CN116717224A - 一种针对低渗致密储层复杂缝网的压裂产能预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种针对低渗致密储层复杂缝网的压裂产能预测方法，基于储层弱面影响指数、裂缝空间物理模型、裂缝象征指数和岩层韧性指数，获取储层可压性评估指数；基于井底压降函数，获取裂缝闭合点，识别出裂缝闭合点时刻的主裂缝滤失量、天然裂缝滤失量；以储层DFIT测试结果建立储层压裂缝网渗流数学模型，根据可压性评估指数和天然裂缝滤失量，建立压裂井段复杂缝网数值模型。最后，再以压裂井段复杂缝网数值模型作为边界条件，建立压裂后的单井产能预测模型。本发明充分利用现场与试验数据，为裂缝几何模型做合理假设打好基础，所建立的复杂缝网数学模型更贴近实际，对压裂评估与产能预测有重要意义。
Description
技术领域
本发明涉及油气井增产及油气田开发技术领域，特别涉及一种针对低渗致密储层复杂缝网的压裂产能预测方法。
背景技术
作为现代油气增产改造的指导理论与实践手段，体积压裂作业会扩张天然裂缝，剪切滑移脆性岩石层，使天然裂缝与人工裂缝相互交错。水平井体积压裂时，持续泵入的压裂液会使人工主裂缝产生多条分支缝，进而沟通天然裂缝，形成复杂缝网，增加“油气储层—井筒接触面积”与“油气储层改造体积”，增强油气储层的渗流能力，形成复杂裂缝网络。目前，基于裂缝几何参数、裂缝导流能力的压后产能评价方法，多使用对称双翼裂缝模型进行评价，不适用于体积压裂后形成的复杂缝网。
因此，为改善压裂效果、提高压裂后的单井产量，如何开展针对复杂缝网的评价解释工作，这将具有重要意义。
发明内容
为解决上述问题，本发明提供了一种针对低渗致密储层复杂缝网的压裂产能预测方法，基于弱面影响，将主裂缝与天然裂缝的连通渗流情况考虑在内，精确描述各类裂缝参数。同时，依据天然裂缝滤失量的高低与储层可压性指数，建立高效缝网延伸与转向储存两个复杂缝网数值模型，用以预测压裂后的单井产能大小。
本发明提供的技术方案是，一种针对低渗致密储层复杂缝网的压裂产能预测方法，由于低渗致密储层中可能有弱面存在，影响水利裂缝扩展规律，因此首先考虑弱面力学影响，开展低渗致密储层岩石压裂变形破坏机理研究，建立基于三个压裂缝网影响指数的储层可压性评估新方法。其次，开展目标储层DFIT测试，探索储层可压性规律，建立压裂缝网渗流数学模型。在关键环节里，对传统G函数方法改良计算，得到ΔP-G函数图版，确定裂缝闭合点，最终建立适用于体积压裂的复杂缝网数值模型，由裂缝滤失情况计算裂缝导流能力，以压裂井段复杂缝网数值模型作为边界条件，建立压裂后的单井产能预测模型，预测压裂后的单井产能大小。
具体的，包括以下步骤：
S1、基于储层弱面的力学影响，建立储层压裂时的弱面影响指数；
S2、基于裂缝缝宽动态变化，建立裂缝空间物理模型；
S3、获取裂缝象征指数和岩层韧性指数；
S4、基于弱面影响指数、裂缝空间物理模型、裂缝象征指数和岩层韧性指数，获取储层的可压性评估指数；
S5、基于井底压降ΔP-G函数，获取裂缝闭合点，从而获得压裂后裂缝闭合时的主裂缝滤失量、压裂后裂缝闭合时的天然裂缝滤失量；
S6、基于储层DFIT测试结果，建立储层压裂缝网渗流数学模型；
S7、根据可压性评估指数和天然裂缝滤失量，建立压裂井段复杂缝网数值模型；
S8、获取裂缝闭合后的导流能力，建立压裂裂缝中流体沿着裂缝长度方向的一维流动连续性方程；
S9、基于压裂缝网渗流数学模型、裂缝闭合后的导流能力以及一维流动连续性方程，以压裂井段复杂缝网数值模型作为边界条件，建立压裂后的单井产能预测模型，通过单井产能预测模型，即可对压裂后的单井产能进行预测。
