CN108005630A - 通道压裂裂缝导流信息的获取方法及装置 - Google Patents
通道压裂裂缝导流信息的获取方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108005630A CN108005630A CN201610942938.4A CN201610942938A CN108005630A CN 108005630 A CN108005630 A CN 108005630A CN 201610942938 A CN201610942938 A CN 201610942938A CN 108005630 A CN108005630 A CN 108005630A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- crack
- proppant
- water conservancy
- conservancy diversion
- relevant parameter
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 82
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 58
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 93
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 26
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 22
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 20
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 13
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 241000894007 species Species 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 4
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 3
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 3
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 3
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 1
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 238000012332 laboratory investigation Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000005055 memory storage Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明公开了一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法及装置，属于油气田开发领域。该方法包括：向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得第一支撑剂在第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团；对第一支撑剂团施加压力，并向第一裂缝内泵注实验流体，获取实验流体和第一裂缝的相关参数；根据相关参数计算第一裂缝的导流能力模拟量；根据预设实验次数，重复实验次数次计算第一裂缝的导流能力模拟量的过程，得到实验次数个第一裂缝的导流能力模拟量；选择实验次数个第一裂缝的导流能力模拟量中值最大的一次实验，将导流能力模拟量中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息。从而使得当实际施工时，可以根据确定的目标通道压裂裂缝导流信息指导施工，从而得到导流能力较好的裂缝，进而提高油气产量。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，特别涉及一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法及装置。
背景技术
近年来，随着油气资源勘探开发的深入，低渗、特低渗储层的开采越来越受到重视。水力压裂是低渗、特低渗油气藏获得高产的有效措施。一般压裂施工过程中，将支撑剂连续泵注进入地层，导致支撑剂在裂缝中连续铺置，由于支撑剂破碎、嵌入的影响，最终获得的裂缝导流能力有限。
为了获得更高的裂缝导流能力，国内外开始采用高速通道压裂技术，通过较高频率交替泵注含有支撑剂的携砂液和无支撑剂的压裂液，促进支撑剂不连续分布，形成离散化支撑剂团，在裂缝内部形成开放性流动通道，从而在整个支撑剂填充区形成高速通道网络,将裂缝导流能力大幅提高，在现场应用取得了较好的增产效果。
通道压裂施工中，液体性能、支撑剂性能、泵注程序、支撑剂在裂缝中运移沉降规律、储层岩石力学性质等参数对形成离散化支撑剂团的导流能力都有关系，最终影响储层改造效果。所以通道压裂裂缝的导流能力对油气的产量产生严重影响。而压裂裂缝的导流能力又受到压裂技术过程中的裂缝导流信息(泵注参数、压裂液种类及支撑剂种类等)的影响。
目前通道压裂技术中，尚无评价不同泵注程序、压裂液种类、支撑剂种类等具体条件下所形成离散化支撑剂团的导流能力的室内实验研究方法，从而缺乏对通道压裂现场应用的有效指导。
发明内容
为了解决相关技术中存在的在进行选择泵注参数、压裂液种类及支撑剂种类等，因此很有可能由于选择不准确而导致最终的压裂裂缝的导流能力较差，从而影响油气产量的问题，本发明提供一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法及装置。所述技术方案如下：
根据本发明实施例的第一方面，提供一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法，该方法包括:
向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得所述第一支撑剂在所述第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团；
对所述第一支撑剂团施加压力，并向所述第一裂缝内泵注实验流体，获取所述实验流体的第一相关参数和所述第一裂缝的第二相关参数；
根据所述第一相关参数和所述第二相关参数计算所述第一裂缝的导流能力模拟量；
根据预设实验次数，重复所述实验次数次所述计算所述第一裂缝的导流能力模拟量的过程，得到所述实验次数个所述第一裂缝的导流能力模拟量；
选择所述实验次数个所述第一裂缝的导流能力模拟量中值最大的一次实验，将导流能力模拟量中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息，所述通道压裂裂缝导流信息包括所述第一压裂液和所述第一支撑剂的信息。
