CN114580315A - 一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法 - Google Patents
一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114580315A CN114580315A CN202210206786.7A CN202210206786A CN114580315A CN 114580315 A CN114580315 A CN 114580315A CN 202210206786 A CN202210206786 A CN 202210206786A CN 114580315 A CN114580315 A CN 114580315A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- phase
- formula
- equation
- iteration
- calculated
- 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
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
- G06F30/28—Design optimisation, verification or simulation using fluid dynamics, e.g. using Navier-Stokes equations or computational fluid dynamics [CFD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
- G06F30/23—Design optimisation, verification or simulation using finite element methods [FEM] or finite difference methods [FDM]
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
- G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces
Abstract
本发明公开了一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法,包括以下步骤:(1)收集工况和输入参数;(2)建立两相流应力平衡方程;(3)建立两相流体流动控制方程;(4)建立两相流相场演化方程;(5)采用有限元数值离散方法和Newton‑Raphson(NR)迭代法建立上述方程组的数值求解迭代格式;(6)将步骤(1)中的参数带入步骤(5)建立的求解迭代格式中模拟不同工况下的水力裂缝延伸轨迹。与现有的水力裂缝延伸模拟方法相比,考虑了压裂过程中压裂液从裂缝中滤失到地层后的两相流体流动特性,为水力压裂裂缝延伸轨迹的预测提供更准确的方法。
Description
技术领域
本发明涉及油气田增产改造领域,具体涉及一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法。
背景技术
水力压裂技术是非常油气资源开采的重要手段,准确模拟压裂裂缝延伸轨迹是压裂施工设计优化的前提。
现有的水力压裂裂缝延伸轨迹模拟方法中将压裂液和地层流体考虑为同一种流体,但实际上,压裂液与地层流体通常为不混溶的两种流体,压裂液滤失到基质中并在高压下与地层流体形成两相流,流动过程需要克服毛管压力,各相流体的相对渗透率也会随其饱和度的变化发生变化,从而改变各相的流动性。研究两相流体流动的压裂裂缝延伸规律更贴近工程实际,因此,建立一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法具有重要意义
目前常用的研究裂缝纵向扩展的数值模拟方法:边界元法、有限差分法、位移不连续法等在模拟裂缝延伸时需要预设裂缝扩展步长,且需要建立相交准则来判断裂缝扩展至界面后的延伸方向。基于相场法建立的裂缝延伸模型则不需要预先设定裂缝延伸方向和相交准则,该方法在处理裂缝延伸问题时不需要额外的规则来描述裂缝界面,裂缝延伸后不需要重新剖分网格。
发明内容
本发明基于孔弹性理论、渗流力学、断裂力学、相场法等多学科知识,建立了一种新型裂缝扩展相场模型来描述固体变形与两相流体流动之间的耦合,考虑了裂缝扩展过程中的毛管压力。随着压裂液滤失到基质地层中,相场演化的驱动力和Biot模量随之改变。引入各向异性绝对渗透率,且相渗透率与各相的饱和度有关。
一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法,包括以下步骤:
(1)收集工况和输入参数;
(2)建立多孔介质两相流应力平衡方程;
(3)建立两相流体流动控制方程;
(4)建立两相流相场演化方程;
(5)采用有限元数值离散方法和Newton-Raphson迭代法建立上述方程组的数值求解迭代格式;
(6)将步骤(1)中的工况和参数带入步骤(5)建立的求解迭代格式模拟不同工况下的水力裂缝延伸轨迹。
进一步的,所述步骤(1)中工况包括:裂缝性地层、多层叠置地层,输入参数包括:地应力参数、岩石弹性模量和泊松比、岩石抗拉强度、孔隙度、地层含油饱和度、地层压力、地层流体和压裂液体积模量和粘度、岩石绝对渗透率、相渗曲线、压裂液注入时间、压裂液排量。
所述步骤(2)建立多孔介质两相流应力平衡方程,包括以下内容:
(2.1)多孔弹性岩石的两相流应力平衡方程为:
式中:σeff为有效应力,可通过公式(2)表示;α(c)为Biot系数,与相场变量有关,可通过公式(4)计算得到;I为单位张量;pw和po分别为水相压力和油相压力;Sw和So分别为水相饱和度和油相饱和度。
g(c)=(1-c)2 (3)
式中,K为多孔介质的岩石体积模量;Ks为岩石骨架颗粒的体积模量。
