本发明涉及石油天然气增产改造
技术领域：
，特别涉及砂岩储层增产改造中水力压裂支撑剂参数的优化方法。
背景技术：
：水力压裂是油气增产改造的主要措施，施工时通过井筒向油气储层挤注具有较高粘度的压裂液，当注入压裂液的速度超过储层的吸收能力时，则在井底储层上形成很高的压力，当这种压力超过井底附近储层岩石的破裂压力时，储层岩石将被压开并产生裂缝。为了保持压开的裂缝处于张开状态，继续向储层挤入带有支撑剂的携砂液。当地面泵组停泵，携砂液返排后，留在裂缝中的支撑剂会起到阻止裂缝完全闭合的作用，使裂缝在闭合压力作用下保持一定的开启程度，以此在储层中形成一条为流体提供流动空间、具有一定导流能力的支撑裂缝，从而达到改善油气渗流条件和油气增产的目的。支撑裂缝导流能力是评价支撑裂缝允许流体通过能力的指标，导流能力越高流体在支撑裂缝中的流动性越好，越有利于油气增产。支撑裂缝导流能力主要由水力裂缝表面粗糙程度和支撑剂参数(包括支撑剂粒径及其分布、铺置浓度等)共同决定。水力裂缝表面粗糙程度主要由该储层的地质情况决定，而在裂缝中铺置的支撑剂粒径越大、浓度越高，则支撑裂缝导流能力越好。但支撑剂铺置浓度的增加会增加水力压裂施工成本及施工难度，不利于油田经济有效的开发。对于特定的储层而言，都存在一个最优的支撑剂参数。在进行水力压裂施工之前必须针对特定储层开展支撑剂参数的优化研究，即评价该储层在确定支撑剂参数条件下的导流能力，确定最优支撑剂参数。目前，国内外都主要通过室内实验的方法来评价水力压裂后地下支撑裂缝在确定支撑剂参数条件下的导流能力。室内实验模拟支撑裂缝主要有两种方法：一种是在两块钢板之间填充支撑剂来模拟地下支撑裂缝；另一种是利用油气储层段的井下岩心或者同层位露头岩石制作表面光滑的岩板，在岩板中填充支撑剂来模拟支撑裂缝。两种测试方法都将地下裂缝壁面看作是光滑平直的裂缝面，支撑剂在裂缝中是均匀铺置的。然而，水力压裂后地下支撑裂缝是由于拉张或者剪切作用形成粗糙裂缝，其凹凸不平的粗糙表面会影响支撑剂的铺置情况，从而影响支撑裂缝导流能力。在钢板或者光滑岩板中间填充支撑剂来模拟地下支撑裂缝是不切实际的。为了更为真实地模拟支撑裂缝导流能力，freed等人采用井下岩心或与油气储层同层位露头岩石，利用人工劈裂的方式制造带有粗糙裂缝面的岩样，并在其中填充支撑剂来模拟地下支撑裂缝。这种做法的问题在于，不同劈裂后岩样的粗糙表面形貌不同，在其中充填相同浓度的支撑剂时其导流能力存在较大差异，实验结果无法用于指导油田水力压裂施工；此外，由于开展支撑裂缝导流能力测试时需要对岩样和支撑剂施加高闭合压力，对岩样粗糙表面会造成不可逆的破坏，一对劈裂后岩样只能进行一次实验，无法重复多次实验，也就无法开展对比实验研究不同支撑剂参数对支撑裂缝导流能力的影响。技术实现要素：针对上述问题，本发明的目的在于提供一种砂岩储层水力压裂支撑剂参数的优化方法，该方法采用真实储层岩石矿物组分制作具有水力压裂裂缝表面真实形态的人造砂岩岩样，利用该岩样开展支撑裂缝导流能力测试，真实模拟砂岩储层水力压裂后地下支撑裂缝的渗流形态，准确评价支撑裂缝导流能力，优化支撑剂参数。为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。一种砂岩储层水力压裂支撑剂参数的优化方法，包括如下步骤：s1、首先将待压裂砂岩储层的井筒资料、储层基本物理性质、裂缝参数、储层流体特征、生产参数输入油气藏产能模拟软件中，模拟计算不同裂缝参数下储层产能大小，获取储层生产所需最优裂缝导流能力；所用模拟软件为eclipse，在casedefinition模块中定义模型求解基本参数；在grid模块中设置网格属性；在pvt模块中设置油气水以及岩石pvt性质；在initialization模块中设置油藏模型初始化参数；在schedule模块中设置生产参数；s2、采集砂岩储层段的井下岩心，利用岩样切割机制作多块尺寸相同的原始方形岩板，尺寸为长176mm、宽36mm、高50mm；s3、采用雕刻刀在原始方形岩板中部沿岩板长度方向预制划痕，制得预制划痕的方形岩板；s4、将步骤s3中预制划