CN116291331A - 油气藏产能预测方法、装置、设备和存储介质 - Google Patents

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CN116291331A CN202310498131.6A CN202310498131A CN116291331A CN 116291331 A CN116291331 A CN 116291331A CN 202310498131 A CN202310498131 A CN 202310498131A CN 116291331 A CN116291331 A CN 116291331A
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张娇娇
方思冬
王西凤
刘淼淼
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Abstract

本申请提供一种油气藏产能预测方法、装置、设备和存储介质，涉及油气藏开发技术领域。根据获取的待预测页岩储层的压裂特征，构建物理模型，物理模型包含的区域有支撑裂缝区、未支撑裂缝区、压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区；将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型；对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，进而得到待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。考虑裂缝不完全支撑、裂缝闭合和变制度生产会更贴合实际情况，可以提高产能预测的准确性；采用解析求解法，计算速度更快。

Description

油气藏产能预测方法、装置、设备和存储介质
技术领域
本申请涉及油气藏开发技术领域，尤其涉及一种油气藏产能预测方法、装置、设备和存储介质。
背景技术
随着油气藏开发技术的进步，目前，中浅层页岩的油气藏已实现了规模化开采，但深层页岩的油气藏产能预测与开采技术仍有待提高，且深层页岩的油气资源量巨大，是未来页岩油气大规模生产的决定性资源基础。在实际开采过程中，由于深层页岩储层基质致密，渗透率低，多段压裂水平井技术成为其商业化开采的有效手段，而产能是压裂后开发效果评价的关键指标。因此，在开采前对深层页岩的油气藏进行产能预测是保证开发效果的关键一环。
与浅层页岩相比，深层页岩地应力高且应力差大，脆性指数低，施工压力高，压裂时加砂难度大，支撑剂在裂缝中难以均匀分布，大多堆积在近井地带的主裂缝中，远端裂缝严重闭合；而且，深层页岩储层裂缝闭合应力高，压裂后支撑剂破碎及嵌入的概率大幅增加，导致近井支撑裂缝发生闭合，裂缝导流能力快速递减；同时，深层页岩储层的天然裂缝更多、更复杂，由天然裂缝和人工裂缝共同构成的复杂缝网体系，其裂缝应力敏感性更强，易对深层页岩储层的油气藏产能产生影响。而现有的页岩油气藏产能预测方法主要针对浅层页岩油气藏单一生产制度(定产生产或定压生产)建立，不适用于深层页岩油气藏产能预测，因此，亟需提供一种对深层页岩的油气藏进行产能预测的有效方案。
发明内容
本申请提供一种油气藏产能预测方法、装置、设备和存储介质，用以解决深层页岩油气藏产能预测的问题。
第一方面，本申请提供一种油气藏产能预测方法，包括：
获取待预测页岩储层的压裂特征；
根据压裂特征，构建物理模型，物理模型包含的区域有支撑裂缝区、未支撑裂缝区、压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区，其中，不同区域是根据待预测页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况划分的；
将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，定产生产阶段为生产时长小于或等于临界生产时长的阶段，定压生产阶段为生产时长大于临界生产时长的阶段；
对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量；
根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，包括：通过无因次处理、摄动变换、拉普拉斯变换及斯泰菲斯特数值反演，对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量。
一种可能的实施方式中，将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，包括：根据生产制度、实际边界情况和不同区域之间的流量压力关系，确定各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，其中，初始条件包含定产生产阶段和定压生产阶段中初始时刻不同区域内的各点压力；根据各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型。
一种可能的实施方式中，根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布，包括：根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，采用迭代求解法，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测方法中的迭代求解法，包括：
判断第一井底压力是否小于目标井底压力，第一井底压力是根据定产生产阶段的井底压力公式，在给定产能预测时长中的第一时长下计算的井底压力，目标井底压力是预设的定压生产阶段结束时的井底压力；
若第一井底压力小于目标井底压力，则定产生产阶段的井底压力等于第一井底压力，累积油气藏产量等于初始油气藏产量的第一时长的倍数，各区域的压力根据定产生产阶段各区域的压力公式获得；
若第一井底压力大于或等于目标井底压力，则定压生产阶段的井底压力等于目标井底压力，累积油气藏产量通过对定压生产阶段的油气藏产量对时间积分后得到，定压生产阶段的油气藏产量根据定压生产阶段的油气藏产量公式得到，各区域的压力根据定压生产阶段各区域的压力公式获得；
根据所述第一井底压力和所述定产生产阶段各区域的压力或所述目标井底压力和所述定压生产阶段各区域的压力，更新渗流数学模型的参数，并判断第一时长是否小于产能预测时长；
若是，则输出完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测方法中的渗流控制方程是通过以下方式建立的：根据待预测页岩储层的渗流、扩散、滑脱和超临界吸附解吸作用，分别建立压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区对应的渗流控制方程；根据支撑裂缝区和未支撑裂缝区的拟渗透率模量和应力敏感作用，分别建立支撑裂缝区和未支撑裂缝区的渗流控制方程。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测方法还包括：待预测页岩储层中的流体做线性流动，用于在构建物理模型时设定各区域中流体的流动特性。
第二方面，本申请提供一种油气藏产能预测装置，包括：
获取模块，用于获取待预测页岩储层的压裂特征；
构建模块，用于根据压裂特征，构建物理模型，物理模型包含的区域有支撑裂缝区、未支撑裂缝区、压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区，其中，不同区域是根据待预测页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况划分的；
耦合模块，用于将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，定产生产阶段为生产时长小于或等于临界生产时长的阶段，定压生产阶段为生产时长大于临界生产时长的阶段；
解析模块，用于对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量；
