CN116502553B - 非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法 - Google Patents

非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开一种非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，包括基于非常规油气藏的多相流生产数据建立考虑裂缝堵塞表皮效应的两相复合流动模型，引入拟压力和拟时间，将两相复合流动模型进行线性化处理，引入受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力和无量纲叠加拟时间，并利用杜哈梅原理推导得到两相复合流动模型的无量纲形式近似解，绘制数据点曲线和典型曲线，将典型曲线与数据点曲线进行拟合以得到裂缝堵塞表皮系数，并根据典型曲线与数据点曲线拟合后的拟合点计算得到非常规油气藏的裂缝参数，该方法便于研究受裂缝堵塞表皮效应影响后裂缝渗透率变化及其对井生产动态产生的影响。

Description

非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法。
背景技术
水平井多段压裂是非常规油气藏开采的核心技术，许多研究表明多段压裂水平井的产量受裂缝的导流能力、裂缝半长和受污染程度等特征的影响，因此裂缝和储层参数的反演对油气藏评价和预测至关重要，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以及压裂液返排数据，运用典型曲线方法来反演裂缝及储层参数。
在实际生产中，由于支撑剂嵌入和/或颗粒运移，导致裂缝导流能力下降引起裂缝堵塞表皮效应，现有技术中，运用典型曲线来反演裂缝及储层参数的方法未能考虑存在裂缝堵塞表皮效应的情况，建立的裂缝—基质多相流动渗流模型只能应用于各向均质的水力压裂缝，无法研究受裂缝堵塞表皮效应影响后裂缝渗透率变化及其对井生产动态产生的影响。
发明内容
针对上述的缺陷或不足，本发明提供了一种非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，旨在解决无法研究受裂缝堵塞表皮效应影响后裂缝渗透率变化及其对井生产动态产生的影响的技术问题。
为实现上述目的，本发明提供一种非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其中，方法包括：
基于非常规油气藏的多相流生产数据建立考虑裂缝堵塞表皮效应的两相复合流动模型；
引入拟压力和拟时间，将两相复合流动模型进行线性化处理；
引入受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力和无量纲叠加拟时间，并利用杜哈梅原理推导得到两相复合流动模型的无量纲形式近似解；
基于多相流生产数据绘制数据点曲线；
基于无量纲形式近似解绘制两相流动的典型曲线，并将典型曲线与数据点曲线进行拟合以得到裂缝堵塞表皮系数；
根据典型曲线与数据点曲线拟合后的拟合点计算得到非常规油气藏的裂缝参数。
在本发明实施例中，两相复合流动模型满足以下条件：
裂缝内存在裂缝堵塞表皮效应，表现为井筒附近裂缝渗透率下降产生附加压力降。
在本发明实施例中，引入拟压力和拟时间将两相复合流动模型进行线性化处理之前，还包括：
基于物质平衡方程组计算得到裂缝和基质内水相的平均压力和平均饱和度，以及油相或气相的平均压力和平均饱和度，物质平衡方程组的计算式为：
式中，Qw为地面条件下累计产水量，Qh为地面条件下累计产油或气量，Qsw为基质向裂缝累积窜流水量，Qsh为基质向裂缝累积窜油量或窜气量，Vfi为裂缝初始孔隙体积，Vw,mi为基质水相初始孔隙体积，Vh,mi为基质油相或气相初始孔隙体积，Sw,fi为裂缝水相初始饱和度，为裂缝水相平均饱和度，Sh,fi为裂缝油相或气相初始饱和度，/>为裂缝油相或气相平均饱和度，Bw,fi为裂缝水相初始体积系数，/>裂缝水相平均体积系数，Bh,fi为裂缝油相或气相初始体积系数，/>为裂缝油相或气相平均体积系数，Bw,mi为基质水相初始体积系数，/>为基质水相平均体积系数，Bh,mi为基质油相或气相初始体积系数，/>为基质油相或气相平均体积系数，Cf为裂缝压缩系数，Cm为基质压缩系数，pfi为裂缝初始压力，/>为裂缝平均压力，pmi为基质初始压力，/>为裂缝平均压力；下标h表示烃类物质，h＝o时代表油相，h＝g时代表气相。
在本发明实施例中，拟压力和拟时间的计算公式包括：
式中，mj,f(p)为裂缝拟压力，tpj,为裂缝拟时间，mj,m(p)为基质拟压力，tpj,为基质拟时间，tspj为叠加拟时间，φf为裂缝孔隙度，φm为基质孔隙度，μj,f为裂缝中流体的粘度，μj,m为基质中流体的粘度，Cej,为裂缝有效压缩系数，Cej,为基质有效压缩系数，kf为裂缝渗透率，km为基质渗透率，Bj,f为裂缝中流体的体积系数，Bj,m为基质中流体的体积系数，krj,为裂缝中流体的相对渗透率，krj,m为基质中流体的相对渗透率，Sj,f为裂缝中流体的饱和度，Sj,m为基质中流体的饱和度，为裂缝中流体的平均饱和度，/>为基质中流体的平均饱和度，p为压力，pb为压力基准值，/>为平均压力，/>为裂缝平均压力，/>为基质平均压力，t为时间，N为离散后的时间步数，l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i表示初始值。
在本发明实施例中，受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力的计算式为：
