技术领域
[0001] 本申请涉及页岩气藏技术领域，尤其涉及一种页岩气井线性流参数的确定方法、装置和设备。
相关背景技术
[0002] 页岩气由于其具有丰厚的地质储量已经成为非常规气藏开发的重点。目前，大规模的水力压裂技术和水平井钻井技术为页岩气高效开发提供了有力的支撑。
[0003] 在页岩气开采的钻井方案中，采用减小井距或增加加密井方案可以提高开采的经济效益。但是，这也会使得邻井之间出现裂缝连通或者裂缝撞击现象。现有技术中，在进行页岩气开采时，通常是通过单相直线分析法来进行页岩气藏的产量不稳定分析。
[0004] 然而，现有技术的分析方法，没有充分考虑到邻井之间出现裂缝连通或者裂缝撞击以及储层中气水两相流动等情况，也即：在井间出现裂缝连通的情况下，现有的方案存在页岩气藏产量不稳定的分析结果不准确的缺陷。
具体实施方式
[0072] 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，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作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。
[0073] 本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等(如果存在)是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、产品或设备固有的其它步骤或单元。
[0074] 本申请实施例中，“示例性的”或者“例如”等词用于表示例子、例证或说明。本申请中被描述为“示例性的”或者“例如”的任何实施例或设计方案不应被解释为比其他实施例或设计方案更优选或更具优势。确切而言，使用“示例性的”或者“例如”等词旨在以具体方式呈现相关概念。
[0075] 首先，对本申请涉及的名词进行解释说明。
[0076] 母井：指在油田或气田开发过程中，较早压裂生产油气的多级压裂水平井。
[0077] 子井：母井生产一段时间后，为改善井间区域动用效果在母井临近处压裂的新井，通常称为“子井”。
[0078] 裂缝连通：指页岩基质中的水力裂缝相互连接，形成一个连续的通道网络，使流体(如页岩气或水)能够在这些裂缝中自由流动的情况。
[0079] 在页岩气开采的过程中，为提高开采效率和经济效益，往往在压裂母井后采取减小井距或增加加密井的措施压裂新的子井，但这样的方式也加剧了邻井间裂缝连通或裂缝撞击的风险。一旦井间发生裂缝连通，母井的产量将迅速下降且难以恢复到先前水平，导致母井采收率不稳定。
[0080] 现有技术中，在页岩气井产量不稳定的情况下，常用直线分析法分析油气产量的不稳定性，该法可以用来分析多级压裂水平井的生产数据，估计储层和裂缝参数等。
[0081] 然而，在母子井间发生裂缝沟通的情况下，传统的直线分析法只考虑储层中的气相产量等单相数据，难以充分评估多相流和井间连通对储层带来的如气水两相流动、页岩气的吸附解吸机理、应力敏感效应和基质收缩效应的影响。因而，对子井，尤其是受到子井干扰后的母井进行不稳定性评估时，可能会造成巨大误差。
[0082] 针对上述问题，本申请提供了一种页岩气井线性流参数的确定方法，图1是本申请实施例提供的一种页岩气井线性流参数的确定方法的场景示意图。如图1所示，两个水平井筒从左向右压裂，页岩气和水在井筒及页岩基质(储层)中流动；井筒之间存在有水力裂缝，水力裂缝相互连接时引起裂缝连通形成通路，这会使得流体(页岩气、水)在裂缝中自由流动，继而影响水平井的产量。气相和水相流动方向如图所示为从右向左，图中所调查的页岩基质参数有裂缝半长xf和线性流距离y，裂缝半长为水力压裂过程中在储层中形成的裂缝从裂缝中心到裂缝端部的距离，线性流距离指在储层中，流体沿着裂缝方向流动线性流动距离。
[0083] 该场景下，本申请提供的方法可以准确地计算页岩气井线性流参数继而帮助分析页岩气井产量的不稳定性。
[0084] 该方法同时考虑井间的裂缝连通现象、储层气水两相流动，在母井受到子井干扰后重新校正累积产气量和生产时间，并整理成完整单井气水两相线性流参数评估流程和气水两相压窜井线性流参数评估流程。在井间出现裂缝连通的情况下，该方法可以评估裂缝对储层的影响和气水两相拟压力、更加准确地计算出单井或压窜井气水两相线性流参数，辅助分析页岩气藏产量不稳定的原因，从而更好地制定开井方案，提高页岩气产能。
