基于响应面法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法与流程

1.本发明涉及非常规油藏开发技术领域，特别是涉及到一种基于响应面法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法。


背景技术：

2.近年来，随着美国页岩油气的有效开发，页岩油气已成为油气产量接替的主要类型但页岩储层物性极差，渗透率极低，流体基本没有流动能力，常规开发方法已不能进行有效开发，需要运用水平井并通过大规模水力压裂形成多条裂缝，通过分多压裂、重复压裂技术手段改造储层，实现页岩油有效开发才能得到经济的工业油流。
3.在页岩油压裂水平井产能评价方面，影响页岩油产能的因素很多，人工裂缝和天然裂缝的应力敏感性、非线性解吸、非线性表观渗透率等非线性参数等都需要考虑。为了明确水平井多段压裂产能的主要因素，高效快速的拟合水平井多段压裂生产历史拟合。在此基础上，我们发明了一种基于响应面优化法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法，解决了以上技术问题。
4.在申请号：cn201610810941.0的中国专利申请中，涉及到一种基于微地震的压裂缝网重构方法及装置，属于石油开采技术领域，所述压裂缝网重构方法包括：对水力压裂过程中微地震监测点的数据进行初步处理；分别以各压裂段的起裂点为起点，迭代重构得到各压裂段的压裂缝网n；计算压裂缝网n中各压裂缝段的渗透率k；将所有压裂段的压裂缝网n合并，建立离散裂缝网格模型并进行生产数值模拟，将获取的生产数值模拟值与实际生产数值进行生产历史拟合；求取油藏所有点的压力值的累计分布函数，将其拐点作为储层改造体积的边界压力并绘制等值线图，得到此次压裂产生的储层改造体积的形状和范围。
5.在申请号：cn201910613225.7的中国专利申请中，涉及到一种基于微震事件的裂缝油气藏历史拟合的方法、装置及系统。所述方法包括：建立理想油气藏模型并获取观测数据；根据模型的裂缝分布状态以及现场微震事件的属性参数生成微震事件，并对所述微震事件进行处理，获得第一表征的裂缝，所述裂缝包括主裂缝、次级裂缝；将所述次级裂缝等效为单重孔隙介质，获得第二表征的裂缝；基于所述第二表征的裂缝建立嵌入式离散裂缝网格先验模型；利用所述先验模型进行模拟生产，获取所述先验模型的生产数据；根据所述生产数据和所述观测数据更新待反演特征数据，获得自动历史拟合结果。
6.在申请号：cn201610656902.x的中国专利申请中，涉及到一种裂缝网络反演技术，尤指一种分段压裂或体积压裂后的裂缝网络标定和属性反演方法。步骤为：1)主要数据与辅助数据的读取与录入：(1)压裂监测微地震信号的读取；息的读取；2)基于分形几何系统，结合整数规划方法，生成能够在几何形态上满足与微地震信号匹配的分形裂缝网络；3)基于工程参数及施工参数或常规分析方法对生成的分形裂缝网络进行质量检查，调整控制裂缝几何形态的分形参数；4)基于产量数据，结合修正后的遗传算法进行历史拟合，逐级标定裂缝网络的属性。
7.以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题。为了
明确水平井多段压裂产能的主要因素，高效快速的拟合水平井多段压裂生产历史拟合。在此基础上，我们发明了一种基于响应面优化法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法，解决了以上技术问题。


技术实现要素：

8.本发明的目的是提供一种明确水平井多段压裂产能的主要因素，高效快速的拟合水平井多段压裂生产历史拟合的基于响应面法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法。
9.本发明的目的可通过如下技术措施来实现：基于响应面法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法，该基于响应面法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法包括：
10.步骤1，建立页岩油水平井多段压裂油藏数值模拟模型，收集具有不确定性的油藏地质参数；
11.步骤2，设定不确定性参数的取值范围；
12.步骤3，设定目标函数及自变量，利用响应面优化法设计敏感性实验方案；
13.步骤4，统计油藏数值模拟计算结果，分析不确定性参数的敏感性程度；
14.步骤5，选用敏感性强的油藏地质参数，开展页岩油水平井多段压裂生产历史拟合。
15.本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
