CN108959679A - 一种页岩气井压裂效果的评价方法和评价装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种页岩气井压裂效果的评价方法和评价装置，涉及水力压裂施工技术领域。本发明实施例提供的评价方法和评价装置，首先获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型，然后将压裂后的返排数据代入到该计算模型中，得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积，由于压裂后的返排数据是气井压裂后能获取的第一手资料，气井的返排数据特征是压裂改造效果的间接反映，因此，由上述算法得到的有效裂缝体积能够更准确地评价页岩气井的压裂效果。
Description
技术领域
本发明涉及水力压裂施工技术领域，特别涉及一种页岩气井压裂效果的评价方法和评价装置。
背景技术
压裂改造技术是目前用于页岩气藏开发的主要技术手段。通过现场开发的经验表明，除页岩气藏储层本身的性质外，页岩气井的压裂改造效果是影响页岩气井产能的主要因素。因此，评价页岩气井的压裂改造效果，对于确定页岩气井的产能有着非常重要的作用。
在现有技术中，通常采用微地震监测技术来评价页岩气井的压裂改造效果，即通过采集微震信号，对所采集的微震信号进行处理和解释，获取得到裂缝参数信息，利用裂缝参数信息评价页岩气井压裂改造效果。
发明人发现现有技术中至少存在以下问题：
现有技术中利用微地震监测技术得到裂缝参数信息来评价页岩气井压裂改造效果的技术方法，经过实际验证后，发现利用该评价方法确定页岩气产能与实际的页岩气产能有较大差距，得到的评价结论不够准确。
发明内容
本发明提供一种基于页岩气井压裂后有效裂缝体积计算方法的页岩气井压裂效果的评价方法和评价装置，可解决上述技术问题。
具体而言，包括以下的技术方案：
一方面，提供了一种页岩气井压裂效果的评价方法，包括以下步骤：
获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型；
获取页岩气井压裂后的返排数据；
基于所述有效裂缝体积的计算模型，根据所述页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积；
根据所述页岩气井压裂后的有效裂缝体积，评价页岩气井的压裂效果。
在一种可能的设计中，所述获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型，包括：
基于所述物质平衡理论，建立页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程；
根据所述页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程，得到页岩气井压裂后的所述有效裂缝体积的计算模型。
在一种可能的设计中，所述页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程为：
GpBg+WpBw＝Gfi(Bg-Bgi)+Wfi(Bw-Bwi)+ΔVf；
其中，Gp表示每一时刻t的累积产气量；Bg表示每一时刻t的气体体积系数；Wp表示累积产液量；Bw表示每一时刻t的水体积系数；Gfi表示初始时刻裂缝中气体体积；Bgi表示初始时刻气体体积系数；Wfi表示初始时刻裂缝中水体积；Bwi表示初始时刻水体积系数；△Vf为初始时刻到每一时刻t的裂缝闭合体积。
在一种可能的设计中，所述有效裂缝体积的计算模型为：
其中，Cw表示水压缩系数；Cf表示裂缝压缩系数；pfi表示初始时刻裂缝中压力；pf表示每一时刻t的裂缝中压力；Sgi表示初始时刻气相饱和度；Vfi表示初始时刻裂缝体积。
在一种可能的设计中，所述水压系数Cw的取值范围为：(3.4-5.0)×10-4MPa-1。
在一种可能的设计中，所述裂缝压缩系数Cf的取值范围为：0.001-0.01MPa-1。
在一种可能的设计中，所述获取页岩气井压裂后的返排数据，包括：
获取页岩气井的返排资料；
根据所述页岩气井的返排资料，确定页岩气井压裂后的封闭阶段；
根据所述岩气井压裂后的封闭阶段对应的所述页岩气井的返排资料，获取所述页岩气井压裂后的返排数据。
在一种可能的设计中，所述根据所述页岩气井的返排资料，确定页岩气井压裂后的封闭阶段，包括：
