CN113389534B - 一种水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法 - Google Patents

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CN113389534B CN202110822145.XA CN202110822145A CN113389534B CN 113389534 B CN113389534 B CN 113389534B CN 202110822145 A CN202110822145 A CN 202110822145A CN 113389534 B CN113389534 B CN 113389534B
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Abstract

本发明公开了一种水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法，涉及油气增产改造领域。本方法包括：(1)收集地层参数、施工参数与完井参数；(2)建立单元编号规则以及单元连接矩阵；(3)建立裂缝扩展岩石变形与缝内压力计算模型；(4)建立压裂多裂缝扩展步长模型；(5)建立水力裂缝与天然裂缝相互作用模型；(6)综合(2)～(5)建立水平井密切割压裂多裂缝延伸模型；(7)将(1)中参数代入(6)中模型，模拟不同参数条件下的裂缝延伸轨迹并优化压裂设计参数。本发明可预测裂缝分叉、交汇等复杂扩展行为，解决复杂裂缝单元编号问题，对垂向裂缝缝宽进行修正，实现密切割压裂多裂缝扩展轨迹准确模拟与设计参数优化。

Description

一种水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法
技术领域
本发明涉及非常规油气储层增产改造领域，具体而言，涉及一种水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法。
背景技术
水平井分段多簇压裂是油气开采领域的重要增产技术，同时也是非常规油气资源实现工业化开采的关键。为充分“打碎”储层并释放产能，水平井密切割压裂工艺逐渐兴起。基于常规水平井分段多簇压裂工艺原理，水平井密切割工艺极大缩减了裂缝簇间距，增大单段内的裂缝密度，减小油气在储层中的渗流距离，能有效解决常规水平井分段多簇压裂因簇间距过大导致裂缝间储层未能充分动用以及高水平应力差下难以形成复杂缝网等问题。在进行水平井密切割压裂施工方案设计时，施工参数与完井参数的合理性将影响水力裂缝的有效延伸，进而对储层增产改造效果产生影响。现有研究表明，簇间距、施工排量对水平井密切割压裂裂缝延伸具有重要影响，且在段内多裂缝延伸过程中存在明显的缝间应力干扰作用，当储层中发育有天然裂缝时，水力裂缝会在天然裂缝作用下发生分叉与交汇等复杂扩展行为，使得压裂液的流动情况变得复杂。为促进水平井密切割压裂多裂缝有效扩展，需要对簇间距、施工排量等参数进行优化设计。目前压裂参数优化设计多通过数值模拟方式完成，但多数现有技术未有效解决天然裂缝影响、缝间应力干扰、裂缝分叉与交汇、复杂流量分配、压裂液复合滤失等问题，将水力裂缝中的压裂液流动简化为光滑平板间的流动，忽略缝高方向缝宽变化，因此无法准确预测水平井密切割压裂裂缝扩展轨迹并合理优化压裂设计参数。
发明内容
针对目前技术中存在的不足，本发明提出了一种水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法，克服了现有技术中的不足之处，实现对水平井密切割压裂裂缝扩展轨迹预测与施工参数优化。
本发明实施例提供的一种水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法，包括：(1)收集模拟必须的地层参数、施工参数与完井参数；(2)建立复杂裂缝的单元编号规则以及单元连接矩阵；(3)建立水平井密切割压裂裂缝扩展流固耦合模型；(4)建立水平井压裂多裂缝扩展步长模型；(5)建立多裂缝扩展下的水力裂缝与天然裂缝相互作用模型；(6)建立水平井密切割压裂多裂缝延伸模型；(7)将收集模拟必须的地层参数、施工参数与完井参数代入建立的水平井密切割压裂多裂缝延伸模型，模拟分析不同参数条件下的裂缝形态，进而优化压裂设计参数。