可选的，所述第一相关参数包括：所述实验流体的黏度和流量，所述第二相关参数包括：所述第一裂缝的长度、所述第一裂缝两端的压差和所述第一裂缝的宽度；
所述根据所述第一相关参数和所述第二相关参数计算所述第一裂缝的导流能力模拟量，包括：
获取所述实验流体的黏度μ、所述实验流体的流量Q、所述第一裂缝的长度L、所述第一裂缝的宽度W和所述第一裂缝两端的压差Δp；
根据所述实验流体的黏度μ、所述实验流体的流量Q、所述第一裂缝的长度L、所述第一裂缝的宽度W和所述第一裂缝两端的压差Δp，采用第一公式确定所述第一裂缝的导流能力模拟量N，其中，所述第一公式为：
可选的，所述向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得所述第一支撑剂在所述第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团，包括：
按照预设的交替频率交替向所述第一裂缝内泵注第一排量的所述第一压裂液和第二排量的所述第一携砂液。
可选的，在所述根据所述第一相关参数和所述第二相关参数计算所述第一裂缝的导流能力模拟量之后，所述方法还包括：
获取泵入到所述第一裂缝的所述第一支撑剂的初始质量；
获取模拟完成后所述第一裂缝内所述第一支撑剂的剩余质量；
计算所述初始质量和所述剩余质量的质量差值，并计算所述质量差值占所述初始质量的质量百分数，将所述质量百分数作为所述第一支撑剂的破碎率。
可选的，在向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂之前，所述方法还包括：
根据目标压裂区域实际压裂时预计使用的压裂液和支撑剂确定裂缝导流模拟过程中使用的所述通道压裂裂缝导流信息。
根据本发明实施例的第二方面，提供一种通道压裂裂缝导流信息的获取装置，该装置包括：
泵注组件，用于向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得所述第一支撑剂在所述第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团；
参数获取组件，用于对所述第一支撑剂团施加压力，并向所述第一裂缝内泵注实验流体，获取所述实验流体的第一相关参数和所述第一裂缝的第二相关参数；
数据处理组件，用于根据所述第一相关参数和所述第二相关参数计算所述第一裂缝的导流能力模拟量；
所述数据处理组件，还用于根据预设实验次数，重复所述实验次数次所述计算所述第一裂缝的导流能力模拟量的过程，得到所述实验次数个所述第一裂缝的导流能力模拟量；
所述数据处理组件，还用于选择所述实验次数个所述第一裂缝的导流能力模拟量中值最大的一次实验，将导流能力模拟量中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息，所述通道压裂裂缝导流信息包括所述第一压裂液和所述第一支撑剂的信息。
可选的，所述泵注组件包括：裂缝组件和第一泵组，
所述裂缝组件为长方体结构，并在所述裂缝组件的内部沿所述裂缝组件的长边所在的方向设置有第一裂缝，所述第一裂缝用于模拟目标压裂区域的压裂裂缝；
所述第一泵组与所述第一裂缝的一端连接，用于向所述第一裂缝内泵注所述第一压裂液和所述第一支撑剂，以使得所述第一支撑剂在所述第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团。
可选的，所述参数获取组件，包括：第二泵组、液压、量筒、压力传感器和长度测量工具，
所述第二泵组与所述第一裂缝的一端连接，用于在形成所述第一支撑剂团后，向所述第一裂缝内泵注实验流体；
所述液压设置在所述裂缝组件的两侧，用于对所述第一裂缝内的所述第一支撑剂团施加压力，所述裂缝组件的两侧为所述裂缝组件长边与高边所在面的两侧；
所述量筒设置在所述第一裂缝的另一端，用于获取所述第一相关参数，所述第一相关参数包括从所述第一裂缝流出的所述实验流体的流量；
所述压力传感器安装在所述第一裂缝的两端，用于获取所述第二相关参数，所述第二相关参数包括所述第一裂缝两端的压差；
所述第二相关参数还包括所述第一裂缝的长度和宽度，所述长度测量工具用于获取所述第一裂缝的长度和宽度。
可选的，所述第一相关参数包括：所述实验流体的黏度和流量，所述第二相关参数包括：所述第一裂缝的长度、所述第一裂缝两端的压差和所述第一裂缝的宽度；
所述数据处理组件用于：
获取所述实验流体的黏度μ、所述实验流体的流量Q、所述第一裂缝的长度L、所述第一裂缝的宽度W和所述第一裂缝两端的压差Δp；
根据所述实验流体的黏度μ、所述实验流体的流量Q、所述第一裂缝的长度L、所述第一裂缝的宽度W和所述第一裂缝两端的压差Δp，采用第一公式确定所述第一裂缝的导流能力模拟量N，其中，所述第一公式为：
可选的，所述数据处理组件还用于：
当计算出的所述第一裂缝的导流能力模拟量不符合预设导流能力要求时，获取更换通道压裂裂缝导流信息中的至少一种，重新在所述第一裂缝上模拟支撑剂的运移沉降过程，并重新计算所述第一裂缝的导流能力模拟量，直到所述第一裂缝的导流能力模拟量符合预设导流能力要求。
可选的，所述第一泵组具体用于按照预设的交替频率交替向所述第一裂缝内泵注第一排量的所述第一压裂液和第二排量的所述第一携砂液。
可选的，所述数据处理组件还用于：
获取泵入到所述第一裂缝的所述第一支撑剂的初始质量；
获取模拟完成后所述第一裂缝内所述第一支撑剂的剩余质量；
计算所述初始质量和所述剩余质量的质量差值，并计算所述质量差值占所述初始质量的质量百分数，将所述质量百分数作为所述第一支撑剂的破碎率。
本发明的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：
本发明实施例中提供的通道压裂裂缝导流信息的获取方法，通过在裂缝上模拟支撑剂的运移沉降，支撑剂在裂缝内形成支撑剂团，然后对支撑剂团施加预定的压力，最后根据当前的模拟条件计算本次裂缝导流模拟的裂缝导流能力模拟量；按照上述方法重复多次，得到多个第一裂缝的导流能力模拟量选择其中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息，并确定为目标通道压裂裂缝导流信息，因此根据确定的通道压裂裂缝导流信息指导实际施工，可以得到导流能力较好的裂缝，进而可以提高油气产量。
应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性的，并不能限制本发明。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并于说明书一起用于解释本发明的原理。
图1是根据一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法的流程图；
图2是根据另一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法的流程图；
图3A是根据一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取装置框图；
图3B是根据另一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取装置框图；
图3C是根据一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取装置示意图。
具体实施方式
