一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法

1.本发明涉及页岩气压裂技术领域，具体涉及一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法。


背景技术：

2.随着世界经济的快速发展，人类社会对天然气的需求量也与日俱增。页岩气以其丰富的储量及巨大的开发潜力成为非常规能源中的重要组成部分并在能源供给中发挥着越来越重要的作用。而页岩储层岩石极低的孔隙度和渗透率大大阻碍了页岩气的开发进程。为了获得可观的天然气产量，多级压裂水平井(mfhw)技术广泛地被运用到页岩气藏开发中。因此，准确预测页岩气压裂水平井井的产量是至关重要的。为准确预测页岩气mfhw产量，不仅要准确描述在页岩基质和水力压裂形成的缝网中的天然气通过多尺度孔隙间的流动规律，还需清晰认识页岩储层特征和裂缝的分布特点。
3.由于页岩的孔隙范围与类型较为广泛，因此描述页岩的孔隙特征比较困难。通常将页岩孔隙分为微孔隙和微裂缝两类。前者存在于页岩基质中并通过吸附作用成为存储气体的容器，气体在其中的扩散流动主要依靠浓度差来推动。后者主要存储压缩后的气体，依靠压差来推动气体运输。在双重介质的储层中，将裂缝视为运移天然气的重要通道。且通常将天然气在微裂缝中的流动看作达西流。除了复杂的孔隙结构外，页岩储层还包括压裂形成的水力裂缝。该结构也成为生产过程中天然气运输的主要通道。因此，想要准确预测页岩气产量，必须将多重运移机理考虑到模型中。学者们研究压裂水平井的渗流特征及产量动态，但是忽略了解吸和扩散过程。因此，一个考虑了气体扩散流的双重介质模型建立起来了。但该模型却忽略了页岩气的解吸作用对产量的影响。此后，大量的学者证明了可以用langmuir等温吸附方程来准确描述页岩气的解吸过程。众多学者在建模过程中开始综合考虑页岩气多样的运移过程。
4.除了页岩气的运移机制复杂外，其地质条件复杂和物性差异大也给准确模拟带来了较大的困难。在实际地层中，水力裂缝延伸时会同时开启并沟通已有的天然裂缝并在天然裂缝及地应力的影响下发生一定偏转。除此之外，水力裂缝开启并沟通的天然裂缝则会成为与其相连的次生裂缝向其供气。天然裂缝的分布角度可能是均匀一致的，也可能是杂乱无章的。当天然裂缝的分布角度均匀一致时，形成的次生裂缝的分布角度也是均匀一致的。在已有的模型中，解析模型和半解析模型只是将主裂缝形态考虑为单一的规则矩形，并未考虑主裂缝的偏转以及次生裂缝的影响。而大多数值模型未考虑主裂缝偏转，且将次生裂缝视作随机分布的天然裂缝，忽略了次生裂缝逼近角及不规则形态对产能的影响。因此，建立产能模型时还需要综合考虑多方因素的影响。
5.为了更加准确地预测产能，本发明在前人研究的基础上提出一种综合考虑多重运移机理(吸附解吸和气体扩散)和复杂裂缝形态等多种影响因素的页岩气产能预测方法。通过矿场实例分析验证了该方法的准确性。


技术实现要素：

6.本发明主要是克服现有技术中存在的缺点，本发明提供一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法。
7.本发明解决上述技术问题，所提供的技术方案是：一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，包括以下步骤：
8.步骤1、根据考虑复杂裂缝形态的产能预测模型和地质参数、压裂参数确定拉氏空间中的无因次井底流压；
9.其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：
[0010][0011][0012][0013][0014][0015][0016][0017][0018]
[0019][0020][0021][0022][0023][0024][0025]
式中：h为储层厚度；
[0026]
步骤2、根据拉氏空间中的无因次井底流压、考虑井筒储集效应和表皮效应的无因次井底流压表达式确定无因次井底流压；
[0027]
步骤3、将无因次井底流压进行拉普拉斯变换，再通过井底流压与产量的关系式得到拉氏空间中的无因次产量；
[0028]
步骤4、对拉氏空间中的无因次产量进行stehfest数值反演得到无因次产量；
[0029]
步骤5、最后再将无因次产量转换成实际产量。
[0030]