与现有技术相比，本发明一种水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法，综合应用边界元法、有限体积法、流体力学、弹性力学、断裂力学、岩石力学等多学科知识，建立了水平井密切割压裂多裂缝延伸拟三维流固全耦合模型，充分考虑天然裂缝影响、缝间应力干扰、裂缝分叉与交汇、复杂流量分配以及压裂液复合滤失，并对缝长与缝高扩展步长以及缝高方向的缝宽进行修正，利所建立的裂水平井密切割压裂多裂缝延伸模型可准确预测裂缝扩展轨迹并计算裂缝几何参数，通过对比分析不同压裂设计参数对裂缝延伸轨迹与几何参数的影响，进而优化压裂设计参数。本发明可解决现有技术实施时，无法有效解决考虑天然裂缝影响、缝间应力干扰、裂缝分叉与交汇、复杂流量分配、压裂液复合滤失等问题，实现水平井密切割压裂过程中裂缝扩展轨迹准确预测，并对压裂设计参数进行优化，促进各簇裂缝有效延伸并改善裂缝几何参数，实现油气储层的充分改造，增大单井产量。
根据发明的内容说明，下面结合国内某页岩气井水平井密切割压裂施工设计对本发明做进一步的详细说明，但不构成对发明的任何限制，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍。
图1拟三维水力裂缝单元离散示意图
图2缝长单元编号与连接示意图
图3缝高单元编号与连接示意图
图4尖端缝长单元交汇示意图
图5尖端缝长单元与非尖端缝长单元交汇示意图
图6沿缝高方向缝宽修正示意图
图7水力裂缝与天然裂缝相交结果示意图
图8水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法流程图
图9方案一裂缝延伸轨迹及缝宽分布图
图10方案二裂缝延伸轨迹及缝宽分布图
图11方案三裂缝延伸轨迹及缝宽分布图
图12不同方案每一条水力裂缝缝长对比图
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并仅表示本发明的选定实施例。
步骤S01，收集模拟必须的地层参数、施工参数与完井参数。
具体的，地层参数包括水平最大主应力、水平最小主应力、储层岩石杨氏模量、储层岩石泊松比、储层岩石断裂韧性、储层岩石抗拉强度、储层平均厚度、储层基质滤失系数、储层与盖层应力差、储层与底层应力差、储层应力梯度、天然裂缝平均缝长、天然裂缝走向角、天然裂缝面密度、天然裂缝抗剪切强度、天然裂缝初始开度、天然裂缝壁面摩擦系数；施工参数包括施工排量、施工规模、压裂液粘度、压裂液密度；完井参数包括射孔数目、射孔直径、射孔簇簇数、簇间距、水平段井筒直径。
本实施例中，所述步骤S01中的参数如表1所示，参数优化设计如表2所示。
表1实施例所用参数
参数 数值 单位
水平最大主应力 78.6 MPa
水平最小主应力 71.2 MPa
储层岩石杨氏模量 40.25 GPa
储层岩石泊松比 0.23 -
储层岩石断裂韧性 2.5 MPa.m
储层岩石抗拉强度 7.0 MPa
储层平均厚度 28.6 m
储层基质滤失系数 1.74×10<sup>-4</sup> m/min<sup>0.5</sup>
储层与盖层应力差 3.0 MPa
储层与底层应力差 3.5 MPa
储层应力梯度 0.025 MPa/m
天然裂缝平均缝长 8 m
天然裂缝走向角 60,110 °
天然裂缝面密度 0.04 条/m
天然裂缝抗剪切强度 2.0 MPa
天然裂缝初始开度 1.0×10<sup>-5</sup> m
天然裂缝壁面摩擦系数 0.70 -
施工排量 14 m<sup>3</sup>/min
施工规模 350 m<sup>3</sup>
压裂液粘度 1 mPa.s
压裂液密度 1050 kg/m<sup>3</sup>
射孔数目 16 孔/簇
射孔直径 8.9 mm
射孔簇簇数 8 簇
簇间距 8 m
水平段井筒直径 114.3 mm
表2施工参数优化表
优化参数 方案一 方案二 方案三
