CN115994500B - 评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统 - Google Patents

评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统 Download PDF

Info

Publication number
CN115994500B
CN115994500B CN202310283150.7A CN202310283150A CN115994500B CN 115994500 B CN115994500 B CN 115994500B CN 202310283150 A CN202310283150 A CN 202310283150A CN 115994500 B CN115994500 B CN 115994500B
Authority
CN
China
Prior art keywords
stage
long
flow
pressure
mathematical model
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202310283150.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN115994500A (zh
Inventor
刘文超
乔成成
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
University of Science and Technology Beijing USTB
Original Assignee
University of Science and Technology Beijing USTB
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by University of Science and Technology Beijing USTB filed Critical University of Science and Technology Beijing USTB
Priority to CN202310283150.7A priority Critical patent/CN115994500B/zh
Publication of CN115994500A publication Critical patent/CN115994500A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN115994500B publication Critical patent/CN115994500B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
    • Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping

Landscapes

  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明提供一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统，本方法使用改进压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，将工程测得的变流量下的压力数据转化为定流量下的压力数据，进而与渗流数学模型的内边界条件保持一致。此外，使用压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，降低生产动态数据误差，提高双对数特征曲线拟合效果，能够使得长期生产阶段和压裂液返排阶段的裂缝导流能力解释结果更加准确。

