CN114048695B - 一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法，步骤如下：首先建立树形分形裂缝网络气水两相流动数学模型；基于页岩气压裂液返排特征，考虑页岩气逆向渗吸置换作用、缝网增压效应、裂缝闭合效应、基质气侵入作用的影响，推导出页岩裂缝***流动物质平衡方程；基于吸附解吸效应结合窜流方程，建立页岩基质***流动物质平衡方程；最终建立了页岩气压裂液返排模型，基于页岩气井缝网压裂后的返排生产数据，结合高效的遗传算法，建立适合页岩气有效缝网体积反演的遗传算法。本发明通过页岩气压裂液返排数据，形成页岩气压裂压后缝网体积评价方法，丰富发展了页岩气压后评价技术体系。

Description

一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法

技术领域

本发明涉及非常规油气增产改造技术领域，尤其是一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法。

背景技术

近年来，随着常规油气资源消耗加剧，油气藏的开发难度逐渐增大，页岩气等非常规油气资源占据了油气生产主力地位，其开发规模不断扩大。由于页岩储层物性差，渗透率低，需采用水平井缝网压裂技术在高压下泵入伴随支撑剂和添加剂的压裂液进入致密页岩储层，创造裂缝增加渗流通道，从而能实现商业开发。

压裂改造效果是否充分由有效缝网体积决定，目前页岩气井的压后评价方法多以微地震监测、SRV动态数值模拟为主。目前矿场上通常采用微地震监测对裂缝网络进行评价，但该方法成本较高。而SRV动态数值模拟方法中，大量模型通过多场耦合裂缝延伸实现。而且这些评价方法可能会过高估计页岩气的有效缝网体积(ESRV)，有可能出现微地震监测和数值模拟计算的缝网改造体积(SRV)足够大，而现场测试产量却与之不匹配的情况。究其原因，主要是因为微地震监测技术和数值模拟技术无法有效评价裂缝间的连通程度，过多估计了没有参与产量贡献的孤立裂缝，而实际上缝网压裂形成的有效缝网体积远小于其估计值。页岩气有效裂缝网络是压裂液返排和页岩气生产的主要渗流通道，决定了压裂液返排率的高低、页岩气井产气能力的大小以及技术可采储量的大小。其作为压裂液和页岩气的流动通道，意味着页岩气井的返排生产数据中必然携带了页岩气有效裂缝网络特征信息，对返排生产数据的准确解释，必然可以获得有效缝网体积等储层重要特征参数。过去页岩气压裂液返排数据多被忽略，近十年来，一些学者开始关注和尝试解释压裂液返排和生产数据中包含的评价缝网压裂效果的页岩气有效缝网体积等缝网特征信息，由于页岩气特殊的两相渗流特征，目前基于压后返排的压裂效果评价尚处于起步阶段。现有的返排模型没有考虑压裂液逆向渗吸置换作用、缝网增压效应、中途关井的影响以及错误估计初始裂缝压力等问题，不能对页岩气井的压后效果和生产进行准确评价和预测。鉴于此，需要提出一种基于压裂液返排的页岩气有效缝网体积反演方法，实现对页岩气井压裂效果的快速评价和对页岩气生产进行准确的预测。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术方法不能准确预测页岩气井压裂缝网有效体积的问题，提供一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法。

本发明提供的基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法，主要步骤如下：

S1：为表征页岩气压裂过程中裂缝分叉特征，应用分形理论，建立反映地下复杂裂缝网络特征的树形分形裂缝网络气水两相流动方程。

S2：考虑页岩气逆向渗吸置换作用、缝网增压效应、裂缝闭合效应以及基质气侵入作用的影响，建立页岩裂缝***流动物质平衡方程。

S3：考虑基质气的吸附解吸效应，结合窜流方程，建立页岩基质***流动物质平衡方程。

S4：将页岩气树形分形两相流模型与裂缝***流动物质平衡模型和基质***流动物质平衡模型相结合，形成页岩气压裂液返排生产模型，并通过二分法对该返排模型进行求解，获得不同时刻井底压力条件下的缝网平均压力和基质***平均压力以及压裂液返排量和页岩气产量。

