CN115270663B - 一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统 - Google Patents

一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统，包括：基于页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程从而构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并得到无因次化处理后的流动控制方程，确定不同时刻的基质块内压力分布；根据不同时刻的基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量并进行拟合确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程；多次改变非线性渗流参数以及基质压敏系数并重新计算流动控制方程，最终得到拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程。本发明考虑页岩储层应力敏感性和非线性渗流特性，能够准确描述页岩基质与天然裂缝间的非稳态窜流，实现窜流量随时间变化关系的精确表征。

Description

一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统
技术领域
本发明涉及页岩油开发技术领域，特别是涉及一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统。
背景技术
页岩油分布广泛、储量大，是一种重要的非常规油气资源。对于天然裂缝发育的页岩油藏，由于基质和天然裂缝的储集性能和渗流能力存在显著差异，原油通常从基质流入天然裂缝，然后从天然裂缝流向压裂缝，最终经过井筒采出。基质与天然裂缝间的流动（也称为“窜流”）规律是准确描述裂缝发育储层渗流机理的关键基础，对于页岩油藏生产动态预测和开发优化具有至关重要的作用。
目前页岩油储层中基质与天然裂缝间窜流的描述存在以下问题：1）页岩储层具有较强的应力敏感性，而且页岩基质内流体的流动规律为非线性的，不能用传统的达西定律描述，但现有的窜流描述方法均是针对常规油藏建立的，未考虑页岩储层的强应力敏感性和页岩基质内流体的非线性流动规律；2）由于页岩基质内大量发育微纳米孔隙而且孔隙结构复杂，因此页岩基质的渗透率很低，采用物理模拟实验方法进行测试的话周期长、测量误差大，而且大多假设为拟稳态窜流，难以表征窜流量随时间的变化（即为“非稳态窜流”）。因此，亟需一种能够准确描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统。
发明内容
本发明的目的是提供一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统，考虑页岩储层应力敏感性和页岩基质的非线性渗流特性，从而能够准确描述页岩基质与天然裂缝间的非稳态窜流，有利于页岩油的开发。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法，包括：
获取页岩岩心并基于所述页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程；
基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并对所述流动控制方程进行无因次化处理，得到无因次化处理后的流动控制方程；
根据所述无因次化处理后的流动控制方程并给出初始条件和边界条件，确定不同时刻的基质块内压力分布；
根据不同时刻的所述基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量；
根据不同时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
改变所述非线性渗流方程中的非线性渗流参数以及所述压敏特性方程中的基质压敏系数，得到参数变化后的非线性渗流方程和参数变化后的压敏特性方程，令所述参数变化后的非线性渗流方程为当前所述非线性渗流方程，所述参数变化后的压敏特性方程为当前所述压敏特性方程，并返回步骤“基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程”，得到预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
将所述预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程中除无因次时间之外的数据关于其对应的非线性渗流参数和压敏参数进行拟合，得到拟合公式中参数关于非线性渗流参数和压敏参数的表达式，进而得到拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程，利用所述拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流。
一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的系统，包括：
页岩特征确定模块，用于获取页岩岩心并基于所述页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程；
基质内流动的控制方程确定模块，用于基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并对所述流动控制方程进行无因次化处理，得到无因次化处理后的流动控制方程；
基质块内压力分布确定模块，用于根据所述无因次化处理后的流动控制方程并给出初始条件和边界条件，确定不同时刻的基质块内压力分布；
窜流量确定模块，用于根据不同时刻的所述基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量；
形状因子确定模块，用于根据不同时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
参数变化模块，用于改变所述非线性渗流方程中的非线性渗流参数以及所述压敏特性方程中的基质压敏系数，得到参数变化后的非线性渗流方程和参数变化后的压敏特性方程，令所述参数变化后的非线性渗流方程为当前所述非线性渗流方程，所述参数变化后的压敏特性方程为当前所述压敏特性方程，并返回步骤“基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程”，得到预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