痕的方形岩板放入岩板劈裂装置中；将岩板劈裂装置放于压力加载框架上，缓慢加压直至预制划痕的方形岩板破裂为一对具有粗糙表面形态的劈裂后岩样；s5、采用三维激光扫描仪获取劈裂后岩样表面粗糙形貌数据，并计算劈裂后岩样表面粗糙度系数jrc；根据粗糙度系数jrc及其分布特征，选取一对最能代表该砂岩储层水力压裂裂缝表面形貌的劈裂后岩样；s6、利用线切割机将步骤s5中所选出的劈裂后岩样两端打磨为半圆弧，获得符合api导流室形状标准的岩样；s7、利用三维激光扫描仪获取步骤s6中所述符合api导流室形状标准的岩样的上下两个表面粗糙形貌数据，并将其导入3d打印机中，分别制作压制人造砂岩岩样上下两个表面的制样模具；s8、对砂岩储层段的井下岩心开展矿物组分分析和粒度分析；根据矿物组分、粒度分析结果，筛选并按配比称取制作人造砂岩岩样的所需矿物，再将硅酸盐胶结剂与上述矿物充分混合均匀，得到制作人造砂岩岩样的原料混合物；s9、分别将步骤s7中所述的岩样上下两个表面的制样模具装入人造岩样制样装置，倒入步骤s8所述的制作人造砂岩岩样的原料混合物，将制样装置送入压力机中，加压至10mpa并稳压30min，分别制作含岩样下表面粗糙形貌和含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样；s10、根据砂岩储层地层压力、最小水平主应力、有效应力系数、地层温度确定支撑裂缝导流能力测试条件；s11、将步骤s9所述的含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样和含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样放入导流室中，并在其间铺置支撑剂；将填装好人造砂岩岩样和支撑剂的导流室装入导流能力测试装置，对导流室加温并加载闭合压力，测试支撑裂缝导流能力；s12、将步骤s1确定的该储层最优支撑裂缝导流能力与步骤s11测得的不同支撑剂参数条件下支撑裂缝导流能力进行对比，最终选择出最优支撑剂参数。进一步的，所述步骤s5中，劈裂后岩样表面粗糙度系数jrc计算流程如下；劈裂后岩样表面凸起点间增变量为：式中：v(r)——增变量；r——步长；j——步长r中的样本点数，即是均分线上长度为r的一段上测量点数量；n——该均分线上总的样本点数，即是该均分线上总的测量点数；yi——岩板上y方向任意一点坐标；z(yi)——在yi点处断面粗糙点的高度；在lg[v(ri)]和lg(ri)的关系图中，两者存在线性关系，即：lg[v(ri)]＝δlg(ri)+a(2)其中：δ为方程的斜率，a为方程的截距。分形维数d与斜率δ存在如下关系：粗糙度系数jrc和分形维数d之间的关系为：jrc＝85.2671·(d-1)0.5679(4)根据多对劈裂后岩样表面粗糙度系数jrc分布特征，选取与粗糙度系数jrc平均值最接近的劈裂后岩样表面代表该储层水力压裂裂缝表面形貌。进一步的，所述步骤s10中，支撑裂缝导流能力测试条件包括测试温度与闭合压力，测试温度依据地层温度设定，闭合压力采用公式(5)确定：σc＝σh-αpp(5)式中：σc——闭合压力，mpa；σh——最小水平主应力，mpa；α——有效应力系数；pp——孔隙压力，mpa。进一步的，所述步骤s11中，导流能力测试装置包括导流室、平流泵、进口阀、出口阀、回压阀、预热器、压力加载框架、天平、管线，所述平流泵通过管线依次连接进口阀、预热器、导流室、出口阀、回压阀、天平，压力加载框架设置于导流室上下面；所述导流室，包括上活塞盖板、上活塞、活塞胶圈、导流室主体、下活塞、下活塞盖板；上活塞盖板连接上活塞，下活塞盖板连接下活塞，导流室主体中部设有两端带圆弧端的槽，分别用于连接上活塞和下活塞，在上活塞和下活塞之间放置含岩样下表面粗糙形貌和含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样，其间铺置支撑剂，所述导流室主体前后两侧分别设有流体入口和流体出口，并且在流体入口的上下设有4个加温孔，在导流室主体左右两侧分别设有两个压力检测孔，并且在压力检测孔上设有活动接头。