S5：应用建立的页岩气压裂液返排生产模型，基于页岩气井缝网压裂后的返排生产数据，结合高效的遗传算法，建立适合页岩气有效缝网体积反演的遗传算法工作流。

下面对各步骤进行详细说明：

所述步骤S1中，所述树形分形裂缝流动方程模型为：

由于储层具有对称性，只取单簇缝网的1/2储层进行研究。根据Hagen-Poiseuille方程，树形裂缝第k级水平的长方形裂缝流量为：

式中，ΔP_k为第k级水平裂缝压差；μ为流体粘度；l_k、W_fk和h_fk分别是第k级分支裂缝的长、宽和高。

第k级水平的裂缝长度、宽度和高度满足下式：

式中，l₀、W_f0和h_f0分别是树形分形裂缝的初始长、宽和高；R_L、R_W和R_h分别是裂缝长度、宽度和高度比。

由公式(1)可知在单裂缝中流体流动的粘性阻力为

根据流体压降并联和串联原理，计算网络的总的粘性阻力，则树形分形裂缝网络的总流动阻力可以表示为：

其中

N_k＝n^k (6)

式中，n为分形裂缝的分支数，本发明取n＝2；m为裂缝级数，k是第k级裂缝网络。

则单相流树形分形裂缝网络的流量为：

式中，ΔP是树形分形裂缝网络的总压差，ΔP＝P_f-P_wf。

随着返排液采出，裂缝压力下降，裂缝会在闭合应力下压缩，此时假设其高度和长度保持不变，假设第k级某条宽度为W_fk的裂缝压缩后的宽度为W_fkc，则体积变化满足：

V_fk-V_fkc＝C_fV_fkΔP_f (8)

式中：C_f为裂缝压缩系数；V_fk第k级单条裂缝原始裂缝压力下体积；V_fkc第k级单条裂缝目前裂缝压力下体积；ΔP_f为裂缝***压力降，ΔP_f＝P_fi-P_f。

其中

V_fk＝W_fkh_fkl_k (9)

V_fkc＝W_fkch_fkl_k (10)

式中：W_fkc为第k级单条裂缝目前裂缝压力下宽度。

将公式(9)和公式(10)代入公式(8)整理后得到

W_fkc＝(1-C_fΔP_f)W_fk (11)

考虑裂缝闭合效应，则1/2单簇缝网单相流树形分形裂缝网络的流量为

其中

W_f0c＝(1-C_fΔP_f)W_f0 (13)

对于油气两相流，在单相流树形裂缝网络流量模型中考虑相对渗透率，得到1/2单簇树形裂缝网络气/水两相流流量计算公式：

其中，P_f为缝网平均压力，随着流体采出而变化，P_f通过步骤S2建立的页岩裂缝***流动物质平衡方程和步骤S3建立的页岩基质***流动物质平衡方程所建立的方程组求解，P_wf为水平井筒井底流压，B_i为流体体积系数，i为气、水；K_ri(S_w)是树形裂缝网络中气\水相对渗透率，采用直线相对渗透率模型

K_rw＝S_w (15)

K_rg＝1-S_w (16)

其中，S_w为裂缝中含水饱和度。

则，气、水产量叠加分别为

其中：N_f为水平井分段压裂的总簇数，其满足下列关系

N_f＝n_f·n_CL (19)

式中：n_f为压裂段数；n_CL为每段簇数。

步骤S2中，所述页岩裂缝***物质平衡方程为：

所述树形分形裂缝网络体积为：

V_fi作为初步评价页岩气缝网压裂效果的重要参数。

其中

V₀＝W_f0h_f0l₀ (21)

树形分形裂缝网络等效裂缝半长为：

式中：θ为树形裂缝分叉角度。

定义页岩逆向渗吸指数I_imb描述储层的逆向渗吸程度，为裂缝网络中的自由气与裂缝体积的比值，0≤I_imb≤1。所述原始条件包括：

S_gi＝I_imb (23)