施工排量 14m<sup>3</sup>/min 16m<sup>3</sup>/min 16m<sup>3</sup>/min
簇间距 8m 8m 10m
压裂液粘度 1mPa.s 10mPa.s 10mPa.s
步骤S02，生成储层中的天然裂缝。
具体的，根据模拟区域的平面面积A与天然ρnf裂缝密度计算得到天然裂缝的条数，然后通过连续均匀随机分布模型计算每一条天然裂缝的中点坐标(xmid，ymid)，利用天然裂缝缝长并结合正态分布随机模型生成天然裂缝长度矩阵Lnf，基于Fisher分布模型与天然裂缝走向角得到天然裂缝的方位分布矩阵θnf。
本实施例中，储层平面区域宽度140m，长度为400m，基于表1中的给的参数利用下式完成储层中的天然裂缝构建。天然裂缝数目、长度、走向角、位置计算公式如下。
Nnf＝ρnfA
Lnf～N(Lave,b)
Figure GDA0003507236150000061
xmid＝Rand(Xmin,Xmax)
ymid＝Rand(Ymin,Ymax)
步骤S03，根据裂缝单元编号规则建立单元连接矩阵。
具体的，裂缝单元坐标矩阵为
ELEi＝[xi-1/2 xi+1/2 yi-1/2 yi+1/2 zi-1/2 zi+1/2]
缝长单元的连接矩阵格式为
Figure GDA0003507236150000062
缝高单元的连接矩阵格式为
Figure GDA0003507236150000071
本实施例中，拟三维裂缝单元离散示意图如图1所示，缝长单元的编号与连接矩阵形式如图2所示，缝高单元的编号与连接矩阵如图3所示。
步骤S04，建立多裂缝缝间应力干扰模型。
具体的，根据缝长单元i的位移不连续量
Figure GDA0003507236150000072
与
Figure GDA0003507236150000073
结合代入以下公式便可计算缝长单元i在储层中任意一点位置处产生的诱导应力分量
Figure GDA0003507236150000074
Figure GDA0003507236150000075
Figure GDA0003507236150000076
Figure GDA0003507236150000077
Figure GDA0003507236150000078
Figure GDA0003507236150000079
Figure GDA0003507236150000081
Figure GDA0003507236150000082
步骤S05，建立岩石变形与应力的关系。
具体的，当已知作用于缝长单元的切向应力
Figure GDA0003507236150000083
与净压力
Figure GDA0003507236150000084
便可得到切向位移不连续量
Figure GDA0003507236150000085
与缝宽
Figure GDA0003507236150000086
Figure GDA0003507236150000087
Figure GDA0003507236150000088
根据叠加原理，通过计算缝内净压力、压裂液流动阻力、压裂液重力、隔层应力差等影响下的等效缝宽，通过以下等式表可以计算得到水力裂缝在缝高方向上的缝宽分布wheight(z)。
wheight(z)＝w1(z)-w2(z)-w3(z)+w4(z)-w5(z)-w6(z)
Figure GDA0003507236150000089
Figure GDA0003507236150000091
Figure GDA0003507236150000092
Figure GDA0003507236150000093
Figure GDA0003507236150000094
Figure GDA0003507236150000095
Figure GDA0003507236150000096
Figure GDA0003507236150000101
步骤S06，计算压裂液流动摩阻并使用有限体积法离散连续性方程。
具体的，压裂液流动包括水平井筒中流动、射孔孔眼处流动以及水力裂缝中的流动，通过井底流体压力将其联系起来，采用有限体积法对流动的连续性方程进行离散后用于流固全耦合模型方程组构建。
