本申请涉及油气开发技术领域，特别涉及一种体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置。
背景技术：
在进行油气开发前，通常需要先对油井或气井的产能进行预测，以便指导具体的油气开采。
目前，为了预测体积压裂下的水平井产能，通常是先分析体积压裂后生产井所在区域中的人工主裂缝对渗流的影响；再根据人工主裂缝对渗流的影响预测体积压裂下生产井的产能。但是，现有方法由于只是简单地考虑了人工主裂缝对渗流的影响，导致具体实施时，往往存在确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题。
针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。
技术实现要素：
本申请实施例提供了一种体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置，以解决现有方法中存在的确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题，达到综合分析不同生产阶段中不同结构区域的渗流特点、精确地确定体积压裂下的水平井产能的技术效果。
本申请实施例提供了一种体积压裂下的水平井产能的确定方法，包括：
获取体积压裂下的水平井所在的目标区域的地质特征参数；
根据体积压裂下的渗流网络结构与生产过程中的渗流特点，将所述目标区域划分为：第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域，其中，所述第一渗流区域包括人工主裂缝的渗流区域，所述第二渗流区域包括人工次级裂缝的渗流区域和SRV体积内的储层渗流区域，所述第三渗流区域包括SRV体积外的储层渗流区域；
根据压力波的传播距离，将体积压裂下的水平井的生产周期划分为：第一生产阶段、第二生产阶段、第三生产阶段；
根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。
在一个实施方式中，在将所述目标区域划分为：第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域后，所述方法还包括：
获取压裂液的温度、压裂液的质量；
根据所述压裂液的温度、所述压裂液的质量，确定所述目标区域的温度分布；
根据所述温度分布，确定所述目标区域中的原油粘度；
相应的，所述根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能，包括：
根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。
在一个实施方式中，根据所述压裂液的温度、所述压裂液的质量，确定所述目标区域的温度分布，包括：
按照以下公式，确定所述目标区域的温度分布：
其中，T(r)为目标区域中测点位置的温度，r为目标区域中测点位置到井筒的距离，T压裂液为压裂液的温度，T地层为目标区域中的地层温度，T平均为目标区域的平均温度，ΔT为目标区域的平均温度与目标区域中的地层温度的差值，Kob为目标区域中地层的顶层导热系数，t为时间，h为目标区域中储层的厚度，φ为目标区域中储层的孔隙度，(ρ0C0)为目标区域中原油的热容，(ρCP)R为目标区域中地层岩石的热容，C为压裂液的比热容，m为压裂液的质量，Mob为目标区域中地层的顶层热容。
在一个实施方式中，根据所述温度分布，确定所述目标区域中的原油粘度，包括：
按照以下公式，确定所述目标区域中的原油粘度：
其中，μ(r)为目标区域中r位置的粘度，D为目标区域中地层的顶层导热系数和顶层热容的比值，M为目标区域中储层的热容，K为压裂液的导热系数。
在一个实施方式中，根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能，包括：
按照以下公式，计算第一生产阶段的水平井产能：
其中，q1为第一生产阶段的水平井产能，wF为第一渗流区域的裂缝宽度，h为目标区域中储层的厚度，kF0为第一渗流区域的原始渗透率，kF为第一渗流区域的渗透率，ki为第二渗流区域的渗透率，αF为渗透率敏感系数，为平均地层压力，pw为井底流体压力，pe为原始地层压力，rw为井的筒半径，l1(t)为压力波在第一渗流区域的传播距离。
在一个实施方式中，根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能，包括：
按照以下公式，计算第二生产阶段的水平井产能：
其中，q2为第二生产阶段的水平井产能，wF为第一渗流区域的裂缝宽度，h为目标区域中储层的厚度，M为目标区域中储层的热容，xf为第一渗流区域的裂缝半长，pw为井底流体压力，pe为原始地层压力，l2(t)为压力波在第二渗流区域的传播距离，ki为第二渗流区域的渗透率。
在一个实施方式中，根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能，包括：
按照以下公式，计算第三阶段的水平井产能：
其中，q3为第三生产阶段的水平井产能，pe为原始地层压力，pw为井底流体压力，G为启动压力梯度，Ω总为目标区域总的渗流阻力，l3(t)为压力波在第三渗流区域的传播距离。
在一个实施方式中，按照以下公式确定目标区域总的渗流阻力：
其中，Ω1为第三渗流区域中线性流区域的渗流阻力，Ω2为第三渗流区域中径向流区域的渗流阻力，Ω3为第二渗流区域的渗流阻力。
在一个实施方式中，在确定出第一生产阶段的水平井产能、第二生产阶段的水平井产能、第三生产阶段的水平井产能后，所述方法还包括：
根据所述第一生产阶段的水平井产能、所述第二生产阶段的水平井产能、所述第三生产阶段的水平井产能，对体积压裂下的水平井所在的目标区域进行原油开采。
本申请实施例还提供了一种体积压裂下的水平井产能的确定装置，包括：
获取模块，用于获取体积压裂下的水平井所在的目标区域的地质特征参数；
第一划分模块，用于根据体积压裂下的渗流网络结构与生产过程中的渗流特点，将所述目标区域划分为：第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域，其中，所述第一渗流区域包括人工主裂缝的渗流区域，所述第二渗流区域包括人工次级裂缝的渗流区域和SRV体积内的储层渗流区域，所述第三渗流区域包括SRV体积外的储层渗流区域；
第二划分模块，用于根据压力波的传播距离，将体积压裂下的水平井的生产周期划分为：第一生产阶段、第二生产阶段、第三生产阶段；
确定模块，用于根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。
