CN113417632B - 基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请提供一种基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法及装置，其中，方法包括：采集煤储层数据；基于所述煤储层数据，获得无因次油管压力和对应的无因次时间；对以所述无因次油管压力和无因次时间为坐标的散点进行线性拟合，得到线性函数；基于所述线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力。本申请提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法应用范围广，解决了低压、低渗、低产量以及无注水压降测试井区域的煤储层原始地层压力无法确定的问题。

Description

基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法及装置

技术领域

本申请涉及煤储层开发技术，尤其涉及一种基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法及装置。

背景技术

煤储层的煤层气藏原始地层压力是开发煤层气首要的关键参数。根据煤储层原始地层压力可进行煤层气藏类型的划分、煤层气的储量计算、排采制度的优化设计等，以进行煤层气藏的开发。

现有技术主要通过油气井中途测试(DST)和注水压降试井方法确定煤储层原始地层压力。DST是在煤气井正常钻进过程中，利用地层测试仪器进行测压、求产、取样，以获得动态条件下的煤气层参数。注水压降试井方法是用以一定排量和低于煤储层破裂压力的注入压力将水或KCl水溶液注入地层，然后关井进行压力恢复测试，通过压力计记录注入和关井阶段的井底压力随时间的变化，进而确定原始地层压力的试井方法。

现有技术中DST对于低压、低渗地层测得的数据不够精准甚至无法测得需求的数据。而注水压降试井方法测试成功率高，但其仅能获取采取注水压降测试的井对应的区域的数据。而煤层气藏其余无注水压降测试井的井区的原始地层压力难以通过注水压降试井方法确定。现有技术确定煤储层原始地层压力的方法均存在应用范围窄，获得的数据不全面的问题。亟需一种应用范围广且能获得每一煤层气藏生产井的原始地层压力的方法。

发明内容

本申请提供一种基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法及装置，以解决现有技术确定煤储层原始地层压力的方法应用范围窄，获得的数据不全面的问题。

第一方面，本申请提供一种基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法，包括：

采集煤储层数据；

基于所述煤储层数据，获得无因次油管压力和对应的无因次时间；

对以所述无因次油管压力和无因次时间为坐标的散点进行线性拟合，得到线性函数；

基于所述线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力。

第二方面，本申请提供一种装置，包括：

处理器和存储器；

所述存储器存储所述处理器可执行指令；

其中，所述处理器执行所述存储器存储的可执行指令，使得所述处理器执行如上所述的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法。

第三方面，本申请提供一种存储介质，所述存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如上所述的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法。

第四方面，本申请提供一种程序产品，包括计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现如上所述的方法。

本申请提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法及装置，创造性地通过煤储层开采过程中每一生产井的煤储层的基本参数和煤储层压裂后的无因次油管压力以及无因次时间，确定出了每一生产井的煤储层原始地层压力。本申请提供的确定煤储层原始地层压力的方法应用范围广，解决了低压、低渗、低产量以及无注水压降测试井区域的煤储层原始地层压力无法确定的问题。

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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，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为本申请实施例提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的系统示意图；

图2为本申请实施例提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法流程示意图一；

图3为本申请实施例提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法流程示意图二；

图4为本申请实施例提供的W1井无因次油管压力与无因次时间线性拟合图；

图5为本申请实施例提供的W2井无因次油管压力与无因次时间线性拟合图。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、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，所描述的实施例是本发明一部分实施例，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，都属于本申请保护的范围。

图1为本申请实施例提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的系统示意图。如图1所示，本实施例提供的确定煤储层原始地层压力的系统包括：煤储层的生产井11，油管12，检测设备13以及测井设备14。油管12置于生产井11中，且油管12和煤储层连通。油管12与检测设备13连接，检测设备13还与测井设备14连接。测井设备14在测井阶段与生产井11连接。进一步地，检测设备13包括测量探头131，处理器132以及存储器133。

