本发明公开一种基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法，利用数字定量化CT无损检测技术，建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，构建全直径三维数字岩心包含类似钻井井筒的固液耦合三维数字有限元力学结构数字模型，通过三维数字模型有限元应力应变模拟，预测致密储层在压裂液作用下人工压裂缝网发育状态及随压力增加压裂缝网演化特征与规律，为目标区致密储层人工压裂方案及缝网实施效果的控制提供定量化三维技术数据，以评价预测各层段压裂缝网效果的差异性，优选致密储层人工压裂的“甜点”段，提高了致密油气钻探压裂效果的准确度，提高了致密油气勘探开发的效率，降低了致密油气勘探开发成本。
1.一种基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、以致密油气地质背景为依据，利用全直径岩心CT扫描技术，获取致密储层组成、孔缝、内部结构非均质性的灰度数据体，建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型；
S2、利用全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，依据压裂设计参数要求，构建全直径三维数字岩心包含钻井井筒的有限元固体力学结构数字模型，以及井筒压裂液流体力学三维数字模型，建立岩石固体三维结构模型与井筒压裂液三维结构模型的固液耦合多元三维数字有限元力学结构模型；
S3、应用已建立的固液耦合二元三维数字有限元力学结构模型，利用人工压裂工艺技术，模拟在天然缝网控制下随压力增大单一压裂液引起的人工压裂缝网破裂压力、延伸压力、闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律，模拟天然缝网控制下单一压裂液压力大小与人工压裂缝网破裂压力、延伸压力、闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律的耦合关系；进一步模拟无天然裂缝情况下人工压裂缝网破裂压力、延伸压力、闭合压力、发育演化机理、三维缝网分布规律；
S4、在上述步骤基础上，模拟多元混合压裂液作用下人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律及其差异，建立不同类型多元混合对应压裂液情况下压裂缝网模型；
S5、应用人工智能方法，进行不同类型单一压裂液人工压裂缝网发育演化、三维缝网展布规律的比对，进一步开展不同类型混合压裂液人工压裂缝网发育演化、三维缝网展布规律的比对与判断，表征不同类型压裂液人工压裂裂缝网络及差异，评价各层段在同类压裂液作用下人工压裂裂缝网络、效果及差异，优选出可优良压裂层段，给致密油气精细勘探、人工压裂设计方案提供技术信息。
2.根据权利要求1所述的基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，所述步骤S1中，基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法的岩心的取心标准为：基于致密岩石类型所选择的保压保形套筒类型及型号必须很好地确保在取心过程中不改变岩心的原始状态。
3.根据权利要求1或2所述的基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，基于岩心的致密程度及选定的扫描方法与流程，选择射线源电流电压的标准为：电流电压高低必须合适有效地穿透套筒和岩石，很好地获取岩石裂缝及其空间结构非均质性。
4.根据权利要求1所述的基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，所述步骤S2中，基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法的三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：基于所建的建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，在其中构建一定比例的井筒，确保包含井筒的岩心有限元力学结构模型能很好地反映地下目的层真实结构状态。
5.根据权利要求4所述的基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，所述步骤S2中，基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法的三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：基于压裂工程设计压裂工艺要求，依据已构建的包含井筒的岩心有限元力学结构模型，构建压裂工艺要求的满足施工工艺的岩心有限元力学结构模型。
6.根据权利要求1所述的基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，所述步骤S2中，压裂液三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：依据钻井工程设计方案中压裂液类型进行构建，或者为了能够更好地筛选高效的压裂液，选择不同材料或同一材料不同密度的压裂液分别进行构建。
7.根据权利要求1所述的基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，所述步骤S2中，在单一压裂液二元三维数字有限元力学结构模型基础上，进一步构建混合压裂液的固液耦合多元混合三维数字有限元力学结构模型。