无量纲叠加拟时间的计算式为：
式中，pwfD,为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，tDj为无量纲叠加拟时间，h为缝高，kf为裂缝渗透率，kfi为裂缝初始渗透率，mj,f(pfi)为未受表皮污染的裂缝初始拟压力，mj,f(pwf)为受裂缝堵塞表皮效应影响的裂缝拟井底压力，αj无量纲拟压力单位换算系数，qj为流量，μj,fi为裂缝内流体的初始粘度，Bj,fi为裂缝内流体的初始体积系数，φf为裂缝孔隙度，μj,f为裂缝内流体的粘度，Cej,为裂缝有效压缩系数，tspj为叠加拟时间，xf为裂缝半长；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。
在本发明实施例中，无量纲形式近似解包括：
式中，wf为缝宽，xf为裂缝半长，pwfD,为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，tDj为无量纲叠加拟时间，s为裂缝堵塞表皮系数，n为正整数。
在本发明实施例中，典型曲线包括第一典型曲线、第二典型曲线和第三典型曲线中的至少一者，数据点曲线数据点曲线包括与数据点曲线典型曲线对应的第一数据点曲线、第二数据点曲线、第三数据点曲线中的至少一者；
第一典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第一计算值为纵坐标；第二典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第二计算值为纵坐标；第三典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第三计算值为纵坐标；其中，第一数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以拟压力规整化产量为纵坐标；第二数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以第四计算值为纵坐标；第三数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以第五计算值为纵坐标；
第一计算值的表达式为：
第二计算值的表达式为：
第三计算值的表达式为：
第四计算值的表达式为：
第五计算值的表达式为：dRNPj；
表达式中，xf为裂缝半长，wf为缝宽，pwfDj为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，RNPj为产量规整化拟压力，DRNPj为RNPj对lntspj的导数，dRNPj为RNPj对tspj的导数。
在本发明实施例中，基于无量纲形式近似解绘制两相流动的典型曲线包括：
依次选取不同的裂缝堵塞表皮系数的值，并代入无量纲形式近似解以绘制典型曲线，并选取与数据点曲线拟合度最高的一条典型曲线为最佳典型曲线。
在本发明实施例中，根据典型曲线与数据点曲线拟合后的拟合点计算得到非常规油气藏的裂缝参数包括：
选取拟合点，读取拟合点在最佳典型曲线以及数据点曲线的上的坐标；
根据拟合点处的最佳典型曲线与数据点曲线的横坐标比值和纵坐标比值，计算得到裂缝参数中的初始孔隙体积和初始渗透率。
在本发明实施例中，非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法进一步包括：
选定一个裂缝初始孔隙体积作为初始迭代值对裂缝的平均压力和平均饱和度进行计算；
将基于初始迭代值求得的裂缝的平均压力和平均饱和度代入两相复合流动模型以求得推导孔隙体积；
将推导孔隙体积与初始迭代值进行对比；
若相对误差小于设定公差值，则迭代收敛，并输出推导孔隙体积；
若相对误差大于设定公差值，则将推导孔隙体积作为迭代值带入上述步骤重新迭代。
通过上述技术方案，本发明实施例所提供的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法具有如下的有益效果：
上述技术方案中，基于非常规油气藏的多相流生产数据建立考虑裂缝堵塞表皮效应的两相复合流动模型，引入拟压力和拟时间将两相复合流动模型线性化处理，引入受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力和无量纲叠加拟时间并利用杜哈梅原理计算得到两相复合流动模型的无量纲形式近似解，基于多相流生产数据绘制数据点曲线，基于无量纲形式近似解绘制两相流动的典型曲线，并将典型曲线与数据点曲线进行拟合以得到裂缝堵塞表皮系数，根据典型曲线与数据点曲线拟合后的拟合点计算得到非常规油气藏的裂缝参数，则在非常规油气藏的多相流生产数据的基础上，形成一套针对裂缝内堵塞表皮系数及裂缝参数并且评价压裂效果的反演方法，该方法通过定义裂缝堵塞表皮效应引起的压力降以及裂缝堵塞表皮系数来表征由于支撑剂嵌入和/或颗粒运移导致的裂缝导流能力下降，从而更好地与非常规油气藏的早期数据生产数据进行拟合，降低曲线拟合的多解性，更准确地反映出水力压裂后裂缝内近井筒附近受污染的储层实际生产动态，为同类非常规油气藏的开发提供科学有效的技术参考和理论支持。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明的理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1是根据本发明一实施例的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法的流程图；
