页岩油气井等参压裂的参数确定方法及装置与流程

本公开涉及石油压裂工程，尤其涉及页岩油气井等参压裂的参数确定方法及装置。

背景技术：

1、得益于长井段水平井钻井和多段压裂技术创新发展，以及储层改造工程技术系统配套，中国经过10余年技术攻关，建立以“水平井多簇射孔+滑溜水携砂+分段压裂”为核心的水平井体积压裂技术系列，成为我国油气增储上产的主导技术。现有页岩油气水平井多簇射孔分段压裂主体工艺采用每段2～10簇、每井15～40段、2～4种泵注排量、2～4种不同黏度不同性能的压裂液和2～4种不同规格支撑剂进行段塞式加砂压裂，根据储层需求，通常加入不同类型的暂堵剂或暂堵剂以提高裂缝复杂程度和压裂改造均衡程度。

2、我国页岩油气资源品位较低，页岩油藏普遍存在物性差、压力系数低、原油黏度高、含油饱和度低等缺陷，页岩气藏普遍具有构造更复杂、储层两向应力差大、天然弱面发育较差等不足，水平井体积压裂改造技术虽然取得显著进步，在提高单井产量、提升采出程度、降低改造成本等方面展现出巨大优势，成为支撑页岩油气资源高质量发展的利器，但页岩油气效益开发依然面临资源品质劣质化程度加剧、产量递减快、采出程度低、开发成本高等巨大挑战，仍需进一步提升压裂核心参数的针对性、科学性和经济性。但由于页岩油气水平井有直井段、造斜段和水平段，不同性能不同浓度支撑剂和压裂液的流态复杂，无法准确获取沿程摩阻和静液柱压力，从而造成根据地面施工压力计算的井底压力有较大的偏差，无法精准地进行动态调整和指导压裂施工。

技术实现思路

1、有鉴于此，本公开实施例提供了页岩油气井等参压裂的参数确定方法及装置，以解决现有技术中无法准确获取沿程摩阻和静液柱压力，从而造成根据地面施工压力计算的井底压力有较大的偏差，无法精准地进行动态调整和指导压裂施工的问题。

2、本公开实施例的第一方面，提供了一种页岩油气井等参压裂的参数确定方法，包括：

3、获取目标油气井的恒定施工参数，以及与所述目标油气井相对应的对比压裂参数，其中，所述对比压裂参数通过多个与所述目标油气井相对应的油气井的已知压裂参数计算得到；

4、根据所述对比压裂参数，生成所述目标油气井的每个施工段的目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂对应的第一目标支撑剂等效浓度和第二支撑剂对应的第二目标支撑剂等效浓度，其中，所述第一支撑剂的粒径小于所述第二支撑剂的粒径；

5、根据所述恒定施工参数，以及所述目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂等效浓度和第二支撑剂等效浓度，生成所述目标油气井对应的目标压裂参数，其中，所述目标压裂参数在施工过程的任一施工段中的目标携砂液泵注量和目标顶替液泵注量相同且维持不变。

6、在一些实施例中，所述根据所述对比压裂参数，生成所述目标油气井的目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂对应的第一目标支撑剂等效浓度和第二支撑剂对应的第二目标支撑剂等效浓度，包括：

7、获取所述对比压裂参数中在每一施工段的对比前置液用量、对比携砂液用量、对比顶替液用量、对比携砂液黏度，以及每一施工段中的每一泵注阶段中第一支撑剂对应的第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及第二支撑剂对应的第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量；