形状因子拟合公式确定模块，用于将所述预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程中除无因次时间之外的数据关于其对应的非线性渗流参数和压敏参数进行拟合，得到拟合公式中参数关于非线性渗流参数和压敏参数的表达式，进而得到拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程，利用所述拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流。
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
本发明提供一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统，包括：基于页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程从而进一步构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并对流动控制方程进行无因次化处理，得到无因次化处理后的流动控制方程，进而确定不同时刻的基质块内压力分布；根据不同时刻的基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量；根据不同时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程；多次改变非线性渗流方程中的非线性渗流参数以及压敏特性方程中的基质压敏系数，得到参数变化后的非线性渗流方程和参数变化后的压敏特性方程并重新计算流动控制方程，对得到的预设个数的无因次形状因子随无因次时间的变化方程进行拟合，得到拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程，利用拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流。本发明考虑页岩储层应力敏感性和页岩基质的非线性渗流特性，能够准确描述页岩基质与天然裂缝间的非稳态窜流，实现窜流量随时间变化关系的精确表征，有利于页岩油的开发。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例1提供的一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法流程图；
图2为本发明实施例1提供的页岩基质-天然裂缝模型示意图；
图3为本发明实施例1提供的基质块内无因次压力随无因次时间和无因次位置变化的函数示意图；
图4为本发明实施例1提供的基质内无因次平均压力随无因次时间变化的示意图；
图5为本发明实施例1提供的无因次形状因子随无因次时间变化的示意图；
图6为本发明实施例2提供的一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的系统框图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明的目的是提供一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法及系统，考虑页岩储层应力敏感性和页岩基质的非线性渗流特性，从而能够准确描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流，有利于页岩油的开发。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
如图1所示，本实施例提供一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法，包括：
S1：获取页岩岩心并基于所述页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程。
具体的，步骤S1中的基于所述页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程，具体包括：
基于页岩岩心渗流实验确定所述页岩基质的非线性渗流方程；
根据页岩基质渗透率与压力的关系确定所述压敏特性方程。
其中，本实施例中的所述页岩基质的非线性渗流方程的表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE001
式中，v为渗流速度；k m 为基质渗透率，下标m代表基质；
Figure 17895DEST_PATH_IMAGE002
为流体粘度；
Figure DEST_PATH_IMAGE003
为压力梯度；a和b为非线性渗流参数，对于不同的岩心，a和b的数值不同。
所述压敏特性方程的表达式为：
Figure 810402DEST_PATH_IMAGE004
式中，k m0 为基质的初始渗透率，即压力为p m0 时的渗透率；p为压力；p m0 为基质的初始压力；
Figure DEST_PATH_IMAGE005
为基质压敏系数，表征岩石应力敏感的强弱。
S2：基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并对所述流动控制方程进行无因次化处理，得到无因次化处理后的流动控制方程；流动控制方程为考虑页岩基质内非线性渗流和应力敏感的流动控制方程。具体的，步骤S2具体包括：
联立所述非线性渗流方程、所述压敏特性方程和经典的连续性方程，得到所述流动控制方程；其中，经典的连续性方程为
Figure 964040DEST_PATH_IMAGE006
，式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE007
为散度符号；
Figure 969036DEST_PATH_IMAGE008
表示流体密度；
Figure DEST_PATH_IMAGE009
为渗流速度；
Figure 425819DEST_PATH_IMAGE010
为孔隙度；t为时间；
图2为页岩基质-天然裂缝模型示意图。由图2可知，基质与天然裂缝间的流动是一维的，因此将经典的连续性方程与所述非线性渗流方程、所述压敏特性方程联立可得页岩基质内的流动控制方程：
Figure DEST_PATH_IMAGE011
该方程是微分形式下页岩基质微元体内一维流体流动的控制方程；C l 为流体压缩系数；C t 为基质的综合压缩系数；x为位置坐标。与基质压敏系数
Figure 123648DEST_PATH_IMAGE012
相比，C l 较小，因此C l 在后面的推导中忽略。
