砂岩储层无填砂水力裂缝导流能力计算模型
基于DFN离散裂缝建模技术的低渗透砂岩储层裂缝表征研究
基于DFN离散裂缝建模技术的低渗透砂岩储层裂缝表征研究引言砂岩是一种常见的储油储气岩层，其中裂缝系统对于油气的储存和运移起着重要作用。
在低渗透砂岩储层中，裂缝的表征和建模对于油气勘探和开发具有重要意义。
本文将介绍一种基于DFN（离散裂缝网络）的裂缝建模技术，并针对低渗透砂岩储层进行裂缝表征研究。
DFN离散裂缝建模技术DFN是一种离散裂缝网络模型，用于模拟储层中的裂缝系统。
通过对裂缝的定量表征和建模，可以更好地理解裂缝的分布、形态和演化规律。
DFN建模技术主要包括以下几个步骤：1.数据采集：通过地质调查、钻探和岩心分析等方法，获取裂缝数据。
这些数据可以包括裂缝面积、长度、走向等信息。
2.数据处理：对采集到的裂缝数据进行处理和分析，包括数据清洗、统计分析和空间插值等方法。
3.裂缝参数提取：从处理后的裂缝数据中提取出裂缝的参数，包括裂缝密度、连接度和关联性等。
4.网络构建：根据裂缝参数，使用网络模型构建DFN。
DFN可以是连续的或离散的，通过连接裂缝节点来表示裂缝网络。
5.模型验证：将构建的DFN与实际裂缝数据进行比对，验证模型的准确性和可靠性。
低渗透砂岩储层裂缝表征研究低渗透砂岩储层中的裂缝系统对油气的储存和运移具有重要影响。
研究低渗透砂岩储层裂缝的表征方法对于油气勘探和开发具有重要意义。
本节将介绍基于DFN离散裂缝建模技术的低渗透砂岩储层裂缝表征研究。
数据采集与处理首先，需要对低渗透砂岩储层进行地质调查和钻探，获取裂缝数据。
然后，对采集到的裂缝数据进行清洗和处理，剔除异常值和噪音。
接下来，使用统计分析和空间插值等方法对裂缝数据进行分析和处理，得到裂缝的参数和特征。
裂缝参数提取从处理后的裂缝数据中提取裂缝的参数是裂缝表征的关键步骤。
常见的裂缝参数包括裂缝密度、长度、宽度、走向等。
通过统计分析和数学计算等方法，可以准确提取出这些参数。
DFN构建与模型验证根据裂缝参数，使用DFN建模技术构建低渗透砂岩储层的裂缝网络模型。
页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究
页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究王雷;王琦【摘要】为研究页岩气储层水力压裂后复杂裂缝导流能力,运用FCES-100裂缝导流仪,选取页岩地面露头岩心,加工成符合实验要求尺寸岩心板,将页岩复杂裂缝简化为转向裂缝和分支裂缝两种形式,用陶粒和覆膜砂两种类型支撑剂进行导流能力实验测试.实验结果表明:裂缝形态对导流能力影响较大,裂缝转向后导流能力明显低于单一裂缝,低闭合压力条件下转向裂缝与单一裂缝导流能力相差35％～ 40％,随闭合应力增大,差距逐渐增大;低闭合压力下陶粒导流能力高于覆膜砂,而当闭合压力增大后覆膜砂的导流能力反超陶粒,低铺砂浓度下反超趋势更加明显;分支裂缝存在时,等量支撑剂多条分支裂缝的等效导流能力小于单一裂缝,高闭合压力下分支裂缝中不同分支铺砂浓度的差异越大,导流能力与单一裂缝越接近.%In order to study the seepage capacity of complex fracture after fracturing of shale gas well,the outcrop shale being processed into the core plates whose size meets the requirements of the experiments,the complex fractures in the shale being simplified to two types:turning fractures and branching fractures,and ceramsite and coated sand being used as proppant,the seepage capacity of 2 kinds of complex fractures was tested by FCES-100 fracture flow deflector.The experimental results show that:the fracture morphology has a great influence on its seepage capacity,the seepage capacity of turning fracture is lower 35％～40％ than that of single fracture under low closing pressure,and the difference between both increases gradually with the increase of closing pressure;under low closure pressure,the seepage capacity of the ceramic proppant fracture is higherthan that of the coated proppant fracture,but with the increase of the closure pressure,the seepage capacity of the coated proppant fracture increases gradually and exceeds that of the ceramic proppant fracture,and the exceeding trend becomes more obvious under low sand concentration;the equivalent seepage capacity of branching fracture is lower than that of single fracture under the same amount of proppant,the difference between both dwindles with the increase of the difference in the sand concentration of different branch cracks under high closure pressure.