CN110362853B - 页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法及设备 - Google Patents

页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法及设备 Download PDF

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Abstract

本发明实施例提供的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法及设备，方法包括：建立水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程；并设定水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程；然后根据方程进行求解得到返排参数，最后根据全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率，能够准确反映不同尺度裂缝返排液对全井返排液量的影响，可为实际压裂施工提供重要参考依据。

Description

页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法及设备
技术领域
本发明实施例涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法及设备。
背景技术
随着非常规油气资源的发展，页岩气已然成为当前油气资源的开发重要组成部分。页岩储层具有低孔隙度、低渗透率、天然裂缝发育和毛管压力大的储层特征。页岩气田大规模开发的经验表明，实现页岩气工业开采的关键技术在于大规模体积压裂技术，压裂后在储层形成复杂的裂缝网络，作为页岩气开采的通道。在施工时，为了降低压裂液对储层的伤害，需要将压裂返排出地层，大量现场数据显示，页岩气井的返排率远低于常规井，大约为10％～20％。目前，全井返排液量的数据采集已经引起气田现场的重视。
当前，传统的对页岩气压裂井的返排液量分析，只是从宏观的全井的返排液量的数据进行采集分析。而页岩气井经体积压裂后，地层形成了水力主缝—次级裂缝—天然裂缝—基质的多孔介质。水力主缝为厘米级，次级裂缝为毫米级，天然裂缝为微米级，基质为纳米级。体积压裂施工过程中压裂液进入不同尺度裂缝的液量不同，使得不同尺度裂缝对返排液量的贡献率也不同，然而目前宏观的全井的返排液量的数据进行采集分析无法反映不同尺度裂缝返排液对全井返排液量影响。
发明内容
本发明实施例提供一种页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法及设备，以解决现有技术中宏观的全井的返排液量的数据进行采集分析无法反映不同尺度裂缝返排液对全井返排液量影响，无法为实际压裂施工提供重要参考依据的技术问题。
第一方面，本发明实施例提供一种页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法，包括：
建立水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程；
设定所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程；
根据所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行求解，得到全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数；
根据所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定所述水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率。
在一种可能的设计中，所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数，包括：
全井返排速率和全井累积返排量；
水力主缝返排速率和水力主缝累积返排量；
次级裂缝返排速率和次级裂缝累积返排量；
天然裂缝返排速率和天然裂缝累积返排量。
在一种可能的设计中，根据所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行求解，得到全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数，包括：
采用有限差分法对所述全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行偏微分方程差分离散，得到离散的线性方程；
对离散后的线性方程联立得到线性方程组，将初始条件方程、边界条件方程和辅助方程代入所述线性方程组后，进行迭代法求解，得到水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数。
在一种可能的设计中，所述根据所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定所述水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率，包括：
水力主缝返排速率贡献率等于水力主缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
次级裂缝返排速率贡献率等于次级裂缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
天然裂缝返排速率贡献率等于天然裂缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
水力主缝返排液量累积贡献率等于水力主缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％；
次级裂缝返排液量累积贡献率等于次级裂缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％；
天然裂缝返排液量累积贡献率等于天然裂缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％。
在一种可能的设计中，所述水力主缝的水相流动方程为：
Figure GDA0002944450320000031
其中，
Figure GDA0002944450320000032
Figure GDA0002944450320000033
Figure GDA0002944450320000034
Figure GDA0002944450320000035
Figure GDA0002944450320000036
Figure GDA0002944450320000041
其中，ρw为水的密度，g/cm3；φF为水力主缝孔隙度；
Figure GDA0002944450320000042
为水力主缝含水饱和度；
Figure GDA0002944450320000043
为水力主缝水相流动速度，cm/s；
Figure GDA0002944450320000044
为注入水或返排水的质量流量，正值为注入量，负值为返排量，g/(cm3·s)；
Figure GDA0002944450320000045
为水力主缝和次级裂缝间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由水力主缝流入次级裂缝，负值表示由次级裂缝流入水力主缝；Cw为水的压缩系数，bar-1；ρw0为水相初始密度，g/cm3；p0为原始地层压力，bar；kF为水力主缝渗透率，μm2；
Figure GDA0002944450320000046
为水力主缝水相相对渗透率；ηw为水相粘度，mPa·s；
Figure GDA0002944450320000047
为水力主缝水相压力，bar；
Figure GDA0002944450320000048
为水力主缝初始渗透率，μm2；dF为人工裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α1为从人工裂缝向次级裂缝窜流时的形状因子，cm-2；α4为人工裂缝与井筒间的形状因子，cm-2；
Figure GDA0002944450320000049