8、根据所述对比前置液用量，计算所述目标前置液用量；

9、根据所述对比携砂液用量，计算所述目标携砂液用量；

10、根据所述对比顶替液用量，计算所述目标顶替液用量；

11、根据所述目标压裂携砂液用量、所述对比携砂液用量和所述对比携砂液黏度，计算目标携砂液黏度；

12、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；

13、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度。

14、在一些实施例中，所述根据所述对比压裂参数中的对比前置液用量，计算目标前置液用量，包括：

15、根据所述对比前置液用量以及预设的第一计算式，计算所述目标前置液用量；

16、根据所述对比携砂液用量以及所述第一计算式，计算所述目标携砂液用量；

17、根据所述对比顶替液用量以及所述第一计算式，计算所述目标顶替液用量；

18、其中，所述第一计算式包括：

19、

20、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，其中，n、i均为正整数；

21、当vxi表示第i施工段的目标前置液用量时，vy表示第i施工段的对比前置液用量；

22、当vxi表示第i施工段的目标携砂液用量时，vy表示第i施工段的对比携砂液用量；

23、当vxi表示第i施工段的目标顶替液用量时，vy表示第i施工段的对比顶替液用量。

24、在一些实施例中，所述根据所述目标压裂携砂液用量、所述对比携砂液用量和所述对比携砂液黏度，计算目标携砂液黏度，包括：

25、根据所述目标压裂携砂液用量、对比携砂液用量和预设的第二计算式，计算所述目标携砂液黏度，其中，所述第二计算式包括：

26、

27、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

28、vxi表示第i施工段的目标携砂液用量，vy表示第i施工段的对比携砂液用量，

29、μy表示第i施工段的目标携砂液黏度，μxi表示第i施工段的目标携砂液黏度。

30、在一些实施例中，当所述目标油气井使用支撑剂种类的数量为2时，所述根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度，包括：

31、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及预设的第三计算式，计算第一目标支撑剂等效浓度；

32、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量以及所述第三计算式，计算第二目标支撑剂等效浓度；

33、其中，所述第三计算式包括：

34、

35、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

36、m表示第i施工段中泵注阶段的最大数量，j表示泵注阶段的序号，m、j均为正整数；

37、vtij表示第i施工段第j泵注阶段的第一对比支撑剂用量或第二对比支撑剂用量，vxij表示第i施工段第j泵注阶段的第一对比携砂液用量或第二对比携砂液用量；

38、concy表示第i施工段的第一目标支撑剂等效浓度或第二目标支撑剂等效浓度。

39、在一些实施例中，当所述目标油气井使用支撑剂种类的数量大于2时，所述根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度，包括：

40、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及所述第三计算式，计算第一目标支撑剂等效浓度；

41、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量以及预设的第四计算式，计算第二目标支撑剂等效浓度，其中，所述第四计算式包括：

42、

43、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

44、m表示第i施工段中泵注阶段的最大数量，j表示泵注阶段的序号，m、j均为正整数；

45、da表示第i施工段第j泵注阶段的第二支撑剂的粒径，db表示第i施工段第j泵注阶段的其他支撑剂的粒径，其中，所述其他支撑剂的粒径均大于所述第二支撑剂的粒径；

46、vtij表示第i施工段第j泵注阶段的第二对比支撑剂用量，vxij表示第i施工段第j泵注阶段的第二对比携砂液用量；

47、concy表示第i施工段的第二目标支撑剂等效浓度。

48、在一些实施例中，所述页岩油气井等参压裂的参数确定方法还包括：

49、获取地面施工压力、孔眼摩阻和近井弯曲摩阻；

50、根据所述目标压裂参数计算静液柱压力和流动摩阻压力；

51、根据所述地面施工压力、静液柱压力和流动摩阻压力，计算井底压力；

52、根据所述井底压力、所述孔眼摩阻和所述近井弯曲摩阻，计算裂缝延伸压力和缝内净压力。

53、本公开实施例的第二方面，提供了一种页岩油气井等参压裂的参数确定装置，包括：

54、获取模块，用于获取目标油气井的恒定施工参数，以及与所述目标油气井相对应的对比压裂参数，其中，所述对比压裂参数通过多个与所述目标油气井相对应的油气井的已知压裂参数计算得到；

55、第一生成模块，用于根据所述对比压裂参数，生成所述目标油气井的每个施工段的目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂对应的第一目标支撑剂等效浓度和第二支撑剂对应的第二目标支撑剂等效浓度，其中，所述第一支撑剂的粒径小于所述第二支撑剂的粒径；