16.在步骤1，不确定性的油藏地质参数有基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度、支撑缝初始含水饱和度、i方向天然裂缝密度、j方向天然裂缝密度、k方向天然裂缝密度、天然裂缝初始含水饱和度、天然裂缝压缩性、基质压缩性、支撑缝应力敏感性、天然裂缝孔隙度、支撑缝裂缝开度、基质油水相对渗透率和裂缝油水相对渗透率共17项。
17.在步骤2，在步骤1的基础上，设定不确定性参数的最小值和最大值，按照概率相等的方法，得到不确定性参数的值，每个不确定性参数取5个值进行赋值。
18.在步骤2，不确定性参数的取值公式为：
[0019][0020]
式中，z
min
为不确定性参数的最小值，zm
ax
为不确定性参数的最大值，zi为第i个不确定性参数的取值，n为不确定性参数的取值数量，i为第i个不确定性参数。
[0021]
在步骤3，在步骤2的基础上，设计水平井的累积产油量为目标函数，不确定性参数为自变量，利用响应面优化法对自变量进行抽样，设计不同的实验方案。
[0022]
在步骤3，建立自变量与因变量之间的关系，即
[0023]coil
＝f(x1,x2,......,xm)
[0024]
式中，c
oil
为累积产油量，x1，x2…
,xm为不确定性的油藏地质参数。
[0025]
在步骤4，在步骤3的基础上，利用油藏数值模拟器非常规模块运算设计的不同方案，利用飓风图统计分析不同参数的敏感性程度。
[0026]
在步骤4，由敏感性分析结果可知，影响水平井累积产油量的敏感性由强到弱依次为：基质渗透率》支撑缝裂缝半长》支撑缝渗透率》基质孔隙度》含油饱和度》天然裂缝初始
含水饱和度》i方向天然裂缝密度》j方向天然裂缝密度》k方向天然裂缝密度》支撑缝裂缝开度》天然裂缝孔隙度》支撑缝初始含水饱和度》天然裂缝压缩性》基质压缩性》支撑缝应力敏感性》裂缝油水相对渗透率》基质油水相对渗透率。
[0027]
在步骤5，在步骤4的基础上，选用敏感性强的前5个作为参数作为页岩油生产历史拟合重点调整参数，5个敏感性强的参数为基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度，对这5个参数进行重点调整，得到了水平井累积产油量的拟合曲线。
[0028]
本发明中的基于响应面法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法，能够有效识别敏感性强的油藏地质参数，可以大幅度降低参数优选和历史拟合的工作量，为水平页岩油多段压裂的优化设计奠定基础。该基于响应面优化法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法具有较好的操作性，能够有效识别敏感性强的油藏地质参数，可以大幅度降低参数优选和历史拟合的工作量，为水平页岩油多段压裂的优化设计奠定基础。
附图说明
[0029]
图1为本发明的基于响应面法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法的一具体实施例的流程图；
[0030]
图2为本发明的一具体实施例中水平井多段压裂油藏数值模拟模型的示意图；
[0031]
图3为本发明的一具体实施例中不同参数的敏感性飓风图；
[0032]
图4为本发明的一具体实施例中水平井生产历史拟合结果的示意图。
具体实施方式
[0033]
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
[0034]
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
[0035]
如图1所示，图1为本发明的基于响应面法的页岩油水平井多段压裂生产历史拟合方法的流程图。
[0036]
在步骤101，建立页岩油水平井多段压裂油藏数值模拟模型，如图2所示，模型中井型为水平井，压裂段数为21段。收集具有不确定性的油藏地质参数。不确定性的参数有基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度、支撑缝初始含水饱和度、i方向天然裂缝密度、j方向天然裂缝密度、k方向天然裂缝密度、天然裂缝初始含水饱和度、天然裂缝压缩性、基质压缩性、支撑缝应力敏感性、天然裂缝孔隙度、支撑缝裂缝开度、基质油水相对渗透率和裂缝油水相对渗透率共17项，如图3所示。
[0037]
在步骤102，在步骤101基础上，设定不确定性参数的最小值和最大值，按照概率相等的方法，得到不确定性参数的值。每个不确定性参数取5个值进行赋值。
[0038]
[0039]
式中，z
min
