CN112593901A - 页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法 - Google Patents

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CN112593901A CN202110233876.0A CN202110233876A CN112593901A CN 112593901 A CN112593901 A CN 112593901A CN 202110233876 A CN202110233876 A CN 202110233876A CN 112593901 A CN112593901 A CN 112593901A
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Abstract

本发明涉及属于页岩气井排水采气领域的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法；它解决现今页岩气井生产过程中生产目标不明确、排采工艺介入时机不明确，排采工艺优选困难等问题；其技术方案是：以井底压力系数和返排率为特征参数，将页岩气全生产周期划分为快速排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段，然后优选出每个生产阶段的最优生产制度，并判断优选管柱、柱塞气举、连续气举和泡排在人工介入期的适用性，优选出最优排采工艺；本发明基于人工智能进行生产制度和排采工艺的优化，优化工作流程，提高工作效率和决策质量，避免主观判断的影响。

Description

页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法
技术领域
本发明涉及页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，属于页岩气井排水采气领域。
背景技术
由于页岩气储层渗透率低，开采难度较大，需要通过水平井钻井、多段压裂技术等多种方法才能实现有效开发，这导致在页岩气井的生产全过程中都伴随着压裂液的排出。前期地层压力高，在高地层压力下气井可以靠自身能量带出积液，但是到了生产后期，由于地层压力下降，产气量减少，导致井筒不满足临界携液要求，液体不能被带出井口，回落至井底，造成井筒积液。如果无法及时将这些积液排出井外，积液会增加气层的回压，降低气井生产能力，甚至气井水淹，最终丧失生产能力，影响气井的最终采收率，因此页岩气井的生产需要考虑产水量的影响。同时受页岩气井前期快速递减的影响，页岩气井的生产制度在不断改变，并且在后期压力不足时还需要采用一定的排采工艺辅助排液，这使得页岩气生产制度的制定变得十分困难。
通常页岩气井按照小于冲蚀流量大于临界携液流量配产，但是具体的生产制度和阶段生产目标不明确，排采工艺介入的时机不明确，而且不同的工艺有不同的适用范围，需根据页岩气井的产气产水情况，选择适用的排水采气工艺。申请号为20181148205.9的专利申请《页岩气井生产动态预测方法及设备》根据生产数据特征将页岩气井生产阶段划分为定产降压和定压降产阶段，但是未考虑产水和排采工艺。同时合理的生产制度的制定需要获取产气、产水、压力等数据，计算出冲蚀流量，临界携液流量，并且需要判断工艺适用性，替代工艺等，对于大量井来说，计算量很大，难以管理。
发明内容
本发明目的是：为了解决现今页岩气井生产过程中生产目标不明确、排采工艺介入时机不明确，排采工艺优选困难等问题，根据返排率、井底压力系数将页岩气井全生产周期划分为四个阶段，并采用最优化方法优选出每个阶段最优生产制度和最优排采工艺。
为实现上述目的，本发明提供了一种页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，该技术包括下列步骤：
S100：准备页岩气井的储层静态参数、流体特征参数和生产特征参数，储层静态参数包括孔隙度、渗透率、岩石密度、岩石压缩系数、原始地层压力、原始地层温度、原始含气饱和度、地质储量，流体特征参数包括页岩气的黏度、页岩气的密度、页岩气的体积系数、水的黏度、水的密度、水的体积系数，生产特征参数包括注入液量、产气量、产水量、井底流压；
S200：以井底压力系数
Figure 614254DEST_PATH_IMAGE002
和返排率
Figure 374138DEST_PATH_IMAGE004
为特征参数，将页岩气全生产周期划分为 快速排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段；其中快速排液期的特征 参数范围为1≤
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE005
且
Figure 419454DEST_PATH_IMAGE006
<0.3，自喷生产期的特征参数范围为0.5≤
Figure 158871DEST_PATH_IMAGE005
<1且0.3≤
Figure 442085DEST_PATH_IMAGE006
<1， 人工介入期的特征参数范围为0.1≤
Figure 123602DEST_PATH_IMAGE005
<0.5且0.3≤
Figure 859477DEST_PATH_IMAGE006
<1，无水生产期的特征参数范围 为
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE007
≥1；
Figure 369961DEST_PATH_IMAGE005
为井底压力系数，单位为MPa/100m；
Figure 835578DEST_PATH_IMAGE006
为返排率，为无量纲量；
S300：根据公式
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE009
计算
Figure 907570DEST_PATH_IMAGE005
，根据公式
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE011
计算
Figure 724216DEST_PATH_IMAGE006
，根据
Figure 303971DEST_PATH_IMAGE012
和
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE013
所在的范围确定页岩气井目前的生产阶段；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE015
为井底流压，单 位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE017
为井深，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE019
为累计产水量，单位为方；
Figure DEST_PATH_IMAGE021
为注入液量，单位为方；
S400：根据页岩气井目前的生产阶段对页岩气井进行生产制度的优选：
S4001：若处于快速排液期则生成100个不同的定压生产的生产制度
Figure DEST_PATH_IMAGE023
；对生产制 度
Figure 76624DEST_PATH_IMAGE023
进行生产预测，得到生产制度
Figure 975310DEST_PATH_IMAGE023
预测的产气量、产水量、井底流压和累计生产时间， 按累计生产时间最短的生产制度进行生产预测后进行S300；其中
Figure 13673DEST_PATH_IMAGE023
为第i个定压生产的生 产制度，表示页岩气井按井底流压为
Figure DEST_PATH_IMAGE025
进行生产，每生产
Figure DEST_PATH_IMAGE027
时间后井底流压减少
Figure DEST_PATH_IMAGE029
后 继续生产；
Figure 164163DEST_PATH_IMAGE025
为第i个生产制度的初始井底流压，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE030
为第i个生产制度的时间 步长，单位为天；
Figure DEST_PATH_IMAGE031
为第i个生产制度的井底流压改变量，单位为MPa；
S4002：若处于自喷生产期则生成100个不同的定产生产的生产制度