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(032)003【总页数】5页(P73-77)【关键词】页岩气井;水力压裂;裂缝导流能力;支撑剂;复杂裂缝【作者】王雷;王琦【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE357.1王雷,王琦.页岩气储层水力压裂复杂裂缝导流能力实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2017,32(3):73-77.WANG Lei,WANG Qi.Experimental research on seepage capacity of complex fracture in shale gas reservoir after hydraulic fracturing[J].Journalof Xi′an Shiyou University (Natural Science Edition),2017,32(3):73-77.页岩气储层渗透率低、物性差，不采取增产改造措施一般没有工业产能[1-2]，而水力压裂是提高页岩气井生产能力的有效措施[3]。
水力压裂三维数学模型研究
式中： D 为应变速率张量， ρ 为流体密度，η 为流 体粘度，V 为流体流动速度矢量， F 为单位质量的 体积力。 对于幂律流体则有如下关系： η = KS ( n−1) 2 (13)
式中： n 为流态指数， K 为压裂液的稠度指数。S 为 ∂p 2 ∂p 2 + y x ∂ ∂ 压裂施工中压裂液的连续性方程为 ∂w ∂q ∂q y − qL = − x− ∂t ∂y ∂x
2 三维水力压裂数学模型的建立
岩石水力压裂过程是流体与外力共同作用下岩 石内部裂隙与裂缝发生、发展和贯通的过程[7] 。水 力压裂的第 1 阶段是形成裂缝。为此，把液体注入 井内直到压力超过岩层阻力而在该处产生水力破 裂。该阶段当钻井有天然裂缝时，可能不存在重新 造缝的情况。 水力压裂的第 2 阶段是已形成裂缝的扩 展。即把液体注入已形成的裂缝，迫使其扩展。裂 缝扩展的范围，取决于注入到岩层液体的体积和性 质。在某一点裂缝扩展期的支撑剂是浓缩液和注入 液的混合体。注入支撑剂的目的，在于保持裂缝不 闭合，并把浓缩液体导出[8] 。因此，三维水力压裂 的数学模型需要描述如下几个过程：破裂的产生、 破裂方向和裂缝的扩展、压裂液在裂缝中的运移、 压裂过程中的温度变化等。其数学模型一般包括： 应力-位移关系方程、裂纹扩展判据方程、流体流动 关系方程、能量守恒方程等。 2.1 水力压裂破裂准则 2.1.1 拉伸破裂准则 水力压裂破裂前的孔周应力分布由原始地应力 场、孔内流体压力和钻孔应力集中所构成[9]。为简 化分析，假设岩石为均质各向同性弹性介质，且无 渗透性，则若以压应力为正，孔壁处的应力为 σr = p σ θ = (σ H + σ h ) − 2(σ H − σ h ) cos 2θ − p (1) σ z = σv
基于数理推导的砂岩地层渗透率计算新模型
基于数理推导的砂岩地层渗透率计算新模型数学模型是分析地质层渗透率的重要工具，其实际应用受到许多限制。
本文提出了一种新的模型基于数理推导的砂岩地层渗透率计算新模型，可以很好地解决地质层渗透率分析中的问题。
对于不同的砂岩地层，渗透率分析的精度要求是不同的。
一般而言，砂岩的渗透率要低于一定的限度，以保证流体的安全流动。
根据传统计算方法，如果进行渗透率分析，必须利用相关的物理、力学和地质因素，建立分析模型，以准确测算砂岩地层的渗透率。
然而，为了达到较高的精度，往往需要耗费大量的量化计算，加之复杂的计算过程，让人望而却步。
基于数理推导的砂岩地层渗透率计算新模型是通过研究砂岩地层的基本物理参数，如孔隙度、总裂缝率、晶粒尺寸分布等，以及孔喉的表观尺寸等等，结合对复杂地质方程的拟合与计算，以数学模型的形式把砂岩的渗透率划分出来，从而推导出地质层渗透率的计算方法，并建立起渗透率计算的新模型。
该模型采用数学分析的方法，由基本物理参数提供初步拟合参数，进而使用孔隙系数来拟合相应的数据，从而揭示砂岩地层的渗透率等关系，并能够准确，快速地计算出砂岩地层的渗透率。
这种新模型解决了传统模型在渗透率分析方面所面临的一系列问题，使砂岩地层的渗透率分析得以更加精确准确。
基于该新模型，我们以XXX砂岩地层为例对其进行渗透率分析，结果表明，该模型可以准确地预测砂岩地层的渗透率，其结果与实际测量比较吻合。
此外，该模型还考虑了砂岩地层的复杂性，可以更好地表征砂岩地层的孔隙率、裂缝率及其他物理参数的影响，进一步改善了模型的准确性和精度。
总之，基于数理推导的砂岩地层渗透率计算新模型的开发，可以有效提高渗透率分析的准确性和精度，并且可以节省大量的计算时间和成本，极大地提高了模型的实用性。
由此可见，基于数理推导的砂岩地层渗透率计算新模型给砂岩地质渗透率分析带来了很大的帮助。
学术界和工程界对此模型的发展也给予了高度关注。
已经有一些研究人员在该领域开展了积极的研究，比如XXX大学的XX教授正在利用此模型研究砂岩的热渗透性，在该领域取得了显著成果。
储层改造--水力压裂技术
5、其它压裂液 （1）、醇基压裂液
（2）、胶束压裂液
（ 3）、浓缩胶压裂液
压裂液类型
1、水基压裂液体系 以水为分散介质，添加各种处理剂，特别是水溶性聚合物，形成具有 压裂工艺所需的较强综合性能的工作液。 一般水溶性聚合物与添加剂的水溶 液称为线性胶或稠化水压裂液。加入交 联剂后会形成具有粘弹性的交联冻胶 （具有部分固体性质，但在一定排量下又能流动） 特点：安全、清洁和容易以添加剂控制其性质而得到广泛应用。除少数 水 敏地层外几乎可用到所有油气储层。是发展最快最全面的体系。 水基压裂 液主要是用水溶胀性聚合物作为成胶剂，制成能悬浮支撑剂的稠 化溶液，具 有粘度高、摩阻低及悬砂能力强的优点。 缺点：热稳定性和机械剪切稳定性较差。为了克服这一缺点，又发展了 交链压裂液和延迟交链压裂液。
泡沫半衰期：在大气压条件下，用来产生泡沫的液体有一半从泡沫中所 破裂出 所需的时间。 70%-80%干度的泡沫使用高质量起泡剂一般有3-4min半衰期，添 加聚合 物稳定剂可延长到20~30min.
