深层页岩气储层水力压裂参数确定方法、装置和存储介质与流程

1.本公开涉及油气开发领域，特别涉及一种深层页岩气储层水力压裂参数确定方法、装置和存储介质。


背景技术：

2.页岩气是蕴藏于页岩层可供开采的天然气资源，大部分位于3500m以下的深层。高效开发深层页岩气是实现天然气行业规划的重要保障。
3.水力压裂是目前油气开采的主要形式，利用水力作用使油气层形成裂缝，以提高油气产量。油气层间隔分布在地层中，一般会对各个油气层按照各个井自下而上的顺序进行分段压裂。相关技术中，各段水力压裂时压裂液的排量、体积、浓度等施工参数都是一样的。但是深层页岩气储层具有很强的非均质性，采用统一的施工参数进行分段压裂不能保证各个井各个压裂段均有较好的适应性，导致天然气的产量较低。


技术实现要素：

4.本公开实施例提供了一种深层页岩气储层水力压裂参数确定方法、装置和存储介质，可以针对不同井不同压裂段确定水力压裂参数，有效提高天然气的产量。所述技术方案如下：
5.第一方面，本公开实施例提供了一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法，所述确定方法包括：
6.获取深层页岩气储层中待压裂段的地质参数；
7.根据地质参数和水力压裂参数的对应关系，确定待压裂段的地质参数对应的水力压裂参数，不同取值范围内的地质参数对应的水力压裂参数的取值范围不同，确定出的所述水力压裂参数为所述待压裂段水力压裂时的施工参数。
8.可选地，所述地质参数包括以下参数中的至少一种：设定形态气体的体积比、碳酸盐矿物含量、杨氏模量、裂缝破裂压力、天然裂缝带的分布位置、脆性指数、断裂韧性指数、天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数、缝网复杂度、裂缝延伸和转向指数；所述设定形态气体的体积比为游离气量占比或者吸附气量占比；
9.所述水力压裂参数包括以下参数中的至少一种：多簇射孔中各簇孔数、前置液中酸液的体积、前置液体积、前置液排量、携砂液体积、携砂液排量、携砂液中小粒径支撑剂的重量比、携砂液中支撑剂的重量、携砂液中支撑剂的浓度、携砂液中暂堵剂的浓度、携砂液中暂堵剂的形态、顶替液体积；
10.所述根据地质参数和水力压裂参数的对应关系，确定待压裂段的地质参数对应的水力压裂参数，包括以下方式中的至少一种：
11.根据设定形态气体的体积比和多簇射孔中各簇孔数的对应关系，确定待压裂段的设定形态气体的体积比对应的多簇射孔中各簇孔数；
12.根据第1个压裂段注入前置液前后的井口压降、以及碳酸盐矿物含量和前置液中
酸液的体积的对应关系，确定待压裂段的碳酸盐矿物含量对应的前置液中酸液的体积；
13.根据杨氏模量和前置液体积的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的前置液体积；
14.根据裂缝破裂压力和前置液排量的对应关系，确定待压裂段的裂缝破裂压力对应的前置液排量；
15.根据天然裂缝带的分布位置、脆性指数和携砂液体积的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带的分布位置、脆性指数对应的携砂液体积；
16.根据第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度、第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值、以及断裂韧性指数和携砂液排量的对应关系，确定待压裂段的断裂韧性指数对应的携砂液排量；
17.根据杨氏模量和携砂液中小粒径支撑剂的重量比的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中小粒径支撑剂的重量比；
18.根据天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数和携砂液中支撑剂的重量的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数对应的携砂液中支撑剂的重量；
19.根据缝网复杂度和携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的缝网复杂度对应的携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度；
20.根据裂缝延伸和转向指数和携砂液中暂堵剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的裂缝延伸和转向指数对应的携砂液中暂堵剂的浓度；
21.根据杨氏模量和携砂液中暂堵剂的形态的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中暂堵剂的形态；
22.根据脆性指数、缝网复杂度和顶替液体积的对应关系，确定待压裂段的脆性指数、缝网复杂度对应的顶替液体积。
23.可选地，所述根据第1个压裂段注入前置液前后的井口压降、以及碳酸盐矿物含量和前置液中酸液的体积的对应关系，确定待压裂段的碳酸盐矿物含量对应的前置液中酸液的体积，包括：
24.当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于含量阈值，且第1个压裂段注入前置液前后的井口压降大于或等于井口压降阈值时，若所述待压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于所述含量阈值，则所述待压裂段的前置液中酸液的体积等于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；若所述待压裂段的碳酸盐矿物含量小于所述含量阈值，则所述待压裂段的前置液中酸液的体积小于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；
25.当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于含量阈值，且第1个压裂段注入前置液前后的井口压降小于井口压降阈值时，若所述待压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于所述含量阈值，则所述待压裂段的前置液中酸液的体积大于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；若所述待压裂段的碳酸盐矿物含量小于所述含量阈值，则所述待压裂段的前置液中酸液的体积等于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；
26.当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量小于含量阈值，且第1个压裂段注入前置液前后的井口压降大于或等于井口压降阈值时，所述待压裂段的前置液中酸液的体积等于第1个
压裂段的前置液中酸液的体积；
27.当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量小于含量阈值，且第1个压裂段注入前置液前后的井口压降小于井口压降阈值时，所述待压裂段的前置液中酸液的体积大于第1个压裂段的前置液中酸液的体积。
28.可选地，所述根据第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度、第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值、以及断裂韧性指数和携砂液排量的对应关系，确定待压裂段的断裂韧性指数对应的携砂液排量，包括：
29.当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度小于幅度阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值小于井口压力阈值时，若所述待压裂段的断裂韧性指数大于或等于所述断裂韧性指数阈值，则所述待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量与第一增加值之和，所述第一增加值大于0；若所述待压裂段的断裂韧性指数小于所述断裂韧性指数阈值，则所述待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量；
30.当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度大于或等于幅度阈值时，所述待压裂段额携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量；
31.当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值大于或等于井口压力阈值时，所述待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量；
32.当第1个压裂段的断裂韧性指数小于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度小于幅度阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值小于井口压力阈值时，若所述待压裂段的断裂韧性指数大于或等于所述断裂韧性指数阈值，则所述待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量与第二增加值之和，所述第二增加值大于0且小于所述第一增加值；若所述待压裂段的断裂韧性指数小于所述断裂韧性指数阈值，则所述待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量；
33.当第1个压裂段的断裂韧性指数小于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度大于或等于幅度阈值时，所述待压裂段的携砂液排量小于第1个压裂段的携砂液排量；