图2是根据本发明一实施例中的存在裂缝堵塞表皮效应的裂缝示意图；
图3是根据本发明一实施例中的二维两相流动诊断曲线图；
图4是根据本发明一实施例中的受裂缝堵塞表皮效应影响下的裂缝平均压力变化图；
图5是根据本发明一实施例中的不同类型裂缝平均压力对比图；
图6是根据本发明一实施例中的第四典型曲线和第四数据点曲线拟合图；
图7是根据本发明一实施例中的第一典型曲线、第二典型曲线和对应数据点曲线拟合图；
图8是根据本发明一实施例中的第三典型曲线和第三数据点曲线拟合图；
图9是根据本发明一实施例中的油相、压裂液及井底流压与时间关系曲线图；
图10是根据本发明一实施例中的裂缝与基质平均压力曲线图；
图11是根据本发明一实施例中的裂缝与基质平均饱和度曲线图；
图12是根据本发明一实施例中的考虑裂缝堵塞表皮效应的典型曲线图；
图13是根据本发明一实施例中的水相的典型曲线与数据点曲线拟合图；
图14是根据本发明一实施例中的油相的典型曲线与数据点曲线拟合图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施例进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
为及时评价非常规油气藏压裂效果、准确反演裂缝及储层的特征参数，考虑油气藏实际的生产状况，本发明提出了一套基于非常规油气藏多相流生产数据并考虑裂缝堵塞表皮效应进行裂缝堵塞表皮系数及裂缝及参数的反演方法。
图1示意性示出了根据本发明一实施例的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法的流程图。如图1所示，在本发明提供了一种非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，包括以下步骤:
步骤S100，基于非常规油气藏的多相流生产数据建立考虑裂缝堵塞表皮效应的两相复合流动模型；
具体地，非常规油气藏的多相流生产数据包括不同类型的井区的地质参数和生产参数。地质参数包括：基质孔隙度、裂缝中水的相对渗透率、裂缝压缩系数、基质压缩系数、裂缝渗透率应力敏感模量、基质渗透率应力敏感模量、缝高、缝宽、裂缝半长、半缝间距，以及裂缝与基质内的水的粘度、体积系数、压缩系数，此外，若选取的井的类别为气井，则选取的地质参数还包括：裂缝中气体的相对渗透率，裂缝与基质内的气体的粘度、体积系数及压缩系数；若选取的井的类别为油井，则选取的地质参数还包括：裂缝与基质内的油的粘度、体积系数及压缩系数。生产参数包括：储层基准压力、原始裂缝压力、原始基质压力、裂缝流入井筒的流量、日产水量、日产油量(所选取的井的类别为油井时为日产油量，所选取的井的类别为气井时为日产气量)以及井底流压数据。
需要说明的是，所选取的井类别按井眼状况可分为直井和水平井，按开采矿藏的种类可分为油井、气井和水井，上述类别的井均可采用本发明的方法进行裂缝堵塞表皮系数以及裂缝参数的反演、计算。
步骤S200，引入拟压力和拟时间，将两相复合流动模型进行线性化处理；
步骤S300，引入受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力和无量纲叠加拟时间，并利用杜哈梅原理推导得到两相复合流动模型的无量纲形式近似解；
步骤S400，基于多相流生产数据绘制数据点曲线；
步骤S500，基于无量纲形式近似解绘制两相流动的典型曲线，并将典型曲线与数据点曲线进行拟合以得到裂缝堵塞表皮系数；
步骤S600，根据典型曲线与数据点曲线拟合后的拟合点计算得到非常规油气藏的裂缝参数；
通过上述技术方案，在非常规油气藏的多相流生产数据的基础上，形成一套针对裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数并且评价压裂效果的反演方法，该方法通过定义裂缝堵塞表皮效应引起的压力降以及裂缝堵塞表皮系数来表征由于支撑剂嵌入或颗粒运移导致的裂缝导流能力下降，从而更好地与非常规油气藏的早期数据生产数据进行拟合，降低曲线拟合的多解性，更准确地反映出水力压裂后裂缝内近井筒附近受污染的储层实际生产动态，为同类非常规油气藏的开发提供科学有效的技术参考和理论支持。
具体地，如图2所示，两相复合流动模型中的裂缝分为受裂缝堵塞表皮效应影响的裂缝一区和不受影响的裂缝二区，裂缝内部的裂缝堵塞表皮效应表现为裂缝一区内的渗透率降低，裂缝二区的渗透率保持为初值不变，则在求解两相复合流动模型时，将裂缝堵塞表皮效应等效为井底附加压力降。
理想状态下(即不考虑裂缝堵塞表皮效应)，裂缝流动控制方程及定解条件为：
公式(1)中，krj,为裂缝相对渗透率，kf为裂缝渗透率，pf为裂缝压力，φf为裂缝孔隙度，μj,f为裂缝内流体粘度，Bj,f为裂缝中流体的体积系数，x为沿着裂缝方向的坐标，t为时间，wf为缝宽，h为缝高，qj为流量；下标j代表某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相。
通过引入拟压力和拟时间将控制方程线性化，再引入不考虑裂缝堵塞表皮效应的无量纲拟井底压力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不考虑裂缝堵塞表皮效应的无量纲形式的理想近似解，其公式为：
在本发明实施例中，将裂缝堵塞表皮效应等效为近井地带的一个附加压力降(Δps)，具体表现为未受裂缝堵塞表皮效应影响的井底压力(pw)下降为受裂缝堵塞表皮效应影响的真实井底压力(pwf)，对应的拟压力降为(Δmj,f(ps,j))。
