CN114818533B - 基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法及装置 - Google Patents

基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法及装置 Download PDF

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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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法及装置，其中，该方法包括：基于页岩油气藏的排采数据，构建页岩储层的两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型；引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理对两相复合流动物理模型进行求解，得到无量纲形式近似解；利用分离变量法和杜哈梅原理对纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；根据无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据排采数据，绘制排采数据点曲线；将两相流动典型曲线和排采数据点曲线进行拟合以确定出裂缝参数。上述方案能够通过对页岩油气藏压裂井排采数据进行分析计算裂缝参数。

Description

基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法及装置
技术领域
本说明书涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法及装置。
背景技术
压裂效果评价和裂缝动态反演是页岩油气藏开发的重点和难点。油田现场常利用蕴含大量裂缝信息且十分经济的油气井生产动态数据反演裂缝参数。常用的生产动态解释分析手段主要包括直线分析方法和典型曲线方法。直线分析方法在应用过程中需要涉及两套曲线：诊断曲线和特征曲线，分别用来划分流动阶段和计算裂缝参数。相比之下典型曲线方法只需要一套图版即可实现上述两种功能，因此应用起来更加简单、快捷。
目前的典型曲线方法主要是针对单向流假设提出的，能够分析两相流排采数据的典型曲线方法很少。而现有的两相典型曲线考虑因素尚不完善，缺少兼顾油水或气水两相复合流动以及两相流体在页岩储层内的复杂赋存和运移机理，因此对于纳米孔隙占主导的页岩油气藏并不适用。为建立一种考虑页岩储层复杂渗流机理，且相比于直线分析方法能更简单、快捷地求取裂缝参数的方法，需要开展基于两相流排采数据反演裂缝参数的典型曲线方法研究。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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法及装置，以解决现有技术中缺少基于两相流排采数据反演裂缝参数的典型曲线方法的问题。
本说明书实施例提供了一种基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法，包括：基于页岩油气藏的排采数据，构建页岩储层的两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型；引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理对所述两相复合流动物理模型进行求解，得到变产量生产条件下的无量纲形式近似解，其中，所述无量纲形式近似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纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述无量纲形式近似解中涉及所述基质向裂缝窜流量；根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线；将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数。
本说明书实施例还提供了一种基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定装置，包括：构建模块，用于基于页岩油气藏的排采数据，构建页岩储层的两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型；第一求解模块，用于引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理对所述两相复合流动物理模型进行求解，得到变产量生产条件下的无量纲形式近似解，其中，所述无量纲形式近似解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数；第二求解模块，用于利用分离变量法和杜哈梅原理对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述无量纲形式近似解中涉及所述基质向裂缝窜流量；确定模块，用于根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线；将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法的步骤。
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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法的步骤。