S_gi是裂缝网络中初始含气饱和度。

裂缝中自由气地下体积为：

V_gfi＝I_imbV_fi (24)

则裂缝中水体积为：

V_wi＝(1-I_imb)V_fi (25)

初始条件下裂缝含水饱和度为：

所述返排过程中，当裂缝中返排出一定压裂液量(W_p)之后，裂缝***的压力从原始裂缝压力P_fi下降到目前的裂缝压力P_f，裂缝压降为ΔP_f＝P_fi-P_f。裂缝体积的减小、自由气体积的膨胀和基质气进入裂缝，都将减小压裂液的容积。

(1)裂缝体积的减小量：

ΔV_f＝V_fiC_fΔP_f (27)

(2)气增量

气增量为裂缝自由气的膨胀量与基质气的侵入之和，再减去产出的自由气。

1)裂缝网络中自由气的膨胀量为：

式中，B_gf、B_gfi是分别是目前裂缝压力和原始裂缝压力下的自由气体积系数，m³/m³。

2)基质页岩气的侵入量V_mf

考虑到基质孔隙的压缩性和页岩基质吸附气的解吸效应，得到基质页岩气气窜流进入树形分形裂缝网络的侵入量地面体积为：

式中，V_b为ESRV体积，后面有具体计算公式；φ_m是页岩气储层基质孔隙度，B_gm、B_gmi分别是目前基质压力和原始基质压力条件下的基质气体积系数，m³/m³；C_m是页岩基质的岩石压缩系数，1/MPa；V_Ei、V_E是原始基质压力和目前基质压力条件下的单位页岩吸附气体积，m³/m³。

其中：

ΔP_m＝P_mi-P_m (30)

乘以目前裂缝压力下气体体积系数，于是得到基质页岩气的侵入量地下体积为：

V_mf＝G_mfB_gf (33)

3)产出的自由气(地下体积)为：

ΔV_gp＝G_pB_gf (34)

联立公式(28)、公式(33)和公式(34)得到裂缝的存气量计算公式：

ΔV_g＝ΔV_gf+V_mf-ΔV_gp (35)

(3)裂缝压裂液剩余体积

裂缝孔隙体积的减小、裂缝中压裂液的膨胀量和裂缝存气量都将减小裂缝中压裂液的容积。因此，当裂缝原始压力P_fi减小到P_f时的裂缝压裂液容积为：

V_w＝V_wi-ΔV_f-ΔV_g (36)

将公式(27)和公式(35)带入公式(36)得到：

把剩余压裂液体积换为地面条件，为

裂缝压裂液物质平衡方程基本形式为：

将剩余压裂液体积W_res带入上式得到：

整理得到：

气体压缩系数和水压缩系数分别为：

进一步整理后得到：

W_pB_wf+G_pB_gf＝V_fiΔP[(1-I_imb)C_wf+C_f+I_imbC_g]+G_mfB_gf (43)

从上式可以看出，返排压裂液和生产页岩气主要驱动力由压裂液膨胀、裂缝压缩、自由气膨胀以及页岩基质页岩气窜流供给组成。

将方程(43)左边采出项移到方程右边得到关于第k+1时间步裂缝压力和基质压力的函数h为：

其中：

目前地层条件下裂缝含水饱和度：

简化得到：

将函数(44)等于0，可以得到k+1时刻关于缝网平均压力和基质***平均压力的方程为：

上述方程有两个未知数P_f ^k+1和P_m ^k+1，要求解该方程我们还需建立页岩基质***物质平衡方程。

步骤S3中，页岩基质***物质平衡方程建立包括：

当缝网平均压力P_f低于基质气突破压力P_BT后，基质和裂缝之间会发生窜流，基质气突破压力P_BT与页岩基质的孔隙度渗透率等有关，窜流方程为：

式中：α_mf为基质到裂缝的窜流因子，m^-2；q_m为单位基质孔隙体积基质到微裂缝的窜流供气流量，s^-1。

若P_BT≤P_f ^k，则k时刻到k+1时刻基质到裂缝***的窜流量扩散量为0：

ΔG_mf＝0 (50)