Figure DEST_PATH_IMAGE033
；对生产 制度
Figure 447114DEST_PATH_IMAGE033
进行生产预测，得到生产制度
Figure 329751DEST_PATH_IMAGE033
预测的产气量、产水量、井底流压和累计产气量， 按累计产气量最大的生产制度进行生产预测后进行S300；其中
Figure 652148DEST_PATH_IMAGE033
为第i个定产生产的生 产制度，表示页岩气井按产气量为
Figure DEST_PATH_IMAGE035
进行生产，每生产
Figure DEST_PATH_IMAGE036
时间后产气量减少
Figure DEST_PATH_IMAGE038
后继 续生产；
Figure 370443DEST_PATH_IMAGE035
为第i个生产制度初始的产气量，单位为万方/天；
Figure 415890DEST_PATH_IMAGE038
为第i个生产制度的产 气量减少量，单位为万方/天；
S4003：若处于人工介入期则根据S4001中所述步骤优选出累计生产时间最长的生 产制度进行生产预测；根据4种排采工艺的工艺界限公式计算4种排采工艺每天所需的最低 井底流压
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE040
，比较预测的井底流压
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE042
和
Figure 718696DEST_PATH_IMAGE040
，若
Figure DEST_PATH_IMAGE043
≥
Figure 246498DEST_PATH_IMAGE040
则第i个排采工艺在 第n天适用，若
Figure 722478DEST_PATH_IMAGE042
<
Figure 622432DEST_PATH_IMAGE040
则第i个排采工艺在第n天不适用，优选出经济效益最高的最优 排采工艺后进行S300；其中4种排采工艺依次为优选管柱、泡排、柱塞气举和连续气举；
Figure 33822DEST_PATH_IMAGE040
为第i种工艺在预测第n天所需的最低井底流压，单位为MPa；
Figure 330811DEST_PATH_IMAGE042
为预测第n天的井 底流压，单位为MPa；
S4004：若处于无水生产期则根据S4002中所述步骤优选出累计产气量最大的生产制度进行生产预测，直到产气量小于0.5万方/天后关井。
上述页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001中 生成100个不同的定压生产的生产制度
Figure 220270DEST_PATH_IMAGE023
的步骤为：
第一步：初始的井底流压取5个值，分别为目前的井底流压的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；
第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；
第三步：井底流压减小量取4个值，分别为初始的井底流压的1/10、1/8、1/6、1/5；
第四步：将初始的井底流压、时间步长和井底流压减少量正交组合，得到100个生产制度。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001 中对每个生产制度
Figure 738845DEST_PATH_IMAGE023
进行生产预测的步骤为：
第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到产气量预测公式
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE045
；其中，
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE047
为地层压力，单位为 MPa；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE049
为地层压力为
Figure DEST_PATH_IMAGE050
时考虑页岩气吸附解析效应的偏差系数，为无量纲量；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE052
为原始 地层压力，单位为MPa；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE054
为地层原始的偏差系数，为无量纲量；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE056
为地质储量，单位为万 方；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE058
为目前累计产量，单位为万方；
Figure DEST_PATH_IMAGE059
为井底流压，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE061
为产气量，单位为万 方/天；
Figure DEST_PATH_IMAGE063
为层流项系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE065
为紊流项系数，为无量纲量；
第二步：将初始的井底流压
Figure DEST_PATH_IMAGE066
和目前累计产气量
Figure DEST_PATH_IMAGE067
代入产气量预测公式计算 产气量
Figure 233322DEST_PATH_IMAGE061
；
第三步：根据公式
Figure DEST_PATH_IMAGE069
计算出预测的产水量
Figure DEST_PATH_IMAGE071
；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE073
为 页岩气相对渗透率，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE075
为水的相对渗透率，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE077
为页岩气的体积 系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE079
为水的体积系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE081
页岩气的黏度，单位为mPa·s；
Figure DEST_PATH_IMAGE083
为水的黏度，单位为mPa·s；
Figure DEST_PATH_IMAGE084
为产水量，单位为方/天；
第四步：根据公式
Figure DEST_PATH_IMAGE086
计算预测的累计产气量
Figure 798033DEST_PATH_IMAGE058
，将预测的累计产气 量
Figure DEST_PATH_IMAGE087
代入第二步进行迭代，以一天为一个生产周期不断迭代，直到完成一个时间步长
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE088
或
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE090
结束；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE092
为临界携液流量，单位为万方/天；
第五步：将井底流压减小
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE093
后代入第二步继续迭代，直到
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE095
；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE097
为不同生产阶段的特征参数下限，快速排液期的特征 参数下限为1、自喷生产期的特征参数下限为0.5、人工介入期的特征参数下限为0.1，无水 生产期的特征参数下限为0，单位为MPa/100m。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4002 中生成100个不同的定产生产的生产制度
