一种非常规天然气井压裂段压裂参数优化方法、装置及存储介质

本发明涉及非常规天然气井压裂，具体涉及一种非常规天然气井压裂段压裂参数优化方法、装置及存储介质。

背景技术：

1、非常规天然气井通过水平井+多段压裂才可能获得经济产能。合理、高效的压裂参数优化设计可以提高压裂效果。相关技术中，技术人员通常根据目标压裂井的整体储层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，并将确定出的水力压裂参数确定为待压裂段水力压裂时的施工参数。

2、然而，该技术仅以储层地质参数和水力压裂参数作为研究对象，忽略了非常规天然气井裂缝发育扩展事实和生产制度变化对压裂参数的影响，致使压裂参数与压裂效果映射关系的透明度低，压裂参数结果的可解释性较差，压裂参数仍有进一步优化空间。

技术实现思路

1、本发明实施例提供了一种非常规天然气井压裂段压裂参数优化方法、装置及存储介质，以解决相关技术中仅以储层地质参数和水力压裂参数作为研究对象，忽略了非常规天然气井裂缝发育扩展事实和生产制度变化对压裂参数的影响，致使压裂参数与压裂效果映射关系的透明度低，压裂参数结果的可解释性较差的问题。技术方案如下：

2、第一方面，提供了一种非常规天然气井压裂段压裂参数优化方法，方法包括：

3、获取待优化非常规天然气井的目标压裂段的地质参数和工程资料，以及最终预计可采储量预测模型，所述最终预计可采储量预测模型是由与所述待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的多个压裂段的含气量、储层压力、人工裂缝总面积、人工裂缝等效导流能力与最终预计可采储量之间建立的基于高斯过程回归的映射关系；

4、根据所述目标压裂段的地质参数和工程资料，确定所述目标压裂段的含气量和储层压力；

5、将所述目标压裂段的含气量和储层压力代入所述最终预计可采储量预测模型进行运算，并将运算结果的最终预计可采储量为最大值时对应的人工裂缝总面积和人工裂缝等效导流能力确定为所述目标压裂段的最优人工裂缝总面积和最优人工裂缝等效导流能力；

6、根据所述目标压裂段的最优人工裂缝总面积和所述最优人工裂缝等效导流能力，基于裂缝扩展代理模型和多目标遗传算法，确定所述目标压裂段的压裂参数，所述裂缝扩展代理模型是由与所述待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的多个压裂段的地质参数和工程资料建立的描述裂缝扩展机理的模型；

7、将所述目标压裂段的压裂参数确定为所述目标压裂段的最优压裂参数。

8、可选地，所述目标压裂段的地质参数包括所述目标压裂段的储层埋深、地层压力系数、储层厚度、孔隙度、地层温度、有机碳含量、岩石密度、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力；

9、所述目标压裂段的工程资料包括所述目标压裂段的井距、压裂段长；

10、所述目标压裂段的压裂参数包括所述目标压裂段的簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量。

11、可选地，所述根据所述待优化非常规天然气井的目标压裂段的地质参数和工程资料，确定所述待优化非常规天然气井的目标压裂段的含气量和储层压力，包括：

12、根据所述目标压裂段的井距、压裂段长、储层厚度、孔隙度、地层温度和储层压力，确定所述目标压裂段的游离气含量；

13、根据所述目标压裂段的有机碳含量、井距、压裂段长、储层厚度和岩石密度，确定所述目标压裂段的吸附气含量；

14、将所述目标压裂段的游离气含量和吸附气含量之和，确定为所述目标压裂段的含气量；

15、根据所述目标压裂段的储层埋深和地层压力系数，确定所述目标压裂段的储层压力。

16、可选地，所述将所述目标压裂段的含气量和储层压力代入所述最终预计可采储量预测模型进行运算，并将运算结果的最终预计可采储量为最大值时对应的人工裂缝总面积和人工裂缝等效导流能力确定为所述目标压裂段的最优人工裂缝总面积和最优人工裂缝等效导流能力，包括：