本发明的收益效果如下：
本方法首先基于低渗致密储层中的弱面影响，开展储层可压性研究，为高效分段压裂作业提供指导。另外充分利用现场与试验数据，为裂缝几何模型做合理假设打好基础，所建立的复杂缝网数学模型更贴近实际，对压裂评估有重要意义。
附图说明
图1为弱面AB受力图(a为含裂缝岩石受力状态，b为岩石破坏强度分析)；
图2为弱面力学效应分析图；
图3为多组弱面下最小主应力随弱面夹角的变化规律图；
图4为微注压降测试流程图；
图5为储层可压性评估指数随压裂时间的变化规律；
图6为裂缝空间物理模型图(H表示缝宽、L表示缝长)；
图7为ΔP-G函数图版；
图8为低渗致密储层复杂缝网示意图；
图9为本发明计算流程图。
具体实施方式
下面结合实施例及附图，对本发明做进一步地详细说明。
为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式中的附图，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。因此，以下对在附图中提供的本发明的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施方式。
实施例1
本实施例的技术方案是：一种针对低渗致密储层复杂缝网的压裂产能预测方法，由于低渗致密储层中可能有弱面存在，影响水利裂缝扩展规律，因此首先考虑弱面力学影响，开展低渗致密储层岩石压裂变形破坏机理研究，建立基于三个压裂缝网影响指数的储层可压性评估新方法。其次，开展目标储层DFIT测试，探索储层可压性规律，建立压降渗流数学模型。在关键环节里，对传统G函数方法改良计算，得到ΔP-G函数图版，确定裂缝闭合点，最终建立适用于体积压裂的复杂缝网模型，由裂缝滤失情况计算裂缝导流能力，预测压裂后的单井产能大小。
具体包括以下操作步骤：
S1、基于储层弱面的力学影响，建立储层压力时的弱面影响指数；
弱面是指在成岩构造过程中，由大量低强度物质在岩体中形成有一定方向延展性的的不连续面。含弱面的岩层表现出各向异性，弱面会导致岩石发生剪切破坏，造成井壁坍塌、井眼报废等事故，含弱面地层井壁失稳严重制约油气资源高效开采。
基于单结构面理论，假设储层岩石中存在一弱面AB(图1a)，定义AB面法线方向与最大主应力σ1方向间夹角为β，经莫尔应力圆分析出作用于AB面上的正应力、剪应力，再由M-C准则计算出井壁岩石沿弱面AB破坏的力学条件。
所涉及的AB面正应力、剪切应力计算式为：
所述井壁岩石沿弱面AB破坏的力学条件为：
式中：σ为储层岩石单元所受复合正应力，MPa；
τ为储层岩石单元所受剪切应力，MPa；
β为AB面法线方向与最大主应力方向间夹角，°；
Cw为储层岩石弱面内聚力，MPa；为岩石弱面内摩擦角，°；
σ1、σ3分别代表最大主应力、最小主应力，由岩心试验获取，MPa。
进一步的技术方案是，当储层岩石发生压裂破坏时，分别考虑弱面破坏与本体破坏两种情形，做岩石强度分析，换算夹角β的几何关系，推导得到单一弱面最小主应力随夹角的变化规律。
根据图1b，所涉及的夹角β几何关系有：
当考虑弱面破坏时，分别带入临界值β1、β2，得到井壁岩石沿弱面AB破坏的受力角度分布范围为：
如图2所示，受力角度分布范围具体而言：
①β＜β1或β＞β2时，岩石不沿弱面破坏，而是沿岩石本体内某一方向破坏，此刻破坏面与最大主应力之间的夹角为