在一个实施方式中，所述装置还包括原油粘度确定模块，用于确定目标区域中的原油粘度。
在一个实施方式中，所述原油粘度确定模块包括：
获取单元，用于获取压裂液的温度、压裂液的质量；
第一确定单元，用于根据所述压裂液的温度、所述压裂液的质量，确定所述目标区域的温度分布；
第二确定单元，用于根据所述温度分布，确定所述目标区域中的原油粘度。
在本申请实施例中，由于全面考虑到体积压裂下复杂的裂缝网络结构和储层孔隙对渗流的影响，并根据具体的结构特征先将目标区域划分为多个不同的渗流区域；再根据不同的渗流区域在不同生产阶段的渗流特点，分别确定出不同生产阶段的水平井产能，从而解决了现有方法中存在的确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题，达到综合分析不同生产阶段中不同结构区域的渗流特点、精确地确定体积压裂下的水平井产能的技术效果。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是根据本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法的处理流程图；
图2是根据本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定装置的组成结构图；
图3是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置对某区域中致密油水平井进行产能确定的流程示意图；
图4是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的压裂液的注入在井筒附近形成“冷区”的示意图；
图5是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的“冷区”内原油粘度变化情况的示意图；
图6是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密油水平井体积压裂物理模型的示意图；
图7是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密油水平井体积压裂流动模型的示意图；
图8是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密储层体积压裂水平井生产中期的渗流情况的示意图；
图9是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密储层体积压裂水平井生产后期外部油藏的渗流情况的示意图；
图10是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密油压裂水平井预测累产量和实际累产量的对比结果示意图；
图11是基于本申请实施例提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法的电子设备组成结构示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。
考虑到现有方法，具体实施时往往只考虑了人工主裂缝对渗流的影响，没有全面地分析其他结构区域对渗流的影响，导致现有方法具体实施时往往存在确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题。针对产生上述技术问题的根本原因，本申请考虑到实际上除了人工主裂缝外，人工次级裂缝、体积压裂改造体积SRV(Stimulated Reservoir Volume)内的储层孔隙、以及SRV外的储层都会对油气的流动产生影响，进而影响具体的产能。为了更加准确地预测体积压裂下水平井产能，可以全面地分析体积压裂下复杂的裂缝网络结构和储层孔隙分别对渗流的具体影响，根据具体的结构特征先将目标区域划分为多个不同的渗流区域；再根据不同的渗流区域在不同生产阶段的渗流特点，分别确定出不同生产阶段的水平井产能，从而解决了现有方法中存在的确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题，达到综合分析不同生产阶段中不同结构区域的渗流特点、精确地确定体积压裂下的水平井产能的技术效果。
基于上述思考思路，本申请实施例提供了一种水平井产能的确定方法。具体请参阅图1所示的根据本申请实施方式提供的水平井产能的确定方法的处理流程图。本申请实施例提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法，具体实施时，可以包括以下步骤。
S11：获取体积压裂下的水平井所在的目标区域的地质特征参数。
在一个实施方式中，上述水平井具体可以是用于开采致密油的水平井。其中，上述致密油具体可以是指一种油孔喉相对较为细小，粘度相对较高的原油。通常上述致密油没有自然产能，需要通过水平井体积改造等方式才能进行有效的开采。当然，需要说明的上述所列举的用于开采致密油的水平井只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求，将本申请实施例提供的水平井产能的确定方法应用到其他类型的水平井上。对此，本申请不作限定。
在一个实施方式中，上述体积压裂具体可以是指通过水力压裂等形式，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，进而形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，以增加改造体积，提高油气的初始产量和最终采收率。其中，上述改造体积即SRV(Stimulated Reservoir Volume)具体是指通过体积压裂对储层实施改造，使天然裂缝不断扩张，脆性岩石产生剪切滑移，实现对天然裂缝和岩石层理的沟通的结构，具体的，上述结构通常会在主裂缝的侧向上强制形成次级裂缝(也称次生裂缝)，最终会形成天然裂缝与人工裂缝(包括主裂缝和次级裂缝)相互交错的裂缝网络，从而可以将有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，达到提高初始产量和最终采收率的目的。
在本实施方式中，上述目标区域具体可以指的是体积压裂下的水平井所在的地层区域，其中，上述地层区域包括了人工主裂缝、人工次级裂缝、储层中的天然裂缝和孔隙等结构。