在本说明书实施例中，提供了一种基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法，可以基于页岩油气藏的排采数据，构建页岩储层的两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型，引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理对所述两相复合流动物理模型进行求解，得到变产量生产条件下的无量纲形式近似解，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量，根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线，根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线，将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，可以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数。上述方案中，考虑油水或气水两相复合流动以及微观渗流机理建立了渗流数学模型，并对模型进行半解析求解。基于此，形成一套通过解释分析两相流排采数据反演裂缝参数和评价压裂效果的典型曲线分析新方法。该方法通过定义一组新的无量纲变量，将裂缝—基质两相复合流动耦合在一起，形成“一条”典型曲线，而非像其他典型曲线方法一样形成“一族”曲线。与现有直线分析方法相比，该方法由于将流动段识别和裂缝参数提取合二为一，因此可以更简单、更快速地提取裂缝参数。与现有典型曲线方法相比，该方法不仅显著降低了压裂水平井典型曲线拟合的多解性问题，而且考虑了页岩储层复杂赋存合运移机理。利用建立的方法可以通过对页岩油气藏压裂井排采数据进行分析，计算裂缝参数，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。
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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法的流程图；
图2示出了本说明书实施例中的两相复合流动物理模型的示意图；
图3示出了本说明书实施例中的纳米孔流动物理模型的示意图；
图4示出了本说明书实施例中的页岩油气藏的油相或气相诊断曲线图；
图5示出了本说明书实施例中的二维两相流动典型曲线示意图；
图6示出了本说明书实施例中的二维两相排采数据点曲线示意图；
图7示出了本说明书实施例中的水相典型曲线与数据点曲线拟合效果示意图；
图8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9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10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11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12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13示出了本说明书具体实施例中得到的气相典型曲线与数据点曲线拟合图版；
图14示出了本说明书具体实施例中得到的水相典型曲线与数据点曲线拟合图版；
图15示出了本说明书实施例中的基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定装置的示意图；
图16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或生产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以及无量纲压力和无量纲时间，将油和气的流体物性的差异考虑进同一渗流数学模型中。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。进而提出一种对油藏和气藏普适的裂缝反演方法。此外，流体在页岩纳米孔隙内复杂渗流机理是通过引入表观渗透率的定义来实现在模型中考虑的。
基于此，本说明书实施例提供了一种基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法。图1示出了本说明书一实施例中基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法的流程图。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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法可以包括以下步骤：
步骤S101，基于页岩油气藏的排采数据，构建页岩储层的两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型。
具体地，对于页岩油气藏，可以基于排采数据建立两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型。其中，排采数据可以包括返排数据和/或生产数据。本实施例中的方法既能够用来对返排数据分析求取裂缝参数，也能够用来对生产数据分析求取裂缝参数。排采数据是指页岩油气藏在返排阶段和/或生产阶段的各种数据，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、裂缝半间距、裂缝水相初始饱和度、原始基质孔隙度、基质渗透率模量、基质压缩系数、基质水相初始饱和度、气体相对密度、水相压缩系数、原始水相FVF、水相压缩系数、水相粘度、水相密度、原始地层压力、裂缝压缩系数、裂缝渗透率模量、地层温度和储层厚度等。纳米孔流动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。