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE098
的步骤为：
第一步：初始的产气量取5个值，分别为目前的产气量的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；
第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；
第三步：产气量减少量取4个值，分别为初始的产气量
Figure DEST_PATH_IMAGE099
的1/10、1/8、1/6、1/5；
第四步：将初始的产气量、时间步长和产气量减少量正交组合，得到100个生产制度。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4002 中对每个生产制度
Figure 209291DEST_PATH_IMAGE098
进行生产预测的步骤为：
第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到井底流压预测公式
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE101
；
第二步：将初始的产气量
Figure 847952DEST_PATH_IMAGE099
和目前的累计产气量
Figure 929041DEST_PATH_IMAGE067
代入井底流压预测公式计 算井底流压
Figure DEST_PATH_IMAGE102
；
第三步：根据公式
Figure 13671DEST_PATH_IMAGE069
计算出预测的产水量
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE103
；
第四步：根据公式
Figure 963042DEST_PATH_IMAGE086
计算预测的累计产气量，将预测的累计产气量 代入第二步进行迭代，以一天为一个生产周期不断迭代，在完成一个时间步长
Figure 580842DEST_PATH_IMAGE088
或
Figure 583565DEST_PATH_IMAGE090
后结束；
第五步：将产气量减小
Figure 952229DEST_PATH_IMAGE038
后代入第二步继续迭代，直到
Figure 377394DEST_PATH_IMAGE095
。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4003中4种排采工艺的工艺界限公式为：
优选管柱的工艺界限公式为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE105
，泡排的工艺界限公式为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE107
，柱塞气举的工艺界限公式为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE109
，连续气举的工艺界限公式为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE111
；其中
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE113
为排采工艺所需的最低井底流压，单 位为MPa；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE115
为最低井口输压，单位为MPa；
Figure 131592DEST_PATH_IMAGE017
为井深，单位为m；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE117
为气水混合物密度， 单位为kg/m3；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE119
为两相摩阻系数，为无量纲量；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE121
为气水混合物速度，单位为m/s；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE123
为 管径，单位为m；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE125
为单位长度井深，单位为m；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE127
为泡沫密度，单位为kg/m3；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE129
为泡沫摩阻 系数，为无量纲量；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE131
为泡沫速度，单位为m/s；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE133
为举升1方液体段塞的静液柱压力，单位 为MPa/m3；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE135
为举升1方液体柱塞的摩阻压力，单位为MPa/m3；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE137
为周期排水量，单位为 m3；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE139
为克服柱塞重量所需压力，单位为MPa；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE141
为柱塞以下油管长度上的气体摩阻，单位 为MPa；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE143
为注入点以上的平均压力梯度，单位为MPa/m；
Figure DEST_PATH_IMAGE145
为注入点以下的平均压力梯 度，单位为MPa/m；
Figure DEST_PATH_IMAGE147
为注入点深度，单位为m。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4003中优选出经济效益最高的最优排采工艺的步骤为：
第一步：采用7个评价指标，分别为工艺成本、最短作业期、投资回收期、灵活性、地 面流程难易、管理难度、免修期，并确定对应评价指标的权重
Figure DEST_PATH_IMAGE148
=[0.55，0.14，0.06，0.02， 0.05，0.05，0.13]；其中
Figure 708811DEST_PATH_IMAGE148
为7个指标的权值矩阵；
第二步：根据各排采工艺对应评价指标的值建立指标矩阵
Figure DEST_PATH_IMAGE150
；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE151
为指标矩阵；
Figure DEST_PATH_IMAGE153
为指标矩阵
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE154
第i行第j列的值，等于第i种排采工艺的第j个评价指标的 值，为无量纲量；i的取值为1、2、3、4；j的取值为1、2、3、4、5、6、7；
第三步：根据公式
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE156
计算出效用函数矩阵
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE158
；其中
Figure 990DEST_PATH_IMAGE158
为效用 函数矩阵；
第四步：根据公式
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE160
计算综合效用值矩阵
