CN111734394B - 一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法，该方法包括以下步骤：对储层进行水力压裂，形成具有多条裂缝的直井；收集多条裂缝的裂缝参数以及油藏基本信息，裂缝参数包括裂缝方位和渗透率；对压裂直井建立多裂缝物理模型；在多裂缝物理模型中，针对单一裂缝，确定基于渗透率和裂缝方位的无量纲井底压力计算方程；根据无量纲井底压力计算方程，结合裂缝参数和油藏基本信息确定单一裂缝的井底压力随时间的变化值；重复上述步骤，计算多条裂缝中每条裂缝的井底压力随时间变化值。使用本发明的优点在于，综合考虑致密油藏地质和油藏本身的静态参数，同时考虑裂缝关于井筒不对称分布的影响，完善了对于压裂井井底流体渗流模型的刻画。

Description

一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法

技术领域

本发明涉及油气井开发领域，具体涉及一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法。

背景技术

由于致密油藏具有低孔隙度、低渗透率的特征，并且含油性极差，这就使得在前期注水开发中，效果并不理想，开发难度很大，因此为建立储层流体的优势通道，提高开发效率，一般采用水力压裂的方式，压开储层，然后后期根据油藏特征，进行地层能量补充。随着致密油藏的开发，对于地下渗流模型精度的要求也越来越高，加上生产井处理情况的复杂度越来越高，这就会使得计算致密油藏井底压力的工作和难度进一步提高。因而必须提高致密油藏井底压力的计算速度和计算精度，只有把致密油藏井底压力计算精准，才能帮助油藏工程师们进行动态分析和开发方案设计。致密油藏井底压力决定了其储集层中流体的流动方向及其对应的饱和度的分布情况。

文献调研发现，目前井底压力计算的方式主要有：模型计算法(静动液柱模型分段计算法、McCoy-Podio-Huddleston法、Papadimitriou-Shoham法、物质平衡法)、应用状态方程和内流方程组合模型计算法、直接测量法、试井解释反演法、节点分析法等，上述方法中，模型计算法、节点分析法和直接测量法的计算精度不高，普遍计算误差在10％以上，这些方法产生误差的原因，可总结如下：

1、液面测量不准，主要是由于测试仪器效果不好，以及存在泡沫等引起；

2、密度值不准，一般都是采用地面实验条件测得的密度作为基准值，这也是计算误差产生的原因之一，主要是因为井筒中，流体不是单相的，而且流动形式也是比较复杂的，不能简单依靠单相稳态流动来测量流体密度；

3、含水率测试不准，目前模型都假定续流时的含水率与测试前后的含水率(地面)相当，但是实际上，当油井关井后，井筒中的组分会随着井底压力的变化而发生变化，并且地下、地面的水油比也是不同的；

4、计算模型过于单一、简单和理想化。文献调研发现，大多数模型并没有考虑到流体的流动形式，还是按照定常流的方式来处理致密油藏井底压力，但是实际上，致密油藏由于低孔、低渗的特点，使得井筒以及地层中的流体流动不在遵循经典的达西定律，而是往往表现出非线性渗流，即不定常流动，因此以往的模型在刻画致密油藏流体渗流方面，显得过于简单，不符合流体流动的实际情况，夸大了流体的流动能力，增大了井底压力计算的误差。

对于应用状态方程和内流方程组合模型计算法，其计算过程比较复杂，而且需要结合热力学原理，虽然精度高，但是比较费时。

对于试井解释反演法，由于试井本身具有多解性，而且在数据处理过程中，人为干扰因素很重，不同的人选择的数据段是不一样的，导致后期软件处理的结果也不一样，尤其是数据线条的斜率，因而就使得拟合曲线反推得到的地层压力不同，在反演推算出的井底压力误差就更大。

当然，随着计算机的发展，数值模拟和数值计算方法也日益成熟，但是其也有一个缺点就是需要结合物理模型或者地质模型，计算精度高，但是耗时长，尤其是历史拟合部分。而且数值模拟在网格划分方面，如何有效避免无效节点，如何把地质因素(夹层、裂缝等)精确刻画，如何将井筒与油藏很好的耦合起来等问题，也是制约井底压力计算和模拟精度的原因。因此还是需要开发一种快速、精确的井底压力计算方法。