请参考图2，示出了本说明书实施例中的页岩储层两相复合流动物理模型的示意图。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，wf表示缝宽，xf表示缝长，ym表示基质宽度。请参考图3，示出了本说明书实施例中的页岩储层纳米孔流动物理模型的示意图。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)。
根据两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型，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。两相复合流动物理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，建立两相复合流动数学模型。
在本说明书一些实施例中，构建纳米孔流动物理模型，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。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。
步骤S102，引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理对所述两相复合流动物理模型进行求解，得到变产量生产条件下的无量纲形式近似解，其中，所述无量纲形式近似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纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述无量纲形式近似解中涉及所述基质向裂缝窜流量。
在建立两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型之后，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，通过定义广义的裂缝拟压力和拟时间函数以及无量纲压力和无量纲时间，将油和气的流体物性的差异考虑进同一渗流数学模型中。在引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间之后，可以利用杜哈梅原理对两相复合流动物理模型进行求解，得到无量纲形式近似解。可以对无量纲形式近似解进行分析。无量纲形式近似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。无量纲形式近似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纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量。
通过定义广义的裂缝拟压力和拟时间函数以及无量纲压力和无量纲时间，将油和气的流体物性的差异考虑进同一渗流数学模型中。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。此外，流体在页岩纳米孔隙内复杂渗流机理是通过引入表观渗透率的定义来实现在模型中考虑的。传统的未考虑页岩复杂渗流机理的模型用的是绝对渗透率。本实施例的纳米孔流动物理模型将其替换为表观渗透率，进而可以考虑页岩复杂渗流机理。
步骤S104，根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线；将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数。
在得到无量纲形式解之后，可以对无量纲形式近似解进行分析，以绘制出两相流动典型曲线。还可以根据排采数据，绘制出排采数据点曲线。之后，可以通过将两相流动典型曲线和排采数据点曲线进行拟合，确定出页岩油气藏的裂缝参数。
上述实施例中，考虑油水或气水两相复合流动以及微观渗流机理建立了渗流数学模型，并对模型进行半解析求解。基于此，形成一套通过解释分析两相流排采数据反演裂缝参数和评价压裂效果的典型曲线分析新方法。该方法通过定义一组新的无量纲变量，将裂缝—基质两相复合流动耦合在一起，形成“一条”典型曲线，而非像其他典型曲线方法一样形成“一族”曲线。与现有直线分析方法相比，该方法由于将流动段识别和裂缝参数提取合二为一，因此可以更简单、更快速地提取裂缝参数。与现有典型曲线方法相比，该方法不仅显著降低了压裂水平井典型曲线拟合的多解性问题，而且考虑了页岩储层复杂赋存合运移机理。利用建立的方法可以通过对页岩油气藏压裂井排采数据进行分析，计算裂缝参数，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。
在一个实施例中，所述两相复合流动物理模型可以满足以下至少之一：所述页岩油气藏的裂缝中的流体流动服从达西定律，重力和毛细管压力的影响可以忽略不计；忽略所述页岩油气藏的裂缝端面以外的流体供给，水力裂缝纵向穿透地层；所述页岩油气藏的裂缝和基质均质且各向同性，储层均质等厚，所述页岩油气藏的多条裂缝中各条裂缝的几何形态和渗流参数相同；所述页岩油气藏的裂缝和基质的渗透率、孔隙度随压降呈指数递减；所述页岩油气藏的流体物性为压力的函数，所述流体物性包括以下至少之一：粘度、储层体积系数和密度；对于页岩气藏来说，忽略井筒或地层中的凝析油；对于页岩油藏来说，所述页岩油藏始终处于欠饱和状态，忽略游离气。
在一个实施例中，所述纳米孔流动物理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。
在一个实施例中，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量，可以包括：根据所述排采数据绘制出页岩油气藏的油相或气相诊断曲线，以确定所述基质系统所处的流动阶段；在确定出所述基质系统处于无限大线性流阶段的情况下，利用分离变量法和杜哈梅原理，在无限大边界条件下对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到所述基质向裂缝窜流量的短期近似解；在确定出所述基质系统处于边界控制流阶段的情况下，利用分离变量法和杜哈梅原理，在封闭边界条件下对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到所述基质向裂缝窜流量的精确解。