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE162
，综合效用 值
Figure DEST_PATH_IMAGE164
最大的排采工艺即最优排采工艺；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE166
为综合效用矩阵；
Figure 88900DEST_PATH_IMAGE164
为综合效用值矩阵
Figure 448337DEST_PATH_IMAGE166
的第1行第i列的值，等于第i种排采工艺的综合效用值，为无量纲量；i的取值为1、2、3、 4。
附图说明
在附图中：
图1是本方法技术路线图。
图2是页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化软件界图。
图3是某页岩气井全生产周期生产预测曲线图。
图4是某页岩气井人工介入期排采工艺优选结果图。
具体实施方式
下面结合实施方式和附图对本发明做进一步说明。
本发明提供了页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，图1为本方法的技术路线图，该方法包括下列步骤：
S100：准备页岩气井的储层静态参数、流体特征参数和生产特征参数，储层静态参数包括孔隙度、渗透率、岩石密度、岩石压缩系数、原始地层压力、原始地层温度、原始含气饱和度、地质储量，流体特征参数包括页岩气的黏度、页岩气的密度、页岩气的体积系数、水的黏度、水的密度、水的体积系数，生产特征参数包括注入液量、产气量、产水量、井底流压；
S200：以井底压力系数
Figure DEST_PATH_IMAGE167
和返排率
Figure 573288DEST_PATH_IMAGE004
为特征参数，将页岩气全生产周期划分为 快速排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段；其中快速排液期的特征 参数范围为1≤
Figure DEST_PATH_IMAGE168
且
Figure DEST_PATH_IMAGE169
<0.3，自喷生产期的特征参数范围为0.5≤
Figure 588649DEST_PATH_IMAGE005
<1且0.3≤
Figure 230983DEST_PATH_IMAGE169
<1， 人工介入期的特征参数范围为0.1≤
Figure 84407DEST_PATH_IMAGE168
<0.5且0.3≤
Figure 521205DEST_PATH_IMAGE169
<1，无水生产期的特征参数范围 为
Figure DEST_PATH_IMAGE170
≥1；
Figure 679653DEST_PATH_IMAGE005
为井底压力系数，单位为MPa/100m；
Figure 735465DEST_PATH_IMAGE169
为返排率，为无量纲量；
S300：根据公式
Figure 69495DEST_PATH_IMAGE009
计算
Figure 5090DEST_PATH_IMAGE168
，根据公式
Figure 431261DEST_PATH_IMAGE011
计算
Figure 149818DEST_PATH_IMAGE169
，根据
Figure 728567DEST_PATH_IMAGE012
和
Figure DEST_PATH_IMAGE171
所在的范围确定页岩气井目前的生产阶段；其中
Figure 851375DEST_PATH_IMAGE015
为井底流压，单 位为MPa；
Figure 390940DEST_PATH_IMAGE017
为井深，单位为m；
Figure 303402DEST_PATH_IMAGE019
为累计产水量，单位为方；
Figure 346444DEST_PATH_IMAGE021
为注入液量，单位为方；
S400：根据页岩气井目前的生产阶段对页岩气井进行生产制度的优选：
S4001：若处于快速排液期则生成100个不同的定压生产的生产制度
Figure DEST_PATH_IMAGE172
；对生产制 度
Figure 427705DEST_PATH_IMAGE172
进行生产预测，得到生产制度
Figure 313622DEST_PATH_IMAGE023
预测的产气量、产水量、井底流压和累计生产时间， 按累计生产时间最短的生产制度进行生产预测后进行S300；其中
Figure 639561DEST_PATH_IMAGE023
为第i个定压生产的生 产制度，表示页岩气井按井底流压为
Figure DEST_PATH_IMAGE173
进行生产，每生产
Figure 146897DEST_PATH_IMAGE027
时间后井底流压减少
Figure 391933DEST_PATH_IMAGE029
后 继续生产；
Figure 906091DEST_PATH_IMAGE173
为第i个生产制度的初始井底流压，单位为MPa；
Figure 144043DEST_PATH_IMAGE030
为第i个生产制度的时间 步长，单位为天；
Figure 161678DEST_PATH_IMAGE031
为第i个生产制度的井底流压改变量，单位为MPa；
S4002：若处于自喷生产期则生成100个不同的定产生产的生产制度
Figure 843195DEST_PATH_IMAGE098
；对生产 制度
Figure 657698DEST_PATH_IMAGE098
进行生产预测，得到生产制度
Figure 325440DEST_PATH_IMAGE098
预测的产气量、产水量、井底流压和累计产气量， 按累计产气量最大的生产制度进行生产预测后进行S300；其中
Figure 322215DEST_PATH_IMAGE098
为第i个定产生产的生 产制度，表示页岩气井按产气量为
Figure DEST_PATH_IMAGE174
进行生产，每生产
Figure 892742DEST_PATH_IMAGE088
时间后产气量减少
Figure 381492DEST_PATH_IMAGE038
后继 续生产；
Figure 711980DEST_PATH_IMAGE174
为第i个生产制度初始的产气量，单位为万方/天；
Figure 704206DEST_PATH_IMAGE038
为第i个生产制度的产 气量减少量，单位为万方/天；
S4003：若处于人工介入期则根据S4001中所述步骤优选出累计生产时间最长的生 产制度进行生产预测；根据4种排采工艺的工艺界限公式计算4种排采工艺每天所需的最低 井底流压
Figure 478258DEST_PATH_IMAGE040
，比较预测的井底流压
Figure 251042DEST_PATH_IMAGE042
和
Figure 260587DEST_PATH_IMAGE040
，若
Figure 746801DEST_PATH_IMAGE043
≥
Figure 550809DEST_PATH_IMAGE040
则第i个排采工艺在 第n天适用，若
Figure 873205DEST_PATH_IMAGE042
<
Figure 420861DEST_PATH_IMAGE040
则第i个排采工艺在第n天不适用，优选出经济效益最高的最优 排采工艺后进行S300；其中4种排采工艺依次为优选管柱、泡排、柱塞气举和连续气举；
Figure 263047DEST_PATH_IMAGE040
为第i种工艺在预测第n天所需的最低井底流压，单位为MPa；
Figure 237956DEST_PATH_IMAGE042
为预测第n天的井 底流压，单位为MPa；
S4004：若处于无水生产期则根据S4002中所述步骤优选出累计产气量最大的生产制度进行生产预测，直到产气量小于0.5万方/天后关井。
上述页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001中 生成100个不同的定压生产的生产制度
Figure 47649DEST_PATH_IMAGE023
的步骤为：
第一步：初始的井底流压取5个值，分别为目前的井底流压的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；
第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；
第三步：井底流压减小量取4个值，分别为初始的井底流压的1/10、1/8、1/6、1/5；