Description

评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统
技术领域
本发明涉及水力压裂开发气藏压裂优化技术领域，尤其涉及一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统。
背景技术
相比于传统化石能源，同等热值的页岩气燃烧产生的二氧化碳远少于煤炭和石油燃烧产生的二氧化碳，增加页岩气在能源消耗中的占比可以有效减少二氧化碳的排放，可以为实现“双碳”目标做出重要贡献。利用多段压裂水平井开采页岩气藏的完整过程主要包括前期压裂液返排阶段和后期生产阶段两个阶段。页岩储层埋深可达2000~4500米，异常高压、闭合应力高，随着返排过程中地层压力的降低，地应力施加在水力裂缝表面的载荷增大，裂缝发生动态闭合，裂缝导流能力下降，对产能造成影响。因此，对返排和生产两个不同阶段的水力裂缝的导流能力进行研究，可以为页岩气多段压裂水平井的压裂效果评估与增产措施优化提供建议。
水力裂缝导流能力的定义为水力裂缝渗透率与裂缝宽度的乘积，是压裂工程中对压裂效果进行评估的重要参数。现有的技术中，通常采用室内实验模拟支撑裂缝的方法对水力裂缝的导流能力进行评估。然而实际的水力裂缝形态复杂，这一类渗流实验通常对支撑剂和水力裂缝做了极大的简化，并且容易受到实验条件、实验操作、试验设备的影响，得到的裂缝导流能力具有较大的不确定性。除此之外，实验方法难以评估水力裂缝在不同阶段的裂缝导流能力的动态变化。
发明内容
为解决上述问题，本发明基于杜哈美（Duhamel）原理，将引入曲率最小化思想的非线性正则化方法加入到基于二阶B样条的压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，消除生产动态数据误差影响并提高算法计算速度与稳定性，将压裂液返排的变流量情况下的压力数据转化为定流量下的压力数据，提高了反褶积的计算速度及稳定性，使得生产动态数据与渗流理论模型的特征曲线拟合效果更好，本发明具体提供了一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统，具体包括：
一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法，包括下述步骤：
S1、建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型；
S2、根据所述页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，分别建立长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型和压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型；
同时对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型；
S3、对所述长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解；
对所述压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换，得到压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解；
S4、通过拟压力定义方法对采集到的长期生产阶段生产动态数据中的压力数据进行线性化处理，得到长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据；
S5、基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据；
基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据；
S6、通过所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，所述第一特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井长期生产阶段的归一化后的生产动态数据与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降和瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
S7、通过所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和所述第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，所述第二特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井压裂液返排阶段的归一化后的生产动态数据与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的井底流压解在关于时间的瞬时井底压降和瞬时井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
S8、通过所述第一特征曲线得到长期生产阶段的主裂缝导流能力；
通过所述第二特征曲线得到压裂液返排阶段的主裂缝导流能力；
通过主裂缝导流能力模量计算公式、长期生产阶段的主裂缝导流能力和压裂液返排阶段的主裂缝导流能力计算主裂缝导流能力模量；
将主裂缝导流能力模量代入主裂缝导流能力动态变化公式，对所述主裂缝在长期生产阶段的主裂缝导流能力动态变化和所述主裂缝在压裂液返排阶段的主裂缝导流能力动态变化进行全阶段评估。
优选的，所述 S1的建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型包括：
简化气体和压裂液在储层中的流动区域，得到主裂缝流动区域、裂缝间流动区域和储层基质流动区域；
根据主裂缝流动区域、裂缝间流动区域和储层基质流动区域，建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型。
优选的，所述S2的对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型线进行性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型包括：
通过定义拟压力对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化；
其中，所述拟压力的定义为公式（1）：
Figure SMS_1
（1）
式中，m代表气体拟压力，单位为atm2/cp；p代表真实生产压力，单位为atm；μ为页岩气的黏度，单位为cp；Z为页岩气偏差因子；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在储层基质流动区域的公式包括公式（2）至公式（5）：
Figure SMS_2
（2）
Figure SMS_3
（3）
Figure SMS_4
（4）
Figure SMS_5
（5）
式中，下标O代表储层基质流动区域；下标F代表主裂缝流动区域；下标i代表在初始状态下；η为扩散系数，单位为cm2/s；x为与水平井筒的距离，单位为cm；x e 为水平方向上储层的尺寸，单位为cm；x F 为裂缝半长，单位为cm；t为时间，单位s；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在裂缝间流动区域的公式包括公式（6）至公式（9）：
Figure SMS_6
（6）
Figure SMS_7
（7）
Figure SMS_8
（8）
Figure SMS_9
（9）
式中，下标I代表裂缝间流动区域；y代表竖直方向上的距离，cm，K为渗透率，单位为D；h代表储层厚度，单位为cm；w F为水力裂缝宽度，单位cm；d F为两相邻主裂缝的间距，单位为cm；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在主裂缝流动区域的公式包括公式（10）至公式（13）：
Figure SMS_10
（10）
Figure SMS_11
（11）
Figure SMS_12
（12）
Figure SMS_13
（13）
式中，h代表储层厚度，cm；T sc为标准条件下的温度，单位为K；P sc为标准条件下的压力，单位为atm；q F为裂缝中的流量，单位为cm3/s。
其中，所述S2的压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型的公式包括公式（14）至公式（17）：
Figure SMS_14
（14）
Figure SMS_15
（15）
Figure SMS_16
（16）
Figure SMS_17
（17）
式中，B为地层体积系数。
优选的，所述S3的长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解
Figure SMS_18
为公式（18）：
Figure SMS_19
（18）
式中，下标w代表井底；下标D代表无因次化；s是拉普拉斯变换参数；C FD为无因次水力裂缝导流能力；α F为三线性流模型中的水力裂缝参数。
优选的，所述S5的基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据，包括：
提取线性化后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据；其中，所述拟压力和流量生产动态数据为误差大和/或剧烈变化的拟压力和流量生产动态数据；
基于杜哈美原理，结合曲率最小化的非线性正则化方法和基于二阶B样条的压力反褶积算法，对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据；
所述S5的基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据，包括：
提取所述压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据；其中，所述压力和流量生产动态数据为误差大和/或剧烈变化的压力和流量生产动态数据；
基于杜哈美原理，结合曲率最小化的非线性正则化方法和基于二阶B样条的压力反褶积算法，对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据。
优选的，所述S6的通过所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，包括：
将所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据、压裂施工数据和储层基础数据作为约束条件；
通过调整基质渗透率、主裂缝半长、主裂缝导流能力和主裂缝综合压缩系数，使压力反褶积计算的归一化参数调试与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，得到第一特征曲线。
优选的，所述S7的通过所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和所述第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，包括：