确定模块，用于根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，解析模块可以具体用于：通过无因次处理、摄动变换、拉普拉斯变换及斯泰菲斯特数值反演，对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量。
一种可能的实施方式中，耦合模块可以具体用于：根据生产制度、实际边界情况和不同区域之间的流量压力关系，确定各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，其中，初始条件包含定产生产阶段和定压生产阶段中初始时刻不同区域内的各点压力；根据各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型。
一种可能的实施方式中，确定模块可以具体用于：根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，采用迭代求解法，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测装置中的迭代求解法，可以包括：
判断第一井底压力是否小于目标井底压力，第一井底压力是根据定产生产阶段的井底压力公式，在给定产能预测时长中的第一时长下计算的井底压力，目标井底压力是预设的定压生产阶段结束时的井底压力；
若第一井底压力小于目标井底压力，则定产生产阶段的井底压力等于第一井底压力，累积油气藏产量等于初始油气藏产量的第一时长的倍数，各区域的压力根据定产生产阶段各区域的压力公式获得；
若第一井底压力大于或等于目标井底压力，则定压生产阶段的井底压力等于目标井底压力，累积油气藏产量通过对定压生产阶段的油气藏产量对时间积分后得到，定压生产阶段的油气藏产量根据定压生产阶段的油气藏产量公式得到，各区域的压力根据定压生产阶段各区域的压力公式获得；
根据所述第一井底压力和所述定产生产阶段各区域的压力或所述目标井底压力和所述定压生产阶段各区域的压力，更新渗流数学模型的参数，并判断第一时长是否小于产能预测时长；
若是，则输出完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测装置中的渗流控制方程是可以通过以下方式建立的：根据待预测页岩储层的渗流、扩散、滑脱和超临界吸附解吸作用，分别建立压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区对应的渗流控制方程；根据所述支撑裂缝区和所述未支撑裂缝区的拟渗透率模量和应力敏感作用，分别建立所述支撑裂缝区和所述未支撑裂缝区的渗流控制方程。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测装置还可以包括：待预测页岩储层中的流体做线性流动，用于在构建模块构建物理模型时设定各区域中流体的流动特性。
第三方面，本申请提供一种电子设备，包括：存储器和处理器。存储器用于存储程序指令；处理器用于调用存储器中的程序指令执行第一方面的油气藏产能预测方法。
第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被执行时，实现第一方面的油气藏产能预测方法。
第五方面，本申请提供一种计算机程序产品，计算机程序产品包含计算机程序，计算机程序被处理器执行时用于实现第一方面的油气藏产能预测方法。
本申请提供的油气藏产能预测方法、装置、设备和存储介质，通过获取待预测页岩储层的压裂特征；根据压裂特征，构建物理模型，物理模型包含的区域有支撑裂缝区、未支撑裂缝区、压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区，其中，不同区域是根据待预测页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况划分的；将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，定产生产阶段为生产时长小于或等于临界生产时长的阶段，定压生产阶段为生产时长大于临界生产时长的阶段；对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量；根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。其中，综合考虑了变制度生产、裂缝不完全支撑、裂缝闭合对油气藏产量的影响，更贴合实际生产情况，可以提高产能预测的准确性；同时，采用解析求解法，计算速度更快，更利于实际应用。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本申请的实施例，并与说明书一起用于解释本申请的原理。
图1是本申请一实施例提供的应用场景示意图；
图2是本申请一实施例提供的油气藏产能预测方法的流程示意图；
图3是本申请一实施例提供的物理模型示意图；
图4是本申请一实施例提供的迭代求解法的示意图；
图5是本申请一实施例提供的产能预测结果与商业数值模拟软件预测结果的对比图；
图6是本申请一实施例提供的裂缝应力敏感作用对页岩油气藏产量的影响的示意图；
图7是本申请一实施例提供的定产生产阶段初始油气藏产量对页岩油气藏产量的影响的示意图；
图8是本申请一实施例提供的定压生产阶段井底流压对页岩油气藏产量的影响的示意图；
图9是本申请一实施例提供的支撑裂缝半长对页岩气产量的影响的示意图；
图10是本申请一实施例提供的油气藏产能预测装置的结构示意图；
图11是本申请一实施例提供的电子设备的结构示意图。
通过上述附图，已示出本申请明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本申请构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本申请的概念。
具体实施方式
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本申请相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本申请的一些方面相一致的装置和方法的例子。
本申请的说明书和权利要求书中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施例例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、产品或设备固有的其它步骤或单元。
首先，对本申请涉及的部分技术术语进行解释：
封闭边界：指在此边界上，边界法线方向流体的流速分量等于零。设定边界处没有流体流动，则边界没有能量补充，随着油气藏的开发，边界的压力会逐渐下降。
定压边界：指设定油气藏边界的压力是某一固定值，通常是与水体连接或补充能量。
相关技术中，页岩油气藏产能预测方法在处理压裂后形成的复杂裂缝网络时大多认为支撑剂在裂缝中完全充填，并未考虑裂缝不完全支撑和裂缝闭合的影响，其中，远井支撑裂缝是由于支撑剂未充填闭合，近井支撑裂缝是由于生产过程中压力快速下降，产生大压差，导致支撑剂破碎或嵌入而引起裂缝闭合，且仅基于单一生产(定产生产或定压生产)制度建立，未考虑实际生产过程中工作制度改变带来的影响，导致页岩油气藏产能预测结果的准确性较低。
针对上述问题，本申请提出一种油气藏产能预测方法，该方法将压裂后形成的复杂裂缝网络进行物理模型构建和分区域处理，考虑了裂缝中支撑剂部分充填、裂缝闭合导致裂缝导流能力下降的问题，并结合实际生产特征(如，压裂水平井的长度、压裂段数和孔隙度等)，采用变制度生产的方式，即，将完整生产阶段分为定产生产阶段和定压生产阶段，给定外边界条件(定压边界或封闭边界)和内边界条件(定产生产或定压生产)，建立渗流数学模型，然后通过解析求解法进行求解，得到页岩油气藏压裂水平井的油气藏产量和压力分布。由于该方法考虑了变制度生产、裂缝不完全支撑、裂缝闭合对油气藏产量的影响，更贴合实际生产情况，可以提高产能预测的准确性；同时，采用解析求解法，计算速度更快，更利于实际应用。
图1是本申请一实施例提供的应用场景示意图。如图1所示，该应用场景包括客户端11和服务器12，其中，客户端11个数可以为至少一个。在实际应用中，可以通过客户端11，将获取到的页岩储层的压裂特征存入服务器12中，服务器12可以根据压裂特征构建页岩储层对应的物理模型，并根据页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况，将物理模型划分成不同的区域，同时结合变制度生产方式，得到不同区域在不同生产阶段的渗流控制方程，并对渗流控制方程进行耦合，得到渗流数学模型；然后通过解析求解法和迭代求解法，得到页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。