本实施例中，需要缝高方向的呈楔形的缝宽进行修正(图6)，然后才能采用平板流动压降公式，根据计算得到水力裂缝在缝高方向上的缝宽分布wheight(z)，利用下式计算水力裂缝的纵向修正缝宽。
Figure GDA0003507236150000102
压裂液在射孔孔眼处与水力裂缝中的流动摩阻可通过分别由下式计算。
Figure GDA0003507236150000103
Figure GDA0003507236150000104
压裂液向储层基质滤失以及压裂液向天然裂缝中滤失可由下式计算。
Figure GDA0003507236150000111
Figure GDA0003507236150000112
连续性方程有限体积法离散格式如下式所示。
Figure GDA0003507236150000113
Figure GDA0003507236150000114
Figure GDA0003507236150000115
步骤S07，计算多裂缝扩展簇间流量分布。
具体的，基于压力平衡原理，在井筒摩阻可忽略不计前提下，每一射孔簇孔眼摩阻压力与裂缝入口流体压力之和应相等，通过构造牛顿迭代求解便可获得各簇的流量值。
本实施例中，裂缝簇数为8簇，水平井压裂井底压力计算公式以及流量分配求解的牛顿迭代格式和收敛条件为
Figure GDA0003507236150000121
Figure GDA0003507236150000122
Figure GDA0003507236150000123
Figure GDA0003507236150000124
Figure GDA0003507236150000125
Figure GDA0003507236150000126
步骤S08，组建并求解多裂缝扩展流固全耦合方程组。
具体的，步骤S05中建立的缝宽与应力的联系中，净压力＝缝内流体压力-作用于裂缝壁面法向应力，而缝内流体压力根据连续性方程的有限体积法离散格式进行计算，通过将缝内流体压力与缝长单元的缝宽之间建立联系，即可获得流固全耦合方程组。将缝长单元分为尖端缝长单元与非尖端缝长单元，使用牛顿迭代法求解方程组即可获得尖端缝长单元流体压力pt f与非尖端缝长单元的缝宽wt c，再利用流体压力与缝宽的关系式即可获得所有缝长单元的流体压力pf与缝宽w信息。
本实施例中，流固全耦合方程组格式与迭代收敛条件为
Figure GDA0003507236150000131
Figure GDA0003507236150000132
Figure GDA0003507236150000133
Figure GDA0003507236150000134
步骤S09，判断水力裂缝与天然裂缝相互作用结果。
具体的，根据尖端缝长单元端点坐标与天然裂缝位置坐标判断水力裂缝是否逼近天然裂缝，若未逼近天然裂缝，则该缝长单元在储层基质中扩展，若逼近天然裂缝则通过水力裂缝与天然裂缝相互作用模型判断水力裂缝是否穿过天然裂缝，同时压裂液会开始向天然裂缝中发滤失，水力裂缝与天然裂缝相交结果如图7所示，水力裂缝与天然裂缝相互作用准则如下式所示。缝长单元在储层基质与天然裂缝中的延伸步长通过步骤S10计算。
Figure GDA0003507236150000141
Figure GDA0003507236150000142
Figure GDA0003507236150000143
步骤S10，计算多裂缝同时扩展步长与扩展方向。
具体的，根据尖端缝长单元的Dn与Ds代入应力强度因子计算公式
Figure GDA0003507236150000151
与
Figure GDA0003507236150000152
进而计算等效应力强度因子Ke并与储层岩石断裂韧性KIC比较判断裂缝是否扩展，裂缝扩展方向通过最大周向应力准则计算。根据尖端缝高单元的
Figure GDA0003507236150000153
计算等效应力强度因子
Figure GDA0003507236150000154
通过比较断裂韧性
Figure GDA0003507236150000155
判断缝高是否扩展，KIC与
Figure GDA0003507236150000156