②β1＜β＜β2时，才会发生明显的弱面破坏，结合岩心测试结果，计算得到单一弱面最小主应力σ3随夹角β的变化规律(即在此夹角范围内，单一弱面最小主应力σ3随弱面夹角β增大呈现出先减小后增大的趋势，在时达到最小值)。
进一步的技术方案是，基于单一弱面分析结果，再做合理推演，假设有两组或多于两组的弱面存在于低渗致密储层中，以其中一组弱面应力最大值、最小值为基准，分级差换算其他组弱面应力分布，推导出多组弱面最小主应力随夹角的变化规律。
如图3，所述低渗致密储层岩石多组弱面最小主应力σ3随夹角β的变化规律为：
(1)低渗致密储层最小主应力随弱面夹角β变化而变化，且变化趋势为非线性，，这意味着岩石强度呈现出一定各向异性；
(2)含有多组弱面的低渗致密储层岩体强度取决于每组弱面的最低强度，岩体强度随弱面数量增多而降低；
(3)任何情况下的低渗致密储层岩体强度都会随围压增加而增加。
上述储层压裂变形破坏研究结果表明：相较单组弱面或弱面不发育的地层，钻遇多组弱面地层的井段更容易出现坍塌趋势，且在压裂改造时对开启裂缝渗流不利。
进一步的技术方案是，根据井壁岩石沿弱面AB破坏的受力角度β分布范围，优选匹配合理井斜角的稳定井段，对该井段调整对应压裂工艺参数，开展高效分段压裂作业，收集数据，为后续压裂裂缝的数学描述做好技术铺垫。
同时，基于弱面力学影响及其分析过程，建立弱面影响指数评价方程，如下：
式中：Fβ()表示评价辅助函数，括号内为评价目标的自变量，无量纲；
E为任意井段取出岩心的杨氏模量，GPa；
Emax、Emin分别为压裂井段岩心的杨氏模量最大值、最小值，GPa；
μ为任意井段取出岩心的泊松比，无量纲；
μmax、μmin分别为压裂井段岩心的泊松比最大值、最小值，无量纲；
F1为弱面影响指数，无量纲。
S2、基于裂缝缝宽动态变化，建立裂缝空间物理模型；
将优选出的压裂井段进行储层识别，对目标储层进行DFIT测试。所谓DFIT测试，即微注压降测试(是一种压裂诊断手段)，测试流程如图4。
所述测试过程如下：以恒定微小排量向地层泵注一定量压裂液，使地层产生微裂缝，并形成一个高压近井壁向心区域(此区域压力高于原始地层压力)；随后关井，在压差作用下，微裂缝内压裂液滤失到地层，井筒压力逐渐下降到原始地层压力。
测试结果表明：压裂后的水力裂缝截面上下两端不一致，会导致裂缝截面出现不规则变形，所形成的裂缝宽度(简称缝宽)就并非常数，而是一个动态变量。
进一步的技术方案是，考虑缝宽动态变化，做出合理假设，建立裂缝空间物理模型。
所做的压裂裂缝合理假设有：
①压裂泵结束泵注后，裂缝长度与测试时间呈正相关，缝内流体仅沿裂缝延伸方向进行一维稳态流动，缝宽动态变化界面呈椭圆形分布；
②压裂井段处的近井壁地层杨氏模量、泊松比物性参数认为恒定不变。
在图6裂缝空间物理模型中，裂缝以缝长延伸方向成轴对称几何图形。压裂前某一初始时刻T0的裂缝几何参数为：缝长为L0、缝宽为2H0，以T0所指实线即此时刻的裂缝形态。压裂过一段时间T后，此时刻为T+T0，裂缝几何参数为：缝长为L(T)、缝宽为2H(T)，以T+T0所指虚线即此时刻的裂缝形态。压裂中，缝长变化量为ΔL＝L(T)-L0，缝宽变化量ΔH＝|H0-H(T)|，缝宽变化量取绝对值大小。
根据假设条件，得到裂缝拓展与最小主应力之间的缝宽动态变化方程，如下：
S3、获取裂缝象征指数和岩层韧性指数；
考虑当前压裂作业多采用分段压裂方式的现实情况，基于井筒完整性建设思想，针对优选出的压裂井段建立基于弱面影响的低渗致密储层可压性评估新方法。储层可压性用关联压裂缝网物理状态的3个影响指数(弱面影响指数、裂缝象征指数、岩层韧性指数)来表示，压裂缝网影响指数的计算过程涉及杨氏模量与泊松比，直接反映储层压裂难易程度。
