基于相似原理的针对水力裂缝扩展物理模拟实验方法

技术领域

本发明属于物理模拟技术领域，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

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。

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。

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。

发明内容

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。

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。

作为本发明的具体实施方式，所述几何参数包括：岩样尺寸L

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L

作为本发明的具体实施方式，所述物理模拟装置中簇间距L

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D

其中，S

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N

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

其中，Q

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μ

作为本发明的具体实施方式，所述压裂液黏度μ

其中，R为孔隙直径，ΔP为毛管压差；

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％。

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。

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％。

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；

V

其中，S为压裂液达到岩样边界时间，即物理模拟实验时间。

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％。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

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。

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。

附图说明

图1为本发明实施例中岩样尺寸示意图。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明作进一步说明，但并不构成对本发明的任何限制。

实施例

本实施例提供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，具体细节如下：

某页岩气水平井X，储层垂深3500m，厚度30m，水平段长度1500m，多段多簇压裂改造。设计平均段长50m，单段3簇，单段射孔数48孔，应用黏度3mPa·s的低黏度滑溜水压裂液造缝，单段液量1200m

1)实验岩样尺寸确定：按压裂时的段长(50m)与两翼裂缝长度(150m)的比值，确定岩样尺寸为900×900×300mm，其中垂直于水平井筒的界面为边长900mm的方形，水平井筒段长度为300mm。

2)簇间距确定：按压裂方案设计簇间距10m，簇长50m计算，则300mm长岩样对应的簇间距为60mm。

3)水平井筒直径确定：实际井筒截面积与物理模拟装置井筒截面积之比按照500:3取值，确定物理模拟装置水平井筒直径为8.8mm。

4)各簇孔眼数量与孔径的确定：实际压裂方案单簇孔眼数为16孔，按照实际孔数的20％确定物理模拟装置单簇孔眼数为3孔；实际总孔眼截面积与物理模拟装置总孔眼截面积按50:3，确定物理模拟装置孔眼直径为2.15mm。

5)注入时间确定：按1:1进行相似性设计，物理模拟实验注入时间为70min。

6)注入排量确定：在以往流动线速度相似的基础上，再依据几何相似性进行折减，确定注入速度为6.7cm

7)压裂液黏度确定：按实际压裂时压裂液平均滤失深度与裂缝半长的比例为3:100，确定物理模拟实验中滤失深度为9mm，再根据平均滤失深度公式，求得物理模拟实验压裂液黏度为35mPa·s；利用求得的液体黏度开展注入物理模拟实验，观察液体到达岩样边界的时间，反复调整液体黏度，确定压裂液黏度为37mPa·s。

8)总注入压裂液量确定：物理模拟实验总注入压裂液量为注入速度×注入时间，确定总注入量约为470cm

9)裂缝监测：利用声发射系统监测多簇裂缝起裂和扩展情况。

10)实验模拟：3簇裂缝中压裂液达到边界时间差异程度为7.3％，达到实验要求。

实施例得到的裂缝扩展特征反映了本发明提出的裂缝扩展物理模拟实验方法具有可操作性；各簇中压裂液达到边界时间差异小，对实际压裂过程中裂缝起裂和扩展全过程进行了模拟。基于实施例的模拟过程，可以对注入速度、注入液体黏度、注入量参数进行优化研究，从而指导现场压裂工艺调整。

综上，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。依据本专利的时空准则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。

在本发明中的提到的任何数值，如果在任何最低值和任何最高值之间只是有两个单位的间隔，则包括从最低值到最高值的每次增加一个单位的所有值。例如，如果声明一种组分的量，或诸如温度、压力、时间等工艺变量的值为50-90，在本说明书中它的意思是具体列举了51-89、52-88……以及69-71以及70-71等数值。对于非整数的值，可以适当考虑以0.1、0.01、0.001或0.0001为一单位。这仅是一些特殊指明的例子。在本申请中，以相似方式，所列举的最低值和最高值之间的数值的所有可能组合都被认为已经公开。

应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。