在本实施方式中，上述目标区域的地质特征参数具体可以是后续用于计算体积压裂下的水平井产能所要使用的参数数据。具体的，上述目标区域的地质特征参数可以包括以下所列的参数中的多种参数：目标区域中测点位置的温度T(r)、目标区域中测点位置到井筒的距离r、压裂液的温度T压裂液、目标区域中的地层温度T地层、目标区域的平均温度T平均、目标区域中地层的顶层导热系数Kob、目标区域中储层的厚度h、目标区域中储层的孔隙度φ、目标区域中原油的热容(ρ0C0)、目标区域中地层岩石的热容(ρCP)R、压裂液的比热容C、压裂液的质量m、目标区域中地层的顶层热容Mob为、目标区域中储层的热容M、压裂液的导热系数K、不同结构的渗透率、渗透率敏感系数αF、平均地层压力井底流体压力pw、原始地层压力pe、井的筒半径rw、裂缝宽度、裂缝半长、G为启动压力梯度、目标区域总的渗流阻力Ω总等等。需要说明的是上述所列举的多种参数只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求，引入除上述所列举的参数以外的其他参数进行后续的体积压裂下的水平井产能的计算。
在本实施方式中，需要补充的是，上述所列举的目标区域的地质特征参数可以通过对目标区域进行相关的测量实验获得，也可以根据测井数据、地质背景资料以及测量实验获得的数据进行分析计算获得。对于上述目标区域的地质特征参数的具体获取方式本申请不作限定。
S12：根据体积压裂下的渗流网络结构与生产过程中的渗流特点，将所述目标区域划分为：第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域，其中，所述第一渗流区域包括人工主裂缝的渗流区域，所述第二渗流区域包括人工次级裂缝的渗流区域和SRV体积内的储层渗流区域，所述第三渗流区域包括SRV体积外的储层渗流区域。
在一个实施方式中，本申请实施例为了后续可以更加精确地预测体积压裂下水平井的产能，不同于现有方法，对体积压裂下的目标区域的渗流网络结构特征进行了全面、精细地分析研究，并不是仅仅简单地分析了主裂缝对渗流的影响，还同时深入地分析了次级裂缝、SRV内的储层基质以及天然裂缝、SRV外的储层基质以及天然裂对渗流的影响；并结合渗流机理，进一步分析了上述渗流网络中不同类型的结构体在生产过程中不同生产阶段对应渗流特点，进而可以根据不同结构体在生产过程中的不同生产阶段具体的渗流特点，将目标区域划分为不同类型的渗流区域，以便后续可以根据不同类型的渗流区域在生产过程中的具体渗流情况准确地确定出水平井的产能。
在一个实施方式中，考虑到在生产过程中，人工主裂缝中的流体渗流大多以达西流动为主，且裂缝应力敏感性相对较为显著，因此可以将上述人工主裂缝的渗流区域划分为第一渗流区域。考虑到在生产过程中，人工次级裂缝的渗流区域和SRV体积内的储层渗流区域(其中，SRV体积内的储层渗流区域包括SRV体积内的储层基质和天然裂缝)中的流体大多以达西流动为主，但基质应力敏感性则相对较为显著，因此可以将上述人工次级裂缝的渗流区域和SRV体积内的储层渗流区域划分为第二渗流区域。考虑到在生产过程中，SRV体积外的储层渗流区域(包括SRV体积外的储层基质和天然裂缝)中的流体渗流多以低速非线性流动为主，且上述流体流动通常与启动压力梯度有关，因此可以将上述SRV体积外的储层渗流区域划分为第三渗流区域。如此，后续进行具体水平井产能的确定时，可以根据不同类型的渗流区域在生产过程中对应的渗流特点，更加精确地计算出水平井产能。
S13：根据压力波的传播距离，将体积压裂下的水平井的生产周期划分为：第一生产阶段、第二生产阶段、第三生产阶段。
在一个实施方式中，考虑到由于不同类型的渗流区域具有不同的渗流特点，因此在生产过程中的不同生产阶段不同类型的渗流区域基于相应的渗流特点对生产过程中流体流动的贡献也不相同。例如，在生产初期，第一渗流区域对流体流动的贡献较为明显；在生产中期，第二渗流区域的对流体流动的贡献开始明显；而在生产末期，第三渗流区域对流体流动的贡献开始明显。因此，可以将生产过程中不同类型的渗流区域对流动流动的贡献情况，将水平井的生产周期细分为多个生产阶段，以便后续可以根据不同生产阶段中不同类型的渗流区域对流体流动的贡献情况，分别精确地确定出对应不同生产阶段的产能，进而可以准确地确定出水平井的产能。
在一个实施方式中，具体可以以压力波的传播距离作为划分依据，将体积压力下的水平的生产周期划分为三个阶段：第一生产阶段(即生产初期)、第二生产阶段(即生产中期)和第三生产阶段(即生产末期)。具体的实施时，在进行水平井开采过程会产生压力波向外传播。当压力波的传播距离小于等于裂缝半长时，可以认为该时间段内，第一渗流区域对流体的流动影响相对较大，可以将该时间段确定为第一生产阶段。当压力波的传播距离大于裂缝半长，且小于等于SRV的宽度时，可以认为该时间段内，第一渗流区域、第二渗流区域对流体的流动的影响都相对较大，第二渗流区域的贡献不能忽略，可以将该时间段确定为第二生产阶段。当压力波的传播距离大于SRV的宽度时，可以认为该时间段内，第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域对流体的流动的影响都相对较大，第二渗流区域和第三渗流区域的贡献都不能忽略，可以将该时间段确定为第三生产阶段。
S14：根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。
在本实施方式中，具体实施时，可以根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，针对性地计算得到第一生产阶段的水平井产能；可以根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，针对性地计算得到第二生产阶段的水平井产能；可以根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，针对性地计算得到第三生产阶段的水平井产能。得到了上述第一生产阶段的水平井产能、第二生产阶段的水平井产能、第三生产阶段的水平井产能即确定出了水平井产能。
在一个实施方式中，考虑到对于原油，尤其是致密油本身粘度较大，会对渗流流动产生较为明显的作用，而粘度通常受温度的影响比较大；有考虑到进行体积压裂时，通常会加入压裂液，而压裂液通常又与目标区域内的温度不同，因此体积压裂过程中压裂液的滤失会对目标区域中的温度产生影响，进而对目标区域中的原油的粘度产生影响，导致渗流流动发生变化，影响水平井产量。基于上述分析，本申请实施例为了进一步提高确定水平井产能的精确度，先确定了压裂液通过温度对原油粘度产生的影响，进而将上述影响引入到后续确定水平井产能的过程中，以计算获得更加准确的水平井产能。
在一个实施方式中，为了确定上述压裂液通过温度对原有粘度产生的影响，具体实施时，可以按照以下步骤执行：
S1：获取压裂液的温度、压裂液的质量；
S2：根据所述压裂液的温度、所述压裂液的质量，确定所述目标区域的温度分布；
S3：根据所述温度分布，确定所述目标区域中的原油粘度。