(2.2)应力边界条件
所述步骤(3)建立两相流体流动控制方程,包括以下内容:
(3.1)多孔弹性岩石的两相流体流动控制方程为:
式中,M(c)是Biot模量,可通过公式(8)计算得到;Θ是体积应变;k是各向异性绝对渗透率,可通过公式(7)计算得到;kw和ko为水和油的相渗透率,可由公式(9)计算得到;μw和μo为水和油的粘度。
式中,Kw和Ko为水和油的体积模量;φ为孔隙度。
式中,kx0和ky0为分别岩石基质的初始x方向和y方向的渗透率;kfx和kfy分别为裂缝的初始x方向和y方向的渗透率;Wx和Wy分别为x方向和y方向的渗透率加权系数,可通过公式(10)计算得到。
式中,wx和wy分别为x方向和y方向的缝宽,可由公式(11)和(12)计算得到;lx和ly分别为x和y方向的长度尺度因子。
式中,εx和εy分别为x和y方向应变;εcx和εcy分别为x和y方向的临界应变。
(3.2)两相流体流动控制方程对应的边界条件
所述步骤(4)建立的两相流相场演化方程,包括以下内容:
(4.1)两相流相场演化方程为:
式中,λ和G为拉梅常数;εi(i=1,2,3)为主应变;Macaulay括号算子<x>+=(|x|+x)/2和<x>-=(|x|-x)/2用于区分拉伸和压缩状态。
(4.2)相场演化方程对应的边界条件
进一步的,所述步骤(5)采用有限元数值离散方法和Newton-Raphson迭代法建立上述方程组的数值求解迭代格式,包括以下内容:
将公式(6)和(7)相加,得到公式(17)
公式(1)、(7)、(14)、(17)组成非线性方程组,采用有限元数值离散方法对该非线性方程组进行离散,方程组(1)和(7)采用Newton-Raphson迭代法进行求解。在每个迭代步内,裂缝相场不变,其迭代格式为:
J(u,pw)iδ(u,pw)i+R(u,pw)i=0 (18)
式中,J(u,pw)i为雅可比矩阵,可通过公式(19)计算得到;δ(u,pw)i为第i个迭代步的位移和水相压力增量R(u,pw)为应力平衡方程和水相流体连续性方程的余量,可通过公式(20)和(21)计算得到
雅可比矩阵的各分量可通过公式(22)计算得到
在公式(20)~(22)中,上标h代表节点的值,上标i-1代表第i-1个迭代步的值;上标n代表上一时间步的值。
通过公式(18)计算得到第i个迭代步的位移增量和水相压力增量,计算过程中油相压力与水相饱和度为第i-1个迭代步的固定值。然后可通过公式(23)计算得到下一迭代步的位移和水相压力。
计算得到第i+1个迭代步的位移和水相压力的试探解后,带入公式(24)求解第i+1个迭代步的油相饱和度。
得到第i+1个迭代步的位移、水相压力和油相饱和度的试探解后,可通过公式(27)更新结点处的水相饱和度和油相压力,再带入公式(28)计算裂缝相场值。
式中,Bm为常数。
Jcch,i+1=Fc (28)
式中,Jc和Fc可分别由公式(28)和(29)计算得到。
当位移、水相压力、油相饱和度和相场值都满足公式(30)所示的收敛条件时,迭代结束进入下一时间步,否则迭代继续进行。
本发明中的裂缝轨迹是自动确定的,裂缝延伸模型不需要预先设定裂缝延伸方向和相交准则,且可通过饱和度分布来描述压裂液的滤失情况。
附图说明
图1为实施例1计算区域及边界条件示意图
图2为实施例1第10秒的相场演化图
图3为实施例1第20秒的相场演化图
图4为实施例1第30秒的相场演化图
图5为实施例1第10秒的含油饱和度分布图
图6为实施例1第20秒的含油饱和度分布图
图7为实施例1第30秒的含油饱和度分布图
图8为实施例2计算区域及边界条件示意图
图9为实施例2第10秒的相场演化图
图10为实施例2第20秒的相场演化图
图11为实施例2第30秒的相场演化图
具体实施方式
下面结合不同工况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。其中计算所用参数见表1、表2。
表1裂缝性地层计算所采用基本参数表
表2多层叠置地层计算所采用基本参数表
例1:如图1所示建立物理模型,计算区域为30m×16m的矩形区域,其中心处有一条沿最大水平地应力方向长度为4m的初始水力裂缝,天然裂缝的中心与注入点相距5m,天然裂缝与X方向夹角为45°。固定左边界在X方向上的位移和下边界在Y方向上的位移。该区域由边长为0.25m的正方形单元剖分,共划分120×84个单元。注入压裂液排量为0.5m2/min,压裂液粘度为1mPa·s,注入时间30s,将表1中的参数带入本发明所建立的方程组进行模拟。模拟结果如图2~7所示(相场云图与含油饱和度云图具有一致性),在该相交角下,水力裂缝两翼先沿着最大水平地应力方向延伸,上翼延伸至天然裂缝后转向,再沿天然裂缝右翼扩展,扩展至天然裂缝尖端后不再继续延伸,水力裂缝下翼则继续沿着最大水平地应力方向扩展。
例2:如图8所示建立物理模型,计算区域为20m×20m的正方形区域,分为上、中、下三层,其中上下层为层厚7m岩性相同的阻隔层,中间层为层厚6m的产层。中间层的中心处有一条沿Y方向长度为2m的初始水力裂缝。固定左边界在X方向上的位移和下边界在Y方向上的位移。垂向应力为14MPa。该区域由边长为0.25m的正方形单元剖分,共划分80×80个单元。注入压裂液排量为0.3m2/min,压裂液粘度为1mPa·s,注入时间18s,将表2中的参数带入本发明所建立的方程组进行模拟。模拟结果如图9-11所示,在该参数条件下,产层中的水力裂缝先沿着垂向应力(Y方向)扩展至交界面后转向,沿着交界面继续延伸,未进入上下阻隔层。
Claims (6)
1.一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法,包括以下步骤:
(1)收集工况和输入参数;
(2)建立多孔介质两相流应力平衡方程;
(3)建立两相流体流动控制方程;
(4)建立两相流相场演化方程;
(5)采用有限元数值离散方法和Newton-Raphson迭代法建立上述方程组的数值求解迭代格式;
(6)将步骤(1)中的工况和参数带入步骤(5)建立的求解迭代格式模拟不同工况下的水力裂缝延伸轨迹。
2.根据权利要求1所述的一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法,其特征在于,所述步骤(1)中的工况包括:裂缝性地层、多层叠置地层,输入参数包括:地应力参数、岩石弹性模量和泊松比、岩石抗拉强度、孔隙度、地层含油饱和度、地层压力、地层流体和压裂液体积模量和粘度、岩石绝对渗透率、相渗曲线、压裂液注入时间、压裂液排量。
3.根据权利要求1所述的一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法,其特征在于,所述步骤(2)建立多孔介质两相流应力平衡方程,包括以下内容:
(2.1)多孔弹性岩石的两相流应力平衡方程为:
式中:σeff为有效应力,可通过公式(2)表示;α(c)为Biot系数,与相场变量有关,可通过公式(4)计算得到;I为单位张量;pw和po分别为水相压力和油相压力;Sw和So分别为水相饱和度和油相饱和度;
g(c)=(1-c)2 (3)
式中,K为多孔介质的岩石体积模量;Ks为岩石骨架颗粒的体积模量;
(2.2)应力边界条件
4.根据权利要求1所述的一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法,其特征在于,所述步骤(3)建立两相流体流动控制方程,包括以下内容:
(3.1)多孔弹性岩石的两相流体流动控制方程为:
式中,M(c)是Biot模量,可通过公式(8)计算得到;Θ是体积应变;k是各向异性绝对渗透率,可通过公式(7)计算得到;kw和ko为水和油的相渗透率,可由公式(9)计算得到;μw和μo为水和油的粘度;
式中,Kw和Ko为水和油的体积模量;φ为孔隙度;
式中,kx0和ky0为分别岩石基质的初始x方向和y方向的渗透率;kfx和kfy分别为裂缝的初始x方向和y方向的渗透率;Wx和Wy分别为x方向和y方向的渗透率加权系数,可通过公式(10)计算得到:
式中,wx和wy分别为x方向和y方向的缝宽,可由公式(11)和(12)计算得到;lx和ly分别为x和y方向的长度尺度因子;
式中,εx和εy分别为x和y方向应变;εcx和εcy分别为x和y方向的临界应变;
(3.2)两相流体流动控制方程对应的边界条件
6.根据权利要求1所述的一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法,其特征在于,所述步骤(4)采用有限元数值离散方法和Newton-Raphson迭代法建立上述方程组的数值求解迭代格式,包括以下内容:
将公式(6)和(7)相加,得到公式(17)
公式(1)、(7)、(14)、(17)组成非线性方程组,采用有限元数值离散方法对该非线性方程组进行离散,方程组(1)和(7)采用Newton-Raphson迭代法进行求解;在每个迭代步内,裂缝相场不变,其迭代格式为:
J(u,pw)iδ(u,pw)i+R(u,pw)i=0 (18)
式中,J(u,pw)i为雅可比矩阵,可通过公式(19)计算得到;δ(u,pw)i为第i个迭代步的位移和水相压力增量R(u,pw)为应力平衡方程和水相流体连续性方程的余量,可通过公式(20)和(21)计算得到:
雅可比矩阵的各分量可通过公式(22)计算得到:
在公式(20)~(22)中,上标h代表节点的值,上标i-1代表第i-1个迭代步的值;上标n代表上一时间步的值;
通过公式(18)计算得到第i个迭代步的位移增量和水相压力增量,计算过程中油相压力与水相饱和度为第i-1个迭代步的固定值;然后可通过公式(23)计算得到下一迭代步的位移和水相压力:
计算得到第i+1个迭代步的位移和水相压力的试探解后,带入公式(24)求解第i+1个迭代步的油相饱和度:
得到第i+1个迭代步的位移、水相压力和油相饱和度的试探解后,可通过公式(27)更新结点处的水相饱和度和油相压力,再带入公式(28)计算裂缝相场值:
式中,Bm为常数;
Jcch,i+1=Fc (28)
式中,Jc和Fc可分别由公式(28)和(29)计算得到:
当位移、水相压力、油相饱和度和相场值都满足公式(30)所示的收敛条件时,迭代结束进入下一时间步,否则迭代继续进行;
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210206786.7A CN114580315A (zh) | 2022-03-04 | 2022-03-04 | 一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210206786.7A CN114580315A (zh) | 2022-03-04 | 2022-03-04 | 一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN114580315A true CN114580315A (zh) | 2022-06-03 |
Family
ID=81775872
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202210206786.7A Pending CN114580315A (zh) | 2022-03-04 | 2022-03-04 | 一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN114580315A (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115510777A (zh) * | 2022-09-28 | 2022-12-23 | 山东科技大学 | 低渗透油藏压驱注水流固耦合数值模拟方法、装置及介质 |
-
2022
- 2022-03-04 CN CN202210206786.7A patent/CN114580315A/zh active Pending
