CN114169263B - 基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法 - Google Patents

Abstract

本说明书涉及油气田开发技术领域，具体地公开了一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法，包括：构建页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型；引入拟压力和拟时间，利用分离变量法和杜哈梅原理对裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解；利用分离变量法和杜哈梅原理对基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系和平均饱和度随时间的变化关系；基于直线形式解析解、平均压力及平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定页岩油气藏的裂缝参数。上述方案能够准确及时地求取页岩油气藏储层的裂缝参数。

Description

基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法

技术领域

本说明书涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法。

背景技术

针对油气藏裂缝参数反演技术，目前主要方法为井间微地震技术、试井分析和生产动态分析技术。井间微地震可以获得裂缝几何形态、复杂程度和空间位置等信息，但难以定量评价裂缝渗透率、孔隙体积等渗流参数；试井分析能够定量评价裂缝渗流参数，但由于需要关井测试，经济性较差；生产动态分析虽然经济性强、数据获取简单经济，但解释精度低，而且其需要长期生产数据的特性制约了该技术在裂缝参数反演方面的时效性。

近些年，发展出了通过分析压裂液返排数据来反演裂缝参数的新技术，凭借其定量、经济、及时的优势，该技术已呈现出规模化应用。然而，目前基于压裂液返排数据的裂缝反演模型，无法耦合气水或油水两相复合流动以及纳米孔隙中的微观渗流机理，因此对于纳米孔隙占主导的页岩油气藏并不适用。此外，现有反演模型都是针对油藏或气藏分别单独建立的，缺少一种对油藏和气藏普适的裂缝参数反演方法。为更准确、及时地求取页岩储层的裂缝参数，有必要开展基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法研究。

针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。

发明内容

本说明书实施例提供了一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法，以解决现有技术中的基于压裂液返排数据的裂缝反演模型不适用于页岩油气藏的问题。

本说明书实施例提供了一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法，包括：基于压裂液返排数据，构建页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型；引入拟压力和拟时间，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解，其中，所述直线形式解析解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数；利用分离变量法和杜哈梅原理对所述基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述直线形式解析解中涉及所述基质向裂缝窜流量；联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系；基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数。

在一个实施例中，所述页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型满足以下至少之一：在压裂液返排过程中，所述页岩油气藏的裂缝和基质内为油水或气水两相流动；所述页岩油气藏的储层均质等厚，流体在裂缝内流动遵循达西定律，忽略重力、毛管力、井筒存储效应和表皮效应；所述页岩油气藏的多个裂缝中各裂缝的几何形态和渗流参数相同并纵向穿透所述页岩油气藏的储层，忽略裂缝端面以外的流体供给；所述页岩油气藏的裂缝和基质微可压缩，所述页岩油气藏的裂缝和基质内的油和水为微可压缩流体，具有恒定的压缩系数；所述页岩油气藏的裂缝和基质内的气体满足真实气体状态方程。

在一个实施例中，所述页岩油气藏的基质渗流数学模型满足以下至少之一：所述页岩油气藏的基质中的有机孔和无机孔假设为平行排列的圆形微纳米管，彼此之间没有流体传输，所述有机孔和所述无机孔具有相同的孔隙压力和应力敏感性；压裂液侵入所述基质的无机孔，无机孔内的水分子分布在近壁附近，孔壁的亲水性使得忽略液固界面处的滑脱效应，油或气赋存在所述无机孔的体相区域，油气分子与水膜间具有滑脱效应；页岩油气藏储层改造过程中侵入到有机孔的压裂液忽略不计，所述有机孔内假设为单相气或单相油；油相在所述有机孔内的赋存和流动状态满足页岩油藏的模型假设，即在连续流基础上考虑滑脱效应以及流体物性在孔壁区域和体相区域的不均匀分布特性；气相在所述有机孔内的赋存和流动状态满足页岩气藏的模型假设，即在连续流基础上考虑滑脱效应、努森扩散、表面扩散和Langmuir单层吸附解吸规律。

在一个实施例中，构建页岩油气藏的基质渗流数学模型，包括：建立所述页岩油气藏的基质的渗流基本模型；构建所述页岩油气藏的基质的微观流动模型，其中，所述微观流动模型中利用达西定律将有机孔中的油相或气相的质量流量转化为页岩的有机质的表观渗透率以及将无机孔中的油相或气相的质量流量转化为页岩的无机质的表观渗透率。

在一个实施例中，基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数，包括：将预设的裂缝初始孔隙体积作为迭代初值，对每一个时间步，联立求解多相流体中的各相流体对应的物质平衡方程，得到平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系；基于所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系，计算拟压力和拟时间；对于多相流体中的各相流体，根据所述直线形式解析解、所述拟压力和拟时间，生成对应的诊断曲线和特征曲线；根据生成的诊断曲线和特征曲线求取裂缝初始孔隙体积和渗透率；将求解得到的裂缝初始孔隙体积与迭代初值进行对比，在相对误差大于设定的公差值的情况下，则将计算得到的裂缝初始孔隙体积作为迭代初值并重复上述步骤直至相对误差小于设定的公差；在相对误差小于设定的公差的情况下，迭代收敛，将计算得到的裂缝初始孔隙体积和渗透率作为页岩油气藏的裂缝参数。

在一个实施例中，所述直线形式解析解包括：

其中，RNP为产量规整化拟压力，w_f为裂缝宽度，h为裂缝高度，μ为流体粘度，B为体积系数，φ为孔隙度，C为压缩系数，k为渗透率，t_spj,1为线性流叠加拟时间，t_spj,2为边界控制流叠加拟时间，V为孔隙体积，下标j表示某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标f表示裂缝，下标ej表示有效参数，下标i表示初始值，下标sp表示叠加拟变量。