配制泡沫压裂液的液体：水、稠化水、交联冻胶等含表面活性剂。
泡沫的滤失性
滤失系数：泡沫流体施工时度量流体滤入地层的流动阻力的一 个系数。 主要影响因素： 1）岩心试样的渗透率，当其增度，其增大，滤失变小； 3）温度增加滤失量缓慢增加（随温度增加使泡沫液相稀释）；
优点：避免对水敏性产油层使水基液而引起的地 层伤害。适用低压、 偏油润湿、强水敏性地层。 缺点：易燃，摩阻高、比水基压头小导致泵压 高、添加剂用量大、成 本高、现场配制及质量控制 较困难。
4、乳化压裂液体系及添加剂 油水两相基本类型：油外相和水外相 油外相乳化液的粘性与基油十分相似，它可与油的高粘度相联系的高摩擦 阻力（对比水外相）。 乳化压裂液水相由植物胶稠化剂和含有表面活性剂的淡水或盐水配制而 成，油相可以是原油或柴油。 根据表面活性剂（乳化剂）性质 不同，可形成水包油和油包水两种类 型 压裂液。 粘度随水相聚合物浓度及油相体积比例增加而增大。
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法致密砂岩储层是一种具有高孔隙度和低渗透率的储层，其开发难度较大。
水力压裂技术是一种有效的开发方法，但其成功与否取决于裂缝的导流能力。
因此，确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法非常重要。
一、实验方法1. 压汞法压汞法是一种常用的实验方法，通过测量岩石孔隙度和孔隙连通率，计算出岩石的渗透率和渗透率分布。
该方法适用于孔隙度较大的岩石，但对于孔隙度较小的致密砂岩储层效果不佳。
2. 水力压裂实验水力压裂实验是一种直接测量裂缝导流能力的方法。
该实验通过在实验室中模拟水力压裂过程，测量裂缝的长度、宽度和导流能力等参数，从而确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力。
二、实验结果分析通过实验方法得到的数据，可以分析致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的特点和规律。
一般来说，致密砂岩储层的导流能力与裂缝的长度、宽度、连通性和分布等因素有关。
具体分析如下：1. 裂缝长度裂缝长度是影响致密砂岩储层导流能力的重要因素之一。
实验结果表明，裂缝长度越长，导流能力越强。
因此，在水力压裂过程中，应尽可能延长裂缝长度，以提高导流能力。
2. 裂缝宽度裂缝宽度也是影响致密砂岩储层导流能力的重要因素之一。
实验结果表明，裂缝宽度越大，导流能力越强。
因此，在水力压裂过程中，应尽可能扩大裂缝宽度，以提高导流能力。
3. 裂缝连通性裂缝连通性是指裂缝之间的连通情况。
实验结果表明，裂缝连通性越好，导流能力越强。
因此，在水力压裂过程中，应尽可能增加裂缝之间的连通性，以提高导流能力。
4. 裂缝分布裂缝分布是指裂缝在岩石中的分布情况。
实验结果表明，裂缝分布越均匀，导流能力越强。
因此，在水力压裂过程中，应尽可能均匀地分布裂缝，以提高导流能力。
三、结论通过实验方法和结果分析，可以得出以下结论：1. 压汞法适用于孔隙度较大的岩石，但对于孔隙度较小的致密砂岩储层效果不佳。
2. 水力压裂实验是一种直接测量裂缝导流能力的方法，可以有效地确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力。
天然裂缝影响下水力裂缝扩展的、数值建模分析
裂 缝影 响并 改变 了储层 中的地应力 分 布格局 。 ② 伴 随着水 力裂 缝 的动 态扩 展 ， 然 裂 缝 会 发 天
２ ５期
肖光辉 ， ： 等 天然 裂缝影 响下水力裂缝扩展 的数值建模分析
６ ６ ４３
建 立了包括裂缝 内流体运动、 地层流体渗流和储层应力变形 的水力裂 缝扩展理论 模型方程 ， 用 图形建模 数值方 法 ， 运 分析得 到低渗透岩 石天然裂缝对水力压裂裂缝开展 的影响： 天然裂缝对水力裂缝端部 应力场 的改变形 成混合裂缝 扩展形式 ； 位于水
力裂缝端部拉张 区域 的张性天然裂缝 ， 因为压裂液漏失和 因路径 改变产生 的摩 阻力 ， 造成水力 裂缝 内有效驱 动压 力耗散 ， 影
研 究和压 裂方 案设 计 。
现有的水 力裂缝扩展模拟方法是 首先假 定一
初 始 长度和 宽度 的半 椭 圆 型或 半 圆型裂 缝 ， 得 缝 求
内流体 压力 和 速 度 的 一 维或 二 维分 布 ； 后 根 据 Ｉ 然
１ 天然裂缝对水力裂缝扩展的影响原因分析
水力 压裂 问题 的 核 心 本 质 是 地 层 岩 石 在 流 体 压 力作用 下 的 变形 及 破 裂 过 程 。水 力 裂 缝 的扩 展 直 接受 压裂液 的流 体 特 性及 岩 石 力 学性 质 所 控 制 。
第１ ２卷
第２ ５期
２１ ０２年 ９月
科
学
技
术
与
工
程
Ｖｏ．１ Ｎｏ ５ Ｓ ｐ．２０１ １ ２ ．２ ｅ ２
１７ — １１ （０ ２ ２ —４ ２０ ６ １ ８ ５ ２ １ ）５ ６ ６ —５
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法在油气勘探开发过程中，致密砂岩储层的水力压裂技术被广泛应用于提高储层渗透率和采收率。
水力压裂通过注入高压液体使岩石崩溃和形成裂缝，进而改善岩石的导流性。
然而，对于致密砂岩储层来说，压裂施工的效果往往受到裂缝导流能力的限制。
准确评估和确定致密砂岩储层的裂缝导流能力至关重要。
本文将介绍一种实验方法来确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力。
1. 实验目的与背景在进行实验前，我们首先需要明确实验的目的和背景。
致密砂岩储层的裂缝导流能力决定了水力压裂的成功与否，我们需要对其进行准确的评估。
该实验旨在探索一种可行的方法来确定致密砂岩储层的裂缝导流能力，为水力压裂施工提供科学依据。
2. 实验装置与流程为了模拟实际的水力压裂过程，并测量致密砂岩储层的裂缝导流能力，我们将搭建一个实验装置。
2.1 实验装置实验装置主要包括压力控制系统、压力传感器、流量计、岩心模拟装置和数据采集系统。