为次级裂缝水相压力，bar；
Figure GDA00029444503200000410
为水力主缝初始孔隙度；
所述水力主缝的气相流动方程为：
Figure GDA00029444503200000411
其中，
Figure GDA00029444503200000412
Figure GDA00029444503200000413
Figure GDA00029444503200000414
Figure GDA00029444503200000415
其中，ρg为页岩气的密度，g/cm3；
Figure GDA00029444503200000416
为水力主缝含气饱和度；
Figure GDA00029444503200000417
为水力主缝气相流速，cm/s；
Figure GDA00029444503200000418
为水力主缝和次级裂缝间的气相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由水力主缝流入次级裂缝，负值表示由次级裂缝流入水力主缝；
Figure GDA00029444503200000419
为返排气的质量流量，g/cm3·s，注入过程为0；
Figure GDA00029444503200000420
为水力主缝气相压力，bar；Mg为天然气的分子量，g/mol；Z为天然气的压缩因子；R为理想气体常数，R＝83.14bar·cm3/(mol·K)；T为地层温度，K；
Figure GDA00029444503200000421
为水力主缝气相相对渗透率；ηg为气相粘度，mPa·s；β为高速非达西系数，cm-1；
Figure GDA0002944450320000051
为次级裂缝气相压力，bar。
在一种可能的设计中，所述次级裂缝的水相流动方程为：
Figure GDA0002944450320000052
其中，
Figure GDA0002944450320000053
Figure GDA0002944450320000054
Figure GDA0002944450320000055
Figure GDA0002944450320000056
Figure GDA0002944450320000057
其中，φs为次级裂缝孔隙度；
Figure GDA0002944450320000058
为次级裂缝含水饱和度；
Figure GDA0002944450320000059
为次级裂缝水相流动速度，cm/s；
Figure GDA00029444503200000510
为次级裂缝和天然裂缝间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由次级裂缝流入天然裂缝，负值表示由天然裂缝流入次级裂缝；
Figure GDA00029444503200000511
为次级裂缝初始孔隙度；
Figure GDA00029444503200000512
为次级裂缝初始渗透率，μm2；ds为次级裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α2为从次级裂缝与天然裂缝间的形状因子，cm-2；
Figure GDA00029444503200000513
为天然裂缝处水相压力，bar；
所述次级裂缝的气相流动方程为：
Figure GDA00029444503200000514
其中，
Figure GDA00029444503200000515
Figure GDA00029444503200000516
Figure GDA00029444503200000517
其中，
Figure GDA0002944450320000061
为次级裂缝内含气饱和度；
Figure GDA0002944450320000062
为次级裂缝处的气相流动速度，cm/s；krg s为次级裂缝气相相对渗透率；
Figure GDA0002944450320000063
为次级裂缝与天然裂缝间的气相窜流量，g/(cm3·s)；
Figure GDA0002944450320000064
为天然裂缝处气相压力，bar。
在一种可能的设计中，所述天然裂缝的水相流动方程为：
Figure GDA0002944450320000065
其中，
Figure GDA0002944450320000066
Figure GDA0002944450320000067
Figure GDA0002944450320000068
Figure GDA0002944450320000069
Figure GDA00029444503200000610
其中，φf为天然裂缝孔隙度；
Figure GDA00029444503200000611
为天然裂缝含水饱和度；
Figure GDA00029444503200000612
为天然裂缝水相流动速度，cm/s；
Figure GDA00029444503200000613
为天然裂缝和基质间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由天然裂缝流入基质，负值表示由基质流入天然裂缝；
Figure GDA00029444503200000614
为天然裂缝初始孔隙度；kf为天然裂缝渗透率，μm2；
Figure GDA00029444503200000615
为天然裂缝水相相对渗透率；
Figure GDA00029444503200000616
为天然裂缝初始渗透率，μm2；df为天然裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α3为从天然裂缝与基质间的形状因子，cm-2；
Figure GDA00029444503200000617
为基质处水相压力，bar；λ为膜效率，无因次；Vw为水的偏摩尔体积，10m3/kmol；xf和xm分别为天然裂缝处和基质处的水活度；
所述天然裂缝的气相流动方程为：
Figure GDA00029444503200000618
其中，
Figure GDA00029444503200000619
Figure GDA00029444503200000620
Figure GDA0002944450320000071
其中，
Figure GDA0002944450320000072
为天然裂缝内含气饱和度；
Figure GDA0002944450320000073
为天然裂缝处的气相流动速度，cm/s；
Figure GDA0002944450320000074
为天然裂缝气相相对渗透率；
Figure GDA0002944450320000075
为天然裂缝与基质间的气相窜流量，g/(cm3·s)；
Figure GDA0002944450320000076
为基质处气相压力，bar。
在一种可能的设计中，所述基质的水相流动方程为：
Figure GDA0002944450320000077
其中，
Figure GDA0002944450320000078
Figure GDA0002944450320000079
Figure GDA00029444503200000710
Figure GDA00029444503200000711
其中，φm为基质度；
Figure GDA00029444503200000712
为基质含水饱和度；
Figure GDA00029444503200000713
为基质水相流动速度，cm/s；
Figure GDA00029444503200000714
为基质原始孔隙度；
Figure GDA00029444503200000715
为基质水相压力，bar；km为基质渗透率，μm2；
Figure GDA00029444503200000716
为基质水相相对渗透率；
Figure GDA00029444503200000717
为基质初始渗透率，μm2；dm为基质应力敏感系数，bar-1；
所述基质的气相流动方程为：
Figure GDA00029444503200000718
其中，
Figure GDA00029444503200000719
Figure GDA00029444503200000720
Figure GDA00029444503200000721
Figure GDA00029444503200000722
其中，
Figure GDA0002944450320000081
为基质含气饱和度；ρR为烃源岩密度，g/cm3；ρgsc为标准状况下天然气密度，g/cm3；