34.当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于所述断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值大于或等于井口压力阈值时，所述待压裂段的携砂液排量小于第1个压裂段的携砂液排量；
35.其中，所述井口压力阈值等于井口压力承载极限与第一百分比之积。
36.可选地，所述根据设定形态气体的体积比和多簇射孔中各簇孔数的对应关系，确定待压裂段的设定形态气体的体积比对应的多簇射孔中各簇孔数，包括：
37.当所述待压裂段的游离气量占比大于或等于游离气量占比阈值时，或者当所述待压裂段的吸附气量占比小于或等于吸附气量占比阈值时，所述待压裂段的多簇射孔中各簇孔数相等；
38.当所述待压裂段的游离气量占比小于所述游离气量占比阈值时，或者当所述待压裂段的吸附气量占比大于所述吸附气量占比阈值时，所述待压裂段的多簇射孔中两侧簇孔
数小于中间簇孔数；
39.其中，所述游离气量占比阈值和所述吸附气量占比之和等于1，1≤j≤n且j为整数，n为井中压裂段的数量。
40.可选地，所述根据杨氏模量和前置液体积的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的前置液体积，包括：
41.当所述待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，所述待压裂段的前置液体积在第一设定体积和第二设定体积之间，所述第二设定体积大于所述第一设定体积；
42.当所述待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，所述待压裂段的前置液体积大于所述第二设定体积。
43.可选地，所述根据裂缝破裂压力和前置液排量的对应关系，确定待压裂段的裂缝破裂压力对应的前置液排量，包括：
44.当所述待压裂段的裂缝破裂压力大于或等于破裂压力阈值时，所述待压裂段的前置液排量小于第一设定排量；
45.当所述待压裂段的裂缝破裂压力小于破裂压力阈值时，所述待压裂段注入前置液的排量在所述第一设定排量和第二设定排量之间，所述第二设定排量大于所述第一设定排量；
46.其中，所述破裂压力阈值等于井口压力承载极限与第二百分比之积。
47.可选地，所述根据天然裂缝带的分布位置、脆性指数和携砂液体积的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带的分布位置、脆性指数对应的携砂液体积，包括：
48.当所述待压裂段的天然裂缝带与井筒之间的最短距离小于距离阈值时，所述待压裂段的携砂液体积小于或等于第三设定体积；
49.当所述待压裂段天然裂缝带与井筒之间的最短距离大于或等于距离阈值时，若所述待压裂段的脆性指数大于或等于脆性指数阈值，则所述待压裂段的携砂液体积在第四设定体积和所述第三设定体积之间，所述第三设定体积大于所述第四设定体积；若所述待压裂段的脆性指数小于脆性指数阈值，则所述待压裂段的携砂液体积大于所述第三设定体积。
50.可选地，所述根据杨氏模量和携砂液中小粒径支撑剂的重量比的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中小粒径支撑剂的重量比，包括：
51.当所述待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，所述待压裂段的携砂液中小粒径支撑剂的重量之比大于第一设定比例；
52.当所述待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，所述待压裂段的携砂液中小粒径支撑剂的重量之比在第二设定比例和所述第一设定比例之间，所述第二设定比例小于所述第一设定比例。
53.可选地，所述根据天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数和携砂液中支撑剂的重量的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数对应的携砂液中支撑剂的重量，包括：
54.当所述待压裂段的天然裂缝带发育程度大于或等于天然裂缝带发育程度阈值时，或者当所述待压裂段的岩层层理发育程度大于或等于岩层层理发育程度阈值时，或者当所述待压裂段的岩体弱面发育指数大于或等于岩体弱面发育指数阈值时，所述待压裂段的携
砂液中支撑剂的重量在第一设定重量和第二设定重量之间，所述第二设定重量大于所述第一设定重量；
55.当所述待压裂段的天然裂缝带发育程度小于天然裂缝带发育程度阈值，且所述待压裂段的岩层层理发育程度小于岩层层理发育程度阈值，且所述待压裂段的岩体弱面发育指小于岩体弱面发育指数阈值时，所述待压裂段的携砂液中支撑剂的重量大于所述第二设定重量。
56.可选地，所述根据缝网复杂度和携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的缝网复杂度对应的携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度，包括：
57.当所述待压裂段的缝网复杂度大于或等于缝网复杂度阈值时，所述待压裂段的携砂液中支撑剂的加入方式采用段塞式加砂，且所述待压裂段的支撑剂浓度在第二设定浓度和第一设定浓度之间，所述第二设定浓度小于所述第一设定浓度；
58.当所述待压裂段的缝网复杂度小于缝网复杂度阈值时，所述待压裂段的携砂液中支撑剂的加入方式采用连续加砂和段塞式加砂结合，且所述待压裂段的支撑剂浓度小于所述第二设定浓度。
59.可选地，所述根据裂缝延伸和转向指数和携砂液中暂堵剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的裂缝延伸和转向指数对应的携砂液中暂堵剂的浓度，包括：
60.当所述待压裂段的裂缝延伸和转向指数大于或等于裂缝延伸和转向指数阈值时，所述待压裂段的携砂液中暂堵剂的浓度等于0；
61.当所述待压裂段的裂缝延伸和转向指数小于裂缝延伸和转向指数阈值时，所述待压裂段的携砂液中暂堵剂的浓度大于0。
62.可选地，所述根据杨氏模量和携砂液中暂堵剂的形态的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中暂堵剂的形态，包括：
63.当所述待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，所述待压裂段的携砂液中暂堵剂的形态为粉末；
64.当所述待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，所述待压裂段的携砂液中暂堵剂的形态包括粉末和颗粒，且粉末的重量比大于或等于第三设定比例。
65.可选地，所述根据脆性指数、缝网复杂度和顶替液体积的对应关系，确定待压裂段的脆性指数、缝网复杂度对应的顶替液体积，包括：
66.当所述待压裂段的脆性指数大于或等于脆性指数阈值，且所述待压裂段的缝网复杂度大于或等于缝网复杂度阈值时，所述待压裂段的顶替液体积等于井筒容积；
67.当所述待压裂段的脆性指数小于脆性指数阈值时，或者当所述待压裂段的缝网复杂度小于缝网复杂度阈值时，所述待压裂段的顶替液体积大于井筒容积。
68.可选地，所述获取深层页岩气储层中待压裂段的地质参数，包括：
69.获取深层页岩气储层的地质模型，所述地质模型包括深层页岩气储层各个区域的地质参数；
70.根据所述待压裂段在深层页岩气储层中的区域，获取所述待压裂段的地质参数。
71.可选地，所述方法还包括：获取所述待压裂段的单位体积气量；
72.所述获取深层页岩气储层中待压裂段的地质参数，包括：
73.当所述单位体积气量大于或等于气量阈值时，获取所述待压裂段的地质参数。
74.第二方面，本公开实施例提供了一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定装置，所述确定装置包括：
75.地质参数获取模块，用于获取深层页岩气储层中待压裂段的地质参数；
76.压裂参数确定模块，用于根据地质参数和水力压裂参数的对应关系，确定待压裂段的地质参数对应的水力压裂参数，不同取值范围内的地质参数对应的水力压裂参数的取值范围不同，确定出的所述水力压裂参数为所述待压裂段水力压裂时的施工参数。
77.第三方面，本公开实施例提供了一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定装置，所述确定装置包括：存储器和处理器，所述存储器和所述处理器之间互相通信连接，所述存储器存储有计算机指令，所述处理器通过执行计算机指令，从而执行如第一方面提供的深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法。
78.第四方面，本公开实施例提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机指令，所述计算机指令用于使计算机执行如第一方面提供的深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法。
79.本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
80.通过获取深层页岩气储层中待压裂段的地质参数，并根据地质参数和水力参数的对应关系，确定待压裂段的地质参数对应的水力压裂参数，可以针对各井各个压裂段的地质情况的不同采用相适应的水力压裂参数进行施工，有效提高深层页岩气储层的天然气产量。
附图说明
81.为了更清楚地说明本公开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公开的一些实施例，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。
