WO2023246380A1 - 页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法及装置 - Google Patents

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WO2023246380A1
WO2023246380A1 PCT/CN2023/094567 CN2023094567W WO2023246380A1 WO 2023246380 A1 WO2023246380 A1 WO 2023246380A1 CN 2023094567 W CN2023094567 W CN 2023094567W WO 2023246380 A1 WO2023246380 A1 WO 2023246380A1
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shale gas
model
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horizontal well
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PCT/CN2023/094567
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邸云婷
吴建发
杨学锋
张鉴
何家欢
伍帅
胡晓华
冯江荣
蒋睿
沈羞月
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中国石油天然气股份有限公司
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    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
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    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
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    • G—PHYSICS
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits

Definitions

  • the present application relates to the technical field of shale development, and in particular to a method and device for determining the nozzle system in the flowback stage of shale gas horizontal wells.
  • This application provides a method and device for determining the nozzle system in the flowback stage of shale gas horizontal wells to solve the problem that the existing technology relies on the experience of the operator to determine a reasonable nozzle system, which places high technical requirements on the operator. , the problem of low accuracy of the oil nozzle system was determined.
  • this application provides a method for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well.
  • the method includes:
  • the maximum nozzle size of a rock gas horizontal well, and the maximum production pressure difference is the ultimate pressure difference at which the reservoir permeability can be restored;
  • the nozzle system of the target shale gas horizontal well is determined according to the optimal model of the nozzle replacement method, the optimal model of the opening nozzle size and the optimal model of the increase/decrease amplitude of each stage of the nozzle.
  • the nozzle system includes the nozzle replacement method. , the size of the well opening nozzle and the increase/decrease range of each level of nozzle.
  • obtaining the production pressure difference and stress sensitivity curve corresponding to different nozzle sizes includes:
  • the bottom hole flow pressure corresponding to different nozzle sizes is obtained according to the following bottom hole flow pressure calculation formula:
  • E is the elastic modulus of rock
  • H w is the maximum crack height of the formation
  • L f is the crack length
  • w f is the crack width
  • h f is the crack height
  • C t is the rock compression coefficient
  • L is Wellbore length
  • L p is the total length of the wellbore
  • d c is the diameter of the nozzle
  • v is the flow rate of flowback fluid in the fracture
  • H l is the liquid holdup
  • P wf (t 0 ) is the bottom hole flow pressure at time t 0
  • P wf ( t n ) is the bottom hole flow pressure at time t n .
  • obtaining the artificial fracture parameters of the target shale gas horizontal well includes:
  • a preset number of shale gas reservoir models are generated based on orthogonal experimental rules, and each shale gas reservoir model corresponds to Fracturing parameters with different value ranges;
  • the proxy model includes each first The corresponding relationship between the error value and the corresponding fracturing parameters of the shale gas reservoir model;
  • the value range of the fracturing parameters of the shale gas reservoir model is updated according to the target value, so as to gradually narrow the value range of the fracturing parameters of the shale gas reservoir model, and finally obtain the optimal artificial fracture parameters.
  • the first error value is calculated according to the following history fitting error function:
  • n is the number of time points within the preset time
  • m is the number of actual parameters
  • x ij,model is the numerical simulation result of the actual parameter j at time point i
  • x ij,history is the corresponding value of time point i
  • the actual parameter j of i is [1, n]
  • the value of j is [1, m]
  • NF j is a normalized value, which is defined as the maximum difference between the numerical simulation result and the actual parameter
  • w ij Represents the weight of numerical simulation results.
  • the nozzle system of the target shale gas horizontal well is determined based on the optimal model of the nozzle replacement method, the optimal model of the well opening nozzle size, and the optimal model of the increase/decrease amplitude of the nozzle for each stage, including:
  • the optimal model of the well opening nozzle size, and the optimal model of the increase/decrease amplitude of each nozzle simulate the daily gas production and total gas production EUR corresponding to each nozzle system under different circumstances. value, and determine the nozzle system corresponding to the EUR value and the maximum value of the daily gas production as the nozzle system of the target shale gas horizontal well.
  • this application provides a device for determining the nozzle system in the flowback stage of shale gas horizontal wells.
  • the device includes:
  • the first processing module is used to obtain the artificial fracture parameters, geological parameters and fracturing engineering parameters of the target shale gas horizontal well, and input the geological parameters, the fracturing engineering parameters and the artificial fracture parameters into the numerical simulation In the device, a flowback model is established;
  • the second processing module is used to obtain the production pressure difference and stress sensitivity curve corresponding to different oil nozzle sizes, determine the maximum production pressure difference according to the production pressure difference corresponding to the different oil nozzle sizes, and assign the oil nozzle corresponding to the maximum production pressure difference
  • the size is determined as the maximum nozzle size of the target shale gas horizontal well, and the maximum production pressure difference is the ultimate pressure difference at which the reservoir permeability can be restored;
  • a determination module configured to determine the nozzle system of the target shale gas horizontal well according to the optimal model of the nozzle replacement method, the optimal model of the well opening nozzle size, and the optimal model of the increase/decrease amplitude of the nozzle for each stage, and the nozzle system
  • the system includes the nozzle replacement method, the size of the well opening nozzle, and the increase/decrease range of the nozzle for each stage.
  • the second processing module is specifically used for:
  • this application provides an electronic device, including: a processor, and a memory communicatively connected to the processor;
  • the memory stores computer execution instructions
  • the processor executes the computer execution instructions stored in the memory to implement the method for determining the nozzle system of the flowback stage of the shale gas horizontal well as described in the first aspect.
  • the present application provides a computer-readable storage medium.
  • Computer-executable instructions are stored in the computer-readable storage medium. When the computer-executable instructions are executed by a processor, they are used to implement the page as described in the first aspect. Method for determining the nozzle system in the flowback stage of rock gas horizontal wells.
  • the present application provides a computer program product, which includes a computer program.
  • the computer program When the computer program is executed by a processor, the method for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well described in the first aspect is determined.
  • This application provides a method and device for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well, by obtaining the artificial fracture parameters, geological parameters and fracturing engineering parameters of the target shale gas horizontal well, and establishing a return flow based on these parameters. Platoon model. Then obtain the production pressure difference and stress sensitivity curve corresponding to different nozzle sizes, and determine the ultimate pressure difference at which the reservoir permeability can be restored based on the production pressure difference, that is, the maximum production pressure difference, to determine the maximum nozzle size of the target shale gas horizontal well .
  • the optimized model can determine the nozzle system of the target shale gas horizontal well.
  • the nozzle system includes the nozzle replacement method, the size of the well opening nozzle, and the increase/decrease range of each stage of nozzle.
  • Figure 1 is a schematic flow chart of a method for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well provided in Embodiment 1 of the present application;
  • FIG. 2 is a schematic diagram of the transient pressure pulse method provided in Embodiment 1 of the present application.
  • Figure 3 is a schematic flow chart of a method for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well provided in Embodiment 3 of the present application;
  • Figure 4 is a schematic diagram of the experimental device of the shale stress sensitivity experiment in the third example of the present application.
  • Figure 5 is a schematic structural diagram of a device for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well provided in Embodiment 4 of the present application;
  • FIG. 6 is a schematic structural diagram of an electronic device provided in Embodiment 5 of the present invention.
  • the determination of a reasonable nozzle system is related to the magnitude of formation stress-sensitive damage. Excessive size of the nozzle will lead to excessive production pressure difference and greater stress-sensitive damage, which will greatly reduce the conductivity of early fractures and cause complex situations such as backflow and embedding of proppant and erosion or blockage of ground processes.
  • this application proposes a method and device for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well. Based on the basic physical parameters of the target shale gas horizontal well and numerical simulation technology, an optimal model of the nozzle system is established, which can determine Reasonable well opening nozzle size, maximum nozzle size, nozzle size replacement method and nozzle increase/decrease range for each stage solve the problem of lack of theoretical support and technical guidance in determining the nozzle system in the flowback stage of on-site shale horizontal wells, and can reduce The effects of stress-sensitive damage, proppant backflow and embedding, and surface process erosion or blockage during the flowback process lay the foundation for maximizing the productivity of shale gas horizontal wells.