Figure GDA0002944450320000082
为烃源岩体积与储层总体积之比；VL为朗格缪尔体积，cm3/g；pL为朗格缪尔压力，bar；
Figure GDA0002944450320000083
为基质气相流动速度，cm/s，
Figure GDA0002944450320000084
为基质气相相对渗透率。
第二方面，本发明实施例提供一种页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定设备，包括：至少一个处理器和存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；
所述至少一个处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，使得所述至少一个处理器执行如上第一方面以及第一方面各种可能的设计所述的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法。
第三方面，本发明实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如上第一方面以及第一方面各种可能的设计所述的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法。
本发明实施例提供的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法及设备，该方法首先建立水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程；并设定水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程；然后根据水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行求解，得到全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数；最后根据全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率，由于可以获取不同尺度裂缝返排液的贡献率，能够准确反映不同尺度裂缝返排液对全井返排液量的影响，可为实际压裂施工提供重要参考依据。
附图说明
为了更清楚地说明本发明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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，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为本发明实施例提供的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法的流程示意；
图2为本发明实施例提供的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定装置的结构示意图；
图3为本发明实施例提供的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定设备的硬件结构示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
参考图1，图1为本发明实施例提供的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法的流程示意图，本的执行主体可以为终端，也可以为服务器，本实施例此处不做特别限制。如图1所示，该方法包括：
S101：建立水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程。
在本实施例中，所述水力主缝的水相流动方程为：
Figure GDA0002944450320000091
其中，
Figure GDA0002944450320000092
Figure GDA0002944450320000093
Figure GDA0002944450320000094
Figure GDA0002944450320000101
Figure GDA0002944450320000102
Figure GDA0002944450320000103
其中，ρw为水的密度，g/cm3；φF为水力主缝孔隙度；
Figure GDA0002944450320000104
为水力主缝含水饱和度；
Figure GDA0002944450320000105
为水力主缝水相流动速度，cm/s；
Figure GDA0002944450320000106
为注入水或返排水的质量流量，正值为注入量，负值为返排量，g/(cm3·s)；
Figure GDA0002944450320000107
为水力主缝和次级裂缝间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由水力主缝流入次级裂缝，负值表示由次级裂缝流入水力主缝；Cw为水的压缩系数，bar-1；ρw0为水相初始密度，g/cm3；p0为原始地层压力，bar；kF为水力主缝渗透率，μm2；
Figure GDA0002944450320000108
为水力主缝水相相对渗透率；ηw为水相粘度，mPa·s；
Figure GDA0002944450320000109
为水力主缝水相压力，bar；
Figure GDA00029444503200001010
为水力主缝初始渗透率，μm2；dF为人工裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α1为从人工裂缝向次级裂缝窜流时的形状因子，cm-2；α4为人工裂缝与井筒间的形状因子，cm-2；
Figure GDA00029444503200001011
为次级裂缝水相压力，bar；
Figure GDA00029444503200001012
为水力主缝初始孔隙度；
所述水力主缝的气相流动方程为：
Figure GDA00029444503200001013
其中，
Figure GDA00029444503200001014
Figure GDA00029444503200001015
Figure GDA00029444503200001016
Figure GDA00029444503200001017
其中，ρg为页岩气的密度，g/cm3；
Figure GDA00029444503200001018
为水力主缝含气饱和度；
Figure GDA00029444503200001019
为水力主缝气相流速，cm/s；
Figure GDA00029444503200001020
为水力主缝和次级裂缝间的气相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由水力主缝流入次级裂缝，负值表示由次级裂缝流入水力主缝；
Figure GDA0002944450320000111
为返排气的质量流量，g/cm3·s，注入过程为0；
Figure GDA0002944450320000112
为水力主缝气相压力，bar；Mg为天然气的分子量，g/mol；Z为天然气的压缩因子；R为理想气体常数，R＝83.14bar·cm3/(mol·K)；T为地层温度，K；
Figure GDA0002944450320000113
为水力主缝气相相对渗透率；ηg为气相粘度，mPa·s；β为高速非达西系数，cm-1；
Figure GDA0002944450320000114
为次级裂缝气相压力，bar。
在本实施例中，所述次级裂缝的水相流动方程为：
Figure GDA0002944450320000115
其中，
Figure GDA0002944450320000116
Figure GDA0002944450320000117
Figure GDA0002944450320000118
Figure GDA0002944450320000119
Figure GDA00029444503200001110
其中，φs为次级裂缝孔隙度；
Figure GDA00029444503200001111
为次级裂缝含水饱和度；
Figure GDA00029444503200001112
为次级裂缝水相流动速度，cm/s；
