La détermination des paramètres des fractures formées par fracturation hydraulique est d'une grande importance pour guider la conception des paramètres de fracturation et prédire la production des puits individuels. Actuellement, les méthodes d'inversion des paramètres des fractures basées sur les données de production existantes ont du mal à obtenir les paramètres des fractures de chaque segment de fracturation. Par conséquent, en utilisant l'algorithme d'ensemble de Kalman (EnKF), une méthode d'inversion automatique des paramètres des fractures de chaque segment des réservoirs de gaz compact basée sur le test du profil de production de gaz a été établie. Pour équilibrer la précision de la simulation et l'efficacité de l'inversion, la boîte à outils de simulation numérique du réservoir Matlab (MRST) a été utilisée pour établir un modèle de simulation numérique de production basé sur des fractures discrètes intégrées. La production des fractures de chaque segment a été simulée, et EnKF a été utilisé pour mettre à jour progressivement la demi-longueur et la perméabilité des fractures de chaque segment, réalisant ainsi une inversion automatique des paramètres des fractures des réservoirs de gaz compact basée sur le profil de production de gaz. Enfin, la fiabilité de cette méthode a été vérifiée par un cas synthétique et elle a été appliquée à l'inversion de la demi-longueur et de la perméabilité des fractures des puits horizontaux réels du champ. Les résultats de l'étude montrent : ① Lorsque l'orientation et l'espacement des fractures sont fixes, l'augmentation de la longueur et de la perméabilité des fractures peut augmenter la production de gaz compact, mais leur influence sur la production des fractures varie avec le temps. La perméabilité des fractures influence davantage la production de gaz au cours des 3 premiers mois, tandis que la demi-longueur des fractures a un plus grand impact sur la production en milieu et en fin de période ; ② La méthode EnKF, qui progresse temporellement dans l'ajustement des données, peut prendre en compte l'influence de la demi-longueur et de la perméabilité des fractures à différentes périodes sur la production. Dans le cas de l'ajustement du profil de production synthétique, l'erreur relative de l'inversion de la demi-longueur des fractures ne dépasse pas 6,30 %, et celle de la perméabilité des fractures ne dépasse pas 0,88 % ; ③ Pour le profil de production des puits horizontaux réels des réservoirs compacts, EnKF peut inverser simultanément la demi-longueur et la perméabilité des fractures de chaque segment de fracturation, avec une erreur relative de la demi-longueur des fractures inférieure à 8 % par rapport à la surveillance micro-sismique. Cette méthode peut fournir des orientations et des références pour le diagnostic des fractures de fracturation des réservoirs de gaz compacts.

gaz compact;fractures discrètes intégrées;algorithme de filtrage de Kalman;profil de production de gaz;inversion des paramètres des fractures