压力控制系统：用于控制实验中的注水压力，并保持稳定。
压力传感器：用于测量实验过程中的压力变化。
流量计：用于测量实验中流体的流量。
岩心模拟装置：用于模拟致密砂岩储层，并设置裂缝模型。
数据采集系统：用于记录和分析实验过程中的数据。
2.2 实验流程（1）准备岩心样品：根据实际储层条件，选择合适的岩心样品，并进行表面处理和尺寸修整，确保实验的准确性和可靠性。
（2）岩心样品装配：将岩心样品安装到岩心模拟装置中，并确保其处于良好的密封状态。
（3）注水压力控制：通过压力控制系统，将注水压力控制在合适的范围内，以模拟水力压裂过程中的注水压力。
（4）测量裂缝导流能力：通过流量计和压力传感器，测量实验过程中的水流量和压力变化。
（5）数据采集与分析：利用数据采集系统，记录实验过程中的数据，并进行数据分析，以得出致密砂岩储层的裂缝导流能力。
3. 实验结果与讨论在实验完成后，我们可以获得实验数据，并进行结果分析与讨论。
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法致密砂岩储层在油气勘探开发中具有重要地位，水力压裂技术是一种常用的增强储层产能的方法。
然而，压裂后的裂缝支撑和导流能力直接影响着储层的产能和经济效益。
因此，确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法变得十分重要。
实验确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的方法可以分为以下几个步骤：
1. 采集致密砂岩岩芯样品，进行物理性质测试，包括孔隙度、渗透率、体积密度等。
2. 制备具有一定尺寸和形状的致密砂岩模型，用于模拟水力压裂过程，并在模型中人为制造裂缝。
3. 在实验装置中，将致密砂岩模型放置于高压水箱中，并通过控制水压力和流量来模拟水力压裂作用。
4. 实时记录模型上裂缝的形态和尺寸变化，并对压裂后的裂缝进行支撑和导流能力测试。
5. 根据实验数据和模型分析结果，确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的性能参数及其对产能的影响。
通过以上实验方法，可以有效地确定致密砂岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力的能力，为储层开发提供科学依据。
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实验确定页岩储层水力压裂自支撑裂缝导流能力的方法
实验确定页岩储层水力压裂自支撑裂缝导流
能力的方法
页岩储层水力压裂自支撑裂缝导流能力的实验方法通常包括以下步骤：
1.制备样本：从实际的页岩储层中采集岩石样品，并进行化学分析和物理性质测试。
样品应具有代表性，包括岩性、孔隙度、渗透率等特征。
2.压力实验：使用水力压裂装置对样本进行水力压裂实验，以模拟实际的压裂过程。
在实验过程中，应记录不同压力下的裂缝形态、数量、长度、宽度、方向等参数。
3.流量测定：通过流量计等设备，测定压裂后自支撑裂缝的导流能力。
实验中应记录不同压力下的流量、速度、压降等参数。
4.数据分析：根据实验结果，通过数据分析和统计方法，评估页岩储层水力压裂自支撑裂缝导流能力。
这包括裂缝面积、渗透率、导流效率等指标。
同时也可以通过数值模拟等方法对实验结果进行验证和分析。
综上所述，页岩储层水力压裂自支撑裂缝导流能力的实验方法，需要设计合理的实验流程、选取合适的样品和测量设备，并进行数据分析和模拟验证。
通过这些方法，可以更加准确地评估页岩储层水力压裂后的导流能力，为实际的生产开发提供参考依据。
支撑裂缝导流能力评价及影响因素实验研究
支撑裂缝导流能力评价及影响因素实验研究水力加砂压裂效果取决于支撑裂缝的导流能力，不同的支撑裂缝具有不同的导流能力。
通过API导流室和裂缝岩心实验，研究了闭合压力、不同流体以及支撑剂类型及粒径对主要裂缝和次要裂缝导流能力的影响。
结果表明，主要裂缝具有较好的导流能力，是主要的油水流动通道;次要裂缝是次要的油水渗流通道。
闭合压力越大，流体粘度越大，支撐剂粒径越小，支撑裂缝的导流能力越差;闭合压力是影响主要裂缝导流能力的主要因素，且相同条件下导流能力陶粒最好，石英砂次之，覆膜石英砂导流能力最差;次要裂缝的导流能力更容易受到损害，受到闭合压力和流体的粘度影响最大。
标签：支撑裂缝;导流能力;渗流通道;闭合压力;粘度引言鄂尔多斯盆地三叠系延长组广泛发育低渗透—超低渗透—致密砂岩储层，其具有物性差、孔喉结构复杂和非均质性强的特点[1]。
使得该类储层的开发往往需要压裂技术对储层进行改造，因此，大量研究学者对支撑剂性能、压裂工作液及压裂参数对支撑裂缝导流能力进行评价。
1 实验部分1.1实验材料及条件实验所用陶粒、石英砂和覆膜石英砂均为延长油田矿场目前所用支撑剂，粒径为20/40和40/70目两种规格。
实验所用蒸馏水室温条件下密度ρ=0.999g/cm3，粘度m=1.12 mPa·s;所用活性水室温下的密度为0.973g/cm3，粘度为1.35mPa·s。
实验所用破胶压裂液为胍胶破胶液，完全破胶后室温下密度ρ=0.993g/cm3，粘度3.67 mPa·s;所用滑溜水室温条件下密度ρ=0.997g/cm3，粘度为7.42 mPa·s。
实验所用岩心均取自延长油田低孔、低渗砂岩岩心，以保证劈开裂缝为岩心渗流通道;取心长度4.5 cm～5.0 cm，直径2.5 cm左右，经洗油烘干后用岩心切割机造缝，造缝前气测渗透率小于1mD，孔隙度6%～12%，造缝后铺置一定支撑剂在岩心切面，再用热塑胶带固定。
裂缝导流能力实验 ++++
我中国石油大学采油工程实验报告实验日期：2014.11.14 成绩：班级：学号：姓名:教师：战永平同组者：实验三裂缝导流能力模拟实验一、实验目的1.了解岩石被支撑裂缝的导流能力随闭合压力变化的规律,以及在相同闭合压力条件下不同铺砂浓度导流能力的差异；2.分别应用达西公式与二项式公式计算，分析结果的异同点，并说明原因；3.熟悉裂缝导流仪的操作及实验流程。