考虑到在封闭边界条件下求取的精确解中包含的二重无穷级数会导致计算效率很低，为了提高计算效率，可以先判断基质系统所处的流动阶段。在流动阶段为无限大线性流阶段时，可以对纳米孔流动物理模型进行短期近似求解，即在无限大边界条件下对纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量的短期近似解。在流动阶段为边界控制流阶段的情况下，可以对纳米孔流动物理模型进行精确求解，得到基质向裂缝窜流量的精确解。通过上述方式，可以在保证准确率的情况下，提高计算效率。
在本说明书一些实施例中，根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线；将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数，可以包括：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，根据排采数据和所述迭代初值，计算产量规整化拟压力和叠加拟时间；对于多相流体中的各相流体，根据所述无量纲形式近似解，生成对应的典型曲线；对于多相流体中的各相流体，根据计算得到的产量规整化拟压力和叠加拟时间，生成对应的排采数据点曲线；将生成的各相流体对应的典型曲线和数据点曲线进行拟合，以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。通过上述方式，可以通过反演迭代，准确计算出页岩油气藏的裂缝参数。
在本说明书一些实施例中，所述无量纲形式近似解包括：
Figure GDA0003969473970000091
其中，wf为裂缝宽度，xf为裂缝半长，pwDj为无量纲井底拟压力，tDj为无量纲叠加拟时间。
在本说明书一些实施例中，根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线，可以包括：根据所述排采数据，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，计算产量规整化拟压力和叠加拟时间；利用计算得到的所述产量规整化拟压力和所述叠加拟时间，绘制排采数据点曲线。
在本说明书一些实施例中，将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数，可以包括：移动所述两相流动典型曲线与所述排采数据点曲线，使得两者完全拟合；任意选取一拟合点，读取所述拟合点在所述两相流动典型曲线上的第一横坐标和第一纵坐标以及所述拟合点在所述排采数据点曲线上的第二横坐标和第二纵坐标；计算第一比值和第二比值，所述第一比值为所述第一横坐标与所述第二横坐标的比值，所述第二比值为所述第一纵坐标与所述第二纵坐标的比值；根据所述第一比值和所述第二比值，计算出所述页岩油气藏的裂缝参数。通过上述方式，可以通过拟合后的典型曲线和生产点曲线上的拟合点的坐标计算出裂缝参数。
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。
本具体实施例中，提出了一套基于两相流排采数据反演裂缝参数的典型曲线方法，考虑油水或气水两相复合流动以及微观渗流机理建立了渗流数学模型，并对模型进行半解析求解。基于此，形成一套通过解释分析两相流排采数据反演裂缝参数和评价压裂效果的典型曲线分析新方法。该方法通过定义一组新的无量纲变量，将裂缝—基质两相复合流动耦合在一起，形成“一条”典型曲线，而非像其他典型曲线方法一样形成“一族”曲线。与现有直线分析方法相比，该方法由于将流动段识别和裂缝参数提取合二为一，因此可以更简单、更快速地提取裂缝参数。与现有典型曲线方法相比，该方法不仅显著降低了压裂水平井典型曲线拟合的多解性问题，而且考虑了页岩储层复杂赋存合运移机理。可以利用建立的方法对美国Marcellus页岩气藏压裂井排采数据进行分析，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。
本具体实施例中提供的一种基于解释油气藏两相排采数据反演裂缝参数的典型曲线方法包括如下内容。
本具体实施例中的基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法中，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；
D：无量纲参数；
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；
kr：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；
xf：裂缝半长，m；
wf：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；
δj,BDF和δj,IALF：基质方程精确解和短期近似解的单位换算系数；
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；
Q：累计产量，m3；；
αj：无量纲拟压力单位换算系数。
页岩储层两相复合流动物理模型假设条件如下：裂缝中的流体流动服从达西定律，重力和毛细管压力的影响可以忽略不计；裂缝端面以外的流体供给可忽略，水力裂缝纵向穿透地层；裂缝和基质均质且各向同性，储层均质等厚，各条裂缝的几何形态和渗流参数相同；裂缝和基质的渗透率、孔隙度随压降呈指数递减；流体物性(如粘度、储层体积系数和密度)为压力的函数；对于气藏来说，井筒或地层中的凝析油可以忽略不计。对于油藏来说，油藏始终处于欠饱和状态，忽略游离气。
相关基础定义以及相关参数包括：
裂缝拟压力：
Figure GDA0003969473970000121
裂缝拟时间：
Figure GDA0003969473970000122
基质拟压力：