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115510777A (zh) * | 2022-09-28 | 2022-12-23 | 山东科技大学 | 低渗透油藏压驱注水流固耦合数值模拟方法、装置及介质 |
CN115510777B (zh) * | 2022-09-28 | 2024-04-05 | 山东科技大学 | 低渗透油藏压驱注水流固耦合数值模拟方法、装置及介质 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Mikelić et al. | Numerical convergence study of iterative coupling for coupled flow and geomechanics | |
Ma et al. | A numerical gas fracturing model of coupled thermal, flowing and mechanical effects | |
CN108952660B (zh) | 一种模拟注水井水压驱动裂缝延伸动态的方法 | |
Zou et al. | 3-D numerical simulation of hydraulic fracturing in a CBM reservoir | |
Nasehi et al. | Effects of in-situ stress regime and intact rock strength parameters on the hydraulic fracturing | |
Gong et al. | Variation rules of fracture initiation pressure and fracture starting point of hydraulic fracture in radial well | |
CN102182453B (zh) | 井壁坍塌分析方法 | |
CN111274731B (zh) | 一种裂缝性地层压裂裂缝延伸轨迹预测方法 | |
Centeno Lobão et al. | Modelling of hydro‐fracture flow in porous media | |
CN110348031B (zh) | 水平井压裂近井筒裂缝扭曲形态数值模拟方法 | |
Li et al. | Modeling progressive breakouts in deviated wellbores | |
Zheng et al. | Numerical investigation on the hydraulic fracture propagation based on combined finite-discrete element method | |
Wang et al. | Finite element analysis for wellbore stability of transversely isotropic rock with hydraulic-mechanical-damage coupling | |
CN111259595B (zh) | 煤砂互层穿层压裂射孔位置优化方法 | |
CN114580315A (zh) | 一种水力压裂裂缝延伸与多相流体流动模拟方法 | |
Zhang et al. | Phase field model for simulating hydraulic fracture propagation and oil–water two-phase flow in reservoir | |
CN111125905A (zh) | 耦合油藏流体流动的二维裂缝网络扩展模型及其模拟方法 | |
Yan et al. | A 2D continuous-discrete mixed seepage model considering the fluid exchange and the pore pressure discontinuity across the fracture for simulating fluid-driven fracturing | |
CN113987965B (zh) | 一种暂堵转向裂缝的预测方法及装置 | |
CN113821962A (zh) | 一种考虑层间弱面的裂缝形态预测方法 | |
Auriault et al. | Poromechanics II | |
Liu et al. | Numerical modelling of bottom-hole rock in underbalanced drilling using thermo-poroelastoplasticity model | |
Zhang et al. | A seepage-stress coupling model in fractured porous media based on XFEM | |
Legostaev et al. | Numerical simulation of fluid flow in a saturated fractured porous media based on the linear poroelasticity model | |
Zhu et al. | Numerical simulation of complex fractures propagation in thin sand-shale interbeded formation: A case study of shale oil reservoir in Shengli Oilfield |
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 |