CN114186439B - 一种砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，包括以下步骤：S1：判断目标工区水力裂缝的基本形态；S2：随机设置一组天然裂缝参数，并将其嵌入到目标工区的地质模型中；S3：开展水力压裂模拟，获得水力压裂模拟压力曲线以及模拟缝长；S4：根据水力压裂模拟压力曲线结果，调整天然裂缝参数中的天然裂缝长度和天然裂缝与人工裂缝交角；S5：根据有无微地震监测结果，根据缝长差异大小或缝长预测模型，调整天然裂缝参数中的天然裂缝密度；S6：以调整后的天然裂缝参数为基础，对其他压裂段或压裂井进行大规模水力压裂等效模拟。本发明能够实现砾岩储层水平井宏观大尺度水力压裂模拟，对砾岩致密油气藏的压裂设计及增产提效具有重要意义。

Description

一种砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法

技术领域

本发明涉及石油工程水力压裂技术领域，特别涉及一种砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法。

背景技术

水力压裂技术作为非常规储层改造的有效技术方法，目前已经在油气藏的生产开发过程中得到广泛的应用。基于这一现状，水力压裂后的裂缝形态，成为了直接影响储层改造效果，增产提效的关键，也是目前关注的重点。砾岩储层受砾石颗粒的影响，水力裂缝形态复杂。受制于砾岩地质特征的特殊性，砾岩储层的水力裂缝形态研究无论是数值模拟或者实验研究，均只局限于岩心尺度（几厘米）的，难以满足当前工业上油藏尺度（上百米）水平井大规模水力压裂的需求，指导效果有限。从压裂条件实际出发，基于现场施工的角度，寻找有效的水力压裂模拟方法，实现砾岩储层宏观的水力压裂要求，在保证工业要求的基础上，准确刻画砾岩储层的水力裂缝形态，对砾岩油气藏的生产指导及商业化开发具有重要意义。

发明内容

针对上述问题，本发明旨在提供一种砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法。

本发明的技术方案如下：

一种砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，包括以下步骤：

S1：根据目标工区已有压裂井的压裂施工曲线特征，判断目标工区水力裂缝的基本形态；

S2：随机设置一组天然裂缝参数，所述天然裂缝参数包括天然裂缝长度、天然裂缝与人工裂缝交角、天然裂缝密度，将所述天然裂缝参数嵌入到目标工区的地质模型中，以此等效地质中的砾石颗粒；

S3：以已压裂井的压裂施工数据为基础，利用大尺度边界元模型对嵌入所述天然裂缝参数的地质模型开展水力压裂模拟，获得水力压裂模拟压力曲线以及模拟缝长；

S4：将所述水力压裂模拟压力曲线与所述已压裂井的实际压裂施工曲线进行对比；

若模拟压力与实际压裂压力差异大于差异阈值一，则调整所述天然裂缝长度和所述天然裂缝与人工裂缝交角，重复步骤S2-S4；

若模拟压力与实际压裂压力差异在所述差异阈值一以内，则进入步骤S5；

S5：根据目标工区已有压裂井的实际施工现状，明确已压裂井是否具有压裂缝长监测结果；

若有压裂缝长监测结果，则进入步骤S7；

若没有压裂缝长监测结果，则进入步骤S6；

S6：建立砾岩储层的缝长预测数学模型，根据所述缝长预测数学模型获得预测裂缝长度；

S7：将所述模拟缝长与步骤S5的压裂缝长监测结果或步骤S6的预测裂缝长度进行对比；

若所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差异大于差异阈值二，则调整所述天然裂缝密度，重复步骤S2-S3，步骤S3结束后直接进入步骤S7；

若所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差异在所述差异阈值二以内，则此时所采用的天然裂缝参数即为优选天然裂缝参数；