将所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降、瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线的拟合参数、压裂施工数据和储层基础数据确定为约束条件；
通过调整主裂缝半长、主裂缝导流能力和主裂缝综合压缩系数，使压力反褶积计算的归一化参数调试与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，得到第二特征曲线。
优选的，所述S8中的主裂缝导流能力模量计算公式包括公式（19）：
Figure SMS_20
（19）
式中，C FD返是返排阶段的裂缝导流能力，单位为mD ·cm；C FD长是长期生产阶段的裂缝导流能力，单位为mD ·cm；p 返是返排阶段的平均井底流压，单位为MPa；p 长是长期生产阶段的平均井底流压，单位为MPa；γ k 是裂缝导流能力模量；
所述S8的主裂缝导流能力动态变化公式包括公式（20）和公式（21）；
其中，所述返排阶段的裂缝导流能力C FD返的公式为公式（20），所述长期生产阶段的裂缝导流能力C FD长公式为公式（21）：
Figure SMS_21
（20）
Figure SMS_22
（21）
式中，p i是储层初始压力，单位为MPa；C FDi是初始裂缝导流能力，单位为mD ·cm。
一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的系统，包括模型建立模块、模型转化模块、模型计算模块、线性化模块、归一化模块、第一特征曲线拟合模块、第二特征曲线拟合模块和评估模块：
所述模型建立模块用于建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型；
所述模型转化模块用于根据所述页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，分别建立长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型和压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型；同时对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型；
所述模型计算模块用于对所述长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解；对所述压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解；
所述线性化模块用于通过拟压力定义方法对采集到的长期生产阶段生产动态数据的压力数据进行线性化处理；
所述归一化模块基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据；基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据；
所述第一特征曲线拟合模块通过所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，所述第一特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井长期生产阶段的归一化后的生产动态数据与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降和瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
所述第二特征曲线拟合模块通过所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和所述第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，所述第二特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井压裂液返排阶段的归一化后的生产动态数据与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的井底流压解在关于时间的瞬时井底压降和瞬时井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
所述评估模块通过所述第一特征曲线得到长期生产阶段的主裂缝导流能力；通过所述第二特征曲线得到压裂液返排阶段的主裂缝导流能力；通过主裂缝导流能力模量计算公式、长期生产阶段的主裂缝导流能力和压裂液返排阶段的主裂缝导流能力计算主裂缝导流能力模量；将主裂缝导流能力模量代入主裂缝导流能力动态变化公式，对所述主裂缝在长期生产阶段的主裂缝导流能力动态变化和所述主裂缝在压裂液返排阶段的主裂缝导流能力动态变化进行全阶段评估。
上述技术方案，与现有技术相比至少具有如下有益效果：
上述方案，本发明通过分别建立长期生产阶段和压裂液返排阶段的渗流数学模型，利用特征曲线分析方法分别解释得到两阶段的每条裂缝的平均导流能力，相比于传统实验方法大多只能评估单一阶段裂缝的导流能力且易受外界因素的影响的特点，本发明解释结果更可靠，而且引入了裂缝导流能力模量，可以评估裂缝在不同阶段的裂缝导流能力动态变化。
本发明所提出的方法使用改进压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，将工程测得的变流量下的压力数据转化为定流量下的压力数据，进而与渗流数学模型的内边界条件保持一致。此外，使用压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，降低生产动态数据误差，克服传统的通过定义物质平衡时间方法进行生产数据归一化受数据误差影响敏感的重大缺陷，可以显著提高双对数特征曲线拟合效果与参数解释可靠性，能够使得长期生产阶段和压裂液返排阶段的裂缝导流能力解释结果更加准确。
本发明所提供的方法在进行生产动态数据特征曲线分析时，通过调整数学模型中的基质渗透率、主裂缝半长、主裂缝导流能力、主裂缝综合压缩系数等参数，实现页岩气藏多段压裂水平井的生产动态数据与理论模型的定流量下的压力解的双对数特征曲线拟合。过程中以已知的储层基础数据和压裂施工数据作为条件约束，并且压力反褶积计算的归一化参数调试与渗流理论模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，能分析出更为可靠的参数解释结果。除此之外，将长期生产阶段的储层及裂缝参数解释结果作为压裂液返排阶段的条件约束，进一步降低解释结果的多解性，解释结果更加可靠真实。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述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为本发明一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法流程图；
图2为本发明实施例提供的长期生产阶段气体的产量数据图；
图3为本发明实施例提供的压裂液返排阶段液体的产量数据图；
图4为本发明实施例提供的压裂液返排阶段的井底流压数据图；
图5为本发明实施例提供的页岩气井长期生产阶段气体的三线性渗流物理模型图；
图6为本发明实施例提供的页岩气井压裂液返排阶段液体的三线性渗流物理模型图；
图7为本发明实施例提供的压裂液返排阶段的拟井底流压数据图；
图8为本发明实施例提供的页岩气井长期生产阶段气体的双对数特征曲线拟合效果图；
图9为本发明实施例提供的页岩气井压裂液返排阶段液体的双对数特征曲线拟合效果图；
图10为本发明实施例提供的评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的系统；
图11为本发明实施例提供的一种电子设备的结构示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例的附图，对本发明实施例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的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员在无需创造性劳动的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。
由于现有技术的实验方法难以评估水力裂缝在不同阶段的裂缝导流能力的动态变化，所以本申请基于Duhamel原理，将引入曲率最小化思想的非线性正则化方法加入到基于二阶B样条的压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，消除生产动态数据误差影响并提高算法计算速度与稳定性，将压裂液返排的变流量情况下的压力数据转化为定流量下的压力数据，提高了反褶积的计算速度及稳定性，使得生产动态数据与渗流理论模型的特征曲线拟合效果更好，从而更精确地评估水力裂缝在不同阶段的裂缝导流能力的动态变化，基于此，本申请提供一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统。具体包括：
如图1所示，本申请提供一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法，包括下述步骤：
S1、建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，具体包括：简化气体和压裂液在储层中的流动区域，得到主裂缝流动区域、裂缝间流动区域和储层基质流动区域；根据主裂缝流动区域、裂缝间流动区域和储层基质流动区域，建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，其中，需要说明的是：压裂液流动主要发生在主裂缝流动区域。
S2、根据页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，分别建立长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型和压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型；同时对长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型，具体包括：
通过定义拟压力对长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化；
其中，拟压力的定义为公式（1）：
Figure SMS_23
（1）
式中，m代表气体拟压力，单位为atm2/cp；p代表真实生产压力，单位为atm；μ为页岩气的黏度，单位为cp；Z为页岩气偏差因子；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在储层基质流动区域的公式包括公式（2）至公式（5）：
Figure SMS_24
（2）
Figure SMS_25
（3）
Figure SMS_26
（4）
Figure SMS_27
（5）
式中，下标O代表储层基质流动区域；下标F代表主裂缝流动区域；下标i代表在初始状态下；η为扩散系数，单位为cm2/s；x为与水平井筒的距离，单位为cm；x e 为水平方向上储层的尺寸，单位为cm；x F 为裂缝半长，单位为cm；t为时间，单位s；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在裂缝间流动区域的公式包括公式（6）至公式（9）：