文献调研和国内外专利查新发现，目前求解油藏井底压力的方法主要集中在格林函数方法、积分变换方法、边界元方法和点源函数方法等，这些方法各自都存在一定的优缺点，如格林函数方法，Gringarten和Ramey建立该方法时，其考虑的储层的物理模型过于简单，仅仅考虑了储层上下边界封闭，并没有考虑上下边界开放，或是定压边界等。在油藏实际开发中，尤其是致密油藏，体积压裂改造后，后期会伴随着注水开发，这就相当于单个油井的人为定压边界，因此格林函数方法在此的适用性还需要进一步地论证。

此外，随着油藏的深入开发，重复水力压裂压开的裂缝越来越多，也表现出越来越不规则，一般都偏移井筒中心，这种情况下，以往的渗流模型大都假设裂缝是沿着井筒均匀分布的，而且裂缝条数或是单一裂缝，或是没有考虑裂缝间的相互影响，因此在预测致密油藏压裂井不定常流井底压力方面，其应用还具有很大的局限性。

关于井底压力方面的专利，有一项与本发明有关，即：一种致密砂岩油藏压裂投产水平井流压设计，专利号为：CN 103573263 A。该专利通过建立产能方程，然后利用产能方程反求井底压力。该专利虽然考虑了裂缝、油藏和井筒间流体的耦合，但是在专利实现的第二步中，即产能方程建立的过程中，直接把裂缝处理为关于井筒中心对称。虽然简化了求解过程，但是水力压裂所形成的裂缝并不一定能够关于井筒中心对称，裂缝分布具有随机性，因此简单的把裂缝处理为关于井筒对称，与实际的裂缝分布还有一些出入，因此该专利并没有解决裂缝方位对井底压力的影响。

发明内容

针对现有技术中所存在的上述技术问题，本发明提出了一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法，其包括以下步骤：

S1、对储层进行水力压裂，形成具有多条裂缝的直井；

S2、收集所述多条裂缝的裂缝参数以及油藏基本信息，所述裂缝参数包括裂缝方位和渗透率；

S3、对压裂直井建立多裂缝物理模型；

S4、在所述多裂缝物理模型中，针对单一裂缝，确定基于所述渗透率和所述裂缝方位的无量纲井底压力计算方程；

S5、根据所述无量纲井底压力计算方程，结合所述裂缝参数和所述油藏基本信息确定所述单一裂缝的井底压力随时间的变化值；

S6、重复步骤S4和S5，计算所述多条裂缝中每条裂缝的井底压力随时间的变化值；

S7、利用压力叠加原理，得到多条裂缝井底压力随时间的变化值。

在一个实施例中，在步骤S2中，

所述裂缝参数还包括：长、宽、高和裂缝条数；所述油藏基本信息还包括：孔隙度、综合压缩系数以及流体粘度。

在一个实施例中，步骤S3包括：

S31、选取一条所述单一裂缝，首先假设所述单一裂缝为形成在直井周边的六面体；

S32、假设所述单一裂缝的半长和裂缝高度构成了压裂缝面，所述裂缝的半长与裂缝间距半长构成了储层流体一维扩散范围，得到所述裂缝的扩散影响范围以及储层流体在纵向上的压力波及大小；

S33、假设所述单一裂缝的裂缝缝宽及缝面构成了裂缝中流体的渗流面积，得到达西流动的作用的影响范围以及整个三维空间井筒附近的压力波及大小。

在一个实施例中，步骤S4包括：

S41、建立基于所述渗透率和所述裂缝参数的单一裂缝渗流模型；

S42、对所述单一裂缝渗流模型进行无量纲变化，获得无量纲单一裂缝渗流模型；

S43、对所述无量纲单一裂缝渗流模型依次进行拉式变换、傅里叶变换、傅里叶余弦逆变换、数学恒等变形和分离变量、数值反演，得到所述无量纲井底压力计算方程。

在一个实施例中，所述无量纲井底压力计算方程以下式表示：

其中，P_D表示无量纲的单缝井底压力，t _D表示无量纲的生产时间，k表示渗透率，T表示生产周期，a表示裂缝长度，i表示裂缝序号，k表示裂缝渗透率，n表示裂缝的条数，