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本发明相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本发明的一些方面相一致的装置和方法的例子。
图1是根据一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法的流程图，如图1所示，该通道压裂裂缝导流信息的获取方法包括以下步骤：
在步骤101中，向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得第一支撑剂在第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团。
在步骤102中，对第一支撑剂团施加压力，并向第一裂缝内泵注实验流体，获取实验流体的第一相关参数和第一裂缝的第二相关参数。
在步骤103中，根据第一相关参数和第二相关参数计算第一裂缝的导流能力模拟量。
在步骤104中，根据预设实验次数，重复实验次数次计算第一裂缝的导流能力模拟量的过程，得到实验次数个第一裂缝的导流能力模拟量；
在步骤105中，选择实验次数个第一裂缝的导流能力模拟量中值最大的一次实验，将导流能力模拟量中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息，通道压裂裂缝导流信息包括第一压裂液和第一支撑剂的信息。
综上所述，本发明实施例中提供的通道压裂裂缝导流信息的获取方法，通过在裂缝上模拟支撑剂的运移沉降，支撑剂在裂缝内形成支撑剂团，然后对支撑剂团施加预定的压力，最后根据当前的模拟条件计算本次裂缝导流模拟的裂缝导流能力模拟量；按照上述方法重复多次，得到多个第一裂缝的导流能力模拟量选择其中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息，并确定为目标通道压裂裂缝导流信息，因此根据确定的通道压裂裂缝导流信息指导实际施工，从而得到导流能力较好的裂缝，进而提高油气产量。
图2是根据另一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法的流程图，如图2所示，该通道压裂裂缝导流信息的获取方法包括以下步骤：
在步骤201中，根据目标压裂区域实际压裂时预计使用的压裂液和支撑剂确定裂缝导流模拟过程中使用的通道压裂裂缝导流信息。
其中，通道压裂裂缝导流信息包括第一压裂液和第一支撑剂。
可选的，第一压裂液与目标压裂区域实际压裂时预计使用的压裂液相同或为同一个类型；第一支撑剂与目标压裂区域实际压裂时预计使用的支撑剂相同或为同一个类型。
其中，裂缝导流模拟过程为按照确定的通道压裂裂缝导流信息，在裂缝导流模拟装置上模拟裂缝导流，以确定裂缝导流能力模拟量。
在步骤202中，向第一裂缝内泵注第一压裂液和第一支撑剂，以使得第一支撑剂在第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团。
其中，第一裂缝为第一裂缝组件内设置的模拟裂缝(有关模拟裂缝的设置为现有技术，在此不做赘述)，用于模拟实际裂缝。
可选的，可以通过如下方法向第一裂缝内泵注第一压裂液和第一支撑剂：按照预设的交替频率交替向第一裂缝内泵注第一排量的第一压裂液和第二排量的第一携砂液。
其中，预设的交替频率可以为目标压裂区域实际压裂时预计使用交替频率，可以为预设的15秒、30秒或45秒等，本发明实施例对此不做限制。
其中，第一携砂液是由第一压裂液和第一支撑剂混合而成。另外，在将第一排量的第一压裂液和第二排量的第一携砂液泵注到第一裂缝内时，第一压裂液和第二压裂液混合为第三携砂液。
另外，初次进行裂缝导流模拟过程中使用的第一携砂液的浓度、第三携砂液的浓度(记为第一浓度)及第三携砂液的质量(记为第一质量)均根据经验进行确定。进一步的，当第一浓度和第一质量确定后，将第一浓度与第一质量相乘得到第三携砂液内含有的第一支撑剂的质量，记为第二质量；第三携砂液内含有的第一支撑剂的质量即为第一携砂液内含有的第一支撑剂的质量；第二质量除以第一携砂液的浓度，得到第一携砂液的质量，记为第三质量；第三质量减去第二质量为第一携砂液内含有的第一压裂液的质量，记第四质量；有关其它液体的质量均通过类似的方法确定，在此不做详述。
其中，第一排量和第二排量的单位可以为立方米/分钟也可以为升/分钟。因此，第一排量和第二排量的值由泵注的总时长和泵注的第一压裂液和第一携砂液的总量决定，有关第一排量和第二排量的确定为现有技术，在此不做详述。
此外，通过交替泵注第一压裂液和第一携砂液使得第一携砂液中的第一支撑剂不连续分步，从而形成离散化支撑剂团，即第一支撑剂团，进而在第一裂缝内部形成流动通道，大大提高第一裂缝的导流能力。
另外，记录泵入到第一裂缝的第一支撑剂的质量，以使得在需要时可以及时获取。
可选的，为了观察裂缝的运移沉降过程，裂缝导流模拟过程中使用的第一裂缝组件(第一裂缝组件用于设置第一裂缝)的材料为可视化材料。比如，可以为有机玻璃。
在步骤203中，对第一支撑剂团施加压力，并向第一裂缝内泵注实验流体，获取实验流体的第一相关参数和第一裂缝的第二相关参数，根据第一相关参数和第二相关参数计算第一裂缝的导流能力模拟量。
其中，对第一支撑剂团施加的压力，通过对第一裂缝组件的长边与高边所在面的两侧施加压力进行实现。可选的，可以通过液压对第一裂缝组件施加压力。另外，通过改变对第一支撑剂团施加压力的大小，计算不同压力下第一裂缝的导流能力。
其中，第一相关参数包括：实验流体的黏度和流量，第二相关参数包括：第一裂缝的长度、第一裂缝两端的压差和第一裂缝的宽度。
则上述根据第一相关参数和第二相关参数计算第一裂缝的导流能力模拟量，可以包括：
首先，获取实验流体的黏度μ、实验流体的流量Q、第一裂缝的长度L、第一裂缝的宽度W和第一裂缝两端的压差Δp；
其次，根据实验流体的黏度μ、实验流体的流量Q、第一裂缝的长度L、第一裂缝的宽度W和第一裂缝两端的压差Δp，采用第一公式确定第一裂缝的导流能力模拟量N，其中，第一公式为：
其中，实验流体的流量Q为单位时间内流过第一裂缝的实验流体的体积，单位可以为立方厘米/秒；进一步的，实验流体的流量Q可以通过在第一裂缝的实验流体流出端放置量筒，使得从第一裂缝流出端流出的实验流体流入到第一量筒内，通过量筒测量实验流体的流量。可选的，还可以在第一裂缝流出端安装流量计来测量实验流体的流量。
其中，第一裂缝的长度L可以通过长度测量工具测量得到。长度测量工具可以为普通尺子。
其中，第一裂缝的宽度W为第一裂缝的宽与高的乘积，第一裂缝的宽与高可以通过长度测量工具测量得到，在此不做详述。
其中，第一裂缝两端的压差Δp可以通过将压力测量得到。具体的，在第一裂缝的两端各设置一个开孔，通过测量两个开孔之间的压力，得到第一裂缝两端的压差Δp。
另外，需要说明的，上述是有关计算第一裂缝的导流能力模拟量的一个过程，在实际进行实验时，会提前设置一系列实验方案，每个实验方案对应的支撑剂，压裂液或交替频率不同。按照上述计算第一裂缝的导流能力模拟量的过程，进行预设次数次实验，得到不同的第一裂缝的导流能力模拟量。
在步骤204中，选择第一裂缝的导流能力模拟量中值最大的一次实验，将导流能力模拟量中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息。
进一步的，将通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息后，可以根据目标通道压裂裂缝导流信息指导实际裂缝在压裂施工过程及支撑剂团的运移沉降过程，以提高裂缝的导流能力。