Figure SMS_28
（6）
Figure SMS_29
（7）
Figure SMS_30
（8）
Figure SMS_31
（9）
式中，下标I代表裂缝间流动区域；y代表竖直方向上的距离，cm，K为渗透率，单位为D；h代表储层厚度，单位为cm；w F为水力裂缝宽度，单位cm；d F为两相邻主裂缝的间距，单位为cm；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在主裂缝流动区域的公式包括公式（10）至公式（13）：
Figure SMS_32
（10）
Figure SMS_33
（11）
Figure SMS_34
（12）
Figure SMS_35
（13）
式中，h代表储层厚度，cm；T sc为标准条件下的温度，单位为K；P sc为标准条件下的压力，单位为atm；q F为裂缝中的流量，单位为cm3/s。
其中，所述S2的压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型的公式包括公式（14）至公式（17）：
Figure SMS_36
（14）
Figure SMS_37
（15）
Figure SMS_38
（16）
Figure SMS_39
（17）
式中，B为地层体积系数，其中，需要说明书的为：对于压裂液返排阶段，由于压裂液的可压缩性远小于页岩气的可压缩性，因此不需引入拟压力来降低数学模型的非线性程度。对于压裂液返排阶段的液体渗流模型，形式与长期生产阶段气体的渗流数学模型形式相似，主要不同之处在于主裂缝流动区域的内边界条件不同。
S3、对长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解；
对压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解，具体包括：
S3的长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解
Figure SMS_40
为公式（18）：
Figure SMS_41
（18）
式中，下标w代表井底；下标D代表无因次化；s是拉普拉斯变换参数；C FD为无因次水力裂缝导流能力；α F为三线性流模型中的水力裂缝参数。
其中，需要说明的为：对于压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型，在恒定流量下的无因次瞬时井底流压解与返排阶段的无因次瞬时拟井底流压解的形式相似。
S4、通过拟压力定义方法对采集到的长期生产阶段生产动态数据中的压力数据进行线性化处理，得到长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据。
S5、基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据；
基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据；具体包括：
提取线性化后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据；其中，所述拟压力和流量生产动态数据为误差大和/或剧烈变化的拟压力和流量生产动态数据；基于杜哈美原理，结合曲率最小化的非线性正则化方法和基于二阶B样条的压力反褶积算法，对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据；
提取所述压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据；其中，所述压力和流量生产动态数据为误差大和/或剧烈变化的压力和流量生产动态数据；基于杜哈美原理，结合曲率最小化的非线性正则化方法和基于二阶B样条的压力反褶积算法，对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据。
其中，具体操作包括：对长期生产阶段线性化后的误差大、变化剧烈的生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压力生产动态数据，对压裂液返排阶段现场测得的误差大、变化剧烈的生产动态数据进行归一化处理得到归一化处理后的异常生产动态数据，基于Duhamel原理，将引入曲率最小化思想的非线性正则化方法加入到基于二阶B样条的压力反褶积算法中，使用改进压力反褶积算法进行归一化，消除生产动态数据误差影响并提高算法计算速度与稳定性，将压裂液返排的变流量情况下的压力数据转化为定流量下的压力数据，将长期生产阶段的变流量情况下的拟压力数据转化为定流量下的拟压力p i数据，定流量下的拟压力p i数据计算公式为公式（22）：
Figure SMS_42
（22）
式中，q为已知变流量，p为变流量对应变压力，p' u 为压力导数，利用公式（22）可以在已知变流量q和对应变压力p的情况下，计算出单位流量下的压力，具体的实现过程为：先利用二阶B样条函数权重和对单位流量下的压力导数p' u 进行重构；再利用褶积积分的数学性质，按照实际流量历史进行分段积分，快速地解析求解压力反褶积计算的敏感性矩阵。大大提高了反褶积的计算速度及稳定性，使得生产动态数据与渗流理论模型的特征曲线拟合效果更好。
S6、通过所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，所述第一特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井长期生产阶段的归一化后的生产动态数据与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降和瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；具体包括：
将所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据、压裂施工数据和储层基础数据作为约束条件；通过调整基质渗透率、主裂缝半长、主裂缝导流能力和主裂缝综合压缩系数，使压力反褶积计算的归一化参数调试与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，得到第一特征曲线，解释得到更为可靠的裂缝导流能力结果。
S7、通过所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和所述第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，第二特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井压裂液返排阶段的归一化后的生产动态数据与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的井底流压解在关于时间的瞬时井底压降和瞬时井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；具体包括：
将归一化处理后的异常生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降、瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线的拟合参数、压裂施工数据和储层基础数据确定为约束条件；
将所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降、瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线的拟合参数、压裂施工数据和储层基础数据确定为约束条件；
通过调整主裂缝半长、主裂缝导流能力和主裂缝综合压缩系数，使压力反褶积计算的归一化参数调试与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，得到第二特征曲线。
S8、通过所述第一特征曲线得到长期生产阶段的主裂缝导流能力；
通过所述第二特征曲线得到压裂液返排阶段的主裂缝导流能力；
通过主裂缝导流能力模量计算公式、长期生产阶段的主裂缝导流能力和压裂液返排阶段的主裂缝导流能力计算主裂缝导流能力模量；
将主裂缝导流能力模量代入主裂缝导流能力动态变化公式，对所述主裂缝在长期生产阶段的主裂缝导流能力动态变化和所述主裂缝在压裂液返排阶段的主裂缝导流能力动态变化进行全阶段评估。
其中，主裂缝导流能力模量计算公式包括公式（19）：
Figure SMS_43
（19）
式中，C FD返是返排阶段的裂缝导流能力，单位为mD ·cm；C FD长是长期生产阶段的裂缝导流能力，单位为mD ·cm；p 返是返排阶段的平均井底流压，单位为MPa；p 长是长期生产阶段的平均井底流压，单位为MPa；γ k 是裂缝导流能力模量；
所述S8的主裂缝导流能力动态变化公式包括公式（20）和公式（21）；
其中，返排阶段的裂缝导流能力C FD返的公式为公式（20），长期生产阶段的裂缝导流能力C FD长公式为公式（21）：
Figure SMS_44
（20）
Figure SMS_45
（21）
式中，p i 是储层初始压力，单位为MPa；C FDi是初始裂缝导流能力，单位为mD ·cm。
本发明有一方面提供一种动态评估页岩气井压裂液的裂缝导流能力的系统，用于实现上述一种动态评估页岩气井压裂液的裂缝导流能力的方法，具体包括模型建立模块、模型转化模块、模型计算模块、线性化模块、归一化模块、第一特征曲线拟合模块、第二特征曲线拟合模块和评估模块：
模型建立模块用于建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型；
模型转化模块用于根据页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，分别建立长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型和压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型；同时对长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型；
模型计算模块用于对长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解；对压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解；
线性化模块用于通过拟压力定义方法对采集到的长期生产阶段的压力生产动态数据进行线性化处理；
归一化模块基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的压力生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压力生产动态数据；基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的异常生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的异常生产动态数据；