进一步的技术方案是，所述地质参数包括天然裂缝应力敏感系数、天然裂缝孔隙度、天然裂缝渗透率、基质孔隙度、气藏厚度、基质压缩系数、气体粘度、气层温度、langmuir体积、孔隙介质迂曲度、langmuir压力、页岩密度、原始地层压力。
[0031]
进一步的技术方案是，所述压裂参数包括裂缝条数、裂缝间距、人工裂缝半长、水力裂缝导流能力、井底流压、定产产量、水平井筒长度。
[0032]
进一步的技术方案是，所述考虑复杂裂缝形态的产能预测模型是基于fick扩散定律、langmuir等温吸附方程和双重介质渗流理论，利用点源法、duhamel原理和laplace变换推导出。
[0033]
进一步的技术方案是，所述考虑井筒储集效应和表皮效应的无因次井底流压表达式：
[0034][0035]
式中：为拉氏空间中的无因次井底流压；sc为表皮系数；cd为无因次井筒储集系数；为无因次井底流压。
[0036]
进一步的技术方案是，所述井底流压与产量的关系式：
[0037][0038]
式中：为拉氏空间中的无因次产量。
[0039]
本发明的有益效果：本发明可预测复杂裂缝形态下的页岩气压裂水平井产量，极大程度地接近生产实际。
附图说明
[0040]
图1为简化后的双重介质模型图；
[0041]
图2为有限导流多级压裂水平井裂缝离散示意图；
[0042]
图3为水力裂缝渗流效果图；
[0043]
图4为实施例的模型拟合曲线图。
具体实施方式
[0044]
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0045]
本发明的一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，包括以下步骤：
[0046]
步骤1、根据考虑复杂裂缝形态的产能预测模型和地质参数(天然裂缝应力敏感系数、天然裂缝孔隙度、天然裂缝渗透率、基质孔隙度、气藏厚度、基质压缩系数、气体粘度、气层温度、langmuir体积、孔隙介质迂曲度、langmuir压力、页岩密度、原始地层压力)、压裂参数(裂缝条数、裂缝间距、人工裂缝半长、水力裂缝导流能力、井底流压、定产产量、水平井筒长度)确定拉氏空间中的无因次井底流压；
[0047]
步骤2、将拉氏空间中的无因次井底流压进行摄动反变换、数值反演后，，再根据考虑井筒储集效应和表皮效应的无因次井底流压表达式确定无因次井底流压；
[0048][0049]
式中：为拉氏空间中的无因次井底流压；sc为表皮系数；cd为无因次井筒储集系数；为无因次井底流压；
[0050]
步骤3、将无因次井底流压进行拉普拉斯变换，再通过井底流压与产量的关系式得到拉氏空间中的无因次产量；
[0051][0052]
式中：为拉氏空间中的无因次产量；
[0053]
步骤4、对拉氏空间中的无因次产量进行stehfest数值反演得到无因次产量；
[0054]
步骤5、最后再通过无因次转有因次将无因次产量转换成实际产量。
[0055]
本发明中虑裂缝长期导流能力的产能方程组的建立过程具体如下：
[0056]
1、物理模型及基本假设；
[0057]
(1)页岩气藏具有双孔介质特征，包括天然裂缝和含有纳-微米孔的页岩基质，上下边界封闭，外边界无限大；
[0058]
(2)天然裂缝系统包含游离气，流动规律服从达西定律，考虑天然裂缝应力敏感效应；
[0059]
(3)页岩基质块为球形，页岩气在基质系统中主要以吸附态和游离态存在；
[0060]
(4)由于页岩基质极低的渗透性，不考虑页岩气在基质系统中由于压力差而产生的渗流，基质孔隙中页岩气解吸后以扩散的方式运移到天然裂缝系统中；
[0061]
(5)基质孔隙中吸附态页岩气解吸遵循langmuir等温吸附方程；
[0062]
(6)页岩气藏是单相气体等温渗流，忽略重力和毛管力的影响；
[0063]
(7)气藏中气体的流动过程为基质-天然裂缝-人工裂缝-水平井筒。
[0064]
2、天然裂缝系统的渗流模型；
[0065]
天然裂缝系统的数学模型可结合质量守恒定律、气体状态方程和运动方程而得到：
[0066]
(1)将质量守恒方程转换为径向坐标下可得：
[0067][0068]
式中：ρf为天然裂缝系统中的气体密度，kg/m3；为天然裂缝孔隙度；q
ex
为基质系统流向天然裂缝系统的窜流量，kg/(m3·
h)；v为天然裂缝系统中气体在r方向的渗流速度，m/s；v为基质系统气体吸附量，m3/t。
[0069]
(2)运动方程
[0070]
考虑天然裂缝系统的应力敏感效应
[52]
时的运动方程
[51]
：
[0071][0072]
式中：ki为地层原始压力p
fi
下的渗透率，m2；γ为应力敏感因子，pa-1
；μ为平均温度和压力下裂缝系统中的气体粘度，mpa
·
s。
[0073]
(5)微分方程
[0074]
将气体状态方程和窜流方程
[53]
代入(1)中可得：
[0075]
[0076]
在较高压力下，p/μz可近似为一个常数。因此拟压力与压力的关系式为：
[0077][0078]
式中：为天然裂缝系统的拟压力，mpa2/(mpa
·
s)；为基质系统的拟压力，mpa2/(mpa
·
s)；
[0079]
将式(5)代入式(4)中，取气藏初始条件下的值进行线性化得渗流模型：
[0080][0081][0082]
式中：φm为基质孔隙度；μi为初始条件下的天然裂缝系统中的气体粘度，mpa
·
s；c
fgi
为初始条件下的天然裂缝系统的综合压缩系数，mpa-1
；
[0083]
定义无因此变量如下：
[0084][0084]vd
＝v
i-v
[0085]
式中：h为储层厚度，m；t
sc
为标况下的气层温度，k；p
sc
为标况下的地层压力，mpa；q
sc
为压裂水平井参考总流量，假设恒定不变，m3/s；ω为弹性储容比，无量纲；λ为窜流系数，无量纲；vi为初始条件下基质系统的气体吸附量，m3/t；γd为无因次应力敏感因子，无量纲。
[0086]
利用定义的无因次变量将式(6)无因次化为：
[0087][0088]
利用摄动法将(7)进行线性化处理，并将其拉普拉斯变换后可得：
[0089][0090]
3、页岩基质的气体流动模型；
[0091]
页岩基质孔隙尺寸为纳米级，气体在此类多孔介质中运移不适合分子连续流假说，不能用达西定律描述，研究发现页岩储层中气体运移只存在扩散而不存在粘性流。利用fick扩散定律描述页岩气在基质孔隙中的运移。
[0092]
拟稳态扩散是基质中气体浓度的分布不随时间t变化，可利用fick第一定律描述。则单位时间内通过单位体积球形基质块的扩散通量为：
[0093][0094]
定义无因次变量：v
ed
＝v
i-ve[0095]
利用定义的无因次变量，将式(9)进行无因次变换得：
[0096][0097]
页岩气解吸遵循langmuir等温吸附方程，并采用拟压力形式表示为：
[0098][0099]
式中：ve为吸附平衡时气体吸附量，m3/t；v
l
为langmuir吸附体积，m3/t；p
l
为langmuir压力，mpa。
[0100]
则无因次气体平衡浓度为：
[0101][0102]
根据定义的无因次拟压力，则有：
[0103][0104]
其中，σ是解吸系数，表示解吸效应的强弱，无量纲，具体定义如下：
[0105][0106]
将式(13)代入(10)并进行拉普拉斯变换后可得：
[0107][0108]
再进行化简则可得到拟稳态扩散时，拉氏空间下的基质系统渗流模型解：
[0109][0110]
4、天然裂缝与页岩基质的耦合渗流模型；
[0111]
将式(15)代入到(8)中化简后可得：
[0112][0113]
式中：
[0114]
求解式(16)时，利用虚宗量贝塞尔方程的通解形式结合边界条件可得：
[0115][0116]
5、水力裂缝渗流模型；
[0117]
页岩气藏水力裂缝模型的建立需综合考虑裂缝的导流能力、裂缝的方位角、次生裂缝形态等因素。通过流量分配原理、物质平衡定律与等压方程将次生裂缝的渗流考虑到模型中。通过离散水力裂缝，采用叠加原理方法得到压裂水平井的压力响应。
[0118]
5.1、水力裂缝离散模型建立及微元坐标确定
[0119]
(1)离散裂缝模型建立；
[0120]
a、y轴沿着水平井筒的方向，压裂产生m条水力裂缝；
[0121]
b、每条裂缝都离散2n单元，每个单元的中心节点处分别从水力裂缝的左右两边延伸两条次生水力裂缝，每条水力裂缝共产生4n条次生裂缝；
[0122]
c、第i条水力裂缝两翼裂缝总长分别为x
fli
和x
fri
，两翼的每个离散单元缝长分别为x
fli
/n和x
fri
/n；
[0123]
d、第i条水力裂缝y轴上方一翼：沿着x轴负半轴方向，每个离散单元与y轴的夹角为α
ik
(k＝1,2，
…
，n)；
[0124]
e、第i条水力裂缝y轴下方一翼：沿着x轴正半轴方向，每个离散单元与y轴的夹角为α
ik
(k＝n+1,n+2，
…
，2n)；
[0125]
f、一条完整的次生裂缝被主裂缝分割成两部分，左右两部分分别看作两条独立的次生裂缝，每条独立的次生水力裂缝的总长度为x
fic
(c＝1，2，3
…
，4n)，均离散n单元，沿着连接水力裂缝方向，每个离散单元与y轴的夹角为α
icv
(v＝1,2，
…
，n)；
[0126]
g、水力裂缝两翼以水平井为中心线对称分布，各个单元中心节点处的分流系数也对称分布，第i条水力裂缝第j个单元的中心节点处的分流系数为k
ij0
，对应的两条次生水力裂缝的分流系数分别为k
i(2j-1)
和k
i(2j)
。
[0127]
(2)离散主裂缝微元坐标确定；
[0128]
水力裂缝从水平井最左端到最右端依次编号为1到m，每一条水力裂缝离散后微元
从左翼尖端到右翼尖端依次编号为1到2n，共有2
×n×
m个裂缝单元。
[0129]
裂缝微元中心坐标(1≤j≤n)：
[0130][0131]
其中，
[0132][0133]
裂缝微元中心坐标(n+1≤j≤2n)：
[0134][0135]
其中，
[0136][0137]
(3)离散次生裂缝微元坐标确定；
[0138]
对于任意一条水力裂缝上的次生裂缝，从左往右，从上往下，依次编号为1到4n。每条次生裂缝离散后的微元从连接地层一端到连接水力主裂缝一端依次编号为1到n，共有4
×n×n×
m个次生裂缝单元。
[0139]
次生裂缝微元中心坐标(1≤j≤n，1≤c≤2n，1≤v≤n)：
[0140][0141]
其中，(c为奇数时，c＝2j-1；c为偶数时，c＝2j)。
[0142]
次生裂缝微元中心坐标(n≤j≤2n，2n≤c≤4n，1≤v≤n)：
[0143]
[0144]
其中，(c为奇数时，c＝2j-1；c为偶数时，c＝2j)。
[0145]
5.2、压力响应推导；
[0146]
定义无因次变量：xd＝x/l yd＝y/l(18)
[0147]
根据点源函数理论
[58]
以及坐标转换关系，通过积分可以得到水力裂缝上任意微元(x
wd
，y
wd
)对地层任意一点(xd，yd)的线源解为：
[0148][0149]
式中：为表示离散段参考长度上的无量纲流量；x
wdi
为第i条裂缝上的任意微元无因次横坐标；y
wdi
为第i条裂缝上的任意微元无因次纵坐标；
[0150]
1≤j≤n：g＝n-j+1，n+1≤j≤2n：g＝j；
[0151][0152]
因此，m条水力裂缝共同对第m条水力裂缝尖端所产生的压降为：
[0153][0154]
式中：
[0155][0156]
同理可得，m条水力裂缝共同对第m条水力裂缝上的第c条次生水力裂缝尖端所产生的压降为：
[0157][0158]
式中：
[0159]
1≤c≤2n时：
[0160][0161]
2n≤c≤4n时：
[0162][0163]
同理可得，m条水力裂缝上的4n条次生水力裂缝共同对第m条水力裂缝尖端所产生的压降为：
[0164][0165]
式中：k
ic
为第i条裂缝上第c(c＝1，2，
…
，4n)条次生水力裂缝的分流系数；x
fic
为第
i条裂缝上第c(c＝1，2，
…
，4n)条次生水力裂缝的总裂缝长度；
[0166][0167]
同理可得，m条水力裂缝上的4n条次生水力裂缝共同对第m条水力裂缝上的第c条次生水力裂缝尖端所产生的压降为：
[0168][0169]
式中：
[0170]
1≤c≤2n时：
[0171][0172]
2n≤c≤4n时：
[0173][0174]
综上所述，m条水力裂缝和m条水力裂缝上的4n条次生水力裂缝共同对第m条水力裂缝尖端所产生的压降为：
[0175][0176]
m条水力裂缝以及m条水力裂缝上的4n条次生水力裂缝共同对第m条水力裂缝上的第c条次生水力裂缝尖端所产生的压降为：
[0177][0178]
5.3、次生裂缝渗流方程；
[0179]
考虑水力裂缝的有限导流能力，根据面积相等原则，水力裂缝以及次生水力裂缝的渗流看作是平面径向流，则可得到第m条裂缝上的第c条次生水力裂缝从连接地层一端到连接水力主裂缝一端这一方向上各段的渗流方程为：
[0180][0181]
式中：p
fmcn
为第m条水力裂缝中第c(c＝1，2，
…
，4n)条次生裂缝第n段裂缝末端的压力，mpa；p
fmj
为第m条水力裂缝中与第c条次生裂缝相连接的第j段裂缝末端的压力(c为奇数时，j＝(c+1)/2；c为偶数时，j＝c/2)，mpa；q