[0085] 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。下面这几个具体实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某实施例中不再进行赘述。下面结合附图，对本申请的实施例进行描述。
[0086] 图2是本申请实施例提供的一种页岩气井线性流参数的确定方法的流程图一。本实施例的实施场景例如可以为图1所示的实施场景，第一水平井例如可以为图1所示的两个井筒中的任意一个。如图2所示，该方法包括：
[0087] S101、确定第一水平井的累积产量参数、流体参数和储层参数。
[0088] 其中，第一水平井指实施例中两水平井其中之一，例如可以是母井或子井；累积产量参数是指第一水平井在一定时间段内所生产的总量，例如可以包括：累积水产量、累积气产量；流体参数指在储层中流动的流体的性质参数，例如可以包括：水相黏度和气相黏度等；储层参数指第一水平井所在页岩基质，也即储层的性质参数，例如可以包括：储层渗透率、储层孔隙度、流体黏度、地层综合压缩系数等。
[0089] 确定累积产量参数可以通过监测和记录第一水平井的生产数据来实现，例如通过安装在井口的流量计或压力传感器等；储层参数例如可以通过地质勘探、地震数据分析和井下测量等方法获得。这些参数的确定对于后续的参数计算和生产优化提供了基础依据。
[0090] 在实际操作中，可以通过安装监测设备收集生产数据，利用专业软件进行数据分析，进行地质勘探和测井获取储层特性，并根据这些数据计算出相关参数。为了确保数据的准确性，可以对收集到的数据进行校准，并建立地质模型和生产模型等，以便更好地理解和改进储层特性和生产行为。根据实际生产情况，还可以对累积产量参数和储层参数进行动态调整和优化。
[0091] S102、根据所述第一水平井的储层参数、流体参数和所述第一水平井的开采时长，确定第一水平井的线性流距离。
[0092] 其中，开采时长例如可以为该第一水平井从压裂的开始时刻至当前时刻之间的时长。
[0093] 线性流距离用于指示油气藏中，流体沿着页岩基质(储层)一个方向(通常是水平井的方向)向外扩散流动的距离，其可以反映出流体在储层中的流动路径和范围。
[0094] 可以理解的，随着第一水平井的开采时长或储层渗透率的增加，线性流距离通常也会随之增加。确定线性流距离的方式例如可以通过结合储层参数、流体参数和开采时长来实现。储层参数提供了储层的物理特性，流体参数表征了储层中的流体特性，而开采时长则反映了流体在储层中流动的时间。通过数学模型或数值模拟，可以将这些参数输入到相应的计算公式中，求解出线性流距离。
[0095] 在实际操作中，还可以使用油藏模拟软件进行线性流距离的计算，并根据实际生产数据进行校准和验证。为了提高计算的准确性，还可以结合更多的现场数据和实验结果，对模型进行优化和调整。
[0096] 在一种可能的实现方式中，在第一水平井为母井的情况下，其开采时长为母井对应的子井的开采时间点与当前时刻之间的时长；在第一水平井为子井的情况下，其开采时长为子井的开采时间点与当前时刻之间的时长。
[0097] 其中，由于本实施例中存在两个水平井，且两个水平井会基于水力裂缝产生裂缝连通现象。该水力裂缝会使得子井内的流体流向母井内。
[0098] 基于此，在第一水平井为母井时，需要充分考虑子井通过水力裂缝对母井产生的影响，故而在计算母井所在储层的参数时，除了对母井开采时长进行校正之外，还需对母井产量进行校正。
[0099] 在一种可能的实现方式中，若第一水平井为母井，在使用以上方式确定了开采时长的基础上，则确定该母井的累计产量参数的具体步骤例如可以包括：
[0100] 确定所述母井的第一累积参量值，即所述母井在所述开采时间点之前的累积产量值；将所述总累积产量值和所述第一累积产量值之差作为所述母井的累积产量参数。
[0101] S103、基于所述累积产量参数、储层参数、流体参数和所述线性流距离，确定所述第一水平井对应的气水两相产量规整化拟压力。
[0102] 其中，规整化拟压力指在油气藏中同时存在气和水两种流体时，使用数学上的规整化方法计算得到的拟压力，其用于描述在气水两相流动条件下，储层中压力分布的特征，反映了气水两相流动的动态行为。
[0103] 确定气水两相产量规整化拟压力的方式例如可以通过综合累积产量参数、储层参数、流体参数和线性流距离来实现。累积产量参数提供了生产总量的信息，流体参数反映了流体的物理特性，储层参数描述了储层的物理特性，而线性流距离反映了流体在储层中的流动路径长度。通过将这些参数输入到气水两相流动模型中，可以计算出规整化拟压力。
[0104] S104、基于所述气水两相产量规整化拟压力和所述开采时长，更新所述第一水平井的关系曲线图。