56、第二生成模块，用于根据所述恒定施工参数，以及所述目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂等效浓度和第二支撑剂等效浓度，生成所述目标油气井对应的目标压裂参数，其中，所述目标压裂参数在施工过程的任一施工段中的目标携砂液泵注量和目标顶替液泵注量相同且维持不变。

57、在一些实施例中，所述第一生成模块被进一步配置为：

58、获取所述对比压裂参数中在每一施工段的对比前置液用量、对比携砂液用量、对比顶替液用量、对比携砂液黏度，以及每一施工段中的每一泵注阶段中第一支撑剂对应的第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及第二支撑剂对应的第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量；

59、根据所述对比前置液用量，计算所述目标前置液用量；

60、根据所述对比携砂液用量，计算所述目标携砂液用量；

61、根据所述对比顶替液用量，计算所述目标顶替液用量；

62、根据所述目标压裂携砂液用量、所述对比携砂液用量和所述对比携砂液黏度，计算目标携砂液黏度；

63、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；

64、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度。

65、在一些实施例中，所述根据所述对比压裂参数中的对比前置液用量，计算目标前置液用量，包括：

66、根据所述对比前置液用量以及预设的第一计算式，计算所述目标前置液用量；

67、根据所述对比携砂液用量以及所述第一计算式，计算所述目标携砂液用量；

68、根据所述对比顶替液用量以及所述第一计算式，计算所述目标顶替液用量；

69、其中，所述第一计算式包括：

70、

71、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，其中，n、i均为正整数；

72、当vxi表示第i施工段的目标前置液用量时，vy表示第i施工段的对比前置液用量；

73、当vxi表示第i施工段的目标携砂液用量时，vy表示第i施工段的对比携砂液用量；

74、当vxi表示第i施工段的目标顶替液用量时，vy表示第i施工段的对比顶替液用量。

75、在一些实施例中，所述根据所述目标压裂携砂液用量、所述对比携砂液用量和所述对比携砂液黏度，计算目标携砂液黏度，包括：

76、根据所述目标压裂携砂液用量、对比携砂液用量和预设的第二计算式，计算所述目标携砂液黏度，其中，所述第二计算式包括：

77、

78、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

79、vxi表示第i施工段的目标携砂液用量，vy表示第i施工段的对比携砂液用量，

80、μy表示第i施工段的目标携砂液黏度，μxi表示第i施工段的目标携砂液黏度。

81、在一些实施例中，当所述目标油气井使用支撑剂种类的数量为2时，所述根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度，包括：

82、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及预设的第三计算式，计算第一目标支撑剂等效浓度；

83、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量以及所述第三计算式，计算第二目标支撑剂等效浓度；

84、其中，所述第三计算式包括：

85、

86、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

87、m表示第i施工段中泵注阶段的最大数量，j表示泵注阶段的序号，m、j均为正整数；

88、vtij表示第i施工段第j泵注阶段的第一对比支撑剂用量或第二对比支撑剂用量，vxij表示第i施工段第j泵注阶段的第一对比携砂液用量或第二对比携砂液用量；

89、concy表示第i施工段的第一目标支撑剂等效浓度或第二目标支撑剂等效浓度。

90、在一些实施例中，当所述目标油气井使用支撑剂种类的数量大于2时，所述根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度，包括：

91、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及所述第三计算式，计算第一目标支撑剂等效浓度；

92、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量以及预设的第四计算式，计算第二目标支撑剂等效浓度，其中，所述第四计算式包括：