F(a)表示裂缝位置影响参数，其表达式如下：

其中，a_n表示油长，x_0D表示无量纲的裂缝横坐标，y_0D表示无量纲的裂缝纵坐标，z_0D表示无量纲的裂缝高度坐标，w_xD表示无量纲的裂缝半长，w_yD表示无量纲的裂缝半宽，w_zD表示无量纲的裂缝半高。

在一个实施例中，步骤S4还包括：

S44、当所述单一裂缝的裂缝方位、裂缝规模发生变化时，直井井底压力通过改变裂缝中心位置坐标进行计算：

其中，(c_x，c_y，c_z)_i表示裂缝中心位置的坐标，x_lji、y_lji分别表示裂缝左翼第i个点汇的横坐标与纵坐标，x_rji、y_rji分别表示裂缝右翼第i个点汇的横坐标与纵坐标，h_i表示裂缝高度。

在一个实施例中，步骤S7包括：

S71、将所有所述单一裂缝井底压力叠加，得到多裂缝井底压力：

其中，p_i(t)表示单一裂缝井底压力，p(t)表示多裂缝井底压力。

在一个实施例中，还包括步骤：

S8、根据步骤S4得到的单一裂缝井底压力随时间的变化方程(1)与压裂井的渗流模型结合，得到井底压力与产量的变化关系，根据所述井底压力与产量的变化关系，计算出得到最大产量的最佳井底压力值。

与现有技术相比，本发明的优点在于：第一，运用多种数学求解方法和算法，提高了计算的速度，降低了对计算机的性能要求；第二，综合考虑致密油藏地质和油藏本身的静态参数，按照不定常流的方式来处理致密油藏井底压力；在处理裂缝上，考虑了裂缝关于井筒不对称分布的影响，完善了对于压裂井井底流体渗流模型的刻画，提高了计算的精度，且进一步提高了计算速度。

附图说明

下面将结合附图来对本发明的优选实施例进行详细地描述，在图中：

图1显示了本发明的实施例一中确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法流程图。

图2显示了本发明的实施例一中压裂井的多裂缝模型图；

图3显示了本发明的实施例一中压裂井的单一裂缝模型图；

图4显示了本发明的实施例一中压裂井单裂缝中心参数及位置示意图；

在附图中，相同的部件使用相同的附图标记，附图并未按照实际的比例绘制。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明做进一步说明。

实施例一

图1显示了根据本发明的一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法，该处理方法包括以下步骤：

S1、对储层进行水力压裂，形成具有多条裂缝的直井；

S2、收集多条裂缝的裂缝参数以及油藏基本信息，裂缝参数包括裂缝方位和渗透率；

S3、对压裂直井建立多裂缝物理模型；

S4、在多裂缝物理模型中，针对单一裂缝，确定基于渗透率和所述裂缝方位的无量纲井底压力计算方程；

S5、根据无量纲井底压力计算方程，结合裂缝参数和油藏基本信息确定单一裂缝的井底压力随时间的变化值；

S6、重复步骤S4和S5，计算多条裂缝中每条裂缝的井底压力随时间的变化值；

S7、利用压力叠加原理，得到多条裂缝井底压力随时间的变化值。

本发明利用油藏的基本参数和产量的数据，可以得到多裂缝直井的时间-压力变化方程式，通过方程式可计算出不同工作时间的井底压力变化情况。

本发明中的致密油藏井底压力系统模型构建和求解方法，可以适用于致密油藏开发的任何时期，无论是某致密油藏的开发前的探井，还是后期的开发井，只要是见产量，具有三个(或三个以上)的生产数据，致密油藏井底压力系统模型构建和求解方法均可适用，为改善致密油藏井底压力的求解精度和速度，提供了一种有效的、新的计算方法。