在一个实施例中，所述拟压力和所述拟时间包括：

其中，m_j,f为裂缝拟压力，t为时间，t_pj,f为裂缝拟时间：m_j,m(p)为基质拟压力：t_pj,m为基质拟时间，t_spj,1为线性流叠加拟时间，t_spj,2为边界控制流叠加拟时间，p表示压力，

表示平均压力，μ为流体粘度，B为体积系数，k为渗透率，k_r为相对渗透率，φ为孔隙度，S为饱和度，

表示平均饱和度，φ为孔隙度，C为压缩系数，N为离散后的时间步数，n为正整数，q为流量；下标j表示某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标f表示裂缝，下标b表示基准值，下标ej表示有效参数，下标i表示初始值，下标sp表示叠加拟变量，下标m表示基质，下标p表示拟变量。

本说明书实施例还提供了一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演装置，包括：构建模块，用于基于压裂液返排数据，构建页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型；解析模块，用于引入拟压力和拟时间，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解，其中，所述直线形式解析解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数；求解模块，用于利用分离变量法和杜哈梅原理对所述基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述直线形式解析解中涉及所述基质向裂缝窜流量；辅助模块，用于联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系；反演模块，用于基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数。

本说明书实施例还提供一种计算机设备，包括处理器以及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现上述任意实施例中所述的基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法的步骤。

本说明书实施例还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，所述指令被执行时实现上述任意实施例中所述的基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法的步骤。

在本说明书实施例中，提供了一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法，可以基于压裂液返排数据，构建页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型，引入拟压力和拟时间，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解，其中，所述直线形式解析解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述直线形式解析解中涉及所述基质向裂缝窜流量，联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系，基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数。上述方案中，以不稳定渗流理论为基础，耦合裂缝与基质间油水或气水两相复合流动以及流体在页岩储层中的复杂渗流机理，建立了裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型，通过引入拟压力、拟时间函数，结合物质平衡方程和杜哈梅原理，对模型进行半解析求解，最终形成了一套划分两相流动段的诊断曲线和反演裂缝参数的直线分析方法，从而准确反演裂缝参数。通过上述方案解决了现有技术中的基于压裂液返排数据的裂缝反演模型不适用于页岩油气藏的问题，达到了准确及时地求取页岩油气藏储层的裂缝参数的技术效果。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本说明书的进一步理解，构成本说明书的一部分，并不构成对本说明书的限定。在附图中：

图1示出了本说明书实施例中基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法的应用场景的示意图；

图2示出了本说明书实施例中的裂缝参数反演物理模型的示意图；

图3示出了示出了本说明书实施例中的基质渗流物理模型的示意图；

图4示出了本说明书实施例中的二维两相流动诊断曲线图；

图5示出了本说明书实施例中的二维两相拟裂缝线性流特征曲线；

图6示出了本说明书实施例中的二维两相拟裂缝边界控制流特征曲线；

图7示出了本说明书具体实施例中的气体、压裂液及井底流压与时间关系曲线；

图8示出了本说明书具体实施例中得到的裂缝与基质平均压力曲线；

图9示出了本说明书具体实施例中得到的裂缝与基质平均饱和度曲线；

图10示出了本说明书具体实施例中得到的气相表观渗透率随压力变化关系曲线；

图11示出了本说明书具体实施例中得到的水相表观渗透率随压力变化关系曲线；

图12示出了本说明书具体实施例中得到的水相诊断曲线；

图13示出了本说明书具体实施例中得到的气相诊断曲线；

图14示出了本说明书具体实施例中得到的水相拟裂缝线性流特征曲线(左图)和水相拟裂缝边界控制流特征曲线(右图)；

图15示出了本说明书具体实施例中得到的气相拟裂缝边界控制流特征曲线；

图16示出了本说明书实施例中的基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演装置的示意图；

图17示出了本说明书实施例中的计算机设备的示意图。

具体实施方式

下面将参考若干示例性实施方式来描述本说明书的原理和精神。应当理解，给出这些实施方式仅仅是为了使本领域技术人员能够更好地理解进而实现本说明书，而并非以任何方式限制本说明书的范围。相反，提供这些实施方式是为了使本说明书公开更加透彻和完整，并且能够将本公开的范围完整地传达给本领域的技术人员。

本领域的技术人员知道，本说明书的实施方式可以实现为一种系统、装置设备、方法或计算机程序产品。因此，本说明书公开可以具体实现为以下形式，即：完全的硬件、完全的软件(包括固件、驻留软件、微代码等)，或者硬件和软件结合的形式。

考虑到现有的基于压裂液返排数据的裂缝反演模型由于无法耦合气水或油水两相复合流动以及纳米孔隙中的微观渗流机理而不适用于纳米孔隙占主导的页岩油气藏，发明人通过研究，针对页岩储层，提出了一种更能真实地反映地层两相流体流动、且对油藏和气藏普适的裂缝参数反演方法。