需说明的是，服务器12也可以替换为服务器集群或其他具有一定算力的计算设备。客户端11可以为电脑、笔记本或个人数字助理(Personal Digital Assistant，简称PDA)等。另外，本申请提供的油气藏产能预测方法还可以用于矿场或采用多段压裂水平井技术开发的煤层气藏等的产能预测。
下面结合图1的应用场景，参考图2来描述根据本申请示例性实施方式的油气藏产能预测方法。需要注意的是，上述应用场景仅是为了便于理解本申请的精神和原理而示出，本申请的实施方式不受图1所示应用场景的限制。
图2是本申请一实施例提供的油气藏产能预测方法的流程示意图。如图2所示，本申请实施例中的油气藏产能预测方法包括以下步骤：
S201：获取待预测页岩储层的压裂特征。
待预测页岩储层可以包括中浅层页岩储层和深层页岩储层。
在实际情况中，页岩储层被压裂后通常会呈现不同的压裂特征，压裂特征包括压裂后的裂缝形状、裂缝分布情况以及支撑剂在裂缝中的分布情况等。其中，支撑剂是开采页岩储层中油气的关键材料，可以由压裂液带入页岩储层中，并支撑在压裂后的页岩储层的裂缝中，从而可以有效地将油气导入油气井，大幅度地提高油气产量和延长油气井寿命。
另外，待预测页岩储层在自然演变过程中也会形成一些天然裂缝，在进行油气开采时又会在压裂施工后形成人工裂缝，因此，在开采油气时，天然裂缝和人工裂缝共同构成了复杂裂缝网络。
S202：根据压裂特征，构建物理模型，物理模型包含的区域有支撑裂缝区、未支撑裂缝区、压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区，其中，不同区域是根据待预测页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况划分的。
在该步骤中，可以通过数值模拟方法或编程软件(如，MATLAB)等，构建物理模型。
示例地，可以将待预测页岩储层压裂后形成的复杂裂缝网络，等效为压裂改造体，即，根据压裂特征，构建待预测页岩储层压裂后对应的物理模型。同时，根据裂缝中支撑剂充填情况和压裂后待预测页岩储层的受效情况，将物理模型划分为支撑裂缝区1、未支撑裂缝区2、压裂改造内区3、压裂改造外区4和未压裂改造区5等，具体如图3所示。
其中，支撑裂缝区1是指压裂后近井筒区域由支撑剂充填裂缝组成的区域。压裂改造内区3是指由支撑裂缝形成的复杂裂缝网络，该区域的压裂改造程度高，渗透率明显增加。未支撑裂缝区2是指支撑剂难以到达的远井地带的裂缝区域。压裂改造外区4是指由未支撑裂缝形成的裂缝网络，该区域改造效果虽不及压裂改造内区，但也是压裂受效区域，渗透率要高于原始储层。未压裂改造区5是指原始储层，未经过压裂改造。
一些实施例中，压裂待预测页岩储层，可以采用多段压裂水平井技术，压裂后会形成多段压裂区域，仍如图3所示，仅示出了3段压裂区域作为参考，在实际情况中可以压裂成更多段。每段压裂区域包括原始储层、改造区和裂缝区。其中，原始储层包括未压裂改造区5；改造区包括压裂改造内区3和压裂改造外区4；裂缝区包括支撑裂缝区1和未支撑裂缝区2。
另外，支撑裂缝区1中的裂缝也称为“近井支撑裂缝”，未支撑裂缝区2中的裂缝也称为“远井未支撑裂缝”。在油气藏实际生产过程中，需要考虑裂缝闭合的情况，而“近井支撑裂缝”和“远井未支撑裂缝”的闭合原因不同。具体地，“远井未支撑裂缝”是由于支撑剂未充填而闭合，“近井支撑裂缝”是由于生产过程中压力快速下降，产生了较大的生产压差，导致支撑剂破碎或嵌入地层引起裂缝闭合。
在页岩储层油气藏开采过程中，由于储层压力下降，裂缝内有效应力增加，导致裂缝逐渐发生闭合，且“近井支撑裂缝”和“远井未支撑裂缝”的导流能力都下降，但“远井未支撑裂缝”的应力敏感性更强，因此，需要根据实际情况，针对“近井支撑裂缝”和“远井未支撑裂缝”，在进行油气藏产能预测时，分别考虑不同的应力敏感系数。其中，应力敏感性是岩石本身特性导致其具有对特定形式的外力具有很明显的反应，如，层岩对于平行方向的力非常敏感，往往很小的力就可以破坏整个结合层面；而页岩是对平行方向和垂直方向的力均比较敏感。储层压力包括各区域的压力和井底压力(或井底流压)。
进一步地，针对现有页岩油气藏产能预测方法中忽略裂缝不完全支撑的问题，本申请提供的方法考虑了裂缝中支撑剂不完全充填的影响，因此，可以定量区分“近井支撑裂缝”与“远井未支撑裂缝”对油气藏产能的贡献，进而可以确保油气藏产能预测的准确性。
在图3中，对压裂区域建立坐标系，O表示坐标原点，x-y表示坐标系的方向，x-y可以互换。压裂后的裂缝等长且上下对称，其中，xe表示压裂后的簇间距的半长，ye表示深层页岩储层的压裂段半宽，xoF表示总裂缝半长，即支撑裂缝半长与未支撑裂缝半长之和，xIF表示支撑裂缝半长，ωIF和ωoF分别表示支撑裂缝的裂缝宽度和未支撑裂缝的裂缝宽度，ωIF/2和ωoF/2分别表示支撑裂缝的裂缝半宽和未支撑裂缝的裂缝半宽。另外，在油气藏开发技术领域，施工时通常会将油气井压裂成若干段，再将每一段分成小的施工单位“簇”。簇间距小，有利于增加储层裂缝条数，增进裂缝进液，增大改造体积，利于后期开采。
另外，图3中不同区域中的箭头方向表示不同区域中流体的流动方向，其中，压裂改造内区3中的流体向支撑裂缝区1流动，压裂改造外区4中的流体向未支撑裂缝区2流动，未压裂改造区5中的流体向压裂改造外区4流动等。其中，流体包括石油和天然气。
与上述实施例对应，各个区域内部的页岩储层可以认为是均质储层，且不同区域的储层物性参数不同，各个区域可以通过流量压力条件进行耦合。其中，储层物性参数包括孔隙度和渗透率等。
S203：将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，定产生产阶段为生产时长小于或等于临界生产时长的阶段，定压生产阶段为生产时长大于临界生产时长的阶段。
在实际情况中，随着油气藏累积开采量的增多，深层页岩储层中的油气藏减少，相应地，油气井中的压力也会下降，导致油气井内外压差增大，容易对深层页岩储层造成伤害，进而导致油气藏产量减少。为了更符合实际油气藏开发(或生产)情况和提高油气藏产量，本申请提供的方法将整个油气藏开采阶段分为定产生产阶段和定压生产阶段，即从定产生产模式向定压生产模式转变。其中，在定产生产阶段时，每次开采的油气藏产量是固定的；在定压生产阶段时，每次开采油气藏产量的或井底流压是固定的。
在该步骤中，临界生产时长τc、定产生产阶段和定压生产阶段的生产时长均可根据实际情况确定，此处不作限制。
本申请提供的方法，当生产时长t≤τc时，以定产气量qsc生产，即定产生产阶段；当t＞τc时，以定井底流压pwf生产，即定压生产阶段。针对现有页岩油气藏产能预测方法中忽略生产过程中工作制度改变的问题，本申请提供的方法考虑了从定产生产模式向定压生产模式转变过程中油气藏产量-压力的变化关系，会比单一生产制度(仅考虑定产生产或定压生产)更贴合实际，油气藏产能预测结果也会更准确。
另外，各区域在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程，在形式上是一样的，但初始边界条件会有所不同。且，由于定产生产阶段和定压生产阶段的压力不同，所以跟压力相关的参数，如渗透率等，不同生产阶段会不一样；其他与压力不相关的参数，如水平井长度、储层厚度等，不同生产阶段是一样的。
进一步地，由于不同区域的渗流控制方程是不同(具体的渗流控制方程可参考下述实施例)的，为了得到完整生产阶段，即定产生产阶段和定压生产阶段，的总油气藏产量，且为了保证渗流控制方程可解，需要建立各个区域之间的流量压力耦合条件、初始条件以及内外边界条件等，以将不同区域在不同生产阶段的渗流控制方程耦合，得到耦合后的渗流控制方程，即渗流数学模型。
S204：对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量。
在该步骤中，拟时间是与真实时间相对的，对渗流数学模型进行求解时，引入拟时间可以处理渗流数学模型中的非线性因素，即，渗流数学模型中综合压缩系数等参数随压力变化引起的非线性。求解出真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量后，会根据相应的公式再映射回真实空间和真实时间中，具体过程可参考下述实施例。