Figure GDA00029444503200001113
为次级裂缝和天然裂缝间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由次级裂缝流入天然裂缝，负值表示由天然裂缝流入次级裂缝；
Figure GDA00029444503200001114
为次级裂缝初始孔隙度；
Figure GDA00029444503200001115
为次级裂缝初始渗透率，μm2；ds为次级裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α2为从次级裂缝与天然裂缝间的形状因子，cm-2；
Figure GDA00029444503200001116
为天然裂缝处水相压力，bar；
所述次级裂缝的气相流动方程为：
Figure GDA00029444503200001117
其中，
Figure GDA00029444503200001118
Figure GDA0002944450320000121
Figure GDA0002944450320000122
其中，
Figure GDA0002944450320000123
为次级裂缝内含气饱和度；
Figure GDA0002944450320000124
为次级裂缝处的气相流动速度，cm/s；krg s为次级裂缝气相相对渗透率；
Figure GDA0002944450320000125
为次级裂缝与天然裂缝间的气相窜流量，g/(cm3·s)；
Figure GDA0002944450320000126
为天然裂缝处气相压力，bar。
在本实施例中，所述天然裂缝的水相流动方程为：
Figure GDA0002944450320000127
其中，
Figure GDA0002944450320000128
Figure GDA0002944450320000129
Figure GDA00029444503200001210
Figure GDA00029444503200001211
Figure GDA00029444503200001212
其中，φf为天然裂缝孔隙度；
Figure GDA00029444503200001213
为天然裂缝含水饱和度；
Figure GDA00029444503200001214
为天然裂缝水相流动速度，cm/s；
Figure GDA00029444503200001215
为天然裂缝和基质间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由天然裂缝流入基质，负值表示由基质流入天然裂缝；
Figure GDA00029444503200001216
为天然裂缝初始孔隙度；kf为天然裂缝渗透率，μm2；
Figure GDA00029444503200001217
为天然裂缝水相相对渗透率；
Figure GDA00029444503200001218
为天然裂缝初始渗透率，μm2；df为天然裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α3为从天然裂缝与基质间的形状因子，cm-2；
Figure GDA00029444503200001219
为基质处水相压力，bar；λ为膜效率，无因次；Vw为水的偏摩尔体积，10m3/kmol；xf和xm分别为天然裂缝处和基质处的水活度；
所述天然裂缝的气相流动方程为：
Figure GDA00029444503200001220
其中，
Figure GDA0002944450320000131
Figure GDA0002944450320000132
Figure GDA0002944450320000133
其中，
Figure GDA0002944450320000134
为天然裂缝内含气饱和度；
Figure GDA0002944450320000135
为天然裂缝处的气相流动速度，cm/s；
Figure GDA0002944450320000136
为天然裂缝气相相对渗透率；
Figure GDA0002944450320000137
为天然裂缝与基质间的气相窜流量，g/(cm3·s)；
Figure GDA0002944450320000138
为基质处气相压力，bar。
在本实施例中，所述基质的水相流动方程为：
Figure GDA0002944450320000139
其中，
Figure GDA00029444503200001310
Figure GDA00029444503200001311
Figure GDA00029444503200001312
Figure GDA00029444503200001313
其中，φm为基质度；
Figure GDA00029444503200001314
为基质含水饱和度；
Figure GDA00029444503200001315
为基质水相流动速度，cm/s；
Figure GDA00029444503200001316
为基质原始孔隙度；
Figure GDA00029444503200001317
为基质水相压力，bar；km为基质渗透率，μm2；
Figure GDA00029444503200001318
为基质水相相对渗透率；
Figure GDA00029444503200001319
为基质初始渗透率，μm2；dm为基质应力敏感系数，bar-1；
所述基质的气相流动方程为：
Figure GDA00029444503200001320
其中，
Figure GDA00029444503200001321
Figure GDA00029444503200001322
Figure GDA0002944450320000141
Figure GDA0002944450320000142
其中，
Figure GDA0002944450320000143
为基质含气饱和度；ρR为烃源岩密度，g/cm3；ρgsc为标准状况下天然气密度，g/cm3；
Figure GDA0002944450320000144
为烃源岩体积与储层总体积之比；VL为朗格缪尔体积，cm3/g；pL为朗格缪尔压力，bar；
Figure GDA0002944450320000145
为基质气相流动速度，cm/s，
Figure GDA0002944450320000146
为基质气相相对渗透率。
S102：设定所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，以及全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程。
在本实施例中，水力主缝初始条件方程为
Figure GDA0002944450320000147
Figure GDA0002944450320000148
所述次级裂缝初始条件方程为
Figure GDA0002944450320000149
Figure GDA00029444503200001410
所述天然裂缝初始条件方程为
Figure GDA00029444503200001411
Figure GDA00029444503200001412
所述基质的边界条件为：
Figure GDA00029444503200001413
Figure GDA00029444503200001414
其中，p0为水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的原始地层压力，bar；Sw0为水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始含水饱和度。
所述边界条件方程包括外边界条件方程和内边界条件方程：
其中，选取的外边界条件方程满足封闭的外边界条件：
Figure GDA0002944450320000151
其中，Γ为页岩储层外边界；n代表外边界的法线方向。
选取的外边界条件方程为定压边界：
pwf(x,y,t)＝pwf(t)
其中，pwf(t)为井底压力，bar。
由于页岩气藏常用水平井开发，则注入量可以写为：
Figure GDA0002944450320000152
其中，
Figure GDA0002944450320000153
为页岩气井的注入的质量流量，g/(cm3·s)；α4为水力主缝和井筒之间的形状因子，cm-2。
在本发明的一个实施例中，所述水力主列缝的辅助方程为