发明人考虑到，油藏和气藏裂缝参数反演的本质差异体现为油和气物性之间的差异以及油水和气水渗流机理的差异。因此，发明人通过研究提出的裂缝参数反演方法，通过定义广义的裂缝拟压力和拟时间函数，将油和气的流体物性的差异考虑进同一渗流数学模型中。而且，通过定义表观渗透率，将油水和气水的渗流机理差异考虑进同一基质渗流模型中。基于此，可以得到一种对油藏和气藏普适的裂缝参数反演方法。上述方法以不稳定渗流理论为基础，耦合裂缝与基质间油水或气水两相复合流动以及流体在页岩储层中的复杂渗流机理，建立了裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型。通过引入拟压力、拟时间函数，结合物质平衡方程和杜哈梅原理，对模型进行半解析求解，最终形成了一套划分两相流动段的诊断曲线和反演裂缝参数的直线分析方法，从而准确反演裂缝初始孔隙体积和渗透率。

基于此，本说明书实施例提供了一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法。图1示出了本说明书一实施例中基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法的流程图。虽然本说明书提供了如下述实施例或附图所示的方法操作步骤或装置结构，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法或装置中可以包括更多或者更少的操作步骤或模块单元。在逻辑性上不存在必要因果关系的步骤或结构中，这些步骤的执行顺序或装置的模块结构不限于本说明书实施例描述及附图所示的执行顺序或模块结构。所述的方法或模块结构的在实际中的装置或终端产品应用时，可以按照实施例或者附图所示的方法或模块结构连接进行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，甚至分布式处理环境)。

具体地，如图1所示，本说明书一种实施例提供的基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法可以包括以下步骤：

步骤S101，基于压裂液返排数据，构建页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型。

具体地，对于页岩油气藏，可以基于压裂液返排数据建立裂缝内两相流动的裂缝参数反演物理模型与基质内两相流动耦合的渗流物理模型。其中，压裂液返排数据是指页岩油气藏在压裂液返回阶段的各种数据，可以包括以下至少之一：初始裂缝压力、原始裂缝孔隙度、有效裂缝数量、裂缝宽度、裂缝水相初始饱和度、原始基质孔隙度、基质渗透率、基质压缩系数、基质水相初始饱和度、基质残留气饱和度、基质束缚水饱和度、气体或油相对密度、水相压缩系数、水相粘度、水相密度、原始地层压力、地层温度和储层厚度等。基质内两相流动耦合的渗流物理模型中的基质系统根据扫描电镜图像可以被分为带有纳米级孔隙的有机质和带有纳米级孔隙的无机质。之后，可以基于页岩油气藏的裂缝参数反演物理模型，对裂缝流动进行建模，得到裂缝参数反演数学模型。基于基质内两相流动耦合的渗流物理模型对基质流动进行建模，得到基质渗流数学模型。

请参考图2，示出了本说明书实施例中的裂缝参数反演物理模型的示意图。如图2所示，裂缝中存在两相流体，包括水相流体、油或气相流体(取决于是油藏还是气藏)。图2中，y方向为沿着井筒的方向，x方向为与井筒垂直的方向。图2中，w_f表示缝宽，x_f表示缝长，h表示缝高。请参考图3，示出了本说明书实施例中的基质渗流物理模型的示意图。如图3所示，基质中可以包括无机孔和有机孔。关于图3中的参数，ρ表示流体密度，μ为流体粘度，δ表示近壁区域的流体薄层厚度，R表示孔隙半径，v表示基质孔隙内流体流动速度。关于图3中的参数下标，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；m表示基质；om表示有机；im表示无机；nw表示近壁区；bh表示体相区；sh表示滑脱；h表示烃类物质(油或气)。

根据裂缝参数反演物理模型和基质渗流物理模型，裂缝-基质系统内流体的流动方式由近及远为：裂缝内压裂液和少量残余油或气向井筒流动、储层基质内流体受基质和裂缝之间压差作用通过裂缝面进行供给、基质内部流体向垂直裂缝面方向流动。压裂液返排渗流模型可分为裂缝流动和基质流动，可以分别对两种流动过程进行建模，在裂缝面进行压力和流量耦合，建立压裂液返排不稳定流动渗流数学模型。

步骤S102，引入拟压力和拟时间，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解，其中，所述直线形式解析解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数。

步骤S103，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述直线形式解析解中涉及所述基质向裂缝窜流量。

在建立裂缝参数反演物理模型和基质渗流物理模型之后，考虑到油藏和气藏裂缝参数反演的本质差异体现为油和气物性之间的差异以及油水和气水渗流机理的差异。因此，可以通过定义广义的裂缝拟压力和拟时间，将油和气的流体物性的差异考虑进同一数学模型中。在引入拟压力和拟时间之后，可以利用分离变量法和杜哈梅原理对裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解。可以对直线形式解析解进行直线分析。直线形式解析解中可以包含页岩油气藏的裂缝参数。其中，裂缝参数可以包括裂缝初始孔隙体积和渗透率等参数。直线形式解析解中涉及基质向裂缝窜流量，为了确定基质向裂缝窜流量，可以利用分离变量法和杜哈梅原理对基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量。

步骤S104，联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系。

步骤S105，基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数。

为了求解直线形式解析解中的裂缝参数，可以先确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系。因此，可以联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系。在得到裂缝和基质内的平均压力和平均饱和度哦随时间的变化关系之后，可以基于直线形式解析解、平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系，对裂缝参数进行反演迭代，以确定页岩油气藏的裂缝参数。

上述实施例中的方案，以不稳定渗流理论为基础，耦合裂缝与基质间油水或气水两相复合流动以及流体在页岩储层中的复杂渗流机理，建立了裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型，通过引入拟压力、拟时间函数，结合物质平衡方程和杜哈梅原理，对模型进行半解析求解，最终形成了一套划分两相流动段的诊断曲线和反演裂缝参数的直线分析方法，从而准确反演裂缝参数。通过上述方案解决了现有技术中的基于压裂液返排数据的裂缝反演模型不适用于页岩油气藏的问题，达到了准确及时地求取页岩油气藏储层的裂缝参数的技术效果。

