申请/专利权人：西南石油大学

申请日：2022-02-28

公开（公告）日：2024-03-22

公开（公告）号：CN114547998B

主分类号：G06F30/28

分类号：G06F30/28;G06Q50/02;G06F113/08;G06F119/14

优先权：

专利状态码：有效-授权

法律状态：2024.03.22#授权;2022.06.14#实质审查的生效;2022.05.27#公开

摘要：本发明公开了一种通过耦合储层流动确定水平井压裂改造体积的方法，包括以下步骤：基于目标井储层地质模型建立储层网格，并添加初始裂缝单元；计算裂缝尖端应力强度因子，判断裂缝的起裂情况，确定裂缝单元总数；计算压裂过程中裂缝单元内的流体压力、储层基质和微裂缝的流体压力分布和含水饱和度分布；根据获取的裂缝参数、气藏压力分布和含水饱和度分布，计算获得水平井压裂改造体积。本发明能够模拟压裂施工全过程中的裂缝扩展、压裂液滤失和储层流体流动，确定水平井压裂改造体积，为页岩气井压裂效果评价、单井EUR评估和产能模拟提供依据，促进页岩气资源的高效开发。

主权项：1.一种通过耦合储层流动确定水平井压裂改造体积的方法，其特征在于，包括以下步骤：S1：获取目标井的储层地质模型，根据所述储层地质模型建立目标井的储层网格，并在所述储层网格中添加各簇裂缝的初始裂缝单元，所述初始裂缝单元被所述储层网格划分为多个裂缝单元；所述储层网格中水力裂缝的端点总数为U，裂缝端点编号为e，则e＝1,2,…,U-1,U；e为奇数时表示裂缝上端点，e为偶数时表示裂缝下端点；设裂缝单元总数为nL，裂缝单元编号为L，则L＝1,2,…,nL-1,nL；设第L个裂缝单元长度为ξL，第L个裂缝单元内的流体压力为PF,L，第L个裂缝单元的开启时间为TF,L，各簇裂缝的初始裂缝单元的开启时间均为t0；S2：基于边界元位移不连续法，计算t0时间下第e个裂缝端点处的应力强度因子；具体包括以下子步骤：S21：假设每个裂缝单元内流体压力相同，则在t0时间下裂缝端点处的流体压力与裂缝端点所处的裂缝单元内的流体压力相等；S22：根据t0时间下的裂缝单元位置，确定x-y坐标系下每簇裂缝的上下端点位置坐标，分别表示为x1,y1,…,xe,ye；S23：以第1个裂缝单元的中心为原点，第1个裂缝单元的延伸方向为方向，第1个裂缝单元的延伸方向的垂直方向为方向，建立局部坐标系，并将步骤S22中所有的裂缝端点位置坐标转换为所述局部坐标系下的位置坐标，分别表示为S24：计算t0时间下第1、第2，……，第nL个裂缝单元在第e个裂缝端点处产生的法向不连续位移；其中，t0时间下第1个裂缝单元在第e个裂缝端点处形成的所述法向不连续位移通过下式进行计算： 式中：D1,e,t0为t0时间下第1个裂缝单元在第e个裂缝端点处产生的法向不连续位移，mm；Pe,t0为t0时间下第e个裂缝端点处的流体压力，MPa；σh为储层的最小水平主应力，MPa；Axx1,e、Axy1,e、Ayy1,e、fa1,e、fb1,e、fc1,e均为计算过程中的中间函数；α1为第1个裂缝单元局部坐标系的轴与x-y坐标系的x轴之间的夹角；E为储层岩石的杨氏模量，GPa；υ为储层岩石的泊松比；为第1个裂缝单元局部坐标系下的第e个裂缝端点坐标；ξ1为第1个裂缝单元的长度，m；t0时间下第2，……，第nL个裂缝单元在第e个裂缝端点处形成的法向不连续位移的计算方法与t0时间下第1个裂缝单元在第e个裂缝端点处形成的法向不连续位移的计算方法相同；S25：将步骤S24计算得到的第e个裂缝端点处所有的法向不连续位移进行叠加，以叠加后的法向不连续位移为基础，采用裂缝尖端应力强度因子计算模型计算t0时间下第e个裂缝端点处的应力强度因子；所述裂缝尖端应力强度因子计算模型如下所示： 式中：KI,e,t0为t0时间下第e个裂缝端点处的应力强度因子，re为第e个裂缝端点处裂缝单元的半长，mm；De,t0为t0时间下第e个裂缝端点处的总法向不连续位移，mm；DL,e,t0为t0时间下第L个裂缝单元在第e个裂缝端点处产生的法向不连续位移，mm；S3：根据t0时间下第e个裂缝端点处的应力强度因子，判断t0时间下第e个裂缝端点处是否发生裂缝扩展：若第e个裂缝端点处，裂缝不发生扩展，则重复步骤S2-S3，计算t0时间下第e+1个裂缝端点处的应力强度因子，并判断t0时间下第e+1个裂缝端点处是否发生裂缝扩展；若第e个裂缝端点处，裂缝发生扩展，则第e个裂缝端点所在的裂缝沿第e个裂缝端点方向增加一个裂缝单元，且裂缝单元总数nL＝nL+1，新增裂缝单元的流体压力与其相邻裂缝单元内