82.图1是本公开实施例提供的一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法的流程图；
83.图2是本公开实施例提供的一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定装置的结构示意图；
84.图3是本公开实施例提供的一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定装置的结构示意图。
具体实施方式
85.为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。
86.水力压裂是利用水力作用使油气层形成裂缝的一种方法。油气层间隔分布在地层中，一般会对各个油气层按照各个井自下而上的顺序进行分段压裂。每个压裂段水力压裂时的过程可以如下：
87.先利用地面高压泵，通过井筒向油层挤注含有酸液的前置液。当注入前置液的速
度超过油层的吸收能力时，则在井底油层上形成很高的压力。当这种压力超过井底附近油层岩石的破裂压力时，油层将被压开并产生裂缝。这时继续不停地向油层挤注前置液，裂缝就会继续向油层内部扩张。为了保持压开的裂缝处于张开状态，接着向油层挤入带有支撑剂(通常为石英砂)的携砂液。携砂液进入裂缝之后，一方面可以使裂缝继续向前延伸，另一方面可以支撑已经压开的裂缝，避免其闭合。然后注入顶替液，将井筒的携砂液全部顶替进入裂缝，利用支撑剂将裂缝支撑起来。最后，注入的前置液、携砂液和顶替液中的大部分都会自动降解排出井筒之外，在油层中留下一条或多条长、宽、高不等的裂缝，使油层与井筒之间建立起一条新的流体通道。
88.基于上述过程，一个压裂段水力压裂时的施工参数(即水力压裂参数)可以包括以下参数中的至少一种：多簇射孔中各簇孔数、前置液中酸液的体积、前置液体积、前置液排量、携砂液体积、携砂液排量、携砂液中小粒径支撑剂的重量比、携砂液中支撑剂的重量、携砂液中支撑剂的浓度、携砂液中暂堵剂的浓度、携砂液中暂堵剂的形态、顶替液体积。其中，多簇射孔用于注入前置液、携砂液和顶替液中的至少一种。
89.本公开实施例提供了一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法。图1为本公开实施例提供的一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法的流程图。参见图1，该确定方法包括：
90.步骤101：获取深层页岩气储层中待压裂段的地质参数。
91.在本公开实施例中，待压裂段为深层页岩气储层进行分段压裂的多个压裂段中，任意一个未进行水力压裂的压裂段。
92.示例性地，地质参数可以包括以下参数中的至少一种：设定形态气体的体积比、碳酸盐矿物含量、杨氏模量、裂缝破裂压力、天然裂缝带的分布位置、脆性指数、断裂韧性指数、天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数、缝网复杂度、裂缝延伸和转向指数；设定形态气体的体积比为游离气量占比或者吸附气量占比。
93.其中，游离气量占比为游离气量与总气量的体积之比，吸附气量占比为吸附气量与总气量的体积之比。碳酸盐矿物含量为岩层中碳酸盐矿物的重量与岩层重量之比。杨氏模量为沿应力方向的弹性模量，弹性模量为单向应力状态下应力除以该方向的应变。脆性指数用于衡量材料在外力作用下(如拉伸、冲击等)仅产生很小的变形即断裂破坏的性质。天然裂缝带的分布位置为岩层内在水力压裂之前形成的裂缝带在岩层中的分布区域。天然裂缝带发育程度为岩层内在水力压裂之前形成的裂缝带的发展情况。岩层层理发育程度为岩层中层理的发展情况，层理为是岩石沿垂直方向变化所产生的层状构造。岩体弱面发育指数是表示岩体中弱面发育情况的指数，弱面是应力薄弱面,受到应力容易发生断裂、滑动。裂缝破裂压力是岩层中裂缝破裂的压力。断裂韧性指数是试样或构件中有裂纹或类裂纹缺陷情形下发生不稳定断裂(以裂纹或类裂纹缺陷为起点的快速断裂)时材料显示的阻抗值。裂缝延伸和转向指数是表示裂缝延伸或者转向的可能性。缝网复杂度用于衡量地层中的裂缝纵横交错形成的网状结构的复杂程度。
94.可选地，该步骤101可以包括：
95.获取深层页岩气储层的地质模型，地质模型包括深层页岩气储层各个区域的地质参数；
96.根据待压裂段在深层页岩气储层中的区域，获取待压裂段的地质参数。
97.利用包括深层页岩气储层各个区域的地质参数的地质模型，根据待压裂段在深层页岩气储层中的区域，可以很方便地获取待压裂段的地质参数。
98.步骤102：根据地质参数和水力压裂参数的对应关系，确定待压裂段的地质参数对应的水力压裂参数。
99.在本公开实施例中，不同取值范围内的地质参数对应的水力压裂参数的取值范围不同，确定出的水力压裂参数为待压裂段水力压裂时的施工参数。
100.本公开实施例通过获取深层页岩气储层中待压裂段的地质参数，并根据地质参数和水力参数的对应关系，确定待压裂段的地质参数对应的水力压裂参数，可以针对各井各个压裂段的地质情况的不同采用相适应的水力压裂参数进行施工，有效提高深层页岩气储层的天然气产量。
101.可选地，该步骤102可以包括以下方式中的至少一种：
102.根据设定形态气体的体积比和多簇射孔中各簇孔数的对应关系，确定待压裂段的设定形态气体的体积比对应的多簇射孔中各簇孔数；
103.根据第1个压裂段注入前置液前后的井口压降、以及碳酸盐矿物含量和前置液中酸液的体积的对应关系，确定待压裂段的碳酸盐矿物含量对应的前置液中酸液的体积；
104.根据杨氏模量和前置液体积的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的前置液体积；
105.根据裂缝破裂压力和前置液排量的对应关系，确定待压裂段的裂缝破裂压力对应的前置液排量；
106.根据天然裂缝带的分布位置、脆性指数和携砂液体积的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带的分布位置、脆性指数对应的携砂液体积；
107.根据第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度、第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值、以及断裂韧性指数和携砂液排量的对应关系，确定待压裂段的断裂韧性指数对应的携砂液排量；
108.根据杨氏模量和携砂液中小粒径支撑剂的重量比的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中小粒径支撑剂的重量比；
109.根据天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数和携砂液中支撑剂的重量的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数对应的携砂液中支撑剂的重量；
110.根据缝网复杂度和携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的缝网复杂度对应的携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度；
111.根据裂缝延伸和转向指数和携砂液中暂堵剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的裂缝延伸和转向指数对应的携砂液中暂堵剂的浓度；
112.根据杨氏模量和携砂液中暂堵剂的形态的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中暂堵剂的形态；
113.根据脆性指数、缝网复杂度和顶替液体积的对应关系，确定待压裂段的脆性指数、缝网复杂度对应的顶替液体积。
114.基于地质参数和水力压裂参数之间的相互影响，针对不同的水力压裂参数，选择
不同的地质参数建立对应关系。
115.在实际应用中，深层页岩气储层水力压裂可以划分为多段进行，从与井口之间的距离从大到小的顺序依次进行水力压裂，水力压裂的各个区域分别称为第1个压裂段、第2个压裂段、第3个压裂段、
……
即第1个压裂段与井口之间的距离大于第2个压裂段与井口之间的距离，第2个压裂段与井口之间的距离大于第3个压裂段与井口之间的距离，
……
距离井口最远的第1个压裂段最先进行水力压裂，可以反映整个井的水力压裂效果，有利于准确确定其它压裂段的水力压裂参数。
116.示例性地，该确定方法还可以包括：
117.在第1个压裂段进行水力压裂时测量井口压力。
118.根据在第1个压裂段进行水力压裂时测量井口压力，可以确定第1个压裂段注入前置液前后的井口压降、第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度、以及第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值。
119.在实际应用中，第1个压裂段的一部分水力压裂参数可以采用上述实现方式确定，另一部分水力压裂参数可以人为设定。具体地，前置液中酸液的体积和携砂液排量可以人为设定进行尝试，多簇射孔中各簇孔数、前置液体积、前置液排量、携砂液体积、携砂液中小粒径支撑剂的重量比、携砂液中支撑剂的重量、携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度、携砂液中暂堵剂的浓度、携砂液中暂堵剂的形态、顶替液体积可以采用步骤101～步骤102确定。
120.另外，以某个井为例，各个压裂段的地质参数如下表一所示：
121.表一某个井各个压裂段的地质参数
[0122][0123][0124]
在本公开实施例的第一种实现方式中，根据第1个压裂段注入前置液前后的井口压降、以及碳酸盐矿物含量和前置液中酸液的体积的对应关系，确定待压裂段的碳酸盐矿
物含量对应的前置液中酸液的体积，可以包括：
[0125]