Figure GDA0003969473970000123
基质拟时间：
Figure GDA0003969473970000124
无量纲裂缝半长：
Figure GDA0003969473970000125
无量纲拟压力：
Figure GDA0003969473970000126
叠加拟时间：
Figure GDA0003969473970000127
无量纲叠加拟时间：
Figure GDA0003969473970000128
产量规整化拟压力：
Figure GDA0003969473970000129
拟压力规整化产量：
Figure GDA00039694739700001210
RNPj对lntspj的导数：
Figure GDA0003969473970000131
RNPj对tspj的导数：
Figure GDA0003969473970000132
基质叠加拟时间：
Figure GDA0003969473970000133
基质产量规整化拟压力：
Figure GDA0003969473970000134
基质产量规整化拟压力的导数：
Figure GDA0003969473970000135
裂缝有效压缩系数：
Figure GDA0003969473970000136
基质有效压缩系数：
Figure GDA0003969473970000137
页岩储层纳米孔流动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。
相关参数包括：
页岩有机质的油或气相表观渗透率：
Figure GDA0003969473970000138
页岩无机质的油或气相表观渗透率：
Figure GDA0003969473970000139
基质内油或气的综合表观相渗透率：kh,m＝ψkh,om+(1-ψ)kh,im (20)无机质内的水相表观渗透率：
Figure GDA00039694739700001310
无机孔内体相区油或气相流动速度：
Figure GDA0003969473970000141
无机孔内近壁区水相流动速度：
Figure GDA0003969473970000142
接着，对页岩储层两相复合流动物理模型进行求解。
裂缝内流动控制方程及定解条件：
Figure GDA0003969473970000143
通过引入拟压力和拟时间可将控制方程线性化，再引入无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理，可以得到变产量生产条件下无量纲形式的近似解：
Figure GDA0003969473970000144
其中，Cej,f中涉及到的基质向裂缝窜流量qsj通过求解基质内流动控制方程获得：
Figure GDA0003969473970000145
利用分离变量法和杜哈梅原理可以得到基质内流动控制方程的在封闭边界条件下的精确解和无限大边界条件下的短期近似解为：
Figure GDA0003969473970000146
虽然基质内流动控制方程的精确解在基质系统无限大线性流和边界控制流阶段都能够适用，但其中包含的二重无穷级数会导致计算效率很低。相比之下短期近似解虽然只适用于基质系统无限大线性流阶段，但仅包含一个无穷级数相，计算效率更高。针对这两个解各自的优缺点和局限性，本实施例中提出了一种通过判别流动段，实现在无限大线性流阶段利用短期近似解，在边界控制流阶段使用模型精确解的方法，进而提高运算效率。即针对基质系统，作出如图4所示的油相或气相诊断曲线。图4中的横坐标为基质叠加拟时间tspj,m，纵坐标为基质产量规整化拟压力的导数DRNPj,m。可以根据诊断曲线判断排采数据所处的流动阶段，若处在基质系统无限大线性流阶段(斜率为1/2的直线)，则采用短期近似解，若处在基质系统边界控制流阶段(斜率为1的直线)，则采用精确解。
之后，进行裂缝参数反演。反演裂缝参数过程包括以下内容。
绘制典型曲线。根据方程(25)，将pwDj和tDj分别绘制在tDj为横坐标，以(2xf/wf)/pwDj，(wf/2xf)pwDj'，(2xf/wf)/dlnpwDj'为纵坐标的双对数典型曲线中。图5示出了二维两相流动典型曲线示意图。其中，pwDj'为pwDj对tDj的求导值，pwDj'＝dpwDj/dtDj；1/dlnpwDj'为pwDj对lntDj求导的倒数值，1/dlnpwDj'＝1/(d pwDj/d lntDj)，如图5所示。其中，曲线(2xf/wf)/pwDj和曲线(2xf/wf)/dlnpwDj'有相同的特征，在生产早期的拟裂缝线性流阶段呈现出斜率为-1/2的直线，晚期的拟裂缝边界控制流阶段呈现出斜率为-1的直线。不同于曲线(2xf/wf)/pwDj和曲线(2xf/wf)/dlnpwDj'，曲线(wf/2xf)pwDj'在生产早期的拟裂缝线性流阶段呈现出斜率为-1/2的直线，而在晚期的拟裂缝边界控制流阶段将呈现出斜率为0的直线。
绘制数据点曲线。为了反演裂缝参数，还需要做出数据点曲线。将两相流排采数据绘制在以tspj为横坐标，以PNRj，1/DRNPj，dRNPj为纵坐标的双对数曲线中。图6示出了二维两相排采数据点曲线示意图。其中，产量规整化拟压力RNPj和叠加拟时间tspj根据方程(9)以及方程(7)分别求出。
绘制两相排采数据点曲线需要结合如下的物质平衡方程，联立求解裂缝和基质内平均压力
Figure GDA0003969473970000151
和平均饱和度
Figure GDA0003969473970000152
Figure GDA0003969473970000153
Figure GDA0003969473970000154
Figure GDA0003969473970000155
Figure GDA0003969473970000156
Figure GDA0003969473970000161
Figure GDA0003969473970000162
其中，下标j＝w时代表水相，j＝h时代表油相或气相，Qw和Qh为地面条件下累计产水量和产油/气量，Qsw和Qsh为基质向裂缝累积窜流水量和油/气量，Vfi、Vj,mi分别为裂缝和基质调查距离内初始孔隙体积，yj为基质调查距离，