Figure GDA0002944450320000154
Figure GDA0002944450320000155
所述次级裂缝的辅助方程为
Figure GDA0002944450320000156
Figure GDA0002944450320000157
天然裂缝的辅助方程为
Figure GDA0002944450320000158
Figure GDA0002944450320000159
基质的辅助方程为
Figure GDA00029444503200001510
Figure GDA00029444503200001511
其中，
Figure GDA00029444503200001512
与
Figure GDA00029444503200001513
为天然裂缝和基质处的毛管力，bar。
所述全井的返排液量方程：
Figure GDA00029444503200001514
水力主缝的返排液量方程：
Figure GDA0002944450320000161
次级裂缝的返排液量方程：
Figure GDA0002944450320000162
天然裂缝的返排液量方程：
Figure GDA0002944450320000163
S103：根据所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行求解，得到全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数。
在本实施例中，可以采用有限差分法对所述全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行偏微分方程差分离散，得到离散的线性方程；
对离散后的线性方程联立得到线性方程组，将初始条件方程、边界条件方程和辅助方程代入所述线性方程组后，进行迭代法求解，得到水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数。
具体地，求解方程组的过程，包括：
(1)离散方程
建立平面二维模型，且忽略重力影响，因此取平面二维模型的维度系数α＝H。
采用半隐式法处理非线性方程组，采用Newton-Raphson迭代法求解方程组。
在半隐式求解的过程中，用第n+1时间步的值代替第n时间步的值，且用第n+1时间步的值用第n时间步的值表示。即：
Figure GDA0002944450320000164
Figure GDA0002944450320000165
方程由于存在非线性项，所以需要采用半隐式法将其非线性程度降低，才能线性的求解。
下面以水利主缝的水相流动方程为例，进行差分离散过程如下：
首先将方程展开为水相压力pw以及含水饱和度Sw的偏微分方程：
Figure GDA0002944450320000171
方程左侧差分展开之后可得：
Figure GDA0002944450320000172
方程左边是压力的时域离散，非线性程度较小，采用的是向前差分的方式进行离散。
方程右边由于涉及到流动交换项，其离散较为复杂。半隐式离散方法是在中心差分的基础上向前做参数逼近的过程，同时略去二阶小量。
右边第一项的差分离散过程为：
Figure GDA0002944450320000173
其中，
Figure GDA0002944450320000174
为水相第n时间步的传导率。
由于传导率项是第n时间步的值，导致了收敛性的问题，需要求解的是
Figure GDA0002944450320000175
所以要对传导率项进行更加精确的估计，根据第n+1时间步上参数的表达法则，可得：
Figure GDA0002944450320000181
右边第二项水力主缝与天然裂缝的水相窜流量
Figure GDA0002944450320000182
的差分离散过程为：
Figure GDA0002944450320000183
定井底压力返排时，返排项有：
Figure GDA0002944450320000184
因此，返排项的差分过程为：
Figure GDA0002944450320000185
(2)采用迎风格式法处理传到项
差分离散之后方程中的传到项采用迎风格式法进行处理，迎风格式法又称为上游权值法，具体原理如下：
对于传导项
Figure GDA0002944450320000191
若
Figure GDA0002944450320000192
则
Figure GDA0002944450320000193
若
Figure GDA0002944450320000194
则
Figure GDA0002944450320000195
处理之后的非线性方程就成为了线性方程，就可以求解了。
(3)利用Gauss-Seudel迭代法求解出该时间步下的各个参数值，求解后的各个参数如下：
Figure GDA0002944450320000196
为单位网格单位时间下全井的注入水或返排水的质量流量，正值为注入量，负值为返排量，g/(cm3·s)，
Figure GDA0002944450320000197
*返排时间*水力主缝网格数＝全井累积返排量；
Figure GDA0002944450320000198
为单位网格单位时间下水力主缝和次级裂缝间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由水力主缝流入次级裂缝，负值表示由次级裂缝流入水力主缝，
Figure GDA0002944450320000199
*返排时间*水力主缝网格数＝水力主缝累积返排量；
Figure GDA00029444503200001910
为单位网格单位时间下次级裂缝和天然裂缝间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由次级裂缝流入天然裂缝，负值表示由天然裂缝流入次级裂缝，
Figure GDA00029444503200001911
*返排时间*次级裂缝网格数＝次级裂缝累积返排量；
Figure GDA00029444503200001912
为单位网格单位时间下天然裂缝和基质间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由天然裂缝流入基质，负值表示由基质流入天然裂缝，
Figure GDA00029444503200001913
*返排时间*天然裂缝网格数＝天然裂缝累积返排量。
Figure GDA00029444503200001914
为全井返排速率，g/s；
Figure GDA00029444503200001915
为水力主缝返排速率，g/s；
Figure GDA00029444503200001916
为次级裂缝返排速率，g/s；
Figure GDA00029444503200001917
为天然裂缝返排速率，g/s。
S104：根据所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定所述水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率。
在本实施例中，水力主缝返排速率贡献率等于水力主缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
次级裂缝返排速率贡献率等于次级裂缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
天然裂缝返排速率贡献率等于天然裂缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
水力主缝返排液量累积贡献率等于水力主缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％；
次级裂缝返排液量累积贡献率等于次级裂缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％；
天然裂缝返排液量累积贡献率等于天然裂缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％。
即，水力主缝返排速率贡献率＝水力主缝返排速率/全井返排速率*100％
次级裂缝返排速率贡献率＝次级裂缝返排速率/全井返排速率*100％
天然裂缝返排速率贡献率＝天然裂缝返排速率/全井返排速率*100％
水力主缝返排液量累积贡献率＝水力主缝累积返排量/全井累积返排量*100％