一些实施例中，也可以对渗流数学模型采用半解析求解法和数值解法进行求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量。但相比半解析求解法和数值解法，解析求解法更简单，计算速度也更快，应用到矿场等进行油气藏开发时也更方便等。
S205：根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。
基于上述实施例可知，在该步骤中，是将真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，映射成真实空间和真实时间中的井底压力分布和油气藏产量。示例地，可以通过解析求解法实现，具体可参考下述实施例。
本申请实施例提供的油气藏产能预测方法，根据待预测页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况，将构建的物理模型划分成不同区域，充分考虑了裂缝不完全支撑、裂缝闭合等对油气藏产量的影响，同时，还考虑将生产制度从定产生产模式向定压生产模式转变，比单一生产制度更贴合实际生产情况，得到的油气藏产能预测结果也会更准确。另外，采用解析求解法，计算速度更快，也更利于实际应用。
一些实施例中，对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，包括：通过无因次处理、摄动变换、拉普拉斯变换及斯泰菲斯特数值反演，对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量。其中，无因次处理是对有单位的参数进行约分，使其成为无量纲参数；考虑裂缝的应力敏感性需要采用摄动变换；对渗流数学模型求解时，可以对经过无因次处理和摄动变换后的模型再进行拉普拉斯(Laplace)变换，然后在拉式空间下进行求解；最后再采用斯泰菲斯特(Stehfest)方法对通过拉普拉斯变换得到数值进行反演，得到真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量。
示例地，以支撑裂缝区的渗流数学模型为例，进行解析求解步骤的说明。首先，引入无因次变量，包括无因次拟压力、无因次拟时间、无因次支撑裂缝半长与无因次未支撑裂缝半长等，其中，无因次拟压力和无因次拟时间分别与真实压力和真实时间对应。
其中，无因次拟压力在定产生产阶段和定压生产阶段分别是：
Figure BDA0004212902020000091
无因次拟时间在定产生产阶段和定压生产阶段分别是：
Figure BDA0004212902020000092
无因次支撑裂缝半长、无因次裂缝半长、无因次支撑裂缝宽度、无因次未支撑裂缝宽度、无因次压裂段半宽和无因次外边界距离分别是：
Figure BDA0004212902020000093
其中，Lr表示参考长度，ηr表示参考导压系数，均是固定参考值，可根据实际情况选择。kIF表示支撑裂缝区的渗透率，H表示储层有效厚度，ψ表示拟压力，ψi表示原始地层压力对应的拟压力，ψwf表示井底流压为pwf时对应的拟压力，qsc表示产气量，μg表示气体黏度，Bg表示气体体积系数。ta表示拟时间，下标D表示经过了无因次处理。
无因次压裂改造内区、无因次压裂改造外区、无因次未压裂改造区、无因次支撑裂缝区和无因次未支撑裂缝区的渗透率分别是：
Figure BDA0004212902020000101
其中，kIma、koma、kma、kIF和koF分别表示压裂改造内区、压裂改造外区、未压裂改造区、支撑裂缝区和未支撑裂缝区的渗透率；kr表示参考渗透率，是一个固定参考值，如kr可以取值为koma等。
无因次支撑裂缝区和无因次未支撑裂缝区的拟渗透率模量分别是：
γIFD＝(ψi-ψwf)γIF和γoFD＝(ψi-ψwf)γoF。
其中，γIF和γoF分别表示支撑裂缝区和未支撑裂缝区的拟渗透率模量。
无因次未支撑裂缝区、无因次支撑裂缝区和无因次未压裂改造区的传质系数分别是：
Figure BDA0004212902020000102
无因次压裂改造内区、无因次压裂改造外区、无因次未压裂改造区、无因次支撑裂缝区和无因次未支撑裂缝区的导压系数η(或压力传导系数)分别是：
Figure BDA0004212902020000103
式中，ηr表示参考导压系数，是一个固定参考值，可根据实际情况选择。φIm表示压裂改造内区的孔隙度，ctIm表示压裂改造内区的综合压缩系数。下标m、om、Im、oF和IF分别代表未压裂改造区、压裂改造外区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和支撑裂缝区。φ和ct分别表示孔隙度和综合压缩系数，但不同区域的下标会有所不同。
可选地，对渗流数学模型进行无因次化处理后，可以通过摄动变换处理裂缝应力敏感作用引起的非线性。其中，摄动变换后的渗流数学模型在定产生产阶段可表示为：
Figure BDA0004212902020000111
在定压生产阶段可表示为：
Figure BDA0004212902020000112
其中，上述两个渗流数学模型中的第一个等式均表示渗流控制方程，第二个等式均表示初始条件，第三个等式和第四个等式均表示区域耦合的流量-压力条件，第五个等式均表示内边界条件。
上述两个渗流数学模型中
Figure BDA0004212902020000113
表示对摄动变换后定产生产阶段支撑裂缝区的压力进行二阶偏导运算，
Figure BDA0004212902020000114
表示摄动变换后定产生产阶段未支撑裂缝区的压力，ζIF表示摄动变换后定压生产阶段支撑裂缝区的压力，ζIF1D表示摄动变换后定产生产阶段结束时的压力，ζoF表示摄动变换后定压生产阶段未支撑裂缝区的压力，wIFD表示无因次支撑裂缝宽度，woFD表示无因次未支撑裂缝宽度，其中，ω和w表示相同的参数。
在上述实施例的基础上，对经过无因次处理和摄动变换后的渗流数学模型进行拉普拉斯变换，然后在拉式空间下进行求解。
具体地，在拉式空间下，定产生产阶段的未压裂改造区、压裂改造外区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和支撑裂缝区的压力分别为：
Figure BDA0004212902020000121
Figure BDA0004212902020000122
Figure BDA0004212902020000123
Figure BDA0004212902020000124
和
Figure BDA0004212902020000125
其中：
Figure BDA0004212902020000126
Figure BDA0004212902020000127
Figure BDA0004212902020000128
Figure BDA0004212902020000129
Figure BDA00042129020200001210
式中，cosh表示双曲余弦函数，sinh表示双曲正弦函数，tanh表示双曲正切函数；α为切向动量协调系数，下标不同表示对应不同的区域。s表示拉普拉斯变换中的参数，可根据实际情况确定该参数值。
在拉式空间下，定产生产阶段的井底流压为：
Figure BDA0004212902020000131
另外，在拉式空间下，定压生产阶段的未压裂改造区、压裂改造外区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和支撑裂缝区的压力分别为：
Figure BDA0004212902020000132
Figure BDA0004212902020000133
Figure BDA0004212902020000134
Figure BDA0004212902020000135
和
Figure BDA0004212902020000136
其中：
Figure BDA0004212902020000137
Figure BDA0004212902020000138
其中：
Figure BDA0004212902020000139
Figure BDA00042129020200001310
Figure BDA00042129020200001311
式中，ψIF1D表示在定压生产阶段，经过无因次处理、摄动变换、拉普拉斯变换后的支撑裂缝区的拟压力，相应地，不同下标表示不同区域在经过无因次处理、摄动变换、拉普拉斯变换后的拟压力。
