非均质储层套管射孔工艺优化方法、装置、介质和设备与流程

1.本发明属于深水非均质储层套管射孔工艺优化技术领域，具体涉及一种非均质储层套管射孔工艺优化方法、装置、介质和设备。


背景技术：

2.一般目前油气资源勘探与开发向“深、低、海、非”等方向发展，深水储层非均质性强，储层的非均质性和无差异的射孔工艺对产能影响较大。为提高深水油气井产能，针对不同的储层特性，建立基于产能最大的差异化的射孔工艺，为深水油气增储上产提供技术支撑。
3.海上现有射孔工艺均属于常规无差异，孔径、孔密度、相位角和穿深等参数，针对不同储层的射孔方案差异性较小，无差别的射孔工艺无法最大限度的解放产能。为提高油气井产能，针对不同的岩性，优化射孔工艺参数，保证产能最大将极大的提升开采效率。


技术实现要素：

4.针对上述问题，本发明的一个目的是提供一种非均质储层套管射孔工艺优化方法、装置、介质和设备，针对非均质储层物理或力学参数离散化明显的特征，开展工况评价分级；确定各分级内最优化的射孔工艺参数，基于确定的射孔工艺参数，形成产能预测新方法，为油田现场增储上产提供技术支撑。
5.为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
6.本发明的第一方面提供一种非均质储层套管射孔工艺优化方法，包括步骤：
7.对非均质储层的物理或力学性质进行分级；
8.根据对非均质储层的物理或力学性质分级的情况，建立不同的层级和射孔工艺参数的量化关系；
9.根据不同的层级和射孔工艺参数的量化关系，基于射孔套管剩余抗挤强度最大和产能最大，优化射孔工艺参数；
10.确定不同分级工况下最优化的射孔工艺参数对应的最大产能，分析最大产能随时间的变化规律，指导深水油田现场高效增储上产。
11.进一步地，对非均质储层的物理或力学性质进行分级具体包括步骤：
12.将不同的非均质储层的物理或力学性质参数分别标识为x1，x2，
…
，xi，
…
， xn，共计n个参数；
13.收集相邻区块储层相关性能参数，确定n个所述参数的离散性，并对n个所述参数进行数据标准化处理；
14.完成物理或力学性能参数标准化后，对每个参数标准化后的值进行赋权，所述赋权具体采用计算熵的方式；
15.再通过计算的所述熵确定各物理或力学参数的权重；
16.根据所述权重划分指标等级。
17.进一步地，利用公式(1)进行数据标准化处理：
[0018][0019]
xi为标准化之前的值；
[0020]
yi为标准化之后的值。
[0021]
进一步地，对每个参数标准化后的值进行赋权，所述赋权具体采用计算熵的方式，具体采用公式(2)进行计算熵：
[0022][0023]
其中：
[0024]
如果pi＝0，则定义
[0025]
进一步地，再通过熵确定各物理或力学参数的权重，具体利用公式(3)计算权重：
[0026][0027]
其中，ωi指的是目标储层对应的权重。
[0028]
进一步地，所述指标分级的情况具体为：
[0029]
第1级：ωi的数值范围为(0-0.1]；
[0030]
第2级：ωi的数值范围为(0.1-0.2]；
[0031]
第3级：ωi的数值范围为(0.2-0.3]；
[0032]
第4级：ωi的数值范围为(0.3-0.4]；
[0033]
第5级：ωi的数值范围为(0.4-0.4以上]。
[0034]
进一步地，所述建立不同的层级和射孔工艺参数的量化关系，具体为公式 (4)：
[0035][0036]
其中：q
max
为产能最大值，x为孔密，d为孔径，为孔径，h为穿深。
[0037]
本发明的第二方面提供一种非均质储层套管射孔工艺优化装置，包括：
[0038]
第一处理单元，用于对非均质储层的物理或力学性质进行分级；
[0039]
第二处理单元，用于根据对非均质储层的物理或力学性质分级的情况，建立不同的层级和射孔工艺参数的量化关系；
[0040]
第三处理单元，用于根据不同的层级和射孔工艺参数的量化关系，基于射孔套管剩余抗挤强度最大和产能最大，优化射孔工艺参数；
[0041]
第四处理单元，用于确定不同分级工况下最优化的射孔工艺参数对应的最大产能，分析最大产能随时间的变化规律，指导深水油田现场高效增储上产。
[0042]
本发明的第三方面提供一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序用于被处理器执行时实现所述的非均质储层套管射孔工艺优化方法。
[0043]
本发明的第四方面提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现
所述的非均质储层套管射孔工艺优化方法。
[0044]
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
[0045]
本发明主要考虑深水储层地质的非均匀性，建立储层非均质特性、射孔参数和产能最大的最优关系模型，为深水增储上产提供技术方法。针对储层的非均质特性，本专利提出采用归一性方法实现现场数据的分级，为不同埋深、不同岩性储层提供统一的方法，具有普遍性。
[0046]
考虑到海洋深水地质储层的非均质特征，现阶段采用无差别的射孔工艺势必造成建井效率低下，产能较低。本发明专利从海洋深水储层物理或力学特性，开展系统分级评价，实现所有相关参数的归一化处理，形成分级方法，针对各分级内，优化射孔工艺，形成产能预测方法，实现产能预测的最大化，为海洋深水油气资源的高效开发提供技术支撑。本发明具有如下优点：