进一步的技术方案是，考虑压裂缝网要克服岩石本体抗张强度，基于水准面换算水平应力差，得到压裂前的裂缝象征指数，用以辅助判断储层岩石压裂可行性。
所建立的裂缝象征指数模型为：
式中：F2为裂缝象征指数，无量纲；
α为压裂井段轴线所测得井斜角，°；
St为岩石本体单轴抗张强度，实验测得，MPa。
进一步的技术方案是，压裂缝网的形成最后还要考虑部分弱面附近的岩层韧性，由围压和单轴抗拉强度计算，通过测井资料予以校正，校正后的岩层韧性拟合计算过程为：
式中：K1、K2分别为Ⅰ型、Ⅱ型岩层韧性因子，由岩心实验测取，无量纲；
a1、a2、a3、a4、a5为Ⅰ型岩层韧性拟合系数，取值范围为-0.34～0.52，根据求解精确度选择合适值代入计算；
b1、b2、b3为Ⅱ型岩层韧性拟合系数，取值范围为-0.08～0.14，同Ⅰ型选择合适值代入计算；
σn为围压，三轴岩石力学实验可设定获取数值，MPa；
F3为岩层韧性指数，无量纲。
S4、基于弱面影响指数、裂缝空间物理模型、裂缝象征指数和岩层韧性指数，获取储层的可压性评估指数；
根据压裂缝网物理状态分析过程，关联压裂裂缝开启时机，形成包含弱面影响指数、裂缝象征指数、岩层韧性指数在内的低渗致密储层分段压裂可压性评估新方法，建立可压性评估模型。
所建立的低渗致密储层分段压裂可压性评估模型为：
式中：EST为可压性评估指数，值越高，对应的某一井段越容易压裂，无量纲；
X1为待定计算系数，由压降测试过程确定，无量纲；
T表示压裂作业时间，H；
Pf为井筒附近的储层破裂压力，可由测井资料换算得来，MPa；
Pin为压裂泵恒定泵入压裂液的泵入压力，MPa；
R表示近井壁地带中某一点距井眼轴线的距离，m；Rw为井眼半径，m。
S5、基于井底压降ΔP-G函数，获取裂缝闭合点，从而获得压裂后裂缝闭合时的主裂缝滤失量、压裂后裂缝闭合时的天然裂缝滤失量；
传统裂缝关闭压力与关闭时间算法采用G函数予以确定，但G函数方法仅仅只针对单条人造裂缝考虑，不适宜直接用于复杂缝网的分析。因此，将对G函数方法进行改良运用。
定义G函数为：
引入井底压降ΔP-G函数算法：
对ΔP分别做关于G的求导、关于对数lnG的求导：
式中：ΔT表示压裂时间步长，H；λ、δ均表示与井底压降有关的测算系数，由试油试井资料推算，无量纲；
根据文献调研与生产实际，可以发现：在裂缝开启时期，使用G函数分析会高估压裂作业时的裂缝滤矢量；因此，在停泵后的裂缝关闭期，我们主要观察井底压力P与G函数之间的线性关系，计算ΔP-G函数的导数DP/DG、对数导数DP/D(lnG)，根据求导关系式解出ΔP-G函数线性关系式的最值点，以此点作为裂缝关闭基准点，绘制ΔP-G函数图版，如图7。
需要注意的是，ΔP-G函数图版里引入一条通过原点的拟合回归直线，将其尽量与导数曲线相切，首先偏离直线的点可初步视为裂缝关闭点，将其与ΔP-G函数线性关系式的最值点相互作比较，校准拟合回归直线的表达。最终得出具有代表性的裂缝闭合点点位，记录此点位对应的压裂时间步长ΔT(以压裂初始时刻T0为基准，加上此点时间步长ΔT，即得到裂缝闭合点所在时刻T0+ΔT)、裂缝关闭压力P。
低渗致密油气储层中普遍发育多种尺度的天然裂缝，微裂隙发育，但在地层条件下处于闭合状态并不具有导流能力，在水力压裂过程中产生的水力裂缝会与这些天然裂缝沟通，形成复杂的裂缝网络，如图8所示。
基于ΔP-G函数图版，计算压裂后裂缝闭合点时刻的主裂缝滤失量为：
基于ΔP-G函数图版，计算压裂后裂缝闭合点时刻的天然裂缝滤失量为：
