CN116205077B - 一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法，包括：(1)在实验室测量自支撑压裂液的基础参数；(2)利用实验室测量的基础参数，基于数值模拟方法模拟不同排量和配比情况下支撑剂两相分布形态；(3)基于支撑剂的两相分布形态结果，进行裂缝导流能力预测。本发明自支撑压裂液在裂缝中产生的相变过程，考虑相变压裂液固化反应缝内流动温度场变化以及引起的支撑剂形态变化，提出了一种基于相变后支撑剂形态分布的裂缝导流能力计算方法，能够用于指导现场施工的排量、配比等施工参数，填补了现有技术中缺乏自支撑压裂液导流能力预测方法的空白。

Description

一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法

技术领域

本发明涉及油气田勘探与开发技术领域，特别是涉及到一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法。

背景技术

水力压裂技术作为一种重要的油气藏增产技术，在国内外油田得到了广泛的应用。传统的压裂技术是通过压裂打开储层，而压裂液中含有固体支撑剂进入储层形成砂坝支撑裂缝。自支撑压裂技术作为一项全新的压裂增产技术，能够避免固体支撑剂在输送过程中引发的井筒砂堵、储层污染、支撑剂近井地带堆积等技术问题，因此在现场取得了良好的运用效果。

压裂裂缝的导流能力是评价压裂施工效果预测与评价理论体系的重要参数，但是由于自支撑压裂过程中涉及到压裂液的相变过程，因此其相变后的支撑剂形态取决于裂缝温度场、施工排量等参数的影响，现有技术中还缺乏预测相变自支撑裂缝导流能力的方法。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法。

本发明是这样实现的，一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法，所述裂缝导流能力计算方法包括以下步骤：

(1)在实验室测量自支撑压裂液的基础参数；

(2)利用实验室测量的基础参数，基于数值模拟方法模拟不同排量和配比情况下支撑剂两相分布形态；

(3)基于支撑剂的两相分布形态结果，进行裂缝导流能力预测。

优选地，在步骤(1)中，在实验室测量自支撑压裂液的基础参数时，基础参数包括压裂液的性能参数以及固化参数。

优选地，在步骤(2)中，通过能量守恒原理，构建考虑相变压裂液固化反应热的缝内流动温度场模型。

优选地，在步骤(2)中，构建考虑相变压裂液固化反应热的缝内流动温度场模型还包括建立裂缝内液体能量方程、滤失带的能量方程、岩石能量方程。

优选地，所述裂缝内液体能量方程为：

其中，T_f为裂缝中液体温度；t为时间；v为液体流动速度；α为换热系数；ρ_f为压裂液体系密度；c_f为压裂液体系比热容；w为裂缝平均宽度；T_rw为裂缝壁面温度；Q_f为压裂液体系单位质量相变放热量；q为流量；h_p为裂缝高度。

优选地，所述滤失带的能量方程为：

(ρc)_ef＝φρ_fc_f+(1-φ)ρ_rc_r

λ_ef＝φ(λ_相f₁+λ_非相f₂)+(1-φ)λ_r

ρ_ef＝φρ_f+(1-φ)ρ_r

其中，T_rw为滤失带温度；δ为滤失带深度；φ为孔隙度；ρ_r为岩石密度；c_r为岩石比热容；v_l为滤失速度；T_r为岩石温度；z为滤失方向深度；λ_相、λ_非相分别为相变压裂液、非相变压裂液的热传导系数；f₁、f₂分别为相变压裂液、非相变压裂液的体积分数。

优选地，所述岩石能量方程为：

优选地，所述步骤(2)中还包括：

建立压裂液流动控制方程，其中两相液体在裂缝汇总流动满足连续性方程：

其中，v_x、v_y裂缝内x方向和y方向的流速；x为缝长方向，y为逢高方向。

优选地，所述步骤(3)中还包括：

(3.1)基于支撑剂的两相分布形态结果，将裂缝的模拟结果划分为n个区域，获取n个区域内的参数支撑单元数量N、支撑单元面积S、支撑单元平均面积S_a；

(3.2)根据支撑面积A占比确定流道影响参数M；

(3.3)计算第i选区的拟缝宽Wi

Wi＝相变压裂液比例*总注液量体积*所在选区的支撑面积均值/(2*裂缝总支撑面积*裂缝的支撑面积均值)

(3.4)计算第i选区的裂缝导流能力C_fi为：

C_fi＝衰减系数e*拟缝宽Wi*流道影响参数M*导流能力实验测试值C_ftest/实验测试缝宽W_test

(3.5)叠加各个选区的导流能力，从而得到裂缝导流能力计算值：

C_ftol＝∑Bi*C_fi

其中B_i为第i选区的支撑面积占总支撑面积比，C_ftol为裂缝导流能力计算值。

结合上述的所有技术方案，本发明所具备的优点及积极效果为：本申请针对自支撑压裂液在裂缝中产生的相变过程，考虑相变压裂液固化反应缝内流动温度场变化以及引起的支撑剂形态变化，提出了一种基于相变后支撑剂形态分布的裂缝导流能力计算方法，能够用于指导现场施工的排量、配比等施工参数，填补了现有技术中缺乏自支撑压裂液导流能力预测方法的空白。