[0047]
1、明确的提出了非均质储层各物理或力学参数归一化处理方法；
[0048]
2、采用经典的分级方法应用到海洋深水领域，形成差异化的射孔工艺优化设计方法；
[0049]
3、形成了一种新的产能预测方法，该方法精度更高。
附图说明
[0050]
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。在整个附图中，用相同的附图标记表示相同的部件。
[0051]
在附图中：
[0052]
图1是本发明提供的非均质储层套管射孔工艺的流程图。
具体实施方式
[0053]
下面将参照附图更详细地描述本发明的示例性实施方式。虽然附图中显示了本发明的示例性实施方式，然而应当理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了能够更透彻地理解本发明，并且能够将本发明的范围完整的传达给本领域的技术人员。
[0054]
如图1所示，本发明的实施例提供了一种非均质储层套管射孔工艺优化方法，包括步骤：
[0055]
s1、对非均质储层的物理或力学性质进行分级；
[0056]
s2、根据对非均质储层的物理或力学性质分级的情况，建立不同的层级和射孔工艺参数的量化关系；
[0057]
s3、根据不同的层级和射孔工艺参数的量化关系，基于射孔套管剩余抗挤强度最大和产能最大，优化射孔工艺参数；
[0058]
s4、确定不同分级工况下最优化的射孔工艺参数对应的最大产能，分析最大产能随时间的变化规律，指导深水油田现场高效增储上产。
[0059]
针对非均质储层物理或力学参数离散化明显的特征，开展工况评价分级；确定各分级内最优化的射孔工艺参数，基于确定的射孔工艺参数，形成产能预测新方法，为油田现
场增储上产提供技术支撑。
[0060]
所述对对非均质储层的物理或力学性质进行分级具体包括：
[0061]
(1)数据标准化
[0062]
非均质储层的物理性质和力学性质参数分别表示为x1，x2，
…
，xi，
…
， xn，共计n个参数。
[0063]
收集相邻区块储层相关性能参数，确定n个所述参数的离散性，并对n 个所述参数进行数据标准化处理，数据标准化处理公式如公式(1)所示：
[0064][0065]
xi为标准化之前的值；
[0066]
yi为标准化之后的值。
[0067]
(2)指标赋权
[0068]
完成目标区块相关物理或力学性能参数标准化后，对每个参数的指标进行赋权。考虑到物理或力学参数较多且数据复杂，为了保证客观性，具体采用熵(ei)的方式进行计算：
[0069][0070]
其中：
[0071]
如果pi＝0，则定义
[0072]
(3)划分指标等级
[0073]
根据数据标准化的值，计算熵，再通过熵确定各物理或力学参数的权重，计算公式如下：
[0074][0075]
根据权重，对目标储层进行分级，其中
[0076]
第1级：ωi的数值范围为(0-0.1]；
[0077]
第2级：ωi的数值范围为(0.1-0.2]；
[0078]
第3级：ωi的数值范围为(0.2-0.3]；
[0079]
第4级：ωi的数值范围为(0.3-0.4]；
[0080]
第5级：ωi的数值范围为(0.4-0.4以上]。
[0081]
针对目标区块物理或力学性能分级情况，建立地质储层层级和射孔工艺参数(孔密、孔径、相位、穿深)等的量化关系，如公式(4)所示，基于射孔套管剩余抗挤强度最大和产能最大，分级优化射孔工艺参数。
[0082][0083]
其中：q
max
为产能最大值，x为孔密，d为孔径，为孔径，h为穿深。
[0084]
基于试验或者理论方法，建立不同储层产能最大的最优射孔工艺。
[0085]
射孔套管由于其结构非完整，随着孔密数量的增加和孔径增大，射孔套管的剩余抗挤强度较低，当射孔套管的剩余抗挤强度低于地层压力，射孔套管会发生挤毁失效。孔密和孔径不能持续增加，但是储层产能又随着孔径和孔密的增加持续增加，因此，需要综合考虑，形成最优关系，既能保证射孔套管服役安全，同时实现产能最大。
[0086]
针对深水射孔井产能预测经典模型，确定不同分级工况下最优化的射孔工艺参数对应的最大产能，分析最大产能随时间的变化规律，指导深水油田现场高效增储上产。
[0087]
所述模型可以为气水两相可压缩渗流产能预测模型，结合公式(5)、(6) 和(7)所示：
[0088][0089]
sg sw＝1
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)
[0090]
p
cgw
＝p
g-pwꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
[0091]
其中：pg、pw、p
cgw
分别为储层岩石中的气体压力、液体压力和毛细管压力，pa；sg、sw分别为岩石中气体和液体的饱和度，％，ρ为密度，g为重力加速度，k为渗透率，μ为泊松比，q为流量，为体积。h(x，y)为微元变高，均高时间微元δt，b为体积系数，下标为g表示气体，下标为w为液体。
[0092]
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所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；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。