在计算完第一裂缝的导流能力之后，还可以计算第一支撑剂的破碎率，使得在实际导流时，可以通过选择破碎率较小的第一支撑剂以提高裂缝的导流能力。具体过程如步骤205-207。
在步骤205中，获取泵入到第一裂缝的第一支撑剂的初始质量。
在步骤206中，获取模拟完成后第一裂缝内第一支撑剂的剩余质量。
其中，剩余质量可以通过如下方法得到：在模拟完成后，将第一裂缝内的剩余的第一支撑剂烘干，然后选用相应的筛组进行筛析，获取除筛组底盘(底盘上的第一支撑剂认为是全部破碎的第一支撑剂)以外的第一支撑剂，作为剩余的第一支撑剂，称量剩余的第一支撑剂的质量得到剩余质量。
在步骤207中，计算初始质量和剩余质量的质量差值，并计算质量差值占初始质量的质量百分数，将该质量百分数作为第一支撑剂的破碎率。
进一步的，破碎率的计算公式为：
其中，mt为支撑剂团的破碎率；mp为支撑剂的剩余质量，单位为克；m2为支撑剂的初始质量，单位为克。
此外，通过筛组筛析后还可以计算支撑剂的粒径均值的变化率。通过选择粒径均值的变化率较小的第一支撑剂以提高裂缝的导流能力。进一步的，粒径均值的变化率的计算公式为：
其中，dt为支撑剂团的粒径均值的变化率；daa为裂缝导流模拟后，得到的支撑剂的粒径均值，单位为微米；dab为裂缝导流模拟前，支撑剂的粒径均值，单位为微米。
进一步的，支撑剂的粒径均值的计算公式为：
da＝∑(n×d)
其中，da为支撑剂的粒径均值，单位为微米；d为某一粒径范围的支撑剂的粒径均值，单位为微米；n为某一粒径范围的支撑剂占支撑剂团中支撑剂的质量的质量百分数。
另外，通过筛组筛析后还可以计算第一支撑剂的中值直径的变化率。通过选择中值直径的变化率较小的第一支撑剂以提高裂缝的导流能力。中值直径变化率的计算公式为：
其中，d50t为支撑剂的中值直径变化率；d50a为裂缝导流模拟后，得到的支撑剂的中值直径，单位为微米；d50b为裂缝导流模拟前，加入的裂缝中的支撑剂的中值直径，单位为微米。
进一步的，支撑剂的中值直径的获取方法为：首先，在裂缝导流模拟后，将裂缝中的支撑剂烘干，选择相应的一组筛子(包括多个筛子)进行筛析，确定每个筛子的直径及每个筛子中的支撑剂的质量百分数；根据筛子的直径及每个筛子中的支撑剂的质量百分数绘制粒径分布曲线图，其中，横轴是筛子的直径，纵坐轴为每个筛子中的支撑剂的累积质量分数；将累积质量分数为50％所对应的筛子的直径确定为支撑剂的中值直径，记为d50。
另外，由于为了观察支撑剂在裂缝中的运移沉降的过程，将第一裂缝组件的材料选择为可视化材料，而一般的可视化材料的耐压能力相对较低。所以在对第一支撑剂团施加压力时，会受到一定的限制。为了增加对第一支撑剂团施加压力的范围，当在第一裂缝组件中完成第一支撑剂的运移沉降后，可以将第一裂缝组件更换为耐压能力较高的第二裂缝组件，在第二裂缝组件(第二裂缝组件上设置在第二裂缝)上重新铺设第一支撑剂团，得到第二支撑剂团，进而在第二裂缝组件上实现对支撑团的施加不同的压力，以扩大对支撑剂团的施加的压力的范围，从而可计算更大范围压力下支撑剂团的导流能力。
可选的，第二裂缝组件的材料可以为岩板或是钢板。
可选的，可以通过如下方法得到第二支撑剂团：
首先，获取第一裂缝的长和高所在的面的第一支撑剂团的第一图片；
然后，将第一图片按照预设的比例绽放，得到第二图片，且第二图片与第二裂缝的长和高所在面的大小相同；
最后，按照第一支撑剂团在第二图片内的位置在第二裂缝内铺设第二支撑剂，得到第二支撑剂团。
可选的，可以将第一图片进行二值化处理，得到第一黑白图片。第一黑白图片中，可以用黑色部分表示第一支撑剂团，白色部分表示流体可以通过的区域。
可选的，可以使用矩阵实验室(英文名称：matlab)等软件对第一图片进行二值化处理。有关使用matlab等软件对第一图片进行二值化处理为现有技术，在此不做详述。
另外，需要加入第二裂缝内的第二支撑剂的质量可以根据第二公式得到，第二公式为：m2＝m1·S2/S1。
第二公式中：m2为加入第二裂缝内的第二支撑剂的质量，单位为克；m1为加入第一裂缝内的第一支撑剂的质量，单位为克；S1为第一裂缝的面积，单位为平方厘米；S2为第二图片的面积，单位为平方厘米。
进一步的，以实际裂缝宽6毫米，高25米(实际裂缝的长一般较长，通常为几百或几千米，而且在本发明中用到的通道压裂裂缝导流信息的获取装置中的裂缝的长一般根据现有的材料进行确定，这里不对实际裂缝的长进行具体描述)，排量4立方米/分钟为例，对通道压裂裂缝导流信息的获取方法进行说明。
第一裂缝的长、宽和高依次分别为6米、6毫米和6分米，第一裂缝的长和高所在面的面积为36000平方厘米；根据裂缝中流速换算公式(现有技术，在此不做详述)可以得到裂缝模拟实验时的排量为12升/分钟，即第一排量和第二排量为12升/分钟(也可以根据压裂液、携砂液的质量浓度等分别计算第一排量和第二排量，在此不做详述)。交替频率为15秒，压裂液为弱胶联瓜胶压裂液，支撑剂的类型选用：粒径为30毫米-50毫米、低密度(密度为1.5千克/立方米)、浓度为300千克/立方米及纤维加量为0.2％。
裂缝导流模拟过程具体为：
通过第一泵组每隔15秒，以12升/分钟的排量交替向第一裂缝内泵注弱胶联瓜胶压裂液和含有支撑剂的携砂液。弱胶联瓜胶压裂液和含有支撑剂的携砂液在第一裂缝内运移沉降，形成第一支撑剂团。
获取第一裂缝内第一支撑剂团的第一图片，称量第一支撑剂团的第一支撑剂的质量，得到第一支撑剂的质量为27千克。
使用matlab软件对第一图片进行二值化处理，得到第一黑白图片；对第一黑白图片进行缩放，直到第一黑白图片绽放到与第二裂缝大小相同，得到第二黑白图片，第二黑白图片的面积为64.5平方厘米；按照第二黑白图片内第一支撑剂团所在的位置在第二裂缝内使用第二支撑剂重新铺设支撑剂团，得到第二支撑剂团。此处，第二支撑剂团使用的支撑剂与第一支撑剂团使用的支撑剂相同。
则需要加入到第二裂缝内的第二支撑剂的质量为27·64.5/36000＝48.4克。
通过筛析法确定第二支撑剂的粒径均值为419毫米，中值直径为388毫米。
对第二支撑剂团施加不同的压力，计算不同压力下裂缝的导流能力。
需要说明的是，在进行裂缝导流模拟时，为了更好的测量裂缝的导流能力，实验流体可以选择黏度较低的液体，比如水等，以减小实验流体对支撑剂团的影响，从而使得支撑剂团可以较长时间的保持原来的状态不变，进而可以增加裂缝导流模拟的次数。
在裂缝导流实验结束后，获取到的实验流体的黏度μ的值为1.00兆帕·秒、实验流体的流量Q的值为1.00立方厘米/秒、第一裂缝的长度L的值为12.7厘米、第一裂缝的宽度W的值为3.835厘米和第一裂缝两端的压差Δp的值为0.07千帕。
然后将获取到的实验流体的黏度μ、实验流体的流量Q、第一裂缝的长度L、第一裂缝的宽度W和第一裂缝两端的压差Δp，代入到第一公式中确定第一裂缝的导流能力模拟量N，具体的，第一公式为：
得到第一裂缝的导流能力为4730.768平方微米·厘米。
另外，裂缝导流模拟结束后，收集第二裂缝内的所有的第二支撑剂，烘干，再用筛析法，计算得到第二支撑剂的破碎率为8.54％，粒径均值为384毫米，中值直径为342毫米，则粒径均值的变化率为(419-384)/419＝8.35％，中值直径的变化率为(388-342)/388＝11.9％。完成对支撑剂的破碎程度和稳定性能的评价。