当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于含量阈值，且第1个压裂段注入前置液前后的井口压降大于或等于井口压降阈值时，若待压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于含量阈值，则待压裂段的前置液中酸液的体积等于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；若待压裂段的碳酸盐矿物含量小于含量阈值，则待压裂段的前置液中酸液的体积小于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；
[0126]
当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于含量阈值，且第1个压裂段注入前置液前后的井口压降小于井口压降阈值时，若待压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于含量阈值，则待压裂段的前置液中酸液的体积大于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；若待压裂段的碳酸盐矿物含量小于含量阈值，则待压裂段的前置液中酸液的体积等于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；
[0127]
当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量小于含量阈值，且第1个压裂段注入前置液前后的井口压降大于或等于井口压降阈值时，待压裂段的前置液中酸液的体积等于第1个压裂段的前置液中酸液的体积；
[0128]
当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量小于含量阈值，且第1个压裂段注入前置液前后的井口压降小于井口压降阈值时，待压裂段的前置液中酸液的体积大于第1个压裂段的前置液中酸液的体积。
[0129]
前置液中酸液的作用是加强地层的溶蚀度。当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于含量阈值时，地层的碳酸盐矿物较多，由于碳酸盐矿物会与酸液反应，因此第1个压裂段的前置液中酸液的体积较多，以充分腐蚀碳酸盐矿物。如果待压裂段的碳酸盐矿物含量小于含量阈值，则待压裂段的前置液中酸液的体积等于甚至小于第1个压裂段的前置液中酸液的体积，可以避免酸液的浪费。如果待压裂段的碳酸盐矿物含量大于或等于含量阈值，则待压裂段的前置液中酸液的体积等于甚至大于第1个压裂段的前置液中酸液的体积，可以加强地层的溶蚀度，有利于流体通道的形成。而当第1个压裂段的碳酸盐矿物含量小于含量阈值时，地层的碳酸盐矿物较少，第1个压裂段的前置液中酸液的体积较少，待压裂段的前置液中酸液的体积等于甚至大于第1个压裂段的前置液中酸液的体积，可以加强地层的溶蚀度，有利于流体通道的形成。
[0130]
另外，当第1个压裂段注入前置液前后的井口压降大于或等于井口压降阈值时，地层的溶蚀度较高，压裂段的前置液中酸液的体积等于甚至小于第1个压裂段的前置液中酸液的体积，可以避免地层的溶蚀度过高而造成地层结构被破坏。当第1个压裂段注入前置液前后的井口压降小于井口压降阈值时，压裂段的前置液中酸液的体积等于甚至大于第1个压裂段的前置液中酸液的体积，可以加强地层的溶蚀度，有利于流体通道的形成。
[0131]
示例性地，含量阈值可以为10％，井口压降阈值可以为10mpa；待压裂段的前置液中酸液的体积小于第1个压裂段的前置液中酸液的体积，可以为待压裂段的前置液中酸液的体积等于第1个压裂段的前置液中酸液的体积的50％；待压裂段的前置液中酸液的体积大于第1个压裂段的前置液中酸液的体积容量，可以为待压裂段的前置液中酸液的体积等于第1个压裂段的前置液中酸液的体积的2倍。
[0132]
例如，第1个压裂段注入前置液前后的井口压降可以为13mpa，则第1个压裂段的碳酸盐矿物含量13.5％大于含量阈值10％，第1个压裂段注入前置液前后的井口压降13mpa大
于井口压降阈值10mpa。第1个压裂段的前置液中酸液的体积可以为20m3，则第2～10个压裂段的碳酸盐矿物含量13.5％大于含量阈值10％，第2～10个压裂段的前置液中酸液的体积为20m3；第11～25个压裂段的碳酸盐矿物含量8.2％小于含量阈值10％，第11～25个压裂段的前置液中酸液的体积为20m3的50％，即10m3。
[0133]
在本公开实施例的第二种实现方式中，根据杨氏模量和前置液体积的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的前置液体积，包括：
[0134]
当待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，待压裂段的前置液体积在第一设定体积和第二设定体积之间，第二设定体积大于第一设定体积；
[0135]
当待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，待压裂段的前置液体积大于或等于第二设定体积。
[0136]
杨氏模量是描述固体材料抵抗形变能力的物理量。当待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，待压裂段抵抗形变能力较强，裂缝扩展比较容易，待压裂段的前置液体积较小也可使裂缝扩展，保证携砂液的注入。当待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，待压裂段抵抗形变能力较差，裂缝不容易扩展，待压裂段的前置液体积较大，以便裂缝扩展，保证携砂液的注入。
[0137]
示例性地，杨氏模量阈值可以为40gpa，第一设定体积可以为400m3，第二设定体积可以为500m3。
[0138]
例如，第1～10个压裂段的杨氏模量45.5gpa、第11～25个压裂段的杨氏模量41.2gpa均大于杨氏模量阈值40gpa，第1～25个压裂段的前置液体积可以为500m3，在第一设定体积400m3和第二设定体积500m3之间。
[0139]
在本公开实施例的第三种实现方式中，根据裂缝破裂压力和前置液排量的对应关系，确定待压裂段的裂缝破裂压力对应的前置液排量，可以包括：
[0140]
当待压裂段的裂缝破裂压力大于或等于破裂压力阈值时，待压裂段的前置液排量小于或等于第一设定排量；
[0141]
当待压裂段的裂缝破裂压力小于破裂压力阈值时，待压裂段的前置液排量在第一设定排量和第二设定排量之间，第二设定排量大于第一设定排量；
[0142]
其中，破裂压力阈值等于井口压力承载极限与第二百分比之积。
[0143]
当待压裂段的裂缝破裂压力大于或等于破裂压力阈值时，裂缝破裂压力较大，需要设备作业产生的压力较大。如果待压裂段的前置液排量也较大，则设备的实现难度很大。当待压裂段的裂缝破裂压力小于破裂压力阈值时，裂缝破裂压力较小，设备的实现难度较低，此时待压裂段的前置液排量较大，有利于裂缝的形成。
[0144]
示例性地，第二百分比可以为90％，第一设定排量可以为3m3/min，第二设定排量可以为4m3/min。
[0145]
在实际应用中，井口压力承载极限可以为120mpa。
[0146]
例如，破裂压力阈值为120mpa*90％，即108mpa，则第1～10个压裂段的裂缝破裂压力104mpa、第11～25个压裂段的裂缝破裂压力96mpa均小于破裂压力阈值108mpa，第1～25个压裂段注入前置液的排量在第一设定排量3m3/min和第二设定排量4m3/min之间。
[0147]
在本公开实施例的第四种实现方式中，根据天然裂缝带的分布位置、脆性指数和携砂液体积的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带的分布位置、脆性指数对应的携砂液
体积，可以包括：
[0148]
当待压裂段的天然裂缝带与井筒之间的最短距离小于距离阈值时，待压裂段携砂液的体积小于或等于第三设定体积；
[0149]
当待压裂段天然裂缝带与井筒之间的最短距离大于或等于距离阈值时，若待压裂段的脆性指数大于或等于脆性指数阈值，则待压裂段的携砂液体积在第四设定体积和第三设定体积之间，第三设定体积大于第四设定体积；若待压裂段的脆性指数小于脆性指数阈值，则待压裂段的携砂液体积大于第三设定体积。
[0150]
当待压裂段的天然裂缝带与井筒之间的距离小于距离阈值时，待压裂段的天然裂缝带距离井筒很近，天然裂缝带很容易扩展，携砂液的体积较小，也可以达到较好的压裂效果，而且可以忽略地层脆性的约束。
[0151]
脆性是材料在外力作用下(如拉伸、冲击等)仅产生很小的变形而断裂破坏的性质。当待压裂段的天然裂缝带与井筒之间的距离大于或等于距离阈值时，如果待压裂段的脆性指数大于或等于脆性指数阈值时，待压裂段的脆性较大，容易形成裂缝，待压裂段的携砂液体积较小也可使裂缝进行扩展，保证压裂效果；如果待压裂段的脆性指数小于脆性指数阈值时，待压裂段的脆性较小，裂缝延展的难度较大，待压裂段的携砂液体积较大，才能有效促使裂缝形成，保证压裂效果。
[0152]
示例性地，距离阈值可以为200m，脆性指数阈值可以为0.5，第三设定体积可以为1800m3，第四设定体积可以为1500m3。
[0153]
例如，第1～10个压裂段的脆性指数0.66、第11～25个压裂段的脆性指数0.59均大于脆性指数阈值0.5，第1～25个压裂段注入携砂液体积为1700m3，在第四设定体积1500m3和第三设定体积1800m3之间。
[0154]
在本公开实施例的第五种实现方式中，根据第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度、第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值、以及断裂韧性指数和携砂液排量的对应关系，确定待压裂段的断裂韧性指数对应的携砂液排量，可以包括：
[0155]