二、实验原理裂缝的渗透率可由气体渗流的流量来反映，测量气体在不同入口和出口压力下的流量后，可通过气体径向渗流的达西公式来确定裂缝的导流能力。
三、实验仪器和材料1. 仪器名称:裂缝导流仪,包括以下组成部分:压力试验机，空气压缩机，定值器，精密压力表，浮子流量计，岩心（钢板）模，游标卡尺,电子天平.2. 材料：同产地的石英砂和陶粒。
四、实验步骤1、准备实验工作（1）在附表1中记录使用的支撑剂名称、产地、粒径及室内温度下的气体粘度；（2）用游标卡尺量出岩心模的外径及孔眼的内径,记录附表1中，用作计算岩心模面积；（3）称一定重量的支撑剂（记下支撑剂的颗粒直径）均匀地铺在岩心模面上，要保持单层，铺完后用放大镜检查一下支撑剂是否铺的均匀和紧密。
然后称剩余支撑剂的重量，二者之差即为铺在岩心上的支撑剂的重量，并按下式计算出支撑剂的浓度：2g ，铺有支撑剂岩心的面积单层支撑剂的重量支撑剂（砂子）的浓度将此浓度值记入表1中。
（4）将上岩心片（孔眼向下）放于下岩心片的上方，然后上下岩心片放在试验机下承压板中心位置。
（5）认真记录试验机载荷刻度盘上加载值。
2、岩心加压法（1）岩心放在下承压板上，用手旋转螺杆将上承压板合并，压住岩心模型，准备加载。
（2）旋紧回油阀，按绿钮开机器，用送油阀慢慢加压，通过控制送油阀开启程度控制加压速度，当主动指针(黑针)转到1.5吨(或1KN)时,将送油阀放慢关闭维持此点上.将定值器打开使气体进入浮子流量计中，同时浮子上升，调节定值器旋钮,使浮子指示到流量计刻度的最高度值。
致密砂岩储层不同含水条件下水力裂缝扩展物理模拟
收稿日期： ２０１８⁃０５⁃１６ 改回日期： ２０１８⁃１１⁃２８ 基金项目： 国家科技重大专项 “ 临兴—神府地区煤系地层煤层气、 致密气、 页岩气合采示范工程” （２０１６ＺＸ０５０６６） 。 作者简介： 张 健， 男， １９８１ 年生， 博士， 从事煤层气、 致密砂岩气开发研究。
ＺＨＡＮＧ Ｊｉａｎ （ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｔｅｄ Ｃｏａｌｂｅｄ Ｍｅｔｈａｎｅ Ｃｏ Ｌｔｄ������ ， Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００１１， Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ： Ｔｈｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｗａｔｅｒ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ， ｔｈｅ ｉｎｊｅｃｔｅｄ ｍｏｄｅ ａｎｄ ｓａｌｉｎｉｔｙ ｏｆ ｔｈｅ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｃａｎ ａｆｆｅｃｔ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｈｙｄｒａｕｌｉｃ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｉｎ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ． Ｉｎ ｏｒｄｅｒ ｔｏ ｇｒａｓｐ ｔｈｅ ｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇ ｌａｗｓ ｏｆ ｔｈｅ ｔｈｒｅｅ ｆａｃｔｏｒｓ ｓｔａｔｅｄ ａｂｏｖｅ ｏｎ ｔｈｅ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ， ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｈｅｌｐ ｏｆ ｔｈｅ ｌａｒｇｅ⁃ｓｉｚｅ ｒｅａｌ⁃ｔｒｉａｘｉｓ ｓｉｍｕｌａ⁃ ｔｉｎｇ⁃ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｙｓｔｅｍ， ｔｈｅ ｈｙｄｒａｕｌｉｃ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｉｎｉｔｉａｔｉｏｎ ａｎｄ ｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎ ｃｏｎｆｉｇｕｒａｔｉｏｎｓ ｗｅｒｅ ｒｅｓｅａｒｃｈｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｗａｔｅｒ⁃ｂｅａｒｉｎｇ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ． ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｈｅｌｐ ｏｆ ｔｈｅ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｏｆ ｔｈｅ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｆｌｕ⁃ ｉｄ， ｔｈｅ ｏｐｅｒａｔｉｏｎａｌ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｖａｒｉａｂｌｅ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｃａｎ ｂｅ ｓｉｍｕｌａｔｅｄ， ｂｙ ｍｅａｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｓｏａｋｅｄ ｔｉｍｅ ｂｙ ｔｈｅ ｓａｔｕｒａｔｅｄ ｗａｔｅｒ ｆｏｒ ｔｈｅ ｒｏｃｋ ｓａｍｐｌｅ， ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｗａｔｅｒ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎｓ ｃａｎ ｂｅ ｓｉｍｕｌａｔｅｄ， ｕｓｉｎｇ ｔｈｅ ｂｒｉｎｅ ｄｅｎｓｉｔｙ， ｔｈｅ ｒｅ⁃ ｑｕｉｒｅｄ ｓａｌｉｎｉｔｙ ｆｏｒ ｔｈｅ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｃａｎ ｂｅ ｓｉｍｕｌａｔｅｄ． Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ ｔｈｅ ｓａｌｉｎｉｔｙ ｃａｎ ｂｅ ｃｏｎｄｕｃ⁃ ｔｉｖｅ ｔｏ ｔｈｅ ｉｎｉｔｉａｔｉｏｎ ａｎｄ ｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎ； ｔｈｅ ｖａｒｉａｂｌｅ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｃａｎ ｈｅｌｐ ｔｏ ｐｌｕｇ ｔｈｅ ｒｅｍｏｖａｌ ｏｆ ｔｈｅ ｐｏｒｅ ｔｈｒｏａｔ， ｗｈｉｃｈ ｉｓ ｍｏｒｅ ｃｏｎｄｕｃｉｖｅ ｔｏ ｔｈｅ ｉｎｉｔｉａｔｉｏｎ ａｎｄ ｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｈｙｄｒａｕｌｉｃ ｆｒａｃｔｕｒｅ； ｗｈｉｌｅ ｔｈｅ ｆｏｌｌｏｗｉｎｇ ｔｗｏ ｃｏｎｄｉ⁃ ｔｉｏｎｓ ａｒｅ ｊｕｓｔ ｏｎ ｔｈｅ ｃｏｎｔｒａｒｙ： ｔｈｅ ｒｉｓｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｗａｔｅｒ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ｐｏｒｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ； ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｅａｒｔｈ ｓｔｒｅｓｓ ｏｆ ｔｈｅ ｎｏｒｍａｌ ｆａｕｌｔ， ｔｈｅ ｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｃａｎ ｂｅ ｇｅｎｅｒａｌｌｙ ｉｎ ｔｈｅ ｓａｍｅ ｄｉ⁃ ｒｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｍａｘｉｍｕｍ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｔｅｒｒｅｓｔｒｉａｌ ｓｔｒｅｓｓ．
砂岩储层无填砂水力裂缝导流能力计算模型
砂岩储层无填砂水力裂缝导流能力计算模型严向阳;王腾飞;李楠;徐永辉;何双喜;陈林【摘要】裂缝导流能力主要是通过实验方式获取,只有较少的理论计算模型计算填砂裂缝导流能力,对于未填砂水力裂缝导流能力的理论计算模型几乎没有.为此,根据未填砂水力裂缝闭合后的特点,并结合Carman-Kozeny公式和Walsh模型,建立了砂岩储层无填砂水力裂缝导流能力计算模型;通过考虑颗粒剥离充填,并利用Hardin颗粒破碎模型,建立了考虑颗粒支撑和颗粒破碎情况下的无填砂水力裂缝导流能力计算模型.通过上述模型分别计算了岩石颗粒粒径、闭合应力、颗粒剥离填充水力裂缝情况下,颗粒铺置方式及颗粒破碎对无填砂裂缝导流能力的影响.计算结果表明:储层的岩石颗粒粒径越大,闭合应力越小,无填砂水力裂缝导流能力越高;岩石颗粒剥离填充水力裂缝情况下,颗粒铺置层数越多,无填砂水力裂缝导流能力越大;考虑颗粒破碎情况下,岩石粒径越大,无填砂水力裂缝导流能力下降越明显.上述模型的建立为未填砂水力裂缝导流能力计算提供了依据.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2017(007)001【总页数】5页(P27-31)【关键词】无填砂裂缝导流能力;砂岩储层;水力压裂;颗粒粒径;闭合压力;计算模型【作者】严向阳;王腾飞;李楠;徐永辉;何双喜;陈林【作者单位】延安能源化工(集团)能新科油气技术工程有限公司,陕西延安716000;延安能源化工(集团)能新科油气技术工程有限公司,陕西延安 716000;中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院,新疆乌鲁木齐830000;美国能新科国际有限公司,北京100022;延安能源化工(集团)能新科油气技术工程有限公司,陕西延安 716000;延安能源化工(集团)能新科油气技术工程有限公司,陕西延安716000【正文语种】中文【中图分类】TE357.1加砂压裂的水力裂缝主要是通过支撑剂支撑裂缝实现导流能力，而对于不加砂情况下的裂缝或未有效支撑的次生、诱导裂缝主要是通过裂缝转向、剪切滑移和壁面粗糙度造成裂缝不闭合实现导流能力[1-2]。
实验四 裂缝导流能力模拟试验
实验四裂缝导流能力模拟实验一．实验目的1.了解岩石被支撑裂缝的导流能力随闭合压力变化的关系；2.熟悉压力试验机的操作及实验流程。
二．实验原理裂缝的渗透率可由气体渗流的流量来反映，测量气体在不同入口和出口压力下的流量后，可通过气体径向渗流的达西公式来确定裂缝的导流能力。
三．实验仪器和材料1.仪器：压力试验机，空气缩机—供气源，精密压力表，浮子流量计，岩心（钢板）模，游标卡尺，放大镜。
2.材料：不同产地的压裂砂、陶粒。
四．实验步骤1.试验支撑剂样品之前，在没有装入支撑剂时，用尺子测量每一个闭合压力值下的岩心室垂向尺寸，也可测量压力机上两个压力盘之间的距离，将这些值作为测量支撑剂填充厚度的基础值。
2.将岩心室腔体内部处理干净；给下底盘放上矩形圈，涂上黄油后装入腔体，并铺放一层不锈钢垫片保护矩形圈。
3.根据实验所需量处支撑剂体积，装入腔体（为了得到更好的重复性，建议为加载时支撑剂最大填充厚度为1.3cm，最小填充厚度为0.25cm），并用刮屏工具刮平，不能用震动敲击方法，否则会将较细的支撑剂沉到下面，再放入一层不锈钢垫片。
4.利用装夹工具就爱那个上端盖装入腔体后放在压力机上。
5.开压力机电源，打开油路开关，关闭回油阀，逆时针旋转打开送油阀。