综上所述，本发明实施例中提供的通道压裂裂缝导流信息的获取方法，通过在裂缝组件的裂缝上模拟支撑剂的运移沉降，并在裂缝内形成支撑剂团，然后对支撑剂团施加预定的压力，最后根据当前的模拟条件计算本次裂缝导流模拟的裂缝导流能力模拟量；按照上述方法重复多次，得到多个第一裂缝的导流能力模拟量选择其中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息，并确定为目标通道压裂裂缝导流信息，因此根据确定的通道压裂裂缝导流信息指导实际压裂施工时裂缝内支撑剂团的运移沉降，从而得到导流能力较好的裂缝，进而提高油气产量。另外，本发明实施例中提供的通道压裂裂缝导流信息的获取方法还可以计算支撑剂的破碎率，粒径均值的变化率以及中值直径的变化率，同样也可以通过多次实验选择破碎率较低，粒径均值的变化率较小以及中值直径的变化率小的支撑剂，优化施工参数，进而提高实际裂缝的导流能力。
下述为本发明装置实施例，可以用于执行本发明方法实施例。对于本发明装置实施例中未披露的细节，请参照本发明方法实施例。
图3A是根据一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取装置框图，如图3A所示，该装置包括：泵注组件100、参数获取组件200和数据处理组件300。
泵注组件100用于向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得第一支撑剂在第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团。
参数获取组件200用于对第一支撑剂团施加压力，并向第一裂缝内泵注实验流体，获取实验流体的第一相关参数和第一裂缝的第二相关参数。
数据处理组件300用于根据第一相关参数和第二相关参数计算第一裂缝的导流能力模拟量。
数据处理组件300还用于根据预设实验次数，重复实验次数次计算第一裂缝的导流能力模拟量的过程，得到实验次数个第一裂缝的导流能力模拟量；
数据处理组件300还用于选择实验次数个第一裂缝的导流能力模拟量中值最大的一次实验，将导流能力模拟量中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息。
可选的，图3B是根据另一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取装置框图，如图3B所示，泵注组件包括100：裂缝组件1和第一泵组2。
可选的，图3C是根据一示例性实施例示出的一种通道压裂裂缝导流信息的获取装置示意图，如图3C所示，裂缝组件1为长方体结构，并在裂缝组件1的内部沿裂缝组件1的长边所在的方向设置有第一裂缝101，第一裂缝101用于模拟目标压裂区域的压裂裂缝。
第一泵组2(图3C中未示出)与第一裂缝101的一端102连接，用于向第一裂缝101内泵注第一压裂液和第一支撑剂，以使得第一支撑剂在第一裂缝101上运移沉降，并形成第一支撑剂团103。
可选的，第一泵2组具体用于按照预设的交替频率交替向第一裂缝内泵注第一排量的第一压裂液和第二排量的第一携砂液。
可选的，参数获取组件300，包括：第二泵组3、液压4、量筒5、压力传感器6和长度测量工具7。
第二泵组3(图3C中未示出)与第一裂缝101的一端102连接，用于在形成第一支撑剂团后，向第一裂缝101内泵注实验流体。
可选的，第一泵组2与第二泵组3可以为同一个泵组。
可选的，实验流体可以为水。
液压4(图3C中未示出)设置在裂缝组件1的两侧，用于对第一裂缝101内的第一支撑剂团施加压力，裂缝组件1的两侧为裂缝组件1长边与高边所在面的两侧。
量筒5设置在第一裂缝101的另一端104，用于获取第一相关参数，第一相关参数包括从第一裂缝101流出的实验流体的流量。
可选的，还可以通过在第一裂缝101的另一端104处安装流量计以读取从第一裂缝101流出的实验流体的流量。
压力传感器6安装在第一裂缝101的两端，用于获取第二相关参数，第二相关参数包括第一裂缝101两端的压差。
第二相关参数还包括第一裂缝101的长度和宽度，长度测量工具7用于获取第一裂缝101的长度和宽度。
可选的，长度测量工具7可以为常见的长度测量工具，比如米尺。
可选的，第一相关参数包括：实验流体的黏度和流量，第二相关参数包括：第一裂缝的长度、第一裂缝两端的压差和第一裂缝的宽度。
具体的，数据处理组件300还用于：
获取实验流体的黏度μ、实验流体的流量Q、第一裂缝的长度L、第一裂缝的宽度W和第一裂缝两端的压差Δp；
根据实验流体的黏度μ、实验流体的流量Q、第一裂缝的长度L、第一裂缝的宽度W和第一裂缝两端的压差Δp，采用第一公式确定第一裂缝的导流能力模拟量N，其中，第一公式为：
计算第一公式的值，得到第一裂缝的导流能力。
具体的，实验流体的黏度μ、实验流体的流量Q、第一裂缝的长度L、第一裂缝的宽度W和第一裂缝两端的压差Δp的值均为提前获取得到，保存在数据处理组件300的存储单元，在需要时从存储单元内直接获取。
可选的，数据处理组件300还用于：
获取泵入到第一裂缝101的第一支撑剂的初始质量；
获取模拟完成后第一裂缝101内第一支撑剂的剩余质量；
计算初始质量和剩余质量的质量差值，并计算质量差值占初始质量的质量百分数，将质量百分数作为第一支撑剂的破碎率。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括预热器9。预热器9安装在第一裂缝101的一侧，用于加热泵入到第一裂缝101内的实验流体，以测量第一裂缝101对不同温度的实验流体的导流能力。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括温度传感器10。温度传感器10安装在预热器9的一侧，温度传感器10用于测量经过预热器9后的实验流体的温度。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括温度传感器11。温度传感器11用于测量经过第一裂缝101后的实验流体的温度。通过温度传感器10和温度传感器11共同测量实验流体的温度，然后取平均值以提高测量得到实验流体的温度。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括第一中间容器12和第二中间容器13。第一中间容器12和第二中间容器13安装在预热器9的另一侧，第一中间容器12和第二中间容器13用于存储实验流体，当一个中间容器内的实验流体不够使用时，可以使用另一个中间容器内存储的实验流体，以保证在裂缝模拟过程中，实验流体不会发生间断。
需要说明的是，在裂缝模拟实验时，第二泵组3将第一中间容器12或第二中间容器13内的实验流体泵入到第一裂缝101内模拟裂缝导流。
另外，在第一中间容器12的一端安装第一阀门14，在第二中间容器13的一端安装第二阀门15，以及在第一阀门14和第二阀门15的交合处安第三装阀门16，各个阀门用于控制对第一中间容器12和第二中间容器13的开关。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括恒流泵18，恒流泵18安装在第一中间容器12和第二中间容器13的另一端，恒流泵18用于向第一中间容器12和第二中间容器13内泵入实验流体。