进一步的，所述步骤s11中，其具体步骤如下：s11.1、将步骤s9中所述含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样放入导流室中，调整导流室底部活塞安装位置使其粗糙表面位于导流室内部测压端口以下0.2mm处，按设定的支撑剂参数筛选并称取支撑剂，将其铺置在下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样表面，将步骤s9中所述含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样装入导流室中，将导流室装入导流能力测试装置的压力加载框架中，连接进出口管线和测压管线；s11.2、对导流室加温至步骤s10中确定的测试温度，用温度传感器每隔30s测量温度值，当相邻两次测试结果相差在±1℃以内，说明系统温度达到稳定状态；s11.3、对导流室加压至步骤s10中确定的闭合压力，加载速率为3500kpa/min，压力加载至设定值后每2min测量压力框架上活塞盖板与下活塞盖板之间的距离变化值，当相邻3次测量结果相差在1.0％以内，表明系统闭合压力达到稳定状态；当闭合压力和温度都达到稳定状态后，开始测试；s11.4、打开平流泵向导流室内注入脱气的去离子水，流速范围应控制在在2ml/min-7ml/min，测试不同支撑剂参数条件下流经导流室的液体流量、导流室两端压差，计算支撑裂缝导流能力。进一步的，所述步骤s11.1中，采用公式(6)确定导流室中支撑剂铺置质量：m＝c·s(6)式中：m——支撑剂铺置质量，g；c——支撑剂铺置浓度，g/cm2；s——铺置面积，cm2。进一步的，所述步骤s11.4中，采用公式(7)计算支撑裂缝导流能力：式中：fcd——导流能力，单位为达西厘米，d·cm；q——流体流速，单位为立方厘米每分钟，cm3/min；μ——测试温度条件下流体黏度，单位为毫帕秒，mpa·s；δp——导流室两端压差，单位为千帕，kpa。进一步的，所述步骤s11中，支撑剂参数包括支撑剂粒径及其分布、铺置浓度等，通过测试不同支撑剂参数条件下支撑裂缝导流能力，对比测试结果和模拟计算结果，优化支撑剂参数以满足特定储层对支撑裂缝导流能力的需求，为压裂施工优化提供指导。本发明的有益效果是：1、本发明提供了一种砂岩储层水力压裂支撑剂参数的优化方法，通过本发明所提供的方法，能够批量制作与储层岩石矿物组分相同、力学性质接近、表面粗糙形貌真实且统一的岩样，有效解决了现有技术制备岩样所用材料、表面形貌差异大的问题，为还原砂岩储层水力压裂真实粗糙裂缝形态并开展物理模拟实验提供大量统一化岩样；2、利用该岩样开展支撑裂缝导流能力实验，可真实模拟砂岩储层水力压裂后地下支撑裂缝的渗流形态，准确评价支撑裂缝导流能力，有效解决了现有技术无法准确优化砂岩储层水力压裂支撑剂参数的问题；3、采用同一块制样模具，制作出的多个表面粗糙形貌相同的岩样，开展不同支撑剂参数条件下的支撑裂缝导流能力测试，并将测试结果与模拟计算结果进行对比分析，为优化支撑剂参数提供依据。附图说明图1为原始方形岩板示意图；图2为预制划痕的方形岩板示意图；图3为岩板劈裂装置结构示意图；图4为劈裂后岩样示意图；图5为符合api导流室形状标准的岩样示意图；图6为人造砂岩岩样制样装置结构示意图；图7为导流室结构示意图；图8为导流能力测试装置流程图。图中：1为原始方形岩板、2为预制划痕的方形岩板、2-1为预制划痕、3为岩板劈裂装置、3-1为上刀头安装板、3-2为上刀头、3-3为岩板夹持器、3-4为下刀头、3-5为下刀头安装板、4为劈裂后岩样、4-1为劈裂后上岩样、4-2为劈裂后下岩样、4-3为劈裂裂缝、5为符合api导流室形状标准的岩样、5-1为符合api导流室形状标准的上岩样、5-2为符合api导流室形状标准的下岩样、5-3为符合api导流室形状标准岩样裂缝、6为人造砂岩岩样制样装置、6-1为上压制盖板、6-2为上压制盖板/活塞连接螺栓孔、6-3为活塞/上压制盖板连接螺栓孔、6-