第四步：将初始的井底流压、时间步长和井底流压减少量正交组合，得到100个生产制度。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4001 中对每个生产制度
Figure 664575DEST_PATH_IMAGE172
进行生产预测的步骤为：
第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到产气量预测公式
Figure 859802DEST_PATH_IMAGE045
；其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE175
为地层压力，单位为 MPa；
Figure 864667DEST_PATH_IMAGE049
为地层压力为
Figure DEST_PATH_IMAGE176
时考虑页岩气吸附解析效应的偏差系数，为无量纲量；
Figure 115651DEST_PATH_IMAGE052
为原始 地层压力，单位为MPa；
Figure 333006DEST_PATH_IMAGE054
为地层原始的偏差系数，为无量纲量；
Figure 274417DEST_PATH_IMAGE056
为地质储量，单位为万 方；
Figure 965030DEST_PATH_IMAGE058
为目前累计产量，单位为万方；
Figure 359102DEST_PATH_IMAGE059
为井底流压，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE177
为产气量，单位为万 方/天；
Figure 645727DEST_PATH_IMAGE063
为层流项系数，为无量纲量；
Figure 317011DEST_PATH_IMAGE065
为紊流项系数，为无量纲量；
第二步：将初始的井底流压
Figure 335783DEST_PATH_IMAGE066
和目前累计产气量
Figure 341785DEST_PATH_IMAGE067
代入产气量预测公式计算 产气量
Figure 573046DEST_PATH_IMAGE061
；
第三步：根据公式
Figure 597372DEST_PATH_IMAGE069
计算出预测的产水量
Figure 521465DEST_PATH_IMAGE071
；其中
Figure 14763DEST_PATH_IMAGE073
为 页岩气相对渗透率，为无量纲量；
Figure 49716DEST_PATH_IMAGE075
为水的相对渗透率，为无量纲量；
Figure 430012DEST_PATH_IMAGE077
为页岩气的体积 系数，为无量纲量；
Figure 525007DEST_PATH_IMAGE079
为水的体积系数，为无量纲量；
Figure 708864DEST_PATH_IMAGE081
页岩气的黏度，单位为mPa·s；
Figure 655829DEST_PATH_IMAGE083
为水的黏度，单位为mPa·s；
Figure 546425DEST_PATH_IMAGE084
为产水量，单位为方/天；
第四步：根据公式
Figure 140217DEST_PATH_IMAGE086
计算预测的累计产气量
Figure 358840DEST_PATH_IMAGE058
，将预测的累计产气 量
Figure 1174DEST_PATH_IMAGE087
代入第二步进行迭代，以一天为一个生产周期不断迭代，直到完成一个时间步长
Figure 808593DEST_PATH_IMAGE088
或
Figure 884871DEST_PATH_IMAGE090
结束；其中
Figure 449845DEST_PATH_IMAGE092
为临界携液流量，单位为万方/天；
第五步：将井底流压减小
Figure 692607DEST_PATH_IMAGE093
后代入第二步继续迭代，直到
Figure 167582DEST_PATH_IMAGE095
；其中
Figure 40860DEST_PATH_IMAGE097
为不同生产阶段的特征参数下限，快速排液期的特征 参数下限为1、自喷生产期的特征参数下限为0.5、人工介入期的特征参数下限为0.1，无水 生产期的特征参数下限为0，单位为MPa/100m。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4002 中生成100个不同的定产生产的生产制度
Figure 217763DEST_PATH_IMAGE098
的步骤为：
第一步：初始的产气量取5个值，分别为目前的产气量的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；
第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；
第三步：产气量减少量取4个值，分别为初始的产气量
Figure 936321DEST_PATH_IMAGE099
的1/10、1/8、1/6、1/5；
第四步：将初始的产气量、时间步长和产气量减少量正交组合，得到100个生产制度。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4002 中对每个生产制度
Figure 764337DEST_PATH_IMAGE098
进行生产预测的步骤为：
第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到井底流压预测公式
Figure 542937DEST_PATH_IMAGE101
；
第二步：将初始的产气量
Figure 207137DEST_PATH_IMAGE099
和目前的累计产气量
Figure 808014DEST_PATH_IMAGE067
代入井底流压预测公式计 算井底流压
Figure 116635DEST_PATH_IMAGE102
；
第三步：根据公式
Figure 190771DEST_PATH_IMAGE069
计算出预测的产水量
Figure 952053DEST_PATH_IMAGE103
；
第四步：根据公式
Figure 917473DEST_PATH_IMAGE086
计算预测的累计产气量，将预测的累计产气量 代入第二步进行迭代，以一天为一个生产周期不断迭代，在完成一个时间步长
Figure 80601DEST_PATH_IMAGE088
或
Figure 325637DEST_PATH_IMAGE090
后结束；
第五步：将产气量减小
Figure 839795DEST_PATH_IMAGE038
后代入第二步继续迭代，直到
Figure 579212DEST_PATH_IMAGE095
。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4003中4种排采工艺的工艺界限公式为：
优选管柱的工艺界限公式为：
Figure 596847DEST_PATH_IMAGE105
，泡排的工艺界限公式为：
Figure 278364DEST_PATH_IMAGE107
，柱塞气举的工艺界限公式为：
Figure 14239DEST_PATH_IMAGE109
，连续气举的工艺界限公式为：
Figure 790303DEST_PATH_IMAGE111
；其中
Figure 928023DEST_PATH_IMAGE113
为排采工艺所需的最低井底流压，单 位为MPa；
Figure 780441DEST_PATH_IMAGE115
为最低井口输压，单位为MPa；
Figure 738033DEST_PATH_IMAGE017
为井深，单位为m；
Figure 84832DEST_PATH_IMAGE117
为气水混合物密度， 单位为kg/m3；
Figure 77059DEST_PATH_IMAGE119
为两相摩阻系数，为无量纲量；
Figure 834799DEST_PATH_IMAGE121
为气水混合物速度，单位为m/s；
Figure 545266DEST_PATH_IMAGE123
为 管径，单位为m；
Figure 928712DEST_PATH_IMAGE125
为单位长度井深，单位为m；
Figure 775445DEST_PATH_IMAGE127
为泡沫密度，单位为kg/m3；
Figure 969666DEST_PATH_IMAGE129