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做一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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是本发明实施例的方法步骤图。

图2是本发明实施例的支撑剂分布形态模拟结果图。

图3是本发明离散裂缝的示意图。

具体实施方式

结合附图和本发明具体实施方式的描述，能够更加清楚地了解本发明的细节。但是，在此描述的本发明的具体实施方式，仅用于解释本发明的目的，而不能以任何方式理解成是对本发明的限制。在本发明的教导下，技术人员可以构想基于本发明的任意可能的变形，这些都应被视为属于本发明的范围。

针对现有技术存在的问题，如图1所示，本发明提供了一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法，包括以下步骤：

(1)在实验室测量自支撑压裂液的基础参数；

(2)利用实验室测量的基础参数，基于数值模拟方法模拟不同排量和配比情况下支撑剂两相分布形态；

(3)基于支撑剂的两相分布形态结果，进行裂缝导流能力预测。

在步骤(1)中，在实验室测量自支撑压裂液的基础参数时，基础参数包括压裂液的性能参数以及固化参数。具体地，通过室内实验测试，获取相变压裂液和非相变压裂液的表面张力、pH值、密度、热导率、粘温关系、不同剪切速率下的液滴粒径等参数；以及自支撑压裂液在相变后的自生支撑剂颗粒的密度、热导率、不同配比条件下的粒径分布等参数；通过步骤(1)中测量得到的基础参数，以为步骤(2)中进行数值模型时提供建模所需的基础参数。

在步骤(2)中，通过能量守恒原理，构建考虑相变压裂液固化反应热的缝内流动温度场模型，在一个实施例中，其缝内流动温度场构建过程如下：通过建立裂缝内液体能量方程、滤失带的能量方程、岩石能量方程，

其中裂缝内液体能量方程为：

其中，T_f为裂缝中液体温度；t为时间；v为液体流动速度；α为换热系数；ρ_f为压裂液体系密度；c_f为压裂液体系比热容；w为裂缝平均宽度；T_rw为裂缝壁面温度；Q_f为压裂液体系单位质量相变放热量；q为流量；h_p为裂缝高度；

滤失带能量方程为：

(ρc)_ef＝φρ_fc_f+(1-φ)ρ_rc_r

λ_ef＝φ(λ_相f₁+λ_非相f₂)+(1-φ)λ_r

ρ_ef＝φρ_f+(1-φ)ρ_r

其中，T_rw为滤失带温度；δ为滤失带深度；φ为孔隙度；ρ_r为岩石密度；c_r为岩石比热容；v_l为滤失速度；T_r为岩石温度；z为滤失方向深度；λ_相、λ_非相分别为相变压裂液、非相变压裂液的热传导系数；f₁、f₂分别为相变压裂液、非相变压裂液的体积分数；

岩石能量方程为：

对于上述的缝内流动温度场模型，考虑对应的初始条件以及边界条件，进行求解，即可得到不同排量、液体配比情况下的缝内温度场分布。

建立压裂液流动控制方程，其中两相液体在裂缝汇总流动满足连续性方程：

其中，v_x、v_y裂缝内x方向和y方向的流速；x为缝长方向，y为逢高方向；

耦合缝内的温度场模型以及压裂液流动控制方程，即可求解得到压裂性两项液体在缝内流动过程中的形态分布，在一个实施例中，其模拟结果如图2所示。

在步骤(3)中，基于支撑剂的两相分布形态结果，如图3所示，可以将裂缝的模拟结果划分为n个区域，获取n个区域内各个区域的支撑单元数量N、支撑单元面积S、支撑单元平均面积S_a。

通过参数支撑单元数量N、支撑单元面积S、支撑单元平均面积S_a对支撑剂形态进行定量表征，其中支撑单元数量N是指在缝内的特定区域中，能够形成有效支撑的自生支撑剂单元的个数；支撑单元面积S，是指在缝内的特定区域中能够形成有效支撑的自生支撑剂单元所占的面积；支撑单元平均面积S_a，是指在缝内的特定区域中能够形成有效支撑的自生支撑剂单元所占的平均面积。

确定流道影响参数M，流道影响参数M与所在区域内的主导流道相关，可以根据室内实验测试得到其相关关系。在一个实施例中，流道影响参数M与所在区域的支撑面积占比A关系如下表所示(其中支撑面积占比的物理意义为该选区的支撑面积与该选区的总面积之比，即A＝该选区的支撑面积/该选区的总面积)。