取值相同，缝高扩展方向默认沿垂直方向。
本实施例中，
基于裂缝尖端等效应力强度因子的裂缝缝长扩展准则计算公式为
Figure GDA0003507236150000157
缝长单元扩展步长与扩展方向计算公式为
Figure GDA0003507236150000158
Figure GDA0003507236150000159
缝高单元扩展步长计算公式为
Figure GDA00035072361500001510
Figure GDA0003507236150000161
步骤S11，处理裂缝扩展中多裂缝交汇。
具体的，裂缝交汇包括多个尖端缝长单元相交发生交汇(如图4)以及尖端缝长单元与非尖端缝长单元相交发生交汇(如图5)，通过尖端缝长单元端点坐标与尖端缝长单元端点坐标矩阵计算绝对距离判断是否发生相交，若相对距离小于临界距离时则认为发生交汇，使用共同单元节点的方法使得两条裂缝交汇，第二种交汇情况使用与之相同的处理方法，判断是否交汇的条件如下式所示。
(xtip-Xfrac)2+(ytip-Yfrac)2≤(2a)2
(xtip-Xtip)2+(ytip-Ytip)2≤(2a)2
步骤S12，优化水平井密切割压裂施工参数。
具体的，基于水平井密切割压裂多裂缝延伸模型模拟计算裂缝形态，当压裂液用量Vall达到压裂施工规模Vmax后，模拟结束，分析水力裂缝形态是否符合压裂设计要求，若水力裂缝缝长、缝宽、缝高等参数未达到压裂设计要求，则修改设计参数，重复步骤S01～S12，对比分析不同设计参数下的裂缝形态结果，对设计数进行优化调整，若满足压裂设计要求，则结束模拟，得到可供现场压裂施工设计参考的参数值，参数优化步骤可参考水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化流程图(图8)。模拟过程中的压裂液液量与模拟结束条件如下式所示。
Vall＝Vfrac+Vleak
Vall≤Vmax
本实施例中开展了方案一、方案二、方案三等三种不同设计参数条件下压裂裂缝扩展预测，优化施工排量、簇间距、压裂液粘度等设计参数，具体参数见表2，图9、图10、图11分别对应方案一、方案二、方案三参数下的裂缝延伸轨迹及缝宽分布结果，可以发现方案三施工参数条件下中间受抑制水力裂缝延伸情况较好，分析不同方案每一条水力裂缝缝长对比图(图12)可以得出，在排量16m3/min、簇间距10m、压裂液排量10mPa.s条件下平均缝长最大，因此方案三较方案一与方案二较好，对比模拟结果实现了对施工参数的优化。

Claims (1)

1.一种水平井密切割压裂裂缝扩展预测与设计参数优化方法，其特征在于，包括：
(1)收集模拟必须的地层参数、施工参数与完井参数；
(2)建立复杂裂缝的单元编号规则以及单元连接矩阵；
(3)建立水平井密切割压裂裂缝扩展流固耦合模型；
(4)建立水平井压裂多裂缝扩展步长模型；
(5)建立多裂缝扩展下的水力裂缝与天然裂缝相互作用模型；
(6)建立水平井密切割压裂多裂缝延伸模型；
(7)将收集模拟必须的地层参数、施工参数与完井参数代入建立的水平井密切割压裂多裂缝延伸模型，模拟分析不同参数条件下的裂缝形态，进而优化压裂设计参数；
步骤(1)中，收集模拟必须的地层参数、施工参数与完井参数包括：
1)地层参数：水平最大主应力、水平最小主应力、储层岩石杨氏模量、储层岩石泊松比、储层岩石断裂韧性、储层岩石抗拉强度、储层平均厚度、储层基质滤失系数、储层与盖层应力差、储层与底层应力差、储层应力梯度、天然裂缝平均缝长、天然裂缝走向角、天然裂缝面密度、天然裂缝抗剪切强度、天然裂缝初始开度、天然裂缝壁面摩擦系数；
2)施工参数：施工排量、施工规模、压裂液粘度、压裂液密度；
3)完井参数：射孔数目、射孔直径、射孔簇簇数、簇间距、水平段井筒直径；
步骤(2)中，建立复杂裂缝的单元编号规则以及单元连接矩阵包括：
为增强方法模拟裂缝扩展的灵活性，缝长裂缝单元标号采用无序编号，缝高裂缝单元采用从裂缝高度的顶端至底端顺序编号，每一个裂缝单元具有左右两个端点，每一个端点具有确定的x、y、z三个方向坐标值，通过判断两个裂缝单元是否具有相同的端点坐标确定是否为相邻的单元，其中