第一特征曲线拟合模块通过归一化处理后的压力生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，第一特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井长期生产阶段的归一化后的生产动态数据与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降和瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
第二特征曲线拟合模块通过归一化处理后的异常生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，第二特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井压裂液返排阶段的归一化后的生产动态数据与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的井底流压解在关于时间的瞬时井底压降和瞬时井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
评估模块通过第一特征曲线和第二特征曲线，得到主裂缝导流能力，通过主裂缝导流能力模量分别对主裂缝在压裂液返排阶段和长期生产阶段进行裂缝导流能力动态化评估。
如图2-图9所示，本申请基于上述方法，对北美某页岩气多段压裂水平井的长度为2889m，井筒半径为0.107m，压裂段数为58段，主裂缝间距49.8m，储层温度为114℃，该井所在储层的初始压力为59.2MPa，储层厚度为36.9m进行裂缝导流能力动态评估。
其中，长期生产阶段的气体产量数据如图2所示，压裂液返排阶段的液体产量数据如图3所示，返排阶段的井底流压数据如图4所示。建立该页岩气井长期生产阶段气体和压裂液返排阶段液体的三线性渗流物理模型分别如图5和图6所示。首先，根据三线性渗流物理模型分别建立渗流数学模型，并通过定义拟压力的手段对长期生产阶段气体的数学模型进行线性化，进而分别求得长期生产阶段气体渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解和压裂液返排阶段液体渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解。然后，依据拟压力定义对长期生产阶段的压力数据进行拟压力计算，从而将生产动态数据线性化，从而计算出的长期生产阶段的拟井底流压数据，如图7所示。随后，利用改进的压力反褶积算法分别对长期生产阶段和压裂液返排阶段的生产动态数据进行归一化，将压裂液返排的变流量情况下的压力数据转化为定流量下的压力数据，将长期生产阶段的变流量情况下的拟压力数据转化为定流量下的拟压力数据，其中，以储层基础数据和压裂施工数据为约束，通过调整数学模型中的基质渗透率、主裂缝半长、主裂缝导流能力、主裂缝综合压缩系数等参数，使压力反褶积计算的归一化参数调试与渗流理论模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，实现页岩气藏多段压裂水平井长期生产阶段的归一化后的生产动态数据与渗流数学模型定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降和瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线拟合，也就是第一特征曲线，拟合结果图如图8，第一特征曲线拟合结果解释出来的裂缝导流能力为6 mD ·cm，裂缝半长37m，基质孔隙度0.0001mD，主裂缝孔隙度0.15，主裂缝综合压缩系数0.005MPa-1。以长期生产阶段的特征曲线拟合参数结果、压裂施工数据和储层基础数据为约束，通过调整数学模型中的主裂缝半长、主裂缝导流能力、主裂缝综合压缩系数等参数，实现页岩气藏多段压裂水平井压裂液返排阶段的归一化后的生产动态数据与渗流数学模型在定流量下的井底流压解在关于时间的瞬时井底压降和瞬时井底压降导数双对数坐标中的特征曲线拟合，也就是第二特征曲线，拟合效果图如图9，第二特征曲线拟合解释得到裂缝导流能力为390 mD ·cm，裂缝半长8.5m，裂缝孔隙度0.15，裂缝综合压缩系数0.0004 MPa-1。可以计算得到裂缝导流能力模量下降幅度为98.4615%，由于长期生产阶段的平均井底压力为12.8371MPa，压裂液返排阶段的平均井底压力为35.1838MPa，根据裂缝导流能力模量计算得到裂缝导流能力模量为0.1868，将裂缝导流能力模量的数值作为上述条件下的裂缝导流能力动态评估的标准。
本申请所提供的方法使用改进压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，将工程测得的变流量下的压力数据转化为定流量下的压力数据，进而与渗流数学模型的内边界条件保持一致。此外，使用压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，降低生产动态数据误差，克服传统的通过定义物质平衡时间方法进行生产数据归一化受数据误差影响敏感的重大缺陷，可以显著提高双对数特征曲线拟合效果与参数解释可靠性，能够使得长期生产阶段和压裂液返排阶段的裂缝导流能力解释结果更加准确。在进行生产动态数据特征曲线分析时，通过调整数学模型中的基质渗透率、主裂缝半长、主裂缝导流能力、主裂缝综合压缩系数等参数，实现页岩气藏多段压裂水平井的生产动态数据与理论模型的定流量下的压力解的双对数特征曲线拟合。过程中以已知的储层基础数据和压裂施工数据作为条件约束，并且压力反褶积计算的归一化参数调试与渗流理论模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，能分析出更为可靠的参数解释结果。除此之外，将长期生产阶段的储层及裂缝参数解释结果作为压裂液返排阶段的条件约束，进一步降低解释结果的多解性，解释结果更加可靠真实。
如图10所示，本发明另一方面提供一种动态评估页岩气井压裂液的裂缝导流能力的系统，用于实现上述一种动态评估页岩气井压裂液的裂缝导流能力的方法，具体包括：包括模型建立模块100、模型转化模块200、模型计算模块300、线性化模块400、归一化模块500、第一特征曲线拟合模块600、第二特征曲线拟合模块700和评估模块800：模型建立模块100用于建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型；模型转化模块200用于根据页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，分别建立长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型和压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型；同时对长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型；模型计算模块300用于对长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解；对压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解；线性化模块400通过拟压力定义方法对采集到的长期生产阶段生产动态数据中的压力数据进行线性化处理，得到长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据；归一化模块500基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的压力生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压力生产动态数据；基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的异常生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的异常生产动态数据；第一特征曲线拟合模块600通过归一化处理后的压力生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，第一特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井长期生产阶段的归一化后的生产动态数据与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降和瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；第二特征曲线拟合模块700通过归一化处理后的异常生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，第二特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井压裂液返排阶段的归一化后的生产动态数据与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的井底流压解在关于时间的瞬时井底压降和瞬时井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；评估模块800通过第一特征曲线和第二特征曲线，得到主裂缝导流能力，通过主裂缝导流能力模量分别对主裂缝在压裂液返排阶段和长期生产阶段进行裂缝导流能力动态化评估。
本系统使用改进压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，将工程测得的变流量下的压力数据转化为定流量下的压力数据，进而与渗流数学模型的内边界条件保持一致。此外，使用压力反褶积算法对生产动态数据进行归一化处理，降低生产动态数据误差，提高双对数特征曲线拟合效果，能够使得长期生产阶段和压裂液返排阶段的裂缝导流能力解释结果更加准确。在进行生产动态数据特征曲线分析时，通过调整数学模型中的基质渗透率、主裂缝半长、主裂缝导流能力、主裂缝综合压缩系数等参数，实现页岩气藏多段压裂水平井的生产动态数据与理论模型的定流量下的压力解的双对数特征曲线拟合。过程中以已知的储层基础数据和压裂施工数据作为条件约束，并且压力反褶积计算的归一化参数调试与渗流理论模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，能分析出更为可靠的参数解释结果。除此之外，将长期生产阶段的储层及裂缝参数解释结果作为压裂液返排阶段的条件约束，进一步降低解释结果的多解性，解释结果更加可靠真实。
图11是本发明实施例提供的一种电子设备900的结构示意图，该电子设备600可因配置或性能不同而产生比较大的差异，可以包括一个或一个以上处理器（centralprocessing units，CPU）910和一个或一个以上的存储器920，其中，存储器920中存储有至少一条指令，至少一条指令由处理器910加载并执行以实现上述一种动态评估页岩气井压裂液的裂缝导流能力的方法的步骤。
在示例性实施例中，还提供了一种计算机可读存储介质，例如包括指令的存储器，上述指令可由终端中的处理器执行以完成上述一种动态评估页岩气井压裂液的裂缝导流能力的方法。例如，计算机可读存储介质可以是ROM、随机存取存储器（RAM）、CD-ROM、磁带、软盘和光数据存储设备等。以上实施例不局限于该实施例自身的技术方案，实施例之间可以相互结合成新的实施例。以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而并非对其进行限制，凡未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明技术方案的范围内。