为泡沫摩阻 系数，为无量纲量；
Figure 901850DEST_PATH_IMAGE131
为泡沫速度，单位为m/s；
Figure 590451DEST_PATH_IMAGE133
为举升1方液体段塞的静液柱压力，单位 为MPa/m3；
Figure 885167DEST_PATH_IMAGE135
为举升1方液体柱塞的摩阻压力，单位为MPa/m3；
Figure 656814DEST_PATH_IMAGE137
为周期排水量，单位为 m3；
Figure 341873DEST_PATH_IMAGE139
为克服柱塞重量所需压力，单位为MPa；
Figure 67121DEST_PATH_IMAGE141
为柱塞以下油管长度上的气体摩阻，单位 为MPa；
Figure 888447DEST_PATH_IMAGE143
为注入点以上的平均压力梯度，单位为MPa/m；
Figure 362153DEST_PATH_IMAGE145
为注入点以下的平均压力梯 度，单位为MPa/m；
Figure 144296DEST_PATH_IMAGE147
为注入点深度，单位为m。
上述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法中，所述的S4003中优选出经济效益最高的最优排采工艺的步骤为：
第一步：采用7个评价指标，分别为工艺成本、最短作业期、投资回收期、灵活性、地 面流程难易、管理难度、免修期，并确定对应评价指标的权重
Figure 299333DEST_PATH_IMAGE148
=[0.55，0.14，0.06，0.02， 0.05，0.05，0.13]；其中
Figure 99799DEST_PATH_IMAGE148
为7个指标的权值矩阵；
第二步：根据各排采工艺对应评价指标的值建立指标矩阵
Figure 682090DEST_PATH_IMAGE150
；其中
Figure 715643DEST_PATH_IMAGE151
为指标矩阵；
Figure 408792DEST_PATH_IMAGE153
为指标矩阵
Figure 329344DEST_PATH_IMAGE154
第i行第j列的值，等于第i种排采工艺的第j个评价指标的 值，为无量纲量；i的取值为1、2、3、4；j的取值为1、2、3、4、5、6、7；
第三步：根据公式
Figure 82536DEST_PATH_IMAGE156
计算出效用函数矩阵
Figure 573692DEST_PATH_IMAGE158
；其中
Figure 70532DEST_PATH_IMAGE158
为效用 函数矩阵；
第四步：根据公式
Figure 845590DEST_PATH_IMAGE160
计算综合效用值矩阵
Figure 769684DEST_PATH_IMAGE162
，综合效用 值
Figure 512250DEST_PATH_IMAGE164
最大的排采工艺即最优排采工艺；其中
Figure 547202DEST_PATH_IMAGE166
为综合效用矩阵；
Figure 176766DEST_PATH_IMAGE164
为综合效用值矩阵
Figure 271761DEST_PATH_IMAGE166
的第1行第i列的值，等于第i种排采工艺的综合效用值，为无量纲量；i的取值为1、2、3、 4。
以页岩气井生产拟合为基础，结合页岩气井全生产周期阶段划分准则和各阶段生产制度优选策略，使用C#语言编写了如图2所示的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法软件，利用该软件对页岩气井进行生产制度和排采工艺的优化。
以JY69-2井为例，JY69-2井于2020年5月30日开始生产，截至2020年9月12日，该井累计产气959.8万方，累计产水12348.5方，入井总液量48313方，原始地层压力72.3MPa，地质储量14521.4万方，层流系数A为65.1，紊流系数B为0.15，目前产气量7.1万方，产水量73.6方，井底流压为36.4MPa，井深4114m，计算目前井底压力系数Bwf为0.88MPa/100m，返排率为31.1%，目前JY69-2井处于自喷生产期。对JY69-2井进行生产制度和排采工艺优化，预测不同生产阶段的生产情况，JY69-2井全生产周期生产预测曲线图如图3所示，JY69-2井在自喷生产期预测生产时间840天，预测累计产气量3780.1万方，在人工介入期预测生产时间840天，预测累计产气量1726.9万方，在无水生产期预测生产时间750天，预测累计产气量562.5万方。JY69-2井预测最终累计产气量8440.9万方，采出程度58.1%。人工介入期排采工艺优选结果如图4所示，随井底流压的降低，最优排采工艺依次为优选管柱，柱塞气举，连续气举，泡排。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：（1）根据井底压力系数和返排率将页岩气井全生产周期划分为四个生产阶段，并给出每个生产阶段的生产制度优选策略；（2）可以判断人工介入期阶段优选管柱、柱塞气举、连续气举和泡排的适用性，并进行优选；（3）编程实现每个生产阶段生产制度的优选和人工介入期排采工艺的优选，计算过程省时省力。
最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应该理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (7)

1.页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其特征在于，该方法包括下列步骤：
S100：准备页岩气井的储层静态参数、流体特征参数和生产特征参数，储层静态参数包括孔隙度、渗透率、岩石密度、岩石压缩系数、原始地层压力、原始地层温度、原始含气饱和度、地质储量，流体特征参数包括页岩气的黏度、页岩气的密度、页岩气的体积系数、水的黏度、水的密度、水的体积系数，生产特征参数包括注入液量、产气量、产水量、井底流压；
S200：以井底压力系数
Figure 704540DEST_PATH_IMAGE002
和返排率
Figure 658897DEST_PATH_IMAGE004
为特征参数，将页岩气全生产周期划分为快速 排液期、自喷生产期、人工介入期和无水生产期四个生产阶段；其中快速排液期的特征参数 范围为1≤
Figure DEST_PATH_IMAGE005
且
Figure 766530DEST_PATH_IMAGE006
<0.3，自喷生产期的特征参数范围为0.5≤
Figure DEST_PATH_IMAGE007
<1且0.3≤
Figure 240368DEST_PATH_IMAGE006
<1，人工 介入期的特征参数范围为0.1≤
Figure 585899DEST_PATH_IMAGE005
<0.5且0.3≤
Figure 454367DEST_PATH_IMAGE006
<1，无水生产期的特征参数范围为
Figure 252558DEST_PATH_IMAGE006
≥1；
Figure 248196DEST_PATH_IMAGE005
为井底压力系数，单位为MPa/100m；
Figure 464545DEST_PATH_IMAGE006
为返排率，为无量纲量；
S300：根据公式
Figure DEST_PATH_IMAGE009
计算
Figure 785805DEST_PATH_IMAGE005
，根据公式
Figure DEST_PATH_IMAGE011
计算
Figure 120228DEST_PATH_IMAGE006
，根据
Figure 388398DEST_PATH_IMAGE012
和
Figure DEST_PATH_IMAGE013
所在的范围确定页岩气井目前的生产阶段；其中
Figure 990412DEST_PATH_IMAGE015
为井底流压，单位为MPa；
Figure 216994DEST_PATH_IMAGE017
为井深，单位为m；
Figure 989778DEST_PATH_IMAGE019
为累计产水量，单位为方；
Figure 45327DEST_PATH_IMAGE021
为注入液量，单位为方；
S400：根据页岩气井目前的生产阶段对页岩气井进行生产制度的优选：
S4001：若处于快速排液期则生成100个不同的定压生产的生产制度
Figure 485536DEST_PATH_IMAGE023
；对生产制度
Figure 351861DEST_PATH_IMAGE023
进行生产预测，得到生产制度
Figure 628252DEST_PATH_IMAGE023
预测的产气量、产水量、井底流压和累计生产时间，按 累计生产时间最短的生产制度进行生产预测后进行S300；其中
Figure 503804DEST_PATH_IMAGE023
为第i个定压生产的生产 制度，表示页岩气井按井底流压为
Figure 532940DEST_PATH_IMAGE025
进行生产，每生产
Figure 353522DEST_PATH_IMAGE027
时间后井底流压减少
Figure 835319DEST_PATH_IMAGE029
后继 续生产；
Figure 514562DEST_PATH_IMAGE025
为第i个生产制度的初始井底流压，单位为MPa；
Figure 398205DEST_PATH_IMAGE030
为第i个生产制度的时间步 长，单位为天；
Figure 888223DEST_PATH_IMAGE031
为第i个生产制度的井底流压改变量，单位为MPa；
S4002：若处于自喷生产期则生成100个不同的定产生产的生产制度
Figure 857316DEST_PATH_IMAGE033
；对生产制度
Figure 589517DEST_PATH_IMAGE033
进行生产预测，得到生产制度
Figure 593245DEST_PATH_IMAGE033
预测的产气量、产水量、井底流压和累计产气量，按累 计产气量最大的生产制度进行生产预测后进行S300；其中
Figure 503433DEST_PATH_IMAGE033
为第i个定产生产的生产制 度，表示页岩气井按产气量为
Figure 976133DEST_PATH_IMAGE035
进行生产，每生产
Figure 731600DEST_PATH_IMAGE036
时间后产气量减少
Figure 589834DEST_PATH_IMAGE038
后继续生 产；
Figure 188699DEST_PATH_IMAGE035
为第i个生产制度初始的产气量，单位为万方/天；
Figure 397964DEST_PATH_IMAGE038
为第i个生产制度的产气量 减少量，单位为万方/天；
S4003：若处于人工介入期则根据S4001中所述步骤优选出累计生产时间最长的生产制 度进行生产预测；根据4种排采工艺的工艺界限公式计算4种排采工艺每天所需的最低井底 流压
Figure DEST_PATH_IMAGE040
，比较预测的井底流压
Figure DEST_PATH_IMAGE042
和
Figure 301329DEST_PATH_IMAGE040
，若
Figure 794496DEST_PATH_IMAGE043
≥
Figure 515327DEST_PATH_IMAGE040
则第i个排采工艺在第n天 适用，若
Figure 946309DEST_PATH_IMAGE043
<
Figure 309157DEST_PATH_IMAGE040
则第i个排采工艺在第n天不适用，优选出经济效益最高的最优排采工 艺后进行S300；其中4种排采工艺依次为优选管柱、泡排、柱塞气举和连续气举；
Figure 892716DEST_PATH_IMAGE040
为第i 种工艺在预测第n天所需的最低井底流压，单位为MPa；
Figure 784449DEST_PATH_IMAGE043
为预测第n天的井底流压，单位 为MPa；
S4004：若处于无水生产期则根据S4002中所述步骤优选出累计产气量最大的生产制度进行生产预测，直到产气量小于0.5万方/天后关井。
2.根据权利要求1所述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其 特征在于：所述的S4001中生成100个不同的定压生产的生产制度
Figure 233885DEST_PATH_IMAGE023
的步骤为：
第一步：初始的井底流压取5个值，分别为目前的井底流压的6/10、7/10、8/10、9/10、10/10；
第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；
第三步：井底流压减小量取4个值，分别为初始的井底流压的1/10、1/8、1/6、1/5；
第四步：将初始的井底流压、时间步长和井底流压减少量正交组合，得到100个生产制度。
3.根据权利要求1所述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其 特征在于：所述的S4001中对每个生产制度
Figure 398761DEST_PATH_IMAGE023
进行生产预测的步骤为：
第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到产气量预测公式
Figure DEST_PATH_IMAGE045
；其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE047
为地层压力，单位为 MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE049
为地层压力为
Figure 430302DEST_PATH_IMAGE050
时考虑页岩气吸附解析效应的偏差系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE052
为原始 地层压力，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE054
为地层原始的偏差系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE056
为地质储量，单位为万 方；
Figure DEST_PATH_IMAGE058
为目前累计产量，单位为万方；
Figure 663575DEST_PATH_IMAGE015
为井底流压，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE060
为产气量，单位为万 方/天；
Figure DEST_PATH_IMAGE062
为层流项系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE064
为紊流项系数，为无量纲量；
第二步：将初始的井底流压
Figure 727870DEST_PATH_IMAGE065
和目前累计产气量
Figure 963679DEST_PATH_IMAGE066
代入产气量预测公式计算产气 量
Figure 521831DEST_PATH_IMAGE060
；
第三步：根据公式
Figure DEST_PATH_IMAGE068
计算出预测的产水量
Figure DEST_PATH_IMAGE070
；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE072
为页岩 气相对渗透率，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE074
为水的相对渗透率，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE076
为页岩气的体积系 数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE078
为水的体积系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE080
页岩气的黏度，单位为mPa·s；
Figure DEST_PATH_IMAGE082
为水的黏度，单位为mPa·s；
Figure 647044DEST_PATH_IMAGE083
为产水量，单位为方/天；
第四步：根据公式
Figure DEST_PATH_IMAGE085
计算预测的累计产气量
Figure 323269DEST_PATH_IMAGE058
，将预测的累计产气量
Figure 831611DEST_PATH_IMAGE086
代入第二步进行迭代，以一天为一个生产周期不断迭代，直到完成一个时间步长
Figure 227957DEST_PATH_IMAGE036
或
Figure DEST_PATH_IMAGE088
结束；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE090
为临界携液流量，单位为万方/天；
第五步：将井底流压减小
Figure 740716DEST_PATH_IMAGE091
后代入第二步继续迭代，直到
Figure DEST_PATH_IMAGE093
； 其中
Figure DEST_PATH_IMAGE095
为不同生产阶段的特征参数下限，快速排液期的特征参数下限为1、自喷生产期 的特征参数下限为0.5、人工介入期的特征参数下限为0.1，无水生产期的特征参数下限为 0，单位为MPa/100m。
4.根据权利要求1所述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其 特征在于：所述的S4002中生成100个不同的定产生产的生产制度
Figure 933931DEST_PATH_IMAGE033
的步骤为：
第一步：初始的产气量取5个值，分别为目前的产气量的5/10、6/10、7/10、8/10、10/10；
第二步：时间步长取5个值，分别为30天、60天、90天、120天、150天；
第三步：产气量减少量取4个值，分别为初始的产气量
Figure 220863DEST_PATH_IMAGE096
的1/10、1/8、1/6、1/5；
第四步：将初始的产气量、时间步长和产气量减少量正交组合，得到100个生产制度。
5.根据权利要求3所述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其 特征在于：所述的S4002中对每个生产制度
Figure 737295DEST_PATH_IMAGE033
进行生产预测的步骤为：
第一步：联立页岩气物质平衡方程和二项式产能方程，得到井底流压预测公式
Figure DEST_PATH_IMAGE098
；
第二步：将初始的产气量
Figure 374950DEST_PATH_IMAGE096
和目前的累计产气量
Figure 727565DEST_PATH_IMAGE066
代入井底流压预测公式计算井 底流压
Figure 577709DEST_PATH_IMAGE099
；
第三步：根据公式
Figure 948647DEST_PATH_IMAGE068
计算出预测的产水量
Figure 209733DEST_PATH_IMAGE070
；
第四步：根据公式
Figure 298912DEST_PATH_IMAGE085
计算预测的累计产气量，将预测的累计产气量代入 第二步进行迭代，以一天为一个生产周期不断迭代，在完成一个时间步长
Figure 687168DEST_PATH_IMAGE036
或
Figure 912613DEST_PATH_IMAGE088
后结束；
第五步：将产气量减小
Figure 111644DEST_PATH_IMAGE038
后代入第二步继续迭代，直到
Figure 953698DEST_PATH_IMAGE093
。
6.根据权利要求1所述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其 特征在于：所述的S4003中4种排采工艺的工艺界限公式为：优选管柱的工艺界限公式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE101
，泡排的工艺界限公式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE103
，柱塞气举的工艺界限公式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE105
，连续气举的工艺界限公式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE107
；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE109
为排采工艺所需的最低井底流压，单 位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE111
为最低井口输压，单位为MPa；
Figure 866684DEST_PATH_IMAGE017
为井深，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE113
为气水混合物密度， 单位为kg/m3；
Figure DEST_PATH_IMAGE115
为两相摩阻系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE117
为气水混合物速度，单位为m/s；
Figure DEST_PATH_IMAGE119
为 管径，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE121
为单位长度井深，单位为m；
Figure DEST_PATH_IMAGE123
为泡沫密度，单位为kg/m3；
Figure DEST_PATH_IMAGE125
为泡沫摩阻 系数，为无量纲量；
Figure DEST_PATH_IMAGE127
为泡沫速度，单位为m/s；
Figure DEST_PATH_IMAGE129
为举升1方液体段塞的静液柱压力，单位 为MPa/m3；
Figure DEST_PATH_IMAGE131
为举升1方液体柱塞的摩阻压力，单位为MPa/m3；
Figure DEST_PATH_IMAGE133
为周期排水量，单位为 m3；
Figure DEST_PATH_IMAGE135
为克服柱塞重量所需压力，单位为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE137
为柱塞以下油管长度上的气体摩阻，单位 为MPa；
Figure DEST_PATH_IMAGE139
为注入点以上的平均压力梯度，单位为MPa/m；
Figure DEST_PATH_IMAGE141
为注入点以下的平均压力梯 度，单位为MPa/m；
Figure DEST_PATH_IMAGE143
为注入点深度，单位为m。
7.根据权利要求1所述的页岩气井全生产周期生产制度与排采工艺智能优化方法，其特征在于：所述的S4003中优选出经济效益最高的最优排采工艺的步骤为：
第一步：采用7个评价指标，分别为工艺成本、最短作业期、投资回收期、灵活性、地面流 程难易、管理难度、免修期，并确定对应评价指标的权重
Figure 290843DEST_PATH_IMAGE144
=[0.55，0.14，0.06，0.02，0.05， 0.05，0.13]；其中
Figure 660776DEST_PATH_IMAGE144
为7个指标的权值矩阵；
第二步：根据各排采工艺对应评价指标的值建立指标矩阵
Figure DEST_PATH_IMAGE146
；其中
Figure 990126DEST_PATH_IMAGE147
为指 标矩阵；
Figure DEST_PATH_IMAGE149
为指标矩阵
Figure 34699DEST_PATH_IMAGE150
第i行第j列的值，等于第i种排采工艺的第j个评价指标的值，为 无量纲量；i的取值为1、2、3、4；j的取值为1、2、3、4、5、6、7；
第三步：根据公式
Figure DEST_PATH_IMAGE152
计算出效用函数矩阵
Figure DEST_PATH_IMAGE154
；其中
Figure 47785DEST_PATH_IMAGE154
为效用函数矩 阵；
第四步：根据公式
Figure DEST_PATH_IMAGE156
计算综合效用值矩阵
Figure DEST_PATH_IMAGE158
，综合效用值
Figure DEST_PATH_IMAGE160
最大的排采工艺即最优排采工艺；其中
Figure DEST_PATH_IMAGE162
为综合效用矩阵；
Figure 8526DEST_PATH_IMAGE160
为综合效用值矩阵
Figure 44746DEST_PATH_IMAGE162
的第1行第i列的值，等于第i种排采工艺的综合效用值，为无量纲量；i的取值为1、2、3、4。
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