[0105] 其中，所述关系曲线图用于指示所述第一水平井在至少一个历史时刻对应的历史气水两相产量规整化拟压力。也即：所述关系曲线图用于展示气水两相产量规整化拟压力与开采时长之间的关系。
[0106] 更新关系曲线图的方式可以通过将计算得到的气水两相产量规整化拟压力和开采时长的数据点绘制在图表上，并进行线性拟合来实现。气水两相产量规整化拟压力反映了储层中压力分布的特征，而开采时长提供了时间维度的信息。
[0107] 实际情况中，也可以对曲线图中数据进行调整，例如可以为了确保图表的准确性，可以对数据进行预处理和校准，并根据实际生产数据进行动态更新和调整；
[0108] 在一种可能的实现方式中，还可以将图中横轴开采时长转化为平方根形式，以简化整体计算流程。
[0109] S105、基于更新后的关系曲线图，确定所述第一水平井的线性流参数。
[0110] 其中，所述线性流参数是裂缝半长和储层渗透率平方根的乘积，由更新后的关系曲线图中相邻数据点之间的斜率得到。
[0111] 线性流参数反映了储层的渗透性和流动阻力，是表征储层和裂缝特性的重要参考。实际应用中，可以将两井的线性流参数对比作为参考，分析得到两个井的裂缝面积或渗透率水平相对高低，进而推测两个井产量的相对高低，对页岩气藏的压裂施工和开发方案的制定具有指导意义。
[0112] 本实施例提供的页岩气井线性流参数的确定方法，通过确定第一水平井的气水两相累积产量以及储层参数和流体参数，计算得到第一水平井的线性流距离，进而确定第一水平井的气水两相产量规整化拟压力并以此更新关系曲线图，基于关系曲线图得到线性流参数，由于开采时长和累积产量参数是基于与该水平井存在裂缝连通现象的第二水平井的开采时长校正得到的，从而实现了即使在存在裂缝连通的情况下，也可以较为准确的去确定该水平井的线性流参数，为页岩气井产量不稳定分析提供了可靠的依据。
[0113] 图3是本申请实施例提供的一种页岩气井线性流参数的确定方法的流程图二。本实施例中的储层参数，包括：储层渗透率、储层孔隙度以及地层综合压缩系数，流体参数包括流体黏度。本实施例是在图2实施例的基础上，对页岩气井线性流参数的确定方法的一种可能的实现方式进行详细说明。如图3所示，该方法包括：
[0114] S201、确定第一水平井的累积产量参数、储层参数和流体参数，所述储层参数包括：储层渗透率、储层孔隙度和地层综合压缩系数，所述流体参数为流体黏度。
[0115] 其中，步骤S201与上述步骤S101类似，在此不再赘述。
[0116] S202、根据储层渗透率、储层孔隙度、地层综合压缩系数、流体黏度和所述第一水平井的开采时长，确定所述第一水平井的线性流距离。
[0117] 其中，储层渗透率用于表征流体在储层中的通过能力，储层渗透率越高，则流体越容易通过储层；开采时长表示页岩气井压裂后流体在储层中流动的时间；储层孔隙度表示储层中孔隙体积占总体积的百分比，储层孔隙度越高，表示储层能够储存的流体量越大；流体黏度表征流动阻力，黏度越大，则流体流动时的阻力越大；地层综合压缩系数反映地层在压力变化时的可压缩性，压缩系数越大则地层在压力变化时体积变化越显著；线性流距离反映了流体在储层中的流动路径长度。
[0118] 由以上储层参数和流体参数表征的储层及其中流体的物理特性以及页岩气井的开采时长，可以得到第一水平井的线性流距离。在一种可能的实现方式中，可以采用如下公式确定第一水平井的线性流距离：
[0119]
[0120] 其中，ydoi是线性流距离，单位是米(meter，m)；kj是储层渗透率，单位是10‑3微平方2
米(μm)；t是开采时长,单位是天； 是储层孔隙度,单位是百分比(％)；μ是流体黏度,单位‑1
是毫帕秒(mPa·s)；ct是地层综合压缩系数,单位为每兆帕(MPa )；j是循环计算次数。
[0121] 其中，需要循环计算的原因是根据实际情况，该式中参数可能进行更新，且由于后续某些计算结果收敛性的需要，在确定未收敛时，需要重新执行该计算，此时要带入新的储层参数值。在每一次新的循环
[0122] S203、基于所述累积产量参数、储层参数和所述线性流距离，确定所述线性流距离对应的平均地层压力。
[0123] 其中，所述线性流距离对应的平均地层压力用于指示储层中对应线性流距离下的平均压力值，反映了储层的压力分布情况。
[0124] 确定平均地层压力的常见方法包括压力恢复试井分析、地震法、声波时差法以及基于累积产量参数和储层参数的两相物质平衡方程法等。压力恢复试井分析通过分析压力恢复试井数据，利用Horner办法或MDH办法拟合直线段的斜率，外推得到原始地层压力，并结合油藏形状和井相对位置等几何条件计算出平均地层压力；地震法通过分析地震数据，利用地震波速度与岩石物性之间的关系间接估算地层压力；声波时差法利用声波在岩石中的传播速度与岩石物性之间的关系，通过测量声波在不同地层中的传播时间来预测地层压力。