裂缝单元坐标矩阵为
ELEi＝[xi-1/2 xi+1/2 yi-1/2 yi+1/2 zi-1/2 zi+1/2]
缝长单元的连接矩阵为
Figure FDA0003507236140000021
缝高单元的连接矩阵为
Figure FDA0003507236140000022
式中，ELEi为裂缝单元i的坐标矩阵；xi+1/2与xi-1/2为裂缝单元i的端点x坐标；yi+1/2与yi-1/2为裂缝单元i的端点y坐标；yi+1/2与yi-1/2为裂缝单元i的端点z坐标；CON1为缝长单元的连接矩阵；n为缝长单元总数；eim为第i个缝长单元的第m个相邻缝长单元序号，若值为0表示无第m个相邻缝长单元；CON2为缝高单元的连接存储矩阵；Eim表示第i个缝长单元对应缝高方向的第m个缝高单元；
步骤(3)中，建立水平井密切割压裂裂缝扩展流固耦合模型包括：
1)缝长单元i在储层中产生的诱导应力场为
Figure FDA0003507236140000031
Figure FDA0003507236140000032
Figure FDA0003507236140000033
Figure FDA0003507236140000034
Figure FDA0003507236140000035
Figure FDA0003507236140000036
式中，
Figure FDA0003507236140000037
为缝长单元i产生的诱导应力场分量；
Figure FDA0003507236140000038
Figure FDA0003507236140000041
为缝长单元i的切向与法向位移不连续量；βi为缝长单元i所在的局部坐标系相对于全局坐标系的转角，规定逆时针方向为正；G为储层岩石杨氏模量；v为储层岩石泊松比；a为裂缝单元半长；
Figure FDA0003507236140000042
为局部坐标系下裂缝单元中点坐标；(x，y)为全局坐标系下裂缝单元中点坐标；
2)应力与缝长单元位移不连续量的关系为
Figure FDA0003507236140000043
Figure FDA0003507236140000044
3)沿缝高方向的缝高单元宽度计算公式为
Figure FDA0003507236140000045
Figure FDA0003507236140000046
Figure FDA0003507236140000047
Figure FDA0003507236140000048
Figure FDA0003507236140000051
Figure FDA0003507236140000052
wheight(z)＝w1(z)-w2(z)-w3(z)+w4(z)-w5(z)-w6(z)
式中，
Figure FDA0003507236140000053
为缝长单元i的切向与法向应力；
Figure FDA0003507236140000054
为缝长单元j的切向与法向位移不连续量，其中法向位移不连续量即缝宽；Fij为缝高修正系数；dij为缝长单元i中点与缝长单元j中点之间的距离；Hres为储层厚度；z为以缝长单元为原点的Z轴坐标值；zd为缝高方向裂缝中心偏移值；H为半裂缝高度；h为半储层厚度；E为储层岩石杨氏模量；wcenter为缝长单元的法向位移不连续量；gv为压裂液沿缝高流动的摩阻产生应力梯度；gρ为压裂液重力产生的应力梯度；gs为储层应力梯度；σup为储层与盖层的应力差；σlow为储层与底隔层的应力差；wheight为沿缝高方向的缝宽；
4)裂缝纵向缝宽修正模型为
Figure FDA0003507236140000061
式中，
Figure FDA0003507236140000062
为等效平板宽度，出现于有限体积法离散质量平衡方程中；Hele为缝长单元对应裂缝顶端到裂缝底端之间的高度；n为离散缝高单元的数目；wi与bi分别为第i个缝高单元的缝宽与长度
5)水平井压裂流场模型为
压裂液在射孔孔眼处流动的孔眼摩阻计算公式
Figure FDA0003507236140000063
压裂液在水力裂缝中流动压降计算公式
Figure FDA0003507236140000064