17、随机生成初始人工裂缝总面积粒子值和初始人工裂缝等效导流能力粒子值；

18、根据所述目标压裂段的含气量、储层压力、初始人工裂缝总面积粒子值、初始人工裂缝等效导流能力粒子值和所述最终预计可采储量预测模型，确定初始最终预计可采储量；

19、基于粒子群优化算法，将所述初始最终预计可采储量作为人工裂缝总面积粒子和人工裂缝等效导流能力粒子在搜索空间中的适应值，不断更新所述初始人工裂缝总面积粒子值和初始人工裂缝等效导流能力粒子值，得到n个第二人工裂缝总面积粒子值和n个第二人工裂缝等效导流能力粒子值，n为大于100的正整数；

20、根据所述目标压裂段的含气量、储层压力，以及n个所述第二人工裂缝总面积粒子值、n个所述第二人工裂缝等效导流能力粒子值和所述最终预计可采储量预测模型，确定n个第二最终预计可采储量；

21、将n个所述第二最终预计可采储量中的最大值对应的人工裂缝总面积和人工裂缝等效导流能力确定为所述目标压裂段的最优人工裂缝总面积和最优人工裂缝等效导流能力。

22、可选地，所述根据所述对应的最优人工裂缝总面积和所述最优人工裂缝等效导流能力，基于裂缝扩展代理模型和多目标遗传算法，确定所述目标压裂段的压裂参数，包括：

23、基于所述最优人工裂缝总面积和所述最优人工裂缝等效导流能力，结合裂缝扩展代理模型，通过如下公式构建优化目标函数f(x)

24、

25、式中，f(x)为所述目标压裂段的目标函数，f1(x)为所述目标压裂段的人工裂缝总面积目标函数，f2(x)为所述目标压裂段的人工裂缝等效导流能力目标函数，aopti为所述最优人工裂缝总面积，fcdopti为所述最优人工裂缝等效导流能力，y1为基于裂缝扩展代理模型确定的所述目标压裂段的人工裂缝总面积，y2为基于裂缝扩展代理模型确定的所述目标压裂段的人工裂缝等效导流能力，x1为所述目标压裂段的孔隙度，x2为所述目标压裂段的储层压力，x3为所述目标压裂段的杨氏模量，x4为所述目标压裂段的泊松比，x5为所述目标压裂段的最大水平主应力，x6为所述目标压裂段的最小水平主应力，x7为所述目标压裂段的垂向应力，x8为所述目标压裂段的压裂段长，x9为所述目标压裂段的簇数，x10为所述目标压裂段的簇间距，x11为所述目标压裂段的用液强度，x12为所述目标压裂段的加砂强度，x13为所述目标压裂段的陶粒占比，x14为所述目标压裂段的排量；

26、根据所述目标压裂段的孔隙度、储层压力、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、压裂段长，基于多目标遗传算法nsga-ii优化算法，确定当f1(x)和f2(x)均为最小值时对应的所述目标压裂段的簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比和排量；

27、将f1(x)和f2(x)均为最小值时时对应的所述目标压裂段的簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量确定为所述目标压裂段的压裂参数。

28、可选地，所述获取待优化非常规天然气井的目标压裂段的地质参数和工程资料，以及最终预计可采储量预测模型之前，还包括：

29、根据与待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的多个压裂段的地质参数、工程参数和生产参数，建立反映含气量、储层压力、人工裂缝总面积、人工裂缝等效导流能力与最终预计可采储量之间映射关系的最终预计可采储量预测模型；

30、具体包括步骤(1)-步骤(6)：

31、步骤(1)，获取与所述待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的共计s个压裂段中每个压裂段的储层埋深、地层压力系数、储层厚度、孔隙度、地层温度、有机碳含量、岩石密度、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、井距、压裂段长、簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量、生产时间和累积产量曲线，s为大于20的正整数；

