一种确定脉冲纤维加砂压裂支撑剂团铺置形态的方法与流程

本发明涉及油气田勘探开发领域，特别是涉及油气藏增产改造过程中一种水力压裂裂缝的支撑剂铺置形态确定方法。
背景技术：
：随着油气田勘探开发的深入，低渗和超低渗油气资源的开发在中国石油行业中发挥着越来越大的作用，将成为今后中国石油勘探开发的主战场。低渗和超低渗储层物性差，难以自然投产，必须要经过水力压裂才能实现经济开发。传统水力压裂技术经过数十年的发展，在包括支撑剂、压裂液等压裂材料以及压裂施工工艺方面都日臻完善，实现了支撑剂对水力裂缝有效的支撑，施工完成后支撑裂缝的导流能力得到了最大程度优化。为了突破传统水力压裂技术对支撑裂缝导流能力的限制，近年来，各大科研机构和石油公司陆续提出了通道压裂技术(mrgillard,oomedvedev,prhosein,etal..anewapproachtogeneratingfractureconductivity[c].speannualtechnicalconferenceandexhibition,florence,italy,2010.spe135034)、高导流压裂技术(温庆志,罗明良,刘锋,等.一种实现超高导流能力的压裂工艺[p].cn201310279118,2013)、脉冲纤维加砂压裂技术(中石化西南油气分公司)等概念。这些技术的本质都是脉冲注入纯压裂液和含支撑剂和纤维的压裂液，从而在裂缝中形成团柱状支撑，实现闭合裂缝中的流动方式从支撑剂颗粒间的渗流转化为支撑剂团间的管流，大幅度提高了闭合裂缝中的导流能力。在这类技术中，纤维通过相互缠绕产生的网状结构，使得支撑剂团柱在输送沉降过程中能够维持其完整性，保证了最终裂缝中柱状支撑形态的实现，具有非常重要的意义。关于纤维加入对压裂液性能的影响，国内外的研究人员(jguo,jma,zzhao,etal..effectoffiberontherheologicalpropertyoffracturingfluid[j].journalofnaturalgasscience&engineering,2015,23(21):356-362)从混合物的粘性模量和弹性模量等流变特性进行研究，指出纤维的加入能够增加粘性和弹性模量，且随纤维长度和浓度的增加，混合物的粘性和弹性模量增加越多。也有学者(relgaddafi,rahmed,mgeorge,etal..settlingbehaviorofsphericalparticlesinfiber-containingdrillingfluids[j].journalofpetroleumscience&engineering,2012,84:20-28)研究了纤维加入后支撑剂单颗粒的沉降规律，发现颗粒沉降速度明显减小，且受到纤维浓度和长度的影响。有学者对支撑剂团在平板中静态沉降进行了研究(avmedvedev,cckraemer,aapena,etal.onthemechanismsofchannelfracturing[c].spehydraulicfracturingtechnologyconference,thewoodlands,texas,usa,2013.spe163836)，发现纤维对支撑剂团沉降过程维持完整性有重要作用。关于纤维+支撑剂团在裂缝中的铺置形态研究，斯伦贝谢最早提出了铺置形态的概念图并给出了平板实验中两个支撑剂团分布的实验结果图，温庆志等人(温庆志,高金剑,黄波,等.通道压裂砂堤分布规律研究[j].特种油气藏,2014,21(4):89-92)提出以通道率来表征裂缝中支撑剂的铺置形态，而其他很多学者都将支撑剂团简化为柱状支撑结构来进行导流能力等方面的研究。总体来讲，目前对支撑剂团在裂缝中的分布形态并无明确的计算方法。迄今为止，这类压裂技术在国内外传统油气藏和致密油气藏都得到了较为广泛的应用，也产生了一定的增产效果，但与理论预期相差仍然较大。目前，虽然很多研究人员和现场工程师已经理解了该类技术的主要思想，不过对裂缝中支撑剂团的铺置特征并不清楚，难以有效地进行该技术的施工参数优化。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种确定脉冲纤维加砂压裂支撑剂团铺置形态的方法，该方法克服了目前以脉冲注入压裂液、压裂液+纤维+支撑剂混合液为特征的水力压裂技术由于流动规律复杂，裂缝中支撑剂团铺置形态无法进行量化描述的缺点，能够直观简洁地量化描述裂缝中支撑剂团的铺置形态，为研究脉冲纤维加砂压裂的增产机理及优化施工参数提供技术支持和理论依据。