Δpwf＝Δpw+Δps,j 公式(3)
Δmj,f(pwf)＝Δmj,f(pw)+Δmj,f(ps,j) 公式(4)
引入考虑裂缝堵塞表皮效应的无量纲拟井底压力和无量纲叠加拟时间，可以得到变产量生产条件下裂缝堵塞表皮系数与无量纲形式近似解的关系：
公式(2)至公式(9)中，wf为缝宽，xf为裂缝半长，pwfD,为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，pwD,无表皮污染的无量纲拟井底压力，s为裂缝堵塞表皮系数，k为渗透率，kfi为裂缝初始渗透率，ks为受表皮污染区域渗透率，h为缝高，mj,f(pfi)为裂缝初始拟压力，mj,f(pwf)为受裂缝堵塞表皮效应影响的裂缝拟井底压力，αj无量纲拟压力单位换算系数，qj为流量，μj,fi为裂缝内流体的初始粘度，Bj,fi为裂缝内流体的初始体积系数；下标j代表某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相，n为正整数；下标m表示基质，下标i表示初始值。
上述裂缝流动控制方程中，裂缝有效压缩系数(Cej,)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，基质内流动控制方程及定解条件为：
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：
公式(10)和公式(11)中，kj,m为基质内流体地渗透率，pm为基质压力，μj,m为基质内流体地粘度，Bj,m为基质内流体的体积系数，ym为沿着基质方向的坐标，φm为基质孔隙度，Cej,为基质有效压缩系数，t为时间，mj,m(pmi)为基质初始拟压力，mj,m(pb)为基质拟压力基准值，μj为流体粘度，Bj为体积系数，xf为裂缝半长，n为正整数；下标j代表某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标m表示基质，下标i表示初始值。
进一步地，根据裂缝控制方程的解进行流动段划分，将压裂液返排或生产数据作在诊断曲线上，利用曲线不同的斜率识别两个流动段。其中，考虑表皮效应后，将裂缝堵塞表皮效应等效为井底的附加压力降。如图3所示，根据每一相流体对应的诊断曲线，将裂缝堵塞表皮效应等效为井底的附加压力降后，返排早期的拟裂缝线性流阶段依然将呈现出斜率为1/2的直线，晚期的拟裂缝边界控制流阶段依然将呈现出斜率为1的直线。
需要说明的是，在求解两相复合流动模型时，为使得控制方程线性化，引入拟压力、拟时间等变量，利用杜哈梅原理可以得到变产量生产条件下不考虑裂缝堵塞表皮效应的无量纲形式的理想近似解，拟时间中随压力变化的储层参数均采用整条裂缝平均压力下对应的参数值来近似，以消除拟时间在空间维度上的变化，该理想近似解是基于不存在裂缝堵塞表皮效应的理想情况得到的，而本发明是基于考虑裂缝堵塞表皮效应进行研究，无法获得理想情况下的裂缝平均压力，故利用受裂缝堵塞表皮效应影响后的裂缝压力来近似。如图2所示，两相复合流动模型分为受缝堵塞表皮效应影响的裂缝一区和不受影响的裂缝二区，在对裂缝平均压力近似处理时，可以采用裂缝一区、裂缝二区或整条裂缝的平均压力来代替不考虑裂缝堵塞表皮效应时的理想裂缝平均压力。受裂缝堵塞表皮效应影响的裂缝压力变化趋势如图4中实线pf所示，可见，在裂缝堵塞表皮效应影响下，裂缝一区压力下降幅度明显变大；不考虑裂缝堵塞表皮效应时，裂缝一区的压力变化趋势如虚线p’f所示；图4中，pbarf2表示裂缝二区的平均压力、pbarf表示受表皮污染的整条裂缝平均压力，pbarf1表示裂缝一区平均压力。
更具体地，在本发明的实施例中，两相复合流动模型满足以下条件：
非常规油气藏中的裂缝中的流体流动遵循达西定律，并忽略重力、毛管力的影响；
非常规油气藏的各条裂缝的几何形态与渗流参数相同，裂缝纵向穿透地层，裂缝端面以外的流体供给可忽略；
非常规油气藏的裂缝和基质均质且各向同性，储层均质等厚；
非常规油气藏的裂缝和基质的渗透率、孔隙度随压降呈指数递减规律；
非常规油气藏中，油、气、水的粘度和体积系数均为压力的函数；
非常规油气藏的基质和裂缝内为两相流动；
非常规油气藏的裂缝和基质微可压缩，非常规油气藏中的油和水为微可压缩流体，具有恒定的压缩系数，非常规油气藏中的气体满足真实气体状态方程。
在本发明的实施例中，引入拟压力和拟时间将裂缝流动控制方程以及附加压力降线性化之前，还包括：
基于两相复合流动模型的物质平衡方程组计算得到裂缝和基质内水相的平均压力和平均饱和度，以及油相或气相的平均压力和平均饱和度；
具体地，由于裂缝分为受裂缝堵塞表皮效应影响的裂缝一区和不受影响的裂缝二区，故存在裂缝二区向裂缝一区窜流的现象，在分区处理裂缝部分时，需要建立六个物质平衡方程，六个物质平衡方程的计算式为：
公式(12)至公式(17)中，Qsw,为基质向裂缝累积窜流水量和油/气量，Qsh,为基质向裂缝累积窜流油/气量，Qsw2为裂缝2区向裂缝1区窜流的累计产水量，Qsh2为裂缝2区向裂缝1区窜流的累计产油/气量，Vw,mi为基质水相初始孔隙体积，Vh,mi为基质油相或气相初始孔隙体积，Vfi2为裂缝二区的裂缝初始孔隙体积，Vfi1为裂缝一区的裂缝初始孔隙体积，Sw,mi为基质水相初始饱和度，为基质水相平均饱和度，Sw,为裂缝水相初始饱和度，/>为裂缝一区的水相平均饱和度，/>为裂缝二区的水相平均饱和度，Sh,fi为裂缝油相或气相初始饱和度，/>为裂缝一区的油相或气相平均饱和度，/>为裂缝二区的油相或气相平均饱和度，Bw,fi为裂缝水相初始体积系数，/>裂缝一区的水相平均体积系数，/>裂缝二区的水相平均体积系数，Bh,fi为裂缝油相或气相初始体积系数，/>为裂缝一区的油相或气相平均体积系数，/>为裂缝二区的油相或气相平均体积系数，Bw,mi为基质水相初始体积系数，/>为基质水相平均体积系数，Bh,mi为基质油相或气相初始体积系数，/>为基质油相或气相平均体积系数，Cf为裂缝压缩系数，Cm为基质压缩系数，pfi为裂缝初始压力，/>为裂缝一区平均压力，/>为裂缝二区平均压力，pmi为基质初始压力，/>为基质平均压力；下标h表示烃类物质，h＝o时代表油相，h＝g时代表气相。
