基于相似原理的针对水力裂缝扩展物理模拟实验方法与流程

本发明属于物理模拟，具体涉及一种基于相似原理的针对水力裂缝扩展物理模拟实验方法。

背景技术：

1、目前，水平井分段多簇压裂技术已广泛应用于不同类型的油气藏及干热岩等非常规领域，并取得了显著的经济开发效果，尤其是推动了早期页岩油气的革命。在该技术中，核心是多簇裂缝的起裂扩展控制。通过模拟研究可以对多簇裂缝起裂扩展规律有更充分的认识，其中，模拟又分为物理模拟(只能模拟有限的岩样尺寸)和数学模拟(可以模拟几百米范围内的裂缝扩展情况)。但考虑到压裂目的层的复杂性和强非均质性，数学模拟很难考虑多方面的实际情况。因此，物理模拟成为目前研究多簇裂缝起裂扩展规律的最直观方法。只要物理模拟相对准确，由此建立的数学模型就可放大到几百米的范围，可以说，物理模拟是基础，数学模拟是目标和落脚点。因此，物理模拟的准确与否，关系到水平井分段多簇压裂的成败。

2、物理模拟原理及实现途径大多大同小异，主要的相似准则大多是几何相似和线速度相似，具体而言，如模拟的岩样尺寸一般在300～892mm见方，有时为模拟多簇裂缝的情况，高度方向可以适当延长。压裂液的黏度与实际现场用的黏度相当，射孔的簇数一般为1～3簇。对单簇射孔而言，一般在10～20min裂缝就扩展到岩样边界。对多簇裂缝扩展物理模拟装置而言，很难出现多簇裂缝均衡扩展的情况，绝大多数情况是优势裂缝很早就突破岩样边界。由此，主要采取两种应对方法，一是从两个注入方向同时注入，二是在优势裂缝扩展到岩样边界时，加固密封岩样边界。虽然上述两种方法确实可以增加多簇裂缝同时进液的可能性，但与实际情况相差甚远，无法准确描述多簇裂缝的真实扩展情况。同时，岩样的扩展时间相对较短，与实际施工时间动辄3个小时相比差距甚远，实际上物理模拟实验只相当于模拟了早期的裂缝扩展规律而已。

3、因此，上述物理模拟结果，无论从多簇裂缝扩展规律还是从时间效应而言，都很难再现实际地层的裂缝扩展形态及规律，亟需研发一种新的物理模拟相似准则，以解决上述问题的局限性。

技术实现思路

1、为了解决现有技术中的上述问题，本发明提出了一种基于相似原理的针对水力裂缝扩展物理模拟实验方法，在空间几何相似的前提下，裂缝扩展到岩样的注入时间与实际的现场压裂施工时间相当，以更准确认识实际压裂中多簇裂缝起裂和扩展规律，以便进一步开展工艺优化。

2、本发明提出了基于相似原理的针对水力裂缝扩展物理模拟实验方法，基于几何相似原理，确定水力裂缝扩展物理模拟装置的几何参数；基于时间相似原理，确定水力裂缝扩展物理模拟实验的实验条件参数；基于时间相似原理，确定压裂液到达岩样边界的时间和多簇裂缝中压裂液达到边界时间。

3、作为本发明的具体实施方式，所述几何参数包括：岩样尺寸l1-1*l1-1*h1-1、簇间距l1-2、井筒长度l1-3、水平井筒直径d1-1及各簇孔眼数量n1-1与孔径d1-2、注入排量q1-1。

4、作为本发明的具体实施方式，所述物理模拟装置岩样尺寸中沿水平井筒截面边长l1-1和井筒长度l1-3的比例，按实际压裂时的段长l2-1与实际两翼裂缝长度l2-2的比值进行缩比，比值为1:(2.5～3.5)，优选为1:3，即

5、

6、作为本发明的具体实施方式，所述物理模拟装置中簇间距l1-2按照实际段长l2-1和实际簇间距l2-3的比值缩比，比值为1：(4～6)，优选为1:5，即

7、

8、作为本发明的具体实施方式，所述物理模拟装置中水平井筒直径d1-1按物理模拟装置井筒截面积s1-1与实际水平井筒截面积s2-1的比值进行缩比；比值为(2～4)：500，优选为3:500，即

9、

10、其中，s1-1＝π(d1-1/2)2s2-1＝π(d1-2/2)2。

11、作为本发明的具体实施方式，所述物理模拟装置中各簇孔眼数量n1-1与孔径d1-2按物理模拟装置孔眼总面积与实际孔眼总面积s2-2比值进行缩比；比值为(2～4)：500，优选为3:500；即

12、

13、作为本发明的具体实施方式，所述注入排量在流动线速度相似的基础上，再依据几何相似性进行缩比，比值为(2～4)：500，优选为3:500；即

14、

15、其中，q2-1为实际注入排量，d2-1为实际水平井筒直径。

16、作为本发明的具体实施方式，所述实验条件参数包括压裂液黏度μ1-1及总注入压裂液量v1-1。

17、作为本发明的具体实施方式，所述压裂液黏度μ1-1按实际压裂时压裂液平均滤失深度l2-4与裂缝半长(l2-2/2)的比例，确定物理模拟实验中的滤失深度l1-4，再由平均滤失深度公式，反求压裂液的黏度；

18、

19、

20、其中，r为孔隙直径，δp为毛管压差；

21、和/或，所述压裂液到达岩样边界的时间与实际泵送时间误差小于5％。

22、根据本发明，所述压裂液黏度按实际压裂时压裂液平均滤失深度与裂缝半长的比例，确定物理模拟实验中的滤失深度，再由平均滤失深度公式，反求压裂液的黏度；与现有技术比，本发明改变常规1:1的做法，按实际压裂时压裂液平均滤失深度与裂缝半长的比例，确定物理模拟中的滤失深度，再由平均滤失深度公式，反求压裂液的黏度，本申请的实验方法的压裂液黏度应比实际应用的压裂液黏度高得多。

23、根据本发明，所述压裂液到达岩样边界的时间与实际泵送时间误差小于5％。在实际实验中，如果上述黏度压裂液到达岩样边界的时间与实际泵送时间误差大于5％，则应基于上述时间再次调整新的压裂液黏度，若物理模拟实验注入时间小于实际泵送时间，则进一步提高液体黏度，反之减低液体黏度，直至时间误差小于5％。

24、作为本发明的具体实施方式，所述总注入压裂液量为注入排量与压裂液到达岩样边界的时间的乘积即为总的压裂液量；

25、v1-1＝q1-1*s

26、其中，s为压裂液达到岩样边界时间，即物理模拟实验时间。

27、作为本发明的具体实施方式，多簇裂缝中压裂液达到边界时间差异程度小于10％。

28、与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

29、1、本发明的基于相似原理的针对水力裂缝扩展物理模拟实验方法，既考虑了物理模拟装置岩样尺寸与实际裂缝尺寸的空间相似性，同时也考虑了压裂施工时间的相似性。依据本发明的物理模拟实验进行岩样制备与开展注入实验，避免了水力压裂物理模拟实验中优势裂缝过早突破岩样边界的现象。从而对井下改造裂缝形态具有更充分认识，进而对压裂工艺进行优化。

30、2、本发明提出的水力裂缝扩展物理模拟实验方法更加合理地还原了水力压裂中裂缝扩展过程，模拟结果更贴合实际，更具指导意义。

技术特征：

1.基于相似原理的针对水力裂缝扩展物理模拟实验方法，其特征在于，包括：基于几何相似原理，确定水力裂缝扩展物理模拟装置的几何参数；基于时间相似原理，确定水力裂缝扩展物理模拟实验的实验条件参数；基于时间相似原理，确定压裂液到达岩样边界的时间和多簇裂缝中压裂液达到边界时间。

2.根据权利要求1所述的实验方法，其特征在于，所述几何参数包括：岩样尺寸l1-1*l1-1*h1-1、簇间距l1-2、井筒长度l1-3、水平井筒直径d1-1及各簇孔眼数量n1-1与孔径d1-2、注入排量q1-1。

3.根据权利要求2所述的实验方法，其特征在于，所述岩样尺寸中沿水平井筒截面边长l1-1和井筒长度l1-3的比例，按实际压裂时的段长l2-1与实际两翼裂缝长度l2-2的比值进行缩比，比值为1:(2.5～3.5)，优选为1:3，即

4.根据权利要求2或3所述的实验方法，其特征在于，所述簇间距l1-2按照实际压裂时的段长l2-1和实际簇间距l2-3的比值缩比，比值为1：(4～6)，优选为1:5，即

5.根据权利要求1-4任一项所述的实验方法，其特征在于，所述水平井筒直径d1-1按物理模拟装置井筒截面积记为s1-1与实际水平井筒截面积记为s2-1的比值进行缩比；比值为(2～4)：500，优选为3:500；即

6.根据权利要求1-5任一项所述的实验方法，其特征在于，所述物理模拟装置中各簇孔眼数量n1-1与孔径d1-2按物理模拟装置孔眼总面积与实际孔眼总面积s2-2比值进行缩比；比值为(2～4)：500，优选为3:500；即

7.根据权利要求2-6任一项所述的实验方法，其特征在于，所述注入排量在流动线速度相似的基础上，再依据几何相似性进行缩比，比值为(2～4)：500，优选为3:500；即

8.根据权利要求1-7任一项所述的实验方法，其特征在于，所述实验条件参数包括压裂液黏度μ1-1及总注入压裂液量v1-1。

9.根据权利要求8所述的实验方法，其特征在于，所述压裂液黏度μ1-1按实际压裂时压裂液平均滤失深度l2-4与裂缝半长(l2-2/2)的比例，确定物理模拟实验中的滤失深度l1-4，再由平均滤失深度公式，反求压裂液的黏度；

10.根据权利要求8或9所述的实验方法，其特征在于，所述总注入压裂液量为注入排量与压裂液到达岩样边界的时间的乘积即为总的压裂液量；

11.根据权利要求1-10任一项所述的实验方法，其特征在于，多簇裂缝中压裂液达到边界时间差异程度小于10％。

技术总结本发明提出了基于相似原理的针对水力裂缝扩展物理模拟实验方法，基于几何相似原理，确定水力裂缝扩展物理模拟装置的几何参数；基于动力学相似原理，确定水力裂缝扩展物理模拟实验的实验条件参数；基于时间相似原理，确定压裂液到达岩样边界的时间和多簇裂缝中压裂液达到边界时间。本发明的实验方法既考虑了物理模拟装置岩样尺寸与实际裂缝尺寸的空间相似性，同时也考虑了压裂施工时间的相似性。依据本发明的物理模拟实验进行岩样制备与开展注入实验，避免了水力压裂物理模拟实验中优势裂缝过早突破岩样边界的现象。从而对井下改造裂缝形态具有更充分认识，进而对压裂工艺进行优化。技术研发人员：蒋廷学,张世昆,考佳玮受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司技术研发日：技术公布日：2024/7/9