在本说明书一些实施例中，所述页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型可以满足以下至少之一：在压裂液返排过程中，所述页岩油气藏的裂缝和基质内为油水或气水两相流动；所述页岩油气藏的储层均质等厚，流体在裂缝内流动遵循达西定律，忽略重力、毛管力、井筒存储效应和表皮效应；所述页岩油气藏的多个裂缝中各裂缝的几何形态和渗流参数相同并纵向穿透所述页岩油气藏的储层，忽略裂缝端面以外的流体供给；所述页岩油气藏的裂缝和基质微可压缩，所述页岩油气藏的裂缝和基质内的油和水为微可压缩流体，具有恒定的压缩系数；所述页岩油气藏的裂缝和基质内的气体满足真实气体状态方程。

在本说明书一些实施例中，所述页岩油气藏的基质渗流数学模型可以满足以下至少之一：所述页岩油气藏的基质中的有机孔和无机孔假设为平行排列的圆形微纳米管，彼此之间没有流体传输，所述有机孔和所述无机孔具有相同的孔隙压力和应力敏感性；压裂液侵入所述基质的无机孔，无机孔内的水分子分布在近壁附近，孔壁的亲水性使得忽略液固界面处的滑脱效应，油或气赋存在所述无机孔的体相区域，油气分子与水膜间具有滑脱效应；页岩油气藏储层改造过程中侵入到有机孔的压裂液忽略不计，所述有机孔内假设为单相气或单相油；油相在所述有机孔内的赋存和流动状态满足页岩油藏的模型假设，即在连续流基础上考虑滑脱效应以及流体物性在孔壁区域和体相区域的不均匀分布特性；气相在所述有机孔内的赋存和流动状态满足页岩气藏的模型假设，即在连续流基础上考虑滑脱效应、努森扩散、表面扩散和Langmuir单层吸附解吸规律。

在本说明书一些实施例中，构建页岩油气藏的基质渗流数学模型，可以包括：建立所述页岩油气藏的基质的渗流基本模型；构建所述页岩油气藏的基质的微观流动模型，其中，所述微观流动模型中利用达西定律将有机孔中的油相或气相的质量流量转化为页岩的有机质的表观渗透率以及将无机孔中的油相或气相的质量流量转化为页岩的无机质的表观渗透率。上述实施例中，通过定义表观渗透率，可以将油水和气水的渗流机理差异考虑进同一基质渗流模型中。

在本说明书一些实施例中，基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数，包括：将预设的裂缝初始孔隙体积作为迭代初值，对每一个时间步，联立求解多相流体中的各相流体对应的物质平衡方程，得到平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系；基于所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系，计算拟压力和拟时间；对于多相流体中的各相流体，根据所述直线形式解析解、所述拟压力和拟时间，生成对应的诊断曲线和特征曲线；根据生成的诊断曲线和特征曲线求取裂缝初始孔隙体积和渗透率；将求解得到的裂缝初始孔隙体积与迭代初值进行对比，在相对误差大于设定的公差值的情况下，则将计算得到的裂缝初始孔隙体积作为迭代初值并重复上述步骤直至相对误差小于设定的公差；在相对误差小于设定的公差的情况下，迭代收敛，将计算得到的裂缝初始孔隙体积和渗透率作为页岩油气藏的裂缝参数。

在本说明书一些实施例中，所述直线形式解析解可以包括：

其中，RNP为产量规整化拟压力，w_f为裂缝宽度，h为裂缝高度，μ为流体粘度，B为体积系数，φ为孔隙度，C为压缩系数，k为渗透率，t_spj,1为线性流叠加拟时间，t_spj,2为边界控制流叠加拟时间，V为孔隙体积，下标j表示某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标f表示裂缝，下标ej表示有效参数，下标i表示初始值，下标sp表示叠加拟变量。

在本说明书一些实施例中，所述拟压力和所述拟时间可以包括：

其中，m_j,f为裂缝拟压力，t为时间，t_pj,f为裂缝拟时间：m_j,m(p)为基质拟压力：t_pj,m为基质拟时间，t_spj,1为线性流叠加拟时间，t_spj,2为边界控制流叠加拟时间，p表示压力，

表示平均压力，μ为流体粘度，B为体积系数，k为渗透率，k_r为相对渗透率，φ为孔隙度，S为饱和度，

表示平均饱和度，φ为孔隙度，C为压缩系数，N为离散后的时间步数，n为正整数，q为流量；下标j表示某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标f表示裂缝，下标b表示基准值，下标ej表示有效参数，下标i表示初始值，下标sp表示叠加拟变量，下标m表示基质，下标p表示拟变量。

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。具体的可以参照前述相关处理相关实施例的描述，在此不做一一赘述。

上述对本说明书特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。在某些实施方式中，多任务处理和并行处理也是可以的或者可能是有利的。

下面结合一个具体实施例对上述方法进行说明，然而，值得注意的是，该具体实施例仅是为了更好地说明本说明书，并不构成对本说明书的不当限定。

针对页岩油气藏储层，本方案提出了一种更能真实地反映地层两相流体流动、且对油藏和气藏普适的裂缝反演方法。针对页岩复杂渗流特征，建立一种耦合两相流动和复杂渗流机理的渗流数学模型并半解析求解，为后续裂缝参数计算做准备。基于模型解析解，形成一套用于参数反演和压裂评价的压裂液返排数据解释分析工作流程。该工作流程包含流动段划分和直线分析两部分。流动段划分是指通过建立的两相诊断曲线分析压裂液返排数据，进而识别返排过程中的两个流动段。直线分析是通过提取特征曲线上的斜率和截距，计算各流动阶段对应的裂缝参数。利用建立的方法对美国Marcellus页岩气藏压裂井返排数据进行分析，计算了该井的裂缝参数，为同类油气藏的开发提供科学有效的技术参考和理论支持。