选取所述页岩气井的返排资料中井口套压变化平稳的一时间段的数据资料为预选资料；
根据所述预选资料，利用Beggs-Brill方法计算井底压力pwf及气体在井底条件下的偏差因子Z；利用微积分法计算累计产气量Gp；
在直角坐标系下绘制pwf/Z与累计产气量Gp的关系曲线，若所述关系曲线为直线，则确定所述预选资料对应的时间段为所述页岩气井压裂后的封闭阶段。
在一种可能的设计中，所述基于所述有效裂缝体积的计算模型，根据所述页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积，包括：
基于所述有效裂缝体积的计算模型，根据所述页岩气井压裂后的返排数据，计算y和x的值，其中，所述y为GpBg+WpBw，x为
在平面直角坐标系下绘制y-x的关系曲线；
将所述y-x的关系曲线拟合成一条过原点的直线，将所述直线的斜率作为所述页岩气井压裂后的有效裂缝体积。
另一方面，提供了一种页岩气井压裂效果的评价装置，所述装置包括：
第一获取模块，用于获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型；
第二获取模块，用于获取页岩气井压裂后的返排数据；
计算模块，用于基于所述有效裂缝体积的计算模型，根据所述页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积；
评价模块，用于根据所述页岩气井压裂后的有效裂缝体积，评价页岩气井的压裂效果。
本发明实施例提供的技术方案的有益效果：
本发明实施例提供的评价方法和评价装置，首先获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型，然后将页岩气井压裂后的返排数据代入到该计算模型中，得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积，由于压裂后的返排数据是气井压裂后能获取的第一手资料，气井的返排数据特征是压裂改造效果的间接反映，由此得到的有效裂缝体积能够更准确地评价页岩气井的压裂效果。
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为本发明实施例提供的一种页岩气井压裂效果的评价方法的示意图；
图2为本发明实施例提供的一种页岩气井压裂效果的评价装置的示意图；
图3为本发明实施例中长宁页岩气田H1井早期阶段pwf/Z～Gp关系曲线示意图；
图4为本发明实施例中长宁页岩气田H1井的y-x关系曲线示意图；
图5为本发明实施例中长宁页岩气田H2井的y-x关系曲线示意图；
图6为本发明实施例中长宁页岩气田H3井的y-x关系曲线示意图；
图7为本发明实施例中长宁页岩气田H4井的y-x关系曲线示意图；
图8为本发明实施例中长宁页岩气田H5井的y-x关系曲线示意图；
图9为本发明实施例中长宁页岩气田H6井的y-x关系曲线示意图；
图10为本发明实施例中长宁页岩气田H1-H6井的压裂液注入体积与测试产量的关系曲线示意图；
图11为本发明实施例中长宁页岩气田H1-H6井的有效裂缝体积与测试产量的关系曲线示意图；
图12为本发明实施例中长宁页岩气田H1-H6井的有效裂缝体积与第一年平均产量的关系曲线示意图；
图13为本发明实施例中长宁页岩气田H1-H6井的有效裂缝体积与EUR的关系曲线示意图。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。
一方面，本发明实施例提供一种页岩气井压裂效果的评价方法，如图1所示，包括以下步骤：
步骤101、获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型；
步骤102、获取页岩气井压裂后的返排数据；
步骤103、基于有效裂缝体积的计算模型，根据页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积；
步骤104、根据页岩气井压裂后的有效裂缝体积，评价页岩气井的压裂效果。
本发明实施例提供的评价方法，首先获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型，然后将页岩气井压裂后的返排数据代入到该计算模型中，得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积，由于压裂后的返排数据是气井压裂后能获取的第一手资料，气井的返排数据特征是压裂改造效果的间接反映，由此得到的有效裂缝体积能够更准确地评价页岩气井的压裂效果。