在拉式空间下，定压生产阶段的产气量为：
Figure BDA00042129020200001312
即油气藏产量为
Figure BDA00042129020200001313
最后，可以再采用斯泰菲斯特方法，对通过拉普拉斯变换得到数值进行反演，得到真实空间拟时间下的油气藏产量为：
Figure BDA0004212902020000141
井底压力分布为：
Figure BDA0004212902020000142
Figure BDA0004212902020000143
其中，！表示阶乘，k的取值范围为[(i+1)/2,min(i,N/2)]。
式中，∑是求和符号，
Figure BDA0004212902020000144
表示拉式空间下的井底压力分布，i表示生产时刻，取值范围为[1,N]，N表示生产结束时刻，taD表示无因次处理后的拟时间，tD表示无因次处理后的生产时间。
当生产时长t≤τc时，
Figure BDA0004212902020000145
当t＞τc时，
Figure BDA0004212902020000146
基于上述实施例可知，申请提供的方法通过无因次处理、摄动变换、拉普拉斯变换及斯泰菲斯特数值反演，可以获得深层页岩油气藏产能的解析解，即，得到油气藏产量和井底压力分布。相比半解析求解法和数值解法，申请提供的方法更简单，计算速度也更快，应用到矿场等进行油气藏开发时也更方便。
另外，除了基于现有的流动机理，如滑脱、吸附解吸和应力敏感等，构建渗流控制方程外，若出现新的流动机理，申请提供的方法也更方便考虑将新的流动机理添加到渗流控制方程中。
一些实施例中，油气藏产能预测方法中的渗流控制方程是可以通过以下方式建立的：根据待预测页岩储层的渗流、扩散、滑脱和超临界吸附解吸作用，分别建立压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区对应的渗流控制方程；根据所述支撑裂缝区和所述未支撑裂缝区的拟渗透率模量和应力敏感作用，分别建立所述支撑裂缝区和所述未支撑裂缝区的渗流控制方程。其中，可以将未压裂改造区、压裂改造外区和压裂改造内区看做基质系统，将支撑裂缝区和未支撑裂缝区看做裂缝系统。
示例地，以未压裂改造区为例，说明基质系统中渗流控制方程的构建步骤。首先，考虑基质系统中流体的渗流、扩散、滑脱和超临界吸附解吸作用，渗流控制方程可表示为：
Figure BDA0004212902020000147
式中，
Figure BDA0004212902020000148
是矢量微分算符，ρgm为未压裂改造区的气体密度，vm为基质系统渗流速度，qam表示吸附气解吸速率，qm-m为基质系统之间的气体交换量，φm为未压裂改造区的孔隙度，t表示时间，
Figure BDA0004212902020000149
是偏微分符号。其中，对于未压裂改造区和压裂改造内区，无气体流入，所以qm-m＝0；而对于压裂改造外区，有来自未压裂改造区的气体供给，所以
Figure BDA0004212902020000151
式中，下标m和om分别代表未压裂改造区和压裂改造外区，kma为未压裂改造区的渗透率，μgm为未压裂改造区的气体黏度，xoF为总裂缝半长。在实际情况中，当x＝xoF时，可求出qm-om的值。
其中，基质系统渗流速度vm为：
Figure BDA0004212902020000152
式中，k为渗透率，km为基质系统的渗透率，R为理想气体常数，T为储层温度，M为气体摩尔质量，Cgm为基质系统的气体压缩系数，pm为基质系统的压力，α为切向动量协调系数，
Figure BDA0004212902020000153
表示对pm进行矢量微分运算。
其中，吸附气解吸速率qam为：
Figure BDA0004212902020000154
式中，Bgm为基质系统的气体体积系数，VL为兰格米尔(Langmuir)体积，pL为兰格米尔压力，ρam为吸附相密度。
然后，可以引入拟压力和拟时间，用于处理由于气体物性参数，如，气体密度、储层温度等，随压力变化而引起的非线性。
其中，拟压力ψm为：
Figure BDA0004212902020000155
式中，Z为理想气体偏差因子，∫是积分符号。
拟时间tam为：
Figure BDA0004212902020000156
式中，ctm表示基质系统综合压缩系数，下标i代表生产时刻。
其中，基质系统综合压缩系数ctm＝cm+cgm+cdm，式中，cm和Cgm分别为基质孔隙压缩系数和基质系统气体压缩系数，均为已知值，cdm为超临界解吸压缩系数，可通过
Figure BDA0004212902020000157
得到。
基于上述实施例，在流体一维等温渗流时，得到未压裂改造区、压裂改造外区和压裂改造内区的渗流控制方程分别为：
Figure BDA0004212902020000161
Figure BDA0004212902020000162
Figure BDA0004212902020000163
与上述实施例对应，以未支撑裂缝区为例，说明裂缝系统中渗流控制方程的建立步骤。
由于未支撑裂缝系统中只存在游离气，可以考虑将基质系统的气体供给裂缝系统，进而得到裂缝系统的渗流控制方程为：
Figure BDA0004212902020000164
式中，ρgoF为未支撑裂缝区的气体密度，voF为裂缝系统渗流速度，qom-oF为压裂改造外区与未支撑裂缝气体交换量，φoF为裂缝孔隙度。
其中，裂缝系统渗流速度为：
Figure BDA0004212902020000165
压裂改造外区与未支撑裂缝气体交换量为：
Figure BDA0004212902020000166
式中，ωoF为未支撑裂缝的裂缝宽度，poF表示未支撑裂缝区的压力，pom表示压裂改造外区的压力。
另外，可以采用拟压力和拟时间对渗流方程进行线性化处理，并引入拟渗透率模量表征未支撑裂缝区渗透率随压力的变化情况。其中，裂缝系统中拟压力和拟时间的公式可参考上述有关基质系统的实施例，在具体使用时，可根据基质系统和裂缝系统选择对应的参数。如，基质系统中的基质系统综合压缩系数ctm，在裂缝系统中是裂缝系统综合压缩系数ctoF。
裂缝系统综合压缩系数ctoF为：
ctoF＝coF+cgoF。
式中，coF为裂缝孔隙压缩系数，可以通过对现场岩心样品进行室内物理实验后测定，实际测的是整个岩样，反映的是对应油气藏的压缩系数；cgoF为裂缝系统气体压缩系数，可结合不同区域的压力，通过经验公式计算出来。
示例地，可以根据物理模型分区时考虑的不同区域的特点，结合实际油气藏的压缩系数，给定不同区域的压缩系数。
未支撑裂缝区的渗透率koF为：
Figure BDA0004212902020000167
式中，γoF为未支撑裂缝区的拟渗透率模量，ψi为原始地层压力对应的拟压力，ψoF为未支撑裂缝区的压力对应的拟压力，e是自然对数函数的底数。支撑裂缝区的渗透率可参考未支撑裂缝区的渗透率获得。
进一步地，可以得到未支撑裂缝区和支撑裂缝区的渗流控制方程分别为：
Figure BDA0004212902020000171
和
Figure BDA0004212902020000172
其中，下标oF和IF分别代表未支撑裂缝区和支撑裂缝区，γIF为支撑裂缝区的拟渗透率模量。
一些实施例中，将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，包括：根据生产制度、实际边界情况和不同区域之间的流量压力关系，确定各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，其中，初始条件包含定产生产阶段和定压生产阶段中初始时刻不同区域内的各点压力；根据各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型。其中，生产制度包括定产生产和定压生产。实际边界情况包括压裂改造内区中的流体向支撑裂缝区流动，压裂改造外区中的流体向未支撑裂缝区流动，未压裂改造区中的流体向压裂改造外区流动等。
示例地，为了确保上述实施例中得到的渗流控制方程可解，可以根据生产制度、实际边界情况和不同区域之间的流量压力关系，建立各个区域之间的流量压力耦合条件、初始条件以及内外边界条件。
其中，各个区域之间的流量压力耦合条件分别是：
压裂改造外区与未支撑裂缝区连接处的流量压力连续，则压裂改造外区与未支撑裂缝区连接处的流量压力耦合条件是：
在y＝woF/2时，