为不确定性参数的最小值，zm
ax
为不确定性参数的最大值，zi为第i个不确定性参数的取值，n为不确定性参数的取值数量，i为第i个不确定性参数。
[0040]
在步骤103，在步骤102的基础上，设计水平井的累积产油量为目标函数，不确定性参数为自变量，利用响应面优化法对自变量进行抽样，设计不同的实验方案。建立自变量与因变量之间的关系，即
[0041]coil
＝f(x1,x2,......,xm)
[0042]
式中，c
oil
为累积产油量，x1，x2…
,xm为不确定性的油藏地质参数。
[0043]
在步骤104，在步骤103的基础上，利用油藏数值模拟器非常规模块运算设计的不同方案，利用飓风图统计分析不同参数的敏感性程度，如图3所示。由敏感性分析结果可知，影响水平井累积产油量的敏感性由强到弱依次为：基质渗透率》支撑缝裂缝半长》支撑缝渗透率》基质孔隙度》含油饱和度》天然裂缝初始含水饱和度》i方向天然裂缝密度》j方向天然裂缝密度》k方向天然裂缝密度》支撑缝裂缝开度》天然裂缝孔隙度》支撑缝初始含水饱和度》天然裂缝压缩性》基质压缩性》支撑缝应力敏感性》裂缝油水相对渗透率》基质油水相对渗透率。
[0044]
在步骤105，在步骤104的基础上，选用敏感性强的前5个作为参数作为页岩油生产历史拟合重点调整参数，5个敏感性强的参数为基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度，对这5个参数进行重点调整，得到了水平井累积产油量的拟合曲线。
[0045]
在应用本发明的一具体实施例1中，包括了以下步骤：
[0046]
在步骤1，建立页岩油水平井多段压裂油藏数值模拟模型，收集具有不确定性的油藏地质参数。不确定性的参数有基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度、支撑缝初始含水饱和度、i方向天然裂缝密度、j方向天然裂缝密度、k方向天然裂缝密度、天然裂缝初始含水饱和度、天然裂缝压缩性、基质压缩性、支撑缝应力敏感性、天然裂缝孔隙度、支撑缝裂缝开度、基质油水相对渗透率和裂缝油水相对渗透率共17项。
[0047]
在步骤2，在步骤1基础上，设定不确定性参数的最小值和最大值，按照概率相等的方法，得到不确定性参数的值。每个不确定性参数的取值范围如表1所示，每个不确定性参数取5个值进行赋值。
[0048]
表1油藏地质不确定性参数的取值范围表
[0049]
[0050][0051]
基质孔隙度＝{0.04，0.052，0.064，0.076，0.088，0.1}；
[0052]
基质渗透率＝{100，2080，4060，6040，8020，10000}；
[0053]
天然裂缝孔隙度＝{0.0001，0.00208，0.00406，0.00604，0.00802，0.01}；
[0054]
含油饱和度＝{0.3，0.38，0.46，0.54，0.62，0.7}；
[0055]
i方向天然裂缝密度＝{5，6，7，8，9，10}；
[0056]
j方向天然裂缝密度＝{5，6，7，8，9，10}；
[0057]
k方向天然裂缝密度＝{5，6，7，8，9，10}；
[0058]
支撑缝裂缝半长＝{100，120，140，160，180，200}；
[0059]
支撑缝渗透率＝{1000，2800，4600，6400，8200，10000}；
[0060]
支撑缝裂缝开度＝{0.01，2.008，4.006，6.004，8.002，10}；
[0061]
支撑缝应力敏感性＝{0.5，0.59，0.68，0.77，0.86，0.95}；
[0062]
天然裂缝初始含水饱和度＝{0.3，0.42，0.54，0.66，0.78，0.9}；
[0063]
支撑缝初始含水饱和度＝{0.3，0.42，0.54，0.66，0.78，0.9}；
[0064]
基质压缩性＝{0.0000001，0.00000208，0.00000406，0.00000604，0.00000802，0.00001}；
[0065]
天然裂缝压缩性＝{0.0000001，0.00000208，0.00000406，0.00000604，0.00000802，0.00001}。
[0066]
在步骤3，在步骤2的基础上，设计水平井的累积产油量为目标函数，不确定性参数为自变量，利用响应面优化法对自变量进行抽样，设计不同的实验方案。
[0067]
在步骤4，在步骤的基础上，利用油藏数值模拟器非常规模块运算设计的不同方案，利用飓风图统计分析不同参数的敏感性程度，如图3本发明的一具体实施例中不同参数的敏感性飓风图所示。由敏感性分析结果可知，影响水平井累积产油量的敏感性由强到弱