需要说明的是，有效裂缝体积是指气井压裂后，开井返排过程中对流体流动有贡献作用的那部***缝体积，不包括压裂改造过程中处于开启状态但在开井返排时已经闭合的那部***缝体积。此处的“有效裂缝体积的计算模型”可为页岩气井压裂后的有效裂缝体积的计算模型(页岩气井的开发涉及气井压裂和开井返排过程)，另外，返排是指气井由于进行了水力压裂施工后，在产气前需要对储层中的大压裂缝及井筒中的流动水体进行排放的操作。
具体地，对于步骤101，获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型，包括以下步骤：
步骤1011，基于物质平衡理论，建立页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程。
具体地，以页岩气井压裂后产生的裂缝***为研究对象，假设返排初期阶段的流体全部来自于该裂缝***，且裂缝内摩阻可忽略不计。
基于物质平衡理论，在返排的初始时刻，裂缝***被气和水饱和，两相体积之和代表初始状态下的裂缝体积：
Vfi＝GfiBgi+WfiBwi (1)；
式(1)中，Vfi表示初始时刻裂缝体积(地下)，m3；Gfi表示初始时刻裂缝中气体体积(地面)，m3；Bgi表示初始时刻气体体积系数，无量纲；Wfi表示初始时刻裂缝中水体积(地面)，m3；Bwi表示初始时刻水体积系数，无量纲。
当返排至每一时刻t时(早期产气阶段内)，裂缝中剩余气体体积与剩余液体体积之和为每一时刻t的裂缝体积：
Vft＝(Gfi-Gp)Bg+(Wfi-Wp)Bw (2)；
式(2)中，Vft表示每一时刻t的裂缝体积(地下)，m3；Gp表示每一时刻t 的累积产气量(地面)，m3；Bg表示每一时刻t的气体体积系数，无量纲；Wp表示累积产液量(地面)，m3；Bw表示每一时刻t的水体积系数，无量纲。
从初始时刻到每一时刻t，设裂缝闭合体积为△Vf，则有：
(GfiBgi+WfiBwi)-[(Gfi-Gp)Bg+(Wfi-Wp)Bw]＝ΔVf (3)；
由式(3)即可变换得到页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程为：
GpBg+WpBw＝Gfi(Bg-Bgi)+Wfi(Bw-Bwi)+ΔVf (4)。
步骤1012，根据页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程，得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积的计算模型。
具体地，可包括以下步骤：
根据裂缝闭合体积ΔVf＝VfiCf(pfi-pf)(其定义)，可将上述页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程式(4)作如下变换：
GpBg+WpBw＝Gfi(Bg-Bgi)+Wfi(Bw-Bwi)+VfiCf(pfi-pf) (5)；
式(5)中，Cf表示裂缝压缩系数，MPa-1；pfi表示初始时刻裂缝中压力， MPa；pf表示每一时刻t的裂缝中压力，MPa。
再根据水压缩系数(其定义)，考虑到本发明实施例中主要采用返排数据进行计算，时间步长较小(通常为小时)，在每一个时间步长内Bw及Pf变化均不大，因此有：
则有
从而有
Bw-Bwi≈BwiCw(pfi-pf) (6)；
式(6)中，Cw表示水压缩系数，MPa-1。
将公式(6)代入到公式(5)中，可得到：
GpBg+WpBw＝Gfi(Bg-Bgi)+WfiBwiCw(pfi-pf)+VfiCf(pfi-pf) (7)；
又由于
式(8)中，Sgi表示初始时刻气相饱和度，小数。
将公式(8)代入到公式(7)中，则可得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积的计算模型为：
对于步骤102，获取页岩气井压裂后的返排数据，包括以下步骤：
步骤1021、获取页岩气井的返排资料。
收集整理页岩气井的返排资料，该返排资料包括每一时刻t的页岩气井的返排数据，返排数据包括每一时刻t(时间步长)的产气量qg、排液量qw、井口套压ph等数据，返排的初始时刻可为第一个时间步长t的时刻。
步骤1022、根据页岩气井的返排资料，确定页岩气井压裂后的封闭阶段。
针对步骤1022，确定页岩气井压裂后的封闭阶段包括以下步骤：
选取页岩气井的返排资料中井口套压变化平稳的一段数据资料为预选资料；
“井口套压变化平稳的一段数据资料”可以理解为早期数据质量高的阶段的数据资料，之所以选择该阶段的数据资料，是因为该阶段的产量及压力数据变化连续稳定，数据记录准确，且在气井早期生产过程中，产出流体主要来自于裂缝***，页岩基质里的流体基本未参与流动，裂缝***近似为封闭弹性***，可以用封闭弹性***的物质平衡理论进行分析。
根据预选资料，利用Beggs-Brill方法计算井底压力pwf及气体在井底条件下的偏差因子Z；利用微积分法计算累计产气量Gp；
可以理解的是，根据预选资料中每一时刻t的产气量qg、排液量qw、井口套压ph，可利用Beggs-Brill方法计算井底压力pwf及气体在井底条件下的偏差因子 Z。其中，Beggs-Brill方法是用于水平、垂直和任意倾斜气液两相管流计算的常用方法。
在直角坐标系下绘制pwf/Z与累计产气量Gp的关系曲线，若关系曲线为直线，则确定预选资料对应的时间段为页岩气井压裂后的封闭阶段。
由于各种不可抗因素的存在，上述“若关系曲线为直线”可以理解为该关系曲线接近为直线即可，也即是说，当pwf/Z与累计产气量Gp的关系曲线接近为直线时，则可确定预选资料对应的时间段为页岩气井压裂后的封闭阶段。
步骤1023、根据岩气井压裂后的封闭阶段对应的页岩气井的返排资料，获取页岩气井压裂后的返排数据。
基于封闭阶段对应的页岩气井的返排资料，所获取页岩气井压裂后的返排数据包括：每一时刻t的裂缝中的压力变化pfi-pf，每一时刻t的累积产气量Gp，每一时刻t的气体体积系数Bg，每一时刻t的累计产液量Wp，每一时刻t的水体积系数Bw(包括初始时刻水体积系数Bgi)，初始时刻气相饱和度Sgi，水压系数Cw，裂缝压缩系数Cf。
其中，上述数据均可基于每一时刻t的产气量qg、排液量qw、井口套压ph计算，例如，可基于上述数据，利用微积分法计算每一时刻t的累积产气量Gp和每一时刻t的累计产液量Wp，每一时刻t的累积产气量每一时刻t 的累计产液量
同样地，每一时刻t的裂缝中的压力变化pfi-pf＝pwfi-pwf，其中pwfi为初始时刻即t＝1时的pwf值。
每一时刻t的气体体积系数式中t温为气藏温度，℃；p为压力，MPa。Psc为为标准压力，其值为0.101MPa(具体可参考《油藏工程》教材)。
每一时刻t的水体积系数Bw≈(1+Cw(pfi-pf))Bwi(由上述公式(6)可得)；
初始时刻气相饱和度式中，μg表示气体粘度，mPa·s；μw表示水粘度，mPa·s。(具体可参考博士学位论文《裂缝中气液二相流体临界渗流机理与理论研究》)
另外，水的压缩系数定义为水在单位压力变化时的体积变化率；由于水的压缩系数主要与地层温度及压力有关，同区块同一层位地层温度及压力通常变化不大，因此水的压缩系数可基于地层温度及压力，由经验值确定，例如可设置水压系数Cw的取值范围为：(3.4-5.0)×10-4MPa-1。
裂缝压缩系数定义为裂缝在单位压力变化时的体积变化率，裂缝的压缩系数取值方法可以为：对于一个区块,选择1口典型井,利用Meyer软件建立精细压后评价模型，得到有效裂缝体积，然后应用本发明的快速评价模型，设计不同的Cf值进行试算，直到试算的有效裂缝体积与软件模拟值接近，然后把试算结果与软件模拟结果接近的值作为本区块的Cf值大小。其中，也可根据经验，设置裂缝压缩系数Cf的取值范围可以为：0.001-0.01MPa-1。
对于步骤103，基于有效裂缝体积的计算模型，根据页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积，包括以下步骤：
基于有效裂缝体积的计算模型，根据页岩气井压裂后的返排数据，计算y和 x的值，其中，y为GpBg+WpBw，x为
在平面直角坐标系下绘制y-x的关系曲线；
将y-x的关系曲线拟合成一条过原点的直线，将直线的斜率作为页岩气井压裂后的有效裂缝体积。
可以理解的是，“将y-x的关系曲线拟合成一条过原点的直线”具体可以为；是在excel软件中，绘制y-x的散点图，然后添加趋势线，设置趋势线类型为线性，并设置截距为0，显示拟合公式和R平方值。
其中，R表示拟合关系式的相关系数，R2表示coefficient of determination，反映回归直线的拟合程度，取值范围在[0,1]之间，且R2越趋近于1，说明回归方程拟合的越好；R2越趋近于0，说明回归方程拟合的越差。
对于104，根据页岩气井压裂后的有效裂缝体积，评价页岩气井的压裂效果，可以理解的是，页岩气井压裂后的有效裂缝体积与页岩气井的压裂效果具有正相关性，而页岩气井的压裂效果可采用测试产量、第一年平均产量和EUR (estimated ultimatereserves，预测的最大的单井最终可采储量)等参数进行表征。
应用时，在一个页岩气田中，对于多口已投入生产的页岩气井，分别计算得到其有效裂缝体积，并与其实际的测试产量、第一年平均产量和EUR分别建立线性关系，当需要判断该页岩气田中待开发气田井的压裂效果时，只需要计算得到该待开发气田井的有效裂缝体积，结合上述建立的线性关系，即可得到该待开发气田井的测试产量、第一年平均产量和EUR等参数，进而可判断得到该待开发气田井的压裂效果。
另外，相关技术中，还采用各种裂缝模型来模拟压裂施工，以获取裂缝参数对压裂效果进行评价，而采用裂缝模型来模拟压裂施工获取裂缝参数的方法费时费力，且模型的选择对评价结果影响较大。相比较而言，利用本发明的计算模型，能够在页岩气井返排早期即可快速确定出裂缝体积，明确气井压裂后形成的裂缝规模，为后期的精细压后评价和动态分析提供参考。
下面将以长宁页岩气田体积压裂水平井为实例进一步地描述本发明技术方案的实施方式和应用效果。
2)采用Beggs-Brill方法编程计算井底压力pwf及气体在井底条件下的偏差因子Z，见表1第5～6列；
3)在直角坐标系下绘制pwf/Z(见表1第7列)与累产气量Gp(见表1第 11列)的关系曲线，该关系曲线近似为直线(参见附图3)，则确定该研究阶段为页岩气井压裂后的封闭阶段。
4)以裂缝***为研究对象，建立物质平衡方程，并对方程进行推导变换，得到压后有效裂缝体积计算模型，见式(9)；
5)根据岩气井压裂后的封闭阶段对应的页岩气井的返排资料，计算页岩气井压裂后的返排数据，包括每一时刻t裂缝中的压力变化pfi-pf、气体体积系数 Bg、水体积系数Bw、累积产气量Gp、累积排液量Wp、裂缝中初始含气饱和度 Sgi，另外，根据经验去水的压缩系数Cw为0.0004，裂缝***压缩系数Cf为0.005，见表1第8～15列。
其中，Cw与Cf取经验值，Sgi由裂缝中气液两相渗流方程结合初始时刻产气、产液速度计算得到，Gp与Wp由返排数据直接计算，Bg与Bw分别由pwf/Z和Cw进行计算得到，pfi-pf由计算的每一时刻压力计算得到；
6)计算参数y与x的值，见表1第16～17列；
7)以y为纵坐标，x为横坐标，在直角坐标系下绘制y与x关系曲线，以直线拟合曲线得到y与x的关系式，其中直线斜率即是初始时刻裂缝的有效体积，得到H1井压后有效裂缝体积为19260m3(参见附图4)。
(2)应用效果
以与(1)中相同的方法对长宁页岩气田页岩气体积压裂水平井H2、H3、 H4、H5、H6井进行分析，得到各井的F与E关系曲线及拟合关系式，参见附图5-9。
统计H1、H2、H3、H4、H5、H6井的有效裂缝体积、压裂液注入体积、测试产量、第一年平均日产量、EUR等参数，其中，压裂液注入体积、测试产量、第一年平均日产量、EUR可由实际生产数据得到，见表2。
表2压裂液注入体积、有效裂缝体积及测试产量统计
目前，现场多采用压裂液注入体积来初步分析页岩气井的压裂效果，一般认为注入的压裂液体积越大，对储层的改造程度也越高，从而气井的产量也会越高。实际上，页岩气井的改造效果受多方面因素的影响，单用压裂液注入体积评价压裂效果存在很大的不准确性。附图10为分析的6口井的测试产量与压裂液注入体积关系，可以看出二者尽管有一定的正相关性，但是相关性并不高。
另一方面，若采用本发明中的方法评价气井的效果，可直接得到压裂后的有效裂缝体积，而有效裂缝体积是压后效果评价中一个非常重要的参数。从附图10-附图11测试产量与压裂液注入体积、测试产量与有效裂缝体积关系的对比可以看出，测试产量与有效裂缝体积的相关性更好，由此也说明采用有效裂缝体积评价压后效果比采用压裂液注入体积更合理。
此外，从附图12-附图13有效裂缝体积与气井第一年平均日产量、EUR的关系可以看出，有效裂缝体积与气井的开发动态评价指标具有较高的正相关性，由此也进一步说明采用有效裂缝体积评价压后效果是恰当的。
反过来，对于本区其它地质条件相似的页岩气井，在用本发明评价压裂后效果得到有效裂缝体积后，可根据测试产量、第一年平均日产量及EUR与有效裂缝体积的关系式，近似估算新压裂投产井的测试产量、第一年平均日产量及 EUR大小，对气井产能快速做一个初步评价。
另一方面，本发明实施例还提供了一种页岩气井压裂效果的评价装置，如图 2所示，该装置包括：
第一获取模块201，用于获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型；
第二获取模块202，用于获取页岩气井压裂后的返排数据；
计算模块203，用于基于有效裂缝体积的计算模型，根据页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积；
评价模块204，用于根据页岩气井压裂后的有效裂缝体积，评价页岩气井的压裂效果。
可选的，该第一获取模块201，包括：
建立单元，用于基于该物质平衡理论，建立页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程；
第一确定单元，用于根据该页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程，得到页岩气井压裂后的该有效裂缝体积的计算模型。
可选的，该页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程为：
GpBg+WpBw＝Gfi(Bg-Bgi)+Wfi(Bw-Bwi)+ΔVf；
其中，Gp表示每一时刻t的累积产气量；Bg表示每一时刻t的气体体积系数； Wp表示累积产液量；Bw表示每一时刻t的水体积系数；Gfi表示初始时刻裂缝中气体体积；Bgi表示初始时刻气体体积系数；Wfi表示初始时刻裂缝中水体积；Bwi表示初始时刻水体积系数；△Vf为初始时刻到每一时刻t的裂缝闭合体积。
可选的，该有效裂缝体积的计算模型为：
其中，Cw表示水压缩系数；Cf表示裂缝压缩系数；pfi表示初始时刻裂缝中压力；pf表示每一时刻t的裂缝中压力；Sgi表示初始时刻气相饱和度；Vfi表示初始时刻裂缝体积。
可选的，该水压系数Cw的取值范围为：(3.4-5.0)×10-4MPa-1。
可选的，该裂缝压缩系数Cf的取值范围为：0.001-0.01MPa-1。
可选的，该第二获取模块202，包括：
第一获取单元，用于获取页岩气井的返排资料；
第二确定单元，用于根据该页岩气井的返排资料，确定页岩气井压裂后的封闭阶段；
第二获取单元，用于根据该岩气井压裂后的封闭阶段对应的该页岩气井的返排资料，获取该页岩气井压裂后的返排数据。
可选的，该第二确定单元，还用于选取该页岩气井的返排资料中井口套压变化平稳的一时间段的数据资料为预选资料；根据该预选资料，利用Beggs-Brill装置计算每一时刻t的井底压力pwf及气体在井底条件下的偏差因子Z；利用微积分法计算累计产气量Gp；在直角坐标系下绘制pwf/Z与累计产气量Gp的关系曲线，若该关系曲线为直线，则确定该预选资料对应的时间段为该页岩气井压裂后的封闭阶段。
可选的，该计算模块203，包括：
计算单元，用于基于该有效裂缝体积的计算模型，根据该页岩气井压裂后的返排数据，计算y和x的值，其中，该y为GpBg+WpBw，该x为
绘制单元，用于在平面直角坐标系下绘制y-x的关系曲线；
第三确定单元，用于将该y-x的关系曲线拟合成一条过原点的直线，将该直线的斜率作为该页岩气井压裂后的有效裂缝体积。
本发明实施例中提供的评价装置，首先获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型，然后将页岩气井压裂后的返排数据代入到该计算模型中，得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积，由于压裂后的返排数据是气井压裂后能获取的第一手资料，气井的返排数据特征是压裂改造效果的间接反映，由此得到的有效裂缝体积能够更准确地评价页岩气井的压裂效果。
需要说明的是：上述实施例提供的页岩气井压裂效果的评价装置在评价压裂效果时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将装置的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。另外，上述实施例提供的页岩气井压裂效果的评价装置与页岩气井压裂效果的评价方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成，也可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种页岩气井压裂效果的评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型；