本实施例以泾河油田的长812储层的某一致密压裂投产井为例，详细说明本发明的计算过程。

首先，根据步骤S1对储层进行人工水力压裂，得到具有多条人工裂缝的直井。同时，将监测设备安装，对直井进行检测。经过一段时间的监测，得到相关数据。接着进行步骤S2，收集整理检测资料。其中，主要是收集关于人工裂缝的长度、宽度、高度、条数以及位置的信息以及油藏的相关物理参数的信息，如：渗透率、孔隙度、综合压缩系数、流体粘度等。具体见表一、表二：

表一油藏的相关参数表

表二计算产量与实际产量对照表

时间(d)	产量(t/d)	监测值(MPa)	本文解(MPa)	相对误差(％)
					30	13.21	24.13	23.36	3.36
60	13.18	23.73	22.96	3.41
					90	12.96	23.39	22.62	3.46
120	12.74	23.08	22.31	3.49
					150	12.51	22.81	22.04	3.53
180	12.29	22.56	21.80	3.54
					210	12.06	22.34	21.59	3.56
240	11.92	22.14	21.38	3.59
					270	11.81	21.96	21.21	3.58
300	11.79	21.76	20.91	4.11
					330	11.73	21.56	20.72	4.13
360	11.69	21.37	20.42	4.66

然后，根据步骤S3对人工压裂直井建立多裂缝物理模型。具体如图2所示，假设压裂裂缝为形成在直井周边的多个六面体，即压裂井直井段压开n段，相当于有n条裂缝，每条裂缝之间的间距设定为L_i，裂缝的渗透率设定为k_j。

单一裂缝的半长和裂缝的高度构成了压裂缝面，裂缝的半长与裂缝间距半长构成了储层流体一维扩散范围，裂缝的扩散影响范围以及储层流体在纵向上的压力波及大小；单一裂缝的裂缝缝宽及缝面构成了裂缝中流体的渗流面积，得到达西流动的作用的范围影响三维空间井筒附近的压力波及大小。

选取一条所述单一裂缝进行分析，如图3所示，坐标(c_x,c_y,c_z)表示裂缝第i个点汇的中心坐标，w_x、w_y、w_z分别表示所述单一裂缝的半长、半宽以及半高。x_e、y_e、z_e分别为整个油场的长、宽、高(相当于方程式中的a、b、h)。

接着，在多裂缝物理模型中，针对单一裂缝，确定基于所述渗透率和所述裂缝方位的无量纲井底压力计算方程。在步骤S41中，由于致密油藏本身的非均质性比较强，因此考虑了渗透率的各向异性，同时引入Dirac Delta函数，来刻画裂缝对流体渗流的影响，建立基于致密油藏变量压力系统模型，建立压裂井的渗流模型；

式中：k_x、k_y、k_z分别表示x、y、z方向上的渗透率，单位mD；w_x、w、w_z分别表示x、y、z方向上的裂缝的长度，单位m；φ表示孔隙度；c_t表示综合压缩系数，单位MPa/m；t表示生产时间，单位d；P表示储层压力，单位MPa；μ表示流体黏度，单位mPa.s；q表示单位面积流过裂缝的流量，单位m²/d。

f(x,y,z)表示形状影响因子，其表达式如下：

式(6)中，采用了渗透率各向异性，即考虑了人工压裂后，裂缝对储层渗透率k_x、k_y、k_z的影响。

然后，考虑裂缝的方位为井底压力的影响：首先，将裂缝中的流量，视为流体井筒流量的一个源(汇)相，从井筒方向来看，裂缝是源相，那么在常用的渗流方程中，就是“+”；其次，计算单个裂缝的体积流量；最后，当裂缝偏离井筒中心时，通过引入形状影响因子f(x,y,z)，来修正单位时间内通过裂缝的流体流量。

首先，对方程(5)进行无量纲变化，引入以下无因次量纲变量：

式中：L表示射开储层长度，单位为m。

得到：

其中，(x_D，y_D，z_D)表示无量纲的所述单一裂缝的中心坐标。

方程(13)中，由于考虑了裂缝方位的影响，使得方程不再能够简单通过拉式变换和反演后，就能够确定到压力与时间的变化关系，本实施例中处理步骤如下：首先，对方程(13)进行拉式变换，得到

然后，引入傅里叶变换，逐次对x_D，y_D，z_D进行傅里叶余弦变换，实际上就是对方程(14)进行降维处理，从三维降维为两维，然后再从两维降维为一维，得到：

其次，逐次对z_D，y_D，x_D进行傅里叶余弦逆变换，得到：

再次，对方程(16)采用数学恒等变形和分离变量方法，得到拉式空间上的压力与时间的变化关系方程：

最后，通过Stehfest的数值反演数学方法，得到压力与时间的表达式满足下式：

F(a)表示裂缝位置影响参数，其表达式如下：

其中，a_n表示油长，x_0D表示无量纲的裂缝横坐标，y_0D表示无量纲的裂缝纵坐标，z_0D表示无量纲的裂缝高度坐标，w_xD表示无量纲的裂缝半长，w_yD表示无量纲的裂缝半宽，w_zD表示无量纲的裂缝半高。

对方程(1)进行求解，即可得到压裂井单一裂缝下井底压力随时间的变化值。由于变量较多，该方程求解无法直接获得压力随之间变化值，需要采用数值计算的方法进行求解。具体地，将表一和表二中的数据代入方程中进行计算。

首先，考虑只有一条裂缝的情形，且裂缝关于井筒对称分布。将表1中的30\60\90天的产量数据代入到公式(12)-(17)中，得到无量纲参数；然后将所得的无量纲参数代入式(1)式，得到无量纲压力与时间的关系式为：

然后再根据式(7)-(12)进行逆变换，有量纲化，代入上述方程(18)，得到不同时间段下的井底流压表达式，即：

当裂缝的方位、规模等发生变化时，直井井底压力的计算可以通过改变裂缝中心位置参数(如c_x,c_y,c_z等)，利用上述的计算方法得到对应的井底压力。裂缝中心参数求取的具体方法如下：

首先，如图4所示，假设第j条裂缝与水平方向的夹角为θ(j)，以水平方向为x方向，建立如图4所示的坐标系。其中A为裂缝，B为井筒方向。将裂缝的左翼和右翼均分m份，每份的长度分别为n₁、n₂(当n₁＝n₂时，形成的裂缝关于水平方向对称)，则可等效的将每一份处理为一个小的点汇。

然后，假设第j条裂缝在水平井井筒上的位置为(0,y_fj)，则可求出左翼和右翼第i个点汇的坐标。

左翼：

右翼：

最后，裂缝第i个点汇的中心坐标为：

因此，通过位置修正之后，实际的井底流压表达式为：

根据单一裂缝下井底压力-时间变化表达式，计算不同工作时间的单一裂缝的井底压力值，利用上式(22)，计算得到的压力为：

将式(23)的计算结果与表二中的井底压力监测的实际数据对比，两个压力值的相对误差控制在5％以内。

同样地，表二中其他的数据，三个为一组，也通过上述步骤进行计算。例如，t＝120/150/180d为一组，t＝210/240/270d为一组，t＝300/330/360d为一组，计算井底压力随时间的变化值。计算结果由表二所示，与检测结果相比两个压力值的相对误差控制在5％以内，属于误差允许范围。说明本方法能够合理科学、快速精确得求取井底压力。

对于存在多条人工裂缝时，还需要进行以下步骤：

步骤S6、重复步骤S4和S5，计算多条裂缝中每条裂缝的井底压力随时间的变化值。

步骤S7、井底流压计算方法为：利用压力叠加计算方法，将所有的单裂缝在井底处的压力叠加，就可以得出多裂缝在井底处的压力，即多裂缝下的井底压力计算公式为：

上式(4)中，p_i(t)表示单一裂缝井底压力，p(t)表示多裂缝井底压力。

本发明所涉及的致密油藏流体物理模型，与实际地下真实流体渗流情况很接近，克服了传统物理模型建立过程中的一些假设条件，如认为油藏流体流动上下不窜层、致密油藏启动压力梯度为常数、储层压敏效应与温度相关性不大等，提高了致密油藏井底压力系统构建的精度。然后是在求解方法上，也进行了创新。