在本实施方式中，在引入了压裂液的影响确定了目标区域的原油粘度后，相应的，所述根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能，具体可以包括以下内容：根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。
在一个实施方式中，上述根据所述压裂液的温度、所述压裂液的质量，确定所述目标区域的温度分布，具体实施时，可以按照以下公式，确定所述目标区域的温度分布：
其中，T(r)具体可以为目标区域中测点位置的温度，r具体可以为目标区域中测点位置到井筒的距离，T压裂液具体可以为压裂液的温度，T地层具体可以为目标区域中的地层温度，T平均具体可以为目标区域的平均温度，ΔT具体可以为目标区域的平均温度与目标区域中的地层温度的差值，Kob具体可以为目标区域中地层的顶层导热系数，t具体可以为时间，h具体可以为目标区域中储层的厚度，φ具体可以为目标区域中储层的孔隙度，(ρ0C0)具体可以为目标区域中原油的热容，(ρCP)R具体可以为目标区域中地层岩石的热容，C具体可以为压裂液的比热容，m具体可以为压裂液的质量，Mob具体可以为目标区域中地层的顶层热容。
在一个实施方式中，上述根据所述温度分布，确定所述目标区域中的原油粘度，具体实施时，可以按照以下公式，确定所述目标区域中的原油粘度：
其中，μ(r)具体可以为目标区域中r位置的粘度，D具体可以为目标区域中地层的顶层导热系数和顶层热容的比值，M具体可以为目标区域中储层的热容，K具体可以为压裂液的导热系数。
在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式计算目标区域中地层的顶层导热系数和顶层热容的比值：
其中，D具体可以为目标区域中地层的顶层导热系数和顶层热容的比值，Kob具体可以为目标区域中地层的顶层导热系数，Mob具体可以为目标区域中地层的顶层热容。
在一个实施方式中，考虑到在第一生产阶段，主要以第一渗流区域的流体流动(即渗流)为主，而第一渗流区域又大多以达西流动为主，且裂缝应力敏感性相对较为显著，考虑到上述渗流特点，重新分析、推导了第一生产阶段的产能确定公式，相应的，上述根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能，具体实施时，可以按照以下公式，计算第一生产阶段的水平井产能：
其中，q1具体可以为第一生产阶段的水平井产能，wF具体可以为第一渗流区域的裂缝宽度，h具体可以为目标区域中储层的厚度，kF0具体可以为第一渗流区域的原始渗透率，kF具体可以为第一渗流区域的渗透率，ki具体可以为第二渗流区域的渗透率，αF具体可以为渗透率敏感系数，具体可以为平均地层压力，pw具体可以为井底流体压力，pe具体可以为原始地层压力，rw具体可以为井的筒半径，l1(t)具体可以为压力波在第一渗流区域的传播距离。
在本实施方式中，需要补充的是，具体实施时，可以按照以下公式计算压力波在第一渗流区域的传播距离：
其中，l1(t)具体可以为压力波在第一渗流区域的传播距离，Ct具体可以为第一渗流区域的裂缝综合压缩系数，具体可以为第一渗流区域的裂缝孔隙度，具体可以为平均地层压力，wF具体可以为第一渗流区域的裂缝宽度，kF具体可以为第一渗流区域的渗透率，具体可以为平均地层压力，pe具体可以为原始地层压力，αF具体可以为渗透率敏感系数。
在一个实施方式中，考虑到在第二生产阶段，第一渗流区域的流体流动(即渗流)和第二渗流区域的流体流动(即渗流)都较为明显，而第二渗流区域又大多以达西流动为主，且基质应力敏感性相对较为显著，考虑到上述渗流特点，重新分析、推导了第二生产阶段的产能确定公式，相应的，上述根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第一生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能，具体实施时，可以按照以下公式，计算第二生产阶段的水平井产能：
其中，q2具体可以为第二生产阶段的水平井产能，wF具体可以为第一渗流区域的裂缝宽度，h具体可以为目标区域中储层的厚度，M具体可以为目标区域中储层的热容，xf具体可以为第一渗流区域的裂缝半长，pw具体可以为井底流体压力，pe具体可以为原始地层压力，l2(t)具体可以压力波在第二渗流区域的传播距离，ki具体可以为第二渗流区域的渗透率。
在本实施方式中，需要补充的是，具体实施时，可以按照以下公式计算压力波在第二渗流区域的传播距离：
其中，l2(t)具体可以为压力波在第二渗流区域的传播距离，Ct具体可以为第二渗流区域的储层与微裂缝综合压缩系数，具体可以为第二渗流区域的裂缝孔隙度，具体可以为平均地层压力，ki具体可以为第二渗流区域的渗透率，具体可以为平均地层压力，pe具体可以为原始地层压力，αF具体可以为第二渗流区域的渗透率敏感系数。
在一个实施方式中，考虑到在第三生产阶段，第一渗流区域的流体流动(即渗流)、第二渗流区域的流体流动(即渗流)、第三渗流区域的流体流动(即渗流)都较为明显，而第三渗流区域中的流体渗流多以低速非线性流动为主，且上述流体流动通常与启动压力梯度有关，考虑到上述渗流特点，重新分析、推导了第三生产阶段的产能确定公式，相应的，上述根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第一生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能，具体实施时，可以按照以下公式，计算第三阶段的水平井产能：
其中，q3具体可以为第三生产阶段的水平井产能，pe具体可以为原始地层压力，pw具体可以为井底流体压力，G具体可以为启动压力梯度，Ω总具体可以为目标区域总的渗流阻力，l3(t)具体可以为压力波在第三渗流区域的传播距离。
在本实施方式中，需要补充的是，具体实施时，可以按照以下公式计算压力波在第三渗流区域的传播距离：
l3＝r＝wf+[-Q/2+((Q/2)2+(P/3)3)(1/2)](1/3)+[-Q/2-((Q/2)2+(P/3)3)(1/2)](1/3)
其中，G具体可以为启动压力梯度，αm具体可以为裂缝的应力敏感系数，Ct具体可以第三渗流区域的储层综合压缩系数，具体可以为第三渗流区域的裂缝孔隙度，具体可以为平均地层压力，ko具体可以为第三渗流区域的渗透率，具体可以为平均地层压力，pe为原始地层压力。
在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式确定目标区域总的渗流阻力：
其中，Ω1具体可以为第三渗流区域中线性流区域的渗流阻力，Ω2具体可以为第三渗流区域中径向流区域的渗流阻力，Ω3具体可以为第二渗流区域的渗流阻力。