  • the oil nozzle system includes the opening oil nozzle size, the maximum oil nozzle size, the oil nozzle size replacement method, and the increase/decrease range of the oil nozzle size at each stage.
  • the opening nozzle size is the initial nozzle size that determines the development of shale gas horizontal wells.
  • the maximum nozzle size is to determine the maximum nozzle size that has a relatively small impact on the fracture conductivity for a single well based on the impact of proppant backflow, embedding, fragmentation, etc., when the production pressure difference of the well is greater than the maximum nozzle size. If the production pressure difference value corresponds to the nozzle size, the reservoir permeability damage will be difficult to recover.
  • the method of replacing the size of the nozzle is that during the development of shale horizontal wells, as the production time increases, the size of the nozzle also needs to be reasonably replaced to improve productivity.
  • the replacement method of the size of the nozzle is generally from small to large, or from small to large. Large to small replacement.
  • Each level of oil nozzle increases/decreases the increment.
  • determine the increase/decrease range of the oil nozzle that is, replace the oil nozzle size according to the determined increase/decrease range.
  • Figure 1 is a method for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well provided in Embodiment 1 of the present application.
  • This method can be executed by a device for determining the nozzle system.
  • the device can be a server. This method include the following steps.
  • the artificial fracture parameters can be recorded through engineering work by field workers, and the geological parameters can be measured by field workers using logging tools in the target shale gas horizontal wells, or can be obtained by workers based on the target shale gas horizontal wells. Core samples are obtained through shale core experiments, and then the geological parameters and artificial fracture parameters are input into the server.
  • the implementation process ignores the valve displacement volume and constant temperature, and calculates the shale skeleton volume and the sample skeleton volume through formula (1) and formula (2).
  • the transient pressure pulse method is to have a closed container at both ends of the test sample. During the test, after the pressure inside the upper and lower containers and the rock sample is balanced, a pressure pulse is given to the upstream container. Illustrative, schematic diagram of the transient pressure pulse method. as shown in picture 2. Then the pressure of the upstream container will slowly decrease, and the pressure of the downstream container will slowly increase. Monitor the pressure changes at both ends with time until a new pressure equilibrium state is reached in the container.
  • Embodiment 3 The calculation of the production pressure difference corresponding to different oil nozzle sizes, as well as the determination of the above stress sensitivity curve and the maximum oil nozzle size are specifically explained in Embodiment 3. Please refer to Embodiment 3.
  • step by step from small to large that is, from 3mm to 9mm.
  • Each level of oil nozzle lasts for 5 days.
  • the oil nozzle size is changed to 9mm, the replacement is stopped.
  • the production stage uses 9mm for 20 years.
  • the optimization model for the size of the well opening nozzle includes 14 simulation methods for the size of the well opening nozzle: 7 sizes of initial nozzle sizes from 3mm to 9mm are simulated, and the total production time is simulated respectively for 3 months and 20 years. Each The production time corresponds to 7 well opening nozzle sizes and a total of 14 simulation methods.
  • the initial oil nozzle size is 3mm, which is gradually increased to 9mm.
  • Each level of oil nozzle model lasts for 3 days, and the production phase uses 9mm oil nozzles for 3 months and 20 years.
  • the initial oil nozzle size is 4mm and gradually increases to 9mm.
  • Each level of oil nozzle model lasts for 3 days.
  • the 9mm oil nozzle is used for 3 months and 20 years, and so on.
  • the optimal model for the increase/decrease amplitude of each stage of the oil nozzle includes 8 simulation methods for the increase/decrease of the oil nozzle of each stage: Taking the above-mentioned determination of the more reasonable way of replacing the oil nozzle from small to large as an example, then the initial oil nozzle size can be simulated as 3mm, each stage The increase range of the oil nozzle is 1mm, 2mm, 3mm, and 4mm respectively, to increase to 9mm. In the production stage, the 9mm oil nozzle is used for 3 months and 20 years, with a total of 8 simulation methods.
  • the numerical simulation results include the following simulation values: simulated daily gas production, simulated bottom hole pressure and simulated daily fluid production.
  • the server establishes a proxy model based on the first error value and the fracturing parameters of the shale gas reservoir model.
  • the proxy model includes the corresponding relationship between each first error value and the corresponding fracturing parameters of the shale gas reservoir model,
  • the above agent model may be a polynomial relationship.
  • a preset number of shale gas reservoir models are generated based on orthogonal experimental rules.
  • the fracturing parameters corresponding to the shale gas reservoir models are all in different value ranges. Then, based on EDFM technology, each shale gas reservoir model is generated.
  • the numerical simulation results of the gas reservoir model enable the server to establish a proxy model based on the first error value between the numerical simulation results and the actual parameters of the target shale gas horizontal well within the preset time and the fracturing parameters of the shale gas reservoir model, Based on the MCMC algorithm, the value range of the fracturing parameters of each shale gas reservoir model in the proxy model is selected, and the corresponding shale gas numerical model is generated based on the value, and then based on Based on the EDFM technology, the numerical simulation results of the shale gas numerical model are generated, and based on the second error value between the numerical simulation results of the shale gas numerical model and the actual parameters, the target values of the fracturing parameters are determined, and based on the values Update the value range of the fracturing parameters of the shale gas reservoir model to gradually narrow the value range of the fracturing parameters of the shale gas reservoir model. Finally, the accurate values of the fracturing parameters can be obtained, and
  • P d is the formation pressure, in MPa
  • G is the formation pressure coefficient, in MPa/m
  • H is the well depth, in m
  • H A is the vertical depth of point A of the target shale gas horizontal well
  • H B is the vertical depth of point B of the target shale gas horizontal well, in m.
  • the flowback fluid will flow out through the nozzle, so the pressure calculation of the nozzle flow is carried out.
  • the process of liquid and gas two-phase fluid flowing out from the fracture and then being discharged through the nozzle can be calculated by According to the volume conservation principle, the fluid flowing out of the crack is the same as the fluid discharged through the nozzle, so the relationship between the outflow volume of the flowback fluid and the size of the nozzle is formula (9).
  • v f is the outflow volume of the flowback fluid, in m3
  • v c is the fluid flow rate when passing through the oil nozzle, in m/s
  • d c is the diameter of the oil nozzle, in mm.
  • P wf (t) is the bottom hole flow pressure at time t
  • the unit is MPa
  • ⁇ is the gravity of the flowback fluid
  • the unit is N/m 3
  • v is the flow rate of the flowback fluid in the fracture
  • the unit is m/s
  • ⁇ P f is the pressure loss in the wellbore
  • v c is the fluid flow rate when passing through the nozzle
  • P 0 is the atmospheric pressure, which can be 0.101MPa
  • g is the gravity acceleration, which can be 9.80665m/s 2 .
  • ⁇ m is the two-phase fluid density of shale gas and shale liquid
  • f m is the two-phase friction coefficient
  • D is the wellbore diameter of the target shale gas horizontal well
  • A is the wellbore cross-section of the target shale gas horizontal well.
  • P is the bottom hole flow pressure
  • G m is the total mass flow rate of the gas-liquid mixture
  • the unit is kg/s
  • g is the gravity acceleration
  • the possible value is 9.80665m/s 2 .
  • A is the wellbore cross-sectional area of the target shale gas horizontal well
  • G g is the shale gas phase mass flow rate
  • G l is the shale liquid phase mass flow rate
  • v sl is the shale liquid phase apparent velocity
  • v sg is the page The apparent velocity of rock gas phase
  • ⁇ g is the density of shale gas phase fluid
  • ⁇ l is the density of shale liquid phase fluid.
  • the stress sensitivity curves corresponding to different production pressure differences can be determined by staff through shale stress sensitivity laboratory experiments. Then the stress sensitivity curves corresponding to different production pressure differences are input into the server.