在第一中间容器12和第二中间容器13与恒流泵18之间安装有第四阀门17。第四阀门17用于阻止第一中间容器12和第二中间容器13内的实验流体从其中流出。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括长度测量工具19，长度测量工具19与长度测量工具7的作用相同。第一裂缝101的长、宽和高的最终的值以长度测量工具19和长度测量工具7的平均值为准，以提高第一裂缝101的长、宽和高的精确度。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括与压力传感器6相互连接的6个阀门，在打开其中两个阀门时，压力传感器6用于测量打开的这两个阀门之间的压力。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括真空泵20，真空泵20安装在第一裂缝101的另一侧，用于在裂缝模拟前将第一裂缝101内的空气抽走，减小空气对裂缝模拟的影响。
可选的，仍参见图3C，通道压裂裂缝导流信息的获取装置还包括回压阀21，回压阀21安装在第一裂缝101与量筒5之间，回压阀21用于挤压流入到回压阀21内的气体，以减小残留在通道压裂裂缝导流信息的获取装置内空气的体积，进而减小空气对裂缝模拟的影响。
另外，需要说明的是，由于为了观察支撑剂在裂缝中的运移沉降的过程，将裂缝组件1的材料选择为可视化材料，而一般的可视化材料的耐压能力相对较低。所以在对第一支撑剂团施加压力时，会受到一定的限制。为了增加对第一支撑剂团施加压力的范围，当在裂缝组件1中完成第一支撑剂的运移沉降后，可以将裂缝组件2更换为耐压能力较高的第二裂缝组件22(图中未示出)，在第二裂缝组件22(第二裂缝组件22上设置在第二裂缝201(图中未示出))上重新铺设第一支撑剂团，得到第二支撑剂团，进而在第二裂缝组件22上实现对支撑团的施加不同的压力，以扩大对支撑剂团的施加的压力的范围，从而可计算更大范围压力下支撑剂团的导流能力。
第二裂缝组件22的结构以及与通道压裂裂缝导流信息的获取装置中的其它部件的连接方法与裂缝组件1的连接方法相同，在此不做赘述。
有关第二支撑剂团的铺设及第二支撑剂的破碎率、中值直径的变化率及粒径均值的变化率与通道压裂裂缝导流信息的获取方法中的内容相同，在此不做赘述。
综上所述，本发明实施例中提供的通道压裂裂缝导流信息的获取装置，通过在裂缝组件的裂缝上模拟支撑剂的运移沉降，并在裂缝内形成支撑剂团，然后对支撑剂团施加预定的压力，最后根据当前的模拟条件计算本次裂缝导流模拟的裂缝导流能力模拟量；按照上述方法重复多次，得到多个第一裂缝的导流能力模拟量选择其中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息，并确定为目标通道压裂裂缝导流信息，因此根据确定的通道压裂裂缝导流信息指导实际压裂施工时裂缝内支撑剂团的运移沉降，从而得到导流能力较好的裂缝，进而提高油气产量。另外，本发明实施例中提供的通道压裂裂缝导流信息的获取方法还可以计算支撑剂的破碎率，粒径均值的变化率以及中值直径的变化率，同样也可以通过多次实验选择破碎率较低，粒径均值的变化率较小以及中值直径的变化率小的支撑剂，优化施工参数，进而提高实际裂缝的导流能力。
关于上述实施例中的装置，其中各个模块执行操作的具体方式已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处将不做详细阐述说明。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本发明的其它实施方案。本申请旨在涵盖本发明的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本发明的一般性原理并包括本发明未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本发明的真正范围由权利要求指出。
应当理解的是，本发明并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。
Claims (11)
1.一种通道压裂裂缝导流信息的获取方法，其特征在于，所述方法包括：
向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得所述第一支撑剂在所述第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团；
对所述第一支撑剂团施加压力，并向所述第一裂缝内泵注实验流体，获取所述实验流体的第一相关参数和所述第一裂缝的第二相关参数；
根据所述第一相关参数和所述第二相关参数计算所述第一裂缝的导流能力模拟量；
根据预设实验次数，重复所述实验次数次所述计算所述第一裂缝的导流能力模拟量的过程，得到所述实验次数个所述第一裂缝的导流能力模拟量；
选择所述实验次数个所述第一裂缝的导流能力模拟量中值最大的一次实验，将导流能力模拟量中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息，所述通道压裂裂缝导流信息包括所述第一压裂液和所述第一支撑剂的信息。
2.根据权利要求1所述的通道压裂裂缝导流信息的获取方法，其特征在于，所述第一相关参数包括：所述实验流体的黏度和流量，所述第二相关参数包括：所述第一裂缝的长度、所述第一裂缝两端的压差和所述第一裂缝的宽度；
所述根据所述第一相关参数和所述第二相关参数计算所述第一裂缝的导流能力模拟量，包括：
获取所述实验流体的黏度μ、所述实验流体的流量Q、所述第一裂缝的长度L、所述第一裂缝的宽度W和所述第一裂缝两端的压差Δp；
根据所述实验流体的黏度μ、所述实验流体的流量Q、所述第一裂缝的长度L、所述第一裂缝的宽度W和所述第一裂缝两端的压差Δp，采用第一公式确定所述第一裂缝的导流能力模拟量N，其中，所述第一公式为：
<mrow>
<mi>N</mi>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<mn>99.998</mn>
<mi>&mu;</mi>
<mo>&times;</mo>
<mi>Q</mi>
<mo>&times;</mo>
<mi>L</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>W</mi>
<mo>&times;</mo>
<mi>&Delta;</mi>
<mi>P</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>.</mo>
</mrow>
3.根据权利要求1所述的通道压裂裂缝导流信息的获取方法，其特征在于，
所述向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得所述第一支撑剂在所述第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团，包括：
按照预设的交替频率交替向所述第一裂缝内泵注第一排量的所述第一压裂液和第二排量的所述第一携砂液。
4.根据权利要求1所述的通道压裂裂缝导流信息的获取方法，其特征在于，在所述根据所述第一相关参数和所述第二相关参数计算所述第一裂缝的导流能力模拟量之后，所述方法还包括：
获取泵入到所述第一裂缝的所述第一支撑剂的初始质量；
获取模拟完成后所述第一裂缝内所述第一支撑剂的剩余质量；
计算所述初始质量和所述剩余质量的质量差值，并计算所述质量差值占所述初始质量的质量百分数，将所述质量百分数作为所述第一支撑剂的破碎率。
5.根据权利要求1至4任一所述的通道压裂裂缝导流信息的获取方法，其特征在于，
在向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂之前，所述方法还包括：