具体地，在煤储层开采过程中的测井阶段，测井设备14采集生产井11对应区域的煤储层的基本参数并存储在测井设备14中。进一步地，煤储层的基本参数包括煤层埋深、煤储层厚度、压裂液密度、总压裂液量、压裂液稳定排量、压裂液体积系数、压裂液粘度以及应力敏感指数。在煤储层水力压裂阶段，地面与煤储层的唯一通道为油管12。工作人员通过油管12向生产井11中注入压裂液进行煤储层压裂，压裂后对生产井11进行井口关井处理即对油管12近地面端管口进行密封处理。随后，检测设备13通过测量探头131测量煤储层的压裂数据。可选地，测量探头131可以是电子压力计。进一步地，压裂数据包括油管压力和压裂后关井时间，其中油管压力通过测量探头131对油管12近地面端管口进行压力测量得到。然后检测设备13通过处理器132获取测量探头131测得的压裂数据，并将获取的压裂数据储存在存储器133中。此外，处理器132从测井设备14中获取煤储层的基本参数并储存在存储器133中。最后，处理器132对存储器133中储存的煤储层的基本参数和压裂数据进行处理，获得煤储层的原始地层压力。可选地，存储器133实时存储处理器132获取和处理后的数据以供复用。

在现有确定原始地层压力的技术中，DST通过将测量仪器深入到煤储层直接测量原始地层压力。对于低压、低渗地层由于生产井中煤层气产量低，DST测试时通常达不到DST测试所需的径向流，常导致DST测试失败。而注水压降试井方法测试成功率高，但其仅能适用于采取注水压降测试的井以获取对应区域的数据，而无注水压降测试井的区域的原始地层压力则无法通过该方法确定。且注水压降试井方法需要将压力测量仪器深入井底测量井底流压，对压力测量仪器损伤较大。

本实施例的主要改进点在于对煤储层基本参数和煤储层压裂后的压裂数据进行处理，获得煤储层的原始地层压力。目前在进行煤储层开采时，煤储层生产井通常都需要进行煤储层压裂处理。因此，本实施例提供的确定煤储层原始地层压力的方法适用于所有需进行煤储层压裂的煤储层生产井。此外，煤储层压裂后的压裂数据通过测量探头131直接从油管12的近地面端管口即井口就可测得，无需向井底深入测量仪器。压裂数据的测量操作简单，对测量设备无损伤。本实施例提供的方法解决了现有技术确定原始地层压力应用范围窄的问题，极大提高了确定原始地层压力的应用范围。

图2为本申请实施例提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法流程示意图一。本实施例是在图1的基础上对基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法流程进行详细说明。本实施例的执行主体可以为图1所示实施例中的处理器132，该方法包括：

S201、采集煤储层数据；基于煤储层数据，获得无因次油管压力和对应的无因次时间；

具体而言，处理器132采集每一生产井11的煤储层数据，具体地，处理器132从测量探头131中获取其测得的每一生产井11的煤储层的压裂数据，从测井设备14中获取其测得的每一生产井11的煤储层的基本参数。测量探头131测得煤储层的压裂数据以及测井设备14测得煤储层的基本参数的具体实现方式和数据种类与上述图1所示实施例中的测得方式类似，本实施例此处不再赘述。处理器132采集的每一生产井11的煤储层数据参考表1和表2所示。

表1 W1井和W2井的基本参数

参数	W1井	W2井	单位
				煤层埋深H	755.49	743.56	m
煤储层厚度h	4.90	4.88	m
				压裂液密度ρ<sub>1</sub>	1000	1000	kg/m<sup>3</sup>
总压裂液量V<sub>1</sub>	650.0	640.8	m<sup>3</sup>
				压裂液稳定排量q<sub>1</sub>	8	8	m<sup>3</sup>/min
压裂液体积系数B<sub>1</sub>	1	1	m<sup>3</sup>/sm<sup>3</sup>
				压裂液粘度μ<sub>1</sub>	1.5	1.5	mPa·s
应力敏感指数β	0.07	0.05	MPa<sup>-1</sup>

表2 W1井和W2井压裂数据

/>

/>

进一步地，处理器132将获取的每一生产井11的煤储层数据中的应力敏感指数β，油管压力p_t，总压裂液量V₁，压裂液稳定排量q₁以及压裂后关井时间Δt，采用公式进行处理分别得到无因次油管压力p_β和对应无因次时间t_w。具体地，

采用如下公式确定无因次油管压力p_β：

采用如下公式确定无因次时间t_w：

其中，/>

具体地，处理器132将表1中W1井和W2井的应力敏感指数β、总压裂液量V₁、压裂液稳定排量q₁的数值和表2中W1井和W2井的油管压力p_t、压裂后关井时间Δt的数值，按上述公式分别进行处理。然后，处理器132获得与表2对应的W1井和W2井处理后的压裂数据，即W1井和W2井的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w数据，具体参考表3所示。