4为活塞、6-5为侧挡板、6-6为侧挡板拆卸螺栓孔、6-7为侧挡板紧固螺栓孔、6-8为制样模具、6-9为下压制盖板/侧挡板紧固螺栓孔、6-10为下压制盖板、7-1为上活塞盖板、7-2为上活塞/盖板连接螺栓孔、7-3为上活塞拆卸螺栓孔、7-4为上活塞紧固螺栓孔、7-5为上活塞、7-6为活塞密封胶圈、7-7为导流室主体、7-8为导流室加温孔、7-9为导流室测温孔、7-10为流体进/出口、7-11为上活塞固定螺栓孔、7-12为上活塞固定螺栓、7-13为导流室测压孔、7-14为测压孔接头、7-15为下活塞固定螺栓孔、7-16为下活塞固定螺栓、7-17为下活塞、7-18为下活塞/盖板连接螺栓孔、7-19为下活塞拆卸螺栓孔、7-20为下活塞盖板、7-21为含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样、7-22为含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样、7-23为支撑剂铺置层、8为平流泵、9为进口阀、10为预热器、11为出口阀、12为回压阀、13为天平、14为压力加载框架。具体实施方式下面结合附图和实例对本发明作进一步说明。一种砂岩储层水力压裂支撑剂参数的优化方法，主要步骤如下：利用模拟软件eclipse计算砂岩储层最优裂缝导流能力；利用砂岩储层段的井下岩心制作原始方形岩板1；在原始方形岩板1中部预制划痕2-1；利用岩板劈裂装置3劈裂预制划痕的方形岩板2，并用三维激光扫描仪获取劈裂后岩样4表面粗糙形貌数据；计算裂缝表面粗糙度系数jrc，并根据粗糙度系数jrc选取一对最能代表该砂岩储层水力压裂裂缝表面形貌的劈裂后岩样4；将选取出来的劈裂后岩样4进一步切割为符合api导流室形状标准的岩样5；利用三维激光扫描仪获取符合api导流室形状标准的岩样5的表面粗糙形貌数据；依据表面粗糙形貌数据用3d打印机制作人造砂岩岩样制样模具6-8；对砂岩储层段井下岩心进行矿物组分分析与粒度分析，并以此为依据确定制作人造砂岩岩样的矿物组分配比和粒径分布；定量定粒径称取制作人造砂岩岩样的所需矿物，按比例加入胶结剂，利用人造砂岩岩样制样装置6制作模拟水力压裂裂缝真实形态的人造砂岩岩样(即：含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-21、含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-22)；根据储层地层压力、最小水平主应力、有效应力系数、地层温度等确定支撑裂缝导流能力测试条件；装配导流室开展支撑裂缝导流能力测试；将支撑裂缝导流能力测试结果与eclipse计算出的导流能力结果相对比，确定最优支撑剂参数。一种砂岩储层水力压裂支撑剂参数的优化方法，具体依次包括下列步骤：(1)选取大庆油田某砂岩井(代号x2井)，将待压裂砂岩储层的井筒资料、储层基本物理性质、裂缝参数、储层流体特征、生产参数输入油气藏产能模拟软件中，模拟计算不同裂缝参数下储层产能大小，获取最优裂缝导流能力；所用模拟软件为eclipse，在casedefinition模块中定义模型求解基本参数；在grid模块中设置网格属性；在pvt模块中设置油气水以及岩石pvt性质；在initialization模块中设置油藏模型初始化参数；在schedule模块中定义生产井位置，设置井段连通数据、生产制度、模拟生产时间。详细的模拟输入参数如表1所示。表1x2井压裂后产能模拟输入参数模拟计算结果表明，该砂岩储层生产所需最优裂缝导流能力为10～15d·cm；(2)采集x2井砂岩储层段井下岩心，利用岩样切割机制作长176mm、宽36mm、高50mm的原始方形岩板1；(3)用雕刻刀在原始方形岩板1中部沿岩板长度方向预制划痕2-1，制得预制划痕的方形岩板2；(4)将步骤(3)中所述预制划痕的方形岩板2放入岩板劈裂装置中；将岩板劈裂装置放于压力加载框架14上，缓慢加压直至预制划痕的方形岩板2破裂为一对具有粗糙表面形态的劈裂后岩样4；(5)采用三维激光扫描仪获取劈裂后岩样4表面粗糙形貌数据，计算劈裂后岩样4表面粗糙形貌的分形维数d；劈裂后岩样4表面凸起点间增变量为：式中：v(r)——增变量；r——步长；j——步长r中的样本点数，即是均分线上长度为r的一段上测量点数量；n——该均分线上总的样本点数，即是该均分线上总的测量点数；yi——为岩板上y方向任意一点坐标；z(yi)——在yi点处断面粗糙点的高度。