  • the server calculates the production pressure difference corresponding to different oil nozzle sizes, and then according to the production pressure difference, the maximum oil nozzle size can be obtained according to the production pressure difference.
  • the stress sensitivity curves corresponding to different production pressure differences represent different oil nozzles. Characterization of stress changes under size (production pressure difference) provides a reliable data basis for subsequent determination of the nozzle system.
  • Figure 5 is a schematic structural diagram of a device for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well provided in Embodiment 4 of the present application.
  • the device 50 includes: a first processing module 501, a second processing module 502, a establishing module 503 and a determining module 504.
  • the first processing module 501 is used to obtain the artificial fracture parameters, geological parameters and fracturing engineering parameters of the target shale gas horizontal well, and input the geological parameters, fracturing engineering parameters and artificial fracture parameters into the numerical simulator to establish a return value. Platoon model.
  • the second processing module 502 is used to obtain the production pressure difference and stress sensitivity curve corresponding to different oil nozzle sizes, determine the maximum production pressure difference according to the production pressure difference corresponding to different oil nozzle sizes, and determine the oil nozzle size corresponding to the maximum production pressure difference as The maximum nozzle size of the target shale gas horizontal well and the maximum production pressure difference are the ultimate pressure differences at which the reservoir permeability can be restored.
  • the establishment module 503 is used to establish the nozzle replacement method optimization model, the well opening nozzle size optimization model and each stage based on the production pressure difference and stress sensitivity curve corresponding to different nozzle sizes, the flowback model and the production conditions of the target shale gas horizontal well.
  • the preferred model is the increase/decrease range of the oil nozzle.
  • the determination module 504 is used to determine the nozzle system of the target shale gas horizontal well based on the nozzle replacement mode optimization model, the well startup nozzle size optimization model and the nozzle increase/decrease amplitude optimization model for each stage.
  • the nozzle system includes the nozzle replacement mode, well startup nozzle optimization model Size and increase/decrease of oil nozzle at each stage.
  • the second processing module 502 is specifically used to:
  • the second processing module 502 is also used to:
  • the bottom hole flow pressure corresponding to different nozzle sizes is obtained according to the following bottom hole flow pressure calculation formula:
  • E is the elastic modulus of rock
  • H w is the maximum crack height of the formation
  • L f is the crack length
  • w f is the crack width
  • h f is the crack height
  • C t is the rock compression coefficient
  • L is Wellbore length
  • L p is the total length of the wellbore
  • d c is the diameter of the nozzle
  • v is the flow rate of flowback fluid in the fracture
  • H l is the liquid holdup
  • P wf (t 0 ) is the bottom hole flow pressure at time t 0
  • P wf ( t n ) is the bottom hole flow pressure at time t n .
  • the first processing module 501 is specifically used for:
  • the actual parameters include actual daily gas production, actual bottom hole pressure and actual daily liquid production.
  • a preset number of shale gas reservoir models are generated based on orthogonal experimental rules, and each shale gas reservoir model corresponds to fracturing parameters in different value ranges.
  • the numerical simulation results include simulated daily gas production, simulated bottom hole pressure and simulated daily liquid production.
  • the proxy model includes each first error value and its corresponding shale gas The corresponding relationship between the fracturing parameters of the reservoir model.
  • the fracturing parameters of each shale gas reservoir model in the proxy model are selected from the value range from small to large or from large to small, and corresponding values are generated based on the values. shale gas numerical model.
  • the first processing module 501 is also used to:
  • the first error value is calculated according to the following history fitting error function:
  • n is the number of time points within the preset time