表3 W1井和W2井处理后的压裂数据

/>

/>

S202、对以无因次油管压力和无因次时间为坐标的散点进行线性拟合，得到线性函数；

具体而言，处理器132以步骤S201确定的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w为坐标轴，得到每一生产井11的无因次油管压力p_β以及对应的无因次时间t_w的散点。处理器132对每一生产井11的对应的散点进行线性拟合，得到每一生产井11的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w的线性函数。可选地，处理器132以步骤S201确定的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w为坐标分别绘制每一生产井11对应的散点图。然后，处理器132在每一生产井11对应的散点图基础上进行线性拟合，得到每一生产井11无因次油管压力p_β和无因次时间t_w的线性函数p_β＝mt_w+b。其中，m为线性函数的斜率m，b为线性函数的截距。进一步地，b具体为线性函数的无因次油管压力坐标轴截距b。可选地，处理器132在每一生产井11对应的散点图基础上进行线性拟合时，可采用最小二乘法的线性拟合方法对每一生产井11对应的散点图中的散点进行线性拟合。

具体地，处理器132将表3中的W1井和W2井的数据分别进行散点图绘制，分别得到W1井和W2井的散点图。处理器132再以W1井和W2井的散点图为基础分别进行线性拟合，分别得到W1井和W2井的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w的线性函数。图4为W1井无因次油管压力与无因次时间线性拟合图。图5为W2井无因次油管压力与无因次时间线性拟合图。如图4所示，W1井的散点图经处理器132线性拟合后得到W1井的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w的线性函数为p_β＝0.3776t_w+0.9496。如图5所示，W2井的散点图经处理器132线性拟合后得到W2井的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w的线性函数为p_β＝0.2171t_w+0.9605。

S203、基于线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力；

具体而言，处理器132基于步骤S202获得每一生产井11的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w的线性函数的截距b，并结合每一生产井11的煤储层数据中的压裂液密度ρ₁、煤层埋深H、应力敏感指数β以及重力加速度g，采用如下公式确定煤储层的原始地层压力p_i：

其中，Δp₁＝10^-6ρ₁gH。

具体地，每一生产井11注入压裂液后关井，如不考虑压裂后关井期间煤储层裂缝网络渗透率的变化，井底流压计算公式为：

/>

其中，p_wf为井底流压，p_i为原始地层压力，q₁为压裂液稳定排量，μ₁为压裂液粘度，B₁为压裂液体积系数，k_fn为煤储层压裂后裂缝网络渗透率，h为煤储层厚度，t_p为压裂持续时间，

V₁为总压裂液量，Δt为压裂后关井时间。

由于煤储层应力敏感性较强，压裂后关井期间，孔隙压力降低，有效应力增加，压裂液中的部分支撑剂可能嵌入煤储层，造成煤储层裂缝网络渗透率逐渐降低。煤储层压裂后裂缝网络渗透率为压力的函数，即

其中，k_fn为煤储层压裂后裂缝网络渗透率，k_fns煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率，β为应力敏感指数；p为当前煤储层压裂后裂缝网络所受地层压力，p_i为原始地层压力。

因此，需考虑压裂后关井期间煤储层裂缝网络渗透率的变化，所以，井底流压计算公式为：

积分公式

并应用公式Δp_l＝p_wf-p_t＝10^-6ρ_lgH将井底流压转化为井口的油管压力即油管近地面端油管管口压力，可得到井口的油管压力变化公式为：

其中/>

具体地，处理器132获得井口的油管压力变化公式

其中/>

进一步地，处理器132根据步骤S201和S202中的公式：p_β＝mt_w+b，

处理器132运算获得/>

进而，处理器132获得并采用如下公式确定煤储层的原始地层压力：

其中，Δp₁＝10^-6ρ₁gH。

其中，p_i为原始地层压力，p_wf为井底流压，p为当前煤储层压裂后裂缝网络所受地层压，k_fn为煤储层压裂后裂缝网络渗透率，k_fns煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率，β为应力敏感指数力，q₁为压裂液稳定排量，μ₁为压裂液粘度，B₁为压裂液体积系数，h为煤储层厚度，t_p为压裂持续时间，

Δt为压裂后关井时间,p_β为无因次油管压力，t_w为无因次时间。

具体地，处理器132基于S202步骤中W1井的线性函数p_β＝0.3776t_w+0.9496中的截距值b＝0.9496，并结合表1中W1井的应力敏感指数力β＝0.07，压裂液密度ρ₁＝1000，煤层埋深H＝755.49、以及重力加速度g＝9.8，采用公式