32、步骤(2)，根据如下公式确定所述s个压裂段中每个压裂段的储层压力

33、pi＝ρwghiapi

34、式中，pi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层压力，pa；ρw为水的密度，kg/m3；hi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层埋深，m；api为所述s个压裂段中第i个压裂段的地层压力系数，无因次；g为重力加速度，取9.80m/s2；

35、步骤(3)，根据如下公式确定所述s个压裂段中每个压裂段的含气量

36、

37、

38、vli＝19.825×toci0.4958

39、pli＝1.7192×toci-0.462

40、

41、ntoti＝nai+nfi

42、式中，bgi为所述s个压裂段中第i个压裂段的天然气体积系数，无因次；z为气体压缩因子，无因次，取1；psc为标准条件下的压力，取101325pa；ti为所述s个压裂段中第i个压裂段的地层温度，k；tsc为标准条件下的温度，取273.15k；pi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层压力，pa；nfi所述s个压裂段中第i个压裂段的游离气含量，m3/t；wi为所述s个压裂段中第i个压裂段的井距，m；li为所述s个压裂段中第i个压裂段的压裂段长，m；hi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层厚度，m；为所述s个压裂段中第i个压裂段的孔隙度，无因次；vli为所述s个压裂段中第i个压裂段的langmuir体积，m3/t；pli为所述s个压裂段中第i个压裂段的langmuir压力，pa；toci为所述s个压裂段中第i个压裂段的有机碳含量，％；nai为所述s个压裂段中第i个压裂段的吸附气含量，m3/t；ρr为所述s个压裂段中第i个压裂段的岩石密度，t/m3；ntoti为所述s个压裂段中第i个压裂段的含气量，m3/t；

43、步骤(4)，对于所述s个压裂段中每个压裂段，统计当前压裂段的孔隙度、储层压力(由储层埋深与地层压力系数的乘积确定)、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、压裂段长、簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量等14个特征的取值范围，将每个特征的最小值作为低水平，将各个特征的最大值作为高水平，得到所述s个压裂段中每个压裂段的14因素2水平正交试验设计特征样本；

44、根据gohfer压裂软件和所述s个压裂段中每个压裂段的14因素2水平正交试验设计特征样本，确定所述s个压裂段中每个压裂段中每个压裂簇的模拟缝长、模拟缝高和模拟裂缝导流能力；

45、根据如下公式确定所述s个压裂段中每个压裂段的模拟人工裂缝总面积和模拟人工裂缝等效导流能力

46、

47、

48、式中，num为簇数；j为各簇对应的编号；aj为通过gohfer压裂软件确定的所述s个压裂段中第i个压裂段的第j个压裂簇的模拟裂缝面积(由模拟缝长和模拟缝高的乘积确定)；ai为所述s个压裂段中第i个压裂段的模拟人工裂缝总面积；fcdj为通过gohfer压裂软件确定的所述s个压裂段中第i个压裂段的第j个压裂簇的模拟裂缝导流能力；fcdi为通过gohfer压裂软件确定的所述s个压裂段中第i个压裂段的模拟人工裂缝导流能力；

49、根据所述s个压裂段中每个压裂段的模拟人工裂缝总面积和模拟人工裂缝等效导流能力，通过如下公式建立所述裂缝扩展代理模型

50、

51、

52、式中，hm为神经网络隐藏层的输出值；n等于1或者2，y1为所述s个压裂段中第i个压裂段的人工裂缝总面积，y2为所述s个压裂段中第i个压裂段的人工裂缝等效导流能力；num3为隐藏层神经元数量；m为对应的神经元编号；f和g为激活函数；ωlm为连接输入层和隐藏层的权值；vmn为连接隐藏层和输出层的权值；am为隐藏层神经元的偏置；bn为输出层神经元的偏置；x1为孔隙度、x2为储层压力、x3为杨氏模量、x4为泊松比、x5为最大水平主应力、x6为最小水平主应力、x7为垂向应力、x8为压裂段长、x9为簇数、x10为簇间距、x11为用液强度、x12为加砂强度、x13为陶粒占比、x14为排量；