若P_BT>P_f ^k，则基质页岩气会向裂缝网络***中窜流，k时刻到k+1时刻基质到裂缝***的窜流量扩散量为：

其中V_b为ESRV体积，可以通过下式计算：

V_b＝N_fw_fx_fh_f0-V_{b_overlap} (52)

上式中，x_f表征有效缝网体积的纵向扩展程度，w_f表征有效缝网体积的横向扩展程度。ESRV是目前页岩气缝网压裂矿场上常用于定量评价效果的重要参数(任岚等2017，林然2018)。

其中

式中，V_{b_overlap}是ESRV重叠区体积。

k时刻到k+1时刻基质到裂缝***的窜流量扩散量还可以表示为：

其中：

式中，V_L为兰格缪尔体积,sm³/m³；P_L为兰格缪尔压力,MPa。

将公式(56)和公式(57)代入公式(55)有：

合并公式(51)和公式(59)整理得到第k+1时间步裂缝压力和基质压力的函数g为：

将函数(60)等于0，可以得到k+1时刻关于缝网平均压力和基质***平均压力的方程：

上述方程有两个未知数P_f ^k+1和P_m ^k+1，联立求解方程(48)和方程(61)可以得到k+1时刻的缝网平均压力P_f ^k+1和基质压力P_m ^k+1，k时刻的缝网平均压力P_f ^k和基质***平均压力P_m ^k是已知值。

步骤S4，通过二分法对树形分形裂缝返排模型进行求解，具体流程如下。

(1)已知树形裂缝网络结构参数，包括l₀,W_f0,h_f0,R_L,R_w,R_h,θ,m,n,C_f和原始地层条件(p_f(k＝1)＝p_fi，p_m(k＝1)＝p_mi)和给定p_wf条件下，利用公式(14)计算Q_W(k)和Q_g(k)，k＝1,2,…,Num；

(2)求解第k步的累积量，返排量W_p＝sum(Q_w(k))，Gp＝sum(Q_g(k))；

(3)如果p_f(k)>＝p_BT，则无基质气向裂缝中窜流，G_mf＝0，则p_m(k+1)＝p_m(k)，再利用二分法，给定裂缝压力p_f(k+1)范围[1，p_fi]，结合裂缝物质平衡方程(44)计算裂缝压力p_f(k+1)；而p_f(k)<p_BT,页岩中基质气向裂缝中窜流，利用二分法，给定裂缝压力p_f(k+1)范围[1，p_fi]，在已知p_f(k+1)条件下，利用二分法，给定基质压力p_m(k+1)范围[1，p_mi]，结合基质物质平衡公式(60)计算基质压力p_m(k+1)，之后在利用公式(29)计算G_mf，再带入方程(44)，在利用二分法求解p_f(k+1)。

(4)将p_f(k+1)，p_m(k+1)赋值给p_f(k)，p_m(k)，重复步骤(1)(2)(3)直到k＝Num。

作为优选，步骤S5中，基于预测值与观测值之间决定系数最大化的思想构建适应性函数，具体函数如下：

其中：

决策变量为：

其中：

目标函数为：

其中x的范围为：

LB_i≤x_i≤UB_i (i＝1,2,···,12) (68)

约束条件为：

V_fi≤TIV (69)

其中：

步骤S5中，采用遗传算法工作流反演缝网压裂页岩气井有效缝网体积，其具体过程为如图3所示。反演模型计算过程如下：

(1)遗传算法反演工作流开始，遗传参数如表1所示，树形裂缝网络参数界如表2所示，输入页岩气井的返排数据、压裂作业参数、初始储层参数等页岩气井的基本参数。(2)以Beggs-Brill模型计算井底流动压力。(3)生成拟合参数x_i的初始种群指数。(4)通过二分法计算Q_w和Q_g。(5)计算适应度值。(6)判断是否匹配所有对象或达到停止标准。如果是，则存储拟合参数，通过式(53)计算页岩气有效缝网体积，并结束。如果否，则选择复制，交叉和变异以创造新的群体，并重复步骤(4)。

表1遗传参数表

表2树形裂缝网络参数界值

与现有技术相比，本发明的有益之处在于：

本发明的方法用于实现对页岩气井压裂缝网有效体积的准确预测。该方法建立了页岩树形分形裂缝网络气水两相流动数学模型，推导了页岩基质-裂缝网络流动物质平衡方程，设计了基于压裂液返排数据反演页岩气有效缝网体积的多目标拟合遗传算法工作流。该模型计算结果与实际情况吻合，本发明有利于页岩气压裂液返排数据的利用，丰富了页岩气藏缝网压裂压后效果评价方法。

本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。

附图说明

图1为1/2单簇缝网的树形分形裂缝网络。

图2为页岩气压裂液返排EGP和LGP阶段特征示意图。

图3为本发明建立的遗传算法返排生产数据反演流程图。

图4为本发明具体实施中处理的川南某页岩气井H2的返排生产数据图。

图5为本发明对川南某页岩气井H2的水、气产量的拟合示意图。

图6为本发明对页岩气井H2的井底流压、裂缝网络压力、页岩基质压力以及井口油嘴尺寸变化的计算示意。

图7为基于Harmonic递减模型的初始有效裂缝体积评价。

图8为Alkouh模型的初始有效裂缝体积评价。

图9为本发明模型与不同模型初始有效裂缝体积评价的比较示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

本发明提供的基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法，步骤S1、步骤S2和步骤S3中，包括以下假设条件：①应用分形理论，将1/2单簇有效裂缝网络等效为图1所示的树形分形裂缝网络，而且假设裂缝形状是长方形，裂缝是垂直裂缝。②考虑逆向渗吸效应和激活的天然裂缝中原始自由气的重新分布，用逆向渗吸指数(I_imb)表示两者的综合效应，有效缝网体积在初始情况下饱和压裂液(水相)和天然气(气相)。③考虑缝网增压效应，开井返排初始阶段缝网平均压力(P_f)大于等于基质平均压力(P_m)，在P_f>P_m期间(属于早期气返排阶段，EGP阶段)，在EGP阶段，由于缝网增压效应，忽略基质气流入有效缝网体积中，有效裂缝网络***近似为一个均匀的封闭的容器***，在阶段1(EGP阶段)气水流动的驱动机理包括三个方面：1)缝网增压效应；2)裂缝闭合效应；3)流体(气和水)的膨胀；在P_f<P_m期间(属于晚期气生产阶段，LGP阶段)，基质气突破进入有效裂缝体积中，如图2所示。④忽略有效裂缝网络***中的毛管压力，忽略重力影响。⑤因为页岩基质的超高束缚水饱和度和毛管力而忽略基质中的水流动，可以流动的水只存在有效裂缝网络***中，由于页岩基质的超低渗透率，基质仅考虑为气源，基质***与有效裂缝网络***之间通过窜流方程进行物质交换，水和气只通过裂缝渗流进入井筒。⑥有效裂缝网络***是具有弹性的多孔介质，而且假设其压缩性远大于页岩基质，树形分形裂缝渗透率和有效裂缝体积是依赖于压力的变量。⑦重力分离的相对渗透率曲线适用于表征有效缝网体积中的气水流动。⑧考虑基质气的吸附解吸效应，假设其满足兰格缪尔等温吸附方程。

本发明提供的基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法，实际应用中，操作步骤如下：

(1)收集和整理页岩气井压后页岩气井基本数据，包括高频返排生产数据(每小时压裂液返排量、页岩气产量、油压或套压)，井身结构数据，井筒数据，地层温度，地层压力，储层厚度，储层孔渗饱数据，页岩气等温吸附实验数据，压裂工程设计数据(总注入液体体积、压裂段数、段内簇数、水平段长度等)等。