利用牛顿迭代方法对上述方程进行数值求解时，计算量较大、所需时间较长，然而，发明人在利用裂缝一区、裂缝二区以及整个裂缝区域的平均压力分别进行生产动态分析时发现，裂缝二区及整条裂缝的平均压力与未受裂缝堵塞表皮效应影响的裂缝平均压力分析结果较接近，且对裂缝堵塞表皮系数拟合的误差较小，拟合结果如图5所示，鉴于裂缝二区与裂缝整体平均压力分析结果几乎一致，在实际分析过程中，对整条裂缝建立裂缝基质间物质平衡方程并联列求解，利用整体的裂缝平均压力进行裂缝参数反演及表皮系数的拟合以简化物质平衡方程组，简化后的物质平衡方程组的计算式为：
公式(18)至公式(23)中，Qw为地面条件下累计产水量，Qh为地面条件下累计产油或气量，Qsw为基质向裂缝累积窜流水量，Qsh为基质向裂缝累积窜油量或窜气量，Vfi为裂缝初始孔隙体积，Vw，mi为基质水相初始孔隙体积，Vh，mi为基质油相或气相初始孔隙体积，Sw，fi为裂缝水相初始饱和度，为裂缝水相平均饱和度，Sh，fi为裂缝油相或气相初始饱和度，/>为裂缝油相或气相平均饱和度，Bw，fi为裂缝水相初始体积系数，/>裂缝水相平均体积系数，Bh，fi为裂缝油相或气相初始体积系数，/>为裂缝油相或气相平均体积系数，Bw，mi为基质水相初始体积系数，/>为基质水相平均体积系数，Bh，mi为基质油相或气相初始体积系数，/>为基质油相或气相平均体积系数，Cf为裂缝压缩系数，Cm为基质压缩系数，pfi为裂缝初始压力，/>为裂缝平均压力，pmi为基质初始压力，/>为裂缝平均压力；下标h表示烃类物质，h＝o时代表油相，h＝g时代表气相。
具体地，Vfi的计算式为：
Vfi＝2xfwfhφfi 公式(24)
Vw，mi和Vh，mi的计算式为：
Vj，mi＝yjxfhφmi 公式(25)
yj的计算式为：
的计算式为：
的计算式为：
的计算式为：/>
公式(24)至公式(29)中，Vfi为裂缝初始孔隙体积，Vj，mi为基质初始孔隙体积，Bwi为水相初始体积系数，为水相平均体积系数，/>为油相平均体积系数，/>为气相平均体积系数，Cw为水相压缩系数，Co为油相压缩系数，Pi为初始压力，/>为平均压力，psc为标准状况下的压力，T为地层温度，Tsc为标准状况下的地层温度，/>为气相压缩因子；下标h表示烃类物质，h＝o时代表油相，h＝g时代表气相。
在本发明实施例中，引入拟压力和拟时间后，裂缝和基质内的压力以及时间对应转化为裂缝拟压力、裂缝拟时间、基质拟压力和基质拟时间，对应的计算式为：
对裂缝拟时间进行进一步转化，得到叠加拟时间，叠加拟时间的计算式为：
公式(29)至公式(34)中，mj，f(p)为裂缝拟压力，tpj，f为裂缝拟时间，mj，m(p)为基质拟压力，tpj，m为基质拟时间，tspj为叠加拟时间，φf为裂缝孔隙度，φm为基质孔隙度，μj，f为裂缝中流体的粘度，μj，m为基质中流体的粘度，Cej，f为裂缝有效压缩系数，Cej，f为基质有效压缩系数，kf为裂缝渗透率，km为基质渗透率，Bj，f为裂缝中流体的体积系数，Bj，m为基质中流体的体积系数，krj，f为裂缝中流体的相对渗透率，krj，m为基质中流体的相对渗透率，Sj，f为裂缝中流体的饱和度，Sj，m为基质中流体的饱和度，为裂缝中流体的平均饱和度，/>为基质中流体的平均饱和度，p为压力，pb为压力基准值，/>为平均压力，/>为裂缝平均压力，/>为基质平均压力，t为时间，N为离散后的时间步数，l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i表示初始值。
在本发明实施例中，基于多相流生产数据绘制数据点曲线，并将典型曲线与数据点曲线拟合、反演，以得到裂缝堵塞表皮系数包括：
基于实际近似解公式，选取不同数值的裂缝堵塞表皮系数以绘制典型曲线。
在本发明实施例中，典型曲线包括第一典型曲线、第二典型曲线和第典型三曲线中的至少一者，数据点曲线数据点曲线包括与数据点曲线典型曲线对应的第一数据点曲线、第二数据点曲线、第三数据点曲线中的至少一者；
第一典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第一计算值为纵坐标；第二典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第二计算值为纵坐标；第三典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第三计算值为纵坐标；其中，第一数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以拟压力规整化产量为纵坐标；第二数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以第四计算值为纵坐标；第三数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以第五计算值为纵坐标；
第一计算值的表达式为：
第二计算值的表达式为：
第三计算值的表达式为：
第四计算值的表达式为：
第五计算值的表达式为：dRNPj；