次级裂缝返排液量累积贡献率＝次级裂缝累积返排量/全井累积返排量*100％
天然裂缝返排液量累积贡献率＝天然裂缝累积返排量/全井累积返排量*100％
从上述描述可知，本发明实施例首先建立水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程；并设定水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程；然后根据水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行求解，得到全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数；最后根据全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率，由于可以获取不同尺度裂缝返排液的贡献率，能够准确反映不同尺度裂缝返排液对全井返排液量的影响，可为实际压裂施工提供重要参考依据。
在本发明的一个实施例中，所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数，包括：
全井返排速率和全井累积返排量；
水力主缝返排速率和水力主缝累积返排量；
次级裂缝返排速率和次级裂缝累积返排量；
天然裂缝返排速率和天然裂缝累积返排量。
参考图2，图2为本发发明实施例提供的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定装置的结构示意图。该页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定装置20包括：建立模块201、设定模块202、求解模块203和贡献率确定模块204。
建立模块201，用于建立水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程；
设定模块202，用于设定所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程；
求解模块203，用于根据所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行求解，得到全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数；
贡献率确定模块204，用于根据所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定所述水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率。
本实施例提供的设备，可用于执行上述方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，本实施例此处不再赘述。
在一种可能的设计中，所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数，包括：
全井返排速率和全井累积返排量；
水力主缝返排速率和水力主缝累积返排量；
次级裂缝返排速率和次级裂缝累积返排量；
天然裂缝返排速率和天然裂缝累积返排量。
在一种可能的设计中，所述求解模块203，具体用于采用有限差分法对所述全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行偏微分方程差分离散，得到离散的线性方程；
对离散后的线性方程联立得到线性方程组，将初始条件方程、边界条件方程和辅助方程代入所述线性方程组后，进行迭代法求解，得到水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数。
在一种可能设计中，贡献率确定模块204，具体用于水力主缝返排速率贡献率等于水力主缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
次级裂缝返排速率贡献率等于次级裂缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
天然裂缝返排速率贡献率等于天然裂缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
水力主缝返排液量累积贡献率等于水力主缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％；
次级裂缝返排液量累积贡献率等于次级裂缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％；
天然裂缝返排液量累积贡献率等于天然裂缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％。
图3为本发明实施例提供的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定设备的硬件结构示意图。如图3所示，本实施例的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定设备60包括：处理器601以及存储器602；其中
存储器602，用于存储计算机执行指令；
处理器601，用于执行存储器存储的计算机执行指令，以实现上述实施例中终端或服务器所执行的各个步骤。具体可以参见前述方法实施例中的相关描述。
可选地，存储器602既可以是独立的，也可以跟处理器601集成在一起。
当存储器602独立设置时，该页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定设备还包括总线603，用于连接所述存储器602和处理器601。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如上所述的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法。
在本发明所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的设备和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的设备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。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的模块可以是或者也可以不是物理上分开的，作为模块显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个模块单独物理存在，也可以两个或两个以上模块集成在一个单元中。上述模块成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用硬件加软件功能单元的形式实现。
上述以软件功能模块的形式实现的集成的模块，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。上述软件功能模块存储在一个存储介质中，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，服务器，或者网络设备等)或处理器(英文：processor)执行本申请各个实施例所述方法的部分步骤。
应理解，上述处理器可以是中央处理单元(Central Processing Unit，简称CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，简称DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称ASIC)等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。结合发明所公开的方法的步骤可以直接体现为硬件处理器执行完成，或者用处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。
存储器可能包含高速RAM存储器，也可能还包括非易失性存储NVM，例如至少一个磁盘存储器，还可以为U盘、移动硬盘、只读存储器、磁盘或光盘等。