在lg[v(ri)]和lg(ri)的关系图中，两者存在线性关系，即：lg[v(ri)]＝δlg(ri)+a(2)其中：δ为方程的斜率，a为方程的截距。分形维数d与斜率δ存在如下关系：粗糙度系数jrc和分形维数d之间的关系为：jrc＝85.2671·(d-1)0.5679(4)5对劈裂后岩样4的表面粗糙度系数jrc计算结果如表2所示。表2不同岩样劈裂后表面粗糙度系数jrc对照表劈裂后岩样4编号粗糙度系数jrcs-114.5s-211.1s-313.6s-412.7s-512.0(6)根据步骤(5)所获取的劈裂后岩样4表面粗糙度系数jrc，选取与粗糙度系数jrc平均值最接近的劈裂后岩样4表面代表该储层水力压裂裂缝表面形貌；由表2可知，在本实验中，5对劈裂后上岩样4-1和劈裂后下岩样4-2的表面粗糙度系数jrc为11.1～14.5，分布较为集中，平均值为12.78，因而选择s-4岩样裂缝表面代表该砂岩储层水力压裂裂缝表面形貌；(7)利用线切割机将步骤(6)中所选出的劈裂后岩样4两端打磨为直径36mm的半圆弧，获得符合api导流室形状标准的岩样5；(8)利用三维激光扫描仪获取步骤(7)中所述符合api导流室形状标准的上岩样5-1和符合api导流室形状标准的下岩样5-2表面粗糙形貌数据；并将其导入3d打印机中，分别制作压制人造砂岩岩样上下两个表面的制样模具6-8；(9)对砂岩储层段井下岩心开展矿物组分分析和粒度分析，结果如表3和表4所示：表3x2井储层岩心矿物组分分析表4x2井储层岩石颗粒粒度分布粒度(mm)<0.010.01～0.050.05～0.10.10～0.150.15～0.200.20～0.25>0.25占比(％)891311231422(10)利用步骤(9)所述矿物组分、岩石颗粒粒度分析结果，筛选并按配比称取制作人造砂岩岩样的所需矿物，再将硅酸盐胶结剂与上述矿物充分混合均匀，得到制作人造砂岩岩样的原料混合物；(11)分别将步骤(8)中所述的岩样上下两个表面的制样模具6-8装入人造砂岩岩样制样装置6中，倒入步骤(10)所述的制作人造砂岩岩样的原料混合物，将制样装置送入压力机中，加压至10mpa并稳压30min，分别制作含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-21和含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-22；所述人造岩样制样装置6包括上压制盖板6-1和下压制盖板6-10、左右两个侧挡板6-5、活塞6-4和制样模具6-8，活塞6-4通过活塞/上压制盖板连接螺栓孔6-3连接上压制盖板6-1，下压制盖板6-10作为制样模具6-8的底座，在侧挡板6-5上设有侧挡板拆卸螺栓孔6-6和侧挡板紧固螺栓孔6-7；制备过程中，用活塞6-4向下压制；(12)x2井砂岩储层地层温度为89℃，由此确定支撑裂缝导流能力测试温度为89℃；地层压力为65mpa(储层中部深度)，最小水平主应力为92mpa，有效应力系数为0.5，根据公式(5)确定支撑裂缝导流能力测试闭合压力为59.5mpa；σc＝σh-αpp(5)式中：σc——闭合压力，mpa；σh——最小水平主应力，mpa；α——有效应力系数，小数；pp——孔隙压力，mpa。(13)采用公式(6)确定导流室中支撑剂铺置质量：m＝c·s(6)式中：m——支撑剂铺置质量，g；c——支撑剂铺置浓度，g/cm2；s——铺置面积，cm2。