式中：Vmajor()表示某一时刻主裂缝滤失量，m3；
rp表示裂缝滤失高度与缝宽的比值，无量纲；
CLm表示主裂缝滤失系数，m/min0.5；
Afm表示主裂缝滤失面积，m2；
Vnature()表示某一时刻天然裂缝滤失量，m3；
CLn表示天然裂缝滤失系数，m/min0.5；
Afn表示天然裂缝滤失面积，m2。
S6、基于储层DFIT测试结果，建立储层压裂缝网渗流数学模型；
基于目标储层DFIT测试结果，确定多组裂缝几何参数(包含缝长、缝宽等)，代入式9算出待定计算系数X1，计算低渗致密储层近井壁向心区域储层可压性EST数值，由裂缝空间物理模型推导目标储层水力压裂变化规律。
所述目标储层水力压裂变化规律如图5所示：发育有微裂缝的致密储层在压裂液泵入过程中，其岩石可压性并非定值；初始可压性评估指数小于0.4，压裂一段时间后，可压性评估指数迅速上升至近0.7；随着无因次距离的增加，压裂液在近井壁地带侵入深度逐步下降，地层岩石的的可压性指数逐步下降至初始值。
随着压裂液向井筒的持续泵入，井内压力大于储层破裂压力，压裂液里的固相颗粒侵入岩石孔喉、微裂缝，显示出一定水化力学作用。这说明压裂后较快形成裂缝网络，使致密储层岩石强度降低，更易被压裂。
进一步的技术方案是，由压裂缝网形成过程与DFIT测试结果，以岩石基质与大尺度岩石孔缝两部分作为研究对象(小尺度孔缝归属于岩石基质类型)，考虑二者弹性储容能力与压缩性，基于所收集的压裂井段数据，建立压裂缝网渗流数学模型。
所述的压裂缝网渗流数学模型如下：
式中：Nf、Ns分别表示大尺度岩石孔缝、岩石基质渗透率大小，mD；
ωe表示压裂液有效粘度，mPa·s；φ表示孔隙度，％；
Ct表示地层综合弹性系数，MPa—1；n表示压裂液流态指数，无量纲；
biot表示岩石孔弹性系数大小，无量纲；
ΩN表示压裂液稠度系数，mPa·sn；
x、y分别表示裂缝延伸拓展方向的两个正交分解子方向。
S7、根据可压性评估指数和天然裂缝滤失量，建立压裂井段复杂缝网数值模型；
遵从质量守恒定律，由任意时刻多条裂缝内的物质平衡，也即是复杂缝网总体的压裂物质平衡，得出物质平衡判定方程，如下：
∑[Vmajor(ΔT)+Rmajor(ΔT)+Vnature(ΔT)+Rnature(ΔT)]＝VP (式16)
式中：Rmajor()表示某一时刻主裂缝内的容积大小，由动态缝宽H(T)经数值模拟软件换算得来，m3；
Rnature()表示某一时刻天然裂缝内的容积大小，由压裂井段岩心进行试验，加权平均测算得来，m3；
VP表示压裂液滤失量大小，m3。
进一步的技术方案是，将式13主裂缝滤失量计算结果与式14天然裂缝滤失量计算结果带入式16物质平衡判定方程，判定等式是否成立。若等式成立，则证明ΔP-G函数图版处理精确，相关数据可做压裂后产能预测的依据。若等式不成立，则证明ΔP-G函数图版有较大误差，需要重新建立图版，重新确定裂缝闭合点。
因此，为探究压裂裂缝是否有效沟通天然裂缝、是否形成有利渗流通道，在物质平衡判定方程等式成立的前提下，考虑体积压裂过程，依据天然裂缝滤失量的高低与储层可压性指数，建立高效缝网延伸与转向储存两个复杂缝网数值模型。
所述高效缝网延伸物理模型为：主裂缝与多条天然裂缝相交，主裂缝和天然裂缝同时向基质中滤失，且天然裂缝处于高滤失情况，储层可压性评估指数大于0.51。
所述高效缝网延伸数值模型为：
式中：ζs为裂缝平均静压力与井筒压力的比值，无量纲；
分别为拟合压力、拟合压降，MPa；
Rf为裂缝闭合点时刻的裂缝半径，mm；
hf为裂缝闭合点时刻的缝高，mm；xf为裂缝闭合点时刻的缝长中值，mm；