53、根据所述s个压裂段中每个压裂段的孔隙度、储层埋深、地层压力系数、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、压裂段长、簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量以及所述裂缝扩展代理模型，确定所述s个压裂段中每个压裂段的人工裂缝总面积和人工裂缝等效导流能力；

54、步骤(5)，根据如下公式确定所述s个压裂段中每个压裂段的最终预计可采储量

55、

56、式中，gi为所述s个压裂段中第i个压裂段的累积产量曲线，104m3；gini为所述s个压裂段中第i个压裂段的对应的储量，104m3；ai为一常量；n′i为双曲指数；t为生产时间，d；

57、步骤(6)，根据所述s个压裂段中每个压裂段的含气量、储层压力、人工裂缝总面积、人工裂缝等效导流能力和最终预计可采储量，基于如下模型，建立最终预计可采储量预测模型

58、gi＝fgp(gipi，pi，ai，fcdi)

59、式中，fgp为高斯过程回归模型；gi为所述s个压裂段中第i个压裂段的累积产量，104m3；gipi为所述s个压裂段中第i个压裂段的含气量，m3/t；pi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层压力，pa；ai为所述s个压裂段中第i个压裂段的人工裂缝总面积；fcdi为所述s个压裂段中第i个压裂段的人工裂缝等效导流能力。

60、第二方面，提供了一种非常规天然气井压裂段压裂参数优化装置，所述装置包括：

61、获取模块，用于获取待优化非常规天然气井的目标压裂段的地质参数和工程资料，以及最终预计可采储量预测模型，所述最终预计可采储量预测模型是由与所述待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的多个压裂段的含气量、储层压力、人工裂缝总面积、人工裂缝等效导流能力与最终预计可采储量之间建立的基于高斯过程回归的映射关系；

62、第一确定模块，用于根据所述目标压裂段的地质参数和工程资料，确定所述目标压裂段的含气量和储层压力；

63、第二确定模块，用于将所述目标压裂段的含气量和储层压力代入所述最终预计可采储量预测模型进行运算，并将运算结果的最终预计可采储量为最大值时对应的人工裂缝总面积和人工裂缝等效导流能力确定为所述目标压裂段的最优人工裂缝总面积和最优人工裂缝等效导流能力；

64、第三确定模块，用于根据所述目标压裂段的最优人工裂缝总面积和所述最优人工裂缝等效导流能力，基于裂缝扩展代理模型和多目标遗传算法，确定所述目标压裂段的压裂参数，所述裂缝扩展代理模型是由与所述待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的多个压裂段的地质参数和工程资料建立的描述裂缝扩展机理的模型；

65、第四确定模块，用于将所述目标压裂段的压裂参数确定为所述目标压裂段的最优压裂参数。

66、可选地，所述装置中所述目标压裂段的地质参数包括所述目标压裂段的储层埋深、地层压力系数、储层厚度、孔隙度、地层温度、有机碳含量、岩石密度、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力；所述目标压裂段的工程资料包括所述目标压裂段的井距、压裂段长；所述目标压裂段的压裂参数包括所述目标压裂段的簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量。