确定出W1井的原始地层压力p_i1＝6.6650(MPa)。/>

同理地，处理器132基于S202步骤中W2井的线性函数为p_β＝0.2171t_w+0.9605中的截距值，结合表1中W2井的参数，确定出W2井的原始地层压力p_i2＝6.4809(MPa)。

可选地，处理器132对每一生产井11的数据均以一口生产井11为单位分别进行处理。对于同时采集到多口生产井的数据的，处理器132可以同时对每一生产井分别处理，也可以按预设阈值对每一生产井顺序处理。

本实施例提供一种基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法。通过对每一生产井在煤储层开采过程中的测井阶段采集煤储层的基本参数，在水力压裂阶段采集煤储层的压裂数据。基于每一生产井的煤储层的基本参数和压裂数据获得无因次油管压力和无因次时间。以无因次油管压力和无因次时间为坐标获得每一生产井的无因次油管压力和无因次时间的散点。接着对散点进行线性拟合获得每一生产井的无因次油管压力和无因次时间的线性函数。基于每一生产井的线性函数的无因次油管压力坐标轴截距确定每一生产井的煤储层的原始地层压力。

通过本申请实施例提供的确定煤储层原始地层压力的方法。创造性地将煤储层开采过程中的煤储层的基本参数和压裂数据用于确定每一生产井的煤储层原始地层压力。本申请实施例提供的确定煤储层原始地层压力的方法应用范围广，解决了低压、低渗、低产量以及无注水测试井区域的煤储层原始地层压力无法确定的问题。压裂数据通过井口关井后对油管近地面端的管口处测量可得，操作便捷，避免了煤储层或井底地层对测量仪器的损伤。

图3为本申请实施例提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法流程示意图二。图3是对本申请提供的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法进行进一步说明。如图3所示，该方法包括：

S301、采集煤储层数据，基于煤储层数据，获得无因次油管压力和对应的无因次时间；

S302、对以无因次油管压力和无因次时间为坐标的散点进行线性拟合，得到线性函数；

S303、基于线性函数的无因次油管压力坐标轴截距，并结合煤储层数据，获得煤储层原始地层压力；

具体而言，步骤S301-S303的具体实现方式与图2所示实施例中的步骤S201-S203的具体实现方式类似，本实施例此处不再重复赘述。

S304、基于线性函数的截距和斜率，获得煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率；

具体而言，处理器132基于步骤S302类似的步骤S202获得每一生产井11的无因次油管压力p_β和无因次时间t_w的线性函数的截距b和斜率m，并结合每一生产井11的煤储层数据中的应力敏感指数β、压裂液稳定排量q₁、压裂液粘度μ₁、压裂液体积系数B₁以及煤储层厚度h，采用如下公式确定煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率k_fns：

其中，/>

具体地，处理器132获得步骤S303类似的步骤S203中的井口的油管压力变化公式：

其中/>

/>

进一步地，处理器132结合步骤S301和S302类似的步骤S201和S202中p_β＝mt_w+b，

进一步地，处理器132获得/>

进而，处理器132采用公式/>

确定出k_fns的值，其中，/>

其中，p_i为原始地层压力，p_wf为井底流压，p为当前煤储层压裂后裂缝网络所受地层压，k_fn为煤储层压裂后裂缝网络渗透率，k_fns煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率，β为应力敏感指数力，q₁为压裂液稳定排量，μ₁为压裂液粘度，B₁为压裂液体积系数，h为煤储层厚度，t_p为压裂持续时间，

Δt为压裂后关井时间，p_β为无因次油管压力，t_w为无因次时间，b为无因次油管压力坐标轴截距，m为斜率。

具体地，处理器132基于步骤S302类似的步骤S202中W1井的线性函数p_β＝0.3776t_w+0.9496中的截距值b＝0.9496和斜率值m＝0.3776，结合表1中W1井的应力敏感指数力β＝0.07，压裂液稳定排量q₁＝8，压裂液粘度μ₁＝1.5，压裂液体积系数B₁＝1以及煤储层厚度h＝4.90，确定W1井的煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率k_fns1＝1.3166(μm²)。

同理地，处理器132基于步骤S302类似的步骤S202中W2井的线性函数为p_β＝0.2171t_w+0.9605中的截距值和斜率值，结合表1中W2井的参数，确定W2井的煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率k_fns2＝1.6612(μm²)。

可选地，处理器132对每一生产井11的数据均以一口生产井11为单位分别进行处理。对于同时采集到的多口生产井的数据，处理器132可以同时对每一生产井分别处理，也可以按预设阈值对每一生产井顺序处理。