表达式中，xf为裂缝半长，wf为缝宽，pwfDj为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，RNPj为产量规整化拟压力，DRNPj为RNPj对lntspj的导数，dRNPj为RNPj对tspj的导数。
在本发明实施例中，基于无量纲形式近似解绘制两相流动的典型曲线包括：
依次选取不同的裂缝堵塞表皮系数的值，并代入无量纲形式近似解以绘制典型曲线，并选取与数据点曲线拟合度最高的一条典型曲线为最佳典型曲线。
具体地，如图6所示，在本发明的一个实施例中，当仅考虑裂缝堵塞表皮系数的反演时，以无量纲叠加拟时间为横坐标，第六计算值为纵坐标分别做出第四数据点曲线和第四典型曲线，基于无量纲形式近似解，对裂缝堵塞表皮系数(s)依次取不同的值，直到与所做的第四数据点曲线完全拟合，可反演出裂缝堵塞表皮系数。
在本发明的一个实施例中，第一典型曲线与第一数据点曲线的拟合情况如图7所示，读取拟合点所对应的第一典型曲线的坐标以及第一数据点曲线的坐标，计算初始孔隙体积和初始渗透率，其计算式为：
公式(35)至公式(38)中，Vfi为裂缝初始孔隙体积，kfi为裂缝初始渗透率，αj无量纲拟压力单位换算系数，Bj，fi为裂缝内流体的初始体积系数，Cej，f为裂缝有效压缩系数，wf为缝宽，h为缝高，φf为裂缝孔隙度，tpj为拟时间，tDj为无量纲叠加拟时间，pwfDj为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，PNRj为拟压力规整化产量，XMP是典型曲线与数据点曲线的横坐标的比值，YMP是典型曲线与数据点的曲线纵坐标的比值；下标j代表某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标i表示初始值。
如图7所示，将第二典型曲线与第二数据点曲线拟合，对应读取拟合点处第二典型曲线与第二数据点曲线的横、纵坐标，可对应计算得到裂缝初始孔隙体积和裂缝初始渗透率。
如图8所示，将第三典型曲线与第三数据点曲线拟合，对应读取拟合点处第三典型曲线与第三数据点曲线的横、纵坐标可对应计算得到裂缝初始孔隙体积和裂缝初始渗透率；
具体地，当采用第一典型曲线与第一数据点曲线拟合和/或采用第二典型曲线与第二数据点曲线拟合时，采用公式(35)计算裂缝初始孔隙体积，采用公式(36)计算裂缝初始渗透率。
需要说明的是，当采用第一典型曲线与第一数据点曲线拟合时，XMP为第一典型曲线与第一数据点曲线横坐标的比值，YMP为第一典型曲线与第一数据点曲线纵坐标的比值；当采用第二典型曲线与第二数据点曲线拟合时，XMP为第二典型曲线与第二数据点曲线横坐标的比值，YMP为第二典型曲线与第二数据点曲线纵坐标的比值。
当采用第三典型曲线与第三数据点曲线拟合时，裂缝初始孔隙体积和裂缝初始渗透率的的计算式为：
公式(39)至公式(42)中：Vfi为裂缝初始孔隙体积，kfi为裂缝初始渗透率，αj无量纲拟压力单位换算系数，Bj，fi为裂缝内流体的初始体积系数，Cej，f为裂缝有效压缩系数，wf为缝宽，h为缝高，φf为裂缝孔隙度，tpj为拟时间，tDj为无量纲叠加拟时间，pwfD，j为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，XMP为第三典型曲线与第三数据点曲线横坐标的比值，YMP为第三典型曲线与第三数据点曲线纵坐标的比值；下标j代表某一相流体，j＝w表示水相，j＝o表示油相，j＝g表示气相；下标i表示初始值。
在本发明实施例中，非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法进一步包括：
选定一个裂缝初始孔隙体积作为初始迭代值对裂缝的平均压力和平均饱和度进行计算；
将基于初始迭代值求得的裂缝的平均压力和平均饱和度代入两相复合流动模型以求得推导孔隙体积；
将推导孔隙体积与初始迭代值进行对比；
若相对误差小于设定公差值(10％)，则迭代收敛，并输出推导孔隙体积；
若相对误差大于设定公差值，则将推导孔隙体积作为迭代值带入上述步骤重新迭代。
具体地，在本发明实施例中，还包括对油井或气井进行生产动态分析和试井分析以确定裂缝参数和裂缝堵塞表皮系数，然后将二者解释结果相互验证，进一步减少多解性问题，并在此基础上结合生产实际，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、裂缝堵塞表皮系数的合理性。
需要说明的是，在本发明中，当裂缝堵塞表皮系数的值确定后，采用第一典型曲线或第二典型曲线或第三典型曲线与对应的数据点曲线进行拟合，均可计算出初始渗透率和初始孔隙体积，无需逐一拟合、计算。
实施例
本实施例以一页岩油藏多段压裂水平井为例，该井分35段压裂，每段3-6簇，共138簇，压裂后有效裂缝占比100％，连续生产1036天。返排初期为单相水生产，返排中期同时产出油气，产水量逐渐降低，返排后期以产油气为主、产水量降低。
在压裂液两相生产动态分析中，选取返排中期生产数据，输入表1所示的基础数据。
表1基础数据表
将井底流压数据和油相、压裂液流速数据输入相关软件中，得到如图9所示的油相、压裂液及井底流压与时间关系曲线。
首先给定一个Vfi作为迭代初值，按照上述分析步骤求取新的Vfi对初值进行更新；Vfi收敛后，得到图10所示的裂缝平均压力曲线以及图11所示的裂缝平均含水饱和度曲线；
对表皮系数(s)依次取值(s＝0，s＝1000，s＝3000，s＝6000，s＝10000)作出如图12所示的考虑表皮效应的典型曲线图版；