待压力接近实验所需压力值，关小送油阀。
微调送油阀是指针指向实验所需压力值不懂。
测量两个压力盘之间的距离，将这两个值记录下来。
6.连接号实验流程，打开空气压缩机，超压报警停止工作后顺时针打开解压器，将压力值调节到0.25Mpa；调节定值器，待流量和压力稳定后从U型管压力计读出上压，从浮子流量计读出流量。
7.再将压力机跳到下一个闭合压力点（最大必和压力为100Mpa，645KN），重复5-6过程。
8.试验完成后关闭空气压缩机，关闭定值器，解压器。
打开压力机回油阀，关闭压力机电源后拆掉流程管线。
9.拿下岩心室，利用卸甲工具将上端盖，下底盘卸下，清出支撑剂，冲洗岩心室各种组件。
煤储层压裂裂缝导流能力计算模型及应用
煤储层压裂裂缝导流能力计算模型及应用孟雅;李治平;郭珍珍【摘要】裂缝导流能力是影响煤层气井产能的重要因素之一,除实验研究裂缝导流能力外,还需应用数学方法建立裂缝导流能力计算模型,实现对裂缝导流能力快速有效的评价.以Carman-Kozeny公式为基础,建立了不同条件下的煤储层裂缝导流能力计算模型,分析了支撑剂尺寸、铺置层数、闭合压力与裂缝导流能力的关系.结果表明:支撑剂粒径越大,铺置层数越多,裂缝导流能力越大;闭合压力与裂缝导流能力呈现负相关关系;相同闭合压力时,支撑剂多层铺置的导流能力明显大于单层铺置时的导流能力.建议在压裂前期,使用较小粒径的支撑剂,使裂缝延伸更长;后期尾追较大粒径的支撑剂,提高近井地带的导流能力.【期刊名称】《煤炭学报》【年(卷),期】2014(039)009【总页数】5页(P1852-1856)【关键词】煤层气;压裂;裂缝导流能力;理论模型;影响因素【作者】孟雅;李治平;郭珍珍【作者单位】中国地质大学(北京)非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】P618.11水力压裂是油气开发常用的增产措施,水力压裂的目的是形成一条通往井筒的高导流能力裂缝,以便储层中的流体以更小的阻力流入井筒[1]。
在压裂过程中,支撑剂的性能影响着裂缝的导流能力,由于煤层气储层具有孔隙度低、渗透率小、压力相对较低、弹性模量小、泊松比较大、质软等特点,支撑剂对裂缝导流能力的影响相对常规石油天然气储层而言有其特殊性,受到国内外学者广泛关注。
致密砂岩储层支撑裂缝导流能力的影响因素研究
致密砂岩储层支撑裂缝导流能力的影响因素研究陈立群;朱宝坤;于兆坤;肖文凤【摘要】室内采用API裂缝导流能力测试仪对鄂尔多斯盆地某致密砂岩储层进行支撑裂缝导流能力影响因素评价实验.结果表明,单一粒径陶粒支撑剂在高闭合压力下裂缝导流能力明显下降,而将3种粒径陶粒支撑剂按1:1:1进行混合后,在高闭合压力下仍能保持较高的导流能力.支撑剂强度越高、铺砂浓度越大,裂缝导流能力越高.现场压裂液对裂缝导流能力影响较大,当闭合压力为75 MPa时,使用现场压裂液作为实验流体的裂缝导流能力比使用3％KCl溶液时下降60％以上.在纤维A加量小于0.04％时,随着纤维A加量的增大,裂缝导流能力逐渐降低;当纤维A加量大于0.04％时,裂缝导流能力逐渐升高,当纤维A加量为0.06％时,裂缝导流能力最高,再继续增大纤维A加量,裂缝导流能力逐渐下降.因此,在致密砂岩储层水力加砂压裂施工中,选择合适的压裂液和纤维等添加剂,以确保裂缝具有较高的导流能力.【期刊名称】《化学与生物工程》【年(卷),期】2019(036)009【总页数】4页(P53-56)【关键词】致密砂岩储层;裂缝导流能力;压裂液;纤维;影响因素【作者】陈立群;朱宝坤;于兆坤;肖文凤【作者单位】中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300450;中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300450;中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300450;中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300450【正文语种】中文【中图分类】TE357.12低渗透致密砂岩油藏通常具有流动孔喉半径小、渗透率低、自然产能低以及注水开发困难等特点，因此，针对致密砂岩储层通常采用水力加砂压裂来进行储层改造，通过压裂施工在储层中形成大量的人造裂缝网络，然后泵入支撑剂用来支撑这些压裂开来的人造裂缝，以确保压裂改造后的储层具有比较高的导流能力，提高致密砂岩油藏的后期采收率[1-3]。
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ｏ ｆ ｕ ｎ ｐ ａ ｃ ｋ ｅ ｄ ｒａ ｆ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ， ａ ｎ ｄ ｃ ｏ ｍｂ ｉ ｎ ｅ ｄ ｗ ｉ ｔ ｈ Ｃ ａ ｒ ｍａ ｎ —Ｋｏ ｚ ｅ ｎ ｙ ｆ ｏ ｒ ｍｕ ｌ ａ ａ ｎ ｄ Ｗａ ｌ ｓ ｈ ｍｏ ｄ ｅ ｌ ， ａ ｃ ａ ｌ ｃ ｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｍｏ ｄ ｅ ｌ ｏ ｆ ｕ ｎ ｐ ａ ｃ ｋ ｅ ｄ ｈ ｙ ｄ ｒ ａ ｕ ｌ ｉ ｃ
粒剥 离填 充水力裂缝 情况下 ， 颗粒铺置 方式及颗粒破碎 对无填砂裂 缝导流 能力的影响。计 算结果表明 ： 储 层的岩石颗粒
粒径越 大， 闭合应力越 小， 无填砂水 力裂缝导流能力越高 ； 岩石颗粒剥 离填 充水 力裂缝情况下 ， 颗粒铺置 层数越多 ， 无填砂 水力裂缝 导流能力越大 ； 考虑颗粒破碎情况下 ， 岩石粒径越 大， 无填砂水 力裂缝导流能力下 降越 明显。上述模 型的建 立为 未填砂水力裂缝导流 能力计算提供 了依据。 关键 词 ： 无填砂 裂缝 导流能力； 砂岩储层 ； 水 力压 裂； 颗粒粒径 ； 闭合压力 ； 计算模 型 中图分类号 ： Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． １ 文献标识码 ： Ａ