根据目标压裂区域实际压裂时预计使用的压裂液和支撑剂确定裂缝导流模拟过程中使用的所述通道压裂裂缝导流信息。
6.一种通道压裂裂缝导流信息的获取装置，其特征在于，所述装置包括：
泵注组件，用于向第一裂缝内泵注预定的第一压裂液和预定的第一支撑剂，以使得所述第一支撑剂在所述第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团；
参数获取组件，用于对所述第一支撑剂团施加压力，并向所述第一裂缝内泵注实验流体，获取所述实验流体的第一相关参数和所述第一裂缝的第二相关参数；
数据处理组件，用于根据所述第一相关参数和所述第二相关参数计算所述第一裂缝的导流能力模拟量；
所述数据处理组件，还用于根据预设实验次数，重复所述实验次数次所述计算所述第一裂缝的导流能力模拟量的过程，得到所述实验次数个所述第一裂缝的导流能力模拟量；
所述数据处理组件，还用于选择所述实验次数个所述第一裂缝的导流能力模拟量中值最大的一次实验，将导流能力模拟量中值最大的一次实验对应的通道压裂裂缝导流信息确定为目标通道压裂裂缝导流信息，所述通道压裂裂缝导流信息包括所述第一压裂液和所述第一支撑剂的信息。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，
所述泵注组件包括：裂缝组件和第一泵组，
所述裂缝组件为长方体结构，并在所述裂缝组件的内部沿所述裂缝组件的长边所在的方向设置有第一裂缝，所述第一裂缝用于模拟目标压裂区域的压裂裂缝；
所述第一泵组与所述第一裂缝的一端连接，用于向所述第一裂缝内泵注所述第一压裂液和所述第一支撑剂，以使得所述第一支撑剂在所述第一裂缝上运移沉降，并形成第一支撑剂团。
8.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，
所述参数获取组件，包括：第二泵组、液压、量筒、压力传感器和长度测量工具，
所述第二泵组与所述第一裂缝的一端连接，用于在形成所述第一支撑剂团后，向所述第一裂缝内泵注实验流体；
所述液压设置在所述裂缝组件的两侧，用于对所述第一裂缝内的所述第一支撑剂团施加压力，所述裂缝组件的两侧为所述裂缝组件长边与高边所在面的两侧；
所述量筒设置在所述第一裂缝的另一端，用于获取所述第一相关参数，所述第一相关参数包括从所述第一裂缝流出的所述实验流体的流量；
所述压力传感器安装在所述第一裂缝的两端，用于获取所述第二相关参数，所述第二相关参数包括所述第一裂缝两端的压差；
所述第二相关参数还包括所述第一裂缝的长度和宽度，所述长度测量工具用于获取所述第一裂缝的长度和宽度。
9.根据权利要求6至8任一所述的通道压裂裂缝导流信息的获取装置，其特征在于，所述第一相关参数包括：所述实验流体的黏度和流量，所述第二相关参数包括：所述第一裂缝的长度、所述第一裂缝两端的压差和所述第一裂缝的宽度；
所述数据处理组件用于：
获取所述实验流体的黏度μ、所述实验流体的流量Q、所述第一裂缝的长度L、所述第一裂缝的宽度W和所述第一裂缝两端的压差Δp；
根据所述实验流体的黏度μ、所述实验流体的流量Q、所述第一裂缝的长度L、所述第一裂缝的宽度W和所述第一裂缝两端的压差Δp，采用第一公式确定所述第一裂缝的导流能力模拟量N，其中，所述第一公式为：
<mrow>
<mi>N</mi>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<mn>99.998</mn>
<mi>&mu;</mi>
<mo>&times;</mo>
<mi>Q</mi>
<mo>&times;</mo>
<mi>L</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>W</mi>
<mo>&times;</mo>
<mi>&Delta;</mi>
<mi>P</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>.</mo>
</mrow>
10.根据权利要求6所述的通道压裂裂缝导流信息的获取装置，其特征在于，所述第一泵组具体用于按照预设的交替频率交替向所述第一裂缝内泵注第一排量的所述第一压裂液和第二排量的所述第一携砂液。
11.根据权利要求6所述的通道压裂裂缝导流信息的获取装置，其特征在于，所述数据处理组件还用于：
获取泵入到所述第一裂缝的所述第一支撑剂的初始质量；
获取模拟完成后所述第一裂缝内所述第一支撑剂的剩余质量；
计算所述初始质量和所述剩余质量的质量差值，并计算所述质量差值占所述初始质量的质量百分数，将所述质量百分数作为所述第一支撑剂的破碎率。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610942938.4A CN108005630A (zh) | 2016-10-31 | 2016-10-31 | 通道压裂裂缝导流信息的获取方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610942938.4A CN108005630A (zh) | 2016-10-31 | 2016-10-31 | 通道压裂裂缝导流信息的获取方法及装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108005630A true CN108005630A (zh) | 2018-05-08 |
Family
ID=62047965
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610942938.4A Pending CN108005630A (zh) | 2016-10-31 | 2016-10-31 | 通道压裂裂缝导流信息的获取方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108005630A (zh) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH1068689A (ja) * | 1996-08-27 | 1998-03-10 | Rion Co Ltd | 粘度計 |
| CN104358554A (zh) * | 2014-12-09 | 2015-02-18 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法 |
| CN105136991A (zh) * | 2015-09-10 | 2015-12-09 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种多功能裂缝导流能力测试系统及方法 |
| CN105298488A (zh) * | 2015-12-03 | 2016-02-03 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 非连续充填方式下导流能力测试方法 |
| CN205027726U (zh) * | 2015-09-10 | 2016-02-10 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种多功能裂缝导流能力测试系统 |
| CN105507870A (zh) * | 2015-12-31 | 2016-04-20 | 延安能源化工（集团）能新科油气技术工程有限公司 | 一种砂岩储层无填砂水力裂缝导流能力确定方法 |