在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式计算第二渗流区域的渗流阻力：
其中，wF具体可以为第一渗流区域的裂缝宽度，kF具体可以为第一渗流区域的渗透率，h具体可以为目标区域中储层的厚度，ki具体可以为第二渗流区域的渗透率，xf具体可以为第一渗流区域的裂缝半长，l3(t)具体可以为压力波在第三渗流区域的传播距离。
在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式计算第三渗流区域中线性流区域的渗流阻力：
其中，ko具体可以为第三渗流区域的渗透率，h具体可以为目标区域中储层的厚度，m′具体可以为是体积压裂形成的SRV的宽度，xf具体可以为第一渗流区域的裂缝半长，dp具体可以为地层压力的微分形式，qo1具体可以为第三渗流区域中平面流部分的流量，l3(t)具体可以为压力波在第三渗流区域的传播距离，G具体可以为启动压力梯度。
在一个实施方式中，具体实施时，可以按照以下公式计算第三渗流区域中径向流区域的渗流阻力：
其中，qo2具体可以为第三渗流区域中径向流部分的流量，a具体可以为预设角点半径。
在本申请实施例中，相较于现有方法，由于全面地考虑了体积压裂下复杂的裂缝网络结构和储层孔隙分别对渗流的具体影响，并根据具体的结构特征先将目标区域划分为多个不同的渗流区域；再根据不同的渗流区域在不同生产阶段的渗流特点，分别确定出不同生产阶段的水平井产能，从而解决了现有方法中存在的确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题，达到综合分析不同生产阶段中不同结构区域的渗流特点、精确地确定体积压裂下的水平井产能的技术效果。
在一个实施方式中，为了能够有效地对体积压裂下的水平井进行原油开采，在确定出第一生产阶段的水平井产能、第二生产阶段的水平井产能、第三生产阶段的水平井产能后，所述方法具体实施时还可以包括以下内容：
根据所述第一生产阶段的水平井产能、所述第二生产阶段的水平井产能、所述第三生产阶段的水平井产能，对体积压裂下的水平井所在的目标区域进行原油开采。
在本实施方式中，具体实施时，可以将计算得到的所述第一生产阶段的水平井产能、所述第二生产阶段的水平井产能、所述第三生产阶段的水平井产能作为参考依据，以指导对目标区域进行有效的原油开采。
从以上的描述中，可以看出，本申请实施例提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法，由于全面地考虑了体积压裂下复杂的裂缝网络结构和储层孔隙分别对渗流的具体影响，并根据具体的结构特征先将目标区域划分为多个不同的渗流区域；再根据不同的渗流区域在不同生产阶段的渗流特点，分别确定出不同生产阶段的水平井产能，从而解决了现有方法中存在的确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题，达到综合分析不同生产阶段中不同结构区域的渗流特点、精确地确定体积压裂下的水平井产能的技术效果；又考虑到压裂液通过温度会对目标区域中原油粘度产生影响，通过引入压裂液对原油粘度的影响，提高了确定体积压裂下水平井产能的准确度。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种体积压裂下的水平井产能的确定装置，如下面的实施例所述。由于体积压裂下的水平井产能的确定装置解决问题的原理与体积压裂下的水平井产能的确定方法相似，因此体积压裂下的水平井产能的确定装置的实施可以参见体积压裂下的水平井产能的确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的体积压裂下的水平井产能的确定装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。请参阅图2，是本申请实施例提供的体积压裂下的水平井产能的确定装置的一种组成结构图，该装置具体可以包括：获取模块21、第一划分模块22、第二划分模块23、确定模块24，下面对该结构进行具体说明。
获取模块21，具体可以用于获取体积压裂下的水平井所在的目标区域的地质特征参数；
第一划分模块22，具体可以用于根据体积压裂下的渗流网络结构与生产过程中的渗流特点，将所述目标区域划分为：第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域，其中，所述第一渗流区域包括人工主裂缝的渗流区域，所述第二渗流区域包括人工次级裂缝的渗流区域和SRV体积内的储层渗流区域，所述第三渗流区域包括SRV体积外的储层渗流区域；
第二划分模块23，具体可以用于根据压力波的传播距离，将体积压裂下的水平井的生产周期划分为：第一生产阶段、第二生产阶段、第三生产阶段；
确定模块24，具体可以用于根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。
在一个实施方式中，所述装置还包括原油粘度确定模块，具体可以用于确定目标区域中的原油粘度。具体的，上述原油粘度确定模块，包括以下结构单元：
获取单元，具体可以用于获取压裂液的温度、压裂液的质量；
第一确定单元，具体可以用于根据所述压裂液的温度、所述压裂液的质量，确定所述目标区域的温度分布；
第二确定单元，具体可以用于根据所述温度分布，确定所述目标区域中的原油粘度。
上述原油粘度确定模块与确定模块24相连，确定模块24具体实施时，可以用于根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述原油粘度、所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。
在一个实施方式中，为了能够根据所述压裂液的温度、所述压裂液的质量，确定所述目标区域的温度分布，上述第一确定单元具体实施时，可以按照以下公式，确定所述目标区域的温度分布：
其中，T(r)具体可以为目标区域中测点位置的温度，r具体可以为目标区域中测点位置到井筒的距离，T压裂液具体可以为压裂液的温度，T地层具体可以为目标区域中的地层温度，T平均具体可以为目标区域的平均温度，ΔT具体可以为目标区域的平均温度与目标区域中的地层温度的差值，Kob具体可以为目标区域中地层的顶层导热系数，t具体可以为时间，h具体可以为目标区域中储层的厚度，φ具体可以为目标区域中储层的孔隙度，(ρ0C0)具体可以为目标区域中原油的热容，(ρCP)R具体可以为目标区域中地层岩石的热容，C具体可以为压裂液的比热容，m具体可以为压裂液的质量，Mob具体可以为目标区域中地层的顶层热容。