采用压力无因次化处理公式、时间无因次化处理公式和位置无因次化处理公式对压力p、时间t和位置坐标x进行无因次化处理。
压力无因次化处理公式为
Figure DEST_PATH_IMAGE013
；
时间无因次化处理公式为
Figure 764582DEST_PATH_IMAGE014
；
位置无因次化处理公式为
Figure DEST_PATH_IMAGE015
；
其中，p D 、t D 和x D 分别为无因次压力、无因次时间和无因次位置；L为基质块长度。
根据所述压力无因次化处理公式、所述时间无因次化处理公式、所述位置无因次化处理公式和所述流动控制方程确定无因次化处理后的流动控制方程。
所述无因次化处理后的流动控制方程的表达式为：
Figure 838849DEST_PATH_IMAGE016
其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE017
为无因次压力梯度。
S3：根据所述无因次化处理后的流动控制方程，给出初始条件和边界条件，确定不同时刻的基质块内压力分布，如图3所示。
具体的，步骤S3具体包括：
确定基质块的初始条件和所述基质块的内边界条件和外边界条件；
本实施例考虑一般基质，设置初始条件、内边界条件和外边界条件如下：
初始条件：
Figure 896277DEST_PATH_IMAGE018
；
内边界条件：
Figure DEST_PATH_IMAGE019
；
外边界条件：
Figure 765007DEST_PATH_IMAGE020
；p f 为裂缝内的压力，计算中裂缝内的压力设为定值；
无因次化处理后的初始条件与边界条件为：
初始条件：
Figure 830921DEST_PATH_IMAGE021
；
内边界条件：
Figure DEST_PATH_IMAGE022
；
外边界条件：
Figure 177720DEST_PATH_IMAGE023
；
确定页岩基质块与裂缝相关参数的取值；所述页岩基质块与裂缝的相关参数包括基质初始压力、裂缝初始压力、基质块长度、基质压敏系数、非线性渗流参数、基质初始渗透率、基质孔隙度、流体粘度和基质综合压缩系数；如表1所示。
Figure DEST_PATH_IMAGE024
基于所述初始条件、所述内边界条件和所述外边界条件以及所述页岩基质块与裂缝相关参数，对所述无因次化处理后的流动控制方程进行差分离散并数值求解，得到不同时刻所述基质块内的无因次压力分布
Figure 77936DEST_PATH_IMAGE025
。
S4：根据不同时刻的所述基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量。
具体的，步骤S4具体包括：
在不同无因次时刻下，对基质块内无因次压力在空间上计算平均值，得到基质块内无因次平均压力随时间的变化函数；基质块内无因次平均压力随时间的变化如图4所示。
根据所述基质块内无因次平均压力随时间的变化函数，应用物质平衡法，确定所述不同时刻由基质块流向天然裂缝的瞬时流量。
由物质平衡法计算基质块流向天然裂缝的瞬时流量的公式为：
Figure 570097DEST_PATH_IMAGE026
；
式中，q为窜流量，与时间t相关；
Figure DEST_PATH_IMAGE027
为基质块内的平均压力。
S5：根据不同无因次时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
具体的，步骤S5具体包括：
将不同无因次时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量带入到窜流定义公式中，得到不同时刻的无因次形状因子
Figure 687089DEST_PATH_IMAGE028
。
窜流的定义公式为
Figure 273797DEST_PATH_IMAGE029
；其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE030
为形状因子。
联立窜流的定义公式和由物质平衡法计算窜流量的公式，进行无因次化处理后可得到无因次形状因子的计算公式为：
Figure 792634DEST_PATH_IMAGE031
式中，
Figure DEST_PATH_IMAGE032
是无因次形状因子，是无因次时间t D 的函数；
Figure 504632DEST_PATH_IMAGE033
为无因次基质平均压力；无因次形状因子随时间的变化如图5所示。
拟合不同时刻的所述无因次形状因子，得到无因次形状因子随无因次时间的变化方程。
基于表1给出的各参数的取值，得出无因次形状因子随无因次时间的变化方程为
Figure DEST_PATH_IMAGE034
，拟合的决定系数为R 2=0.9984。
S6：改变所述非线性渗流方程中的非线性渗流参数以及所述压敏特性方程中的基质压敏系数，得到参数变化后的非线性渗流方程和参数变化后的压敏特性方程，令所述参数变化后的非线性渗流方程为当前所述非线性渗流方程，所述参数变化后的压敏特性方程为当前所述压敏特性方程，并返回步骤“基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程”，得到预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程。
对于所述页岩基质的非线性渗流方程和压敏特性方程中的基质压敏系数α、非线性渗流参数a和非线性渗流参数b，选择合适的参数取值范围；本实施例采用的参数取值范围如下表2：
Figure 108919DEST_PATH_IMAGE035
S7：将所述预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程中除无因次时间之外的数据关于其对应的非线性渗流参数和压敏参数进行拟合，得到拟合公式中参数关于非线性渗流参数和压敏参数的表达式，进而得到拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程。
利用所述拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流。
不同的无因次形状因子随无因次时间的变化方程，可用如下公式表示：
Figure DEST_PATH_IMAGE036
式中，h，j，u和w为拟合的参数。
基于每次数值实验的拟合的参数h，j，u和w，通过多元线性回归，拟合基质压敏系数
Figure 561635DEST_PATH_IMAGE037
、非线性渗流参数a和非线性渗流参数b对于实验拟合得到的参数h，j，u和w之间的关系，确定待拟合参数h，j，u和w关于基质压敏系数
Figure 121930DEST_PATH_IMAGE037
、非线性渗流参数a和非线性渗流参数b的表达式。