| CN205277410U (zh) * | 2016-01-06 | 2016-06-01 | 西南石油大学 | 一种支撑剂铺置及导流能力一体化评价实验装置 |
-
2016
- 2016-10-31 CN CN201610942938.4A patent/CN108005630A/zh active Pending
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH1068689A (ja) * | 1996-08-27 | 1998-03-10 | Rion Co Ltd | 粘度計 |
| CN104358554A (zh) * | 2014-12-09 | 2015-02-18 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法 |
| CN105136991A (zh) * | 2015-09-10 | 2015-12-09 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种多功能裂缝导流能力测试系统及方法 |
| CN205027726U (zh) * | 2015-09-10 | 2016-02-10 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种多功能裂缝导流能力测试系统 |
| CN105298488A (zh) * | 2015-12-03 | 2016-02-03 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 非连续充填方式下导流能力测试方法 |
| CN105507870A (zh) * | 2015-12-31 | 2016-04-20 | 延安能源化工（集团）能新科油气技术工程有限公司 | 一种砂岩储层无填砂水力裂缝导流能力确定方法 |
| CN205277410U (zh) * | 2016-01-06 | 2016-06-01 | 西南石油大学 | 一种支撑剂铺置及导流能力一体化评价实验装置 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 毕文韬等: "页岩储层支撑裂缝导流能力实验研究", 《断块油气田》 * |
| 郑贵等: "压裂用支撑剂检验方法", 《大庆石油地质与开发》 * |
| 高荫桐: "《采油工程》", 31 August 1089, 石油工业出版社 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Giordano et al. | The effects of permeability variations on flow in porous media | |
| CN107121359B (zh) | 含水合物沉积物出砂-力学参数耦合过程模拟装置及方法 | |
| Ma et al. | An experimental investigation of permeability measurement of water flow in crushed rocks | |
| CN102704911B (zh) | 一种多分支井实验模型、系统及填砂方法 | |
| CN105092446A (zh) | 一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法 | |
| CN110297076A (zh) | 一种三维可视渗透注浆模型试验装置及方法 | |
| Raimbay et al. | Effect of fracture roughness, shear displacement, fluid type, and proppant on the conductivity of a single fracture: a visual and quantitative analysis | |
| CN108051643A (zh) | 多功能长岩心径向多对点动态监测驱替系统 | |
| CN109424350A (zh) | 复杂裂缝中支撑剂运移模拟的系统及方法 | |
| Corapcioglu et al. | Micromodel visualization and quantification of solute transport in porous media | |
| CN103498669A (zh) | 一种非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法 | |
| CN110410054A (zh) | 一种煤层气井压裂裂缝变时空导流能力的预测方法 | |
| CN109752306A (zh) | 动荷载扰动过程岩石渗透率测试方法及其测试系统 | |
| CN107423466A (zh) | 一种支撑剂嵌入和裂缝导流能力定量预测的数值模拟方法 | |
| CN105738252A (zh) | 一种裂缝内稠油可流动开度界限的测量方法 | |
| CN103983551A (zh) | 模拟层内均质性的二维可视渗流实验装置及其实验方法 | |
| Ma et al. | Experimental investigation of proppant flow and transport dynamics through fracture intersections | |
| CN108828190A (zh) | 一种裂缝性致密砂岩油气藏的裂缝模拟方法 | |
| Liu et al. | Manufacturing method of large-scale fractured porous media for experimental reservoir simulation | |
| CN105019875B (zh) | 人工隔层隔离剂评价方法 | |
| Bouchelaghem et al. | Real‐scale miscible grout injection experiment and performance of advection–dispersion–filtration model | |
| CN209707317U (zh) | 动荷载扰动过程岩石渗透率测试系统 | |
| CN204804827U (zh) | 支撑剂嵌入深度的测量系统 | |
| Zhao et al. | Effects of pore structure on stress-dependent fluid flow in synthetic porous rocks using microfocus x-ray computed tomography | |
| Zhang et al. | A novel quantitative petrophysical model for the stress sensitivity of tight sandstones |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20180508 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |