一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法技术

本发明专利技术公开了一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法，包括以下步骤：计算可适用目标区的候选暂堵剂颗粒粒径与体积范围；建立完全流固耦合的水力裂缝扩展计算模型；计算有效暂堵所需的最优平均颗粒粒径；再根据最优平均颗粒粒径确定暂堵颗粒的粒径分布；再计算有效暂堵所需的暂堵剂颗粒体积；预测与评估目标区块采用优选暂堵设计后的压裂效果。本发明专利技术用于提高水平井分段多簇压裂的裂缝发育均匀程度，具有实用性和准确性。

An Optimum Design Method of Temporary Plugging Agent Promoting Uniform Fracture Propagation in Horizontal Wells

【技术实现步骤摘要】
一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法
本专利技术属于油气田开发领域，涉及一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法。
技术介绍
与常规油气藏相比，页岩气藏等非常规低渗透油气藏的储层孔隙度、渗透率极低，采用直井技术及常规压裂工艺开发难以形成有效的工业产能。目前，水平井分段多簇压裂技术已成为开发非常规低渗透油气藏最有效的增产改造手段。水平井分段多簇压裂技术可以在单次泵注下同时形成多条水力裂缝，这显著地削减了压裂施工成本，使得商业化开发非常规油气藏成为可能。然而，水平井分段多簇压裂的优化设计相对困难。由于在分段多簇压裂中数条水力裂缝会同时形成、扩展，工程师难以独立控制每条水力裂缝尺寸。在采用水平井分段多簇压裂技术时，压裂段内的多条水力裂缝难以均匀地扩展。生产测井数据显示，大约有20％的射孔簇在压裂后提供了80％的产量，而约30％的射孔簇是无效的。多条水力裂缝的非均匀扩展损害了水平井分段多簇压裂的增产效果，使得低渗透储层未能得到最大程度的改造，成为了一项亟待解决的严重问题。一些学者提出了射孔限流法、优化布缝法等工艺技术来减小各裂缝间的发育差距。但由于这些方法对地质参数的高精度识别依赖度高，这些工艺技术的表现较不稳定。近年来，工程师尝试在压裂液内添加暂堵剂固体颗粒，以促进多裂缝均匀扩展。这一技术的核心思想在于，由于绝大多数压裂液会进入优势裂缝，随流体泵入的暂堵剂颗粒会快速地堆积并堵塞住优势裂缝入口并迅速提高流动阻力，迫使压裂液转向进入劣势裂缝，最终实现多裂缝的同步扩展。截止目前，暂堵作业的相关研究还主要集中在暂堵材料的选择与开发、暂堵剂性能的实验室测试，鲜有针对暂堵剂在工程应用效果的科学优化设计。常规的暂堵剂运移堵塞计算方法主要考虑悬浮液在静态平板裂缝内的流变学行为，没有与水力裂缝动态扩展的力学过程耦合，也没有考虑多裂缝之间的相互应力干扰。由于缺乏科学合理的优化设计方法，工程师目前只能基于工程经验开展暂堵作业，导致暂堵剂的应用成功率较差。综上所述，目前所需的促进水平井压裂裂缝均匀扩展的暂堵优化设计应具有以下两个特点：1、一套考虑裂缝动态扩展的、准确的暂堵剂颗粒缝内运移堵塞计算模型；2、一种充分考虑多裂缝间相互干扰的暂堵效果优化设计方法。
技术实现思路
本专利技术主要是克服现有技术中的不足之处，提出一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法，本专利技术用于提高水平井分段多簇压裂的裂缝发育均匀程度，具有实用性和准确性。本专利技术解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法，包括以下步骤：步骤S10、采集目标区的储层地质、工程参数，并计算可适用目标区的候选暂堵剂颗粒粒径与体积范围；步骤S20、建立完全流固耦合的水力裂缝扩展计算模型；步骤S30、基于水力裂缝扩展计算模型，计算有效暂堵所需的最优平均颗粒粒径；步骤S40、再根据最优平均颗粒粒径确定暂堵颗粒的粒径分布；步骤S50、基于水力裂缝扩展计算模型，计算有效暂堵所需的暂堵剂颗粒体积；步骤S60、预测与评估目标区块采用优选暂堵设计后的压裂效果。进一步的技术方案是，所述步骤S10的具体过程为：步骤S101、采集目标区的地质、工程参数；步骤S102、根据目标区的地质、工程参数，计算候选暂堵剂颗粒粒径范围；所述选暂堵剂颗粒粒径的计算公式如下：式中：a为暂堵剂颗粒平均粒径，m；E为储层岩石杨氏模量，MPa；ν为储层岩石泊松比，无因次；μ为纯压裂液黏度，MPa·s；h为储层厚度，m；ts为暂堵作业前的泵液时间，s；Q为压裂液总泵入流量，m3/s；λ1为常数系数，无因次；其λ1的取值为4、5、6、7、8，计算得到五组不同的候选暂堵剂平均粒径值a1～a5；步骤S103、通过下式计算可适用的候选暂堵剂颗粒体积范围；式中：E为储层岩石杨氏模量，MPa；ν为储层岩石泊松比，无因次；μ为纯压裂液黏度，MPa·s；h为储层厚度，m；ts为暂堵作业前的泵液时间，s；Q为压裂液总泵入流量，m3/s；λ2为常数系数，无因次；Vp为暂堵剂颗粒体积，m；Cmax为颗粒极限体积浓度(取值0.585)，无因次，ξ为暂堵剂颗粒稳定暂堵层厚度(暂堵物理实验测取)，m；其λ2的取值为0.15、0.2、0.25、0.3、0.35，计算得到五组不同的候选暂堵剂颗粒体积V1～V5。进一步的技术方案是，步骤S20中的水力裂缝扩展计算模型如下：首先，将整个压裂过程分割成数个时间单元。在每个时间单元内，计算流固耦合方程得到裂缝宽度w与缝内流体压力p如下：w＝Δt[QsA(D,w)p]+Δt(QV,n/h)δ+wt-1(3)其中上述方程(3)的计算边界条件是：获得裂缝宽度w与缝内流体压力p后，进一步计算水力裂缝扩展时的扩展方向，确定裂缝的扩展路径：之后，计算时间单元内的缝内暂堵剂颗粒分布浓度：其中：Qp＝1.2φ(1-φ)0.1(8)Gp＝2.3φ(1-φ)2(9)式中：w为水力裂缝的宽度，m；wt-1为上一时间单元的裂缝宽度，m；D为裂缝间距，m；p为裂缝内的流体压力，MPa；A(D,w)为流固耦合系数矩阵，m·MPa-1；Δt为时间单元，s；h为储层厚度，m；δ为狄拉克δ函数，代表压裂液注入点源，m-1；Qs为流体流动行为修正函数，无因次；C为颗粒体积浓度，无因次；Cmax为颗粒极限体积浓度，取值0.585，无因次；φ为无因次暂堵剂颗粒体积浓度，无因次；Qv,n为第n条裂缝的压裂液泵入流量，m3/s；N为压裂段水力裂缝数，无因次；pin为第n条裂缝的裂缝入口压力，MPa；pp为第n条裂缝的射孔孔眼摩阻，MPa；θ为水力裂缝转向角度，无因次；κ为II型应力强度因子与I型应力强度因子之比，无因次；φt-1为上一时间单元的无因次颗粒体积浓度，无因次；u为裂缝面剪切量，m；r为任意点与裂缝尖端的距离，m；Φ为泵入流体的无因次颗粒体积浓度，无因次；μ为纯压裂液黏度，MPa·s；Qp为暂堵剂颗粒运移行为修正函数，无因次；Gp为暂堵剂颗粒沉降行为修正函数，无因次；B为暂堵剂颗粒堵塞行为修正函数，无因次；Δρ为暂堵剂颗粒与压裂液之间的密度差，kg/m3；a为暂堵剂颗粒平均粒径，m。上式(7)～(10)的暂堵剂浓度方程组可以采用Godunov格式的有限体积法或者其他相似流体算法进行求解。当水力裂缝内某处的无因次颗粒体积浓度φ达到1的时候，就会发生堵塞现象。上式(3)～式(10)组成了完整的水力裂缝扩展模型，其求解流程参见图1。进一步技术方案是，所述步骤S30的具体过程为：步骤S301、基于上述建立完全流固耦合的水力裂缝扩展计算模型，代入目标区块的地质与工程设计参数，取当λ2为0.25时计算得到的候选暂堵剂颗粒体积，分别取五组不同的候选暂堵剂颗粒平均粒径进行模拟计算，得到五组不同的水力压裂结果；步骤S302、再通过下式分别计算五组不同的水力压裂后各水力裂缝长度的变异系数Cv；式中：Cv为各条水力裂缝长度的变异系数，无因次；σl为各条水力裂缝长度的标准差，m；ln为第n条裂缝的裂缝长度，m；N为压裂段水力裂缝数，无因次；步骤S303、基于五组不同的水力压裂的计算结果，选定Cv最低值所对应的候选暂堵剂颗粒平均粒径作为最优平均颗粒粒径ar。进一步的技术方案是，所述步骤S40的具体过程本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤S10、采集目标区的储层地质、工程参数，并计算可适用目标区的候选暂堵剂颗粒粒径与体积范围；步骤S20、建立完全流固耦合的水力裂缝扩展计算模型；步骤S30、基于水力裂缝扩展计算模型，计算有效暂堵所需的最优平均颗粒粒径；步骤S40、再根据最优平均颗粒粒径确定暂堵颗粒的粒径分布；步骤S50、基于水力裂缝扩展计算模型，计算有效暂堵所需的暂堵剂颗粒体积；步骤S60、预测与评估目标区块采用优选暂堵设计后的压裂效果。

【技术特征摘要】
1.一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤S10、采集目标区的储层地质、工程参数，并计算可适用目标区的候选暂堵剂颗粒粒径与体积范围；步骤S20、建立完全流固耦合的水力裂缝扩展计算模型；步骤S30、基于水力裂缝扩展计算模型，计算有效暂堵所需的最优平均颗粒粒径；步骤S40、再根据最优平均颗粒粒径确定暂堵颗粒的粒径分布；步骤S50、基于水力裂缝扩展计算模型，计算有效暂堵所需的暂堵剂颗粒体积；步骤S60、预测与评估目标区块采用优选暂堵设计后的压裂效果。2.根据权利要求1所述的一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法，其特征在于，所述步骤S10的具体过程为：步骤S101、采集目标区的地质、工程参数；步骤S102、根据目标区的地质、工程参数，计算候选暂堵剂颗粒粒径范围；所述候选暂堵剂颗粒粒径的计算公式如下：式中：a为暂堵剂颗粒平均粒径，m；E为储层岩石杨氏模量，MPa；ν为储层岩石泊松比，无因次；μ为纯压裂液黏度，MPa·s；h为储层厚度，m；ts为暂堵作业前的泵液时间，s；Q为压裂液总泵入流量，m3/s；λ1为常数系数，无因次；其λ1的取值为4、5、6、7、8，计算得到五组不同的候选暂堵剂平均粒径值；步骤S103、通过下式计算可适用的候选暂堵剂颗粒体积范围；式中：E为储层岩石杨氏模量，MPa；ν为储层岩石泊松比，无因次；μ为纯压裂液黏度，MPa·s；h为储层厚度，m；ts为暂堵作业前的泵液时间，s；Q为压裂液总泵入流量，m3/s；λ2为常数系数，无因次；Vp为暂堵剂颗粒体积，m；Cmax为颗粒极限体积浓度，取值0.585，无因次；ξ为暂堵剂颗粒稳定暂堵层厚度，m；其λ2的取值为0.15、0.2、0.25、0.3、0.35，计算得到五组不同的候选暂堵剂颗粒体积。3.根据权利要求1所述的一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法，其特征在于，所述步骤S20中的水力裂缝扩展计算模型如下：w＝Δt[QsA(D,w)p]+Δt(QV,n/h)δ+wt-1Qs＝(1-φ)2，Qp＝1.2φ(1-φ)0.1Gp＝2.3φ(1-φ)2式中：w为水力裂缝的宽度，m；wt-1为上一时间单元的裂缝宽度，m；D为裂缝间距，m；p为裂缝内的流体压力，MPa；A(D,w)为流固耦合系数矩阵，m·MPa-1；Δt为时间单元，s；h为储层厚度，m；δ为狄拉克δ函数，代表压裂液注入点源，m-1；Qs为流体流动行为修正函数，无因次；C为颗粒体积浓度，无因次；Cmax为颗粒极限体积浓度，取值0.585，无因次；φ为无因次暂堵剂颗粒体积浓度，无因次；Qv,n为第n条裂缝的压裂液泵入流量，m3/s；N为压裂段水力裂缝数，无因次；pin为第n条裂缝的裂缝入口压力，MPa；pp为第n条裂缝的射孔孔眼摩阻，MPa；θ为水力裂缝转向角度，无因次；κ为II型应力强度因子与I型应力强度因子之比，无因次；φt-1为上一时间单元的无因次颗粒体积浓度，无因次；u为裂缝面剪切量，m；r为任意点与裂缝尖端的距离，m；Φ为泵入流体的无因次颗粒体积浓度，无因次；μ为纯压裂液黏度，MPa·s；Qp为暂堵剂颗粒运移行为修正函数，无因次；Gp为...

【专利技术属性】
技术研发人员：陈曦宇，赵金洲，李勇明，江有适，许文俊，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川,51