  • m is the number of actual parameters
  • x ij,model is the numerical simulation result of the actual parameter j at time point i
  • x ij,history is the actual parameter j corresponding to time point i
  • the value of i is [1, n]
  • the value of j is [1, m]
  • NF j is the normalized value, which is defined as the maximum difference between the numerical simulation result and the actual parameter
  • w ij represents the numerical simulation result the weight of.
  • the device of this embodiment can be used to perform the steps of the method for determining the nozzle system in the flowback stage of a shale gas horizontal well in Embodiments 1 to 3.
  • the specific implementation methods and technical effects are similar and will not be described again here.
  • Figure 6 is a schematic structural diagram of an electronic device provided in Embodiment 5 of the present invention.
  • the electronic device 60 includes: a processor 601, a memory 602, and a transceiver 603.
  • the memory 602 is used to store computer execution instructions.
  • the transceiver 603 is used to communicate with other devices, and the processor 601 is used to execute instructions stored in the memory, so that the device 60 executes the nozzle system of the flowback stage of the shale gas horizontal well in any one of the first to third embodiments.
  • the specific implementation methods and technical effects of determining the method steps are similar and will not be repeated here.
  • Embodiment 6 of the present invention provides a computer-readable storage medium.
  • Computer-executable instructions are stored in the computer-readable storage medium.
  • the computer program is executed by a processor, the computer program is used to implement any one of the above-mentioned Embodiments 1 to 3.
  • the method and steps for determining the nozzle system in the flowback stage of rock gas horizontal wells are similar in terms of specific implementation methods and technical effects, and will not be described again here.

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Abstract

一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法及装置，通过获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数、地质参数和压裂工程参数，并基于这些参数建立返排模型。然后不同油嘴尺寸对应的生产压差确定目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸，并基于生产压差、应力敏感曲线、返排模型以及目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型，根据这些模型可以确定目标页岩气水平井的油嘴制度，油嘴制度包括油嘴更换方式、开井油嘴尺寸以及每级油嘴增加/降低幅度。解决了现场页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定缺乏理论支撑与技术指导的问题。

Description

页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法及装置
本申请要求于2022年06月21日提交国家知识产权局、申请号为202210707297X、申请名称为“页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法及装置”的中国专利申请的优先权，其全部内容通过引用结合在本申请中。
技术领域
本申请涉及页岩开发技术领域，尤其涉及一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法及装置。
背景技术
页岩气水平井在大规模体积压裂后，上万方压裂液滞留在页岩储层中，如何采用合理的油嘴制度将其以最小化储层伤害为目标排采出来，是最大化发挥页岩气水平井产能的关键。确定返排阶段的返排方式的重要组成部分是油嘴制度的确定，油嘴制度的确定包括对开井油嘴尺寸、最大油嘴尺寸、油嘴更换方式、每级油嘴增加/降低幅度的确定。
目前，在页岩气水平井开发的返排阶段中，油嘴制度的确定依赖于现场操作人员的经验。
依赖于操作人员的经验来确定合理的油嘴制度，对操作人员的技术要求较高，确定的油嘴制度准确性不高。而且目前对于合理油嘴制度建立的研究较少，大多是针对页岩气水平井返排机理研究和生产数据统计分析研究，所以目前亟需开展针对页岩气水平井返排阶段的确定油嘴制度的研究。
发明内容
本申请提供一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法及装置，用以解决现有技术中依赖于操作人员的经验来确定合理的油嘴制度，对操作人员的技术要求较高，确定的油嘴制度准确性不高的问题。
第一方面，本申请提供一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法，所述方法包括：
获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数、地质参数和压裂工程参数，并将所述地质参数、所述压裂工程参数和所述人工裂缝参数输入到数值模拟器中， 建立返排模型；
获取不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，并根据所述不同油嘴尺寸对应的生产压差确定最大生产压差，并将所述最大生产压差对应的油嘴尺寸确定为所述目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸，所述最大生产压差为储层渗透率能够恢复的极限压差；
基于所述不同油嘴尺寸对应的生产压差以及应力敏感曲线、所述返排模型以及所述目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型；
根据所述油嘴更换方式优选模型、所述开井油嘴尺寸优选模型和所述每级油嘴增加/降低幅度优选模型确定所述目标页岩气水平井的油嘴制度，所述油嘴制度包括油嘴更换方式、开井油嘴尺寸以及每级油嘴增加/降低幅度。
可选的，所述获取不同油嘴尺寸对应的生产压差以及应力敏感曲线，包括：
获取所述目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压；
根据所述地层压力和所述不同油嘴尺寸对应的井底流压计算所述不同油嘴尺寸对应的生产压差；
获取不同生产压差对应的应力敏感曲线。
可选的，所述获取所述目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压，包括：
根据地层压力系数和所述目标页岩气水平井的井深，确定所述目标页岩气水平井的地层压力；
根据以下井底流压计算式获取不同油嘴尺寸对应的井底流压：
其中，E为岩石的弹性模量，Hw为地层的最大裂缝缝高，Lf为裂缝缝长，wf为裂缝缝宽，hf为裂缝缝高，Ct为岩石压缩系数，L为井筒长度，Lp是井筒总长度，dc为油嘴直径，v是裂缝中返排流体流速，Hl为持液率，Pwf(t0)为t0时刻的井底流压，Pwf(tn)为tn时刻的井底流压。
可选的，所述获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数，包括：
获取所述目标页岩气水平井在预设时间内的实际参数，所述实际参数包括实际日产气量、实际井底压力和实际日产液量；
基于正交实验法则生成预设数量的页岩气藏模型，各个页岩气藏模型对应 不同取值范围的压裂参数；
基于嵌入式离散裂缝EDFM技术，生成各个页岩气藏模型的数值模拟结果，所述数值模拟结果包括模拟日产气量、模拟井底压力和模拟日产液量；
计算所述数值模拟结果与所述实际参数的第一误差值，并根据所述第一误差值和各个页岩气藏模型的压裂参数，建立代理模型，所述代理模型中包括各个第一误差值与其对应的页岩气藏模型的压裂参数的对应关系；
基于马尔科夫链蒙特卡洛反演算法，在所述代理模型中的各个页岩气藏模型的压裂参数的取值范围中从小到大或者从大到小进行取值，并根据所述取值生成对应的页岩气数值模型；