Figure BDA0004212902020000173
压裂改造内区与支撑裂缝区连接处的流量压力连续，则压裂改造内区与支撑裂缝区连接处的流量压力耦合条件是：
在y＝wIF/2时，
Figure BDA0004212902020000174
未支撑裂缝区与支撑裂缝区连接处的流量压力连续，则未支撑裂缝区与支撑裂缝区连接处的流量压力耦合条件是：
在x＝xIF时，
Figure BDA0004212902020000175
对其进行偏导运算后得到
Figure BDA0004212902020000176
另外，初始条件为：在定产生产阶段(第Ⅰ阶段)，即t≤τc，以定产气量生产油气时，未压裂改造区、压裂改造外区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和支撑裂缝区内各点的初始压力等于原始地层压力对应的拟压力ψi，可表示为：
Figure BDA0004212902020000181
在定压生产阶段(第Ⅱ阶段)，即t＞τc，以定井底流压生产油气时，未压裂改造区、压裂改造外区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和支撑裂缝区内各点的初始压力等于第Ⅰ阶段结束时各区域的压力，可分别表示为：
Figure BDA0004212902020000182
Figure BDA0004212902020000183
结合图3，未压裂改造区在x＝xe处封闭、压裂改造外区和压裂改造内区在y＝ye处封闭、未支撑裂缝区在x＝xoF处封闭，则未压裂改造区、压裂改造外区和压裂改造内区、未支撑裂缝区的外边界条件可分别表示为：
Figure BDA0004212902020000184
内边界条件为：
在t≤τc时，水平井以定产气量qsc生产，得到拟时间下的油气藏产量为：
Figure BDA0004212902020000185
在t＞τc时，水平井以定井底流压pwf生产，得到拟时间下的井底压力是：
ψIF(x，ta)|x＝0＝ψwf。
基于上述实施例可知，本申请提供的方法综合考虑了深层页岩中油气的渗流、扩散、滑脱、超临界吸附解吸作用和裂缝不完全支撑、支撑裂缝与未支撑裂缝中应力敏感作用，以及生产过程中工作制度改变对页岩油气藏产能的影响，更贴合现场压裂和生产情况，为准确计算深层页岩油气藏产量和评价压裂效果提供更准确的理论指导。
一些实施例中，根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布，可以包括：根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，采用迭代求解法，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
在上述实施例中，拟时间和拟压力是与压力相关的函数，若要得到真实时间下的油气藏气量(或产气量)还需要进行迭代求解法。
具体地，油气藏产能预测方法中的迭代求解法，可以包括：判断第一井底压力是否小于目标井底压力，第一井底压力是根据定产生产阶段的井底压力公式，在给定产能预测时长中的第一时长下计算的井底压力，目标井底压力是预设的定压生产阶段结束时的井底压力；若第一井底压力小于目标井底压力，则定产生产阶段的井底压力等于第一井底压力，累积油气藏产量等于初始油气藏产量的第一时长的倍数，各区域的压力根据定产生产阶段各区域的压力公式获得；若第一井底压力大于或等于目标井底压力，则定压生产阶段的井底压力等于目标井底压力，累积油气藏产量通过对定压生产阶段的油气藏产量对时间积分后得到，定压生产阶段的油气藏产量根据定压生产阶段的油气藏产量公式得到，各区域的压力根据定压生产阶段各区域的压力公式获得；根据所述第一井底压力和所述定产生产阶段各区域的压力或所述目标井底压力和所述定压生产阶段各区域的压力，更新渗流数学模型的参数，并判断第一时长是否小于产能预测时长；若是，则输出完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
图4是本申请一实施例提供的迭代求解法的示意图。如图4所示，可以先对上述实施例中得到的渗流数学模型初始化，用于根据目标区块(或目标区域)实际条件给定页岩储层及流体物性参数，如，密度和储层温度等；并给定产能预测时间步，包括产能预测时长tend，以及生产制度转换条件，生产制度转换条件包括初始产气量qsc和目标井底流压(或目标井底压力)pwf。
在第t时间步，即生产时长为t时，可以根据定产生产阶段的井底压力公式
Figure BDA0004212902020000191
计算此时的压力pwf(t)，即第一井底压力。然后，可以通过判断pwf(t)与pwf的大小关系，确定生产制度。具体地，当pwf(t)＜pwf时，处于定产生产阶段，此时，日产气量Qg＝qsc，累积产气量cg＝qsc·t，井底压力为pwf(t)，未压裂改造区、压裂改造外区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和支撑裂缝区的压力分别为pm(t)、pom(t)、pIm(t)、poF(t)和pIF(t)，具体可参考上述实施例中定产生产阶段各区域的压力公式进行计算。
当pwf(t)≥pwf时，处于定压生产阶段，此时，根据定压生产阶段的产气量公式
Figure BDA0004212902020000192
计算日产气量Qg，累积产气量cg＝∫qsc·dt，井底压力为pwf(t)＝pwf，未压裂改造区、压裂改造外区、压裂改造内区、未支撑裂缝区和支撑裂缝区的压力分别为pm(t)、pom(t)、pIm(t)、poF(t)和pIF(t)，具体可参考上述实施例进行计算。
进一步地，可以利用得到的井底压力pwf(t)和不同生产阶段各区域的压力更新渗流数学模型的参数。当生产时长t≤tend时，继续判断pwf(t)与pwf的大小关系；反之，得到完整生产阶段的产气量和井底压力分布。
图5是本申请一实施例提供的产能预测结果与商业数值模拟软件预测结果的对比图。如图5所示，是生产时间(d)-日产气量(104m3/d)和生产时间(d)-井底压力(MPa)，采用数值解法(Eclipse)和半解析模型，即，采用商业数值模拟软件预测产气量与采用本申请提供的方法预测产气量的结果对比。由图5的对比结果可知，采用本申请提供的方法预测的结果与数值模拟结果吻合，说明可以采用本申请提供的方法进行页岩油气藏产能预测。
在上述实施例的基础上，油气藏产能预测方法还可以包括：待预测页岩储层中的流体做线性流动，用于在构建物理模型时设定各区域中流体的流动特性。在实际情况中，有很多非常规油气井生产数据表明，在产量-时间的双对数曲线上存在长时间的直线段，即出现了线性流阶段，且线性流阶段会持续时间很长，可以达到几年甚至十几年，因此，可以将待预测页岩储层中流体的流动假设为线性流动，即各区域中的流体做线性流动。
结合上述实施例，本申请提供的方法可以得到如下一些实验结果。
图6是本申请一实施例提供的裂缝应力敏感作用对页岩油气藏产量的影响的示意图。如图6所示，图6中的上图是生产时间(d)-日产气量(104m3/d)和生产时间(d)-累积产气量(108m3/d)，在考虑应力敏感作用和不考虑应力敏感作用下的产气量对比结果，其中，实线表示日产气量，虚线表示累积产气量；下图是生产时间(d)-井底压力(MPa)，在考虑应力敏感作用和不考虑应力敏感作用下的井底压力对比结果。由图6的对比结果可知，深层页岩储层具有很强的应力敏感性，考虑应力敏感作用时，生产油气藏的稳产期变短，井底压力递减更快，累积产气量低；不考虑应力敏感作用时，得到的产气量会偏高。
图7是本申请一实施例提供的定产生产阶段初始油气藏产量对页岩油气藏产量的影响的示意图。如图7所示，图7中的上图是生产时间(d)-日产气量(104m3/d)和生产时间(d)-累积产气量(108m3/d)，在不同初始产气量(45000m3/d、60000m3/d和75000m3/d)时的产气量对比结果；下图是生产时间(d)-井底压力(MPa)，在不同初始产气量时的井底压力对比结果。由图7的对比结果可知，初始产气量越高，生产油气藏的稳产期越短，井底压力递减越快，但是相同时间内，稳产阶段的产量更高，最终产量也会更高。