Claims (7)

1.一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法，其特征在于，包括下述步骤：
S1、建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型；
S2、根据所述页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，分别建立长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型和压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型；
同时对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型；
S3、对所述长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解；
对所述压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换，得到压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解；
S4、通过拟压力定义方法对采集到的长期生产阶段生产动态数据中的压力数据进行线性化处理，得到长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据；
S5、基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据；
基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据；
S6、通过所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，所述第一特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井长期生产阶段的归一化后的生产动态数据与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降和瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
S7、通过所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和所述第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，所述第二特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井压裂液返排阶段的归一化后的生产动态数据与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的井底流压解在关于时间的瞬时井底压降和瞬时井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
S8、通过所述第一特征曲线得到长期生产阶段的主裂缝导流能力；
通过所述第二特征曲线得到压裂液返排阶段的主裂缝导流能力；
通过主裂缝导流能力模量计算公式、长期生产阶段的主裂缝导流能力和压裂液返排阶段的主裂缝导流能力计算主裂缝导流能力模量；
将主裂缝导流能力模量代入主裂缝导流能力动态变化公式，对所述主裂缝在长期生产阶段的主裂缝导流能力动态变化和所述主裂缝在压裂液返排阶段的主裂缝导流能力动态变化进行全阶段评估;
其中，所述S2的对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型线进行性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型包括：
通过定义拟压力对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化；
其中，所述拟压力的定义为公式（1）：
Figure QLYQS_1
（1）
式中，m代表气体拟压力，单位为atm2/cp；p代表真实生产压力，单位为atm；μ为页岩气的黏度，单位为cp；Z为页岩气偏差因子；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在储层基质流动区域的公式包括公式（2）至公式（5）：
Figure QLYQS_2
（2）
Figure QLYQS_3
（3）
Figure QLYQS_4
（4）
Figure QLYQS_5
（5）
式中，下标O代表储层基质流动区域；下标F代表主裂缝流动区域；下标i代表在初始状态下；η为扩散系数，单位为cm2/s；x为与水平井筒的距离，单位为cm；x e 为水平方向上储层的尺寸，单位为cm；x F 为裂缝半长，单位为cm；t为时间，单位s；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在裂缝间流动区域的公式包括公式（6）至公式（9）：
Figure QLYQS_6
（6）
Figure QLYQS_7
（7）
Figure QLYQS_8
（8）
Figure QLYQS_9
（9）
式中，下标I代表裂缝间流动区域；y代表竖直方向上的距离，cm，K为渗透率，单位为D；h代表储层厚度，单位为cm；w F为水力裂缝宽度，单位cm；d F为两相邻主裂缝的间距，单位为cm；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在主裂缝流动区域的公式包括公式（10）至公式（13）：
Figure QLYQS_10
（10）
Figure QLYQS_11
（11）
Figure QLYQS_12
（12）
Figure QLYQS_13
（13）
式中，h代表储层厚度，cm；T sc为标准条件下的温度，单位为K；P sc为标准条件下的压力，单位为atm；q F为裂缝中的流量，单位为cm3/s；
其中，所述S2的压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型的公式包括公式（14）至公式（17）：
Figure QLYQS_14
（14）
Figure QLYQS_15
（15）
Figure QLYQS_16
（16）
Figure QLYQS_17
（17）
式中，B为地层体积系数；
所述S8中的主裂缝导流能力模量计算公式包括公式（19）：
Figure QLYQS_18
（19）
式中，C FD返是返排阶段的裂缝导流能力，单位为mD ·cm；C FD长是长期生产阶段的裂缝导流能力，单位为mD ·cm；p 返是返排阶段的平均井底流压，单位为MPa；p 长是长期生产阶段的平均井底流压，单位为MPa；γ k 是裂缝导流能力模量；
所述S8的主裂缝导流能力动态变化公式包括公式（20）和公式（21）；
其中，所述返排阶段的裂缝导流能力C FD返的公式为公式（20），所述长期生产阶段的裂缝导流能力C FD长公式为公式（21）：
Figure QLYQS_19
（20）
Figure QLYQS_20
（21）
式中，p i是储层初始压力，单位为MPa；C FDi是初始裂缝导流能力，单位为mD ·cm。
2.根据权利要求1所述的评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法，其特征在于，所述 S1的建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型包括：
简化气体和压裂液在储层中的流动区域，得到主裂缝流动区域、裂缝间流动区域和储层基质流动区域；
根据主裂缝流动区域、裂缝间流动区域和储层基质流动区域，建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型。
3.根据权利要求1所述的评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法，其特征在于，所述S3的长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解
Figure QLYQS_21
为公式（18）
Figure QLYQS_22
（18）
式中，下标w代表井底；下标D代表无因次化；s是拉普拉斯变换参数；C FD为无因次水力裂缝导流能力；α F为三线性流模型中的水力裂缝参数。
4.根据权利要求1所述的评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法，其特征在于，所述S5的基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据，包括：
提取线性化后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据；其中，所述拟压力和流量生产动态数据为误差大和/或剧烈变化的拟压力和流量生产动态数据；
基于杜哈美原理，结合曲率最小化的非线性正则化方法和基于二阶B样条的压力反褶积算法，对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据；
所述S5的基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据，包括：
提取所述压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据；其中，所述压力和流量生产动态数据为误差大和/或剧烈变化的压力和流量生产动态数据；
基于杜哈美原理，结合曲率最小化的非线性正则化方法和基于二阶B样条的压力反褶积算法，对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据。
5.根据权利要求1所述的评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法，其特征在于，所述S6的通过所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，包括：
