申请/专利权人：新疆石油管理局有限公司;中国石油天然气集团有限公司

申请日：2024-01-25

公开（公告）日：2024-04-16

公开（公告）号：CN117648886B

主分类号：G06F30/28

分类号：G06F30/28;G06F30/17;G06Q50/02;G06F113/14;G06F113/08;G06F119/14

优先权：

专利状态码：有效-授权

法律状态：2024.04.16#授权;2024.03.22#实质审查的生效;2024.03.05#公开

摘要：本发明涉及一种储层改造技术领域，是一种高压脉冲射流储层改造压力预测方法、装置，前者包括确定当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段；根据当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段，在模型库中选取相应的井口压力模型进行井口压力预测。本发明根据连续油管页岩油高压脉冲射流压裂作业的不同阶段，利用不同井口压力预测模型预测井口压力，即根据当前施工条件的改变，实现对井口压力的动态预测，相较于现有利用一种预测模型对连续油管页岩油高压脉冲射流压裂作业全过程进行预测的方式预测精度更高，由此能够为页岩油水平井储层改造的参数优化提供准确的数据基础，提高页岩油水平井储层改造的准确性。

主权项：1.一种高压脉冲射流储层改造压力预测方法，其特征在于，包括：确定当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段，其中高压脉冲射流储层压裂作业阶段包括连续油管套管常开射孔阶段、连续油管试挤起裂阶段、脉冲射流双系统同注压裂阶段、后续连续油管射孔压力阶段；根据当前高压脉冲射流储层压裂作业阶段，在模型库中选取相应的井口压力模型进行井口压力预测，其中模型库包括第一预测模型、第二预测模型、第三预测模型和第四预测模型，第一预测模型对应连续油管套管常开射孔阶段，即套管排量为0且油管排量不为0时的连续油管泵注压力为井口压力预测值，如下所示： 其中，为第一预测模型输出的井口压力预测值；PS为渗入地层微裂缝压力;为雷诺数，，d为连续油管内直径；D为连续油管外直径；a，b均为经验系数；Q为排量；Dh为套管外径；Dp为油管外径；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；KG为经验系数；A1为套管横截面积；A2为连续油管横截面积；L为管柱长度；第二预测模型对应连续油管试挤起裂阶段，即射孔后套管排量提升至稳定的过程中连续油管泵注压力与套管关闭压力之和为井口压力预测值，如下所示： 其中，为第二预测模型输出的井口压力预测值；为雷诺数，，d为连续油管内直径；D为连续油管外直径；a、b均为经验系数；Q为排量；ρ为流体密度；v为流体流速；KG为经验系数；L为管柱长度；分别为最小、最大水平主应力方向上的构造应力系数；为岩石静态泊松比；为静态杨氏模量；为地层压力；为有效应力系数；为垂向应力；为钻井液液柱压力；为动态弹性模量；为岩石的泥质含量；K为常数；g为重力加速度；h为液体高度；A1为套管横截面积；A2为连续油管横截面积；第三预测模型对应脉冲射流双系统同注压裂阶段，即套管排量稳定且油管排量不为0时的连续油管泵注压力与套管压力之和为井口压力预测值，如下所示：连续油管泵注压力： 套管压力： 其中，P31为连续油管泵注压力；P32为套管压力；Re为雷诺数，，d为连续油管内直径；D为连续油管外直径；a、b均为经验系数；Q为排量；Dh为套管外径；Dp为油管外径；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；KG为经验系数；A1为套管横截面积；A2为连续油管横截面积；L为管柱长度；FG为延伸压力梯度；H为裂缝延伸长度；Pm为钻井液液柱压力；g为重力加速度；h为液体高度；第四预测模型对应后续连续油管射孔压力阶段，即套管阀门关闭，密闭射孔，油管排量为0，套管排量不为0时的连续油管泵注压力为井口压力预测值，如下所示： 其中，P4为第四预测模型输出的井口压力预测值；Re为雷诺数，，d为连续油管内直径；D为连续油管外直径；a、b均为经验系数；Q为排量；ρ为流体密度；μ为流体粘性系数；v为流体流速；KG为经验系数；A1为套管横截面积；A2为连续油管横截面积；L为管柱长度；FG为延伸压力梯度；H为裂缝延伸长度。

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