将水相的典型曲线和数据点曲线进行拟合，结果如图13所示，表皮系数s＝6000时的典型曲线与数据点曲线的拟合度最高，则表皮系数的值为6000；
再将油相的典型曲线与数据点曲线进行拟合，结果如图14所示；
计算得到初始渗透率和初始孔隙体积，结果如表2所示。
表2压裂液返排数据解释结果
/>
根据拟合结果可以看出，应用本发明的方法分析解释不同相态的生产数据，得到的裂缝参数和表皮系数都非常接近且都在合理的范围内，进而验证了该方法在现场应用中的可靠性和准确性。
具体地，在本发明任一实施例中，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；
h：烃类物质(油或气)；
p：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；
ks：受表皮污染区域渗透率，mD；
kr：相对渗透率，-；
B：体积系数，m3/m3；
p：压力，MPa；
pw：未受裂缝堵塞表皮效应影响的井底压力，MPa；
pwf：受裂缝堵塞表皮效应影响的真实井底压力，MPa；s：裂缝堵塞表皮系数，-；
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；
xs：受裂缝堵塞表皮效应影响的裂缝区域长度，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；
ρ：流体密度，kg/m3；
m()：拟压力，MPa；
Q：累计产量，m3；
αj：无量纲拟压力单位换算系数。
相关基础定义以及相关参数为：
裂缝拟压力：
裂缝拟时间：
裂缝堵塞表皮效应产生的拟压力降：
基质拟压力：
基质拟时间：
无量纲裂缝半长：
受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力：
叠加拟时间：
裂缝堵塞表皮系数：
无量纲叠加拟时间：
产量规整化拟压力：
拟压力规整化产量：
RNPj对lntspj的导数：
RNPj对tspj的导数：
裂缝有效压缩系数：
基质有效压缩系数：
裂缝初始孔隙体积：
Vfi＝2xfwfhfi；
需要说明，若本申请实施方式中有涉及方向性指示(诸如上、下、左、右、前、后……)，则该方向性指示仅用于解释在某一特定姿态(如附图所示)下各部件之间的相对位置关系、运动情况等，如果该特定姿态发生改变时，则该方向性指示也相应地随之改变。
另外，若本申请实施方式中有涉及“第一”、“第二”等的描述，则该“第一”、“第二”等的描述仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示其相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。另外，各个实施方式之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本申请要求的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，包括：
基于非常规油气藏的多相流生产数据建立考虑裂缝堵塞表皮效应的两相复合流动模型；
引入拟压力和拟时间，将所述两相复合流动模型进行线性化处理；
引入受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力和无量纲叠加拟时间，并利用杜哈梅原理推导得到所述两相复合流动模型的无量纲形式近似解；
基于所述多相流生产数据绘制数据点曲线；
基于所述无量纲形式近似解绘制两相流动的典型曲线，并将所述典型曲线与所述数据点曲线进行拟合以得到裂缝堵塞表皮系数；
根据所述典型曲线与所述数据点曲线拟合后的拟合点计算得到非常规油气藏的裂缝参数；
其中，所述无量纲形式近似解包括：
式中，wf为缝宽，xf为裂缝半长，pwfD，j为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，tDj为无量纲叠加拟时间，s为裂缝堵塞表皮系数，n为正整数。
2.根据权利要求1所述的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，所述两相复合流动模型满足以下条件：
裂缝内存在所述裂缝堵塞表皮效应，表现为井筒附近裂缝渗透率下降产生附加压力降。
3.根据权利要求1所述的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，所述引入拟压力和拟时间将所述两相复合流动模型进行线性化处理之前，还包括：
基于物质平衡方程组计算得到裂缝和基质内水相的平均压力和平均饱和度，以及油相或气相的平均压力和平均饱和度；
所述物质平衡方程组的计算式为：
式中，Qw为地面条件下累计产水量，Qh为地面条件下累计产油或气量，Qsw为基质向裂缝累积窜流水量，Qsh为基质向裂缝累积窜油量或气量，Vfi为裂缝初始孔隙体积，Vw，mi为基质水相初始孔隙体积，Vh，mi为基质油相或气相初始孔隙体积，Sw，fi为裂缝水相初始饱和度，为裂缝水相平均饱和度，Sh，fi为裂缝油相或气相初始饱和度，/>为裂缝油相或气相平均饱和度，Bw，fi为裂缝水相初始体积系数，/>裂缝水相平均体积系数，Bh，fi为裂缝油相或气相初始体积系数，/>为裂缝油相或气相平均体积系数，Bw，mi为基质水相初始体积系数，/>为基质水相平均体积系数，Bh，mi为基质油相或气相初始体积系数，/>为基质油相或气相平均体积系数，Cf为裂缝压缩系数，Cm为基质压缩系数，pfi为裂缝初始压力，/>为裂缝平均压力，pmi为基质初始压力，/>为裂缝平均压力；下标h表示烃类物质，h＝o时代表油相，h＝g时代表气相；Swmi为基质水相初始饱和度，/>为基质水相平均饱和度。