93、

94、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

95、m表示第i施工段中泵注阶段的最大数量，j表示泵注阶段的序号，m、j均为正整数；

96、da表示第i施工段第j泵注阶段的第二支撑剂的粒径，db表示第i施工段第j泵注阶段的其他支撑剂的粒径，其中，所述其他支撑剂的粒径均大于所述第二支撑剂的粒径；

97、vtij表示第i施工段第j泵注阶段的第二对比支撑剂用量，vxij表示第i施工段第j泵注阶段的第二对比携砂液用量；

98、concy表示第i施工段的第二目标支撑剂等效浓度。

99、在一些实施例中，所述页岩油气井等参压裂的参数确定装置还包括：

100、第一计算模块，用于根据获取的地面施工压力、静液柱压力和流动摩阻压力，计算井底压力；

101、第二计算模块，用于根据获取的孔眼摩阻和近井弯曲摩阻和近井弯曲摩阻，计算裂缝延伸压力和缝内净压力。

102、本公开实施例的第三方面，提供了一种电子设备，包括存储器、处理器以及存储在存储器中并且可以在处理器上运行的计算机程序，该处理器执行计算机程序时实现的步骤包括：

103、获取目标油气井的恒定施工参数，以及与所述目标油气井相对应的对比压裂参数，其中，所述对比压裂参数通过多个与所述目标油气井相对应的油气井的已知压裂参数计算得到；

104、根据所述对比压裂参数，生成所述目标油气井的每个施工段的目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂对应的第一目标支撑剂等效浓度和第二支撑剂对应的第二目标支撑剂等效浓度，其中，所述第一支撑剂的粒径小于所述第二支撑剂的粒径；

105、根据所述恒定施工参数，以及所述目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂等效浓度和第二支撑剂等效浓度，生成所述目标油气井对应的目标压裂参数，其中，所述目标压裂参数在施工过程的任一施工段中的目标携砂液泵注量和目标顶替液泵注量相同且维持不变。

106、在一些实施例中，所述根据所述对比压裂参数，生成所述目标油气井的目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂对应的第一目标支撑剂等效浓度和第二支撑剂对应的第二目标支撑剂等效浓度，包括：

107、获取所述对比压裂参数中在每一施工段的对比前置液用量、对比携砂液用量、对比顶替液用量、对比携砂液黏度，以及每一施工段中的每一泵注阶段中第一支撑剂对应的第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及第二支撑剂对应的第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量；

108、根据所述对比前置液用量，计算所述目标前置液用量；

109、根据所述对比携砂液用量，计算所述目标携砂液用量；

110、根据所述对比顶替液用量，计算所述目标顶替液用量；

111、根据所述目标压裂携砂液用量、所述对比携砂液用量和所述对比携砂液黏度，计算目标携砂液黏度；

112、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；

113、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度。

114、在一些实施例中，所述根据所述对比压裂参数中的对比前置液用量，计算目标前置液用量，包括：

115、根据所述对比前置液用量以及预设的第一计算式，计算所述目标前置液用量；

116、根据所述对比携砂液用量以及所述第一计算式，计算所述目标携砂液用量；

117、根据所述对比顶替液用量以及所述第一计算式，计算所述目标顶替液用量；

118、其中，所述第一计算式包括：

119、

120、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，其中，n、i均为正整数；

121、当vxi表示第i施工段的目标前置液用量时，vy表示第i施工段的对比前置液用量；

122、当vxi表示第i施工段的目标携砂液用量时，vy表示第i施工段的对比携砂液用量；

123、当vxi表示第i施工段的目标顶替液用量时，vy表示第i施工段的对比顶替液用量。

124、在一些实施例中，所述根据所述目标压裂携砂液用量、所述对比携砂液用量和所述对比携砂液黏度，计算目标携砂液黏度，包括：

125、根据所述目标压裂携砂液用量、对比携砂液用量和预设的第二计算式，计算所述目标携砂液黏度，其中，所述第二计算式包括：

126、

127、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

128、vxi表示第i施工段的目标携砂液用量，vy表示第i施工段的对比携砂液用量，

129、μy表示第i施工段的目标携砂液黏度，μxi表示第i施工段的目标携砂液黏度。

130、在一些实施例中，当所述目标油气井使用支撑剂种类的数量为2时，所述根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度，包括：

131、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及预设的第三计算式，计算第一目标支撑剂等效浓度；

132、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量以及所述第三计算式，计算第二目标支撑剂等效浓度；