g0为压裂泵注辅算系数，取值范围为0～1，无量纲。
所述转向储存物理模型为：主裂缝并未与天然裂缝有效相交，致使天然裂缝滤失影响不大，天然裂缝处于低滤失情况，储层可压性评估指数小于0.5。
所述转向储存数值模型为：
需要注意的是，当天然裂缝滤失指示数值在40％～60％，则依赖储层可压性评估指数EST数值大小，从高效缝网延伸与转向储存两个复杂缝网数值模型中选择对应模型进行压裂井段研究，同时由该井段所对应的裂缝模拟空间来选择PKN型、KGD型、Radial型辅助计算参数。
S8、获取裂缝闭合后的导流能力，建立压裂裂缝中流体沿着裂缝长度方向的一维流动连续性方程；
考虑岩石孔缝、岩石基质受压裂影响，其渗透率数据有误差，引入裂缝导流能力换算，使整个计算过程更贴近压裂后地层渗流实际情况。
进一步的技术方案是，根据压裂井段复杂缝网数值模型，选用合适的有限元软件(例如petrel、techlog等地质建模软件)，进行地层属性建模，把裂缝相关参数作为边界条件，进行合理设置，对式10所提到的压裂缝网测试渗流数学模型差分求解，反演出Nf、Ns数值，即大尺度岩石孔缝、岩石基质渗透率在地层中的分布范围。
所建立的压裂裂缝导流能力换算等式为：
式中：FLCD为裂缝闭合后的导流能力，mD·mm；
FLCDO为初始时刻的裂缝导流能力，由岩心实验数据换算得来，mD·mm；
ρS为支撑剂铺沙浓度，kg/m2。
进一步的技术方案是，在保证一定精度时，忽略沿缝宽方向的流体流动影响，只考虑沿裂缝延伸方向(即缝长方向)的流体流动，建立压裂裂缝中流体沿着裂缝长度方向的一维流动连续性方程。
所建立的一维流动连续性方程为：
式中：ρL为压裂液密度，kg/m3；Q为压裂后的单井产能，m3/d；
Wmf为岩石基质与压裂裂缝间的质量交换项，kg/(m3×d)。
S9、基于压裂缝网渗流数学模型、裂缝闭合后的导流能力以及一维流动连续性方程，以压裂井段复杂缝网数值模型作为边界条件，建立压裂后的单井产能预测模型，通过单井产能预测模型，即可对压裂后的单井产能进行预测。
根据所选用的复杂缝网数值模型，在压裂缝网渗流数学模型里带入其裂缝参数作为边界条件，采取差分求解思想，推导由式10、式20组成的方程组解析解形式，得出低渗致密储层压裂后的单井产能计算公式为：
在本实施例中，具体的计算流程框架如图9所示。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
Claims (9)
1.一种针对低渗致密储层复杂缝网的压裂产能预测方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、基于储层弱面的力学影响，建立储层压裂时的弱面影响指数；
S2、基于裂缝缝宽动态变化，建立裂缝空间物理模型；
S3、获取裂缝象征指数和岩层韧性指数；
S4、基于弱面影响指数、裂缝空间物理模型、裂缝象征指数和岩层韧性指数，获取储层的可压性评估指数；
S5、基于井底压降ΔP-G函数，获取裂缝闭合点，从而获得压裂后裂缝闭合时的主裂缝滤失量、压裂后裂缝闭合时的天然裂缝滤失量；
S6、基于储层DFIT测试结果，建立储层压裂缝网渗流数学模型；
S7、根据可压性评估指数和天然裂缝滤失量，建立压裂井段复杂缝网数值模型；
S8、获取裂缝闭合后的导流能力，建立压裂裂缝中流体沿着裂缝长度方向的一维流动连续性方程；