压裂液向储层基质滤失速率计算公式
Figure FDA0003507236140000065
压裂液向天然裂缝中滤失计算公式
Figure FDA0003507236140000071
Figure FDA0003507236140000072
压裂过程中压裂液的质量平衡方程
Figure FDA0003507236140000073
qleak＝qmatrix+qnf
使用有限体积法离散质量平衡方程
Figure FDA0003507236140000074
Figure FDA0003507236140000075
式中，pp,i为第i簇射孔孔眼摩阻；qi为流经第i簇射孔孔眼的压裂液流量；ρ为压裂液的密度；np为射孔孔眼数目；dp为射孔孔眼直径；C为射孔孔眼流量系数；pf为缝长单元内的流体压力；s缝长单元长度；wi为缝长单元i的宽度；hfrac为对应缝长单元的缝高；μ为压裂液粘度；qleak为压裂液向基质中的滤失速率；Cleak为压裂液在储层基质中的滤失系数；t为当前时间；τ为缝长单元开启时间；qinj为注入单元的注入速率；qmatrix为压裂液在储层基质中的滤失速率；qnf为压裂液向天然裂缝中滤失的速率；Δt为时间步长；l为缝长单元的长度；pnf为天然裂缝内的流体压力；φnf为天然裂缝孔隙度；Cnf为天然裂缝压缩系数；w0为天然裂缝初始开度；x为为长度；t为时间；p0为天然裂缝内初始压力；pint为天然裂缝入口流体压力；Lnf为天然裂缝的长度；
6)多裂缝扩展簇间流量动态分配模型
水平井压裂井底压力计算公式为
Figure FDA0003507236140000081
压裂液流量守恒公式为
Figure FDA0003507236140000082
基于压力平衡使用牛顿迭代计算多裂缝扩展簇间流量公式为
Figure FDA0003507236140000083
Figure FDA0003507236140000084
Figure FDA0003507236140000085
式中，pwell为井底流体压力；pin,i为第i簇裂缝缝口流体压力；pp,i为第i簇裂缝孔眼摩阻；Qall为压裂总流量；qi为迭代更新前的第i簇裂缝流量；缝q`i为迭代更新后第i簇裂缝的流量；N为射孔簇数；
7)多裂缝扩展流固全耦合非线性方程组
Figure FDA0003507236140000091
Figure FDA0003507236140000092
Figure FDA0003507236140000093
式中，上标c与t分别表示尖端与非尖端缝长单元；pf为缝内流体压力；
Figure FDA0003507236140000094
与
Figure FDA0003507236140000095
分别为t时刻尖端缝长单元与非尖端缝长单元的缝宽；pt与pc分别为t时刻尖端缝长单元与非尖端缝长单元的缝内流体压力；
步骤(4)中，建立水平井压裂多裂缝扩展步长模型包括：
基于裂缝尖端等效应力强度因子的裂缝缝长扩展准则计算公式为
Figure FDA0003507236140000096
Figure FDA0003507236140000097
Figure FDA0003507236140000098
Figure FDA0003507236140000099
基于最大周向应力准则的缝长扩展方向计算公式为
Figure FDA0003507236140000101
缝长扩展步长修正计算公式为
Figure FDA0003507236140000102
基于I型断裂的裂缝缝高延伸扩展准则为
Figure FDA0003507236140000103
Figure FDA0003507236140000104
缝高扩展步长修正计算公式为
Figure FDA0003507236140000105
裂缝尖端与水力裂缝交汇模型
(xtip-Xfrac)2+(ytip-Yfrac)2≤(2a)2
多个裂缝尖端交汇模型
(xtip-Xtip)2+(ytip-Ytip)2≤(2a)2
式中，KI与KII分别为I型与II型应力强度因子；Ke与
Figure FDA0003507236140000106