(2)利用Beggs-Brill模型计算页岩储层中部井底流压P_wf，作为步骤S1建立的树形分形裂缝两相流动方程式(14)中井底流压P_wf的输入值，结合遗传算法预估搜索的缝网结构参数以及其他模型参数(参数搜索范围见表2)，计算1/2单簇缝网的页岩气产量和压裂液返排量，再利用产量叠加公式(17)和(18)计算原始缝网压力和原始地层压力下的模型页岩气产量和压裂液返排量。

(3)获得第一小时的累产气量和累产水量之后，利用步骤S4建立的页岩气压裂液返排生产模型二分法求解步骤，结合步骤S2和步骤S3分别建立的裂缝***物质平衡方程和基质***物质平衡方程，求解每个时步的缝网平均压力和基质***平均压力以及页岩气产量和压裂液返排量。

(4)利用步骤S5中建立的遗传算法适应性函数式(63)计算不同缝网结构参数以及其他模型参数条件下的适应度值，判断其是否达到停止条件，如果否，则进入遗传算法产生新的缝网结构参数以及其他模型参数种群流程，主要包括基因选择和复制以及基因交叉和变异，如果是，则储存最优的缝网结构参数以及其他模型参数，进而计算页岩气有效缝网体积(式53)等重要压后评价参数以及进行该页岩气井的生产预测。

在一个具体的实施例中，对川南某页岩气井H2的返排生产数据(图4)进行了现场应用，该井的基本参数统计见表3。

表3页岩气井H2基本参数统计表

参数	单位	值	参数	单位	值
						P<sub>mi</sub>	10<sup>6</sup>Pa	58.79	T<sub>i</sub>	K	367.8
TIV	m<sup>3</sup>	51062.1	d<sub>casing</sub>	m	0.1143
						L<sub>w</sub>	m	1500	h<sub>f0</sub>	m	43
C<sub>m</sub>	10<sup>-9</sup>Pa<sup>-1</sup>	0.3	C<sub>w</sub>	10<sup>-9</sup>Pa<sup>-1</sup>	0.46
						μ<sub>w</sub>	10<sup>-3</sup>Pa·s	0.28	μ<sub>g</sub>	10<sup>-3</sup>Pa·s	0.042
T<sub>pc</sub>	K	190	P<sub>pc</sub>	10<sup>6</sup>Pa	4.61
						P<sub>L</sub>	10<sup>6</sup>Pa	2.98	V<sub>L</sub>	sm<sup>3</sup>/m<sup>3</sup>	0.29
n<sub>f</sub>	dless	28	n<sub>CL</sub>	dless	3
						φ<sub>m</sub>	dless	0.054	K<sub>m</sub>	10<sup>-9</sup>μm<sup>2</sup>	380
B<sub>w</sub>	dless	1.05	n	dless	2

根据本发明，利用表3数据，对H2井返排生产数据进行了页岩气有效缝网体积反演。H2的水气瞬态历史拟合见图5。其中R²(Q_w)＝0.883，R²(Q_g)＝0.927，IA(Q_w)＝0.969，IA(Q_g)＝0.982，K(Q_w)＝1.03，K(Q_g)＝0.95，根据统计学的推荐，R²>0.64,0.85<K<1.15，或者IA>0.80评估较好，表明H2井的裂缝特征反演可靠。Q_w和Q_g的预测值与实测值的均方根误差RMSE分别是1.54m³/h和0.14×10⁴m⁴/h。返排过程中井底流动压力、裂缝网络压力、页岩基质压力以及井口油嘴尺寸变化见图6。可见开井之后，裂缝网络压力降低幅度比页岩基质压力大，第一次关井之后，由于裂缝网络***与基质***之间存在压力差，基质中页岩气窜流进入裂缝网络中，裂缝网络压力逐渐回升到与基质压力相等，第二次开井之后裂缝网络压力又开始降低直到第二次关井，裂缝压力又逐渐回升，由于第二次关井时间短，所以裂缝网络压力没有回升到与基质压力相等。从图5可以明显看出，该井的早期部分返排水数据拟合效果不理想，可能这口井的早期返排数据不精确且不具代表性，因为油嘴尺寸在第一次和第二次关井前分别改变了4次和9次，见图6。