本具体实施例中的基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法中，各个公式中的参数及其下标的物理含义如下：

下标包括：

j：某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；

f：裂缝；

m：基质；

om：有机；

im：无机；

nw：近壁区；

bh：体相区；

sh：滑脱；

h：烃类物质(油或气)；

p：拟变量(时间)；

sp：叠加拟变量(时间)；

ej：有效参数；

i：初始值；

sj：某一相流体的窜流量；

b：基准值；

d：吸附解析项。

参数包括：

μ：流体粘度，mPa·s；

k：渗透率，mD；

k_r：相对渗透率，-；

B：体积系数，m³/m³；

p：压力，MPa；

S：饱和度，-；

Φ：孔隙度，-；

C：压缩系数，MPa^-1；

t：时间，d；

q：流量，m³/d；

w_f：缝宽，m；

h：缝高，m；

V：孔隙体积，m³；

x：沿着裂缝方向的坐标，m；

y：沿着基质方向的坐标，m；

τ：孔隙迂曲度，-；

J：质量流量，kg/s；

R：孔隙半径，m；

ρ：流体密度，kg/m³；

ψ：基质内的有机质体积分数，-；

δ：近壁区域的流体薄层厚度，m；

v：基质孔隙内流体流动速度，m/s；

λ：流体在界面的滑脱长度，m；

m()：拟压力，MPa；

m₁，m₂：直线段斜率；

b：直线段截距；

Q：累计产量，m³。

本说明书实施例中规定页岩油气藏裂缝参数反演物理模型假设条件如下：返排过程中，裂缝和基质内为油水或气水两相流动；储层均质等厚，流体在裂缝内流动遵循达西定律，忽略重力、毛管力、井筒存储效应和表皮效应；各条裂缝的几何形态和渗流参数相同，纵向穿透储层，裂缝端面以外的流体供给可忽略；裂缝和基质微可压缩，油和水为微可压缩流体，具有恒定的压缩系数。气体满足真实气体状态方程。油、气、水的粘度和体积系数均随压力变化。

请参考图2，示出了页岩油气藏裂缝参数反演物理模型。页岩油气藏裂缝参数反演物理模型中涉及的相关基础定义以及相关参数：

裂缝拟压力：

裂缝拟时间：

基质拟压力：

基质拟时间：

线性流叠加拟时间：

边界控制流叠加拟时间：

产量规整化拟压力：RNP_j＝(m_j,f(p_fi)–m_j,f(p_wf))/q_j (7)

裂缝有效压缩系数：

基质有效压缩系数：

基质调查距离内的初始孔隙体积：V_j,mi＝y_jx_fhφ_mi (10)

页岩油气藏基质渗流物理模型假设条件如下：有机孔和无机孔可假设为平行排列的圆形微纳米管，彼此之间没有流体传输。有机孔和无机孔具有相同的孔隙压力和应力敏感性；由于无机质的亲水性，压裂液主要侵入到基质的无机孔，无机孔内的水分子主要分布在近壁附近，孔壁的亲水性使得液—固界面处的滑脱效应可以忽略。油或气赋存在无机孔的体相区域，油气分子与水膜间具有滑脱效应；由于有机质的疏水性，储层改造过程中侵入到有机孔的压裂液可以忽略不计，有机孔内假设为单相气或单相油；油相在有机孔内的赋存和流动状态满足页岩油藏的模型假设，即在连续流基础上考虑滑脱效应以及流体物性在孔壁区域和体相区域的不均匀分布特性；气相在有机孔内的赋存和流动状态满足页岩气藏的模型假设，即在连续流基础上考虑滑脱效应、努森扩散、表面扩散和Langmuir单层吸附解吸规律。

请参考图3，示出了页岩油气藏基质渗流物理模型。本实施例中的页岩油气藏基质渗流物理模型的相关参数包括：

页岩有机质的油或气相表观渗透率：

页岩无机质的油或气相表观渗透率：

基质内油或气的综合表观相渗透率：k_h,m＝ψk_h,om+(1-ψ)k_h,im (13)

无机质内的水相表观渗透率：

无机孔内体相区油或气相流动速度：

无机孔内近壁区水相流动速度：

可以基于页岩油气藏裂缝参数反演物理模型，建立页岩油气藏裂缝参数反演数学模型。裂缝内流动控制方程及定解条件如下：

通过引入拟压力和拟时间可将控制方程线性化，再引入叠加拟时间与产量规整化拟压力RNP_j，利用分离变量法和杜哈梅原理，可以得到直线形式的变产量生产条件下解析解：

其中，C_ej,f中涉及到的基质向裂缝窜流量q_sj通过求解基质内流动控制方程获得：

利用分离变量法和杜哈梅原理可以得到基质方程的解析解为：

接下来进行流动段划分与直线分析。具体的，根据公式(18)中RNP_j和

呈现的线性关系，将返排过程中井底流压p_wf和返排量q_j随时间t的变化数据画在dRNP_j/d lnt_spjvs.t_spj的双对数曲线上，即诊断曲线。请参考图4，示出了本说明书实施例中的二维两相流动诊断曲线图。