Figure DEST_PATH_IMAGE038
其中，参数h，j，u和w关于基质压敏系数
Figure 768943DEST_PATH_IMAGE037
、非线性渗流参数a和非线性渗流参数b拟合的决定系数R 2分别为0.972、0.93、0.978和0.898。
需要说明的是，上述的拟合公式仅仅是为了清楚的解释本实施例的方案给出的其中一种较优的拟合公式，该拟合公式对本实施例的方案不具有任何限定作用，可根据实际需求得到其他的拟合公式。
本实施例中，（1）考虑到页岩基质非线性渗流和压敏效应的影响构建页岩基质内的流动控制方程，赋予初始条件和边界条件得到页岩基质向天然裂缝系统窜流的规律，拟合得到形状因子的表达式；（2）分析非线性渗流参数和压敏系数对窜流的影响，进行多组实验并拟合出形状因子关于非线性渗流参数和压敏系数的表达式。基于最终拟合出的形状因子表达式，能够准确描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流，有利于页岩油的开发。
实施例2
如图6所示，本实施例提供一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的系统，包括：
页岩特征确定模块M1，用于获取页岩岩心并基于所述页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程。
基质内流动的控制方程确定模块M2，用于基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并对所述流动控制方程进行无因次化处理，得到无因次化处理后的流动控制方程。
基质块内压力分布确定模块M3，用于根据所述无因次化处理后的流动控制方程，给出初始条件和边界条件，确定不同时刻的基质块内压力分布。
窜流量确定模块M4，用于根据不同时刻的所述基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量。
形状因子确定模块M5，用于根据不同时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程。
参数变化模块M6，用于改变所述非线性渗流方程中的非线性渗流参数以及所述压敏特性方程中的基质压敏系数，得到参数变化后的非线性渗流方程和参数变化后的压敏特性方程，令所述参数变化后的非线性渗流方程为当前所述非线性渗流方程，所述参数变化后的压敏特性方程为当前所述压敏特性方程，并返回步骤“基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程”，得到预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程。
形状因子拟合公式确定模块M7，将所述预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程中除无因次时间之外的数据关于其对应的非线性渗流参数和压敏参数进行拟合，得到拟合公式中参数关于非线性渗流参数和压敏参数的表达式，进而得到拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程，利用所述拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流。
本说明书中每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (6)

1.一种描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流的方法，其特征在于，包括：
获取页岩岩心并基于所述页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程；
所述基于所述页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程，具体包括：
基于页岩岩心渗流实验确定所述页岩基质的非线性渗流方程；
所述页岩基质的非线性渗流方程的表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE002
式中，v为渗流速度；k m 为基质渗透率；μ为流体粘度；
Figure DEST_PATH_IMAGE004
为压力梯度；a和b为非线性渗流参数；
根据页岩基质块渗透率与压力的关系确定所述压敏特性方程；
所述压敏特性方程的表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE006
式中，k m0 为基质的初始渗透率，即压力为p m0 时的渗透率；p为压力；p m0 为基质的初始压力；
Figure DEST_PATH_IMAGE008
为基质压敏系数；
基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并对所述流动控制方程进行无因次化处理，得到无因次化处理后的流动控制方程；
所述基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并对所述流动控制方程进行无因次化处理，得到无因次化处理后的流动控制方程，具体包括：
联立所述非线性渗流方程、所述压敏特性方程和经典的连续性方程，得到所述流动控制方程；
采用压力无因次化处理公式、时间无因次化处理公式和位置无因次化处理公式对压力、时间和位置坐标进行无因次化处理；
根据无因次化处理后的压力、无因次化处理后的时间和无因次化处理后的位置坐标和所述流动控制方程确定无因次化处理后的流动控制方程；
所述无因次化处理后的流动控制方程的表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE010
式中，p D 、t D 和x D 分别为无因次压力、无因次时间和无因次位置；L为基质块长度；
Figure DEST_PATH_IMAGE012
为无因次压力梯度；
根据所述无因次化处理后的流动控制方程并给定初始条件和边界条件，确定不同时刻的基质块内压力分布；
根据不同时刻的所述基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量；
根据不同时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
改变所述非线性渗流方程中的非线性渗流参数以及所述压敏特性方程中的基质压敏系数，得到参数变化后的非线性渗流方程和参数变化后的压敏特性方程，令所述参数变化后的非线性渗流方程为当前所述非线性渗流方程，所述参数变化后的压敏特性方程为当前所述压敏特性方程，并返回步骤“基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程”，得到预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