在一个实施方式中，为了能够根据所述温度分布，确定所述目标区域中的原油粘度，上述第二确定单元具体实施时，可以按照以下公式，确定所述目标区域中的原油粘度：
其中，μ(r)具体可以为目标区域中r位置的粘度，D具体可以为目标区域中地层的顶层导热系数和顶层热容的比值，M具体可以为目标区域中储层的热容，K为压裂液的导热系数。
在一个实施方式中，为了能够根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能，上述确定模块24具体实施时，可以按照以下公式，计算第一生产阶段的水平井产能：
其中，q1具体可以为第一生产阶段的水平井产能，wF具体可以为第一渗流区域的裂缝宽度，h具体可以为目标区域中储层的厚度，kF0具体可以为第一渗流区域的原始渗透率，kF具体可以为第一渗流区域的渗透率，ki具体可以为第二渗流区域的渗透率，αF具体可以为渗透率敏感系数，具体可以为平均地层压力，pw具体可以为井底流体压力，pe具体可以为原始地层压力，rw具体可以为井的筒半径，l1(t)具体可以为压力波在第一渗流区域的传播距离。
在一个实施方式中，为了能够根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能，上述确定模块24具体实施时，可以按照以下公式，计算第二生产阶段的水平井产能：
其中，q2具体可以为第二生产阶段的水平井产能，wF具体可以为第一渗流区域的裂缝宽度，h具体可以为目标区域中储层的厚度，M具体可以为目标区域中储层的热容，xf具体可以为第一渗流区域的裂缝半长，pw具体可以为井底流体压力，pe具体可以为原始地层压力，l2(t)具体可以为压力波在第二渗流区域的传播距离，ki具体可以为第二渗流区域的渗透率。
在一个实施方式中，为了能够根据所述原油粘度、所述地质特征参数、在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能，上述确定模块24具体实施时，可以按照以下公式，计算第三阶段的水平井产能：
其中，q3具体可以为第三生产阶段的水平井产能，pe具体可以为原始地层压力，pw具体可以为井底流体压力，G具体可以为启动压力梯度，Ω总具体可以为目标区域总的渗流阻力，l3(t)具体可以为压力波在第三渗流区域的传播距离。
在一个实施方式中，上述确定模块24具体实施时可以按照以下公式确定目标区域总的渗流阻力：
其中，Ω1具体可以为第三渗流区域中线性流区域的渗流阻力，Ω2具体可以为第三渗流区域中径向流区域的渗流阻力，Ω3具体可以为第二渗流区域的渗流阻力。
在一个实施方式中，上述装置具体还可以包括施工模块，其中，上述施工模块与确定模块24相连，施工模块具体实施时，可以用于根据所述第一生产阶段的水平井产能、所述第二生产阶段的水平井产能、所述第三生产阶段的水平井产能，对体积压裂下的水平井所在的目标区域进行原油开采。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
需要说明的是，上述实施方式阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，在本说明书中，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
此外，在本说明书中，诸如第一和第二这样的形容词仅可以用于将一个元素或动作与另一元素或动作进行区分，而不必要求或暗示任何实际的这种关系或顺序。在环境允许的情况下，参照元素或部件或步骤(等)不应解释为局限于仅元素、部件、或步骤中的一个，而可以是元素、部件、或步骤中的一个或多个等。
从以上的描述中，可以看出，本申请实施例提供的体积压裂下的水平井产能的确定装置，由于全面地考虑了体积压裂下复杂的裂缝网络结构和储层孔隙分别对渗流的具体影响，并根据具体的结构特征先将目标区域划分为多个不同的渗流区域；再根据不同的渗流区域在不同生产阶段的渗流特点，分别确定出不同生产阶段的水平井产能，从而解决了现有方法中存在的确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题，达到综合分析不同生产阶段中不同结构区域的渗流特点、精确地确定体积压裂下的水平井产能的技术效果；又考虑到压裂液通过温度会对目标区域中原油粘度产生影响，通过引入压裂液对原油粘度的影响，提高了确定体积压裂下水平井产能的准确度。
在一个具体实施场景示例中，应用本申请实施例的提供体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置对某区域的体积压裂下的致密油水平井产能进行预测。具体实施过程，可以结合图3所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置对某区域中致密油水平井进行产能确定的流程示意图，参阅以下内容执行。
具体实施时，可以从压裂液滤失对原油粘度的影响、体积压裂模式下渗流区域在不同生产阶段中的渗流特点等方面进行分析，以准确地计算出上述某区域中体积压裂下的水平井产能。
1、分析压裂液滤失对原油粘度的影响。
在本实施方式中，具体实施时可以按照以下步骤分析在水平井体积压裂模式下压裂液的滤失对高粘度致密油原油粘度的影响：
步骤1：获取基本参数。具体可以包括：
a、确定温度参数，包括地层原始温度为T地层；压裂液温度为T压裂液。
b、确定压裂液参数，包括压裂液的质量m压裂液，kg；压裂液的比热容CkJ/(kg·℃)。
c、确定地层参数，包括储层厚度h，m；储层的孔隙度φ；地层岩石的热容(ρCP)R，kJ/(m3·℃)；地层原油的热容ρoCo；顶层的导热系数Kob，kJ/(m·d·℃)；其中冷区的短半轴长度b，m。
步骤2：计算压裂液滤失对地层温度的影响。
在本实施方式中，考虑到压裂液为地面注入，而且在高排量注入的时候到达地下的时间很短，可以认为T压裂液近似等于地面温度，因此有T压裂液＜T地层，从而在压裂的过程中压裂液会在井底周围形成一个温度较低的区域，称为“冷区”。具体可以参阅图4所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的压裂液的注入在井筒附近形成“冷区”的示意图。可以根据能量守恒定律，注入地层压裂液的能量改变等于油层中的能量损失和油层向顶底围岩的损失。
注入地层压裂液的热能改变可以表示为：
Qi＝m压裂液C(T压裂液-T区域平均)
由于相对于储层面积，压裂液注入的温度影响面积较小，可以近似认为温度在在冷区内线性分布，冷区的边缘温度为地层温度，冷区的中心温度为压裂液温度，冷区的平均温度
油层中的能量损失可以表示为：
QO＝AhMΔT
其中，M＝φ(ρoCo)+(1-φ)(ρCP)R为储层的热容，ΔT＝T区域平均-T地层。
油层向顶底围岩的损失可以表示为：
其中，为顶层导热系数和顶层热容之比，t是时间。