本实施例提供一种基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法。通过对每一生产井在煤储层开采过程中的测井阶段采集煤储层的基本参数，在水力压裂阶段采集煤储层的压裂数据。基于每一生产井的煤储层的基本参数和压裂数据获得无因次油管压力和无因次时间。以无因次油管压力和无因次时间为坐标获得每一生产井的无因次油管压力和无因次时间的散点。接着对散点进行线性拟合获得每一生产井的无因次油管压力和无因次时间的线性函数。基于每一生产井的线性函数的无因次油管压力坐标轴截距和线性函数的斜率确定每一生产井的煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率。

通过本申请实施例提供的确定煤储层原始地层压力的方法。不但创造性地将煤储层开采过程中的煤储层的基本参数和压裂数据用于确定每一生产井的煤储层原始地层压力，还用于确定每一生产井的煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率。本申请实施例提供的确定煤储层原始地层压力的方法的应用范围广，解决了低压、低渗、低产量以及无注水测试井区域的煤储层原始地层压力无法确定的问题。压裂数据通过井口关井后对油管近地面端的管口处测量可得，操作便捷，避免了煤储层或井底地层对测量仪器的损伤。

本申请实施例还提供一种装置，该装置包括处理器和存储器，存储器存储有处理器可执行指令，使得该处理器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。应理解，上述处理器可以是中央处理单元(英文：Central Processing Unit，简称：CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(英文：Digital Signal Processor，简称：DSP)、专用集成电路(英文：Application SpecificIntegrated 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。

本申请实施例还提供一种存储介质，该存储介质中存储有计算机执行指令，这些计算机执行指令被处理器执行时，实现上述的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法。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。

本申请实施例还提供一种程序产品，如计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现本申请所涵盖的基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法。

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：以上实施方式仅用以说明本发明的技术方案，而非对其进行限制；尽管参照前述实施方式对本发明已经进行了详细的说明，但本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施方式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实施方式技术方案的范围。

Claims (8)

1.一种基于压裂后压力确定煤储层原始地层压力的方法，其特征在于，包括：

采集煤储层数据；

基于所述煤储层数据，获得无因次油管压力和对应的无因次时间；

对以所述无因次油管压力和无因次时间为坐标的散点进行线性拟合，得到线性函数；

基于所述线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力；

所述煤储层数据包括应力敏感指数β，油管压力p_t，总压裂液量V₁，压裂液稳定排量q₁以及压裂后关井时间Δt；

相应的，所述基于所述煤储层数据，获得无因次油管压力和对应的无因次时间，包括：

采用如下公式确定无因次油管压力p_β：

采用如下公式确定无因次时间t_w：

其中，

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述线性函数的截距包括所述线性函数的无因次油管压力坐标轴截距。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述煤储层数据还包括压裂液密度ρ₁、煤层埋深H以及重力加速度g；

相应的，所述基于所述线性函数的截距，获得煤储层原始地层压力，包括：

基于所述无因次油管压力坐标轴截距b，并结合所述压裂液密度ρ₁、煤层埋深H、重力加速度g以及应力敏感指数β，采用如下公式确定煤储层原始地层压力p_i：

其中，Δp₁＝10^-6ρ₁gH。

4.根据权利要求1-3任一项所述的方法，其特征在于，所述对以所述无因次油管压力和无因次时间为坐标的散点进行线性拟合，得到线性函数，包括：

以所述无因次油管压力和无因次时间为坐标绘制散点图；

对所述散点图中的散点采用最小二乘法进行线性拟合，得到无因次油管压力和无因次时间的线性函数。

5.根据权利要求1-3任一项所述的方法，其特征在于，还包括：

基于所述线性函数的截距和斜率，获得煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述煤储层数据包括应力敏感指数β、压裂液稳定排量q₁、压裂液粘度μ₁、压裂液体积系数B₁以及煤储层厚度h；

相应的，所述基于所述线性函数的截距和斜率，还获得煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率，包括：

基于所述线性函数的斜率m和线性函数的无因次油管压力坐标轴截距b，并结合所述煤储层数据，采用如下公式确定煤储层压裂后裂缝网络稳定的渗透率k_fns：

其中，

7.一种装置，其特征在于，包括：处理器和存储器；

所述存储器存储所述处理器可执行指令；

其中，所述处理器执行所述存储器存储的可执行指令，使得所述处理器执行如权利要求1-6任一项所述的方法。

8.一种存储介质，其特征在于，所述存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如权利要求1-6任一项所述的方法。

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