以往的求解方式上，主要有三种方法：一是忽略压力传播时间，采用格林函数方法，求得模型的拉氏空间解析解，但是计算误差比较大；二是将边界扩展视为时间的函数，运用稳态逐次替换方法和差分离散化方法，求得模型的数值解，但是假设条件过于理想，偏离实际流体渗流比较大；三是利用数值逼近方法和级数思想，来研究渗流压力传播前缘与时间的相关问题，但是往往在计算过程中，会导致计算方法发散，不收敛，计算精度和速度上不去。

本发明在总结前人计算方法的基础上对计算方法进行了进一步的改进。第一，运用多种数学求解方法和算法，对压裂井井底压力进行计算，提高了计算速度，同时算法支持串行、并行运算，降低了对计算机的性能要求。第二，本发明综合考虑致密油藏地质和油藏本身的静态参数，并且很好地把生产井井筒和致密油藏的地层耦合起来，同时，在处理裂缝上，也创新地考虑了裂缝关于井筒不对称分布的影响，首次采用狄利克雷函数来表征裂缝方位对压裂井井底压力的影响，完善了对于压裂井井底流体渗流模型的刻画，在计算方法方面，也是引入了降维思想和傅里叶变换数学方法，计算过程简单，综合提高计算速度80％以上，提高致密油藏井底压力精度90％以上，计算所得压力与实际压力检测仪器的压力值吻合较好。

实施例二

本实施例提供一种致密油藏井底压力计算优化的应用方法，选用泾河油田的长812储层的某一致密压裂投产井，其油藏参数和产量数据如表三和表四所示。下面结合本发明的步骤，进行井底压力优化应用的详细介绍，步骤如下：

(1)、通过裂缝监测资料，收集裂缝的相关参数，如裂缝方位，裂缝的长宽高以及裂缝的条数；

(2)、收集油藏的基本信息，具体参数参见表三所示；

(3)、根据本发明的步骤S1-S4可得到单一裂缝下井底压力随时间的变化方程：

P_D表示无量纲的单缝井底压力，t _D表示无量纲的生产时间，k表示渗透率，T表示生产周期，a表示裂缝长度，i表示裂缝序号，k表示裂缝渗透率，n表示裂缝的条数。

F(a)表示裂缝位置影响参数，其表达式如下：

其中，a_n表示油长，x_0D表示无量纲的裂缝横坐标，y_0D表示无量纲的裂缝纵坐标，z_0D表示无量纲的裂缝高度坐标，w_xD表示无量纲的裂缝半长，w_yD表示无量纲的裂缝半宽，w_zD表示无量纲的裂缝半高。

将方程(1)与方程(2)结合，可得到井底压力与时间的变化关系。

接着，在多裂缝物理模型中，针对单一裂缝，确定基于所述渗透率和所述裂缝方位的无量纲井底压力计算方程。在步骤S41中，由于致密油藏本身的非均质性比较强，因此考虑了渗透率的各向异性，同时引入Dirac Delta函数，来刻画裂缝对流体渗流的影响，建立基于致密油藏变量压力系统模型，建立压裂井的渗流模型；

式中：k_x、k_y、k_z分别表示x、y、z方向上的渗透率，单位mD；w_x、w、w_z分别表示x、y、z方向上的裂缝的长度，单位m；φ表示孔隙度；c_t表示综合压缩系数，单位MPa/m；t表示生产时间，单位d；P表示储层压力，单位MPa；μ表示流体黏度，单位mPa.s；q表示单位面积流过裂缝的流量，单位m²/d。

f(x,y,z)为形状影响因子，其表达式如下：

表三油田参数信息表

表四井底压力与产量表

根据式(1)，以及表三的油田参数得出单裂缝的井底压力随时间的变化值。再结合式(6)，推导出井底压力与产量的变化关系。当地层压力固定为19.75MPa时，不同井底压力下的压裂井产能计算结果，可计算出得到最大产量的最佳井底压力值。由表四可知：该压裂井的最佳井底压力为12.75MPa，对应的最大产量为26.62t/d。