4.根据权利要求1所述的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，所述拟压力和所述拟时间的计算公式包括：
式中，mj，f(p)为裂缝拟压力，tpj，f为裂缝拟时间，mj，m(p)为基质拟压力，tpj，m为基质拟时间，tspj为叠加拟时间，φf为裂缝孔隙度，φm为基质孔隙度，μj，f为裂缝中流体的粘度，μj，m为基质中流体的粘度，Cej，f为裂缝有效压缩系数，Cej，m为基质有效压缩系数，kf为裂缝渗透率，km为基质渗透率，Bj，f为裂缝中流体的体积系数，Bj，m为基质中流体的体积系数，krj，f为裂缝中流体的相对渗透率，krj，m为基质中流体的相对渗透率，Sj，f为裂缝中流体的饱和度，Sj，m为基质中流体的饱和度，为裂缝中流体的平均饱和度，/>为基质中流体的平均饱和度，p为压力，pb为压力基准值，/>为平均压力，/>为裂缝平均压力，/>为基质平均压力，t为时间，N为离散后的时间步数，l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i表示初始值。
5.根据权利要求1所述的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，所述受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力的计算式为：
所述无量纲叠加拟时间的计算式为：
式中，pwfD，j为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，tDj为无量纲叠加拟时间，h为缝高，kf为裂缝渗透率，kfi为裂缝初始渗透率，mj，f(pfi)为裂缝初始拟压力，mj，f(pwf)为受裂缝堵塞表皮效应影响的裂缝拟井底压力，αj无量纲拟压力单位换算系数，qj为流量，μj，fi为裂缝内流体的初始粘度，Bj，fi为裂缝内流体的初始体积系数，φf为裂缝孔隙度，μj，f为裂缝内流体的粘度，Cej，f为裂缝有效压缩系数，tspj为叠加拟时间，xf为裂缝半长；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i表示初始值。
6.根据权利要求1所述的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，所述典型曲线包括第一典型曲线、第二典型曲线和第三典型曲线中的至少一者，所述数据点曲线包括与所述典型曲线一一对应的第一数据点曲线、第二数据点曲线、第三数据点曲线；
所述第一典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第一计算值为纵坐标；所述第二典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第二计算值为纵坐标；所述第三典型曲线以无量纲叠加拟时间为横坐标，以第三计算值为纵坐标；其中，所述第一数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以拟压力规整化产量为纵坐标；所述第二数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以第四计算值为纵坐标；所述第三数据点曲线以叠加拟时间为横坐标，以第五计算值为纵坐标；
所述第一计算值的表达式为：
所述第二计算值的表达式为：
所述第三计算值的表达式为：
所述第四计算值的表达式为：
所述第五计算值的表达式为：dRNPj；
表达式中，xf为裂缝半长，wf为缝宽，pwfDj为受裂缝堵塞表皮效应影响的无量纲拟井底压力，RNPj为产量规整化拟压力，DRNPj为RNPj对lntspj的导数，dRNPj为RNPj对叠加拟时间的导数。
7.根据权利要求1所述的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，所述基于所述无量纲形式近似解绘制两相流动的典型曲线包括：
依次选取不同的裂缝堵塞表皮系数的值，并代入所述无量纲形式近似解以绘制所述典型曲线，并选取与所述数据点曲线拟合度最高的一条所述典型曲线为最佳典型曲线。
8.根据权利要求7所述的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，所述根据所述典型曲线与所述数据点曲线拟合后的拟合点计算得到非常规油气藏的裂缝参数包括：
选取拟合点，读取所述拟合点在所述最佳典型曲线以及所述数据点曲线的上的坐标；
根据所述拟合点处的所述最佳典型曲线与所述数据点曲线的横坐标比值和纵坐标比值，计算得到裂缝参数中的初始孔隙体积和初始渗透率。
9.根据权利要求1至5中任意一项所述的非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法，其特征在于，所述非常规油气藏裂缝堵塞表皮系数及裂缝参数的反演方法进一步包括：
选定一个裂缝初始孔隙体积作为初始迭代值对裂缝的平均压力和平均饱和度进行计算；
将基于初始迭代值求得的裂缝的平均压力和平均饱和度代入所述两相复合流动模型以求得推导孔隙体积；
将所述推导孔隙体积与所述初始迭代值进行对比；
若相对误差小于设定公差值，则迭代收敛，并输出所述推导孔隙体积；
若相对误差大于设定公差值，则将所述推导孔隙体积作为迭代值带入上述步骤重新迭代。
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