S8：以所述优选天然裂缝参数为基础，对模拟井的其他压裂段或所述目标工区其他压裂井进行大规模水力压裂等效模拟。

作为优选，步骤S4中，所述模拟压力与实际压裂压力差异大于差异阈值一是指所述模拟压力与所述实际压裂压力的均方根误差大于0.8；所述模拟压力与实际压裂压力差异在所述差异阈值一以内是指所述模拟压力与所述实际压裂压力的均方根误差在0.8以内。

作为优选，步骤S4中，调整所述天然裂缝长度和所述天然裂缝与人工裂缝交角具体为：

若所述水力压裂模拟压力曲线的停泵压力大于实际施工压力，则增大所述天然裂缝长度；反之，则减小天然裂缝长度；

若所述水力压裂模拟压力曲线的停泵压力等于实际施工压力，则判断所述水力压裂模拟压力曲线的延伸压力与所述实际施工压力是否一致；

若所述延伸压力大于所述实际施工压力，则减小所述天然裂缝与人工裂缝交角；反之，则增大所述天然裂缝与人工裂缝交角。

作为优选，调整所述天然裂缝长度时，以2m的步长进行调整；调整所述天然裂缝与人工裂缝交角时，以10°的步长进行调整。

作为优选，步骤S6中，建立砾岩储层的缝长预测数学模型具体包括以下子步骤：

基于区块砾石颗粒粒径特征，构建实验室小尺度砾岩裂缝扩展机理模型，在分别设置砾石及基质的不同属性特征下，结合有限元方法与内聚力单元开展水力压裂模拟，通过平均不同位置下模拟得到的砾岩缝长的增长趋势，通过修正传统PKN裂缝缝长预测模型的系数，使之预测缝长与模拟结果一致，进而建立所述砾岩储层的缝长预测数学模型。

作为优选，步骤S6中，所述砾岩储层的缝长预测数学模型为：

式中：L为模型预测裂缝缝长，m；a为修正系数，无量纲；q为注液速率，m³/s；E'为平面应变杨氏模量，GPa；μ为流体粘度，pa·s；h为裂缝高度，m；t为注液时间，s。

作为优选，S7中，所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差异大于差异阈值二是指所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差值大于所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的20%；所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差异在所述差异阈值二以内是指所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差值在所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的20%以内。

作为优选，S7中，调整所述天然裂缝密度具体为：若所述模拟缝长大于所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度，则增大所述天然裂缝密度；反之，则减小所述天然裂缝密度。

作为优选，调整所述天然裂缝密度时，以2m的步长进行调整。

本发明的有益效果是：

本发明以现场压裂施工获得的压裂施工曲线为依据，在考虑了砾石与水力裂缝相交特征、天然裂缝与水力裂缝相交特征相近的基础上，以天然裂缝等效砾石颗粒的效果，结合压裂施工曲线的形态，寻找准确的等效天然裂缝参数，实现在使模拟压裂施工曲线走势与实际压裂施工曲线接近的同时，既实现模拟缝长与压裂监测缝长相近的目的，又能同时满足工业上宏观尺度的大规模水力压裂设计的需求，为后续的砾岩储层的压裂施工方案设计及产能优化提供指导。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法的流程示意图；

图2为一个具体实施例中已压裂井的压裂施工曲线示意图；

图3为一个具体实施例中调整前初始模拟压力与实际施工压力对比示意图；

图4为一个具体实施例中调整前初始模拟缝长与微地震监测裂缝长度对比示意图；

图5为一个具体实施例中最终调整后的天然裂缝参数所对应的天然裂缝形态示意图。

图6为一个具体实施例中小尺度砾岩不同起裂点裂缝扩展模拟结果示意图；

图7为一个具体实施例中修正的PKN模型的缝长预测结果与小尺度模拟结果及调整天然裂缝密度后宏观缝长模拟结果对比图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的技术特征可以相互结合。需要指出的是，除非另有指明，本申请使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。本发明公开使用的“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。