表1 流道影响参数M与支撑面积占比A、主导流道情况的关系

流道影响参数M	支撑面积占比A	主导流道情况
			1	A>＝0.6	间隙流道主导
1.2	0.6>A>＝0.4	开放,间隙流道组合
			2	0.4>A>＝0.2	开放流道主导
0.6	0.2>A>＝0.05	微隙流道主导
			0.05	0.05>A	少量微隙流道

通过流道影响参数将所在区域的支撑面积占比A与流道类型关联起来，其中支撑面积占比A的数值越大，产生间隙流道的概率越大，而支撑面积占比A的数值越小，此时裂缝越趋近于闭合，则为微隙流道。

计算第i选区的拟缝宽Wi

Wi＝相变压裂液比例*总注液量体积*所在选区的支撑面积均值/(2*裂缝总支撑面积*裂缝的支撑面积均值)

计算第i选区的裂缝导流能力C_fi为：

C_fi＝衰减系数e*拟缝宽Wi*流道影响参数M*导流能力实验测试值C_ftest/实验测试缝宽W_test；

其中，衰减系数e反映地层压力及流动情况下的导流能力衰减，取值为0.02-0.05；

叠加各个选区的导流能力，从而得到裂缝导流能力计算值：

C_ftol＝∑Bi*C_fi

其中B_i为第i选区的支撑面积占总支撑面积比，反映该选区内铺砂浓度的高低；C_ftol为裂缝导流能力计算值。

基于上述的裂缝导流能力计算方法，从而能够对排量、液体配比等施工参数进行优化，从而能够得到适宜的裂缝导流能力，从而提高油气井的产量。

虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了详细地描述，但不应理解为对本专利的保护范围的限定。在权利要求书所描述的范围内，本领域技术人员不经创造性劳动即可做出的各种修改和变形仍属本专利的保护范围。

Claims (3)

1.一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法，包括以下步骤:

(1)在实验室测量自支撑压裂液的基础参数；

(2)利用实验室测量的基础参数，基于数值模拟方法模拟不同排量和配比情况下支撑剂两相分布形态；

通过能量守恒原理，构建考虑相变压裂液固化反应热的缝内流动温度场模型；

构建考虑相变压裂液固化反应热的缝内流动温度场模型还包括建立裂缝内液体能量方程、滤失带能量方程、岩石能量方程；

所述裂缝内液体能量方程为：

其中，T_f为裂缝中液体温度；t为时间；ν为液体流动速度；α为换热系数；ρ_f为压裂液体系密度；c_f为压裂液体系比热容；w为裂缝平均宽度；T_rw为裂缝壁面温度；Q_f为压裂液体系单位质量相变放热量；q为流量；h_p为裂缝高度；

所述滤失带能量方程为：

(ρc)_ef＝φρ_fc_f+(1-φ)ρ_rc_r

λ_ef＝φ(λ_相f₁+λ_非相f₂)+(1-φ)λ_r

ρ_ef＝φρ_f+(1-φ)ρ_r

其中，T_rw为滤失带温度；δ为滤失带深度；φ为孔隙度；ρ_r为岩石密度；c_r为岩石比热容；ν_l为滤失速度；T_r为岩石温度；z为滤失方向深度；λ_相、λ_非相分别为相变压裂液、非相变压裂液的热传导系数；f₁、f₂分别为相变压裂液、非相变压裂液的体积分数；

所述岩石能量方程为：

建立压裂液流动控制方程，其中两相液体在裂缝汇总流动满足连续性方程：

其中，ν_x、ν_y裂缝内x方向和y方向的流速；x为缝长方向，y为逢高方向；

(3)基于支撑剂的两相分布形态结果，进行裂缝导流能力预测。

2.如权利要求1所述的一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法，在步骤(1)中，实验室测量自支撑压裂液的基础参数时，基础参数包括压裂液的性能参数以及固化参数。

3.如权利要求1所述的一种基于支撑剂形态的裂缝导流能力计算方法，所述步骤(3)中还包括：

(3.1)基于支撑剂的两相分布形态结果，将裂缝的模拟结果划分为n个区域，获取n个区域内的参数支撑单元数量N、支撑单元面积S、支撑单元平均面积S_a；

(3.2)根据支撑面积A占比确定流道影响参数M；

(3.3)计算第i选区的拟缝宽Wi

Wi＝相变压裂液比例*总注液量体积*所在选区的支撑面积均值/(2*裂缝总支撑面积*裂缝的支撑面积均值)

(3.4)计算第i选区的裂缝导流能力C_fi为：

C_fi＝衰减系数e*拟缝宽Wi*流道影响参数M*导流能力实验测试值C_ftest/实验测试缝宽W_test

(3.5)叠加各个选区的导流能力，从而得到裂缝导流能力计算值：

C_ftol＝∑Bi*C_fi

其中B_i为第i选区的支撑面积占总支撑面积比，C_ftol为裂缝导流能力计算值。