8.根据权利要求1所述的基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，所述步骤S4中，在致密储层无天然裂缝发育时，建立多元混合压裂液作用下致密储层人工裂缝网系列模型，明确不同类型混合压裂液压裂作用机理及其差异，为无天然裂缝发育致密储层提高压裂效果的人工压裂液选型、压裂方式及压力大小提供技术信息。
9.根据权利要求1或8所述的基于全直径岩心CT扫描的致密储层压裂缝网数值模拟方法，其特征在于，所述步骤S4中，在致密储层天然裂缝控制下，建立多元混合压裂液作用下致密储层人工压裂缝网系列模型，明确不同类型混合压裂液压裂作用机理及其差异，为天然裂缝发育致密储层提高压裂效果的人工压裂液选型、压裂方式及压力大小提供技术信息。
基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法
技术领域
[0001] 本发明属于致密油气勘探、开发工程设计与应用技术领域，具体涉及一种基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法。
背景技术
[0002] 致密储层压裂缝网监测一直是油气勘探、开发工程长期需求解决而未根本解决的一项世界级技术顶级难题。因受目前成像测井、微地震分辨率低的技术原理限制，不能直观有效地获取位于地下几千米致密储层人工压裂微裂缝发育实际缝网，无法充分掌握致密储层人工压裂微裂缝发育真实状况，导致后续的人工压裂压裂方案设计与实施、效果评估无法得到技术保障。随着CT无损检测技术的出现，结合人工智能模拟技术，给致密储层人工压裂工艺技术选型与方式、压裂液选型、预期压裂缝网效果提供了全新的技术保障。随着油气勘探深入，常规油气可供勘探的领域越来越少，且取得新的发现越来越难。因此，致密油气勘探逐渐成为目前及未来重点勘探领域，而且储层人工压裂的难度也会逐渐加大。致密储层人工压裂改造是致密油气勘探、开发效果、效益的基石，是致密油气井钻探工程中核心内容之一。
[0003] 现有基于测井资料、地震资料压裂模拟技术，因其分辨率低，无法准确有效地预测致密储层人工压裂的三维缝网真实状态，导致致密储层人工压裂效果是否达到预期设计要求无法把控，无法达到压裂设计要求，油气富集“甜点”压裂改造如何不得而知，导致致密油气勘探开发成功率不高、效率低。
[0004] 亟需开发基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法的新方法，提供人工压裂的技术工艺与方法、压裂液选型与方法及人工压裂最优效果方案，可以准确地预测取心层段各亚段人工压裂发育程度及差异、人工压裂裂缝网络及差异，优选出可优良压裂层段，给致密油气精细勘探、开发方案设计提供技术信息，不仅有利于掌控油气富集“甜点”的勘探、开发成功率，而且更好地指导致密油气深度勘探，提高勘探效率、精细开发效益，降低风险。
发明内容
[0005] 本发明的目的是为了克服上述背景技术的不足，提供一种基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法，提供人工压裂的技术工艺与方法、压裂液选型与方法及人工压裂最优效果方案，以实现准确评价取心层段各亚段人工压裂裂缝网络及差异，优选出可优质压裂的“甜点”层段，提高了致密油气勘探、开发储层压裂改造效果的技术实施水准和油气勘探、开发的效率，降低油气勘探、开发成本。
[0006] 为解决上述技术问题，本发明通过下述技术方案实现：
[0007] 一种基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法，包括如下步骤：
[0008] S1、以致密油气地质背景为依据，利用全直径岩心CT扫描技术，获取致密储层组成、孔缝、内部结构非均质性的灰度数据体，建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型；
[0009] S2、利用全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，依据压裂设计参数要求，构建全直径三维数字岩心包含类似钻井井筒的有限元固体力学结构数字模型，以及井筒压裂液流体力学三维数字模型，建立岩石固体三维结构模型与井筒压裂液三维结构模型的固液耦合多元三维数字有限元力学结构模型；
[0010] S3、应用已建立的固液耦合二元三维数字有限元力学结构模型，利用目前常用的人工压裂工艺技术，模拟在天然缝网控制下单一压裂液随压力增大人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律及二者的耦合关系；进一步模拟无天然裂缝情况下人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网分布规律；
[0011] S4、在上述步骤基础上，模拟多元混合压裂液作用下人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律及其差异，建立不同类型多元混合对应压裂液情况下压裂缝网模型；
[0012] S5、应用人工智能方法，进行不同类型单一压裂液人工压裂缝网发育演化、三维缝网展布规律的比对，进一步开展不同类型混合压裂液人工压裂缝网发育演化、三维缝网展布规律的比对与判断，表征不同类型压裂液人工压裂裂缝网络及差异，评价各层段在同类压裂液作用下人工压裂裂缝网络、效果及差异，优选出可优良压裂层段，给致密油气精细勘探、人工压裂设计方案提供技术信息。
[0013] 优选地，所述步骤S1中，基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法的岩心的取心标准为：基于致密岩石类型所选择的保压保形套筒类型及型号必须很好地确保在取心过程中不改变岩心的原始状态。
[0014] 优选地，基于岩心的致密程度及选定的扫描方法与流程，选择射线源电流电压的标准为：电流电压高低必须合适有效地穿透套筒和岩石，很好地获取岩石裂缝及其空间结构非均质性。