图8是本申请一实施例提供的定压生产阶段井底流压对页岩油气藏产量的影响的示意图。如图8所示，图8中的上图是生产时间(d)-日产气量(104m3/d)和生产时间(d)-累积产气量(108m3/d)，在不同井底流压(3MPa、5MPa和7MPa)时的产气量对比结果；下图是生产时间(d)-井底压力(MPa)，在不同井底流压时的井底压力对比结果。由图8的对比结果可知，从定产生产阶段向定压生产阶段转变时，井底压力越高，生产油气藏的稳产期越短，井底压力递减越快，累积产气量越低。
图9是本申请一实施例提供的支撑裂缝半长对页岩气产量的影响的示意图。如图9所示，图9中的上图是生产时间(d)-日产气量(104m3/d)和生产时间(d)-累积产气量(108m3/d)，在不同支撑裂缝半长(10m、30m和50m)时的产气量对比结果；下图是生产时间(d)-井底压力(MPa)，在不同支撑裂缝半长时的井底压力对比结果。由图9的对比结果可知，总裂缝半长一定时，支撑裂缝半长增加，生产油气藏的稳产期增加，井底压力递减速度变缓，累积产气量明显增加。因此，提高支撑裂缝的长度对油气藏产量的提升效果明显。在实际情况中，增加支撑裂缝渗透率或增加压裂改造内区基质渗透率等参数，相当于增加支撑裂缝半长。
基于上述实施例可知，在深层页岩油气藏开发中，生产制度和支撑裂缝对水平井的油气藏产量具有重要影响。因此，在实际页岩油气藏开发过程中，通常采用控压限产的生产方式进行油气藏开发。
在另一些实施例中，本申请提供的油气藏产能预测方法还可以应用于其他采用多段压裂水平井技术开发的非常规油气藏的产能预测，如，采用多段压裂水平井开发的煤层气藏等。
综上所述，本申请至少具有以下优势：
1、综合考虑了深层页岩中油气的渗流、扩散、滑脱、超临界吸附解吸作用和支撑裂缝与未支撑裂缝中的应力敏感作用，以及生产过程中工作制度改变对页岩油气藏产能的影响，比单一生产制度更贴合现场压裂和实际生产情况，为准确预测深层页岩油气藏产量和评价压裂效果提供更准确的理论指导。
2、通过无因次化处理、摄动变换、拉普拉斯变换及斯泰菲斯特数值反演解析出了深层页岩的油气藏产能，相比半解析求解法和数值解法，本申请提供的方法更简单，计算速度更快，且矿场应用更方便，也更方便考虑添加新的流动机理。
下述为本申请装置实施例，可以用于执行本申请方法实施例。对于本申请装置实施例中未披露的细节，请参照本申请方法实施例。
图10是本申请一实施例提供的油气藏产能预测装置的结构示意图。为了便于说明，仅示出了与本申请实施例相关的部分。如图10所示，该油气藏产能预测装置100包括：获取模块1001、构建模块1002、耦合模块1003、解析模块1004和确定模块1005。其中：
获取模块1001，用于获取待预测页岩储层的压裂特征；
构建模块1002，用于根据压裂特征，构建物理模型，物理模型包含的区域有支撑裂缝区、未支撑裂缝区、压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区，其中，不同区域是根据待预测页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况划分的；
耦合模块1003，用于将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，定产生产阶段为生产时长小于或等于临界生产时长的阶段，定压生产阶段为生产时长大于临界生产时长的阶段；
解析模块1004，用于对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量；
确定模块1005，用于根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，解析模块1004可以具体用于：通过无因次处理、摄动变换、拉普拉斯变换及斯泰菲斯特数值反演，对渗流数学模型进行解析求解，得到待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量。
一种可能的实施方式中，耦合模块1003可以具体用于：根据生产制度、实际边界情况和不同区域之间的流量压力关系，确定各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，其中，初始条件包含定产生产阶段和定压生产阶段中初始时刻不同区域内的各点压力；根据各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型。
一种可能的实施方式中，确定模块1005可以具体用于：根据真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，采用迭代求解法，确定待预测页岩储层在真实空间和真实时间下完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测装置中的迭代求解法，可以包括：判断第一井底压力是否小于目标井底压力，第一井底压力是根据定产生产阶段的井底压力公式，在给定产能预测时长中的第一时长下计算的井底压力，目标井底压力是预设的定压生产阶段结束时的井底压力；若第一井底压力小于目标井底压力，则定产生产阶段的井底压力等于第一井底压力，累积油气藏产量等于初始油气藏产量的第一时长的倍数，各区域的压力根据定产生产阶段各区域的压力公式获得；若第一井底压力大于或等于目标井底压力，则定压生产阶段的井底压力等于目标井底压力，累积油气藏产量通过对定压生产阶段的油气藏产量对时间积分后得到，定压生产阶段的油气藏产量根据定压生产阶段的油气藏产量公式得到，各区域的压力根据定压生产阶段各区域的压力公式获得；根据所述第一井底压力和所述定产生产阶段各区域的压力或所述目标井底压力和所述定压生产阶段各区域的压力，更新渗流数学模型的参数，并判断第一时长是否小于产能预测时长；若是，则输出完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测装置中的渗流控制方程是可以通过以下方式建立的：根据待预测页岩储层的渗流、扩散、滑脱和超临界吸附解吸作用，分别建立压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区对应的渗流控制方程；根据所述支撑裂缝区和所述未支撑裂缝区的拟渗透率模量和应力敏感作用，分别建立所述支撑裂缝区和所述未支撑裂缝区的渗流控制方程。
一种可能的实施方式中，油气藏产能预测装置还可以包括：待预测页岩储层中的流体做线性流动，用于在构建模块构建物理模型时设定各区域中流体的流动特性。
本申请实施例提供的油气藏产能预测装置，其实现原理和技术效果与上述实施例类似，具体可参考上述实施例，此处不再赘述。图11是本申请一实施例提供的电子设备的结构示意图。如图11所示，电子设备110包括：至少一个处理器1101、存储器1102、通信接口1103和系统总线1104。其中，存储器1102和通信接口1103通过系统总线1104与处理器1101连接并完成相互间的通信，存储器1102用于存储指令，通信接口1103用于和其他设备进行通信，处理器1101用于调用存储器中的指令以执行如上述油气藏产能预测方法实施例的方案，具体实现方式和技术效果类似，这里不再赘述。
图11中提到的处理器1101可以是通用处理器，包括中央处理器、网络处理器(Network Processor，简称NP)等；数字信号处理器(Digital Signal Processor，简称DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，简称ASIC)、现场可编程逻辑门阵列(Field Programmable Gate Array，简称FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件。
存储器1102可能包含随机存取存储器(Random Access Memory，简称RAM)，也可能还包括静态随机存取存储器(Static Random Access Memory，简称SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(Electric Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(Erasable Programmable Read-Only Memory，简称EPROM)，可编程只读存储器(Programmable Read-Only Memory，简称PROM)，只读存储器(Read Only Memory，简称ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘，例如至少一个磁盘存储器。