133、其中，所述第三计算式包括：

134、

135、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

136、m表示第i施工段中泵注阶段的最大数量，j表示泵注阶段的序号，m、j均为正整数；

137、vtij表示第i施工段第j泵注阶段的第一对比支撑剂用量或第二对比支撑剂用量，vxij表示第i施工段第j泵注阶段的第一对比携砂液用量或第二对比携砂液用量；

138、concy表示第i施工段的第一目标支撑剂等效浓度或第二目标支撑剂等效浓度。

139、在一些实施例中，当所述目标油气井使用支撑剂种类的数量大于2时，所述根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度，包括：

140、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及所述第三计算式，计算第一目标支撑剂等效浓度；

141、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量以及预设的第四计算式，计算第二目标支撑剂等效浓度，其中，所述第四计算式包括：

142、

143、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

144、m表示第i施工段中泵注阶段的最大数量，j表示泵注阶段的序号，m、j均为正整数；

145、da表示第i施工段第j泵注阶段的第二支撑剂的粒径，db表示第i施工段第j泵注阶段的其他支撑剂的粒径，其中，所述其他支撑剂的粒径均大于所述第二支撑剂的粒径；

146、vtij表示第i施工段第j泵注阶段的第二对比支撑剂用量，vxij表示第i施工段第j泵注阶段的第二对比携砂液用量；

147、concy表示第i施工段的第二目标支撑剂等效浓度。

148、在一些实施例中，所述页岩油气井等参压裂的参数确定方法还包括：

149、获取地面施工压力、孔眼摩阻和近井弯曲摩阻；

150、根据所述目标压裂参数计算静液柱压力和流动摩阻压力；

151、根据所述地面施工压力、静液柱压力和流动摩阻压力，计算井底压力；

152、根据所述井底压力、所述孔眼摩阻和所述近井弯曲摩阻，计算裂缝延伸压力和缝内净压力。

153、本公开实施例的第四方面，提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现的步骤包括：

154、获取目标油气井的恒定施工参数，以及与所述目标油气井相对应的对比压裂参数，其中，所述对比压裂参数通过多个与所述目标油气井相对应的油气井的已知压裂参数计算得到；

155、根据所述对比压裂参数，生成所述目标油气井的每个施工段的目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂对应的第一目标支撑剂等效浓度和第二支撑剂对应的第二目标支撑剂等效浓度，其中，所述第一支撑剂的粒径小于所述第二支撑剂的粒径；

156、根据所述恒定施工参数，以及所述目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂等效浓度和第二支撑剂等效浓度，生成所述目标油气井对应的目标压裂参数，其中，所述目标压裂参数在施工过程的任一施工段中的目标携砂液泵注量和目标顶替液泵注量相同且维持不变。

157、在一些实施例中，所述根据所述对比压裂参数，生成所述目标油气井的目标前置液用量、目标携砂液用量、目标顶替液用量、目标携砂液黏度、第一支撑剂对应的第一目标支撑剂等效浓度和第二支撑剂对应的第二目标支撑剂等效浓度，包括：

158、获取所述对比压裂参数中在每一施工段的对比前置液用量、对比携砂液用量、对比顶替液用量、对比携砂液黏度，以及每一施工段中的每一泵注阶段中第一支撑剂对应的第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及第二支撑剂对应的第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量；