[0015] 优选地，所述步骤S2中，基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法的三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：基于所建的建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，在其中构建一定比例的井筒，确保包含井筒的岩心有限元力学结构模型能很好地反映地下目的层真实结构状态。
[0016] 优选地，所述步骤S2中，基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法的三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：基于压裂工程设计压裂工艺要求，依据已构建的包含井筒的岩心有限元力学结构模型，构建压裂工艺要求的满足施工工艺的岩心有限元力学结构模型。
[0017] 优选地，所述步骤S2中，压裂液三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：依据钻井工程设计方案中压裂液类型进行构建，或者为了能够更好地筛选高效的压裂液，可选择不同材料或同一材料不同密度的压裂液分别进行构建。
[0018] 优选地，所述步骤S2中，在单一压裂液二元三维数字有限元力学结构模型基础上，进一步构建混合压裂液的固液耦合多元混合三维数字有限元力学结构模型。
[0019] 优选地，所述步骤S4中，在致密储层无天然裂缝发育时，建立多元混合压裂液作用下致密储层人工裂缝网系列模型，明确不同类型混合压裂液压裂作用机理及其差异，为无天然裂缝发育致密储层提高压裂效果的人工压裂液选型、压裂方式及压力大小提供技术信息。
[0020] 优选地，所述步骤S4中，在致密储层天然裂缝控制下，建立多元混合压裂液作用下致密储层人工压裂缝网系列模型，明确不同类型混合压裂液压裂作用机理及其差异，为天然裂缝发育致密储层提高压裂效果的人工压裂液选型、压裂方式及压力大小提供技术信息。
[0021] 本发明提供的基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法，利用CT无损检测技术建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，通过有限元力学模拟方法及人工智能模拟识别方法及其识别标准，提供人工压裂的技术工艺与方法、压裂液选型与方法及人工压裂最优效果方案，以实现准确评价取心层段各亚段人工压裂裂缝网络及差异，优选出可优质压裂的“甜点”层段，提高了致密油气勘探、开发储层压裂改造效果的压裂技术水平和可供压裂施工操作的技术方案，以及油气勘探、开发的效率，降低油气勘探、开发成本。
[0022] 本发明与现有技术相比，具有以下优点及有益效果：
[0023] 1）填补了致密储层人工压裂缝网预测的定量评价方法，利用CT扫描采集的致密储层灰度空间变化的定量化模型，应用有限元力学模拟方法及人工智能判别技术准确评价取心层段各亚段人工压裂裂缝网络及差异，为致密油气勘探、开发提供更有效的技术信息；
[0024] 2）提高油气勘探、开发的效率，降低了成本，本发明利用CT无损检测技术，应用有限元力学模拟方法及人工智能判别方法建立符合本地区地质条件下的人工压裂的技术工艺与方法、压裂液选型与方法及其预测评价方法及技术标准，利用人工智能模拟准确评价取心层段各亚段人工压裂裂缝网络及差异，优选出可优质压裂的“甜点”层段，提高了目的层“甜点”段的钻探压裂改造的效果，提高了致密油气勘探、开发效率，降低了致密油气勘探、开发成本。
附图说明
[0025] 图1是本发明CT扫描建立的全直径岩心致密结构、组成、裂缝等综合三维数字模型。
[0026] 图2是本发明多元三维数字有限元网络模型。
[0027] 图3A是本发明岩石的三维数字有限元力学结构实体模型剖切图。
[0028] 图3B是图3A中局部纵向放大有限元力学结构实体模型剖切图。
[0029] 图3C是本发明岩石的三维数字有限元力学结构实体模型横切图。
[0030] 图4是本发明单一压裂液情况下压裂缝网模型。
[0031] 图5是本发明多元混合压裂液情况下压裂缝网模型。
具体实施方式
[0032] 为了更好的解释本发明，以下结合具体实施例进行详细说明。
[0033] 如附图所示，本发明基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法，包括以下步骤：
[0034] JM110：以致密油气地质背景为依据，利用全直径岩心CT扫描技术，获取致密储层组成、孔缝、内部结构非均质性的灰度数据体，建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型（图1）；
[0035] 进一步，基于岩心的致密程度及选定的扫描方法与流程，选择射线源电流电压的标准为：电流电压高低必须合适有效地穿透套筒和岩石，很好地获取岩石裂缝及其空间结构非均质性。
[0036] JM120：利用全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，依据压裂设计参数要求，构建全直径三维数字岩心包含类似钻井井筒的有限元固体力学结构数字模型，以及井筒压裂液流体力学三维数字模型，建立岩石固体三维结构模型与井筒压裂液三维结构模型的固液耦合多元三维数字有限元力学结构模型（图2、图3A‑3C）；
[0037] 进一步，该基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法的三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：基于所建的建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，在其中构建一定比例的井筒，确保包含井筒的岩心有限元力学结构模型能很好地反映地下目的层真实结构状态；