请参考图5，示出了本说明书实施例中的二维两相拟裂缝线性流特征曲线。如图5所示，返排早期的拟裂缝线性流阶段将呈现出斜率为1/2的直线。将返排数据以

为横坐标、RNP_j为纵坐标画在直角坐标系上(线性流特征曲线)，提取拟裂缝线性流阶段的直线斜率(记为m₁)，可以计算裂缝初始渗透率如下：

根据公式(19)中RNP_j和t_spj,2呈现的线性关系，将返排过程中井底流压p_wf和返排量q_j随时间t的变化数据画在dRNP_j/d ln t_spj vs.t_spj的双对数诊断曲线。请参考图6，示出了本说明书实施例中的二维两相拟裂缝边界控制流特征曲线。如图6所示，返排晚期的拟裂缝边界控制流阶段将呈现出斜率为1的直线。将返排数据以t_spj,2为横坐标、RNP_j为纵坐标画在直角坐标系上(边界控制流特征曲线)，提取拟裂缝边界控制流的直线斜率(记为m₂)和截距(记为b)，可以计算裂缝初始孔隙体积和渗透率如下：

为做出上述诊断曲线和特征曲线，需要裂缝和基质内平均压力

平均饱和度

随时间的变化关系，这些可以通过联立求解裂缝和基质物质平衡方程获得，裂缝和基质物质平衡方程包括：

V_j,mi＝y_jx_fhφ_mi (27)

接下来进行裂缝参数反演迭代。考虑到V_fi既是式(23)中待求解的变量之一，又是式(25)中的输入参数，因此可以采用如下的步骤迭代求取裂缝参数：(1)根据现场经验，给定一个裂缝初始孔隙体积V_fi作为迭代初值；(2)对每一个时间步，联立求解每一相流体对应的物质平衡方程，得到

随时间的变化关系。凭借得到的平均压力和平均饱和度，计算拟压力和拟时间；(3)做出每一相流体对应的诊断曲线，提取斜率为1/2和1的直线段所对应的数据时间段；(4)做出拟裂缝线性流和拟裂缝边界控制流的特征曲线，针对两个不同的流动段提取直线段的斜率和截距，求取V_fi和k_fi；(5)将解释出的V_fi与迭代初值进行对比。若相对误差大于设定的公差值，则将新求出的V_fi作为迭代初值代回步骤(2)。若相对误差小于设定的公差，则迭代收敛，输出计算的V_fi和k_fi作为解释结果。

在此基础上，为了对上述裂缝参数反演方法的实用性进行验证，将其应用于确定美国Marcellus页岩气藏压裂井裂缝参数，还可以为同类油气藏的开发提供科学有效的技术参考和理论支持。

首先进行返排动态分析。为了建立起符合美国Marcellus页岩气藏多段压裂水平井的渗流模型，首先进行了数据选取工作。具体步骤：选取(1)井类别(油井/气井/水井，直井/水平井)；(2)有机质及无机质的孔隙度、裂缝中相对渗透率(气水)、裂缝与基质内的粘度、体积系数及压缩系数(油气水)、裂缝与基质压缩系数、裂缝与基质渗透率应力敏感模量、裂缝高、缝宽、裂缝半长、半缝间距；(3)储层基准压力、原始裂缝与基质压力、裂缝流入井筒的流量等参数；(4)整个返排历史中每一个时间点(格式为yyyy/mm/dd即年/月/日的点数据)的日产水量、日产气量(单位均换算为m³/d)以及井底流压数据(单位为MPa)。

接着，根据建立的半解析模型，按照气藏实际状况建立具体的水平井渗流模型。具体步骤为：(1)输入基础参数(孔隙度、相对渗透率(气水)、粘度、体积系数、压缩系数等)；(2)输入产量(返排历史数据)，选择参数名称，时间格式，单位；(3)输入压力，选择参数名称，单位，注意数据行要选对；(4)根据现场经验，输入一个裂缝初始孔隙体积V_fi作为迭代初值；(5)进行压力调整(若压力计下放深度不在储层中深，而是在储层上方，则需要加上一个高度差压力值，该值可用Δρ＝ρgΔh进行计算)。

之后，可以利用建立的模型联立求解物质平衡方程，做出诊断曲线和特征曲线，通过直线分析方法计算裂缝参数V_fi及k_fi，评价该井的改造效果。如果有长期生产数据或不稳定压力恢复数据，则进行生产动态分析或试井分析，确定裂缝参数，然后将二者解释结果相互验证，进一步减少多解性问题。

最后，结合生产实际，与该区域其他相同类型井的解释结果进行综合对比分析，更进一步确定的裂缝参数合理性。

实例如美国Marcellus页岩气藏多段压裂水平井，该井分22段压裂，每段5簇，压裂后有效裂缝占比60％。压后进行了为期24天的压裂液返排，随后连续生产了8个月。返排初期以产水为主、气体产量逐渐增大，返排后期以产气为主、产水量逐渐降低。在压裂液返排动态分析中，输入了以下的基础数据(见表1)：