为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。本发明通过将压裂施工中脉冲注入的压裂液、压裂液+纤维+支撑剂三相混合液均单独作为幂律流体相处理，实验测量压裂液和含纤维压裂液物性(密度ρ)及流变参数(流变指数n、稠度系数k)，进一步采用经验模型修正得到压裂液+纤维+支撑剂三种物质混合液流变参数。建立裂缝中两相流动的控制方程组，以fvm(finitevolumemethod，有限体积法)离散得到代数方程组。采用cad软件建立裂缝几何模型，在网格软件中离散获得网格模型，指定速度进口和压力出口边界条件。将网格模型导入cfd(computationalfluiddynamics，计算流体动力学)软件中，根据流变性参数建立压裂液和混合液两相流体介质，并按vof(volumeoffluid，流体体积法)模型的设置方法进行两相流计算设置。根据压裂施工设计的施工泵注程序改变进口边界流体速度和各相的体积分数进行模拟计算，计算完成后展示裂缝中的混合物相分布即得到支撑剂团的铺置形态。一种确定脉冲纤维加砂压裂支撑剂团铺置形态的方法，依次包括以下步骤：1)确定水力裂缝的几何结构参数根据施工井的地质特征、储层岩石力学参数(泊松比σ、杨氏模量e)、测井资料进行施工参数设计，给定射孔数n、射孔位置、孔口尺寸(直径d)及间距，确定所需压裂液、支撑剂种类及浓度、纤维种类及浓度，并设计给出脉冲纤维加砂压裂泵注程序(包括排量q和脉冲时间δt)，采用压裂设计软件(如fracpropt)模拟获得施工后水力裂缝的缝高h、缝宽w和缝长l(ktsai,efonseca，sdegaleesan.advancedcomputationalmodelingofproppantsettlinginwaterfracturesforshalegasproduction[j].spe151607,2012)。2)确定脉冲注入流体的流变性参数，即将脉冲注入的压裂液、压裂液+纤维+支撑剂三相混合液均单独作为幂律流体相处理，实验测量压裂液和纤维压裂液的流变参数，修正后得到压裂液+纤维+支撑剂三相混合液的流变参数(1)测试并拟合得到压裂液的流变参数按照现场设计要求配置施工所需的压裂液，在水浴中加热到所需温度，采用哈克星形转子流变仪测试其在不同剪切速率下的剪切应力τ，将压裂液作为幂律型非牛顿流体，其流变方程如下(陈小榆等.工程流体力学[m].北京：石油工业出版社，2015：318)：式中τ为剪切应力，pa；为压裂液的剪切速度，s-1；n1为压裂液流变指数，无量纲；k1为稠度系数，pa.sn。对所获的实验数据进行拟合，获得k1和n1，则压裂液的表观粘度(2)测试并修正得到压裂液+纤维+支撑剂混合液的流变参数在压裂液中加入压裂施工设计确定的纤维量后充分搅拌混合，得到纤维压裂液。在水浴中将其加热到所需温度，采用哈克星形转子流变仪测试其在不同剪切速率下的剪切应力τ，同样采用幂律型非牛顿流体流变方程对其拟合，获得纤维压裂液的稠度系数k2和流变指数n2，其流变方程为：纤维压裂液的表观粘度按照施工参数设计的支撑剂浓度计算出所需的支撑剂量，将支撑剂与纤维压裂液充分搅拌混合得到压裂液+纤维+支撑剂混合液(简称混合液)，三种物质混合液密度为：式中ρm为混合液密度，kg/m3；i＝1,2,3分别代表压裂液、纤维和支撑剂，ρi和αi分别为三者的视密度和所占体积分数。将该混合液同样以幂律型非牛顿流体流变方程描述，设其稠度系数为k3、流变指数为n3，则加入支撑剂前和加入支撑剂后表观粘度μl和μsl的比值可以按照如下关系修正(d.eskin,m.j.miller.amodelofnon-newtonianslurryflowinafracture[j].powdertechnology,2008,182:313–322)：式中αp为加入的支撑剂体积分数，无量纲；和分别为混合液和纤维压裂液表观粘度，pa.s。根据上述关系可得支撑剂浓度修正系数为：在已知纤维压裂液稠度系数k2、流变指数n2和加入支撑剂后浓度修正系数f(αp)的条件下，压裂液+纤维+支撑剂混合液的流变性修正可以分别单独修正稠度系数k3或者流变指数n3，也可以同时修正稠度系数k3和流变指数n3。本发明中采用只修正稠度系数k3的方法，即令流变指数n3＝n2，则稠度系数k3＝f(αp)k2(d.eskin,m.j.miller.amodelofnon-newtonianslurryflowinafracture[j].powdertechnology,2008,182:313–322)。