计算得到的冷区面积可以表示为：
需要说明的是，由于冷区沿着裂缝分布，近似为一个椭圆形，因此根据椭圆面积公式，对冷区内有：其中，b为冷区的短半轴长度，m。
冷区内的温度分布可以表示为：
步骤3：计算地层原油的粘度变化。
在本实施方式中，可以根据室内试验数据回归得到地层原油的粘温曲线，例如可以按照如下形式：μ＝m×Tn，将冷区内温度分布带入可以得到原油粘度的变化。以某区域中的致密油为例，某区域中的致密油的粘温曲线为：μ＝27815×T-1.69，那么冷区内原油粘度变化可以表示为：
具体可以参阅图5所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的“冷区”内原油粘度变化情况的示意图。
2、划分体积压裂模式下渗流区域。
在本实施方式中，具体实施时，由于水平井在体积压裂模式下发育有不同级别的人工裂缝、天然裂缝和基质孔隙等多重渗流介质，可以根据介质间耦合流动关系进行不同渗流区域的划分。
具体的，由于在微裂缝相对发育的致密储层中进行大规模水力压裂容易在储层里形成主裂缝和不同级别次级裂缝组合的复杂的裂缝网络系统。这个缝网系统通常是沿着人工主裂缝展开的，并且主要分布在距离人工主裂缝一定距离的范围内。因此可以将裂缝-孔隙型储层进行缝网压裂后的流体渗流区域等效为人工主裂缝中的渗流(即第一渗流区域)，次级裂缝系统和基质耦合的SRV体积内的渗流(即第二渗流区域)以及SRV体积外的致密油储层的渗流(即第三渗流区域)三个部分。具体可以参阅图6所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密油水平井体积压裂物理模型的示意图。
在生产的初期，主要是人工主裂缝中的渗流，由于具有次级裂缝，主裂缝的宽度有限，因此主要考虑达西渗流。随着生产的进行，人工主裂缝中的压力下降，SRV体积内的内部油藏开始渗流，流体从次级裂缝系统和储层耦合的内部油藏流向人工主裂缝，最后流到水平井筒中，由于内部油藏裂缝相对发育，渗流以达西渗流为主。在生产的后期，内部油藏压力下降，边界上的压力梯度达到启动压力梯度，外部油藏区域开始渗流。流体由外部油藏首先流入到内部油藏中，经由人工主裂缝，最终流入到水平井筒。
3、分析每个生产阶段的产能情况。
在本实施方式中，具体实施时，在水平井+体积压裂模式下，由于和水平井筒直接相连的是人工主裂缝，在主裂缝的外面是次级裂缝，天然微裂缝和储层基质组成的内部SRV渗流区，在建立模型的时候可以将它们等效为一种介质，通常该介质的物性比人工主裂缝差，但是优于储层基质。SRV外部是天然微裂缝和储层基质组成的外部渗流区域，同样作为一种介质来等效处理。具体可以参阅图7所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密油水平井体积压裂流动模型的示意图。
步骤1：计算生产初期的水平井产能(即第一生产阶段的水平井产能)。
生产初期为裂缝内的流动。实际的流动过程中裂缝和内部基质会一起流动，但是由于生产初期油藏压力较高，而且裂缝中的渗透率很大，流动速度比较快，相比较之下基质中的流速非常小，可以忽略不计，因此可以认为开始的时候只有裂缝中流动。在试井曲线中，初期的线性流动阶段也说明了这个假设的可行性。
运动方程如下：
在裂缝中远离井筒的流动为沿着裂缝的平行流动，在靠近井筒的区域具有汇流影响。远离井筒的线性流方程如下：
考虑到井筒汇流造成的表皮有：
通过实验数据回归得到裂缝的应力敏感性方程，即：
k＝k0exp[αF(p-pe)]
单条裂缝四分之一区域的渗流有：
可以使用稳态迭代的方法来进行非稳态渗流的计算，每个时间步都是稳态生产。对于稳态来说每一个截面上的流量都相同，但是对于应力敏感性来说，每一个截面上压力不同会导致渗透率不同，也就没办法做到任取一个截面进行计算。但是由于渗透率和压力相关，而平面线性流动中的压力是线性分布的，那么渗透率的变化也是线性分布的。进行计算的时候就可以近似用平均地层压力代替每个点的压力进行应力敏感性的计算，因此有：
考虑到裂缝中的汇流表皮可以得到裂缝孔隙型储层缝网压裂主裂缝中的压力分布：
化简后得到生产初期的产能公式：
步骤2：计算生产中期的水平井产能(即第二生产阶段的水平井产能)。
在致密储层缝网压裂的生产中期，随着裂缝中压力的下降，SRV内的次级裂缝，人工裂缝和基质也都参与到流动中来，这个时候的模型分成内部油藏的渗流和人工裂缝中的渗流两部分来考虑。具体可以参阅图8所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密储层体积压裂水平井生产中期的渗流情况的示意图。
内部油藏的渗流
油藏内部的渗流连续性方程为：
由于SRV体积内的渗流为达西渗流，运动方程为：
内部油藏区域内的压力分布：
在人工主裂缝中，考虑到压敏效应的影响得到连续性方程为：
出于计算的复杂性的考虑，可以近似认为：
为了表述方便，可以设为：
又考虑到井筒附近汇集作用造成的附加压力降落，可以得到压力分布方程：
其中，四分之一区域的产量为：
步骤3：计算生产后期的水平井产能(即第三生产阶段的水平井产能)。
在致密储层缝网压裂的生产后期，随着内部油藏压力的下降，外部油藏区域开始渗流，将外部油藏区域的渗流划分为平行于内外油藏边界的平面线性流和指向内外油藏边界定点的四个扇形渗流区域，利用等效渗流阻力法进行生产后期的产能计算。具体可以参阅图9所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密储层体积压裂水平井生产后期外部油藏的渗流情况的示意图。
内部油藏产能有：
继而可以计算内部油藏的渗流阻力：
由于外部油藏主要为致密储层的基质，发育纳微米级孔喉，渗流以低速非线性渗流为主，运动方程为：
其中，voo是外部渗流的流速，m；koo是外部油藏的渗透率，mD；poo是外部油藏的油藏压力，MPa。
外部油藏渗流区域中平面流部分的流量有：
qo1＝2(2xf+m)hvo1
其中，qo1是平面流部分的流量；m是SRV的宽度，m；vo1是平面流动的流体速度，m/s。
外部油藏渗流区域中径向流部分的流量为：
qo2＝2πrhvo2
其中，qo2是径向流部分的流量；vo2是平面流动的流体速度，m/s。
平面线性渗流时候的流量为：
外部油藏平面流动部分的渗流阻力为：
径向渗流时候的流量为：
又考虑到事实上在外部油藏内边界的角点上是没有流量的，角点在数学概念上是一个无穷小的点，计算一个无穷小的点的流量是没有意义的，因此可以认为在角点附件的很小的区域内才有流量，这个区域的半径为a。
计算得到径向渗流的渗流阻力为：
又由等效渗流阻力法可知，外部油藏的径向流和线性流是并联关系，外部油藏和内部油藏中的渗流是串联关系，因此可以计算整个渗流区域的等效渗流阻力：
