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申请/专利权人：西南石油大学

摘要：本发明公开了一种水力压裂暂堵天然裂缝降滤失工艺优化方法，包括以下步骤：S1：构建裂缝性地层物理模型；S2：确定水力压裂方案与水力压裂暂堵工艺方案，并初始化缝网形态和缝内暂堵剂浓度；S3：构建裂缝流体延伸流动流固耦合模型，计算缝网形态与缝内流体流速；S4：建立缝内暂堵剂输运模型，计算缝内暂堵剂浓度分布；S5：判断天然裂缝网格暂堵情况，更新缝网形态，完成所有时间步长模拟；S6：计算压裂液效率，更新暂堵工艺方案，直至满足要求，获得最终优化后的水力压裂暂堵工艺方案。本发明能够准确地模拟天然裂缝影响下的水力裂缝延伸及暂堵剂在缝网内的输运暂堵过程，可用于优化天然裂缝性地层压裂暂堵及降滤失工艺，具有广阔的市场前景。

主权项：1.一种水力压裂暂堵天然裂缝降滤失工艺优化方法，其特征在于，包括以下步骤：S1：构建裂缝性地层物理模型，划分基质网格与裂缝网格，并赋予属性参数；S2：确定一套水力压裂方案与水力压裂暂堵工艺方案，并初始化缝网形态和缝内暂堵剂浓度；S3：构建裂缝流体延伸流动流固耦合模型，并根据所述裂缝流体延伸流动流固耦合模型模拟第一时间步长的裂缝扩展，获得第一时间步长的缝网形态与缝内流体流速；所述裂缝流体延伸流动流固耦合模型包括：裂缝地层应力-变形控制方程： （1）未发生暂堵时的缝内流动方程： （2）发生暂堵时的缝内流动方程： （3）裂缝地层应力-变形线性方程组： （4）缝内流动线性方程组： （5）式中：为基质；为变分符号；为应力-应变本构矩阵；为应变；为裂缝；为裂缝上任意位置对应的相对位移；为缝内流体压力；为模型外边界；为位移；为体力；为地层边界；为地层边界上的地应力；为水力裂缝缝宽；为液体压缩系数；为时间；为散度算子；为液体粘度；为与水力裂缝内携砂液浓度有关的携砂液速度修正系数；为液体密度；为裂缝的边界；为裂缝暂堵段内暂堵剂堆积层的渗透率；和分别为裂缝地层应力-变形线性方程组中与地层节点位移和缝内节点压力对应的系数矩阵；和分别为地层节点位移和缝内节点压力；和分别为缝内流动线性方程组中与地层节点位移和缝内节点压力的系数矩阵；和均为向量；S4：建立缝内暂堵剂输运模型，结合所述第一时间步长的缝网形态与缝内流体流速模拟暂堵剂输运过程，计算获得缝内暂堵剂浓度分布；所述缝内暂堵剂输运模型为： （6） （7） （8）式中：为水力裂缝内暂堵剂的无因次浓度；为单位高度裂缝内的暂堵剂输运流量，当暂堵发生时，；为与缝宽粒径比有关的堵塞判断函数；为与无因次浓度、缝宽粒径比有关的暂堵剂输运速度修正系数；为单位高度裂缝内的携砂液流量；S5：根据裂缝暂堵理论判断天然裂缝网格暂堵情况，并确定当前时间步长是否收敛；若不收敛，则更新缝网形态，重复步骤S3-S5；若收敛，则重复步骤S3-S5，获取下一时间步长的缝网形态、缝内流体流速以及缝内暂堵剂浓度分布，直至完成所有时间步长模拟，获得最终的缝网形态、缝内流体流速以及缝内暂堵剂浓度分布；S6：计算当前水力压裂暂堵工艺方案的压裂液效率，并判断其是否满足压裂液效率要求；若不满足，则更新水力压裂暂堵工艺方案，重复步骤S3-S6；若满足，则以当前水力压裂暂堵工艺方案作为最终优化后的水力压裂暂堵工艺方案。

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