利用上述方法，可以求出一定的地面压力下，最大产量对应的最佳井底压力，该方法在非常规油气藏井底压力计算和产能预测方面具有一定的推广价值。

以上仅为本发明的优选实施方式，但本发明保护范围并不局限于此，任何本领域的技术人员在本发明公开的技术范围内，可容易地进行改变或变化，而这种改变或变化都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求书的保护范围为准。

Claims (7)

1.一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、对储层进行水力压裂，形成具有多条裂缝的直井；

S2、收集所述多条裂缝的裂缝参数以及油藏基本信息，所述裂缝参数包括裂缝方位和渗透率；

S3、对压裂直井建立多裂缝物理模型；

S4、在所述多裂缝物理模型中，针对单一裂缝，确定基于所述渗透率和所述裂缝方位的无量纲井底压力计算方程；

S5、根据所述无量纲井底压力计算方程，结合所述裂缝参数和所述油藏基本信息确定所述单一裂缝的井底压力随时间的变化值；

S6、重复步骤S4和S5，计算所述多条裂缝中每条裂缝的井底压力随时间的变化值；

S7、利用压力叠加原理，得到多条裂缝井底压力随时间的变化值；

其中，所述无量纲井底压力计算方程以下式表示：

其中，P_D表示无量纲的单缝井底压力，t _D表示无量纲的生产时间，k表示渗透率，T表示生产周期，a表示裂缝长度，i表示裂缝序号，k表示裂缝渗透率，n表示裂缝的条数，

F(a)表示裂缝位置影响参数，其表达式如下：

其中，a_n表示油长，x_0D表示无量纲的裂缝横坐标，y_0D表示无量纲的裂缝纵坐标，z_0D表示无量纲的裂缝高度坐标，w_xD表示无量纲的裂缝半长，w_yD表示无量纲的裂缝半宽，w_zD表示无量纲的裂缝半高。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S2中，

所述裂缝参数还包括：长、宽、高和裂缝条数；

所述油藏基本信息还包括：孔隙度、综合压缩系数以及流体粘度。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤S3包括：

S31、选取一条所述单一裂缝，首先假设所述单一裂缝为形成在直井周边的六面体；

S32、假设所述单一裂缝的半长和裂缝高度构成了压裂缝面，所述裂缝的半长与裂缝间距半长构成了储层流体一维扩散范围，得到所述裂缝的扩散影响范围以及储层流体在纵向上的压力波及大小；

S33、假设所述单一裂缝的裂缝缝宽及缝面构成了裂缝中流体的渗流面积，得到达西流动的作用的影响范围以及整个三维空间井筒附近的压力波及大小。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤S4包括：

S41、建立基于所述渗透率和所述裂缝参数的单一裂缝渗流模型；

S42、对所述单一裂缝渗流模型进行无量纲变化，获得无量纲单一裂缝渗流模型；

S43、对所述无量纲单一裂缝渗流模型依次进行拉式变换、傅里叶变换、傅里叶余弦逆变换、数学恒等变形和分离变量、数值反演，得到所述无量纲井底压力计算方程。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤S4还包括：

S44、当所述单一裂缝的裂缝方位、裂缝规模发生变化时，直井井底压力通过改变裂缝中心位置坐标进行计算：

其中，(c_x，c_y，c_z)_i表示裂缝中心位置的坐标，x_lji、y_lji分别表示裂缝左翼第i个点汇的横坐标与纵坐标，x_rji、y_rji分别表示裂缝右翼第i个点汇的横坐标与纵坐标，h_i表示裂缝高度。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤S7包括：

S71、将所有所述单一裂缝井底压力叠加，得到多裂缝井底压力：

其中，p_i(t)表示单一裂缝井底压力，p(t)表示多裂缝井底压力。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括步骤：

S8、根据步骤S4得到的单一裂缝井底压力随时间的变化方程(1)与压裂井的渗流模型结合，得到井底压力与产量的变化关系，根据所述井底压力与产量的变化关系，计算得到最大产量的最佳井底压力值。

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