如图1所示，本发明提供一种砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，包括以下步骤：

S1：根据目标工区已有压裂井的压裂施工曲线特征，判断目标工区水力裂缝的基本形态。

S2：随机设置一组天然裂缝参数，所述天然裂缝参数包括天然裂缝长度、天然裂缝与人工裂缝交角、天然裂缝密度（即天然裂缝间距），将所述天然裂缝参数嵌入到目标工区的地质模型中，以此等效地质中的砾石颗粒。

在一个具体的实施例中，初始设置的天然裂缝参数可设置为：长度10m，与人工裂缝交角45°，天然裂缝间距10m。

S3：以已压裂井的压裂施工数据为基础，利用大尺度边界元模型对嵌入所述天然裂缝参数的地质模型开展水力压裂模拟，获得水力压裂模拟压力曲线以及模拟缝长。

在一个具体的实施例中，利用大尺度边界元模型对嵌入所述天然裂缝参数的地质模型开展水力压裂模拟时，如果目标工区通过地球物理解释发现地层中存在大尺度断层或天然裂缝，则需与等效天然裂缝一同嵌入三维地质力学模型中。需要说明的是，利用大尺度边界元模型进行水力压裂模拟为现有技术，具体方法在此不再赘述。

S4：将所述水力压裂模拟压力曲线与所述已压裂井的实际压裂施工曲线进行对比；

（1）若模拟压力与实际压裂压力的均方根误差大于0.8，则调整所述天然裂缝长度和所述天然裂缝与人工裂缝交角，重复步骤S2-S4；调整的具体方法为：

a）若所述水力压裂模拟压力曲线的停泵压力大于实际施工压力，则增大所述天然裂缝长度；反之，则减小天然裂缝长度；

b）若所述水力压裂模拟压力曲线的停泵压力等于实际施工压力，则判断所述水力压裂模拟压力曲线的延伸压力与所述实际施工压力是否一致；

c）若所述延伸压力大于所述实际施工压力，则减小所述天然裂缝与人工裂缝交角；反之，则增大所述天然裂缝与人工裂缝交角。

在一个具体的实施例中，调整所述天然裂缝长度时，以2m的步长进行调整；调整所述天然裂缝与人工裂缝交角时，以10°的步长进行调整。

（2）若所述模拟压力与所述实际压裂压力的均方根误差在0.8以内，则进入步骤S5；

需要说明的是，在上述实施例中，模拟压力与实际压裂压力差异的判断仅为本发明优选的一种判断方法，实际应用时也可根据需要，采用其他差异判断标准，例如压力差值在几兆帕内，均方根误差标准为85%或90%等。调整步长也可采用其他步长，例如1m、15°等等。

S5：根据目标工区已有压裂井的实际施工现状，明确已压裂井是否具有压裂缝长监测结果；

若有压裂缝长监测结果，则进入步骤S7；

若没有压裂缝长监测结果，则进入步骤S6；

S6：建立砾岩储层的缝长预测数学模型，根据所述缝长预测数学模型获得预测裂缝长度；建立砾岩储层的缝长预测数学模型具体包括以下子步骤：

基于区块砾石颗粒粒径特征，构建实验室小尺度砾岩裂缝扩展机理模型，在分别设置砾石及基质的不同属性特征下，结合有限元方法与内聚力单元开展水力压裂模拟，通过平均不同位置下模拟得到的砾岩缝长的增长趋势，通过修正传统PKN裂缝缝长预测模型的系数，使之预测缝长与模拟结果一致，进而建立如式（1）所示的砾岩储层的缝长预测数学模型。

式中：L为模型预测裂缝缝长，m；a为修正系数，无量纲；q为注液速率，m³/s；E'为平面应变杨氏模量，GPa；μ为流体粘度，pa·s；h为裂缝高度，m；t为注液时间，s。