[0125] 示例性的，此处给出一种可能的实现方式。储层参数例如还可以包括：裂缝数量、裂缝半长、含水饱和度以及含气饱和度，在计算平均地层压力时，例如可以基于累积水相产量、累积气相产量、裂缝数量、裂缝半长、含水饱和度以及含气饱和度等，采用两相物质平衡方程，确定线性流距离对应的平均地层压力。具体采用如下公式确定：
[0126]
[0127]
[0128] 其中，Nw为累积水相产量，单位是立方米(m3)；nf为1/4相邻裂缝空间的数量,无量纲；xf为裂缝半长，单位是米(m)；h为储层厚度，单位是米(m)； 为初始储层渗透率，单位是‑ 2103微平方米(μm)；Swi为初始含水饱和度，无量纲；Bwi为初始水相体积系数，单位是立方米
3 3
每立方米(m /m)； 为平均含水饱和度，无量纲； 为线性流距离ydoi对应的平均地层压力，单位是兆帕(MPa)；pi为原始地层压力，单位是兆帕(MPa)；Gp为累积气相产量，单位是立
3
方米(m)；Sgi为初始含气饱和度，无量纲；Bgi为初始气相体积系数，单位是立方米每立方米
3 3 3 ‑
(m/m)； 为平均含气饱和度，无量纲；VL是朗缪尔体积，单位是立方米每千克(m·kg1)；
PL是朗缪尔压力，单位是兆帕(MPa)。
[0129] 1/4相邻裂缝空间的数量是一个裂缝区域内，相邻裂缝之间的空间数量的四分之一，用于描述裂缝分布的密度和规律性；裂缝半长是从裂缝中心到裂缝端点的距离，描述了裂缝规模；储层厚度指含有油气或水的地层的垂直厚度，是评估储层容量和生产潜力的重要参数；含水(气)饱和度是指储层中水(气)体的体积占储层孔隙体积的比例；水(气)相体积系数是指储层条件下单位体积的气体在储层条件下的体积；平均含水饱和度是指整个储层中水的体积占储层孔隙体积的平均比例，是评估整个储层水含量的重要参数；原始地层压力是指在开发前，地层中的天然压力；朗缪尔体积指在朗缪尔等温吸附模型中，气体在高压下吸附在固体表面时的最大吸附量；朗缪尔压力指在朗缪尔等温吸附模型中，气体吸附量达到朗缪尔体积一半时的压力，描述了气体的吸附特性。
[0130] 通过以上两相物质平衡方程和一系列储层参数，可以得到线性流距离对应平均地层压力。
[0131] S204、根据所述平均地层压力，对所述储层参数及线性流距离进行更新处理，得到更新后的储层参数及线性流距离。
[0132] 其中，更新处理例如可以是对全量储层参数进行更新，也可以是对部分需要更新的储层参数进行更新。本申请对此不做限制。
[0133] 在一种可能的实现方式中，更新对象为储层参数中的储层渗透率以及储层孔隙度。在该场景下，需要将平均地层压力作为自变量，对储层渗透率和储层孔隙度进行更新处理，进而基于更新后的储层渗透率和更新后的储层孔隙度对线性流距离进行更新。
[0134] 对线性流距离进行更新的原因是起始的储层参数例如储层渗透率、储层孔隙度、流体黏度、地层综合压缩系数可能是通过历史数据确定的，而通过实时的累积产量参数得到所述平均地层压力是相对确定和准确的。在此基础上，由于页岩气藏普遍存在的应力敏感效应和基质收缩效应进而影响储层中渗透率和孔隙度的变化，而应力敏感效应和基质收缩效应与地层压力有关，故而可以使用平均地层压力更新储层渗透率和储层孔隙度。对储层渗透率和储层孔隙度进行更新处理提高了参数和后续计算流程的准确性。
[0135] 此处给出一种可能的实现方式。由于应力敏感效应和基质收缩效应的影响，随压力变化的储层渗透率和储层孔隙度可以表示为：
[0136]
[0137] 其中，Ca表征基质收缩效应，单位为每兆帕(MPa‑1)，表示基质在压力变化时的收缩效应；Pd是临界解吸压力，单位为兆帕(MPa)，指气体开始从基质中解吸的临界压力。
[0138] 该实现方式通过考虑压力对应力敏感效应和基质收缩效应的影响，进而以压力为自变量，表示出与储层渗透率和储层孔隙度的变化关系。
[0139] 基于更新后的储层渗透率和更新后的储层孔隙度对线性流距离进行更新处理例如可以采用上述步骤S202所示的内容，此处不再赘述。
[0140] S205、根据更新后的储层参数和所述平均地层压力，确定所述第一水平井的气水两相拟压力。
[0141] 其中，气水两相拟压力是一种用于描述气相和水相在储层中流动特性的参数。它分别考虑了气相和水相的压力作用，能够更准确地反映储层中的流体流动情况。
[0142] 示例性的，此处给出一种可能的实现方式。获得所述更新后的储层参数和平均地层压力后，采用稳态法计算饱和度和压力的关系，继而表示相对渗透率和压力的关系，再通过拟压力定义得到所述第一水平井的气水两相拟压力：
[0143]
[0144] 其中，krw是水相相对渗透率，即水在两相流动中的渗透率与其在单相流动中的渗透率之比，无量纲；krg是气相相对渗透率，即气体在两相流动中的渗透率与其在单相流动中的渗透率之比，无量纲；WGR是水气产量比，即累积水产量和累积气产量的比值；μg是气相黏度,即气体在储层条件下的流动黏度，单位为毫帕秒(mPa·s)；μw是水相黏度,即水在储层条件下的流动黏度，单位为毫帕秒(mPa·s)。该步骤采用稳态流动方程计算，即假设流体的组分不随时间发生变化，这样方便了关系的求解。
[0145] 气水两相拟压力定义如下：
[0146]
[0147] 其中，mpg为气相拟压力，单位为兆帕平方每毫帕秒(MPa2/(mPa·s))；mpw为水相拟压力，单位为兆帕(MPa)。
[0148] 通过以上环节，即可由平均地层压力和一系列储层参数和流体参数得到两相拟压力，使得多相流动问题简化为单相流动问题，即化为了更加简明和容易处理的形式。
[0149] S206、根据所述更新后的线性流距离、所述气水两相拟压力、累积产量参数，确定气水两相产量规整化拟压力。
[0150] 其中，所述气水两相产量规整化拟压力是一个为了方便后续计算流程而引入的一经过数学处理的规整化压力表示。
[0151] 计算产量规整化拟压力的方法往往基于现代产量递减分析方法，通过定量评价储层渗透率、有效裂缝半长等参数、研究泄流半径与储层渗透率、有效裂缝半长以及有效裂缝半长与压裂总液量、加砂量的关系等方式来求解。
[0152] 示例性的，此处给出一种可能的实现方式。获得上述更新后的线性流距离、气水两相拟压力、累积产量参数后，表示出气水两相产能方程：
[0153]
[0154] 其中，qg为气相产量,单位为立方米每天(m3/d)；qw为水相产量,单位为立方米每天3
(m/d)；T为储层温度，单位为开尔文K；pwf是井底压力，指在页岩气井的底部，即井筒与储层接触的地方所测得的压力，单位为兆帕(MPa)。
[0155] 对上述的气水两相产能方程进行转换处理，可以得到对应的气水两相产量规整化拟压力方程：
[0156]
[0157] 其中，RNPpg为气相产量规整化拟压力，单位为兆帕平方/毫帕秒/立方米每天2 3
(MPa /(mPa·s)/(m/d))；RNPpw为水相产量规整化拟压力，单位为兆帕每立方米每天MPa/
3
(m/d)。
[0158] 储层流体参数随压力发生变化，所以调查距离需要在平均地层压力下重新评估，则校正后的气相和水相产量规整化拟压力为：
[0159]
[0160] 其中，无量纲变量定义为： 是无量纲孔隙度；μgD＝μg/μgi为无量纲气体黏度；μwD＝μw/μwi为无量纲水黏度；ctD＝ct/cti为无量纲地层综合压缩系数；kD＝k/ki是无量纲储层渗透率。
[0161] 可以理解的，校正后的产量规整化拟压力和时间的平方根是线性关系，因此如果在直角坐标系下绘制产量规整化拟压力和时间平方根的关系曲线，就可以根据直线的斜率来估计线性流参数
[0162] 产量规整化拟压力通过考虑气体的非线性流动特性和压缩性，提供了一种更为准确和直观的表达来描述气井的生产行为，简化了计算并统一了不同条件下的数据。
[0163] S207、基于所述气水两相产量规整化拟压力和所述开采时长，更新所述第一水平井的关系曲线图。
[0164] 其中，步骤S207与上述步骤S104类似，在此不再赘述。
[0165] S208、基于更新后的关系曲线图，确定所述第一水平井的线性流参数。
[0166] 其中，步骤S208与上述步骤S105类似，在此不再赘述。
[0167] 本实施例提供的页岩气井线性流参数的确定方法，该方法通过第一水平井的累积产量参数、储层参数和流体参数确定第一水平井的线性距离，进而求解线性流距离对应的平均地层压力，再用该平均地层压力更新储层参数以及线性流距离，最后确定所述第一水平井的气水两相拟压力，最后规整化得到气水两相产量规整化拟压力，最后通过关系曲线图求得页岩气井的线性流参数。本实施例的方法通过实际产量对平均地层压力进行了精确评估，对储层参数也进行更新校正，又将其分解为气水两相的拟压力和规整化形式，确保了计算过程中各个参数的准确性、将压力拆解为更利于计算和理解的单相形式，为页岩气井所在储层的产量分析等提供了更多参考和更清晰的依据。