因此，生产后期的产能为：
继而，可以按照上述分析的结论，在产能公式的基础上，根据不同井底流压的变化，可以计算对应生产阶段的水平井产量，以确定水平井产能。参阅图10所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密油压裂水平井预测累产量和实际累产量的对比结果示意图，可知通过本申请实施例提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置获得的致密油压裂水平井预测累产量和实际累产量吻合度较高，即较为准确。
通过上述场景示例，验证了本申请实施例提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法和装置，由于全面地考虑了体积压裂下复杂的裂缝网络结构和储层孔隙分别对渗流的具体影响，并根据具体的结构特征先将目标区域划分为多个不同的渗流区域；再根据不同的渗流区域在不同生产阶段的渗流特点，分别确定出不同生产阶段的水平井产能，确实解决了现有方法中存在的确定体积压裂下水平井产能不准确的技术问题，达到综合分析不同生产阶段中不同结构区域的渗流特点、精确地确定体积压裂下的水平井产能的技术效果。
本申请实施方式还提供了一种电子设备，具体可以参阅图11所示的基于本申请实施例提供的体积压裂下的水平井产能的确定方法的电子设备组成结构示意图，所述电子设备具体可以包括输入设备1101、处理器1102、存储器1103。其中，所述输入设备1101具体可以输入体积压裂下的水平井所在的目标区域的地质特征参数。所述处理器1102具体可以用于根据体积压裂下的渗流网络结构与生产过程中的渗流特点，将所述目标区域划分为：第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域，其中，所述第一渗流区域包括人工主裂缝的渗流区域，所述第二渗流区域包括人工次级裂缝的渗流区域和SRV体积内的储层渗流区域，所述第三渗流区域包括SRV体积外的储层渗流区域；根据压力波的传播距离，将体积压裂下的水平井的生产周期划分为：第一生产阶段、第二生产阶段、第三生产阶段；根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。所述存储器1103具体可以用于存储输入的地质特征参数，以及计算过程中出现的中间数据。
在本实施方式中，所述输入设备具体可以是用户和计算机系统之间进行信息交换的主要装置之一。所述输入设备可以包括键盘、鼠标、摄像头、扫描仪、光笔、手写输入板、语音输入装置等；输入设备用于把原始数据和处理这些数的程序输入到计算机中。所述输入设备还可以获取接收其他模块、单元、设备传输过来的数据。所述处理器可以按任何适当的方式实现。例如，处理器可以采取例如微处理器或处理器以及存储可由该(微)处理器执行的计算机可读程序代码(例如软件或固件)的计算机可读介质、逻辑门、开关、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器的形式等等。所述存储器具体可以是现代信息技术中用于保存信息的记忆设备。所述存储器可以包括多个层次，在数字系统中，只要能保存二进制数据的都可以是存储器；在集成电路中，一个没有实物形式的具有存储功能的电路也叫存储器，如RAM、FIFO等；在系统中，具有实物形式的存储设备也叫存储器，如内存条、TF卡等。
在本实施方式中，该电子设备具体实现的功能和效果，可以与其它实施方式对照解释，在此不再赘述。
本说申请实施方式中还提供了一种基于体积压裂下的水平井产能的确定方法的计算机存储介质，所述计算机存储介质存储有计算机程序指令，在所述计算机程序指令被执行时实现：获取体积压裂下的水平井所在的目标区域的地质特征参数；根据体积压裂下的渗流网络结构与生产过程中的渗流特点，将所述目标区域划分为：第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域，其中，所述第一渗流区域包括人工主裂缝的渗流区域，所述第二渗流区域包括人工次级裂缝的渗流区域和SRV体积内的储层渗流区域，所述第三渗流区域包括SRV体积外的储层渗流区域；根据压力波的传播距离，将体积压裂下的水平井的生产周期划分为：第一生产阶段、第二生产阶段、第三生产阶段；根据所述地质特征参数和在所述第一生产阶段中第一渗流区域的渗流特点，确定第一生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第二生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域的渗流特点，确定第二生产阶段的水平井产能；根据所述地质特征参数和在所述第三生产阶段中第一渗流区域、第二渗流区域、第三渗流区域的渗流特点，确定第三生产阶段的水平井产能。
在本实施方式中，上述存储介质包括但不限于随机存取存储器(RandomAccess Memory，RAM)、只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、缓存(Cache)、硬盘(Hard DiskDrive，HDD)或者存储卡(Memory Card)。所述存储器可以用于存储计算机程序指令。网络通信单元可以是依照通信协议规定的标准设置的，用于进行网络连接通信的接口。
在本实施方式中，该计算机存储介质存储的程序指令具体实现的功能和效果，可以与其它实施方式对照解释，在此不再赘述。
尽管本申请内容中提到不同的具体实施例，但是，本申请并不局限于必须是行业标准或实施例所描述的情况等，某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、处理、输出、判断方式等的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。
虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或客户端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。
上述实施例阐明的装置或模块等，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。
本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储储层中。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储储层中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的实施方式包括这些变形和变化而不脱离本申请。