fm
为第m条水力裂缝流量，m3/s；k
fcnwfcn
为第m条水力裂缝中第c条次生裂缝第n段裂缝的导流能力，d
·
m；r’ecn
为第m条水力裂缝中第c条次生裂缝第(n-1)段裂缝起裂处的等效渗流半径，m；r
ecn
为第m条水力裂缝中第c条次生裂缝第n段裂缝末端的等效渗流半径，m；r
ec0
为第m条水力裂缝中第c条次生裂缝与水力裂缝连接处的等效渗流半径，m；r
ec0
＝|x
ij
|/sin(α
icn
)
[0182]
将式(26)中的各个等式联立可得第m条水力裂缝第c条次生裂缝最终的渗流方程式：
[0183][0184]
式中：r
ecv
为第m条水力裂缝中第c条次生裂缝第v(v＝1，2，
…
n)段裂缝平面径向流等效半径的外径长度，m；r’ec(v+1)
为第m条水力裂缝中第c条次生裂缝第v(v＝1，2，
…
n)段裂缝平面径向流等效半径的内径长度，m；
[0185]
根据面积相等原则可得：
[0186]
πr'
ec(v+1)2
＝x
fmcvhꢀꢀ
(28)
[0187]
式中：x
fmcv
为第m条水力裂缝中第c条次生裂缝第v段裂缝起裂处沿着次生水力裂缝方向到水力主裂缝的长度；
[0188]
将式(28)代入(27)化简后可得：
[0189][0190]
式中：
[0191][0192]
5.4、主裂缝渗流方程；
[0193]
将水力裂缝两翼的渗流看作一个整体，即为由n段组成的平面径向流，如图3所示，每一大段水力裂缝均有四条次生裂缝进行分流，即：对于第m条水力裂缝的第j(j＝1，2，
…
n)段平面径向流，第(2j+2n-1)、第(2j+2n)、第(2n-2j+2)和第(2n-2j+1)条次生水力裂缝对其进行分流，水力裂缝与次生裂缝分流系数间的关系如下：
[0194]km(2j+2n)
+k
m(2j+2n-1)
+k
m(2n-2j+2)
+k
m(2n-2j+1)
+k
m(j+n)0
＝k
m(j+n-1)0
ꢀꢀ
(30)
[0195]
从式(26)可得：
[0196][0197][0198][0199][0200]
式中，p
fm(j+n)
＝p
fm(n-j+1)
＝p
fmj
[0201]
化简上式可得：
[0202][0203][0204]
各段水力裂缝的渗流方程为：
[0205][0206]
式中：p
fmn
为第m条水力裂缝中第n(n＝1，2，
…
,k，
…
n)段裂缝末端的压力，mpa；pw为井底流压，mpa；q
fm
为第m条水力裂缝流量，m3/s；r
ek
为第m条水力裂缝中第k(k＝1，2，
…
n)段裂缝平面径向流等效半径的外径长度，m；r
ek,(k-1)
为第m条水力裂缝中第k(k＝1，2，
…
n)段裂缝平面径向流等效半径的内径长度，m；
[0207]
将式(33)中的各个等式联立可得第m条水力裂缝最终的渗流方程式：
[0208][0209]
根据面积相等原则可得：
[0210]
πr
ek2
＝(x
frmk
+x
flmk
)h
ꢀꢀ
(35)
[0211]
式中：x
frmk
，x
flmk
为第m条水力裂缝两翼第k段裂缝末端沿着水力裂缝方向到水平井筒的长度；
[0212]
将式(30)、(32)和(35)代入(34)并将其无因次化、拉普拉斯变换以及摄动变换后可得：
[0213][0214]
式中：
[0215][0216]
(c＝2n+2k或2n-2k+2(k＝1，2，
…
，n))
[0217]
第m条水力裂缝第k段的无因次裂缝导流能力：
[0218][0219]
5.5、mfhw的井筒压力解与气井产量；
[0220]
结合式(24)和(25)可得第m条水力裂缝井筒处的压力表达式为：
[0221]
[0222]
式中：
[0223][0224][0225][0226][0227][0228][0229][0230][0231][0232][0233][0234][0235]
假设各条裂缝在水平井筒处的流动压力相同，即：
[0236][0237]
流量归一化条件如下：
[0238][0239]
联立(34)和(35)可得到求取水平井筒压力的线性方程组：
[0240][0241]
式中：
[0242][0243][0244][0245][0246][0247][0248][0249][0250][0251]
[0252][0253][0254][0255][0256]
实施例
[0257]
表1相关参数表