[0168] 图4是本申请实施例提供的一种页岩气井线性流参数的确定方法的流程图三。本实施例是在图2实施例的基础上，对基于气水两相产量规整化拟压力和开采时长，更新第一水平井的关系曲线图，并基于更新后的关系曲线图，确定第一水平井的线性流参数的一种可能的实现方式进行详细说明。如图4所示，该方法包括：
[0169] S301、确定所述关系曲线图中用于更新的气水两相规整化拟压力和开采时长对应的坐标点。
[0170] 其中，所述关系曲线图定义与上述步骤S104类似，在此不再赘述；所述坐标点是指每一对气水两相产量规整化拟压力及其对应开采时长这样的数据点。
[0171] 确定这些用于更新关系曲线图的数据点的方式可以通过多种方法实现。例如，可以通过实时监测系统获取最新的气水两相规整化拟压力和开采时长数据，或者通过实验室分析和计算模型预测这些数据点。具体实现方式可能包括使用传感器数据、实验室分析结果或计算模型输出的数据。
[0172] 示例性的，此处给出一种可能的实现方式。将基于每个时间步长(例如是1天)所对应的开采时长的气水两相规整化拟压力与其开采时长作为用于更新关系曲线图的数据点。
[0173] S302、基于所述坐标点，对所述关系曲线图进行更新处理。
[0174] 其中，所述关系曲线图的横轴用于指示开采时长的平方根，所述关系曲线图的纵轴用于指示两相规整化拟压力。
[0175] 更新处理的目的是确保关系曲线图反映最新的数据信息，以便于后续分析和决策。
[0176] 示例性的，此处给出一种可能的实现方式。将横轴的开采时长进行平方根处理再更新，是为了方便后续流程的计算。
[0177] S303、确定所述更新后的关系曲线图中的多个历史线性流参数和当前线性流参数。
[0178] 其中，更新后的关系曲线图上应数轴表示气水两相规整化拟压力，横轴为对应开采时长的平方根，且包含多个坐标点；线性流参数为关系曲线图中气水两相规整化拟压力比开采时长的平方根的斜率，由于包含多个坐标点，故可以根据每一个坐标及其之前的坐标生成多个历史线性流参数，当前线性流参数即更新后最新坐标点对应的线性流参数。
[0179] 为了从坐标点得到线性流参数(关系曲线图斜率)，可以采用线性回归的方法。具体来说，首先从更新后的关系曲线图中提取一系列坐标点(x,y)，其中x表示开采时长的平方根，y表示两相规整化拟压力。然后，通过计算这些坐标点的斜率，即线性回归中的回归系数，来确定线性流参数。
[0180] 在实际的关系曲线图中，坐标点的数据可能并不严格构成线性关系，例如可以通过最小二乘法进行线性回归，拟合出一条最佳拟合直线并以此计算斜率。
[0181] S304、基于所述多个历史线性流参数和当前线性流参数，确定所述当前线性流参数是否收敛；若是，则执行步骤S305，若否，则执行步骤S306。
[0182] 其中，线性流参数是否收敛是指当前线性流参数是否趋近于一个稳定值，表明该关系曲线图中的数据是否已趋向为稳定的线性状态。
[0183] 判断收敛性的方法可以通过比较当前线性流参数与多个历史线性流参数的变化趋势来实现。具体来说，可以计算当前线性流参数与最近几次历史线性流参数的差异，如果这些差异在一定范围内逐渐减小并趋于稳定，则认为当前线性流参数已经收敛。
[0184] 常用的收敛判断标准包括设定一个阈值，如果当前线性流参数与历史线性流参数的变化幅度小于该阈值，则认为参数已经收敛，否则认为参数不收敛。
[0185] S305、确定所述坐标点对应的线性流参数为所述当前线性流参数。
[0186] 其中，该步骤对应的前置条件是当前线性流参数已经收敛，即确认该坐标点对应的线性流参数为当前线性流参数。
[0187] S306、采用所述当前线性流参数对历史线性流参数进行更新处理，并重复执行线性流参数的确定流程，直至线性流参数收敛。
[0188] 其中，由于前一步骤确定当前线性流参数尚未收敛，则需要采用当前线性流参数对历史线性流参数进行更新处理，并重复执行线性流参数的确定流程，直至线性流参数收敛。
[0189] 更新处理的目的是通过迭代的方法逐步逼近稳定的线性流参数。具体来说，更新处理可以通过加权平均或其他迭代算法来实现。例如，可以采用加权平均的方法，将当前线性流参数与历史线性流参数进行加权组合，得到新的历史线性流参数。然后，使用更新后的历史线性流参数重新进行线性流参数的确定流程，包括数据采集、拟合、计算斜率等步骤。
[0190] 此外，还可以设置一个最大迭代次数，以防止在某些情况下迭代过程无法收敛。确保迭代过程的准确性和有效性，对于最终确定稳定的线性流参数至关重要。通过这种迭代更新的方法，可以逐步逼近储层中流体的真实流动特性。
[0191] 本实施例提供了一种页岩气井线性流参数的确定方法，该方法通过实时监测系统或计算分析获取气水两相规整化拟压力和开采时长数据点，并基于这些坐标点更新关系曲线图。采用线性回归方法从更新后的关系曲线图中提取多个历史线性流参数和当前线性流参数，通过比较这些参数的变化趋势判断当前线性流参数是否收敛。若收敛，则确定当前线性流参数为最终参数；若未收敛，则采用当前线性流参数对历史线性流参数进行迭代更新，直至参数收敛。该方法通过迭代更新和线性回归技术，提供了确定线性流参数的完整方法，使得通过储层参数等，能够准确、稳定地确定页岩气井的线性流参数，从而更精确地反映储层中流体的流动特性，为储层管理和生产优化提供可靠的数据支持。
[0192] 为了更好地理解本发明的实际应用，以下提供一种在页岩气井开采中计算母子井线性流参数的具体实施例。该实施例的场景例如可以为图1所示的场景。
[0193] 表1为该示例提供的储层和流体参数的示意表。
[0194] 表1实施例中的储层和流体参数汇示意表
[0195]
[0196] 在该场景中，水平井A井为母井，水平井B井为子井。图5为本申请实施例提供的A井的气水两相产量示意图；图6为本申请实施例提供的B井的气水两相产量示意图。
[0197] 如图5和图6所示，A井率先开始投产，在A井生产了107天后，B井开始投产。
[0198] A井与B井发生井间连通后，B井的压裂液未完全返排，并快速流向A井，导致A井的井筒内积液急剧增加，气相产量迅速下降，水相产量大幅度提升。
[0199] 继续参见图5和图6所示，井间连通后，母井的气产量由13.61×104m3/d降至7.09×4 3 3 3
10m/d；水产量由56.28m/d增加至150m/d。
[0200] 图7为本申请实施例提供的A井的关系曲线示意图，图8为本申请实施例提供的B井的关系曲线示意图。
[0201] 如图7和图8所示，A井开井生产时会同时动用A井和B井的泄油区域，根据A井第二0.5
段直线段的斜率可以计算出线性流参数 为15.07m·md ，根据B井曲线示意图中直线
0.5
的斜率计算线性流参数为7.55m·md 。
[0202] 得到A井和B井的线性流参数后，若假设A井和B井的储层渗透率一致，则A井的裂缝半长(面积)更大，压裂的效果也更好；若假设A井和B井的裂缝半长(面积)一致，那么A井所处的储层渗透率更高。
[0203] 基于此，A井的线性流参数大于B井，表明该井的裂缝半长(面积)或者储层渗透率始终处于较高水平。
[0204] 图9为本申请实施例提供的一种页岩气井线性流参数的确定装置的结构示意图。如图5所示，本实施例提供的页岩气井线性流参数的确定装置400，包括：
[0205] 确定模块401，用于确定第一水平井的累积产量参数、储层参数和流体参数；
[0206] 所述确定模块401，还用于根据所述第一水平井的储层参数、流体参数和所述第一水平井的开采时长，确定第一水平井的线性流距离，其中，所述开采时长和所述累积产量参数是基于第二水平井的开采时长校正得到的，所述第一水平井和所述第二水平井之间存在裂缝连通现象；
[0207] 所述确定模块401，还用于基于所述累积产量参数、储层参数、流体参数和所述线性流距离，确定所述第一水平井对应的气水两相产量规整化拟压力；
[0208] 更新模块402，用于基于所述气水两相产量规整化拟压力和所述开采时长，更新所述第一水平井的关系曲线图；
[0209] 所述确定模块401，还用于基于更新后的关系曲线图，确定所述第一水平井的线性流参数，所述关系曲线图用于指示所述第一水平井在至少一个历史时刻对应的历史气水两相产量规整化拟压力。
[0210] 在一种可能的实现方式中，所述第一水平井为母井，所述确定模块401，用于确定所述母井的总累积产量值和第二水平井的开采时间点，所述第二水平井为所述母井的子井，所述母井的开采时长为所述开采时间点与当前时刻之间的时长；确定所述母井的第一累积参量值，所述第一累积产量值用于指示所述母井在所述开采时间点之前的累积产量值；将所述总累积产量值和所述第一累积产量值之差作为所述母井的累积产量参数。
[0211] 在一种可能的实现方式中，所述确定模块401，用于基于所述累积产量参数、储层参数、流体参数和所述线性流距离，确定所述线性流距离对应的平均地层压力；
[0212] 所述更新模块402，还用于根据所述平均地层压力，对所述储层参数及线性流距离进行更新处理，得到更新后的储层参数及线性流距离；
[0213] 所述确定模块401，还用于根据更新后的储层参数和所述平均地层压力，确定所述第一水平井的气水两相拟压力；根据所述更新后的线性流距离、所述气水两相拟压力，确定气水两相产量规整化拟压力。