支撑剂参数设置如表5所示：表5支撑剂参数设置序号支撑剂粒径(目)铺置面积(cm2)支撑剂铺置浓度(g/cm2)支撑剂铺置质量(g)140/7064.50.212.9240/7064.50.532.25330/5064.50.212.9430/5064.50.532.25520/4064.50.212.9620/4064.50.532.25(14)准备进行实验，进行导流能力测试所使用的导流能力测试装置包括导流室、平流泵8、进口阀9、预热器10、出口阀11、回压阀12、天平13、压力加载框架14，所述平流泵8通过管线依次连接进口阀9、预热器10、导流室主体7-7、出口阀11、回压阀12、天平13，压力加载框架14设置于导流室上下面；所述导流室，包括上活塞盖板7-1、上活塞7-5、活塞密封胶圈7-6、导流室主体7-7、下活塞7-17、下活塞盖板7-20；上活塞盖板7-1连接上活塞7-5，下活塞盖板7-20连接下活塞7-17，导流室主体7-7中部设有两端带圆弧端的槽，分别用于连接上活塞7-5和下活塞7-17，上活塞7-5和下活塞7-17分别安装活塞密封胶圈7-6起密封作用，在上活塞7-5和下活塞7-17之间放置含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-21和含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-22，岩样之间为支撑剂铺置层7-23，所述导流室主体7-7前后两侧分别设有两个流体进/出口7-10，并且在流体进/出口7-10的上下设有4个加温孔7-8，在导流室主体7-7侧面设有2个导流室测压孔7-13，并且在导流室测压孔7-13上设测压孔接头7-14，在导流室主体7-7下部对称设有4个下活塞固定螺栓孔7-15，并通过下活塞固定螺栓7-16固定下活塞7-17位置，确保支撑剂铺置层7-23对准流体进出口7-10和压力检测孔7-13；将步骤(11)所述含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-22放入导流室主体7-7中，调整下活塞7-17安装位置使含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-22位置在导流室内流体进/出口7-10以下0.2mm处，按步骤(13)中确定的支撑剂粒径及铺置浓度筛选并称取支撑剂，将其铺置在含岩样下表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-22表面，将步骤(11)所述含岩样上表面粗糙形貌的人造砂岩岩样7-21装入导流室主体7-7中，将填装好岩样和支撑剂的导流室装入短期导流能力测试装置的压力加载框架14中，连接进出口管线和测压管线；(15)根据步骤(12)中设定的测试温度设置导流室温度；根据步骤(12)中设定的闭合压力设置压力试验机的加载压力，加载速率为3500kpa/min；(16)打开平流泵8向导流室内缓慢注入流体，流速范围应控制在2-7ml/min，利用短期导流能力测试装置分别测试不同支撑剂参数下流经导流室的流体流量及导流室两端压差，并计算支撑裂缝导流能力；采用公式(7)计算支撑裂缝导流能力：式中：fcd——导流能力，单位为达西厘米，d·cm；q——流体流速，单位为立方厘米每分钟，cm3/min；μ——测试温度条件下流体黏度，单位为毫帕秒，mpa·s；δp——导流室两端压差，单位为千帕，kpa。不同支撑剂参数条件下支撑裂缝导流能力如表6所示。表6导流能力测试数据序号温度(℃)闭合压力(mpa)支撑剂粒径(目)支撑剂铺置浓度(kg/m2)导流能力(μm2·cm)18959.540/7020.9728959.540/7056.4538959.530/5021.3548959.530/5059.0458959.520/4024.0168959.520/40512.18(17)将表6的导流能力测试结果结合步骤(1)中所得到的裂缝最优导流能力值，确定粒径20/40目、铺置浓度5kg/m2为该储层最优支撑剂参数。以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。当前第1页12