基于所述EDFM技术，生成各个页岩气数值模型的数值模拟结果，并根据计算得到的所述各个页岩气数值模型的数值模拟结果与所述实际参数的第二误差值，确定所述人工裂缝参数的目标取值；
根据所述目标取值更新所述页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，以逐步缩小页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，最后得到最优的人工裂缝参数。
可选的，所述计算所述数值模拟结果与所述实际参数的第一误差值，包括：
根据以下历史拟合误差函数计算得到所述第一误差值：
其中，n是所述预设时间内时间点的数量，m是所述实际参数的数量，xij,model是时间点i的实际参数j的数值模拟结果，xij,history是时间点i对应的实际参数j，i的取值为[1，n]，j的取值为[1，m]，NFj是归一化数值，定义为数值模拟结果与实际参数的最大差值，wij代表数值模拟结果的权重。
可选的，所述根据所述油嘴更换方式优选模型、所述开井油嘴尺寸优选模型和所述每级油嘴增加/降低幅度优选模型确定所述目标页岩气水平井的油嘴制度，包括：
在所述油嘴更换方式优选模型、所述开井油嘴尺寸优选模型和所述每级油嘴增加/降低幅度优选模型为条件下，模拟各个油嘴制度在不同情况下对应的日产气量和总产气量EUR值，将所述EUR值和所述日产气量的最大值对应的油嘴制度确定为所述目标页岩气水平井的油嘴制度。
第二方面，本申请提供一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定装置， 所述装置包括：
第一处理模块，用于获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数、地质参数和压裂工程参数，并将所述地质参数、所述压裂工程参数和所述人工裂缝参数输入到数值模拟器中，建立返排模型；
第二处理模块，用于获取不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，并根据所述不同油嘴尺寸对应的生产压差确定最大生产压差，并将所述最大生产压差对应的油嘴尺寸确定为所述目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸，所述最大生产压差为储层渗透率能够恢复的极限压差；
建立模块，用于基于所述不同油嘴尺寸对应的生产压差以及应力敏感曲线、所述返排模型以及所述目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型；
确定模块，用于根据所述油嘴更换方式优选模型、所述开井油嘴尺寸优选模型和所述每级油嘴增加/降低幅度优选模型确定所述目标页岩气水平井的油嘴制度，所述油嘴制度包括油嘴更换方式、开井油嘴尺寸以及每级油嘴增加/降低幅度。
可选的，所述第二处理模块具体用于：
获取所述目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压；
根据所述地层压力和所述不同油嘴尺寸对应的井底流压计算所述不同油嘴尺寸对应的生产压差；
获取不同生产压差对应的应力敏感曲线。
第三方面，本申请提供一种电子设备，包括：处理器，以及与所述处理器通信连接的存储器；
所述存储器存储计算机执行指令；
所述处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，以实现如第一方面所述的页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法。
第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，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处理器执行时用于实现如第一方面所述的页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法。
第五方面，本申请提供一种计算机程序产品，包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时第一方面所述的页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法。
本申请提供的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法及装置，通过获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数、地质参数和压裂工程参数，并基于这些参数建立返排模型。然后获取不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，并根据生产压差确定储层渗透率能够恢复的极限压差，即最大生产压差，以确定目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸。然后基于生产压差以及应力敏感曲线、返排模型以及目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型，根据这些优选模型可以确定目标页岩气水平井的油嘴制度，油嘴制度包括油嘴更换方式、开井油嘴尺寸以及每级油嘴增加/降低幅度。解决了现场页岩水平井返排阶段的油嘴制度的确定缺乏理论支撑与技术指导的问题，能减少返排过程中应力敏感伤害、支撑剂回流与嵌入对地面流程冲蚀或堵塞的影响，为最大限度发挥页岩气水平井产能奠定了基础。
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为本申请实施例一提供的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法的流程示意图；
图2为本申请实施例一提供的瞬态压力脉冲法的原理图；
图3为本申请实施例三提供的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法的流程示意图；
图4为本申请实施例三示例的页岩应力敏感实验的实验装置的示意图；
图5为本申请实施例四提供的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定装置的结构示意图；
图6为本发明实施例五提供的一种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。
合理油嘴制度的确定，关联着地层应力敏感伤害的大小。油嘴尺寸过大会导致生产压差过大，应力敏感伤害更大，进而大幅度降低早期裂缝导流能力，造成支撑剂回流与嵌入以及地面流程冲蚀或堵塞等复杂情况产生。
目前，在页岩气水平井开发的返排阶段中，油嘴制度的确定依赖于现场操作人员的经验。而依赖于操作人员的经验来确定合理的油嘴制度，对操作人员的技术要求较高，确定的油嘴制度准确性不高。
而且，目前大多研究是针对页岩气水平井返排机理研究和生产数据统计分析，基于大量的页岩气水平井返排过程的影响因素以及生产数据分析等方面的研究，确定返排阶段的流体流动变化会严重影响气井产能，但对于页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的技术研究较少，所以目前亟需开展针对页岩气水平井返排阶段的油嘴制度确定的研究。
所以，本申请提出一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法及装置，根据目标页岩气水平井的基础物性参数以及数值模拟技术建立了油嘴制度的优选模型，其能确定合理的开井油嘴尺寸、最大油嘴尺寸、油嘴尺寸更换方式与每级油嘴增加/降低幅度，解决了现场页岩水平井返排阶段的油嘴制度的确定缺乏理论支撑与技术指导的问题，能减少返排过程中应力敏感伤害、支撑剂回流与嵌入与地面流程冲蚀或堵塞的影响，为最大限度发挥页岩气水平井产能奠定了基础。
下面对油嘴制度进行说明，油嘴制度包括开井油嘴尺寸、最大油嘴尺寸、油嘴尺寸更换方式与每级油嘴尺寸增加/降低幅度。
其中，开井油嘴尺寸，即确定页岩气水平井开发的初始油嘴尺寸。
最大油嘴尺寸，是针对单井首先在考虑支撑剂回流、嵌入、破碎等影响的基础上，确定对裂缝导流能力影响相对较小的最大油嘴尺寸，当该井的的生产压差大于该最大油嘴尺寸对应的生产压差值，则储层渗透率伤害难以恢复。
油嘴尺寸更换方式，是在页岩水平井开发过程中，随着生产时间的增加，油嘴尺寸也需要进行合理的更换，以提高产能，而油嘴尺寸的更换方式一般是从小到大更换，或者从大到小更换。
每级油嘴增加/降低增幅，在确定油嘴尺寸更换方式后，确定油嘴的增加/降低幅度，即按照确定的增加/降低幅度进行油嘴尺寸更换。
下面以具体地实施例对本申请的技术方案以及本申请的技术方案如何解决上述技术问题进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以独立存在，也可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例中不再赘述。下面将结合附图，对本申请的实施例进行描述。
参考图1，图1为本申请实施例一提供的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法，该方法可以由油嘴制度的确定装置执行，该装置可以是服务器，该方法包括如下步骤。
S101、获取目标页岩气水平井的地质参数、压裂工程参数和人工裂缝参数，并将地质参数、压裂工程参数和人工裂缝参数输入到数值模拟器中，建立返排模型。
为了确定目标页岩气水平井的油嘴制度，服务器获取目标页岩气水平井的地质参数、压裂工程参数和人工裂缝参数，其中，地质参数包括孔隙度、渗透率和含气饱和度等，压裂工程参数包括压裂段长和段数等，人工裂缝参数包括裂缝高度、半长、裂缝导流能力、含水饱和度、宽度和簇效率等。
具体的，人工裂缝参数可以通过现场工作人员的工程记录的，地质参数可以是现场工作人员利用测井工具在目标页岩气水平井中测量得到，也可以通过工作人员基于目标页岩气水平井的岩心样品进行页岩岩心实验获得，然后将该地质参数和人工裂缝参数输入到服务器中。
页岩岩心实验的具体实现如下：
(1)孔隙度由气测法获取。
示例性的，实现过程忽略阀门驱替体积和恒温，通过公式(1)和公式(2)计算页岩骨架体积与样品的骨架体积。

其中，Vr为参考室体积，单位为cm3，Vs为样品室体积，单位为cm3，Vg为样品骨架体积，单位为cm3，p1为膨胀前参考室的压力，单位为MPa，p2为膨胀后系统的平衡压力，单位为MPa，Z1为p1压力条件下气体的压缩因子，Z2为p2压力条件下气体的压缩因子。
然后通过公式(3)基于样品总体积计算样品孔隙度：
其中，φGIP为气测法测定的孔隙度，Vt为样品总体积，单位为cm3，示例性的，本申请实验采用的实验井的样品计算得到的孔隙度值为4.17％。
(2)渗透率由瞬态压力脉冲法获取。