因此，压裂液+纤维+支撑剂混合液的流变方程为：3)建立水力裂缝几何及网格模型根据步骤1)中所确定的水力裂缝几何结构缝宽w、缝长l、缝高h，以及设计给定的射孔位置、孔口尺寸及间距，采用计算机辅助设计软件(如autocad、proe)或者cfd前处理软件(如gambit、icem)建立该水力裂缝的几何模型，输出iges格式的数据文件。为了能够使后期的数值计算能够有更好的效率和收敛性，建模过程中对裂缝尖端等具有特殊形状的几何特征进行简化处理(倒圆角或者截断)。将该iges格式数据文件导入网格划分软件(如gambit、icem等)中进行流场计算域网格划分。为了能获得更高的计算精度，划分时可以在裂缝壁面添加边界层网格，然后对其余空间以六面体网格进行划分(ansysfluentmeshinguser'sguide15.0.ansys,inc.,2013)。完成网格划分后，利用软件的功能对网格质量进行检测，要求不能存在网格负体积、网格最长和最短边之比(edgeratio)不大于5、网格歪斜度(equisizeskew)不得大于0.4。一旦上述条件不能满足，则需重新进行网格划分，直到满足上述条件为止。在网格划分软件中将水力裂缝几何模型的射孔位置定义为速度进口边界，裂缝末端则定义为压力出口边界条件，输出msh格式的网格文件。4)建立基于vof的裂缝中两相流动的cfd模型分别将脉冲交替注入的压裂液和压裂液+纤维+支撑剂混合液作为独立的压裂液相和混合液相两种连续流体相处理，基于vof(流体体积法，volumeoffluid)建立两相在裂缝中流动的cfd模型。vof模型通过将两种流体相平均化处理从而在模拟求解过程中只需要求解一个流动控制方程组(s.s.lafmejani,a.c.olesen,s.k.vofmodellingofgas-liquidflowinpemwaterelectrolysiscellmicro-channels[j].internationaljournalofhydrogenenergy,2017,42:16333-16344)。假定裂缝中压裂液相和混合液相密度、体积分数和表观粘度分别为ρf、βf、μf和ρm、βm(βf+βm＝1)、μsl，则控制方程组如下：裂缝中流场流体的平均密度和粘度为：两相的体积分数输运方程：式中i＝f,m代表压裂液相和混合液相；v为两相共享速度矢量，m/s。两相共享的动量方程：式中p为压力，pa；g为重力加速度，m/s2；f为两相界面表面张力转化的体积力，n/m3。由于两相粘度均较高，在裂缝中流动时呈现层流流态，vof模型的控制方程(7)-(9)可以采用有限体积法进行离散，获得其代数方程组(陶文铨.数值传热学(第2版)[m].西安：西安交通大学出版社，2001：207)，进一步可以在商用计算流体动力学(cfd)软件平台上直接对代数方程组求解。5)模拟压裂液和混合液脉冲注入水力裂缝的流动，获得支撑剂团的铺置形态采用cfd软件(如fluent、cfx等)将msh格式网格文件读入，根据软件对vof多相流模拟流场的设置方法结合物性参数依次进行设置(ansysfluentuser'sguide15.0.ansys,inc.2013:1273-1306)。步骤包括：①网格检查；②选择vof多相流模型；③流态选择为层流；④定义两种幂律型非牛顿流体，分别为其输入压裂液和混合液的稠度系数k1、k3和流变指数n1、n3，以及压裂液密度ρf和混合液密度ρm；⑤将两相中压裂液设置为主相，混合液设置为第二相；⑥设置压力出口边界相对压力为大气压；⑦选择高于二阶的离散格式和小于10-4的残差收敛标准；⑧勾选相间作用项。根据设计给出的泵注程序，在每个脉冲时间段开始时间点分别在软件中输入混合液进口速度和体积分数βm(脉冲注入过程中压裂液段βm＝0，混合液段βm＝1)，设定模拟时间步长dt进行流动方程迭代求解，即可由软件计算得到任意时刻流场内的速度、压力及两相浓度分布值。完成所设计的泵注程序模拟计算后，展示流场中混合液相的分布云图(该过程可以在cfd软件的后处理模块中进行，也可以采用tecplot等后处理软件中进行)，即得到支撑剂团在裂缝中任何位置的分布形态。附图说明图1为平板裂缝示意图。图2为平板裂缝网格及边界条件。图3为平板裂缝中支撑剂团铺置等值线分布图。具体实施方式下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。实施例采用实验室内模拟支撑剂输送的大型平板裂缝物理模型作为研究对象(郭建春等.通道压裂中流动通道形态影响因素实验研究[j].