总线可以是工业标准体系结构(Industry Standard Architecture，简称ISA)总线、外部设备互连(Peripheral Component，简称PCI)总线或扩展工业标准体系结构(Extended Industry Standard Architecture，简称EISA)总线等。总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等。为便于表示，本申请附图中的总线并不限定仅有一根总线或一种类型的总线。
上述存储介质可以是由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器(SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(EPROM)，可编程只读存储器(PROM)，只读存储器(ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。
一种示例性的存储介质耦合至处理器，从而使处理器能够从该存储介质读取信息，且可向该存储介质写入信息。当然，存储介质也可以是处理器的组成部分。处理器和存储介质可以位于专用集成电路(Application Specific Integrated Circuits，简称ASIC)中。当然，处理器和存储介质也可以作为分立组件存在于电子设备或主控设备中。
本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各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，或者对其中部分或者全部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范围。

Claims (6)

1.一种页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法，其特征在于，包括：
建立水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程；
设定所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程；
根据所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行求解，得到全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数；
根据所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定所述水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率；
其中所述水力主缝的水相流动方程为：
Figure FDA0002944450310000011
其中，
Figure FDA0002944450310000012
Figure FDA0002944450310000013
Figure FDA0002944450310000014
Figure FDA0002944450310000015
Figure FDA0002944450310000016
Figure FDA0002944450310000021
其中，ρw为水的密度，g/cm3；φF为水力主缝孔隙度；
Figure FDA0002944450310000022
为水力主缝含水饱和度；
Figure FDA0002944450310000023
为水力主缝水相流动速度，cm/s；
Figure FDA0002944450310000024
为注入水或返排水的质量流量，正值为注入量，负值为返排量，g/(cm3·s)；
Figure FDA0002944450310000025
为水力主缝和次级裂缝间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由水力主缝流入次级裂缝，负值表示由次级裂缝流入水力主缝；Cw为水的压缩系数，bar-1；ρw0为水相初始密度，g/cm3；p0为原始地层压力，bar；kF为水力主缝渗透率，μm2；
Figure FDA0002944450310000026
为水力主缝水相相对渗透率；ηw为水相粘度，mPa·s；
Figure FDA0002944450310000027
为水力主缝水相压力，bar；
Figure FDA0002944450310000028
为水力主缝初始渗透率，μm2；dF为人工裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α1为从人工裂缝向次级裂缝窜流时的形状因子，cm-2；α4为人工裂缝与井筒间的形状因子，cm-2；
Figure FDA0002944450310000029
为次级裂缝水相压力，bar；
Figure FDA00029444503100000210
为水力主缝初始孔隙度；
所述水力主缝的气相流动方程为：
Figure FDA00029444503100000211
其中，
Figure FDA00029444503100000212
Figure FDA00029444503100000213
Figure FDA00029444503100000214
Figure FDA00029444503100000215
其中，ρg为页岩气的密度，g/cm3；
Figure FDA00029444503100000216
为水力主缝含气饱和度；
Figure FDA00029444503100000217
为水力主缝气相流速，cm/s；
Figure FDA00029444503100000218
为水力主缝和次级裂缝间的气相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由水力主缝流入次级裂缝，负值表示由次级裂缝流入水力主缝；
Figure FDA00029444503100000219
为返排气的质量流量，g/cm3·s，注入过程为0；
Figure FDA00029444503100000220
为水力主缝气相压力，bar；Mg为天然气的分子量，g/mol；Z为天然气的压缩因子；R为理想气体常数，R＝83.14bar·cm3/(mol·K)；T为地层温度，K；
Figure FDA0002944450310000031
为水力主缝气相相对渗透率；ηg为气相粘度，mPa·s；β为高速非达西系数，cm-1；
Figure FDA0002944450310000032
为次级裂缝气相压力，bar；
其中，所述次级裂缝的水相流动方程为：
Figure FDA0002944450310000033
其中，
Figure FDA0002944450310000034
Figure FDA0002944450310000035
Figure FDA0002944450310000036
Figure FDA0002944450310000037
Figure FDA0002944450310000038
其中，φs为次级裂缝孔隙度；
Figure FDA0002944450310000039
为次级裂缝含水饱和度；
Figure FDA00029444503100000310
为次级裂缝水相流动速度，cm/s；
Figure FDA00029444503100000311
为次级裂缝和天然裂缝间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由次级裂缝流入天然裂缝，负值表示由天然裂缝流入次级裂缝；
Figure FDA00029444503100000312
为次级裂缝初始孔隙度；
Figure FDA00029444503100000313
为次级裂缝初始渗透率，μm2；ds为次级裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α2为从次级裂缝与天然裂缝间的形状因子，cm-2；
Figure FDA00029444503100000314
为天然裂缝处水相压力，bar；
所述次级裂缝的气相流动方程为：
Figure FDA00029444503100000315
其中，
Figure FDA00029444503100000316
Figure FDA00029444503100000317
Figure FDA0002944450310000041
其中，
Figure FDA0002944450310000042
为次级裂缝内含气饱和度；