当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力变化幅度小于幅度阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力平均值小于井口压力阈值时，若待压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，则待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量与第一增加值之和，第一增加值大于0；若待压裂段的断裂韧性指数小于断裂韧性指数阈值，则待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量；
[0156]
当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力变化幅度大于或等于幅度阈值时，待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量；
[0157]
当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力平均值大于或等于井口压力阈值时，待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量；
[0158]
当第1个压裂段的断裂韧性指数小于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力变化幅度小于幅度阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力平均值小于井口压力阈值时，若待压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，则待压裂段的携
砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量与第二增加值之和，第二增加值大于0且小于第一增加值；若待压裂段的断裂韧性指数小于断裂韧性指数阈值，则待压裂段的携砂液排量等于第1个压裂段的携砂液排量；
[0159]
当第1个压裂段的断裂韧性指数小于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力变化幅度大于或等于幅度阈值时，待压裂段的携砂液排量小于第1个压裂段的携砂液排量；
[0160]
当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力平均值大于或等于井口压力阈值时，待压裂段的携砂液排量小于第1个压裂段的携砂液排量；
[0161]
其中，井口压力阈值等于井口压力承载极限与第一百分比之积。
[0162]
断裂韧性是试样或构件中有裂纹或类裂纹缺陷情形下发生不稳定断裂(以裂纹或类裂纹缺陷为起点的快读断裂)时材料显示的阻抗值，可以表征材料阻止裂纹扩展的能力。当第1个压裂段的断裂韧性指数大于或等于断裂韧性指数阈值时，地层的断裂韧性较好，裂缝的延展性较差，待压裂段的携砂液排量在第1个压裂段的携砂液、排量的基础上保持不变甚至加上较大的第一增加值，待压裂段的携砂液排量较大，有利于裂缝进行延伸。当第1个压裂段的断裂韧性指数小于断裂韧性指数阈值时，地层的断裂韧性较差，裂缝的延展性较好，待压裂段的携砂液排量在第1个压裂段的携砂液排量的基础上最多加上较小的第二增加值甚至小于第1个压裂段的携砂液排量，待压裂段的携砂液排量较小也可以保证裂缝进行延伸。
[0163]
另外，当第1个压裂段水力压裂时井口压力变化幅度小于幅度阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力平均值小于井口压力阈值时，井口压力比较平稳，井口压力也较小，可以尽可能增大待压裂段的携砂液排量，有利于裂缝进行延伸。当第1个压裂段水力压裂时井口压力变化幅度大于或等于幅度阈值时，或者当第1个压裂段水力压裂时井口压力平均值大于或等于井口压力阈值时，井口压力波动较大或井口压力较大，减小待压裂段的携砂液排量，可以避免井口压力过大而出现坍塌。
[0164]
示例性地，断裂韧性指数阈值可以为0.5，第一百分比可以为80％。
[0165]
例如，第1个压裂段水力压裂时井口压力平均值为95mpa，井口压力阈值为120mpa*80％，即96mpa，则第1个压裂段的断裂韧性指数0.57大于断裂韧性指数阈值0.5，且第1个压裂段水力压裂时井口压力变化幅度小于幅度阈值，且第1个压裂段水力压裂时井口压力平均值95mpa小于井口压力阈值为96mpa。第1～10个压裂段的断裂韧性指数0.57、第11～25个压裂段的断裂韧性指数0.64均大于断裂韧性指数阈值0.5，第2～25个压裂段的携砂液排量均大于第1个压裂段的携砂液排量。
[0166]
在实际应用中，待压裂段的携砂液的排量可以大于或等于14m3/min，以保证产生足够的压力克服地层内部的应力，促进裂缝延伸或者撑大。
[0167]
在本公开实施例的第六种实现方式中，根据杨氏模量和携砂液中小粒径支撑剂的重量比的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中小粒径支撑剂的重量比，可以包括：
[0168]
当待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，待压裂段的携砂液中小粒径支撑剂的重量比大于或等于第一设定比例；
[0169]
当待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，待压裂段的携砂液中小粒径支撑剂的重量比在第二设定比例和第一设定比例之间，第二设定比例小于第一设定比例。
[0170]
杨氏模量是描述固体材料抵抗形变能力的物理量。当待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，待压裂段抵抗形变能力较强，裂缝缝隙较窄，待压裂段的携砂液中小粒径支撑剂的重量比较大，小粒径支撑剂较多，可以避免出现大粒径支撑剂不易通过而卡住的情况，缓解携砂液注入困难的问题。当待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，待压裂段抵抗形变能力较差，裂缝缝隙容易撑大，待压裂段的携砂液中小粒径支撑剂的重量比较小，大粒径支撑剂较多，有利于裂缝的撑大。
[0171]
示例性地，杨氏模量阈值可以为40gpa，第一设定比例可以为30％，第二设定比例可以为20％。
[0172]
例如，第1～10个压裂段的杨氏模量45.5gpa、第11～25个压裂段的杨氏模量41.2gpa均大于杨氏模量阈值40gpa，第1～25个压裂段的携砂液中小粒径支撑剂的重量比大于或等于第一设定比例30％。
[0173]
在本公开实施例的第七种实现方式中，根据天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数和携砂液中支撑剂的重量的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数对应的携砂液中支撑剂的重量，可以包括：
[0174]
当待压裂段的天然裂缝带发育程度大于或等于天然裂缝带发育程度阈值时，或者当待压裂段的岩层层理发育程度大于或等于岩层层理发育程度阈值时，或者当待压裂段的岩体弱面发育指数大于或等于岩体弱面发育指数阈值时，待压裂段的携砂液中支撑剂的重量在第一设定重量和第二设定重量之间，第二设定重量大于第一设定重量；
[0175]
当待压裂段的天然裂缝带发育程度小于天然裂缝带发育程度阈值，且待压裂段的岩层层理发育程度小于天然裂缝带发育程度阈值，且待压裂段的岩体弱面发育指小于岩体弱面发育指数阈值时，待压裂段的携砂液中支撑剂的重量大于或等于第二设定重量。
[0176]
当待压裂段的天然裂缝带发育程度大于或等于天然裂缝带发育程度阈值时，或者当待压裂段的岩层层理发育程度大于或等于岩层层理发育程度阈值时，或者当待压裂段的岩体弱面发育指数大于或等于岩体弱面发育指数阈值时，待压裂段中裂缝的形成、延伸或者撑大比较容易，待压裂段的携砂液中支撑剂的重量较小，可以尽可能减少支撑剂的使用，避免堵住缝隙。当待压裂段的天然裂缝带发育程度小于天然裂缝带发育程度阈值，且待压裂段的岩层层理发育程度小于天然裂缝带发育程度阈值，且待压裂段的岩体弱面发育指小于岩体弱面发育指数阈值时，待压裂段中裂缝的形成、延伸或者撑大比较困难，待压裂段的携砂液中支撑剂的重量较大，可以利用支撑剂促进裂缝的形成、延伸或者撑大。
[0177]
示例性地，天然裂缝带发育程度阈值可以为80条
·
mm/m，岩层层理发育程度阈值可以为120层/m，岩体弱面发育指数阈值可以为0.55，第一设定重量可以为90t，第二设定重量可以为120t。
[0178]
例如，第1～10个压裂段的天然裂缝带发育程度95条
·
mm/m、第11～25个压裂段的天然裂缝带发育程度88条
·
mm/m均大于天然裂缝带发育程度阈值80条
·
mm/m，第1～10个压裂段的岩层层理发育程度118层/m、第11～25个压裂段的岩层层理发育程度98层/m均小于岩层层理发育程度阈值120层/m，第1～10个压裂段的岩体弱面发育指数0.66、第11～25
个压裂段的岩体弱面发育指数0.62均大于岩体弱面发育指数阈值0.55，第1～25个压裂段的携砂液中支撑剂的重量大于或等于第一设定重量90t，支撑剂的加入程度可以大于或等于1.5t/m。
[0179]
在本公开实施例的第八种实现方式中，根据缝网复杂度和携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的缝网复杂度对应的携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度，可以包括：
[0180]
当待压裂段的缝网复杂度大于或等于缝网复杂度阈值时，待压裂段的携砂液中支撑剂的加入方式采用段塞式加砂，且待压裂段的携砂液中支撑剂的浓度小于或等于第一设定浓度；
[0181]