依次为：基质渗透率》支撑缝裂缝半长》支撑缝渗透率》基质孔隙度》含油饱和度》天然裂缝初始含水饱和度》i方向天然裂缝密度》j方向天然裂缝密度》k方向天然裂缝密度》支撑缝裂缝开度》天然裂缝孔隙度》支撑缝初始含水饱和度》天然裂缝压缩性》基质压缩性》支撑缝应力敏感性》裂缝油水相对渗透率》基质油水相对渗透率。
[0068]
在步骤5，在步骤4的基础上，选用敏感性强的前5个作为参数作为页岩油生产历史拟合重点调整参数，5个敏感性强的参数为基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度，对这5个参数进行重点调整，得到了水平井累积产油量的拟合曲线，拟合效果如图4所示。
[0069]
在应用本发明的具体实施例2中，在步骤1，建立页岩油水平井多段压裂油藏数值模拟模型，收集具有不确定性的油藏地质参数。不确定性的参数有基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度、支撑缝初始含水饱和度、i方向天然裂缝密度、j方向天然裂缝密度、k方向天然裂缝密度、天然裂缝初始含水饱和度、天然裂缝压缩性、基质压缩性、支撑缝应力敏感性、天然裂缝孔隙度、支撑缝裂缝开度、基质油水相对渗透率和裂缝油水相对渗透率共17项。
[0070]
在步骤2，在步骤1基础上，设定不确定性参数的最小值和最大值，按照概率相等的方法，得到不确定性参数的值。每个不确定性参数的取值范围如表1所示，每个不确定性参数取5个值进行赋值。
[0071]
表1油藏地质不确定性参数的取值范围表
[0072]
序号属性最小值最大值1基质孔隙度0.010.82基质渗透率(nd)30080003天然裂缝孔隙度0.00020.014含油饱和度0.40.655i方向天然裂缝间距386j方向天然裂缝间距387k方向天然裂缝间距388支撑缝裂缝半长(m)802109支撑缝渗透率(md)8001200010支撑缝裂缝开度(mm)0.021211支撑缝应力敏感性0.40.912天然裂缝初始含水饱和度0.40.8513支撑缝初始含水饱和度0.40.8514基质压缩性(kpa-1
)2
×
10-72×
10-5
15天然裂缝压缩性(kpa-1
)2
×
10-72×
10-5
[0073]
基质孔隙度＝{0.01，0.168，0.326，0.484，0.642，0.8}；
[0074]
基质渗透率＝{300，1840，3380，4920，6460，8000}；
[0075]
天然裂缝孔隙度＝{0.0002，0.00216，0.00412，0.00608，0.00804，0.01}；
[0076]
含油饱和度＝{0.4，0.45，0.5，0.55，0.6，0.65}；
[0077]
i方向天然裂缝密度＝{3，4，5，6，7，8}；
[0078]
j方向天然裂缝密度＝{3，4，5，6，7，8}；
[0079]
k方向天然裂缝密度＝{3，4，5，6，7，8}；
[0080]
支撑缝裂缝半长＝{80，106，132，158，184，210}；
[0081]
支撑缝渗透率＝{800，3040，5280，7520，9760，12000}；
[0082]
支撑缝裂缝开度＝{0.02，2.416，4.812，7.208，9.604，12}；
[0083]
支撑缝应力敏感性＝{0.4，0.5，0.6，0.7，0.8，0.9}；
[0084]
天然裂缝初始含水饱和度＝{0.4，0.49，0.58，0.67，0.76，0.85}；
[0085]
支撑缝初始含水饱和度＝{0.4，0.49，0.58，0.67，0.76，0.85}；
[0086]
基质压缩性＝{0.0000002，0.00000416，0.00000812，0.00001208，0.00001604，0.00002}；
[0087]
天然裂缝压缩性＝{0.0000002，0.00000416，0.00000812，0.00001208，0.00001604，0.00002}。
[0088]
在步骤3，在步骤2的基础上，设计水平井的累积产油量为目标函数，不确定性参数为自变量，利用响应面优化法对自变量进行抽样，设计不同的实验方案。
[0089]
在步骤4，在步骤的基础上，利用油藏数值模拟器非常规模块运算设计的不同方案，利用飓风图统计分析不同参数的敏感性程度。由敏感性分析结果可知，影响水平井累积产油量的敏感性由强到弱依次为：基质渗透率》支撑缝裂缝半长》支撑缝渗透率》基质孔隙度》含油饱和度》天然裂缝初始含水饱和度》i方向天然裂缝密度》j方向天然裂缝密度》k方向天然裂缝密度》支撑缝裂缝开度》天然裂缝孔隙度》支撑缝初始含水饱和度》天然裂缝压缩性》基质压缩性》支撑缝应力敏感性》裂缝油水相对渗透率》基质油水相对渗透率。