将所述预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程中除无因次时间之外的数据关于对应的非线性渗流参数和压敏参数进行拟合，得到拟合公式中参数关于非线性渗流参数和压敏参数的表达式，进而得到拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程，利用所述拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述无因次化处理后的流动控制方程并给定初始条件和边界条件，确定不同时刻的基质块内压力分布，具体包括：确定基质块的初始条件和所述基质块的内边界条件和外边界条件；
确定页岩基质块与裂缝相关参数的取值；所述页岩基质块与裂缝相关参数包括基质初始压力、裂缝初始压力、基质块长度、基质压敏系数、非线性渗流参数、基质初始渗透率、基质孔隙度、流体粘度和基质综合压缩系数；
基于所述初始条件、所述内边界条件和所述外边界条件以及所述页岩基质块与裂缝相关参数，对所述无因次化处理后的流动控制方程进行差分离散并数值求解，得到不同时刻所述基质块内无因次压力分布。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据不同时刻的所述基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量，具体包括：在不同无因次时刻下，对基质块内无因次压力在空间上计算平均值，得到基质块内无因次平均压力随时间的变化函数；
根据所述基质块内无因次平均压力随时间的变化函数，应用物质平衡法，确定不同时刻所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据不同时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程，具体包括：
将不同时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量带入到窜流定义公式中，得到不同时刻的无因次形状因子；
拟合不同时刻的所述无因次形状因子，得到无因次形状因子随无因次时间的变化方程。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程的表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE014
Figure DEST_PATH_IMAGE016
其中，h，j，u和w为拟合的参数。
6.一种基于权利要求1至5任一项所述的方法的系统，其特征在于，包括：
页岩特征确定模块，用于获取页岩岩心并基于所述页岩岩心得到页岩基质的非线性渗流方程和页岩的压敏特性方程；
页岩特征确定模块具体包括：
第一方程确定单元，用于基于页岩岩心渗流实验确定所述页岩基质的非线性渗流方程；
所述页岩基质的非线性渗流方程的表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE002A
式中，v为渗流速度；k m 为基质渗透率；μ为流体粘度；
Figure DEST_PATH_IMAGE004A
为压力梯度；a和b为非线性渗流参数；
第二方程确定单元，用于根据页岩基质块渗透率与压力的关系确定所述压敏特性方程；
所述压敏特性方程的表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE006A
式中，k m0 为基质的初始渗透率，即压力为p m0 时的渗透率；p为压力；p m0 为基质的初始压力；
Figure DEST_PATH_IMAGE008A
为基质压敏系数；
基质内流动的控制方程确定模块，用于基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程并对所述流动控制方程进行无因次化处理，得到无因次化处理后的流动控制方程；
基质内流动的控制方程确定模块具体包括：
第三方程确定单元，用于联立所述非线性渗流方程、所述压敏特性方程和经典的连续性方程，得到所述流动控制方程；
无因次化处理单元，用于采用压力无因次化处理公式、时间无因次化处理公式和位置无因次化处理公式对压力、时间和位置坐标进行无因次化处理；
第四方程确定单元，用于根据无因次化处理后的压力、无因次化处理后的时间和无因次化处理后的位置坐标和所述流动控制方程确定无因次化处理后的流动控制方程；
所述无因次化处理后的流动控制方程的表达式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE010A
式中，p D 、t D 和x D 分别为无因次压力、无因次时间和无因次位置；L为基质块长度；
Figure DEST_PATH_IMAGE012A
为无因次压力梯度；
基质块内压力分布确定模块，用于根据所述无因次化处理后的流动控制方程并给出初始条件和边界条件，确定不同时刻的基质块内压力分布；
窜流量确定模块，用于根据不同时刻的所述基质块内压力分布确定基质块流向天然裂缝的瞬时流量；
形状因子确定模块，用于根据不同时刻的所述基质块流向天然裂缝的瞬时流量确定无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
参数变化模块，用于改变所述非线性渗流方程中的非线性渗流参数以及所述压敏特性方程中的基质压敏系数，得到参数变化后的非线性渗流方程和参数变化后的压敏特性方程，令所述参数变化后的非线性渗流方程为当前所述非线性渗流方程，所述参数变化后的压敏特性方程为当前所述压敏特性方程，并返回步骤“基于当前所述非线性渗流方程和当前所述压敏特性方程构建表征页岩基质内流体流动的流动控制方程”，得到预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程；
形状因子拟合公式确定模块，将所述预设个数的所述无因次形状因子随无因次时间的变化方程中除无因次时间之外的数据关于对应的非线性渗流参数和压敏参数进行拟合，得到拟合公式中参数关于非线性渗流参数和压敏参数的表达式，进而得到拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程，利用所述拟合后的无因次形状因子随无因次时间的变化方程描述页岩基质与天然裂缝间非稳态窜流。
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