Figure GDA0003969473970000163
为流体平均体积系数，其公式为：
Vfi＝2xfwfhφfi (34)
Vj,mi＝yjxfhφmi (35)
Figure GDA0003969473970000164
Figure GDA0003969473970000165
Figure GDA0003969473970000166
在绘制出典型曲线和数据点曲线之后，可以将典型曲线与数据点曲线进行拟合。移动数据点曲线数据点曲线(图6)与典型曲线(图5)，使其完全拟合。如图7所示，示出了水相典型曲线与数据点曲线拟合效果示意图。图7中的Match Point即拟合点。
在拟合后的图上任意选择一个拟合点，读取拟合点在典型曲线的横坐标与拟合点在数据点曲线的横坐标([tDj]MP,[tspj]MP)和纵坐标
Figure GDA0003969473970000167
计算XMP和YMP。XMP是典型曲线与数据点曲线横坐标(x轴)的比值，YMP是典型曲线与数据点曲线纵坐标(y轴)的比值，如下式表示：
Figure GDA0003969473970000168
Figure GDA0003969473970000169
根据计算出的XMP和YMP，可以得到裂缝初始孔隙体积和初始渗透率。但用不同的典型曲线与数据点曲线拟合图版，所对应的裂缝参数反演计算公式不同。对于拟合图版
Figure GDA00039694739700001610
和拟合图版
Figure GDA00039694739700001611
裂缝初始孔隙体积和初始渗透率计算公式如式(41)-(42)所示；对于拟合图版
Figure GDA0003969473970000171
裂缝初始孔隙体积和初始渗透率计算公式如式(43)-(44)所示：
Figure GDA0003969473970000172
Figure GDA0003969473970000173
Figure GDA0003969473970000174
Figure GDA0003969473970000175
考虑到Vfi既是式(41)和(43)中待求解的变量之一，又是式(28)和(29)中的输入参数，因此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Vfi和裂缝渗透率应力敏感模量γf作为迭代初值；2)对每一个时间步，联立求解物质平衡方程，得到
Figure GDA0003969473970000176
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典型曲线；4)做出每一相流体对应的数据点曲线，拟合数据点曲线与典型曲线，在图上选择一个拟合点，并计算XMP和YMP，利用式(41)、式(42)或式(43)、式(44)求取Vfi和kfi；5)将解释出的Vfi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Vfi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，则输出计算的Vfi和kfi作为解释结果。
上述具体实施例中给出了一套基于两相流排采数据反演裂缝参数的典型曲线方法，相比于直线分析方法能更简单、快捷地求取裂缝参数。该发明在油气藏裂缝反演模型基础上耦合了裂缝—基质两相复合流动和页岩储层微观渗流机理，形成“一条”典型曲线，而非像其他典型方法一样形成“一族”曲线。该方法将流动段识别和裂缝参数提取这两个过程合二为一，形成了一套特有的典型曲线分析方法，为其简单、快捷地反演裂缝参数和评价压裂效果提供技术支持。并在此基础上确定美国Marcellus页岩气藏压裂井裂缝参数，体现了该发明现场应用的实用性以及易于使用的优越性，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。
下面给出将上述具体实施例中的方法应用于实际页岩油气藏的实施例。具体包括以下内容。
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，我们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、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)整个两相生产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)。
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(两相生产历史数据)，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Vfi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)。
利用建立的模型联立求解物质平衡方程，做出典型曲线，通过典型曲线分析方法计算裂缝参数Vfi及kfi，评价该井的改造效果。如果有长期排采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。
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。
在压裂液两相生产动态分析中，输入了以下的基础数据(见表1)：
表1
Figure GDA0003969473970000181
Figure GDA0003969473970000191
将井底流压数据和气体、压裂液流速数据输入建立好的模型中，如图8所示，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，可以得到以下分析结果。