油气地质与采收率，2017,24(5:)：115-119)，该平板裂缝缝高0.6m、缝长4.0m、缝宽0.006m。平板左端进口处通过3个均布的射孔孔口进液(流体方向由左向右)，右端顶部布置一出口排液。在此以该平板裂缝为对象实施本发明所述方法，获得支撑剂团在裂缝中的铺置特征。根据该平板裂缝尺寸在cfd前处理软件gambit中建立如图1所示的几何模型，模型的左端均布的3个小矩形为模拟射孔的孔口，为所注入流体对象的进口，缝高方向尺寸为50.0mm，宽与平板裂缝相同。右端上侧为出口边界，出口方向向上，其在缝长方向尺寸为200mm，宽与平板裂缝相同。对图1的几何模型进一步在gambit软件中进行网格划分，网格单元为六面体单元，缝宽方向网格单元长度为2mm、缝高方向为5mm、缝长方向为10mm，获得如图2所示的网格图，网格总数为73140个。设定图中左侧射孔处为速度进口边界，右上侧为压力出口边界，输出网格文件。为了实施本发明，需要确定流体的物性参数和边界条件参数。结合川西致密砂岩气井压裂施工现场的施工参数，选择流体为60℃条件下的羟丙基胍胶交联压裂液，其密度取值为1000kg/m3，根据实验数据确定该压裂液的稠度系数k1＝5.4、流变指数n1＝0.45。纤维压裂液所加入纤维为现场施工中常用的聚酯纤维，纤维密度为1300kg/m3，长度为6mm、体积分数(纤维质量/液体体积)取为0.2％。测试得到该纤维压裂液的稠度系数k2＝6.2、流变指数n2＝0.42。在纤维压裂液中加入的支撑剂20/40目石英砂，其视密度为2650kg/m3，其体积浓度为15％。因此，根据公式(3)计算得到纤维-压裂液-支撑剂混合液的密度为：进一步根据公式(4)得到加入支撑剂后的混合液表观粘度和未加之前的纤维压裂液表观粘度的比值为：将网格文件导入计算流体力学软件fluent14.5的3d模块中，检查网格质量无误，设置长度单位为mm。创建两种幂律型非牛顿流体(压裂液和混合液)并分别根据上述测试和计算结果设置其密度和流变参数，选择多相流中的vof模型并勾选流态为层流，相1选择为压裂液，相2选择为混合液，同时勾选相间作用项。求解方法选择simple算法实现压力和速度的耦合，空间离散中梯度项选择leastsquarescellbased，压力项选择presto！，动量项选择secondorderupwind，体积分数项则选择geo-reconstruct格式。首先进行稳态计算，设置图2中进口为纯压裂液相，速度为0.5m/s；出口为压力出口，相对压力设置为0。稳态计算完成后，流场中充满了流动状态下的压裂液。设置计算过程中监视平板裂缝中相2的体积分数，将计算模式切换为非稳态，非稳态项采用secondorderimplict离散，按照下表1给定进口边界条件开展模拟。如表所示，每隔2.5s切换注入不同流体，则脉冲周期2δt为5.0s。表1脉冲注入时进口边界条件段数12345……2324时间(s)0-2.52.5-5.05.0-7.57.5-10.010.0-12.5……55.0-57.557.5-60.0相1体积分数0.01.00.01.00.0……1.01.0相2体积分数1.00.01.00.01.0……0.00.0速度(m/s)0.50.50.50.50.5……0.50.5计算时间步长dt＝0.1s，完成12个周期(60s)计算后，展示相2在流场中的分布，即为支撑剂团柱在裂缝中的铺置形态分布，如图3。图3给出了含有支撑剂的混合液(简称为“支撑剂团柱”)和纯压裂液(简称“通道”)在裂缝之中的等值线分布图，即由混合液体积分数高于0.95的等值线所围成的区域为支撑剂团柱分布区，而由混合液体积分数低于0.05的等值线所围成的区域为通道分布区。从图中可以看出，在靠近左侧进口附近区域支撑剂团柱段塞式分布特征较为明显，虽然不同射孔孔口出来的支撑剂团相互之间有连接，但基本是一段支撑剂团一段通道，压裂液推动混合液向前运动。随着位置的不断向右，即向裂缝的中后区，可以看出这种段塞特征逐渐被打破，表现为支撑剂团柱在流动方向上相互连接，同时通道在流动方向上也逐渐连接。产生这种铺置特征的原因是，支撑剂团柱密度较大，沿流动方向有沉降的趋势。此外，纯压裂液表观粘度较混合液小，流动过程中阻力较小，流动中会产生指进现象，突破支撑剂团从而形成连续的流动通道。对比相关文献(郭建春等.通道压裂中流动通道形态影响因素实验研究[j].油气地质与采收率，2017,24(5:)：115-119)中的实验结果看出，所建立方法得到的支撑剂团柱铺置特征可以很好地展现实验中所观测到的现象。当前第1页12