Figure FDA0002944450310000043
为次级裂缝处的气相流动速度，cm/s；krg s为次级裂缝气相相对渗透率；
Figure FDA0002944450310000044
为次级裂缝与天然裂缝间的气相窜流量，g/(cm3·s)；
Figure FDA0002944450310000045
为天然裂缝处气相压力，bar；
所述天然裂缝的水相流动方程为：
Figure FDA0002944450310000046
其中，
Figure FDA0002944450310000047
Figure FDA0002944450310000048
Figure FDA0002944450310000049
Figure FDA00029444503100000410
Figure FDA00029444503100000411
其中，φf为天然裂缝孔隙度；
Figure FDA00029444503100000412
为天然裂缝含水饱和度；
Figure FDA00029444503100000413
为天然裂缝水相流动速度，cm/s；
Figure FDA00029444503100000414
为天然裂缝和基质间的水相窜流量，g/(cm3·s)，正值表示由天然裂缝流入基质，负值表示由基质流入天然裂缝；
Figure FDA00029444503100000415
为天然裂缝初始孔隙度；kf为天然裂缝渗透率，μm2；
Figure FDA00029444503100000416
为天然裂缝水相相对渗透率；
Figure FDA00029444503100000417
为天然裂缝初始渗透率，μm2；df为天然裂缝处的应力敏感系数，bar-1；α3为从天然裂缝与基质间的形状因子，cm-2；
Figure FDA00029444503100000418
为基质处水相压力，bar；λ为膜效率，无因次；Vw为水的偏摩尔体积，10m3/kmol；xf和xm分别为天然裂缝处和基质处的水活度；
其中，所述天然裂缝的气相流动方程为：
Figure FDA00029444503100000419
其中，
Figure FDA00029444503100000420
Figure FDA0002944450310000051
Figure FDA0002944450310000052
其中，
Figure FDA0002944450310000053
为天然裂缝内含气饱和度；
Figure FDA0002944450310000054
为天然裂缝处的气相流动速度，cm/s；
Figure FDA0002944450310000055
为天然裂缝气相相对渗透率；
Figure FDA0002944450310000056
为天然裂缝与基质间的气相窜流量，g/(cm3·s)；
Figure FDA0002944450310000057
为基质处气相压力，bar；
所述基质的水相流动方程为：
Figure FDA0002944450310000058
其中，
Figure FDA0002944450310000059
Figure FDA00029444503100000510
Figure FDA00029444503100000511
Figure FDA00029444503100000512
其中，φm为基质度；
Figure FDA00029444503100000513
为基质含水饱和度；
Figure FDA00029444503100000514
为基质水相流动速度，cm/s；
Figure FDA00029444503100000515
为基质原始孔隙度；
Figure FDA00029444503100000516
为基质水相压力，bar；km为基质渗透率，μm2；
Figure FDA00029444503100000517
为基质水相相对渗透率；
Figure FDA00029444503100000518
为基质初始渗透率，μm2；dm为基质应力敏感系数，bar-1；
所述基质的气相流动方程为：
Figure FDA00029444503100000519
其中，
Figure FDA00029444503100000520
Figure FDA00029444503100000521
Figure FDA00029444503100000522
Figure FDA0002944450310000061
其中，
Figure FDA0002944450310000062
为基质含气饱和度；ρR为烃源岩密度，g/cm3；ρgsc为标准状况下天然气密度，g/cm3；
Figure FDA0002944450310000063
为烃源岩体积与储层总体积之比；VL为朗格缪尔体积，cm3/g；pL为朗格缪尔压力，bar；
Figure FDA0002944450310000064
为基质气相流动速度，cm/s，
Figure FDA0002944450310000065
为基质气相相对渗透率。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数，包括：
全井返排速率和全井累积返排量；
水力主缝返排速率和水力主缝累积返排量；
次级裂缝返排速率和次级裂缝累积返排量；
天然裂缝返排速率和天然裂缝累积返排量。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述水力主缝、次级裂缝、天然裂缝和基质的初始条件方程、边界条件方程和辅助方程，全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行求解，得到全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数，包括：
采用有限差分法对所述全井、水力主缝、次级裂缝、天然裂缝的返排液量方程，以及所述水力主缝的水气两相流动方程、次级裂缝的水气两相流动方程、天然裂缝的水气两相流动方程和基质的水气两相流动方程进行偏微分方程差分离散，得到离散的线性方程；
对离散后的线性方程联立得到线性方程组，将初始条件方程、边界条件方程和辅助方程代入所述线性方程组后，进行迭代法求解，得到水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数、天然裂缝的返排参数。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述全井返排参数、水力主缝返排参数、次级裂缝返排参数和天然裂缝的返排参数，确定所述水力主缝返排液贡献率、次级裂缝返排液贡献率和天然裂缝返排液贡献率，包括：
水力主缝返排速率贡献率等于水力主缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
次级裂缝返排速率贡献率等于次级裂缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
天然裂缝返排速率贡献率等于天然裂缝返排速率比全井返排速率乘以100％；
水力主缝返排液量累积贡献率等于水力主缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％；
次级裂缝返排液量累积贡献率等于次级裂缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％；
天然裂缝返排液量累积贡献率等于天然裂缝累积返排量比全井累积返排量乘以100％。
5.一种页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定设备，其特征在于，包括：至少一个处理器和存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；
所述至少一个处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，使得所述至少一个处理器执行如权利要求1至4任一项所述的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法。
6.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当处理器执行所述计算机执行指令时，实现如权利要求1至4任一项所述的页岩气压裂井不同尺度裂缝返排液贡献率确定方法。
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