在一个具体的实施例中，建立砾岩储层的缝长预测数学模型的具体做法为建立室内实验尺度（30 cm长，30 cm宽）的有限元模型，模型内网格边界均设置为内聚力单元。根据区块的砾石砾径与密度分布参数，生成有限元模型范围内满足高斯随机分布的砾石分布情况，将砾石覆盖区域的内聚力单元设置为砾石单元，砾石与基质胶结面出单元设置为界面单元，砾石外部单元设置为基质单元。不同单元力学属性由区块实际岩石力学参数测量结果决定。将压裂注液点设置在模型中线不同位置，以消除砾石分布随机性带来的裂缝扩展模拟结果的不确定性。基于有限元模型模拟结果，绘制不同注液点位置压裂后裂缝延伸长度随时间的变化关系，并对不同注液点位置模拟结果进行平均，得到小尺度下裂缝扩展缝长扩展规律。以传统裂缝扩展模型PKN模型缝长预测公式为基础，通过修正该公式前的常值系数，得到与有限元模拟结果一致的缝长演化关系，修正后的PKN模型即可用于预测砾岩储层单缝扩展缝长。修正的PKN缝长预测模型如式（1）所示，通过调整系数a的大小，即可使之与小尺度有限元模拟结果吻合。

S7：将所述模拟缝长与步骤S5的压裂缝长监测结果或步骤S6的预测裂缝长度进行对比；

（1）若所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的差值大于所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的20%，则调整所述天然裂缝密度，重复步骤S2-S3，步骤S3结束后直接进入步骤S7；调整的具体方法：

若所述模拟缝长大于所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度，则增大所述天然裂缝密度（减小天然裂缝间距）；反之，则减小所述天然裂缝密度（增大天然裂缝间距）。可选地，调整所述天然裂缝密度时，以2m的步长进行调整。

（2）若所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的差值在所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的20%以内，则此时所采用的天然裂缝参数即为优选天然裂缝参数；

需要说明的是，在上述实施例中，模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的差异判断方法仅为本发明优选的一种判断方法，实际应用时也可根据需要，采用其他差异判断标准，例如差值在几米内，或误差在5%、10%以内等。调整步长也可采用其他步长，例如1m、1.5m等等。

S8：以所述优选天然裂缝参数为基础，对模拟井的其他压裂段或所述目标工区其他压裂井进行大规模水力压裂等效模拟。

在一个具体的实施例中，以X区块为例，对其采用本发明进行砾岩储层大规模水力压裂等效模拟，包括以下步骤：

（1）基于当前储层，获取其已完成压裂井的压裂施工曲线特征，结果如图2所示。从图2可以看出，该压裂井的压裂施工曲线整体较为平整，波动特征不大，考虑到工区两向应力差较大，不发育天然裂缝，因此，可以初步预测该工区的水力裂缝接近于双翼缝；

（2）随机设置一组天然裂缝，天然裂缝长度为10m、天然裂缝倾角45°、天然裂缝平均间距10m，以天然裂缝来等效砾石颗粒的效果，实现砾岩储层大规模的宏观压裂模拟。

（3）基于边界元方法，针对嵌入了步骤（2）设置的天然裂缝参数的三维地质力学模型，采用实际压裂施工参数（压裂液、支撑剂注入情况），开展水力压裂模拟，获得水力压裂模拟压力曲线以及模拟缝长。

（4）将压裂模拟获得的地面压力曲线与实际压裂地面施工曲线进行对比，初始对比结果如图3所示，若两者均方根误差在0.8以内，则进入步骤（5）；若两者均方根误差大于0.8，则先后从压裂施工曲线的停泵压力以及裂缝扩展的延伸压力两方面开展对比，并分别对等效天然裂缝长度和天然裂缝与人工裂缝交角进行调整，具体调整方式如下：