67、可选地，所述第一确定模块包括：

68、第一确定单元，用于根据所述目标压裂段的井距、压裂段长、储层厚度、孔隙度、地层温度和储层压力，确定所述目标压裂段的游离气含量；

69、第二确定单元，用于根据所述目标压裂段的有机碳含量、井距、压裂段长、储层厚度和岩石密度，确定所述目标压裂段的吸附气含量；

70、第三确定单元，用于将所述目标压裂段的游离气含量和吸附气含量之和，确定为所述目标压裂段的含气量；

71、第四确定单元，用于根据所述目标压裂段的储层埋深和地层压力系数，确定所述目标压裂段的储层压力。

72、可选地，所述第二确定模块包括：

73、生成单元，用于随机生成初始人工裂缝总面积粒子值和初始人工裂缝等效导流能力粒子值；

74、第五确定单元，用于根据所述目标压裂段的含气量、储层压力、初始人工裂缝总面积粒子值、初始人工裂缝等效导流能力粒子值和所述最终预计可采储量预测模型，确定初始最终预计可采储量；

75、第六确定单元，用于基于粒子群优化算法，将所述初始最终预计可采储量作为人工裂缝总面积粒子和人工裂缝等效导流能力粒子在搜索空间中的适应值，不断更新所述初始人工裂缝总面积粒子值和初始人工裂缝等效导流能力粒子值，得到n个第二人工裂缝总面积粒子值和n个第二人工裂缝等效导流能力粒子值，n为大于100的正整数；

76、第七确定单元，用于根据所述目标压裂段的含气量、储层压力，以及n个所述第二人工裂缝总面积粒子值、n个所述第二人工裂缝等效导流能力粒子值和所述最终预计可采储量预测模型，确定n个第二最终预计可采储量；

77、第八确定单元，用于将n个所述第二最终预计可采储量中的最大值对应的人工裂缝总面积和人工裂缝等效导流能力确定为所述目标压裂段的最优人工裂缝总面积和最优人工裂缝等效导流能力。

78、可选地，所述第三确定模块包括：

79、第九确定单元，用于基于所述最优人工裂缝总面积和所述最优人工裂缝等效导流能力，结合裂缝扩展代理模型，通过如下公式构建优化目标函数f(x)

80、

81、式中，f(x)为所述目标压裂段的目标函数，f1(x)为所述目标压裂段的人工裂缝总面积目标函数，f2(x)为所述目标压裂段的人工裂缝等效导流能力目标函数，aopti为所述最优人工裂缝总面积，fcdopti为所述最优人工裂缝等效导流能力，y1为基于裂缝扩展代理模型确定的所述目标压裂段的人工裂缝总面积，y2为基于裂缝扩展代理模型确定的所述目标压裂段的人工裂缝等效导流能力，x1为所述目标压裂段的孔隙度，x2为所述目标压裂段的储层压力，x3为所述目标压裂段的杨氏模量，x4为所述目标压裂段的泊松比，x5为所述目标压裂段的最大水平主应力，x6为所述目标压裂段的最小水平主应力，x7为所述目标压裂段的垂向应力，x8为所述目标压裂段的压裂段长，x9为所述目标压裂段的簇数，x10为所述目标压裂段的簇间距，x11为所述目标压裂段的用液强度，x12为所述目标压裂段的加砂强度，x13为所述目标压裂段的陶粒占比，x14为所述目标压裂段的排量；

82、第十确定单元，用于根据所述目标压裂段的孔隙度、储层压力、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、压裂段长，基于多目标遗传算法nsga-ii优化算法，确定当f1(x)和f2(x)均为最小值时对应的所述目标压裂段的簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比和排量；

83、第十一确定单元，用于将f1(x)和f2(x)均为最小值时时对应的所述目标压裂段的簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量确定为所述目标压裂段的压裂参数。

84、可选地，所述非常规天然气井压裂段压裂参数优化装置还包括：

85、建模模块，用于根据与待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的多个压裂段的地质参数、工程参数和生产参数，建立反映含气量、储层压力、人工裂缝总面积、人工裂缝等效导流能力与最终预计可采储量之间映射关系的最终预计可采储量预测模型；

86、具体包括步骤(1)-步骤(6)：

87、步骤(1)，获取与所述待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的共计s个压裂段中每个压裂段的储层埋深、地层压力系数、储层厚度、孔隙度、地层温度、有机碳含量、岩石密度、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、井距、压裂段长、簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量、生产时间和累积产量曲线，s为大于20的正整数；