通信接口1103用于实现油气藏产能预测装置与其他设备(例如客户端)之间的通信。
系统总线1104可以是外设部件互连标准(Peripheral Component Interconnect，简称PCI)总线或扩展工业标准结构(Extended Industry Standard Architecture，简称EISA)总线等。该系统总线1104可以分为地址总线、数据总线、控制总线等。为便于表示，图中仅用一条粗线表示，但并不表示仅有一根总线或一种类型的总线。
本领域技术人员可以理解，图11示出的电子设备并不构成对电子设备的限定，可以包括比图示更多或更少的组件，或者组合某些组件，或者不同的部件布置。
本申请实施例还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当计算机执行指令被执行时，实现如上油气藏产能预测方法。
本申请实施例还提供一种计算机程序产品，包括计算机程序，该计算机程序被执行时实现如上油气藏产能预测方法。
本申请实施例还提供一种运行指令的芯片，芯片用于执行如上任一方法实施例的油气藏产能预测方法。
需要说明的是，本申请所涉及的用户信息(包括但不限于用户设备信息、用户个人信息等)和数据(包括但不限于用于分析的数据、存储的数据、展示的数据等)，均为经用户授权或者经过各方充分授权的信息和数据，并且相关数据的收集、使用和处理需要遵守相关国家和地区的相关法律法规和标准，并提供有相应的操作入口，供用户选择授权或者拒绝。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本申请的真正范围和精神由下面的权利要求书指出。
应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求书来限制。

Claims (10)

1.一种油气藏产能预测方法，其特征在于，包括：
获取待预测页岩储层的压裂特征；
根据所述压裂特征，构建物理模型，所述物理模型包含的区域有支撑裂缝区、未支撑裂缝区、压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区，其中，不同区域是根据所述待预测页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况划分的；
将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，所述定产生产阶段为生产时长小于或等于临界生产时长的阶段，所述定压生产阶段为生产时长大于临界生产时长的阶段；
对所述渗流数学模型进行解析求解，得到所述待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量；
根据所述真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定所述待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。
2.根据权利要求1所述的油气藏产能预测方法，其特征在于，所述对所述渗流数学模型进行解析求解，得到所述待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，包括：
通过无因次处理、摄动变换、拉普拉斯变换及斯泰菲斯特数值反演，对所述渗流数学模型进行解析求解，得到所述待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量。
3.根据权利要求1或2所述的油气藏产能预测方法，其特征在于，所述将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，包括：
根据生产制度、实际边界情况和不同区域之间的流量压力关系，确定各区域的初始条件、内外边界条件以及不同区域之间的流量压力耦合条件，其中，所述初始条件包含定产生产阶段和定压生产阶段中初始时刻不同区域内的各点压力；
根据所述各区域的初始条件、所述内外边界条件以及所述不同区域之间的流量压力耦合条件，将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型。
4.根据权利要求1或2所述的油气藏产能预测方法，其特征在于，所述根据所述真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定所述待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布，包括：
根据所述真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，采用迭代求解法，确定所述待预测页岩储层在真实空间和真实时间下完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
5.根据权利要求4所述的油气藏产能预测方法，其特征在于，所述迭代求解法，包括：
判断第一井底压力是否小于目标井底压力，所述第一井底压力是根据定产生产阶段的井底压力公式，在给定产能预测时长中的第一时长下计算的井底压力，所述目标井底压力是预设的定压生产阶段结束时的井底压力；
若第一井底压力小于目标井底压力，则所述定产生产阶段的井底压力等于所述第一井底压力，累积油气藏产量等于初始油气藏产量的第一时长的倍数，各区域的压力根据所述定产生产阶段各区域的压力公式获得；
若第一井底压力大于或等于目标井底压力，则所述定压生产阶段的井底压力等于所述目标井底压力，累积油气藏产量通过对所述定压生产阶段的油气藏产量对时间积分后得到，所述定压生产阶段的油气藏产量根据定压生产阶段的油气藏产量公式得到，各区域的压力根据所述定压生产阶段各区域的压力公式获得；
根据所述第一井底压力和所述定产生产阶段各区域的压力或所述目标井底压力和所述定压生产阶段各区域的压力，更新所述渗流数学模型的参数，并判断所述第一时长是否小于所述产能预测时长；
若是，则输出完整生产阶段的油气藏产量和井底压力分布。
6.根据权利要求1或2所述的油气藏产能预测方法，其特征在于，所述渗流控制方程是通过以下方式建立的：
根据所述待预测页岩储层的渗流、扩散、滑脱和超临界吸附解吸作用，分别建立所述压裂改造内区、所述压裂改造外区和所述未压裂改造区对应的渗流控制方程；
根据所述支撑裂缝区和所述未支撑裂缝区的拟渗透率模量和应力敏感作用，分别建立所述支撑裂缝区和所述未支撑裂缝区的渗流控制方程。
7.根据权利要求1或2所述的油气藏产能预测方法，其特征在于，还包括：所述待预测页岩储层中的流体做线性流动，用于在构建所述物理模型时设定所述各区域中流体的流动特性。
8.一种油气藏产能预测装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取待预测页岩储层的压裂特征；
构建模块，用于根据所述压裂特征，构建物理模型，所述物理模型包含的区域有支撑裂缝区、未支撑裂缝区、压裂改造内区、压裂改造外区和未压裂改造区，其中，不同区域是根据所述待预测页岩储层的裂缝中支撑剂充填情况和压裂后的受效情况划分的；
耦合模块，用于将各区域分别在定产生产阶段和定压生产阶段的渗流控制方程耦合，得到渗流数学模型，所述定产生产阶段为生产时长小于或等于临界生产时长的阶段，所述定压生产阶段为生产时长大于临界生产时长的阶段；
解析模块，用于对所述渗流数学模型进行解析求解，得到所述待预测页岩储层对应的真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量；
确定模块，用于根据所述真实空间拟时间下的井底压力分布和油气藏产量，确定所述待预测页岩储层在真实空间和真实时间下的油气藏产量和井底压力分布。
9.一种电子设备，其特征在于，包括：存储器和处理器；
所述存储器用于存储程序指令；
所述处理器用于调用所述存储器中的程序指令执行如权利要求1至7中任一项所述的油气藏产能预测方法。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读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执行时，实现如权利要求1至7任一项所述的油气藏产能预测方法。
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