首先给定一个Vfi作为迭代初值，按照前面给出的分析步骤求取新的Vfi对初值进行更新。Vfi收敛后，得到图9和图10所示的裂缝平均压力和平均含水饱和度曲线。图11和图12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，即两相生产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两相流排采数据，绘制典型曲线与数据点曲线拟合图版(图13和图14)，计算得到裂缝参数如表2所示。可以看出应用典型曲线法分析解释不同相态的排采数据，得到的裂缝参数都非常接近且都在合理的范围内，进而验证了典型曲线方法在现场应用中的可靠性和准确性。
表2
Figure GDA0003969473970000192
本说明书实施例中，为了及时评价页岩的储层压裂效果、准确反演裂缝参数，建立了一种新型的基于两相流排采数据的典型曲线分析方法。方法考虑了裂缝—基质中的两相复合流动以及页岩储层纳米孔隙的微观渗流机理，建立了渗流数学模型并进行半解析求解。该方法通过定义一组新的无量纲变量，将裂缝—基质两相复合流动耦合在一起，形成“一条”典型曲线，并将流态识别和裂缝参数提取合二为一，使其更容易、更快速地提取裂缝参数，显著降低了压裂水平井典型曲线拟合的多解性问题。该方法通过对典型曲线和数据点曲线进行拟合，能准确地反演裂缝初始孔隙体积和初始渗透率。本说明书实施例将该典型曲线方法应用在分析美国Marcellus页岩气藏压裂井两相排采数据，解释结果证实了该方法在裂缝参数反演方面的实用性，也说明了该典型曲线法较直线分析方法更易于使用，体现了在两相排采数据分析方面的优越性。本说明书实施例中的方法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，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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定装置，如下面的实施例所述。由于基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定装置解决问题的原理与基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法相似，因此基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定装置的实施可以参见基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法的实施，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15是本说明书实施例的基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定装置的一种结构框图，如图15所示，包括：构建模块151、第一求解模块152、第二求解模块153和确定模块154，下面对该结构进行说明。
构建模块151用于基于页岩油气藏的排采数据，构建页岩储层的两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型。
第一求解模块152用于引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理对所述两相复合流动物理模型进行求解，得到变产量生产条件下的无量纲形式近似解，其中，所述无量纲形式近似解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数。
第二求解模块153用于利用分离变量法和杜哈梅原理对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述无量纲形式近似解中涉及所述基质向裂缝窜流量。
确定模块154用于根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线；将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数。
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16所示的基于本说明书实施例提供的基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定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161、处理器162、存储器163。其中，所述存储器163用于存储处理器可执行指令。所述处理器162执行所述指令时实现上述任意实施例中所述的基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法的步骤。
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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定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排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法的步骤。
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 (9)

1.一种基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定方法，其特征在于，包括：
基于页岩油气藏的排采数据，构建页岩储层的两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型；
引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理对所述两相复合流动物理模型进行求解，得到变产量生产条件下的无量纲形式近似解，其中，所述无量纲形式近似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纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述无量纲形式近似解中涉及所述基质向裂缝窜流量；