159、根据所述对比前置液用量，计算所述目标前置液用量；

160、根据所述对比携砂液用量，计算所述目标携砂液用量；

161、根据所述对比顶替液用量，计算所述目标顶替液用量；

162、根据所述目标压裂携砂液用量、所述对比携砂液用量和所述对比携砂液黏度，计算目标携砂液黏度；

163、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；

164、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度。

165、在一些实施例中，所述根据所述对比压裂参数中的对比前置液用量，计算目标前置液用量，包括：

166、根据所述对比前置液用量以及预设的第一计算式，计算所述目标前置液用量；

167、根据所述对比携砂液用量以及所述第一计算式，计算所述目标携砂液用量；

168、根据所述对比顶替液用量以及所述第一计算式，计算所述目标顶替液用量；

169、其中，所述第一计算式包括：

170、

171、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，其中，n、i均为正整数；

172、当vxi表示第i施工段的目标前置液用量时，vy表示第i施工段的对比前置液用量；

173、当vxi表示第i施工段的目标携砂液用量时，vy表示第i施工段的对比携砂液用量；

174、当vxi表示第i施工段的目标顶替液用量时，vy表示第i施工段的对比顶替液用量。

175、在一些实施例中，所述根据所述目标压裂携砂液用量、所述对比携砂液用量和所述对比携砂液黏度，计算目标携砂液黏度，包括：

176、根据所述目标压裂携砂液用量、对比携砂液用量和预设的第二计算式，计算所述目标携砂液黏度，其中，所述第二计算式包括：

177、

178、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

179、vxi表示第i施工段的目标携砂液用量，vy表示第i施工段的对比携砂液用量，

180、μy表示第i施工段的目标携砂液黏度，μxi表示第i施工段的目标携砂液黏度。

181、在一些实施例中，当所述目标油气井使用支撑剂种类的数量为2时，所述根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度，包括：

182、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及预设的第三计算式，计算第一目标支撑剂等效浓度；

183、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量以及所述第三计算式，计算第二目标支撑剂等效浓度；

184、其中，所述第三计算式包括：

185、

186、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

187、m表示第i施工段中泵注阶段的最大数量，j表示泵注阶段的序号，m、j均为正整数；

188、vtij表示第i施工段第j泵注阶段的第一对比支撑剂用量或第二对比支撑剂用量，vxij表示第i施工段第j泵注阶段的第一对比携砂液用量或第二对比携砂液用量；

189、concy表示第i施工段的第一目标支撑剂等效浓度或第二目标支撑剂等效浓度。

190、在一些实施例中，当所述目标油气井使用支撑剂种类的数量大于2时，所述根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量，计算第一目标支撑剂等效浓度；根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量，计算第二目标支撑剂等效浓度，包括：

191、根据所述第一对比支撑剂用量和第一对比支撑携砂液用量以及所述第三计算式，计算第一目标支撑剂等效浓度；

192、根据所述第二对比支撑剂用量和第二对比支撑携砂液用量以及预设的第四计算式，计算第二目标支撑剂等效浓度，其中，所述第四计算式包括：

193、

194、其中，n表示施工段的最大数量，i表示施工段的序号，n、i均为正整数；

195、m表示第i施工段中泵注阶段的最大数量，j表示泵注阶段的序号，m、j均为正整数；

196、da表示第i施工段第j泵注阶段的第二支撑剂的粒径，db表示第i施工段第j泵注阶段的其他支撑剂的粒径，其中，所述其他支撑剂的粒径均大于所述第二支撑剂的粒径；

197、vtij表示第i施工段第j泵注阶段的第二对比支撑剂用量，vxij表示第i施工段第j泵注阶段的第二对比携砂液用量；

198、concy表示第i施工段的第二目标支撑剂等效浓度。

199、在一些实施例中，所述页岩油气井等参压裂的参数确定方法还包括：

200、获取地面施工压力、孔眼摩阻和近井弯曲摩阻；

201、根据所述目标压裂参数计算静液柱压力和流动摩阻压力；

202、根据所述地面施工压力、静液柱压力和流动摩阻压力，计算井底压力；

203、根据所述井底压力、所述孔眼摩阻和所述近井弯曲摩阻，计算裂缝延伸压力和缝内净压力。

204、有益效果

205、本公开实施例与现有技术相比存在的有益效果至少包括：通过获取目标油气井的恒定施工参数，以及与所述目标油气井相对应的对比压裂参数；生成每个施工段的维持不变的目标携砂液泵注量和目标顶替液泵注量、支撑剂类型、支撑剂规格、支撑剂浓度等均保持一致，从而能够为精细施工和及时动态调整提供有力数据支持，在改善压裂效果的同时，可以减少频繁液体、支撑剂的切换和压力波动，大幅度降低劳动强度和作业安全风险。