瞬态压力脉冲法是在测试样品两端各有一个封闭的容器，测试时待上下容器和岩样内部压力平衡后，给上游容器一个压力脉冲，示例性的，瞬态压力脉冲法的原理图如图2所示。然后上游容器压力将慢慢降低，下游容器压力慢慢增加，监测两端压力随时间变化情况，直至容器内达到新的压力平衡状态。
所以，通过上下游压力衰减曲线可求得测试样渗透率，通过公式(4)和公式(5)可以计算渗透率的近似解：

其中，Δp(t)为岩样两端压差实测值，pi为初始脉冲压力，θ为衰减曲线斜率，Vu和Vd分别为上下游容积体积，A为井筒横截面积，k是渗透率，Cw是流体压缩系数，μw为液相粘度，L为井筒长度。
示例性的，本申请实验采用的实验井的样品计算得到的渗透率值为0.00053mD。
(3)含水饱和度由液体饱和度法获取。
含水饱和度由以下公式计算：
其中，Sw为含水饱和度，m1为反应容器的质量，m2为样品放入反应容器后反应容器的质量，ρ1为页岩总密度，ρ2为粉碎页岩后岩石颗粒密度，Vw为水的体积，Vg为气体体积。
示例性的，本申请实验采用的实验井的样品计算得到的含水饱和度的值为33.69％。
而人工裂缝参数可以是服务器基于马尔科夫链蒙特卡洛反演算法、正交实验法则以及嵌入式离散裂缝EDFM技术分别对获取的目标页岩气水平井在预设时间内的实际参数的各个参数进行拟合，反演计算得到的，上述实际参数可以包括实际日产气量、实际井底压力和实际日产液量，具体实现在实施例二中进行详细说明，请参考实施例二。
服务器获取到地质参数、压裂工程参数和人工裂缝参数后，将地质参数、 压裂工程参数和人工裂缝参数输入到数值模拟器中，建立返排模型，该返排模型为后续建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型的基础模型，各个优选模型均是在此基础模型上修改相应的参数得到的，即可以理解为该返排模型是考虑了实际页岩气水平井的基础参数的实际模拟模型。示例性的，返排模型的部分参数参考表一，表一中的参数是本申请根据实验井确定的。
上述数值模拟器是一种用于模拟实际开发的页岩气水平井的数值模拟软件，这里不再详细说明。
表1返排模型部分参数表
S102、获取不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，并根据不同油嘴尺寸对应的生产压差确定最大生产压差，并将最大生产压差对应的油嘴尺寸确定为目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸。
服务器建立返排模型后，为了确定油嘴制度中对应的油嘴尺寸，服务器获取不用油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，不同油嘴尺寸是根据多个常规油嘴尺寸确定的，例如，现场开发常用的油嘴尺寸为3mm-12mm。示例性的，不用油嘴尺寸对应的生产压差参考表2。
表2不同油嘴尺寸对应生产压差

服务器获取到不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线后，可以根据不同油嘴尺寸对应的生产压差确定最大生产压差，并将最大生产压差对应的油嘴尺寸确定为目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸，该最大生产压差为储层渗透率能够恢复的极限压差。
对于不同油嘴尺寸对应的生产压差计算，以及上述应力敏感曲线和最大油嘴尺寸的确定具体在实施例三进行说明，请参考实施例三。
S103、基于不同油嘴尺寸对应的生产压差以及应力敏感曲线、返排模型以及目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型。
服务器获取到不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线后，利用不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，通过上述建立的返排模型进行生产压差敏感性分析。具体的，服务器将不同油嘴尺寸对应的生产压差输入到返排模型中，再根据油嘴制度的三种不同方案(油嘴更换方式、开井油嘴尺寸和每级油嘴增加/降低幅度对应的油嘴尺寸)建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型。并且，服务器将每一个油嘴尺寸对应的应力敏感曲线输入到各个优选模型中，以体现实际地层中不同生产压差下的真实应力敏感效应，更加符合现场开发实际情况。
然后，对于上述不同的优选模型，设置相应的生产条件，达到模拟现场不同油嘴制度的目的，示例性的，结合示例的生产条件以及油嘴尺寸(3mm-9mm)，以下对三种不同优选模型进行说明。
(1)油嘴更换方式优选模型
油嘴更换方式优选模型包括4种油嘴更换方式的模拟方式：
①从小到大逐级更换，即从3mm一直更换到9mm，每一级油嘴持续使用5天，当更换到9mm的油嘴尺寸时，停止更换，生产阶段采用9mm生产3个月。
②从小到大逐级更换，即从3mm一直更换到9mm，每一级油嘴持续使用5天，当更换到9mm的油嘴尺寸时，停止更换，生产阶段采用9mm生产20年。
③从大到小逐级更换，即从9mm一直更换到3mm，每一级油嘴持续使用5天，当更换到3mm的油嘴尺寸时，停止更换，生产阶段采用3mm生产3个月。
④从大到小逐级更换，即从9mm一直更换到3mm，每一级油嘴持续使用5 天，当更换到3mm的油嘴尺寸时，停止更换，生产阶段采用3mm生产20年。
(2)开井油嘴尺寸优选模型
开井油嘴尺寸优选模型包括14种开井油嘴尺寸的模拟方式：模拟了初始油嘴尺寸分别为3mm-9mm7种尺寸，分别模拟了生产总时间为3个月和20年两种情况，每一种生产时间对应7种开井油嘴尺寸，共14种模拟方式。具体的，初始油嘴尺寸为3mm，逐级增加到9mm，每一级油嘴模型持续使用3天，生产阶段采用9mm油嘴生产3个月以及20年。初始油嘴尺寸为4mm，逐级增加到9mm，每一级油嘴模型持续使用3天，生产阶段采用9mm油嘴生产3个月以及20年，以此类推。
(3)每级油嘴增加/降低幅度优选模型
每级油嘴增加/降低幅度优选模型包括8种每级油嘴增加/降低幅度的模拟方式：以上述确定了从小到大的油嘴更换方式更合理为例，那么可以模拟初始油嘴尺寸为3mm，每级油嘴增加幅度分别为1mm、2mm、3mm、4mm，以增加至9mm，生产阶段采用9mm油嘴生产3个月以及20年，共8种模拟方式。同样的，当确定了从大到小的油嘴更换方式更合理，则可以模拟初始油嘴尺寸为9mm，每级油嘴降低幅度分别为1mm、2mm、3mm、4mm，以降低至3mm，生产阶段采用3mm油嘴生产3个月以及20年。
可以通过观察上述模拟方式的模拟结果中的日产气量以及EUR(Estimated Ultimate Recovery，简称EUR)值的大小，确定合理的开每级油嘴增加幅度。
S104、根据油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型确定目标页岩气水平井的油嘴制度。
服务器建立了油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型后，技术人员可以根据目标页岩气水平井的实际生产条件从这些优选模型的各个模拟方式中，确定目标页岩气水平井的油嘴制度。具体的，在油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型为条件下，通过观察各个模拟方式所产生的日产气量和总产气量EUR值，将EUR值和日产气量的最大值对应的油嘴制度确定为目标页岩气水平井的油嘴制度，使用该油嘴制度进行实际生产，最大限度发挥页岩气水平井产能。
在本实施例中，服务器通过获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数、地质参数和压裂工程参数，并基于这些参数建立返排模型。然后获取不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，并根据生产压差和应力敏感曲线确定储层渗 透率能够恢复的极限压差，即最大生产压差，以确定目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸。然后基于生产压差以及应力敏感曲线、返排模型以及目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型，根据这些优选模型可以确定目标页岩气水平井的油嘴制度，油嘴制度包括油嘴更换方式、开井油嘴尺寸以及每级油嘴增加/降低幅度。解决了现场页岩水平井返排阶段的油嘴制度的确定缺乏理论支撑与技术指导的问题，能减少返排过程中应力敏感伤害、支撑剂回流与嵌入对地面流程冲蚀或堵塞的影响，为最大限度发挥页岩气水平井产能奠定了基础。
下面通过实施例二对实施例一中步骤S101的人工裂缝参数的反演计算进行说明。
本申请实施例二提供的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法，该方法可以由油嘴制度的确定装置执行，该装置可以是服务器。
对反演计算过程包括如下步骤：
(1)服务器根据正交实验法则生成预设数量的页岩气藏模型，各个页岩气藏模型对应不同取值范围的压裂参数，压裂参数包括裂缝高度、半长、导流能力、含水饱和度、宽度和簇效率等，示例性的，预设数量为25个，以下均以25个页岩气藏模型举例说明。
(2)然后基于嵌入式离散裂缝EDFM(Embedded Discrete Fracture Model，简称EDFM)技术，生成25个页岩气藏模型的数值模拟结果，该数值模拟结果包括以下模拟数值：模拟日产气量、模拟井底压力和模拟日产液量。
(3)服务器将25个数值模拟结果中的各个模拟数值分别与目标页岩气水平井在预设时间内的实际参数输入到历史拟合误差函数中，得到25个数值模拟结果对应的第一误差值。
其中，历史拟合误差函数为：
其中，n是预设时间内时间点的数量，m是实际参数的数量，xij,model时间点i的实际参数j的数值模拟结果，xij,history是时间点i对应的实际参数j，i的取值为[1，n]，j的取值为[1，m]，NFj是归一化数值，定义为油藏数值模拟结果与实际参数的最大差值，wij代表数值模拟结果的权重。
(4)服务器根据第一误差值和页岩气藏模型的压裂参数，建立代理模型，该代理模型中包括各个第一误差值与其对应的页岩气藏模型的压裂参数的对应关系，示例性的，上述代理模型可以是多项式关系。
(5)服务器基于马尔科夫链蒙特卡洛MCMC(Markov Chain Monte Carlo，简称MCMC)算法进行在代理模型中的各个压裂参数的取值范围中从小到大或者从大到小进行取值，并根据该取值生成对应的页岩气数值模型，即生成25个页岩气数值模型，可以理解，该页岩气数值模型对应的压裂参数是确定的值，而不是某个范围。
(6)然后基于该EDFM技术，生成页岩气数值模型的数值模拟结果，并将页岩气数值模型的数值模拟结果与实际参数输入到上述历史拟合误差函数中，得到25个第二误差值。