当待压裂段的缝网复杂度小于缝网复杂度阈值时，待压裂段的携砂液中支撑剂的加入方式采用连续加砂和段塞式加砂结合，且待压裂段的携砂液中支撑剂的浓度小于或等于第二设定浓度，第二设定浓度小于第一设定浓度。
[0182]
缝网是地层中的裂缝纵横交错形成的网状结构。当待压裂段的缝网复杂度大于或等于缝网复杂度阈值时，待压裂段的缝网比较复杂，采用段塞式加砂，有利于避免支撑剂卡住；而支撑剂的浓度较大，可以利用支撑剂对缝网形成有效支撑。当待压裂段的缝网复杂度小于缝网复杂度阈值时，待压裂段的缝网比较简单，采用连续加砂和段塞式加砂结合，裂缝的延伸的同时支撑剂可以及时配合，压裂效果较好；而支撑剂的浓度较小，有利于连续加砂，避免支撑剂卡住。
[0183]
示例性地，缝网复杂度阈值可以为0.5，第一设定浓度可以为140kg/m3，第二设定浓度可以为100kg/m3。
[0184]
例如，第1～10个压裂段的缝网复杂度0.55、第11～25个压裂段的缝网复杂度0.54均大于缝网复杂度阈值0.5，第1～25个压裂段的携砂液中支撑剂的加入方式采用段塞式加砂，且支撑剂的浓度小于或等于第一设定浓度140kg/m3。
[0185]
在本公开实施例的第九种实现方式中，根据裂缝延伸和转向指数和携砂液中暂堵剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的裂缝延伸和转向指数对应的携砂液中暂堵剂的浓度，可以包括：
[0186]
当待压裂段的裂缝延伸和转向指数大于或等于裂缝延伸和转向指数阈值时，待压裂段的携砂液中暂堵剂的浓度等于0(即不使用暂堵剂)；
[0187]
当待压裂段的裂缝延伸和转向指数小于裂缝延伸和转向指数阈值时，待压裂段的携砂液中暂堵剂的浓度大于0(一般在携砂液阶段的中期使用暂堵剂)。
[0188]
裂缝延伸和转向指数用于表示裂缝延伸或者转向的可能性。当待压裂段的裂缝延伸和转向指数大于或等于裂缝延伸和转向指数阈值时，裂缝延伸或者转向比较容易，可以不使用暂堵剂。当待压裂段的裂缝延伸和转向指数小于裂缝延伸和转向指数阈值时，裂缝延伸或者转向比较困难，使用暂堵剂可以引导携砂液的流动方向，有利于裂缝的形成、延伸或者撑大。
[0189]
示例性地，裂缝延伸和转向指数阈值可以为0.5。
[0190]
例如，第1～10个压裂段的裂缝延伸和转向指数0.54大于裂缝延伸和转向指数阈值0.5，第1～10个压裂段的携砂液中暂堵剂的浓度等于0；第11～25个压裂段的裂缝延伸和转向指数0.47小于裂缝延伸和转向指数阈值0.5，第11～25个压裂段的携砂液中暂堵剂的
浓度大于0。
[0191]
在本公开实施例的第十种实现方式中，根据杨氏模量和携砂液中暂堵剂的形态的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中暂堵剂的形态，可以包括：
[0192]
当待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，待压裂段的携砂液中暂堵剂的形态为粉末；
[0193]
当待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，待压裂段的携砂液中暂堵剂的形态包括粉末和颗粒，且粉末的重量比大于或等于第三设定比例。
[0194]
杨氏模量是描述固体材料抵抗形变能力的物理量。当待压裂段的杨氏模量大于或等于杨氏模量阈值时，待压裂段抵抗形变能力较强，裂缝缝隙较窄，待压裂段的携砂液中暂堵剂全部为粉末状，可以避免出现暂堵剂不易通过而卡住甚至长时间或者永久性封堵的情况。当待压裂段的杨氏模量小于杨氏模量阈值时，待压裂段抵抗形变能力较差，裂缝缝隙容易撑大，待压裂段的携砂液中暂堵剂含有粒径较大的颗粒，封堵效果较好。
[0195]
示例性地，杨氏模量阈值可以为40gpa，第三设定比例可以为80％。
[0196]
例如，第1～10个压裂段的杨氏模量45.5gpa、第11～25个压裂段的杨氏模量41.2gpa均大于杨氏模量阈值40gpa，第1～25个压裂段的携砂液中暂堵剂的形态为粉末，粉末的加入程度可以为200kg/段。
[0197]
在实际应用中，待压裂段的携砂液中暂堵剂的重量可以为200kg～300kg。
[0198]
在本公开实施例的第十一种实现方式中，根据设定形态气体的体积比和多簇射孔中各簇孔数的对应关系，确定待压裂段的设定形态气体的体积比对应的多簇射孔中各簇孔数，可以包括：
[0199]
当待压裂段的游离气量占比大于或等于游离气量占比阈值时，或者当待压裂段的吸附气量占比小于或等于吸附气量占比阈值时，待压裂段的多簇射孔中各簇孔数相等；
[0200]
当待压裂段的游离气量占比小于游离气量占比阈值时，或者当待压裂段的吸附气量占比大于吸附气量占比阈值时，待压裂段的多簇射孔中两侧簇孔数小于中间簇孔数；
[0201]
其中，游离气量占比阈值和吸附气量占比阈值之和等于1。
[0202]
当待压裂段的游离气量占比大于或等于游离气量占比阈值时，或者当待压裂段的吸附气量占比小于或等于吸附气量占比阈值时，待压裂段的游离气较多而吸附气较少，待压裂段的多簇射孔中各簇孔数相等，可以平均作用在游离气上。当待压裂段的游离气量占比小于游离气量占比阈值时，或者当吸附气量占比大于吸附气量占比阈值时，待压裂段的游离气较少而吸附气较多，待压裂段的多簇射孔中两侧簇孔数小于中间簇孔数，有利于避开吸附气体。
[0203]
示例性地，游离气量占比阈值可以为60％，吸附气量占比阈值可以为40％。
[0204]
例如，第1～10个压裂段的游离气量占比0.66大于游离气量占比阈值60％，第1～10个压裂段的吸附气量占比0.34小于吸附气量占比阈值40％，第1～10个压裂段的多簇射孔中各簇孔数12孔相等；第11～25个压裂段的游离气量占比0.59小于游离气量占比阈值60％，第11～25个压裂段的吸附气量占比0.41大于吸附气量占比阈值40％，第11～25个压裂段的多簇射孔中两侧簇孔数12孔小于中间簇孔数16孔，或者第11～25个压裂段的多簇射孔中两侧簇孔数8孔小于中间簇孔数12孔。
[0205]
在实际应用中，多簇射孔中孔的密度可以为12孔/m。
[0206]
在本公开实施例的第十二种实现方式中，根据脆性指数、缝网复杂度和顶替液体积的对应关系，确定待压裂段的脆性指数、缝网复杂度对应的顶替液体积，可以包括：
[0207]
当待压裂段的脆性指数大于或等于脆性指数阈值，且待压裂段的缝网复杂度大于或等于缝网复杂度阈值时，待压裂段的顶替液体积等于井筒容积；
[0208]
当待压裂段的脆性指数小于脆性指数阈值时，或者当待压裂段的缝网复杂度小于缝网复杂度阈值时，待压裂段的顶替液体积大于井筒容积。
[0209]
当待压裂段的脆性指数大于或等于脆性指数阈值，且待压裂段的缝网复杂度大于或等于缝网复杂度阈值时，待压裂段的脆性较大且缝网比较复杂，裂缝的形成、延伸和撑开比较容易，待压裂段的顶替液体积等于井筒容积即可将井筒的携砂液全部顶替进入裂缝，用石英砂将裂缝支撑起来。当待压裂段的脆性指数小于脆性指数阈值时，或者当待压裂段的缝网复杂度小于缝网复杂度阈值时，待压裂段的脆性减小或者缝网比较简单，裂缝的形成、延伸和撑开比较困难，待压裂段的顶替液体积大于井筒容积，以保证将井筒的携砂液全部顶替进入裂缝，用石英砂将裂缝支撑起来。
[0210]
示例性地，脆性指数阈值可以为0.5，缝网复杂度阈值可以为0.5；待压裂段的顶替液体积大于井筒容积，可以为待压裂段的顶替液体积等于井筒容积的1.5倍。
[0211]
例如，第1～10个压裂段的脆性指数0.66、第11～25个压裂段的脆性指数0.59均大于脆性指数阈值0.5，第1～10个压裂段的缝网复杂度0.55、第11～25个压裂段的缝网复杂度0.54均大于缝网复杂度阈值0.5，第1～25个压裂段的顶替液体积等于井筒容积。
[0212]
在实际应用中，可以执行上述多种实现方式中的一种或多种。当执行上述多种实现方式中的所有时，可以最大程度优化井中各个压裂段的压力参数，使之适应井中各个压裂段的储层参数的不同，提高整口井的产量。
[0213]
可选地，该确定方法还可以包括：
[0214]
获取待压裂段的单位体积气量。
[0215]
相应地，该步骤101可以包括：
[0216]
当待压裂段的单位体积气量大于或等于气量阈值时，获取待压裂段的地质参数。
[0217]
当待压裂段的单位体积气量小于气量阈值时，待压裂段可以开采的气量较少，不具备压裂施工的价值，因此可以不进行水力压裂。当待压裂段的单位体积气量大于或等于气量阈值时，待压裂段可以开采的气量较多，具备压裂施工的价值，因此进行水力压裂，因此获取待压裂段的地质参数(即步骤101)。
[0218]
示例性地，气量阈值可以为2t/m3。
[0219]
例如，第1～10个压裂段的单位体积气量6.8t/m3、第11～25个压裂段的单位体积气量5.5t/m3均大于气量阈值2t/m3，第1～25个压裂段均进行水力压裂。
[0220]
可选地，在步骤101之前，该确定方法还可以包括：
[0221]
建立深层页岩气储层的地质模型。
[0222]
在本公开实施例中，深层页岩气储层的地质模型可以包括以下地质模型中的至少一种：碳酸盐矿物含量的地质模型、杨氏模量的地质模型、脆性指数的地质模型、天然裂缝带的分布位置的地质模型、天然裂缝带发育程度的地质模型、岩层层理发育程度的地质模型、岩体弱面发育指数的地质模型、裂缝破裂压力的地质模型、断裂韧性指数的地质模型、裂缝延伸和转向指数的地质模型、缝网复杂度的地质模型、游离气量占比的地质模型、吸附
气量占比的地质模型、单位体积气量的地质模型。
[0223]
在第一种实现方式中，建立碳酸盐矿物含量的地质模型，可以包括：
[0224]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的碳酸盐矿物含量；
[0225]
基于各个区域的碳酸盐矿物含量，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的碳酸盐矿物含量，建立包括碳酸盐矿物含量的地质模型。
[0226]