分别为缝长裂缝尖端与缝高裂缝尖端等效应力强度因子；θ为尖端单元扩展偏转角，针对缝高扩展偏转角为0；
Figure FDA0003507236140000107
与
Figure FDA0003507236140000108
分别为缝长尖端单元的法向与切向位移不连续量；ltip为缝长尖端单元长度；m1与m2分别为缝高裂缝尖端与缝高裂缝尖端数目；Δxi为第i个缝长裂缝尖端的扩展步长；Δhi为第i个缝高裂缝尖端的扩展步长；a为缝长单元最大半长；(xtip、ytip)为裂缝尖端单元端点坐标；Xtip与Ytip为裂缝尖端单元端点坐标矩阵；Xfrac与Yfrac为裂缝单元端点坐标矩阵；
步骤(5)中，建立多裂缝扩展下的水力裂缝与天然裂缝相互作用模型包括：
1)储层中天然裂缝分布模型
天然裂缝数目计算公式
Nnf＝ρnfA
天然裂缝长度采用正态分布随机模型
Lnf～N(Lave,b)
天然裂缝走向角采用Fisher分布模型
Figure FDA0003507236140000111
天然裂缝中点位置采用连续均匀随机分布模型
xmid＝Rand(Xmin,Xmax)
ymid＝Rand(Ymin,Ymax)
式中，Nnf表示储层中天然裂缝条数；ρnf为天然裂缝密度；A为储层中天然裂缝分布面积；θnf为天然裂缝走向角；θave为天然裂缝平均走向角；rand(0,1)为生成0～1之间的随机数；Kθ为偏离系数；Rand为连续均匀随机函数；[Xmin，Xmax]为区域宽度分布范围；[Ymin，Ymax]为区域长度分布范围；
2)水力裂缝与天然裂缝相互作用模型
裂缝尖端产生的诱导应力场
Figure FDA0003507236140000121
水力裂缝缝间的诱导应力场
Figure FDA0003507236140000122
远场应力产生的应力场
Figure FDA0003507236140000123
水力裂缝尖端复合应力场为
Figure FDA0003507236140000124
水力裂缝尖端逼近天然裂缝，水裂缝与天然裂缝相交准则为
Figure FDA0003507236140000131
Figure FDA0003507236140000132
水力裂缝内流体前缘逼近天然裂缝，水裂缝与天然裂缝相交准则为
Figure FDA0003507236140000133
式中，
Figure FDA0003507236140000134
为裂缝尖端诱导应力分量；(σxx、σyy、σxy)为缝间诱导应力分量；σH、σh为水平最大主应力与水平最小主应力；(θ、r)为裂缝尖端极坐标分量；T为储层岩石抗拉强度；τnf为天然裂缝抗剪强度；μnf为天然裂缝壁面摩擦系数；
步骤(6)中，建立水平井密切割压裂多裂缝延伸模型包括：
多裂缝扩展簇间流量动态分配求解迭代格式与收敛条件为
Figure FDA0003507236140000135
Figure FDA0003507236140000136
多裂缝扩展流固全耦合模型求解迭代格式与收敛条件为
Figure FDA0003507236140000137
Figure FDA0003507236140000141
水平井密切割压裂裂缝扩展模拟所用液量计算公式为
Vall＝Vfrac+Vleak
水平井密切割压裂裂缝延伸模拟结束条件为
Vall≤Vmax
式中，qm为第m簇裂缝的入口流量；w为缝长单元的缝宽；pf为缝长单元的缝内流体压力；δ为迭代系数；ε为收敛容差；Vfrac、Vleak分别压裂裂缝体积与压裂液总滤失体积；Vmax为压裂施工规模；
步骤(7)中，将收集模拟必须的地层参数、施工参数与完井参数代入建立的水平井密切割压裂多裂缝延伸模型，模拟分析不同参数条件下的裂缝形态，进而优化压裂设计参数包括：
将天然裂缝平均缝长、天然裂缝走向角、天然裂缝面密度输入天然裂缝分布模型生成储层中的天然裂缝；
将地质参数与施工参数输入水平井密切割压裂多裂缝延伸模型，计算水力裂缝几何形态；
对比分析不同施工参数条件下水力裂缝缝长、缝宽、缝高以及流量分配结果，优化水平井密切割压裂设计参数。
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