获取页岩气井压裂后的返排数据；
基于所述有效裂缝体积的计算模型，根据所述页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积；
根据所述页岩气井压裂后的有效裂缝体积，评价页岩气井的压裂效果。
2.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型，包括：
基于所述物质平衡理论，建立页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程；
根据所述页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程，得到页岩气井压裂后的所述有效裂缝体积的计算模型。
3.根据权利要求2所述的评价方法，其特征在于，所述页岩气井压裂后裂缝体积的物质平衡方程为：
GpBg+WpBw＝Gfi(Bg-Bgi)+Wfi(Bw-Bwi)+ΔVf；
其中，Gp表示每一时刻t的累积产气量；Bg表示每一时刻t的气体体积系数；Wp表示累积产液量；Bw表示每一时刻t的水体积系数；Gfi表示初始时刻裂缝中气体体积；Bgi表示初始时刻气体体积系数；Wfi表示初始时刻裂缝中水体积；Bwi表示初始时刻水体积系数；△Vf为初始时刻到每一时刻t的裂缝闭合体积。
4.根据权利要求3所述的评价方法，其特征在于，所述有效裂缝体积的计算模型为：
其中，Cw表示水压缩系数；Cf表示裂缝压缩系数；pfi表示初始时刻裂缝中压力；pf表示每一时刻t的裂缝中压力；Sgi表示初始时刻气相饱和度；Vfi表示初始时刻裂缝体积。
5.根据权利要求4所述的评价方法，其特征在于，所述水压系数Cw的取值范围为：(3.4-5.0)×10-4MPa-1。
6.根据权利要求4所述的评价方法，其特征在于，所述裂缝压缩系数Cf的取值范围为：0.001-0.01MPa-1。
7.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述获取页岩气井压裂后的返排数据，包括：
获取页岩气井的返排资料；
根据所述页岩气井的返排资料，确定页岩气井压裂后的封闭阶段；
根据所述岩气井压裂后的封闭阶段对应的所述页岩气井的返排资料，获取所述页岩气井压裂后的返排数据。
8.根据权利要求7所述的评价方法，其特征在于，所述根据所述页岩气井的返排资料，确定页岩气井压裂后的封闭阶段，包括：
选取所述页岩气井的返排资料中井口套压变化平稳的一时间段的数据资料为预选资料；
根据所述预选资料，利用Beggs-Brill方法计算每一时刻t的井底压力pwf及气体在井底条件下的偏差因子Z；利用微积分法计算累计产气量Gp；
在直角坐标系下绘制pwf/Z与累计产气量Gp的关系曲线，若所述关系曲线为直线，则确定所述预选资料对应的时间段为所述页岩气井压裂后的封闭阶段。
9.根据权利要求4所述的评价方法，其特征在于，所述基于所述有效裂缝体积的计算模型，根据所述页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积，包括：
基于所述有效裂缝体积的计算模型，根据所述页岩气井压裂后的返排数据，计算y和x的值，其中，所述y为GpBg+WpBw，所述x为
在平面直角坐标系下绘制y-x的关系曲线；
将所述y-x的关系曲线拟合成一条过原点的直线，将所述直线的斜率作为所述页岩气井压裂后的有效裂缝体积。
10.一种页岩气井压裂效果的评价装置，其特征在于，所述装置包括：
第一获取模块，用于获取基于物质平衡理论建立的有效裂缝体积的计算模型；
第二获取模块，用于获取页岩气井压裂后的返排数据；
计算模块，用于基于所述有效裂缝体积的计算模型，根据所述页岩气井压裂后的返排数据，计算得到页岩气井压裂后的有效裂缝体积；
评价模块，用于根据所述页岩气井压裂后的有效裂缝体积，评价页岩气井的压裂效果。
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