表1基础数据表

可以将井底流压数据和气体、压裂液流速数据输入软件中，如图7所示，图7中示出了本说明书具体实施例中的气体、压裂液及井底流压与时间关系曲线。

利用建立的裂缝参数反演方法对本井裂缝参数进行计算，可以得到分析结果，如图8至图15所示。图8示出了本具体实施例中得到的裂缝与基质平均压力曲线。图9示出了本具体实施例中得到的裂缝与基质平均饱和度曲线。图10示出了本具体实施例中得到的气相表观渗透率随压力变化关系曲线。图11示出了本具体实施例中得到的水相表观渗透率随压力变化关系曲线。图12示出了本具体实施例中得到的水相诊断曲线。图13示出了本具体实施例中得到的气相诊断曲线。图14示出了本具体实施例中得到的水相拟裂缝线性流特征曲线(左图)和水相拟裂缝边界控制流特征曲线(右图)。图15示出了本具体实施例中得到的气相拟裂缝边界控制流特征曲线。

可以进行裂缝参数反演。具体地，首先给定一个V_fi作为迭代初值，按照前面给出的分析步骤求取新的V_fi对初值进行更新。V_fi收敛后，得到图8及图9所示的裂缝平均压力和平均含水饱和度曲线。图10和图11分别给出了考虑复杂运移和赋存机理条件下气相和水相表观渗透率随压力的变化关系曲线，可以看出气相表观渗透率随着压力降低而升高。水相表观渗透率随压力降低而逐渐减小，与现场认识相吻合，即返排后期侵入地层的压裂液越来越难以产出。分别针对水相和气相返排数据，绘制不同流动段下的直线分析方法特征曲线(图12至图15)，计算得到的压裂液返排数据解释结果如表2所示。可以看出不同相态、不同流动段数据解释得到的裂缝参数都较为吻合且都在合理的范围内，因此证明了该方法在现场应用方面的可靠性。

表2

上述具体实施例中，为及时评价压裂效果、准确反演裂缝参数，提出了一套基于页岩油气藏压裂液返排数据的裂缝参数反演方法。上述方法以不稳定渗流理论为基础，耦合裂缝—基质间油水或气水两相复合流动以及流体在页岩储层中的复杂渗流机理，建立了裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型。通过引入拟压力、拟时间函数，结合物质平衡方程和杜哈梅原理，对模型进行半解析求解，最终形成了一套划分两相流动段的诊断曲线和反演裂缝参数的直线分析方法，从而准确反演裂缝初始孔隙体积和渗透率。通过对美国Marcellus页岩气藏压裂井的返排数据进行分析，证实了该方法在裂缝参数反演方面的实用性。现场实例表明压裂液返排数据蕴含着大量裂缝物性参数信息，本文提出的方法能够为页岩油气藏裂缝参数反演、压裂效果评价及返排动态监测提供理论基础和技术支撑。因此发明研究成果具有广阔的应用前景。

基于同一发明构思，本说明书实施例中还提供了一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演装置，如下面的实施例所述。由于基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演装置解决问题的原理与基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法相似，因此基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演装置的实施可以参见基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法的实施，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。图16是本说明书实施例的基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演装置的一种结构框图，如图16所示，包括：构建模块161、解析模块162、求解模块163、辅助模块164和反演模块165，下面对该结构进行说明。

构建模块161用于基于压裂液返排数据，构建页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型。

解析模块162用于引入拟压力和拟时间，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解，其中，所述直线形式解析解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数。

求解模块163用于利用分离变量法和杜哈梅原理对所述基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述直线形式解析解中涉及所述基质向裂缝窜流量。

辅助模块164用于联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系。

反演模块165用于基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数。

从以上的描述中，可以看出，本说明书实施例实现了如下技术效果：以不稳定渗流理论为基础，耦合裂缝与基质间油水或气水两相复合流动以及流体在页岩储层中的复杂渗流机理，建立了裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型，通过引入拟压力、拟时间函数，结合物质平衡方程和杜哈梅原理，对模型进行半解析求解，最终形成了一套划分两相流动段的诊断曲线和反演裂缝参数的直线分析方法，从而准确反演裂缝参数。通过上述方案解决了现有技术中的基于压裂液返排数据的裂缝反演模型不适用于页岩油气藏的问题，达到了准确及时地求取页岩油气藏储层的裂缝参数的技术效果。

本说明书实施方式还提供了一种计算机设备，具体可以参阅图17所示的基于本说明书实施例提供的基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法的计算机设备组成结构示意图，所述计算机设备具体可以包括输入设备171、处理器172、存储器173。其中，所述存储器173用于存储处理器可执行指令。所述处理器172执行所述指令时实现上述任意实施例中所述的基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法的步骤。

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，该计算机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。

本说明书实施方式中还提供了一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演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上述任意实施例中所述基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法的步骤。

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(Random AccessMemory,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。

显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本说明书实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本说明书实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。

应该理解，以上描述是为了进行图示说明而不是为了进行限制。通过阅读上述描述，在所提供的示例之外的许多实施方式和许多应用对本领域技术人员来说都将是显而易见的。因此，本说明书的范围不应该参照上述描述来确定，而是应该参照前述权利要求以及这些权利要求所拥有的等价物的全部范围来确定。

以上所述仅为本说明书的优选实施例而已，并不用于限制本说明书，对于本领域的技术人员来说，本说明书实施例可以有各种更改和变化。凡在本说明书的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本说明书的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演方法，其特征在于，包括：

基于压裂液返排数据，构建页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型；

引入拟压力和拟时间，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解，其中，所述直线形式解析解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数；

利用分离变量法和杜哈梅原理对所述基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述直线形式解析解中涉及所述基质向裂缝窜流量；

联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系；

基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数。

2.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数反演方法，其特征在于，所述页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型满足以下至少之一：