将所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据、压裂施工数据和储层基础数据作为约束条件；
通过调整基质渗透率、主裂缝半长、主裂缝导流能力和主裂缝综合压缩系数，使压力反褶积计算的归一化参数调试与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，得到第一特征曲线。
6.根据权利要求5所述的评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法，其特征在于，所述S7的通过所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和所述第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，包括：
将所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降、瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线的拟合参数、压裂施工数据和储层基础数据确定为约束条件；
通过调整主裂缝半长、主裂缝导流能力和主裂缝综合压缩系数，使压力反褶积计算的归一化参数调试与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型计算的模型参数调试在特征曲线拟合过程中相互制约，得到第二特征曲线。
7.一种评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的系统，其特征在于，包括模型建立模块、模型转化模块、模型计算模块、线性化模块、归一化模块、第一特征曲线拟合模块、第二特征曲线拟合模块和评估模块：
所述模型建立模块用于建立页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型；
所述模型转化模块用于根据所述页岩气藏多段压裂水平井的三线性渗流物理模型，分别建立长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型和压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型；同时对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型；
所述模型计算模块用于对所述长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解；对所述压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型进行拉普拉斯变换得到压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解；
所述线性化模块用于通过拟压力定义方法对采集到的长期生产阶段生产动态数据中的压力数据进行线性化处理，得到长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据；
所述归一化模块基于反褶积算法对线性化处理后的长期生产阶段的拟压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据；基于反褶积算法对压裂液返排阶段现场测得的压力和流量生产动态数据进行归一化处理，得到归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据；
所述第一特征曲线拟合模块通过所述归一化处理后的长期生产阶段生产动态数据和长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时拟井底流压解，拟合得到第一特征曲线，所述第一特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井长期生产阶段的归一化后的生产动态数据与长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型定流量下的拟井底流压解在关于时间的瞬时拟井底压降和瞬时拟井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
所述第二特征曲线拟合模块通过所述归一化处理后的压裂液返排阶段生产动态数据、压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在恒定流量下的瞬时井底流压解和所述第一特征曲线的拟合参数，得到第二特征曲线，所述第二特征曲线为页岩气藏多段压裂水平井压裂液返排阶段的归一化后的生产动态数据与压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型在定流量下的井底流压解在关于时间的瞬时井底压降和瞬时井底压降导数双对数坐标中的特征曲线；
所述评估模块通过所述第一特征曲线得到长期生产阶段的主裂缝导流能力；通过所述第二特征曲线得到压裂液返排阶段的主裂缝导流能力；通过主裂缝导流能力模量计算公式、长期生产阶段的主裂缝导流能力和压裂液返排阶段的主裂缝导流能力计算主裂缝导流能力模量；将主裂缝导流能力模量代入主裂缝导流能力动态变化公式，对所述主裂缝在长期生产阶段的主裂缝导流能力动态变化和所述主裂缝在压裂液返排阶段的主裂缝导流能力动态变化进行全阶段评估；
其中，所述对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型线进行性化处理，得到长期生产阶段气体的线性化非稳态渗流数学模型包括：
通过定义拟压力对所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型进行线性化；
其中，所述拟压力的定义为公式（1）：
Figure QLYQS_23
（1）
式中，m代表气体拟压力，单位为atm2/cp；p代表真实生产压力，单位为atm；μ为页岩气的黏度，单位为cp；Z为页岩气偏差因子；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在储层基质流动区域的公式包括公式（2）至公式（5）：
Figure QLYQS_24
（2）
Figure QLYQS_25
（3）
Figure QLYQS_26
（4）
Figure QLYQS_27
（5）
式中，下标O代表储层基质流动区域；下标F代表主裂缝流动区域；下标i代表在初始状态下；η为扩散系数，单位为cm2/s；x为与水平井筒的距离，单位为cm；x e 为水平方向上储层的尺寸，单位为cm；x F 为裂缝半长，单位为cm；t为时间，单位s；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在裂缝间流动区域的公式包括公式（6）至公式（9）：
Figure QLYQS_28
（6）
Figure QLYQS_29
（7）
Figure QLYQS_30
（8）
Figure QLYQS_31
（9）
式中，下标I代表裂缝间流动区域；y代表竖直方向上的距离，cm，K为渗透率，单位为D；h代表储层厚度，单位为cm；w F为水力裂缝宽度，单位cm；d F为两相邻主裂缝的间距，单位为cm；
所述长期生产阶段气体的非稳态渗流数学模型在主裂缝流动区域的公式包括公式（10）至公式（13）：
Figure QLYQS_32
（10）
Figure QLYQS_33
（11）
Figure QLYQS_34
（12）
Figure QLYQS_35
（13）
式中，h代表储层厚度，cm；T sc为标准条件下的温度，单位为K；P sc为标准条件下的压力，单位为atm；q F为裂缝中的流量，单位为cm3/s；
其中，所述压裂液返排阶段液体的非稳态渗流数学模型的公式包括公式（14）至公式（17）：
Figure QLYQS_36
（14）
Figure QLYQS_37
（15）
Figure QLYQS_38
（16）
Figure QLYQS_39
（17）
式中，B为地层体积系数；
主裂缝导流能力模量计算公式包括公式（19）：
Figure QLYQS_40
（19）
式中，C FD返是返排阶段的裂缝导流能力，单位为mD ·cm；C FD长是长期生产阶段的裂缝导流能力，单位为mD ·cm；p 返是返排阶段的平均井底流压，单位为MPa；p 长是长期生产阶段的平均井底流压，单位为MPa；γ k 是裂缝导流能力模量；
所述主裂缝导流能力动态变化公式包括公式（20）和公式（21）；
其中，所述返排阶段的裂缝导流能力C FD返的公式为公式（20），所述长期生产阶段的裂缝导流能力C FD长公式为公式（21）：
Figure QLYQS_41
（20）
Figure QLYQS_42
（21）
式中，p i是储层初始压力，单位为MPa；C FDi是初始裂缝导流能力，单位为mD ·cm。
CN202310283150.7A 2023-03-22 2023-03-22 评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统 Active CN115994500B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310283150.7A CN115994500B (zh) 2023-03-22 2023-03-22 评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310283150.7A CN115994500B (zh) 2023-03-22 2023-03-22 评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN115994500A CN115994500A (zh) 2023-04-21
CN115994500B true CN115994500B (zh) 2023-06-02