S9、基于压裂缝网渗流数学模型、裂缝闭合后的导流能力以及一维流动连续性方程，以压裂井段复杂缝网数值模型作为边界条件，建立压裂后的单井产能预测模型，通过单井产能预测模型，即可对压裂后的单井产能进行预测。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述储层弱面影响指数通过下式进行计算：
式中：Fβ()表示评价辅助函数，括号内为评价目标的自变量，无量纲；
E为任意井段取出岩心的杨氏模量，GPa；
Emax、Emin分别为压裂井段岩心的杨氏模量最大值、最小值，GPa；
μ为任意井段取出岩心的泊松比，无量纲；
μmax、μmin分别为压裂井段岩心的泊松比最大值、最小值，无量纲；
F1为弱面影响指数，无量纲。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述裂缝空间物理模型为：
裂缝以缝长延伸方向成轴对称几何图形。压裂前某一初始时刻T0的裂缝几何参数为：缝长为L0、缝宽为2H0，以T0所指实线即此时刻的裂缝形态。压裂过一段时间T后，此时刻为T+T0，裂缝几何参数为：缝长为L(T)、缝宽为2H(T)，以T+T0所指虚线即此时刻的裂缝形态。压裂中，缝长变化量为ΔL＝L(T)-L0，缝宽变化量ΔH＝|H0-H(T)|，缝宽变化量取绝对值大小。
根据假设条件，得到裂缝拓展与最小主应力之间的缝宽动态变化方程，如下：
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述裂缝象征指数与岩层韧性指数通过以下两个等式获得：
式中：F2为裂缝象征指数，无量纲；
α为压裂井段轴线所测得井斜角，°；
St为岩石本体单轴抗张强度，实验测得，MPa；
K1、K2分别为Ⅰ型、Ⅱ型岩层韧性因子，由岩心实验测取，无量纲；
a1、a2、a3、a4、a5为Ⅰ型岩层韧性拟合系数，取值范围为-0.34～0.52，根据求解精确度选择合适值代入计算；
b1、b2、b3为Ⅱ型岩层韧性拟合系数，取值范围为-0.08～0.14，同Ⅰ型选择合适值代入计算；
σn为围压，三轴岩石力学实验可设定获取数值，MPa；
F3为岩层韧性指数，无量纲。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述可压性评估指数通过下式获得：
式中：EST为可压性评估指数，值越高，对应的某一井段越容易压裂，无量纲；
X1为待定计算系数，由压降测试过程确定，无量纲；
T表示压裂作业时间，H；
Pf为井筒附近的储层破裂压力，可由测井资料换算得来，MPa；
Pin为压裂泵恒定泵入压裂液的泵入压力，MPa；
R表示近井壁地带中某一点距井眼轴线的距离，m；Rw为井眼半径，m。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述裂缝闭合点通过以下方式获得：
在停泵后的裂缝关闭期，我们主要观察井底压力P与G函数之间的线性关系，计算ΔP-G函数的导数DP/DG、对数导数DP/D(lnG)，根据求导关系式解出ΔP-G函数线性关系式的最值点，以此点作为裂缝关闭基准点，绘制ΔP-G函数图版。
ΔP-G函数图版里引入一条通过原点的拟合回归直线，将其尽量与导数曲线相切，首先偏离直线的点可初步视为裂缝关闭点，将其与ΔP-G函数线性关系式的最值点相互作比较，校准拟合回归直线的表达。最终得出具有代表性的裂缝闭合点点位，记录此点位对应的压裂时间步长ΔT(以压裂初始时刻T0为基准，加上此点时间步长ΔT，即得到裂缝闭合点所在时刻T0+ΔT)、裂缝关闭压力P。
基于ΔP-G函数图版，计算压裂后裂缝闭合点时刻的主裂缝滤失量为：
基于ΔP-G函数图版，计算压裂后裂缝闭合点时刻的天然裂缝滤失量为：