在本公开实施例中，地球物理勘探技术可以包括地球物理测井技术和地震勘探技术中的至少一种。地球物理测井是在勘探和开采石油、煤及金属矿体的过程中，利用各种仪器测量井下岩层的物理参数及井的技术状况，分析所记录的资料，进行地质和工程方面的研究。地震勘探是人工激发所引起的弹性波利用地下介质弹性和密度的差异，通过观测和分析人工地震产生的地震波在地下的传播规律，推断地下岩层的性质和形态的地球物理勘探方法。
[0227]
在第二种实现方式中，建立杨氏模量的地质模型，可以包括：
[0228]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的杨氏模量；
[0229]
基于各个区域的杨氏模量，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的杨氏模量，建立包括杨氏模量的地质模型。
[0230]
在第三种实现方式中，建立脆性指数的地质模型，可以包括：
[0231]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的杨氏模量和泊松比；
[0232]
将各个区域的杨氏模量和泊松比代入如下公式(1)，得到各个区域的脆性指数brit：
[0233][0234]
其中，brit为脆性指数，无量纲；e
n
为杨氏模量，无量纲；ν
n
为泊松比，无量纲；(e
n
/ν
n
)
min
为杨氏模量与泊松比之比的最小值，(e
n
/ν
n
)
max
为杨氏模量与泊松比之比的最大值；
[0235]
基于各个区域的脆性指数，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的脆性指数，建立包括杨氏模量的地质模型。
[0236]
在第四种实现方式中，建立天然裂缝带的分布位置的地质模型，可以包括：
[0237]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量，得到多个区域的测量数据；
[0238]
基于多个区域的测量数据，采用蚂蚁体追踪技术识别出天然裂缝带的分布位置，建立包括杨氏模量的地质模型。
[0239]
在第五种实现方式中，建立天然裂缝带发育程度的地质模型，可以包括：
[0240]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的硅质矿物含量和碳酸盐矿物含量；
[0241]
将各个区域的硅质矿物含量和碳酸盐矿物含量代入如下公式(2)，得到各个区域的天然裂缝带发育程度i
n
：
[0242]
i
n
＝0.55
×
f
si
+1.5
×
f
ca
+48.5
ꢀꢀꢀ
(2)
[0243]
其中，i
n
为天然裂缝带发育程度，单位为条
·
mm/m；f
si
为硅质矿物含量，单位为％；
f
ca
为碳酸盐矿物含量，单位为％；
[0244]
基于各个区域的天然裂缝带发育程度，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的天然裂缝带发育程度，建立包括天然裂缝带发育程度的地质模型。
[0245]
在第六种实现方式中，建立岩层层理发育程度的地质模型，可以包括：
[0246]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的硅质矿物含量和碳酸盐矿物含量；
[0247]
将各个区域的硅质矿物含量和碳酸盐矿物含量代入如下公式(3)，得到各个区域的岩层层理发育程度s
n
：
[0248][0249]
其中，s
n
为岩层层理发育程度，单位为层/m；f
si
为硅质矿物含量，单位为％；f
ca
为碳酸盐矿物含量，单位为％；
[0250]
基于各个区域的岩层层理发育程度，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的岩层层理发育程度，建立包括岩层层理发育程度的地质模型。
[0251]
在第七种实现方式中，建立岩体弱面发育指数的地质模型，可以包括：
[0252]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的硅质矿物含量和碳酸盐矿物含量；
[0253]
将各个区域的硅质矿物含量和碳酸盐矿物含量代入如下公式(2)，得到各个区域的天然裂缝带发育程度；
[0254]
将各个区域的硅质矿物含量和碳酸盐矿物含量代入如下公式(3)，得到各个区域的岩层层理发育程度；
[0255]
将各个地理位置的天然裂缝带发育程度和岩层层理发育程度代入如下公式(4)，得到各个区域的岩体弱面发育指数l
n
：
[0256][0257]
其中，l
n
为岩体弱面发育指数，无量纲；s
n
为岩层层理发育程度，单位为层/m；s
min
为岩层层理发育程度的最小值，s
max
为岩层层理发育程度的最大值；i
n
为天然裂缝带发育程度，单位为条
·
mm/m；i
min
为天然裂缝带发育程度的最小值，i
max
为天然裂缝带发育程度的最大值；
[0258]
基于各个区域的岩体弱面发育指数，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的岩体弱面发育指数，建立包括岩体弱面发育指数的地质模型。
[0259]
在第八种实现方式中，建立裂缝破裂压力的地质模型，可以包括：
[0260]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的天然裂缝壁面所受应力的大小和方向、以及天然裂缝的倾角；
[0261]
将各个区域的天然裂缝壁面所受应力的大小和方向、以及天然裂缝的倾角代入如下公式(5)，得到各个区域的裂缝破裂压力σ
n
：
[0262]
σ
n
＝s
v
cos2γ+s
y
sin2γsin2θ+s
x
sin2γcos2θ
ꢀꢀꢀ
(5)
[0263]
其中，σ
n
为裂缝破裂压力，单位为mpa；s
v
为天然裂缝壁面所受的垂向应力，单位为
mpa；γ为天然裂缝倾角，单位为
°
；s
y
为天然裂缝壁面所受的最大水平主应力，单位为mpa；θ为天然裂缝与最大水平主应力的方向夹角，单位为
°
；s
x
为天然裂缝壁面所受的最小水平主应力，单位为mpa；
[0264]
基于各个区域的裂缝破裂压力，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的裂缝破裂压力，建立包括裂缝破裂压力的地质模型。
[0265]
在第九种实现方式中，建立断裂韧性指数的地质模型，可以包括：
[0266]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的ⅰ型断裂韧性；
[0267]
将各个区域的ⅰ型断裂韧性代入如下公式(6)，得到各个区域的断裂韧性指数k
n
：
[0268][0269]
其中，k
n
为断裂韧性指数，无量纲；kⅰ为ⅰ型断裂韧性，单位为mpa
·
m
0.5
；kⅰmax
为ⅰ型断裂韧性的最大值，kⅰmin
为ⅰ型断裂韧性的最小值；
[0270]
基于各个区域的断裂韧性指数，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的断裂韧性指数，建立包括断裂韧性指数的地质模型。
[0271]
在第十种实现方式中，建立裂缝延伸和转向指数的地质模型，可以包括：
[0272]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的天然裂缝壁面所受应力的大小和方向、以及天然裂缝的倾角；
[0273]
将各个区域的天然裂缝壁面所受应力的大小和方向、以及天然裂缝的倾角代入如下公式(7)，得到各个区域的裂缝延伸和转向的最小净压力p1：
[0274][0275]
其中，p1为裂缝延伸和转向的最小净压力，单位为mpa；p
x
为裂缝延伸的净压力，单位为mpa；s
v
为天然裂缝壁面所受的垂向应力，单位为mpa；s
x
为天然裂缝壁面所受的最小水平主应力，单位为mpa；θ为天然裂缝与最大水平主应力的方向夹角，单位为
°
；p
y
为裂缝转向的净压力，单位为mpa；t0为抗张强度，单位为mpa，一般为常数3mpa；
[0276]
将各个区域的裂缝延伸和转向的最小净压力代入如下公式(8)，得到各个区域的裂缝延伸和转向指数p
net
：
[0277][0278]
其中，p
net
为裂缝延伸和转向指数，无量纲；p1为裂缝延伸和转向的最小净压力，单位为mpa；p
1max
为裂缝延伸和转向的净压力的最大值，p
1min
为裂缝延伸和转向的净压力的最小值；
[0279]
基于各个区域的裂缝延伸和转向指数，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的裂缝延伸和转向指数，建立包括裂缝延伸和转向指数的地质模型。
[0280]
在第十一种实现方式中，建立缝网复杂度的地质模型，可以包括：
[0281]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入
设定公式中，得到各个区域的ⅰ型断裂韧性、天然裂缝壁面所受应力的大小和方向、以及天然裂缝的倾角；
[0282]
将各个区域的ⅰ型断裂韧性代入如下公式(6)，得到各个区域的断裂韧性指数；
[0283]
将各个区域的天然裂缝壁面所受应力的大小和方向、以及天然裂缝的倾角代入如下公式(7)，得到各个区域的裂缝延伸和转向的最小净压力；
[0284]
将各个区域的裂缝延伸和转向的最小净压力代入如下公式(8)，得到各个区域的裂缝延伸和转向指数：
[0285]
将各个区域的天然裂缝壁面所受应力的大小和方向、以及天然裂缝的倾角代入如下公式(5)，得到各个区域的裂缝破裂压力；
[0286]
将各个区域的裂缝破裂压力代入如下公式(9)，得到各个区域的裂缝破裂压力指数σ
n
：
[0287][0288]
其中，σ
n
为缝破裂压力指数，无量纲；σ
n
为裂缝破裂压力，单位为mpa；σ
nmax
为裂缝破裂压力的最大值，σ
nmin
为裂缝破裂压力的最小值；
[0289]