Family

ID=85992409

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202310283150.7A Active CN115994500B (zh) 2023-03-22 2023-03-22 评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115994500B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117307152B (zh) * 2023-11-28 2024-02-09 四川省能源地质调查研究所 页岩气井压裂裂缝导流能力动态评估方法及其装置

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110210157A (zh) * 2019-06-10 2019-09-06 西南石油大学 一种页岩气藏压裂水平井非稳态扩散下产能计算方法

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10400550B2 (en) * 2014-10-24 2019-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Shale fracturing characterization and optimization using three-dimensional fracture modeling and neural network
CN104594872B (zh) * 2015-01-04 2017-08-15 西南石油大学 一种优化致密气藏压裂水平井裂缝导流能力的方法
US10197489B2 (en) * 2015-07-28 2019-02-05 Chevron U.S.A. Inc. Processes and systems for characterizing and optimizing fracturing fluids
CN115809536A (zh) * 2021-09-13 2023-03-17 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气井多段压裂改造的评价方法
CN115796070B (zh) * 2022-11-04 2023-12-01 北京科技大学 一种致密油气藏储层流态变化特征识别方法及装置

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110210157A (zh) * 2019-06-10 2019-09-06 西南石油大学 一种页岩气藏压裂水平井非稳态扩散下产能计算方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN115994500A (zh) 2023-04-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107506948B (zh) 一种基于动态泄流体积的页岩油气综合产量分析方法
CN115994500B (zh) 评估页岩气井压裂裂缝导流能力动态变化的方法及系统
CN111353205B (zh) 用于致密气藏产水气井地层压力和动态产能的计算方法
CN107526891B (zh) 一种聚合物驱大孔道油藏试井分析方法
CN107462936B (zh) 利用压力监测资料反演低渗透储层非达西渗流规律的方法
CN111734394B (zh) 一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法
CN115796070B (zh) 一种致密油气藏储层流态变化特征识别方法及装置
CN118273682B (zh) 一种缝内多级暂堵方法及装置
CN111502652A (zh) 一种三孔介质气藏水平井产量递减及生产动态预测方法
CN103726815B (zh) 一种co2驱采出井井筒流态确定及参数优化方法
CN114201932B (zh) 一种复杂情况下的致密油藏压裂井试井模拟方法
CN112412411B (zh) 一种压裂井多井系统试井分析方法、装置及存储介质
CN106246171B (zh) 部分连通断层边界的无限大双重介质油藏数学建模方法
CN116128083A (zh) 一种页岩油水平井体积压裂裂缝体积的定量表征方法
CN108868731A (zh) 一种裂缝性储层酸压动态综合滤失系数的计算方法
CN115730530A (zh) 致密油藏多段压裂水平井试井分析方法、存储介质及计算机设备
CN115809536A (zh) 一种页岩气井多段压裂改造的评价方法
CN111963149B (zh) 一种考虑滞地液量增压的压裂后地层压力求取方法
CN113294147B (zh) 一种考虑重力因素影响的单洞型断溶体储层试井解释方法
CN116205163B (zh) 一种天然气水合物藏数值模拟中的地层稳定性分析方法
CN116291331A (zh) 油气藏产能预测方法、装置、设备和存储介质
CN115796078A (zh) 通过测压判断凝析气藏不同导流能力压裂裂缝长度的方法
CN114757017A (zh) 一种页岩气藏数值模拟方法
CN108180006B (zh) 一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法
CN115906428B (zh) 生产动态数据的页岩凝析气藏凝析油产量预测方法及装置

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant