段、后续连续油管射孔压力阶段；

23、压力预测单元，根据当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段，在模型库中选取相应的井口压力模型进行井口压力预测，其中模型库包括第一预测模型、第二预测模型、第三预测模型和第四预测模型，第一预测模型对应连续油管套管常开射孔阶段，即套管排量为0且油管排量不为0时的连续油管泵注压力为井口压力预测值，第二预测模型对应连续油管试挤起裂阶段，即射孔后套管排量提升至稳定的过程中连续油管泵注压力与套管关闭压力之和为井口压力预测值，第三预测模型对应脉冲射流双系统同注压裂阶段，即套管排量稳定且油管排量不为0时的连续油管泵注压力与套管压力之和为井口压力预测值，第四预测模型对应后续连续油管射孔压力阶段，即套管阀门关闭，密闭射孔，油管排量为0，套管排量不为0时的连续油管泵注压力为井口压力预测值。

24、下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：

25、上述压力预测单元，包括：

26、第一模型构建模块，构建得到的第一预测模型如下所示：

27、

28、其中，为第一预测模型输出的井口压力预测值；ps为渗入地层微裂缝压力；为雷诺数，，d为连续油管内直径；d为连续油管外直径；a，b均为经验系数；q为排量；dh为套管外径；dp为油管外径；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；kg为经验系数；为套管横截面积；为连续油管横截面积；l为管柱长度；

29、第二模型构建模块，构建得到的第二预测模型如下所示：

30、

31、其中，为第二预测模型输出的井口压力预测值；为雷诺数，，d为连续油管内直径；d为连续油管外直径；a、b均为经验系数；q为排量；ρ为流体密度；v为流体流速；kg为经验系数；l为管柱长度； 分别为最小、最大水平主应力方向上的构造应力系数；为岩石静态泊松比；为静态杨氏模量；为地层压力；为有效应力系数；为垂向应力；为钻井液液柱压力； 为动态弹性模量；为岩石的泥质含量；为常数；为重力加速度； 为液体高度；为套管横截面积；为连续油管横截面积;

32、第三模型构建模块，构建得到的第三预测模型如下所示：

33、连续油管泵注压力：

34、

35、套管压力：

36、

37、其中，为连续油管泵注压力； 为套管压力；为雷诺数，，d为连续油管内直径；d为连续油管外直径；a、b均为经验系数；q为排量；dh为套管外径；dp为油管外径；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；kg为经验系数；为套管横截面积；为连续油管横截面积；l为管柱长度；fg为延伸压力梯度公式；h为裂缝延伸长度； 为钻井液液柱压力；为重力加速度；为液体高度；

38、第四模型构建模块，构建得到的第四预测模型如下所示：

39、

40、其中，为第四预测模型输出的井口压力预测值；为雷诺数， ，d为连续油管内直径；d为连续油管外直径；a、b均为经验系数；q为排量；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；kg为经验系数；为套管横截面积； 为连续油管横截面积；l为管柱长度；fg为延伸压力梯度公式；h为裂缝延伸长度；

41、预测模块，根据当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段，在模型库中选取相应的井口压力模型进行井口压力预测。

42、本发明的技术方案之三是通过以下措施来实现的：一种存储介质，所述存储介质上存储有能被计算机读取的计算机程序，所述计算机程序被设置为运行时执行高压脉冲射流储层改造压力预测方法。

43、本发明的技术方案之四是通过以下措施来实现的：一种电子设备，包括处理器和存储器，所述存储器中存储有计算机程序，计算机程序由处理器加载并执行以实现高压脉冲射流储层改造压力预测方法。

44、本发明根据连续油管页岩油高压脉冲射流压裂作业的不同阶段，利用不同井口压力预测模型预测井口压力，即根据当前施工条件的改变，实现对井口压力的动态预测，相较于现有利用一种预测模型对连续油管页岩油高压脉冲射流压裂作业全过程进行预测的方式预测精度更高，由此能够为页岩油水平井储层改造的参数优化提供准确的数据基础，提高页岩油水平井储层改造的准确性。