根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线；将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数；
其中，所述无量纲形式近似解包括：
Figure FDA0003969473960000011
其中，wf为裂缝宽度，xf为裂缝半长，pwDj为无量纲井底拟压力，tDj为无量纲叠加拟时间。
2.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数确定方法，其特征在于，所述两相复合流动物理模型满足以下至少之一：
所述页岩油气藏的裂缝中的流体流动服从达西定律，重力和毛细管压力的影响可以忽略不计；
忽略所述页岩油气藏的裂缝端面以外的流体供给，水力裂缝纵向穿透地层；
所述页岩油气藏的裂缝和基质均质且各向同性，储层均质等厚，所述页岩油气藏的多条裂缝中各条裂缝的几何形态和渗流参数相同；
所述页岩油气藏的裂缝和基质的渗透率、孔隙度随压降呈指数递减；
所述页岩油气藏的流体物性为压力的函数，所述流体物性包括以下至少之一：粘度、储层体积系数和密度；
对于页岩气藏来说，忽略井筒或地层中的凝析油；对于页岩油藏来说，所述页岩油藏始终处于欠饱和状态，忽略游离气。
3.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数确定方法，其特征在于，所述纳米孔流动物理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确定方法，其特征在于，利用分离变量法和杜哈梅原理对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量，包括：
根据所述排采数据绘制出页岩油气藏的油相或气相诊断曲线，以确定基质系统所处的流动阶段；
在确定出所述基质系统处于无限大线性流阶段的情况下，利用分离变量法和杜哈梅原理，在无限大边界条件下对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到所述基质向裂缝窜流量的短期近似解；
在确定出所述基质系统处于边界控制流阶段的情况下，利用分离变量法和杜哈梅原理，在封闭边界条件下对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到所述基质向裂缝窜流量的精确解。
5.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数确定方法，其特征在于，根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线；将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出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，根据排采数据和所述迭代初值，计算产量规整化拟压力和叠加拟时间；
对于多相流体中的各相流体，根据所述无量纲形式近似解，生成对应的典型曲线；对于多相流体中的各相流体，根据计算得到的产量规整化拟压力和叠加拟时间，生成对应的排采数据点曲线；将生成的各相流体对应的典型曲线和数据点曲线进行拟合，以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确定方法，其特征在于，根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线，包括：
根据所述排采数据，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，计算产量规整化拟压力和叠加拟时间；
利用计算得到的所述产量规整化拟压力和所述叠加拟时间，绘制排采数据点曲线。
7.根据权利要求1所述的页岩油气藏裂缝参数确定方法，其特征在于，将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数，包括：
移动所述两相流动典型曲线与所述排采数据点曲线，使得两者完全拟合；
任意选取一拟合点，读取所述拟合点在所述两相流动典型曲线上的第一横坐标和第一纵坐标以及所述拟合点在所述排采数据点曲线上的第二横坐标和第二纵坐标；
计算第一比值和第二比值，所述第一比值为所述第一横坐标与所述第二横坐标的比值，所述第二比值为所述第一纵坐标与所述第二纵坐标的比值；
根据所述第一比值和所述第二比值，计算出所述页岩油气藏的裂缝参数。
8.一种基于排采数据的页岩油气藏裂缝参数确定装置，其特征在于，包括：
构建模块，用于基于页岩油气藏的排采数据，构建页岩储层的两相复合流动物理模型和纳米孔流动物理模型；
第一求解模块，用于引入拟压力、拟时间、无量纲井底流压和无量纲叠加拟时间，利用杜哈梅原理对所述两相复合流动物理模型进行求解，得到变产量生产条件下的无量纲形式近似解，其中，所述无量纲形式近似解中包含所述页岩油气藏的裂缝参数；
第二求解模块，用于利用分离变量法和杜哈梅原理对所述纳米孔流动物理模型进行求解，得到基质向裂缝窜流量；其中，所述无量纲形式近似解中涉及所述基质向裂缝窜流量；
确定模块，用于根据所述无量纲形式近似解绘制两相流动典型曲线；根据所述排采数据，绘制排采数据点曲线；将所述两相流动典型曲线和所述排采数据点曲线进行拟合，以确定出所述页岩油气藏的裂缝参数；
其中，所述无量纲形式近似解包括：
Figure FDA0003969473960000041
其中，wf为裂缝宽度，xf为裂缝半长，pwDj为无量纲井底拟压力，tDj为无量纲叠加拟时间。
9.一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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