[0038] 进一步，该基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法的三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：基于压裂工程设计压裂工艺要求，依据已构建的包含井筒的岩心有限元力学结构模型，构建压裂工艺要求的满足施工工艺的岩心有限元力学结构模型；
[0039] 进一步，压裂液三维数字有限元力学结构模型的构建标准为：依据钻井工程设计方案中压裂液类型进行构建，或者为了能够更好地筛选高效的压裂液，可选择不同材料或同一材料不同密度的压裂液分别进行构建；
[0040] 再进一步，在单一压裂液二元三维数字有限元力学结构模型基础上，进一步构建混合压裂液的固液耦合多元混合三维数字有限元力学结构模型。
[0041] JM130：应用已建立的固液耦合二元三维数字有限元力学结构模型，利用目前常用的人工压裂工艺技术，模拟在天然缝网控制下单一压裂液随压力增大人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律及二者的耦合关系；进一步模拟无天然裂缝情况下人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网分布规律。
[0042] JM140：在上述步骤基础上，模拟多元混合压裂液作用下人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律及其差异，建立不同类型多元混合对应压裂液情况下压裂缝网模型（图4、图5）；
[0043] 进一步，在致密储层无天然裂缝发育时，建立多元混合压裂液作用下致密储层人工裂缝网系列模型，明确不同类型混合压裂液压裂作用机理及其差异，为无天然裂缝发育致密储层提高压裂效果的人工压裂液选型、压裂方式及压力大小等提供技术信息；
[0044] 再进一步，在致密储层天然裂缝控制下，建立多元混合压裂液作用下致密储层人工压裂缝网系列模型，明确不同类型混合压裂液压裂作用机理及其差异，为天然裂缝发育致密储层提高压裂效果的人工压裂液选型、压裂方式及压力大小等提供技术信息。
[0045] JM150：应用人工智能方法，进行不同类型单一压裂液人工压裂缝网发育演化、三维缝网展布规律的比对，进一步开展不同类型混合压裂液人工压裂缝网发育演化、三维缝网展布规律的比对与判断，表征不同类型压裂液人工压裂裂缝网络及差异，评价各层段在同类压裂液作用下人工压裂裂缝网络、效果及差异，优选出可优良压裂层段，给致密油气精细勘探、人工压裂设计方案提供技术信息。
[0046] 本发明提供的基于全直径岩心CT扫描致密储层压裂缝网数值模拟方法，利用CT无损检测技术建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，通过有限元力学模拟方法及人工智能模拟识别方法及其识别标准，提供人工压裂的技术工艺与方法、压裂液选型与方法及人工压裂最优效果方案，以实现准确评价取心层段各亚段人工压裂裂缝网络及差异，优选出可优质压裂的“甜点”层段，提高了致密油气勘探、开发储层压裂改造效果的压裂技术水平和可供压裂施工操作的技术方案，以及油气勘探、开发的效率，降低油气勘探、开发成本。
[0047] 步骤一，以致密油气地质背景为依据，利用全直径岩心CT扫描技术，获取致密储层组成、孔缝、内部结构非均质性的灰度数据体，建立全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型；
[0048] 步骤二，利用全直径岩心非均质三维微纳米致密储层模型，依据压裂设计参数要求，构建全直径三维数字岩心包含类似钻井井筒的有限元固体力学结构数字模型，以及井筒压裂液流体力学三维数字模型，建立岩石固体三维结构模型与井筒压裂液三维结构模型的固液耦合多元三维数字有限元力学结构模型；
[0049] 步骤三，应用已建立的固液耦合二元三维数字有限元力学结构模型，利用目前常用的人工压裂工艺技术，模拟在天然缝网控制下单一压裂液随压力增大人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律及二者的耦合关系；进一步模拟无天然裂缝情况下人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网分布规律；
[0050] 步骤四，在上述步骤基础上，模拟多元混合压裂液作用下人工压裂缝网破裂压力、延伸压力与闭合压力、发育演化、模型、机理、三维缝网展布规律及其差异，建立不同类型多元混合对应压裂液情况下压裂缝网模型；
[0051] 步骤五，应用人工智能方法，进行不同类型单一压裂液人工压裂缝网发育演化、三维缝网展布规律的比对，进一步开展不同类型混合压裂液人工压裂缝网发育演化、三维缝网展布规律的比对与判断，表征不同类型压裂液人工压裂裂缝网络及差异，评价各层段在同类压裂液作用下人工压裂裂缝网络、效果及差异，优选出可优良压裂层段，给致密油气精细勘探、人工压裂设计方案提供技术信息。
[0052] 本发明为致密油气勘探、开发效果评价、压裂方案设计提供了目的层储层人工压裂措施及储层“甜点”开发相关的坚实的基础信息与数据，准确质控优质层段人工压裂效果，瞄准精细开发目标，因而有效地提高了对目标靶区人工压裂改造的质控度，避免因不知道井中储层人工压裂改造状况及不同段压裂差异不能提供准确资料而导致的油气钻探、开发失败的风险，因为压裂改造是致密勘探开发核心基石之一，所以大大提高了致密油气勘探开发成功率，从而加快了致密油气勘探、开发的进度，大大地降低了勘探、开发成本。
[0053] 以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
[0054] 本说明书中未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。