(7)当存在小于或者等于预设阈值的第二误差值，则记录小于或者等于预设阈值的第二误差值对应的页岩气数值模型的压裂参数的取值，并根据该取值更新代理模型中对应的页岩气藏模型的压裂参数的取值范围。
示例性的，小于或者等于预设阈值的第二误差值对应的页岩气数值模型的压裂参数中的裂缝高度的取值为18，原来页岩气藏模型的压裂参数中的裂缝高度的取值范围为5m-20m，那么此时根据该取值更新页岩气藏模型的压裂参数中的裂缝高度的取值范围为5m-18m，以次类推，可逐步缩小页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，最后可得到最优的人工裂缝参数的取值。
(8)根据更新后的取值范围，重复步骤(5)-(7)，得到多个小于或者等于预设阈值的误差值对应的页岩气数值模型的压裂参数的取值，根据多个小于或者预设阈值的误差值对应的页岩气数值模型的压裂参数的取值生成EUR值，将EUR值的最大值对应的页岩气数值模型的压裂参数的取值确定为人工裂缝参数。
需要说明的是，上述用于反演人工裂缝参数的实际参数：日产气量、井底压力和日产液量，还可以是其他参数，本申请对此不进行限定。
在本实施例中，基于正交实验法则生成预设数量的页岩气藏模型，该页岩气藏模型对应的压裂参数均为不同的取值范围，然后基于EDFM技术，生成各个页岩气藏模型的数值模拟结果，使得服务器根据该数值模拟结果与目标页岩气水平井在预设时间内的实际参数的第一误差值和页岩气藏模型的压裂参数，建立代理模型，并基于MCMC算法进行在代理模型中的各个页岩气藏模型的压裂参数的取值范围中取值，并根据该取值生成对应的页岩气数值模型，然后基 于EDFM技术，生成页岩气数值模型的数值模拟结果，并根据该页岩气数值模型的数值模拟结果与实际参数的第二误差值，确定压裂参数的目标取值，并根据该取值更新页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，以逐步缩小页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，最后可得到准确的压裂参数的取值，确定人工裂缝参数，为后续返排模型的建立提供数据基础。
下面通过实施例三对实施例一中步骤S102的不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线的计算，以及确定最大油嘴尺寸进行说明。
参考图3，图3为本申请实施例三提供的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法的流程示意图，该方法可以由油嘴制度的确定装置执行，该装置可以是服务器，该方法包括如下步骤。
S301、获取目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压。
页岩气储层的地层压力是作用在岩石孔隙流体上的压力，其值可以根据地层压力系数和目标页岩气水平井的井深确定，即通过公式(8)计算得到地层压力：
Pd＝GH＝G(HA-HB)      (8)
其中，Pd地为地层压力，单位为MPa，G为地层压力系数，单位为MPa/m，H为井深，单位为m，HA为目标页岩气水平井A点垂深，单位为m，HB为目标页岩气水平井B点垂深，单位为m。
为了将地层流动情况与油嘴制度的确定耦合起来，返排流体会通过油嘴流出，所以展开油嘴嘴流的压力计算，而液体与气体两相流体从裂缝流出再通过油嘴排出这一过程，可以通过体积守恒原理计算，裂缝中流出的流体与通过油嘴排出的流体相同，则返排流体流出体积与油嘴尺寸的关系式为公式(9)。
其中，vf为返排流体流出体积，单位为m3，vc为通过油嘴时的流体流速，单位为m/s，dc为油嘴直径，单位mm。
然后采用伯努利方程表述页岩气水平井返排流体通过井筒从油嘴流出这一过程，以明确井筒流动到井口油嘴的流动过程，建立油嘴尺寸与井底流压的关系式，即公式(10)，为后续实现管流计算连接油嘴尺寸奠定基础：
其中，Pwf(t)为t时刻的井底流压，单位为MPa，γ为返排流体的重度，单位为N/m3，v为裂缝中返排流体流速，单位为m/s，ΔPf为井筒中的压力损失，单位为MPa，vc为通过油嘴时的流体流速，P0为大气压，可以取值0.101MPa，g是重力加速度，可以取值为9.80665m/s2。
然后确定页岩气水平井的垂直井筒中的气液两相管流计算式：
其中，ρm为页岩气和页岩液两相流体密度，fm为两相摩阻系数，D为目标页岩气水平井的井筒直径，A为目标页岩气水平井的井筒横截面积，P为井底流压，Gm为气液混合物总的质量流量，单位为kg/s，g是重力加速度，可以取值为9.80665m/s2。
具体的：
Gm＝Gl+Gg＝A(νslρl+νsgρg)      (12)
其中，A为目标页岩气水平井的井筒横截面积，Gg为页岩气相质量流量，Gl为页岩液相质量流量，vsl为页岩液相表观速度，vsg为页岩气相表观速度，ρg为页岩气相流体密度，ρl为页岩液相流体密度。
ρm＝ρlHl+ρg(1-Hl)     (13)
其中，ρg为页岩气相流体密度，单位为kg/m3，ρl为页岩液相流体密度，单位为kg/m3，Hl为持液率，其表示在页岩气水平井的井筒内页岩气液两相流流动中液体所占单位管段容积的比例。
为了使得井底流压计算更准确，考虑井筒中由于混合物与井筒的摩擦以及页岩气与页岩液两相运动之间的压力损失，建立如下关系式：
对公式(14)变形得到：
其中，ΔPf为井筒中的压力损失，单位为MPa，γ为返排流体的重度，单位为N/m3，τw为页岩气液两相作用于井筒的拖拽力，单位为N，T为返排液对气体的作用力，单位为N，l为井筒长度，单位为m，D为目标页岩气水平井的井筒直径。
基于以上公式，得到井底流压计算式：
其中，E为岩石的弹性模量，Hw为地层的最大裂缝缝高，Lf为裂缝缝长，wf为裂缝缝宽，hf为裂缝缝高，Ct为岩石压缩系数，L为井筒长度，Lp是井筒总长度，dc为油嘴直径，v是裂缝中返排流体流速，Hl为持液率，Pwf(t0)为t0时刻的井底流压，Pwf(tn)为tn时刻的井底流压。
S302、根据目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压计算不同油嘴尺寸对应的生产压差。
服务器确定目标页岩气水平井的地层压力和不同油嘴尺寸对应的井底流压后，根据生产压差为地层压力与井底流压差值的关系，得到不同油嘴尺寸对应的生产压差。
S303、获取不同生产压差对应的应力敏感曲线。
不同生产压差对应的应力敏感曲线可以是工作人员通过页岩应力敏感室内实验确定的。然后将不同生产压差对应的应力敏感曲线输入到服务器中。
示例性的，页岩应力敏感实验的实验装置如图4所示，以下通过表二示例的压差对实验步骤进行说明：
(1)检测仪器的气密性。
(2)将填充好支撑剂并且塑封完整的岩样1放入岩心夹持器中，用黑色热缩膜包裹固定。
(3)采用压力跟踪模式进行升压，压差为3MPa，至围压43MPa，流压40MPa。之后，固定流压为40MPa，继续升围压至50MPa。待气体流量和压力稳定后，测定岩样在该条件下的气测渗透率。
(4)固定围压为50MPa，降低流压，待气体流量和压力稳定后，分别测定流压为49MPa、46MPa、46MPa、40MPa、37MPa、34MPa、31MPa、29MPa、27MPa和26MPa下的气测渗透率。
(5)更换2、3、4、5、6、7、8号岩样，分别测定相同流压条件下的气测渗透率，重复步骤(3)和步骤(4)。
(6)整理实验数据，获得不同生产压差对应的应力敏感曲线与最大生产压差。
S304、根据生产压差确定最大生产压差，并将最大生产压差对应的油嘴尺寸确定为目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸。
示例性的，可以通过上述实验的气测渗透率的随着生产压差的变化，如确定19MPa为最大生产压差，若超过则储层伤害难以恢复。那么，由表二可以确定，19MPa对应的油嘴尺寸为9mm，则目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸为9mm。
在本实施例中，服务器通过计算不同油嘴尺寸对应的生产压差，然后根据该生产压差，根据该生产压差可以得到最大油嘴尺寸，不同生产压差对应的应力敏感曲线，代表了不同油嘴尺寸(生产压差)下的应力变化表征，为后续油嘴制度的确定提供可靠的数据基础。
参考图5，图5为本申请实施例四提供的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定装置的结构示意图。该装置50包括：第一处理模块501，第二处理模块502、建立模块503和确定模块504。
第一处理模块501，用于获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数、地质参数和压裂工程参数，并将地质参数、压裂工程参数和人工裂缝参数输入到数值模拟器中，建立返排模型。
第二处理模块502，用于获取不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，并根据不同油嘴尺寸对应的生产压差确定最大生产压差，并将最大生产压差对应的油嘴尺寸确定为目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸，最大生产压差为储层渗透率能够恢复的极限压差。
建立模块503，用于基于不同油嘴尺寸对应的生产压差以及应力敏感曲线、返排模型以及目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型。
确定模块504，用于根据油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型确定目标页岩气水平井的油嘴制度，油嘴制度包括油嘴更换方式、开井油嘴尺寸以及每级油嘴增加/降低幅度。
可选的，第二处理模块502具体用于：
获取目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压。
根据地层压力和不同油嘴尺寸对应的井底流压计算不同油嘴尺寸对应的生产压差。
获取不同生产压差对应的应力敏感曲线。
可选的，第二处理模块502还用于：
根据地层压力系数和目标页岩气水平井的井深，确定目标页岩气水平井的 地层压力。
根据以下井底流压计算式获取不同油嘴尺寸对应的井底流压：
其中，E为岩石的弹性模量，Hw为地层的最大裂缝缝高，Lf为裂缝缝长，wf为裂缝缝宽，hf为裂缝缝高，Ct为岩石压缩系数，L为井筒长度，Lp是井筒总长度，dc为油嘴直径，v是裂缝中返排流体流速，Hl为持液率，Pwf(t0)为t0时刻的井底流压，Pwf(tn)为tn时刻的井底流压。
可选的，第一处理模块501具体用于：
获取目标页岩气水平井在预设时间内的实际参数，实际参数包括实际日产气量、实际井底压力和实际日产液量。
基于正交实验法则生成预设数量的页岩气藏模型，各个页岩气藏模型对应不同取值范围的压裂参数。
基于嵌入式离散裂缝EDFM技术，生成各个页岩气藏模型的数值模拟结果，数值模拟结果包括模拟日产气量、模拟井底压力和模拟日产液量。
计算数值模拟结果与实际参数的第一误差值，并根据第一误差值和各个页岩气藏模型的压裂参数，建立代理模型，代理模型中包括各个第一误差值与其对应的页岩气藏模型的压裂参数的对应关系。
基于马尔科夫链蒙特卡洛反演算法，在代理模型中的各个页岩气藏模型的压裂参数的取值范围中从小到大或者从大到小进行取值，并根据取值生成对应的页岩气数值模型。
基于EDFM技术，生成各个页岩气数值模型的数值模拟结果，并根据计算得到的各个页岩气数值模型的数值模拟结果与实际参数的第二误差值，确定人工裂缝参数的目标取值。
根据目标取值更新页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，以逐步缩小页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，最后得到最优的人工裂缝参数。
可选的，第一处理模块501还用于：
根据以下历史拟合误差函数计算得到第一误差值：
其中，n是预设时间内时间点的数量，m是实际参数的数量，xij,model是时间点i的实际参数j的数值模拟结果，xij,history是时间点i对应的实际参数j，i的取值为[1，n]，j的取值为[1，m]，NFj是归一化数值，定义为数值模拟结果与实际参数的最大差值，wij代表数值模拟结果的权重。
可选的，确定模块504具体用于：
在油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型为条件下，模拟各个油嘴制度在不同情况下对应的日产气量和总产气量EUR值，将EUR值和日产气量的最大值对应的油嘴制度确定为目标页岩气水平井的油嘴制度。
本实施例的装置，可用于执行实施例一至实施例三中的一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法的步骤，具体实现方式和技术效果类似，这里不再赘述。
图6为本发明实施例五提供的一种电子设备的结构示意图，如图6所示，该电子设备60包括：处理器601、存储器602，收发器603，存储器602用于存储计算机执行指令，收发器603用于和其他设备通信，处理器601用于执行存储器中存储的指令，以使装置60执行如实施例一至实施例三中任意一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法步骤，具体实现方式和技术效果类似，这里不再赘述。
本发明实施例六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，该计算机程序被处理器执行时用于实现如上述实施例一至实施例三中任意一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法步骤，具体实现方式和技术效果类似，这里不再赘述。
本发明实施例七提供一种计算机程序产品，包括计算机程序，计算机程序被处理器执行时，实现如上述实施例一至实施例三中任意一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法步骤，具体实现方式和技术效果类似，这里不再赘述。
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. 一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法，其特征在于，所述方法包括：
    获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数、地质参数和压裂工程参数，并将所述地质参数、所述压裂工程参数和所述人工裂缝参数输入到数值模拟器中，建立返排模型；
    获取不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，并根据所述不同油嘴尺寸对应的生产压差确定最大生产压差，并将所述最大生产压差对应的油嘴尺寸确定为所述目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸，所述最大生产压差为储层渗透率能够恢复的极限压差；
    基于所述不同油嘴尺寸对应的生产压差以及应力敏感曲线、所述返排模型以及所述目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型；
    根据所述油嘴更换方式优选模型、所述开井油嘴尺寸优选模型和所述每级油嘴增加/降低幅度优选模型确定所述目标页岩气水平井的油嘴制度，所述油嘴制度包括油嘴更换方式、开井油嘴尺寸以及每级油嘴增加/降低幅度。
  2. 根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取不同油嘴尺寸对应的生产压差以及应力敏感曲线，包括：
    获取所述目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压；
    根据所述地层压力和所述不同油嘴尺寸对应的井底流压计算所述不同油嘴尺寸对应的生产压差；
    获取不同生产压差对应的应力敏感曲线。
  3. 根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述获取所述目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压，包括：
    根据地层压力系数和所述目标页岩气水平井的井深，确定所述目标页岩气水平井的地层压力；
    根据以下井底流压计算式获取不同油嘴尺寸对应的井底流压：
    其中，E为岩石的弹性模量，Hw为地层的最大裂缝缝高，Lf为裂缝缝长，wf为裂缝缝宽，hf为裂缝缝高，Ct为岩石压缩系数，L为井筒长度，Lp是井筒总 长度，dc为油嘴直径，v是裂缝中返排流体流速，Hl为持液率，Pwf(t0)为t0时刻的井底流压，Pwf(tn)为tn时刻的井底流压。
  4. 根据权利要求1-3任一项所述的方法，其特征在于，所述获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数，包括：
    获取所述目标页岩气水平井在预设时间内的实际参数，所述实际参数包括实际日产气量、实际井底压力和实际日产液量；
    基于正交实验法则生成预设数量的页岩气藏模型，各个页岩气藏模型对应不同取值范围的压裂参数；
    基于嵌入式离散裂缝EDFM技术，生成各个页岩气藏模型的数值模拟结果，所述数值模拟结果包括模拟日产气量、模拟井底压力和模拟日产液量；
    计算所述数值模拟结果与所述实际参数的第一误差值，并根据所述第一误差值和各个页岩气藏模型的压裂参数，建立代理模型，所述代理模型中包括各个第一误差值与其对应的页岩气藏模型的压裂参数的对应关系；
    基于马尔科夫链蒙特卡洛反演算法，在所述代理模型中的各个页岩气藏模型的压裂参数的取值范围中从小到大或者从大到小进行取值，并根据所述取值生成对应的页岩气数值模型；
    基于所述EDFM技术，生成各个页岩气数值模型的数值模拟结果，并根据计算得到的所述各个页岩气数值模型的数值模拟结果与所述实际参数的第二误差值，确定所述人工裂缝参数的目标取值；
    根据所述目标取值更新所述页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，以逐步缩小页岩气藏模型的压裂参数的取值范围，最后得到最优的人工裂缝参数。
  5. 根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述计算所述数值模拟结果与所述实际参数的第一误差值，包括：
    根据以下历史拟合误差函数计算得到所述第一误差值：
    其中，n是所述预设时间内时间点的数量，m是所述实际参数的数量，xij,model是时间点i的实际参数j的数值模拟结果，xij,history是时间点i对应的实际参数j，i的取值为[1，n]，j的取值为[1，m]，NFj是归一化数值，定义为数值模拟结果与实际参数的最大差值，wij代表数值模拟结果的权重。
  6. 根据权利要求1、2、3或5所述的方法，其特征在于，所述根据所述油嘴更换方式优选模型、所述开井油嘴尺寸优选模型和所述每级油嘴增加/降低幅度优选模型确定所述目标页岩气水平井的油嘴制度，包括：
    在所述油嘴更换方式优选模型、所述开井油嘴尺寸优选模型和所述每级油嘴增加/降低幅度优选模型为条件下，模拟各个油嘴制度在不同情况下对应的日产气量和总产气量EUR值，将所述EUR值和所述日产气量的最大值对应的油嘴制度确定为所述目标页岩气水平井的油嘴制度。
  7. 一种页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定装置，其特征在于，所述装置包括：
    第一处理模块，用于获取目标页岩气水平井的人工裂缝参数、地质参数和压裂工程参数，并将所述地质参数、所述压裂工程参数和所述人工裂缝参数输入到数值模拟器中，建立返排模型；
    第二处理模块，用于获取不同油嘴尺寸对应的生产压差和应力敏感曲线，并根据所述不同油嘴尺寸对应的生产压差确定最大生产压差，并将所述最大生产压差对应的油嘴尺寸确定为所述目标页岩气水平井的最大油嘴尺寸，所述最大生产压差为储层渗透率能够恢复的极限压差；
    建立模块，用于基于所述不同油嘴尺寸对应的生产压差以及应力敏感曲线、所述返排模型以及所述目标页岩气水平井的生产条件，建立油嘴更换方式优选模型、开井油嘴尺寸优选模型和每级油嘴增加/降低幅度优选模型；
    确定模块，用于根据所述油嘴更换方式优选模型、所述开井油嘴尺寸优选模型和所述每级油嘴增加/降低幅度优选模型确定所述目标页岩气水平井的油嘴制度，所述油嘴制度包括油嘴更换方式、开井油嘴尺寸以及每级油嘴增加/降低幅度。
  8. 根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述第二处理模块具体用于：
    获取所述目标页岩气水平井的地层压力，以及不同油嘴尺寸对应的井底流压；
    根据所述地层压力和所述不同油嘴尺寸对应的井底流压计算所述不同油嘴尺寸对应的生产压差；
    获取不同生产压差对应的应力敏感曲线。
  9. 一种电子设备，其特征在于，包括：处理器，以及与所述处理器通信连接的存储器；
    所述存储器存储计算机执行指令；
    所述处理器执行所述存储器存储的计算机执行指令，以实现如权利要求1-6中任一项所述的页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法。
  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处理器执行时用于实现如权利要求1-6任一项所述的页岩气水平井返排阶段的油嘴制度的确定方法。
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