88、步骤(2)，根据如下公式确定所述s个压裂段中每个压裂段的储层压力

89、pi＝ρwghiapi

90、式中，pi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层压力，pa；ρw为水的密度，kg/m3；hi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层埋深，m；api为所述s个压裂段中第i个压裂段的地层压力系数，无因次；g为重力加速度，取9.80m/s2；

91、步骤(3)，根据如下公式确定所述s个压裂段中每个压裂段的含气量

92、

93、

94、vli＝19.825×toci0.4958

95、pli＝1.7192×toci-0.462

96、

97、ntoti＝nai+nfi

98、式中，bgi为所述s个压裂段中第i个压裂段的天然气体积系数，无因次；z为气体压缩因子，无因次，取1；psc为标准条件下的压力，取101325pa；ti为所述s个压裂段中第i个压裂段的地层温度，k；tsc为标准条件下的温度，取273.15k；pi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层压力，pa；nfi所述s个压裂段中第i个压裂段的游离气含量，m3/t；wi为所述s个压裂段中第i个压裂段的井距，m；li为所述s个压裂段中第i个压裂段的压裂段长，m；hi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层厚度，m；为所述s个压裂段中第i个压裂段的孔隙度，无因次；vli为所述s个压裂段中第i个压裂段的langmuir体积，m3/t；pli为所述s个压裂段中第i个压裂段的langmuir压力，pa；toci为所述s个压裂段中第i个压裂段的有机碳含量，％；nai为所述s个压裂段中第i个压裂段的吸附气含量，m3/t；ρr为所述s个压裂段中第i个压裂段的岩石密度，t/m3；ntoti为所述s个压裂段中第i个压裂段的含气量，m3/t；

99、步骤(4)，对于所述s个压裂段中每个压裂段，统计当前压裂段的孔隙度、储层压力(由储层埋深与地层压力系数的乘积确定)、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、压裂段长、簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量等14个特征的取值范围，将每个特征的最小值作为低水平，将各个特征的最大值作为高水平，得到所述s个压裂段中每个压裂段的14因素2水平正交试验设计特征样本；

100、根据gohfer压裂软件和所述s个压裂段中每个压裂段的14因素2水平正交试验设计特征样本，确定所述s个压裂段中每个压裂段中每个压裂簇的模拟缝长、模拟缝高和模拟裂缝导流能力；

101、根据如下公式确定所述s个压裂段中每个压裂段的模拟人工裂缝总面积和模拟人工裂缝等效导流能力

102、

103、

104、式中，num为簇数；j为各簇对应的编号；aj为通过gohfer压裂软件确定的所述s个压裂段中第i个压裂段的第j个压裂簇的模拟裂缝面积(由模拟缝长和模拟缝高的乘积确定)；ai为所述s个压裂段中第i个压裂段的模拟人工裂缝总面积；fcdj为通过gohfer压裂软件确定的所述s个压裂段中第i个压裂段的第j个压裂簇的模拟裂缝导流能力；fcdi为通过gohfer压裂软件确定的所述s个压裂段中第i个压裂段的模拟人工裂缝导流能力；

105、根据所述s个压裂段中每个压裂段的模拟人工裂缝总面积和模拟人工裂缝等效导流能力，通过如下公式建立所述裂缝扩展代理模型

106、

107、

108、式中，hm为神经网络隐藏层的输出值；n等于1或者2，y1为所述s个压裂段中第i个压裂段的人工裂缝总面积，y2为所述s个压裂段中第i个压裂段的人工裂缝等效导流能力；num3为隐藏层神经元数量；m为对应的神经元编号；f和g为激活函数；ωlm为连接输入层和隐藏层的权值；vmn为连接隐藏层和输出层的权值；am为隐藏层神经元的偏置；bn为输出层神经元的偏置；x1为孔隙度、x2为储层压力、x3为杨氏模量、x4为泊松比、x5为最大水平主应力、x6为最小水平主应力、x7为垂向应力、x8为压裂段长、x9为簇数、x10为簇间距、x11为用液强度、x12为加砂强度、x13为陶粒占比、x14为排量；