[0090]
在步骤5，在步骤4的基础上，选用敏感性强的前5个作为参数作为页岩油生产历史拟合重点调整参数，5个敏感性强的参数为基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度，对这5个参数进行重点调整，得到了水平井累积产油量的拟合曲线。
[0091]
在应用本发明的具体实施例3中，在步骤1，建立页岩油水平井多段压裂油藏数值模拟模型，收集具有不确定性的油藏地质参数。不确定性的参数有基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度、支撑缝初始含水饱和度、i方向天然裂缝密度、j方向天然裂缝密度、k方向天然裂缝密度、天然裂缝初始含水饱和度、天然裂缝压缩性、基质压缩性、支撑缝应力敏感性、天然裂缝孔隙度、支撑缝裂缝开度、基质油水相对渗透率和裂缝油水相对渗透率共17项。
[0092]
在步骤2，在步骤1基础上，设定不确定性参数的最小值和最大值，按照概率相等的方法，得到不确定性参数的值。每个不确定性参数的取值范围如表1所示，每个不确定性参数取4个值进行赋值。
[0093]
表1油藏地质不确定性参数的取值范围表
[0094]
序号属性最小值最大值1基质孔隙度0.010.82基质渗透率(nd)30080003天然裂缝孔隙度0.00020.014含油饱和度0.40.655i方向天然裂缝间距38
6j方向天然裂缝间距387k方向天然裂缝间距388支撑缝裂缝半长(m)802109支撑缝渗透率(md)8001200010支撑缝裂缝开度(mm)0.021211支撑缝应力敏感性0.40.912天然裂缝初始含水饱和度0.40.8513支撑缝初始含水饱和度0.40.8514基质压缩性(kpa-1
)2
×
10-72×
10-5
15天然裂缝压缩性(kpa-1
)2
×
10-72×
10-5
[0095]
基质孔隙度＝{0.01，0.3，0.5，0.8}；
[0096]
基质渗透率＝{300，2866.7，5433.3，8000}；
[0097]
天然裂缝孔隙度＝{0.0002，0.0035，0.0067，0.01}；
[0098]
含油饱和度＝{0.4，0.48，0.57，0.65}；
[0099]
i方向天然裂缝密度＝{3，4.7，6.3，8}；
[0100]
j方向天然裂缝密度＝{3，4.7，6.3，8}；
[0101]
k方向天然裂缝密度＝{3，4.7，6.3，8}；
[0102]
支撑缝裂缝半长＝{80，123.3，166.7，210}；
[0103]
支撑缝渗透率＝{800，4533.3，8266.7，12000}；
[0104]
支撑缝裂缝开度＝{0.02，4.01，8.01，12}；
[0105]
支撑缝应力敏感性＝{0.4，0.6，0.7，0.9}；
[0106]
天然裂缝初始含水饱和度＝{0.4，0.6，0.7，0.85}；
[0107]
支撑缝初始含水饱和度＝{0.4，0.6，0.7，0.85}；
[0108]
基质压缩性＝{0.0000002，0.000007，0.000013，0.00002}；
[0109]
天然裂缝压缩性＝{0.0000002，0.000007，0.000013，0.00002}。
[0110]
在步骤3，在步骤2的基础上，设计水平井的累积产油量为目标函数，不确定性参数为自变量，利用响应面优化法对自变量进行抽样，设计不同的实验方案。
[0111]
在步骤4，在步骤的基础上，利用油藏数值模拟器非常规模块运算设计的不同方案，利用飓风图统计分析不同参数的敏感性程度。由敏感性分析结果可知，影响水平井累积产油量的敏感性由强到弱依次为：基质渗透率》支撑缝裂缝半长》支撑缝渗透率》基质孔隙度》含油饱和度》天然裂缝初始含水饱和度》i方向天然裂缝密度》j方向天然裂缝密度》k方向天然裂缝密度》支撑缝裂缝开度》天然裂缝孔隙度》支撑缝初始含水饱和度》天然裂缝压缩性》基质压缩性》支撑缝应力敏感性》裂缝油水相对渗透率》基质油水相对渗透率。
[0112]
在步骤5，在步骤4的基础上，选用敏感性强的前5个作为参数作为页岩油生产历史拟合重点调整参数，5个敏感性强的参数为基质渗透率、支撑缝裂缝半长、支撑缝渗透率、基质孔隙度、含油饱和度，对这5个参数进行重点调整，得到了水平井累积产油量的拟合曲线。
[0113]
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本
发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
[0114]
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。