La determinación de los parámetros de fracturas formadas por fracturamiento hidráulico es de gran importancia para guiar el diseño de parámetros de fracturamiento y predecir la producción de pozos individuales. Actualmente, los métodos existentes de inversión de parámetros de fracturas basados en datos de producción tienen dificultades para obtener los parámetros de fracturas de cada tramo de fracturamiento. Por lo tanto, aprovechando el algoritmo de filtro de Kalman en conjunto (EnKF), se estableció un método automático de inversión de parámetros de fracturas de cada segmento en reservorios compactos basado en pruebas de perfiles de producción de gas. Para equilibrar la precisión de la simulación y la eficiencia de la inversión, se utilizó la caja de herramientas de simulación numérica de yacimientos de Matlab (MRST) para establecer un modelo de simulación numérica de producción de yacimientos basado en fracturas discretas integradas. Se simuló la producción de fracturas de cada segmento y se utilizó EnKF para actualizar gradualmente la semilongitud y la permeabilidad de las fracturas de cada segmento, logrando así la inversión automática de parámetros de fracturas en reservorios compactos basada en el perfil de producción de gas. Finalmente, se verificó la confiabilidad de este método mediante un caso artificial y se aplicó a la inversión de semilongitud y permeabilidad de fracturas en pozos horizontales reales del campo. Los resultados del estudio indicaron: ① Cuando la orientación y el espaciamiento de las fracturas son fijos, aumentar la longitud de la fractura y la permeabilidad puede aumentar la producción de gas compacto, pero el grado de influencia de ambos en la producción de la fractura cambia con el tiempo; la permeabilidad de la fractura afecta más la producción de gas en los primeros 3 meses, mientras que la semilongitud de la fractura afecta más la producción en la etapa media y tardía; ② El EnKF, este método de ajuste de datos secuencial en el tiempo, puede considerar el efecto de la semilongitud y la permeabilidad de la fractura en diferentes períodos en la producción. En el caso de ajuste del perfil de producción artificial, el error relativo de la inversión de la semilongitud no supera el 6.30%, y el error relativo de la inversión de la permeabilidad no supera el 0.88%; ③ Para el perfil de producción de pozos horizontales reales en reservorios compactos, EnKF puede invertir simultáneamente la semilongitud y permeabilidad de las fracturas de cada segmento de fracturamiento, con un error relativo de la semilongitud invertida en comparación con el monitoreo micro sísmico inferior al 8%. Este método puede proporcionar orientación y referencia para el diagnóstico de fracturas de fracturamiento en reservorios compactos.

gas compacto;fracturas discretas integradas;algoritmo de filtro de Kalman;perfil de producción de gas;inversión de parámetros de fracturas