109、根据所述s个压裂段中每个压裂段的孔隙度、储层埋深、地层压力系数、杨氏模量、泊松比、最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、压裂段长、簇数、簇间距、用液强度、加砂强度、陶粒占比、排量以及所述裂缝扩展代理模型，确定所述s个压裂段中每个压裂段的人工裂缝总面积和人工裂缝等效导流能力；

110、步骤(5)，根据如下公式确定所述s个压裂段中每个压裂段的最终预计可采储量

111、

112、式中，gi为所述s个压裂段中第i个压裂段的累积产量曲线，104m3；gini为所述s个压裂段中第i个压裂段的对应的储量，104m3；ai为一常量；n′i为双曲指数；t为生产时间，d；

113、步骤(6)，根据所述s个压裂段中每个压裂段的含气量、储层压力、人工裂缝总面积、人工裂缝等效导流能力和最终预计可采储量，基于如下模型，建立最终预计可采储量预测模型

114、gi＝fgp(gipi，pi，ai，fcdi)

115、式中，fgp为高斯过程回归模型；gi为所述s个压裂段中第i个压裂段的累积产量，104m3；gipi为所述s个压裂段中第i个压裂段的含气量，m3/t；pi为所述s个压裂段中第i个压裂段的储层压力，pa；ai为所述s个压裂段中第i个压裂段的人工裂缝总面积，；fcdi为所述s个压裂段中第i个压裂段的人工裂缝等效导流能力。

116、第三方面，提供了一种非常规天然气井压裂段压裂参数优化装置，所述装置包括：

117、处理器；

118、用于存储处理器可执行指令的存储器；

119、其中，处理器被配置为执行上述非常规天然气井压裂段压裂参数优化方法。

120、第四方面，提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质上存储有指令，指令被处理器执行时实现上述非常规天然气井压裂段压裂参数优化方法。

121、本技术实施例提供的技术方案至少可以带来以下有益效果：

122、在本发明实施例中，获取待优化非常规天然气井的目标压裂段的地质参数和工程资料，以及最终预计可采储量预测模型，最终预计可采储量预测模型是由与待优化非常规天然气井位于同区块的已实施压裂的多个非常规天然气井的多个压裂段的含气量、储层压力、人工裂缝总面积、人工裂缝等效导流能力与最终预计可采储量之间建立的基于高斯过程回归的映射关系。根据目标压裂段的地质参数和工程资料，确定目标压裂段的含气量和储层压力。将目标压裂段的含气量和储层压力代入最终预计可采储量预测模型进行运算，并将最终预计可采储量为最大值时对应的人工裂缝总面积和人工裂缝等效导流能力确定为目标压裂段的最优人工裂缝总面积和最优人工裂缝等效导流能力。根据目标压裂段的最优人工裂缝总面积和最优人工裂缝等效导流能力，基于裂缝扩展代理模型和多目标遗传算法，确定目标压裂段的压裂参数。将目标压裂段的压裂参数确定为目标压裂段的最优压裂参数。也即是，该方法在优化压裂段的压裂参数时，根据同区块已实施压裂井压裂段的地质参数、工程参数和生产参数之间基于高斯过程回归建立的最终预计可采储量预测模型，对待优化井的压裂段进行数据拟合以得到最优压裂参数，拟合过程中考虑了非常规天然气井压裂过程中的裂缝发育扩展和生产制度变化的影响因素，通过高斯过程回归和裂缝发育扩展模型两次建模，提高了压裂参数与压裂效果映射关系的透明度，以及压裂参数结果可解释性，优化出的压裂参数相较于相关技术更具实用性。