通过遗传算法工作流反演得到的H2的裂缝特征见表4，包括树形分形裂缝网络结构参数，裂缝***原始压力，基质突破压力，裂缝压缩系数，逆向渗吸指数，有效缝网体积(ESRV)，等效主裂缝半长以及有效裂缝体积(表5)等参数。

表4H2的裂缝特征

参数	单位	值	参数	单位	值
						l<sub>0</sub>	m	50.9	W<sub>f0</sub>	m	0.0154
m	dless	24	R<sub>L</sub>	dless	0.618
						R<sub>W</sub>	dless	0.614	R<sub>h</sub>	dless	0.616
θ	rad	1.07	P<sub>BT</sub>	10<sup>6</sup>Pa	58.79
						P<sub>fi</sub>	10<sup>6</sup>Pa	58.81	α<sub>mf</sub>	m<sup>-2</sup>	575
C<sub>f</sub>	10<sup>-9</sup>Pa<sup>-1</sup>	179	I<sub>imb</sub>	dless	0
						ESRV	10<sup>4</sup>m<sup>3</sup>	1172	x<sub>f</sub>	m	90.85

表5H2的有效裂缝体积

模型	单位	值
			HD	m<sup>3</sup>	21192
Alkouh	m<sup>3</sup>	15895
			本发明	m<sup>3</sup>	10643

由图7知，H2井应用HD模型预估时，前期水流量数据偏高，所以导致有效裂缝体积较高。Abbasi(Alkouh et al.,2014)观察到返排过程中流量标准化压力和物质平衡时间的线性关系，可以得到有效裂缝网络体积(表5)。但Abbasi模型在计算总压缩系数时，忽略了裂缝压缩系数，因此，也会导致有效裂缝体积偏高。本发明提出的方法考虑了气水两相流，裂缝压缩性，计算结果与HD模型和Abbasi模型的结果属于同一数量级，且比两个模型的计算的结果要小，这说明本发明提出的基于返排的页岩气有效缝网体积反演模型是合理的，且适用性更强。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (2)

1.一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：建立反映地下复杂裂缝网络特征的树形分形裂缝网络气水两相流动方程；

S2：考虑页岩气逆向渗吸置换作用、缝网增压效应、裂缝闭合效应以及基质气侵入作用的影响，建立页岩裂缝***流动物质平衡方程；

S3：考虑基质气的吸附解吸效应，结合窜流方程，建立页岩基质***流动物质平衡方程；

S4：将步骤S1的树形分形裂缝网络气水两相流动方程模型、步骤S2的页岩裂缝***流动物质平衡方程模型及步骤S3的页岩基质***流动物质平衡方程模型相结合，形成页岩气压裂液返排生产模型，并通过二分法对该返排模型进行求解，获得不同时刻井底压力条件下的缝网平均压力和基质***平均压力以及压裂液返排量和页岩气产量；

S5：应用建立的页岩气压裂液返排生产模型，基于页岩气井缝网压裂后的返排生产数据，结合高效的遗传算法，建立适合页岩气有效缝网体积反演的遗传算法工作流。

2.如权利要求1所述的基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法，其特征在于，步骤S1中，1/2单簇树形裂缝网络气/水两相流流量计算公式如下：

其中，l₀、W_f0和h_f0分别是树形分形裂缝的初始长、宽和高；R_L、R_W和R_h分别是裂缝长度、宽度和高度比；n为分形裂缝的分支数，m为裂缝级数，P_f为缝网平均压力，P_wf为水平井筒井底流压；μ_i为流体粘度，i为气或水；B_i为流体体积系数，K_ri(S_w)是树形裂缝网络中气\水相对渗透率，采用直线相对渗透率模型：

K_rw＝S_w (15)

K_rg＝1-S_w (16)

其中，S_w为裂缝中含水饱和度；

则，气、水产量叠加分别为

其中：N_f为水平井分段压裂的总簇数，其满足下列关系

N_f＝n_f·n_CL (19)

式中：n_f为压裂段数；n_CL为每段簇数。

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