将各个区域的裂缝破裂压力指数、裂缝延伸和转向指数、以及断裂韧性指数代入如下公式(10)，得到各个区域的缝网复杂度f
n
：
[0290][0291]
其中，f
n
为缝网复杂度，无量纲；k
n
为断裂韧性指数，无量纲；σ
n
为缝破裂压力指数，无量纲；p
net
为裂缝延伸和转向指数，无量纲；
[0292]
基于各个区域的缝网复杂度，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的缝网复杂度，建立包括缝网复杂度的地质模型。
[0293]
在第十二种实现方式中，建立游离气量占比的地质模型、以及吸附气量占比的地质模型，可以包括：
[0294]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入设定公式中，得到各个区域的游离气量和吸附气量；
[0295]
将各个区域的游离气量和吸附气量代入如下公式(11)，得到各个区域的游离气量占比r1和吸附气量占比r2：
[0296][0297]
其中，r1为游离气量占比，单位为％；b
f
为游离气量，单位为m3/t；b
a
为吸附气量，单位为m3/t；r2为吸附气量占比，单位为％；
[0298]
基于各个区域的游离气量占比，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的游离气量占比，建立包括游离气量占比的地质模型；
[0299]
基于各个区域的吸附气量占比，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的吸附气量占比，建立包括吸附气量占比的地质模型。
[0300]
在第十三种实现方式中，建立单位体积气量的地质模型，可以包括：
[0301]
采用地球物理勘探技术对多个区域进行测量并将多个区域的测量数据分别代入
设定公式中，得到各个区域的游离气量和吸附气量；
[0302]
将各个区域的游离气量和吸附气量代入如下公式(11)，得到各个区域的游离气量占比和吸附气量占比；
[0303]
将各个区域的游离气量占比和吸附气量占比代入如下公式(12)，得到各个区域的单位体积气量b
t
：
[0304]
b
t
＝b
a
+b
f
ꢀꢀꢀ
(12)
[0305]
其中，b
t
为单位体积气量，单位为m3/t；b
f
为游离气量，单位为m3/t；b
a
为吸附气量，单位为m3/t；
[0306]
基于各个区域的单位体积气量，采用序贯高斯模拟算法得到深层页岩气储层的所有区域的单位体积气量，建立包括单位体积气量的地质模型。
[0307]
本公开实施例提供了一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定装置，适用于图1所示的一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法。图2为本公开实施例提供的一种深层页岩气储层水力压裂参数的确定装置的结构示意图。参见图2，该确定装置包括：
[0308]
地质参数获取模块201，用于获取深层页岩气储层中待压裂段的地质参数；
[0309]
压裂参数确定模块202，用于根据地质参数和水力压裂参数的对应关系，确定待压裂段的地质参数对应的水力压裂参数，不同取值范围内的地质参数对应的水力压裂参数的取值范围不同，确定出的水力压裂参数为待压裂段水力压裂时的施工参数。
[0310]
可选地，地质参数包括以下参数中的至少一种：设定形态气体的体积比、碳酸盐矿物含量、杨氏模量、裂缝破裂压力、天然裂缝带的分布位置、脆性指数、断裂韧性指数、天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数、缝网复杂度、裂缝延伸和转向指数；设定形态气体的体积比为游离气量占比或者吸附气量占比。
[0311]
水力压裂参数包括以下参数中的至少一种：多簇射孔中各簇孔数、前置液中酸液的体积、前置液体积、前置液排量、携砂液体积、携砂液排量、携砂液中小粒径支撑剂的重量比、携砂液中支撑剂的重量、携砂液中支撑剂的浓度、携砂液中暂堵剂的浓度、携砂液中暂堵剂的形态、顶替液体积。
[0312]
压裂参数确定模块202可以用于实现以下方式中的至少一种：
[0313]
根据设定形态气体的体积比和多簇射孔中各簇孔数的对应关系，确定待压裂段的设定形态气体的体积比对应的多簇射孔中各簇孔数；
[0314]
根据第1个压裂段注入前置液前后的井口压降、以及碳酸盐矿物含量和前置液中酸液的体积的对应关系，确定待压裂段的碳酸盐矿物含量对应的前置液中酸液的体积；
[0315]
根据杨氏模量和前置液体积的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的前置液体积；
[0316]
根据裂缝破裂压力和前置液排量的对应关系，确定待压裂段的裂缝破裂压力对应的前置液排量；
[0317]
根据天然裂缝带的分布位置、脆性指数和携砂液体积的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带的分布位置、脆性指数对应的携砂液体积；
[0318]
根据第1个压裂段水力压裂时井口压力的变化幅度、第1个压裂段水力压裂时井口压力的平均值、以及断裂韧性指数和携砂液排量的对应关系，确定待压裂段的断裂韧性指数对应的携砂液排量；
[0319]
根据杨氏模量和携砂液中小粒径支撑剂的重量比的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中小粒径支撑剂的重量比；
[0320]
根据天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数和携砂液中支撑剂的重量的对应关系，确定待压裂段的天然裂缝带发育程度、岩层层理发育程度、岩体弱面发育指数对应的携砂液中支撑剂的重量；
[0321]
根据缝网复杂度和携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的缝网复杂度对应的携砂液中支撑剂的加入方式、携砂液中支撑剂的浓度；
[0322]
根据裂缝延伸和转向指数和携砂液中暂堵剂的浓度的对应关系，确定待压裂段的裂缝延伸和转向指数对应的携砂液中暂堵剂的浓度；
[0323]
根据杨氏模量和携砂液中暂堵剂的形态的对应关系，确定待压裂段的杨氏模量对应的携砂液中暂堵剂的形态；
[0324]
根据脆性指数、缝网复杂度和顶替液体积的对应关系，确定待压裂段的脆性指数、缝网复杂度对应的顶替液体积。
[0325]
可选地，该确定装置还可以包括：
[0326]
测量模块，用于在第1个压裂段进行水力压裂时测量井口压力。
[0327]
图3是本公开一示例性实施例提供的深层页岩气储层水力压裂参数的确定装置的结构示意图。如图3所示，该装置可以为计算机设备900。所述计算机设备900包括中央处理单元(cpu)901、包括随机存取存储器(ram)902和只读存储器(rom)903的系统存储器904，以及连接系统存储器904和中央处理单元901的系统总线905。所述计算机设备900还包括帮助计算机内的各个器件之间传输信息的基本输入/输出系统(i/o系统)906，和用于存储操作系统913、应用程序914和其他程序模块915的大容量存储设备907。
[0328]
所述基本输入/输出系统906包括有用于显示信息的显示器908和用于用户输入信息的诸如鼠标、键盘之类的输入设备909。其中所述显示器908和输入设备909都通过连接到系统总线905的输入输出控制器910连接到中央处理单元901。所述基本输入/输出系统906还可以包括输入输出控制器910以用于接收和处理来自键盘、鼠标、或电子触控笔等多个其他设备的输入。类似地，输入输出控制器910还提供输出到显示屏、打印机或其他类型的输出设备。
[0329]
所述大容量存储设备907通过连接到系统总线905的大容量存储控制器(未示出)连接到中央处理单元901。所述大容量存储设备907及其相关联的计算机可读介质为计算机设备900提供非易失性存储。也就是说，所述大容量存储设备907可以包括诸如硬盘或者cd-rom驱动器之类的计算机可读介质(未示出)。
[0330]
不失一般性，所述计算机可读介质可以包括计算机存储介质和通信介质。计算机存储介质包括以用于存储诸如计算机可读指令、数据结构、程序模块或其他数据等信息的任何方法或技术实现的易失性和非易失性、可移动和不可移动介质。计算机存储介质包括ram、rom、eprom、eeprom、闪存或其他固态存储其技术，cd-rom、dvd或其他光学存储、磁带盒、磁带、磁盘存储或其他磁性存储设备。当然，本领域技术人员可知所述计算机存储介质不局限于上述几种。上述的系统存储器904和大容量存储设备907可以统称为存储器。
[0331]
根据本发明的各种实施例，所述计算机设备900还可以通过诸如因特网等网络连
接到网络上的远程计算机运行。也即计算机设备900可以通过连接在所述系统总线905上的网络接口单元911连接到网络912，或者说，也可以使用网络接口单元911来连接到其他类型的网络或远程计算机系统(未示出)。
[0332]
所述存储器还包括一个或者一个以上的程序，所述一个或者一个以上程序存储于存储器中，中央处理器901通过执行该一个或一个以上程序来实现图1所示的深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法。
[0333]
在示例性实施例中，还提供了一种包括指令的非临时性计算机可读存储介质，例如包括指令的存储器，上述指令可由计算机设备的处理器执行以完成本发明各个实施例所示的深层页岩气储层水力压裂参数的确定方法。例如，所述非临时性计算机可读存储介质可以是rom、随机存取存储器(ram)、cd-rom、磁带、软盘和光数据存储设备等。
[0334]
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。
[0335]
以上所述仅为本公开的可选实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。