的流体压力相同，新增裂缝单元的开启时间TF,nL+1＝t0；重复步骤S2-S3，以新增裂缝单元后的数据为基础，计算t0时间下第e+1个裂缝端点处的应力强度因子，并判断t0时间下第e+1个裂缝端点处是否发生裂缝扩展；当所有裂缝端点处的裂缝扩展情况判断结束后，即可获得t0时间下裂缝扩展之后的裂缝单元总数nL,t0；裂缝单元编号L＝1,2,…,nL,t0-1,nL,t0；t0时间下第L个裂缝单元的开启时间TF,L,t0，t0时间下第L个裂缝单元内的流体压力PF,L,t0；S4：以步骤S3获得的数据为基础，结合嵌入式离散裂缝，运用气-水两相双重介质渗流模型进行数值计算，获得压裂施工过程中t1时间下的水力裂缝单元内的流体压力、基质系统的压力分布、基质系统的含水饱和度分布、微裂缝系统的压力分布、以及微裂缝系统的含水饱和度分布；所述气-水两相双重介质渗流模型包括：1水力裂缝单元向微裂缝滤失模型： 式中：QF-fw为水力裂缝单元与微裂缝网格间的滤失量，m3；C为滤失系数；T为当前时刻，s；TF为水力裂缝单元开启时间，TF＝TF,L,t0且L＝1,2,…,nL,t0-1,nL,t0；Kf为微裂缝网格的渗透率，D；lF为水力裂缝单元长度，m，lF＝ξL且L＝1,2,…,nL,t0-1,nL,t0；H为储层厚度，m；μw为压裂液粘度，mPa·s；为微裂缝网格内的点到水力裂缝单元的平均法向距离，m；PF为水力裂缝单元流体压力，MPa，PF＝PF,L,t0且L＝1,2,…,nL,t0-1,nL,t0；Pfw为微裂缝网格的水相压力，MPa；Af为微裂缝网格的面积，m2；lF-f为微裂缝网格的面积单元到裂缝k的距离，m；2水力压裂中的单相流动： req＝0.14[lF2+HF2]1210式中：β为单位转换系数；KF为水力裂缝的渗透率，D；Bw为压裂液的体积系数；δwell为判断水力裂缝单元与井筒相交关系的系数，如果裂缝单元与井筒相交，则δwell＝1；不相交，则δwell＝0；qFw为水力裂缝单元与井筒之间的流量交换，m3；VF为水力裂缝单元的体积，m3；φF为水力裂缝的孔隙度，％；wF为水力裂缝单元宽度，m；Pwf为井底流压，MPa；req为有效半径，m；rwell为井筒半径，m；s为表皮系数；HF为水力裂缝单元高度，m；3压裂过程中的基质系统和微裂缝系统的渗流模型： Pmc＝Pmg-Pmw15Pfc＝Pfg-Pfw16式中：为哈密顿算子；Kfrw、Kfrg为微裂缝网格中液相和气相的相对渗透率；δf为微裂缝网格是否含有水力裂缝的判断参数，当微裂缝网格有水力裂缝穿过时，δf＝1；当微裂缝网格无水力裂缝穿过时，δf＝0；Vf为微裂缝网格的体积，m3；Km为基质渗透率，mD；Kmrw、Kmrg为微裂缝网格中液相和气相的相对渗透率；Pmw、Pmg为基质网格中液相和气相的压力，MPa；φf、φm为微裂缝和基质的孔隙度，％；Sfw、Sfg为微裂缝网格中的液相和气相饱和度；μg为气体的粘度，mPa·s；Bg为气体的体积系数；Pfg为微裂缝网格的气相压力，MPa；Smw、Smg为基质网格中的液相和气相饱和度；Pfc、Pmc为微裂缝和基质的毛管力，MPa；4初始条件： 式中：PFL为渗流模型计算中第L个裂缝单元的流体压力，MPa；Pfwi,j、Pmwi,j为渗流模型计算中i,j网格位置处的微裂缝和基质系统液相压力，MPa；Pfwi,j,t0、Pmwi,j,t0为t0时间下i,j网格位置处的微裂缝和基质系统液相压力，MPa；Sfwi,j、Smwi,j为渗流模型计算中i,j网格位置处的微裂缝和基质系统含水饱和度；Sfwi,j,t0、Smwi,j,t0为t0时间下i,j网格位置处的微裂缝和基质系统含水饱和度；TFL为渗流模型计算中第L个裂缝单元的开启时间，s；T为当前时间，s；S5：以步骤S4获得的数据为基础，重复步骤S2-S4，计算t2时间下的水力裂缝单元内的流体压力、基质系统的压力分布、基质系统的含水饱和度分布、微裂缝系统的压力分布、以及微裂缝系统的含水饱和度分布；S6：重复步骤S5，直至时间达到压裂施工时间tend，获得tend时间下的水力裂缝单元数、基质系统的含水饱和度分布、微裂缝系统的含水饱和度分布；S7：根据步骤S6获得的tend时间下的数据，计算压裂改造体积。

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百度查询： 西南石油大学 一种通过耦合储层流动确定水平井压裂改造体积的方法

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