若停泵压力高于实际施工压力，则增大天然裂缝的长度，每次增大2m；反之，则减小天然裂缝长度，每次减小2m；相等，则对比延伸压力：

若延伸压力高于实际施工压力，则减小天然裂缝与人工裂缝交角，每次减小10°；反之，则增大天然裂缝与人工裂缝交角，每次增大10°；相等，则进入步骤（5）；

调整上述天然裂缝参数后，返回步骤（3），重新开展压裂模拟。

（5）将所述模拟缝长与所述已压裂井的微地震监测裂缝长度进行对比，初始对比结果如图4所示，若有较大偏差，继续调整天然裂缝密度，调整后返回步骤（3），重新开展压裂模拟，步骤（3）完成后直接开展步骤（5），不再与施工曲线比对，直至压裂模拟缝长与微地震监测结果接近，接近的判断标准为两者缝长差异在所述微地震监测裂缝长度20%以内。具体调整方式为：如果模拟缝长大于微地震监测裂缝长度，则增大天然裂缝密度，减小天然裂缝间距，每次减小2m；反之，则减小天然裂缝密度，增大天然裂缝间距，每次增大2m。

（6）最终调整后的天然裂缝参数（天然裂缝长度为5m、天然裂缝倾角75°、天然裂缝密度9m/条）为基础，对X区块其他压裂施工井进行压裂设置指导；所述最终调整后的天然裂缝参数所对应的压裂裂缝形态如图5所示。

需要说明的是，若进行步骤（5）时，压裂井并不存在微地震监测结果，则构建如图6所示的随机离散的小尺度砾岩储层水力压裂数值模型，在消除不同位置引起的砾径误差的影响下，根据砾岩缝长的增长趋势，结合传统的PKN模型，建立如式（1）所示的砾岩储层的缝长预测数学模型，在本实施例中，式（1）中的修正系数a为0.88。需要说明的是，图6中，图6(a)、图6(b)、图6(c)分别代表对左、中、右三个位置进行水力压裂模拟的随机离散的小尺度砾岩储层水力压裂数值模型，小的圈圈表示砾石颗粒，黑色的线表示水力裂缝，由于砾石颗粒的大小是不均匀的随机分布，通过设置在左、中、右三个位置进行水力压裂模拟，能够获取不同位置下水力裂缝缝长的变化，从而确定随机砾石分布下裂缝的缝长误差。将宏观裂缝模型流体与力学参数设置与小尺度模型一致，利用该缝长预测模型预测的裂缝长度替代微地震监测缝长，进行如（5）描述的天然裂缝密度调整，直至模拟结果与预测缝长接近（图7）。

在上述实施例中，用X区块初期油田第一口压裂井为基础，在其进行第一次压裂施工时，记录各个压裂施工的过程，并且监测裂缝扩展的长度，然后采用本发明获取与第一口压裂井匹配的天然裂缝参数，为X区块后面其他的压裂井施工做指导。

综上所述，本发明在明确了砾岩储层裂缝扩展形态与裂缝性储层的相似性的基础上，从压裂条件实际出发，基于压裂现场获得的实际压裂施工曲线为依据，寻找有效的水力压裂模拟方法，采取等效天然裂缝的方式开展水力压裂模拟，并最终的模拟结果以压裂监测结果作为验证，在保证了水力裂缝形态特征相近的基础上，实现了砾岩储层从岩心尺度（几厘米）到油藏尺度（几百米）的跨越，实现砾岩储层宏观的水力压裂要求，在保证工业要求的基础上，准确刻画砾岩储层的水力裂缝形态，对砾岩油气藏的生产指导及商业化开发具有重要意义，与现有技术相比，具有显著的进步。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (7)

1.一种砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：根据目标工区已有压裂井的压裂施工曲线特征，判断目标工区水力裂缝的基本形态；

S2：随机设置一组天然裂缝参数，所述天然裂缝参数包括天然裂缝长度、天然裂缝与人工裂缝交角、天然裂缝密度，将所述天然裂缝参数嵌入到目标工区的地质模型中，以此等效地质中的砾石颗粒；

S3：以已压裂井的压裂施工数据为基础，利用大尺度边界元模型对嵌入所述天然裂缝参数的地质模型开展水力压裂模拟，获得水力压裂模拟压力曲线以及模拟缝长；

S4：将所述水力压裂模拟压力曲线与所述已压裂井的实际压裂施工曲线进行对比；

若模拟压力与实际压裂压力差异大于差异阈值一，则调整所述天然裂缝长度和所述天然裂缝与人工裂缝交角，重复步骤S2-S4；调整所述天然裂缝长度和所述天然裂缝与人工裂缝交角具体为：

若所述水力压裂模拟压力曲线的停泵压力大于实际施工压力，则增大所述天然裂缝长度；反之，则减小天然裂缝长度；

若所述水力压裂模拟压力曲线的停泵压力等于实际施工压力，则判断所述水力压裂模拟压力曲线的延伸压力与所述实际施工压力是否一致；

若所述延伸压力大于所述实际施工压力，则减小所述天然裂缝与人工裂缝交角；反之，则增大所述天然裂缝与人工裂缝交角；

若模拟压力与实际压裂压力差异在所述差异阈值一以内，则进入步骤S5；

S5：根据目标工区已有压裂井的实际施工现状，明确已压裂井是否具有压裂缝长监测结果；

若有压裂缝长监测结果，则进入步骤S7；

若没有压裂缝长监测结果，则进入步骤S6；

S6：建立砾岩储层的缝长预测数学模型，根据所述缝长预测数学模型获得预测裂缝长度；

S7：将所述模拟缝长与步骤S5的压裂缝长监测结果或步骤S6的预测裂缝长度进行对比；

若所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差异大于差异阈值二，则调整所述天然裂缝密度，重复步骤S2-S3，步骤S3结束后直接进入步骤S7；调整所述天然裂缝密度具体为：若所述模拟缝长大于所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度，则增大所述天然裂缝密度；反之，则减小所述天然裂缝密度；

若所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差异在所述差异阈值二以内，则此时所采用的天然裂缝参数即为优选天然裂缝参数；

S8：以所述优选天然裂缝参数为基础，对模拟井的其他压裂段或所述目标工区其他压裂井进行大规模水力压裂等效模拟。

2.根据权利要求1所述的砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，其特征在于，步骤S4中，所述模拟压力与实际压裂压力差异大于差异阈值一是指所述模拟压力与所述实际压裂压力的均方根误差大于0.8；所述模拟压力与实际压裂压力差异在所述差异阈值一以内是指所述模拟压力与所述实际压裂压力的均方根误差在0.8以内。

3.根据权利要求1所述的砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，其特征在于，调整所述天然裂缝长度时，以2m的步长进行调整；调整所述天然裂缝与人工裂缝交角时，以10°的步长进行调整。

4.根据权利要求1所述的砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，其特征在于，步骤S6中，建立砾岩储层的缝长预测数学模型具体包括以下子步骤：

基于区块砾石颗粒粒径特征，构建实验室小尺度砾岩裂缝扩展机理模型，在分别设置砾石及基质的不同属性特征下，结合有限元方法与内聚力单元开展水力压裂模拟，通过平均不同位置下模拟得到的砾岩缝长的增长趋势，通过修正传统PKN裂缝缝长预测模型的系数，使之预测缝长与模拟结果一致，进而建立所述砾岩储层的缝长预测数学模型。

5.根据权利要求4所述的砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，其特征在于，步骤S6中，所述砾岩储层的缝长预测数学模型为：

式中：L为模型预测裂缝缝长，m；a为修正系数，无量纲；q为注液速率，m³/s；E'为平面应变杨氏模量，GPa；μ为流体粘度，pa·s；h为裂缝高度，m；t为注液时间，s。

6.根据权利要求1所述的砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，其特征在于，步骤S7中，所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差异大于差异阈值二是指所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差值大于所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的20％；所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差异在所述差异阈值二以内是指所述模拟缝长与所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的裂缝长度差值在所述压裂缝长监测结果或预测裂缝长度的20％以内。

7.根据权利要求1所述的砾岩储层大规模水力压裂等效模拟方法，其特征在于，调整所述天然裂缝密度时，以2m的步长进行调整。

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