式中：Vmajor()表示某一时刻主裂缝滤失量，m3；
rp表示裂缝滤失高度与缝宽的比值，无量纲；
CLm表示主裂缝滤失系数，m/min0.5；
Afm表示主裂缝滤失面积，m2；
Vnature()表示某一时刻天然裂缝滤失量，m3；
CLn表示天然裂缝滤失系数，m/min0.5；
Afn表示天然裂缝滤失面积，m2。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述储层压裂缝网渗流数学模型是指：
式中：Nf、Ns分别表示大尺度岩石孔缝、岩石基质渗透率大小，mD；
ωe表示压裂液有效粘度，mPa·s；
φ表示孔隙度，％；
Ct表示地层综合弹性系数，MPa—1；
n表示压裂液流态指数，无量纲；
biot表示岩石孔弹性系数大小，无量纲；
ΩN表示压裂液稠度系数，mPa·sn；
x、y分别表示裂缝延伸拓展方向的两个正交分解子方向。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，依据天然裂缝滤失量的高低与储层可压性指数，所述压裂井段复杂缝网数值模型是指：
所述高效缝网延伸数值模型为：
所述转向储存数值模型为：
式中：ζs为裂缝平均静压力与井筒压力的比值，无量纲；
分别为拟合压力、拟合压降，MPa；
Rf为裂缝闭合点时刻的裂缝半径，mm；
hf为裂缝闭合点时刻的缝高，mm；
xf为裂缝闭合点时刻的缝长中值，mm；
g0为压裂泵注辅算系数，取值范围为0～1，无量纲。
当天然裂缝滤失指示数值在40％～60％，则依赖储层可压性评估指数EST数值大小，从高效缝网延伸与转向储存两个复杂缝网数值模型中选择对应模型进行压裂井段研究，同时由该井段所对应的裂缝模拟空间来选择PKN型、KGD型、Radial型辅助计算参数。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述单井产能预测模型为：
式中：FLCDO为初始时刻的裂缝导流能力，由岩心实验数据换算得来，mD·mm；
ρL为压裂液密度，kg/m3；Q为压裂后的单井产能，m3/d；
Wmf为岩石基质与压裂裂缝间的质量交换项，kg/(m3×d)。
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| CN202310572337.9A CN116717224A (zh) | 2023-05-22 | 2023-05-22 | 一种针对低渗致密储层复杂缝网的压裂产能预测方法 |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116990189A (zh) * | 2023-09-28 | 2023-11-03 | 西南石油大学 | 煤层碳封存潜力评价测试方法及系统 |
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2023
- 2023-05-22 CN CN202310572337.9A patent/CN116717224A/zh active Pending
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| CN116990189B (zh) * | 2023-09-28 | 2023-12-05 | 西南石油大学 | 煤层碳封存潜力评价测试方法及系统 |
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