在压裂液返排过程中，所述页岩油气藏的裂缝和基质内为油水或气水两相流动；

所述页岩油气藏的储层均质等厚，流体在裂缝内流动遵循达西定律，忽略重力、毛管力、井筒存储效应和表皮效应；

所述页岩油气藏的多个裂缝中各裂缝的几何形态和渗流参数相同并纵向穿透所述页岩油气藏的储层，忽略裂缝端面以外的流体供给；

所述页岩油气藏的裂缝和基质微可压缩，所述页岩油气藏的裂缝和基质内的油和水为微可压缩流体，具有恒定的压缩系数；所述页岩油气藏的裂缝和基质内的气体满足真实气体状态方程。

3.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数反演方法，其特征在于，所述页岩油气藏的基质渗流数学模型满足以下至少之一：

所述页岩油气藏的基质中的有机孔和无机孔假设为平行排列的圆形微纳米管，彼此之间没有流体传输，所述有机孔和所述无机孔具有相同的孔隙压力和应力敏感性；

压裂液侵入所述基质的无机孔，无机孔内的水分子分布在近壁附近，孔壁的亲水性使得忽略液固界面处的滑脱效应，油或气赋存在所述无机孔的体相区域，油气分子与水膜间具有滑脱效应；

页岩油气藏储层改造过程中侵入到有机孔的压裂液忽略不计，所述有机孔内假设为单相气或单相油；

油相在所述有机孔内的赋存和流动状态满足页岩油藏的模型假设，即在连续流基础上考虑滑脱效应以及流体物性在孔壁区域和体相区域的不均匀分布特性；

气相在所述有机孔内的赋存和流动状态满足页岩气藏的模型假设，即在连续流基础上考虑滑脱效应、努森扩散、表面扩散和Langmuir单层吸附解吸规律。

4.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数反演方法，其特征在于，构建页岩油气藏的基质渗流数学模型，包括：

建立所述页岩油气藏的基质的渗流基本模型；

构建所述页岩油气藏的基质的微观流动模型，其中，所述微观流动模型中利用达西定律将有机孔中的油相或气相的质量流量转化为页岩的有机质的表观渗透率以及将无机孔中的油相或气相的质量流量转化为页岩的无机质的表观渗透率。

5.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数反演方法，其特征在于，基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数，包括：

将预设的裂缝初始孔隙体积作为迭代初值，对每一个时间步，联立求解多相流体中的各相流体对应的物质平衡方程，得到平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系；

基于所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系，计算拟压力和拟时间；

对于多相流体中的各相流体，根据所述直线形式解析解、所述拟压力和拟时间，生成对应的诊断曲线和特征曲线；

根据生成的诊断曲线和特征曲线求取裂缝初始孔隙体积和渗透率；

将求解得到的裂缝初始孔隙体积与迭代初值进行对比，在相对误差大于设定的公差值的情况下，则将计算得到的裂缝初始孔隙体积作为迭代初值并重复上述步骤直至相对误差小于设定的公差；在相对误差小于设定的公差的情况下，迭代收敛，将计算得到的裂缝初始孔隙体积和渗透率作为页岩油气藏的裂缝参数。

6.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数反演方法，其特征在于，所述直线形式解析解包括：

其中，RNP为产量规整化拟压力，w_f为裂缝宽度，h为裂缝高度，μ为流体粘度，B为体积系数，φ为孔隙度，C为压缩系数，k为渗透率，t_spj,1为线性流叠加拟时间，t_spj,2为边界控制流叠加拟时间，V为孔隙体积，下标j表示某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标f表示裂缝，下标ej表示有效参数，下标i表示初始值，下标sp表示叠加拟变量。

7.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数反演方法，其特征在于，所述拟压力和所述拟时间包括：

其中，m_j,f为裂缝拟压力，t为时间，t_pj,f为裂缝拟时间：m_j,m(p)为基质拟压力：t_pj,m为基质拟时间，t_spj,1为线性流叠加拟时间，t_spj,2为边界控制流叠加拟时间，p表示压力，

表示平均压力，μ为流体粘度，B为体积系数，k为渗透率，k_r为相对渗透率，φ为孔隙度，S为饱和度，

表示平均饱和度，φ为孔隙度，C为压缩系数，N为离散后的时间步数，n为正整数，q为流量；下标j表示某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标f表示裂缝，下标b表示基准值，下标ej表示有效参数，下标i表示初始值，下标sp表示叠加拟变量，下标m表示基质，下标p表示拟变量。

8.一种基于压裂液返排数据的页岩油气藏裂缝参数反演装置，其特征在于，包括：

构建模块，用于基于压裂液返排数据，构建页岩油气藏的裂缝参数反演数学模型和基质渗流数学模型；

解析模块，用于引入拟压力和拟时间，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述裂缝参数反演数学模型进行求解，得到直线形式解析解，其中，所述直线形式解析解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数；

求解模块，用于利用分离变量法和杜哈梅原理对所述基质渗流数学模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述直线形式解析解中涉及所述基质向裂缝窜流量；

辅助模块，用于联立求解裂缝和基质物质平衡方程，以确定裂缝和基质内的平均压力随时间的变化关系以及平均饱和度随时间的变化关系；

反演模块，用于基于所述直线形式解析解、所述平均压力随时间的变化关系以及所述平均饱和度随时间的变化关系对裂缝参数进行反演迭代，以确定所述页岩油气藏的裂缝参数。

9.一种计算机设备，其特征在于，包括处理器以及用于存储处理器可执行指令的存储器，所述处理器执行所述指令时实现权利要求1至7中任一项所述方法的步骤。

10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，其特征在于，所述指令被处理器执行时实现权利要求1至7中任一项所述方法的步骤。

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