[0214] 在一种可能的实现方式中，所述储层参数包括：储层渗透率、储层孔隙度、地层综合压缩系数，流体参数为流体黏度，所述确定模块401，用于根据所述储层渗透率、开采时长、储层孔隙度、流体黏度、地层综合压缩系数，确定所述第一水平井的线性流距离；
[0215] 其中，在所述第一水平井为母井的情况下，所述开采时长为所述母井对应的子井的开采时间点与当前时刻之间的时长；
[0216] 在所述第一水平井为子井的情况下，所述开采时长为所述子井的开采时间点与当前时刻之间的时长。
[0217] 在一种可能的实现方式中，所述累积产量参数包括：累积水相产量和累积气相产量，所述储层参数还包括：裂缝数量、裂缝半长、含水饱和度以及含气饱和度，所述确定模块401，用于根据所述累积产量参数、储层参数和所述线性流距离，确定所述线性流距离对应的平均地层压力。
[0218] 在一种可能的实现方式中，所述更新模块402，用于基于所述气水两相产量规整化拟压力和所述开采时长，更新所述第一水平井的关系曲线图；基于所述坐标点，对所述关系曲线图进行更新处理，其中所述关系曲线图的横轴用于指示开采时长的平方根，所述关系曲线图的纵轴用于指示两相规整化拟压力。
[0219] 在一种可能的实现方式中，所述确定模块401，用于确定所述更新后的关系曲线图中的多个历史线性流参数和当前线性流参数；
[0220] 基于所述多个历史线性流参数和当前线性流参数，确定所述当前线性流参数是否收敛；
[0221] 在所述当前线性流参数收敛的情况下，确定所述第一水平井对应的线性流参数为所述当前线性流参数；
[0222] 所述更新模块402，还用于在所述当前线性流参数不收敛的情况下，采用所述当前线性流参数对历史线性流参数进行更新处理；
[0223] 所述确定模块401，还用于基于更新后的线性流参数，重复执行线性流参数的确定流程，直至线性流参数收敛。
[0224] 图10为本申请提供的一种页岩气井线性流参数的确定设备的结构示意图。如图6所示，本申请提供一种页岩气井线性流参数的确定设备，该页岩气井线性流参数的确定设备500包括：接收器501、发送器502、处理器503以及存储器504。
[0225] 接收器501，用于接收指令和数据；
[0226] 发送器502，用于发送指令和数据；
[0227] 存储器504，用于存储计算机执行指令；
[0228] 处理器503，用于执行存储器504存储的计算机执行指令，以实现上述实施例中页岩气井线性流参数的确定方法所执行的各个步骤。具体可以参见前述页岩气井线性流参数的确定方法实施例中的相关描述。
[0229] 可选地，上述存储器504既可以是独立的，也可以跟处理器503集成在一起。
[0230] 当存储器504独立设置时，该电子设备还包括总线，用于连接存储器504和处理器503。
[0231] 本申请还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，当处理器执行计算机执行指令时，实现如上述页岩气井线性流参数的确定设备所执行的页岩气井线性流参数的确定方法。
[0232] 本领域普通技术人员可以理解，上文中所公开方法中的全部或某些步骤、系统、装置中的功能模块/单元可以被实施为软件、固件、硬件及其适当的组合。在硬件实施方式中，在以上描述中提及的功能模块/单元之间的划分不一定对应于物理组件的划分；例如，一个物理组件可以具有多个功能，或者一个功能或步骤可以由若干物理组件合作执行。某些物理组件或所有物理组件可以被实施为由处理器，如中央处理器、数字信号处理器或微处理器执行的软件，或者被实施为硬件，或者被实施为集成电路，如专用集成电路。这样的软件可以分布在计算机可读介质上，计算机可读介质可以包括计算机存储介质(或非暂时性介质)和通信介质(或暂时性介质)。如本领域普通技术人员公知的，术语计算机存储介质包括在用于存储信息(诸如计算机可读指令、数据结构、程序模块或其他数据)的任何方法或技术中实施的易失性和非易失性、可移除和不可移除介质。计算机存储介质包括但不限于RAM、ROM、EEPROM、闪存或其他存储器技术、CD‑ROM、数字多功能盘(DVD)或其他光盘存储、磁盒、磁带、磁盘存储或其他磁存储装置、或者可以用于存储期望的信息并且可以被计算机访问的任何其他的介质。此外，本领域普通技术人员公知的是，通信介质通常包含计算机可读指令、数据结构、程序模块或者诸如载波或其他传输机制之类的调制数据信号中的其他数据，并且可包括任何信息递送介质。
[0233] 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。
[0234] 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。