Ｙａ ｎ Ｘｉ ａ ｎ ｇ ｙ ａ ｎ ｇ ， Ｗａ ｎ ｇ Ｔ ｅ ｎ ｇ ｆ ｅ ｉ ， Ｌ ｉ Ｎａ ｎ ， Ｘｕ Ｙｏ ｎ ｇ ｈ ｕ ｉ 。 ， Ｈｅ Ｓ ｈ ｕ ａ ｎ ｇ ｘ ｉ ａ ｎ ｄ Ｅ ｎ ｅ ｒ ｇ ｙＳ ｅ ｒ ｖ ｉ ｃ ｅ ｓ Ｃ ｏ ｒ ｐ ｏ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ， Ｙ ａ ｈ＂ ａｎＥｎ ｅ ｒ ｇ ｙａ ｎ ｄＣ ｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｃ ｏ ． ， Ｌ ｔ ｄ ． ， Ｙ ａ ｈ‘ ａ ｎ ， Ｓ ｈ ａ ａ ｎ ｘ ｉ ７ １ ６ ０ ０ ０ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ；
Ａ ｃ ａ ｌ ｃ ｕｌ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｍｏ ｄ ｅ ｌ ｏ ｆ ｕ ｎｐ ｒ ｏ ｐ ｐ ｅ ｄ ｈｙ ｄｒ ａ ｕ ｌ ｉ ｃ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕｒ ｅ ｌｏ ｆ ｗ ｃ ｏ ｎ ｄ ｕｃ ｔ ｉ ｖ ｉ ｔ ｙ ｉ ｎ ｓ ａ ｎ ｄ ｓ ｔ ｏ ｎｅ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｃ ｏ ｎ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｖ ｉ ｔ ｙ ｉ ｓ ｍａ ｉ ｎ ｌ ｙ ｏ ｂ ｔ ａ ｉ ｎ ｅ ｄ ｒｏ ｆ ｍ ｅ ｘ ｐ ｅ ｒ ｉ ｍｅ ｎ ｔ ｓ ， ａ ｎ ｄ ｏ ｎ ｌ ｙ ｓ ｅ ｖ ｅ ｒ ａ ｌ ｔ ｈ ｅ ｏ ｒ ｅ ｔ ｉ ｃ ａ ｌ ｍｏ ｄ ｅ ｌ ｓ ａ ｒ ｅ ｕ ｓ ｅ ｄ ｆ ｏ ｒ ｃ ａ ｌ ｃ ｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｐ ａ ｃ ｋ ｅ ｄ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｃ ｏ ｎ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｖ ｉ ｔ ｙ ， ｗｈ ｉ ｌ ｅ ｈ ａ ｒ ｄ ｌ ｙ ａ ｎ ｙ ｍｏ ｄ ｅ ｌ ｓ ｏｒ ｆ ｕ ｎ ｐ ａ ｃ ｋ ｅ ｄ ｒａ ｆ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｃ ｏ ｎ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｖ ｉ ｔ ｙ ｅ ｘ ｉ ｓ ｔ ． Ａｃ ｃ ｏ ｒ ｄ ｉ ｎ ｇ ｔ ｏ ｔ ｈ ｅ ｃ ｌ ｏ ｓ ｕ ｒ ｅ ｃ ｈ ａ ｒ ａ ｃ ｔ ｅ ｒ ｓ
流 能力的理论计 算模 型几 乎没有。为 此， 根据 未填砂水 力裂缝 闭合 后 的特 点， 并结合 Ｃ ａ ｒ ｍ ａ ｎ — Ｋ ｏ ｚ ｅ ｎ ｙ 公 式和Ｗａ ｌ ｓ ｈ 模型，
建立 了砂 岩储 层无填砂水力裂缝 导流能力计算模型 ； 通过考虑颗粒剥 离充填 ， 并利用 Ｈａ ｒ ｄ ｉ ｎ 颗 粒破 碎模 型 ， 建立 了考 虑颗 粒支撑 和颗粒破碎 情况下 的无填 砂水力裂缝 导流能力计 算模 型。通过 上述模 型分别 计算 了岩石颗粒 粒径 、 闭合 应力 、 颗
２ ． Ｒｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ ｏ ｆ Ｅ ｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ ａ ｎ ｄ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ， Ｎ ｏ ｒ ｔ ｈ ｗ ｅ ｓ ｔ Ｏ ｉ ｌ ｈ ＇ ｅ ｌ ｄ Ｃ ｏ ｍ ｐ ａ ｎ ｙ ， Ｓ Ｉ Ｎ Ｏ Ｐ ＥＣ Ｕ ｒ ｕ ｍ ｑ ｉ ， Ｘ ｉ ｎ ｊ ｉ ａ ｎ ｇ８ ３ ０ ０ ０ ０ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ； ３ ． Ｅ ｎ ｅ ｒ ｙＮ ｇ ｅ ｗ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｉ ｅ ｓ Ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ ｎ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ Ｃ ｏ ｒ ｐ ｏ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ． Ｂ ｅ ｉ ｊ ｉ ｎ ｇ １ ０ ０ ０ ２ ２ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
（ １ ． 延安 能源化工 （ 集 团） 能新科 油气 技术工程有限公司 ， 陕西 延安 ７ １ ６ ０ ０ ０ ； ２ ． 中 国石化西北油 田分公司石油工程技术研究院 ， 新疆 乌鲁木齐 ８ ３ ０ ０ ０ ０ ； ３ ． 美国能新科 国际有限公 司， 北京 １ ０ ０ ０ ２ ２ ） 摘要 ： 裂缝导流 能力 主要是通过实验方式获取 ， 只有较少 的理论 计算模型计算填砂裂缝 导流能力， 对于未填砂水力裂缝 导
油 气藏 评 价 与 开 发
第７ 卷 第１ 期
Ｒ Ｅ Ｓ Ｅ Ｒ Ｖ Ｏ Ｉ Ｒ Ｅ Ｖ Ａ Ｌ Ｕ Ａ Ｔ Ｉ Ｏ Ｎ Ａ Ｎ Ｄ Ｄ Ｅ Ｖ Ｅ Ｌ Ｏ Ｐ Ｍ Ｅ Ｎ Ｔ ２ ０ １ ７ 年２ 月
砂岩储层无填砂水力裂缝导流能力计算模型
严向阳 ， 王腾飞 ， 李 楠 ， 徐永辉。 ， 何双喜 ， 陈林