CN115713049B 一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法 （西南石油大学）

一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井本发明公开了一种耦合页岩水化膨胀与致间-岩石抗张强度和浸泡时间-岩石内聚力曲线胀和水化起裂作用的储层基质和微裂缝的压力制焖井时间-改造体积曲线图。本发明用于模拟计算不同焖井时间下考虑页岩水化膨胀和水化2步骤S1、选取目标储层具有胶结天然裂缝的岩样进行步骤S4、计算考虑页岩水化膨胀和水化起裂作用的储2.根据权利要求1所述的一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法，其3.根据权利要求2所述的一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法，其s4.根据权利要求1所述的一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法，其5.根据权利要求1所述的一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法，其3解得到t1时间下的每个裂缝单元处的宽度"aus每个裂缝单元处的滤失量通过水力步骤S33、根据每条裂缝尖端的应力强度因子kn与页岩的断裂韧性KIC判断每条裂缝6.根据权利要求5所述的一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法，其δF为压裂7.根据权利要求1所述的一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法，其裂缝单元处的滤失量作为初始条件代入页岩气储层气-水两相渗流模型进行模拟计算得到4裂缝每个网格处的水化膨胀作用损伤后的孔隙度以及基质和微裂缝水化膨胀作用损伤后步骤S43、针对出现含水饱和度增加的储层网格，通过泡时间-内聚力曲线图获取t1时间下有压裂液滤液侵入的储层网格处的页岩抗张强度和内若发生张性破坏，则计算获得页岩水化膨胀和张性破坏作用后的t1时间下储层网格处若发生剪切破坏，则计算页岩水化膨胀和剪切破坏作用后的t1时间下储层网格处的微8.根据权利要求7所述的一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法，其frwmmrwmrg为微裂缝网格中液相和气相的相对渗透率；5φffwfg为微裂缝网格中的液相和气相饱和度；Pfc为微裂缝m9.根据权利要求1所述的一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法，其6程中压裂液的侵入情况，以及压裂-焖井过程中水化膨胀和水化起裂作用对储层结构的共[0009]步骤S4、计算考虑页岩水化膨胀和水化起裂作用的储层基质和微裂缝的压力分[0011]步骤S6、计算不同焖井时间下的压裂改造体积，并绘制焖井时间-改造体积曲线7值求解得到t1时间下的每个裂缝单元处的宽度"ur每个裂缝单元处的滤失量Q.u,通过[0020]步骤S32、根据每个裂缝单元处的压力和每条裂缝的总裂缝单元数计算得到t1时[0023]步骤S33、根据每条裂缝尖端的应力强度因子kn与页岩的断裂韧性KIC判断每条1时间下的裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变；当kn>kn8δF为力和裂缝单元处的滤失量作为初始条件代入页岩气储层气-水两相渗流模型进行模拟计算[0032]步骤S42、将计算获得的t1时间下页岩基质和微裂缝系统每个网格处的含水饱和质和微裂缝每个网格处的水化膨胀作用损伤后的孔隙度以及基质和微裂缝水化膨胀作用[0036]式中，Emiju为t1时间下页岩水化膨胀作用引起的(i,j)网格处基质的体积应变；和浸泡时间-内聚力曲线图获取t1时间下有压裂液滤液侵入的储层网格处的页岩抗张强度[0038]步骤S44、根据t1时间下有压裂液滤液侵入的储层网格处的页岩抗张强度和内聚9mrwmrg为微裂缝网格中液相和气相的相对渗mwSfwSmw[0055]步骤S51、将步骤S4获得的考虑页岩水化膨胀作用和水化起裂作用的t1时间下页岩水化膨胀和微裂缝起裂扩展的影响，通过模拟计算获取不同焖井时间下的压裂改造体进行三轴岩石压缩实验。将实验数据与公式(1)～(2(σ)和浸泡时间-岩石内聚力(τ)曲线图；xi,j和yi,j分别代表着每个网格的长度和宽度，下度为初始基质孔隙度为初始基质气相压力为初始基质水相压力为初始微裂缝系统含水饱和度为初始微裂缝系统孔隙度为δF为Qt＝0为压裂施工未开始时的3/s。[0089]对上述压裂模型进行数值求解可得到t1时间下的每个裂缝单元处个裂缝单元处的滤失量Q.r,通过水力裂缝宽度与缝内压力的对应关系(公式(5))，可获得t1时间下的每个裂缝单元处的压力Bau;[0091]具体是将计算得到的t1时间下的第e(e＝1,...c-1,c)条裂缝的尖端单元的压力[0094]步骤33、根据每条裂缝尖端的应力强度因子knn与页岩的断裂韧性KIC(取KIC=1时间下的裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变；当kn>kr和裂缝单元处的滤失量等参数作为初始条件代入如下页岩气储层气-水两相渗流模型进行mrwmrg为微裂缝网格中液相和气相的相对渗mwSfwSmw张强度(σ)曲线图和浸泡时间-内聚力(τ)曲线图，可获取t1时间下有压裂液滤液侵入的储[0123]步骤44、将以上参数代入公式(23)判断储σH为页[0127]若上述计算结果满足公式(23)中的不等式条(i,j)处的微裂缝渗透率krra,同时依据微裂缝渗透率与孔隙度的对应关系(公式([0128]若计算结果不满足公式(23)中的不等式条件f为天然[0133]若计算结果满足公式(25)中的不等式条件，则储切破坏，通过公式(26)计算获得页岩水化膨胀和剪切破坏作用后的t1时间下网格(i,j)处的微裂缝渗透率kr,同时依据公式(22)可得到页岩水化膨胀和剪切破坏作用后的t1时[0134]若计算结果不满足公式(25)中的不等式条件单元数储层基质各个网格的孔隙度微裂缝系统各个网格的孔隙度储层基质各个网格的含水饱和度微裂缝系统各个网格的含水饱和度2,i,j＝0；[0142]通过计算可以获得不同焖井时间下的压裂改造体积，绘制焖井时间-改造体积曲[0144]以川南地区某区块的页岩气井为例运用本发明的压后焖井时间确定方法进行了目标储层的浸泡时间-抗张强度(σ)和浸泡时间-内聚力(τ)曲线图。度smwrrn-0.3;初始基质孔隙度初始基质气相压力Rrrn-40Mpa:初始基质渗透率knr-0.0017mD;初始微裂缝系统含水饱和度初始微裂缝系统孔隙度初始微裂缝系统气相压力Ber,n-40Mpa;初始微裂缝系统气[0148]步骤3、通过公式(3)～(7)的模拟计算得到t＝1s时每个水力裂缝单元处的宽度[0149]将t＝1s时第1条裂缝上下两个尖端单元的压力和第1条裂缝单元总数nLe,1s2～6条裂缝的两和微裂缝的孔隙度以及基质和微裂缝的渗透率。结合步骤1中获得的t-σ曲线图和t-τ曲线[0152]步骤5、将已获得的参数代入步骤3～4进行t＝2