[0258][0259][0260]
基于涪陵页岩气示范区x-2hf井实际矿场数据(见表1)，利用本专利所建模型进行该井压裂后产能预测，并将预测结果与实际产量数据对比，如图4所示。可以看出，本专利所建模型得出的产量递减曲线与生产数据中体现出的实时产量递减趋势总体上有较好的匹配性。生产数据和本专利模拟数据542天的平均日产气量分别为20.591
×
104m3/d和19.084
×
104m3/d，两者之间相差7.9％，从而论证了本专利所建模型预测压裂水平气井产量时的准确性。
[0261]
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，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，可利用上述揭示的技术内容作出些变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。

技术特征：
1.一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1、根据考虑复杂裂缝形态的产能预测模型和地质参数、压裂参数确定拉氏空间中的无因次井底流压；其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：其中考虑复杂裂缝形态的产能预测模型为：
式中：h为储层厚度；步骤2、将拉氏空间中的无因次井底流压进行摄动反变换、数值反演后，，再根据考虑井筒储集效应和表皮效应的无因次井底流压表达式确定无因次井底流压；步骤3、将无因次井底流压进行拉普拉斯变换，再通过井底流压与产量的关系式得到拉氏空间中的无因次产量；步骤4、对拉氏空间中的无因次产量进行stehfest数值反演得到无因次产量；步骤5、最后再将无因次产量转换成实际产量。2.根据权利要求1所述的一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，其特征在于，所述地质参数包括天然裂缝应力敏感系数、天然裂缝孔隙度、天然裂缝渗透率、基质孔隙度、气藏厚度、基质压缩系数、气体粘度、气层温度、langmuir体积、孔隙介质迂曲度、langmuir压力、页岩密度、原始地层压力。3.根据权利要求1所述的一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，其特征在于，所述压裂参数包括裂缝条数、裂缝间距、人工裂缝半长、水力裂缝导流能力、井底流压、定产产量、水平井筒长度。4.根据权利要求1所述的一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，其特征在于，所述考虑复杂裂缝形态的产能预测模型是基于fick扩散定律、langmuir等温吸附方程和双重介质渗流理论，利用点源法、duhamel原理和laplace变换推导出。5.根据权利要求1所述的一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，
其特征在于，所述考虑井筒储集效应和表皮效应的无因次井底流压表达式：式中：为拉氏空间中的无因次井底流压；s
c
为表皮系数；c
d
为无因次井筒储集系数；为无因次井底流压。6.根据权利要求1所述的一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，其特征在于，所述井底流压与产量的关系式：式中：为拉氏空间中的无因次产量。

技术总结
本发明公开一种考虑复杂裂缝形态的页岩气压裂水平井产能预测方法，包括根据考虑复杂裂缝形态的产能预测模型和气井储层参数、裂缝参数确定拉氏空间中的无因次井底流压；根据拉氏空间中的无因次井底流压、考虑井筒储集效应和表皮效应的无因次井底流压表达式确定无因次井底流压；将无因次井底流压进行拉普拉斯变换，再通过井底流压与产量的关系式得到拉氏空间中的无因次产量；对拉氏空间中的无因次产量进行Stehfest数值反演得到无因次产量；最后再将无因次产量转换成实际产量。本发明可预测复杂裂缝形态下的页岩气压裂水平井产量，极大程度地接近生产实际。度地接近生产实际。度地接近生产实际。


技术研发人员：任岚 李高敏 赵金洲 林然 吴建发 宋毅
受保护的技术使用者：西南石油大学
技术研发日：2023.04.20
技术公布日：2023/8/5