页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法.pdf

摘要
申请专利号：	CN201410743602.6	申请日：	2014.12.09
公开号：	CN104358554A	公开日：	2015.02.18
当前法律状态：	授权	有效性：	有权
法律详情：	授权\|\|\|实质审查的生效IPC(主分类):E21B 43/267申请日:20141209\|\|\|公开
IPC分类号：	E21B43/267	主分类号：	E21B43/267
申请人：	中国石油集团川庆钻探工程有限公司
发明人：	尹丛彬; 李彦超; 王丹; 王素兵; 朱炬辉; 李莹; 熊雨然; 段明锋; 刘静
地址：	610051四川省成都市成华区府青路1段3号川庆钻探公司科技信息处
优先权：
专利代理机构：	成都天嘉专利事务所(普通合伙)51211	代理人：	冉鹏程
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内容摘要

本发明公开了一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其步骤如下：a、借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；b、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；c、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。本方法能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力的定量评价，为优化组合加砂压裂设计、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。

权利要求书

1.  一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于步骤如下：
a、借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；
b、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；
c、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。

2.  根据权利要求1所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于：所述借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，在实验温度为室温的情况下，其主要步骤如下：
（1）调整人工裂缝中两个透明板之间的距离，使裂缝宽度为3mm；
（2）以现场缝内流态、流速为基准，根据相似准则，模拟实验条件下的泵注排量分别为6.5 L/min、9.18L/min，砂浓度分别为100Kg/m³、160Kg/m³、支撑剂采用100目石英砂与40/70目陶粒组合加砂模式的运移情况；
（3）称取相应支撑剂并放入储砂罐中备用；
（4）泵注滑溜水，使裂缝中充满液体，形成循环形回路；
（5）开启支撑剂混砂单元中变速电机，调节储砂罐下方的刮片，使进入裂缝的砂浓度达到设计要求；
（6）从支撑剂进入裂缝开始到所配滑溜水全部泵送完毕，整个过程用摄像设备记录砂堤的展布形态以及相关参数；
（7）对取得的影像资料进行分析处理。

3.  根据权利要求1或2所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于：组合加砂压裂砂堤展布形态记录、描述及砂堤分布形状函数建立，其方法具体是：
（1）借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，并获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；
（2）利用灰度处理法，将获取的视频内相应时刻的图片像素点作灰度处理，对整个图片进行逐点扫描，提取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线；
（3）将提取的砂堤分布曲线利用线性回归法，建立不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数f₁(x)，f₂(x),……,f_n(x)，具体公式为：f₁(x)=ax³+bx²+cx+d，式中，a，b，c，d为实验拟合系数；
（4）根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数F₁(x)，F₂(x),……,F_n(x)；具体公式为：F₁(x)=a₁x³+b₁x²+c₁x+d₁，式中，a₁，b₁，c₁，d₁为几何相似转化系数；
（5）重复步骤（1-4），根据组合加砂砂堤展布变化，获取API导流室内不同时刻砂堤分布形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)。

4.  根据权利要求3所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于：组合加砂压裂裂缝导流能力API测试与评价，其方法具体是：
（1）根据得到的API导流室不同支撑剂分布形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)，并采用数值积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒）的铺置面积A₁，A₂,……, A_n，并在金属板上绘制不同支撑剂形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)曲线；
API室内支撑剂铺置面积A的计算公式为：

式中，A—支撑剂铺置面积，cm²；
L—支撑剂铺置长度，cm；
（2）根据铺置面积A₁，A₂,……, A_n及铺置厚度H，得到不同支撑剂的铺置质量W_p1，W_p2,……, W_pn；
导流能力评价实验中所需支撑剂质量：

式中：W_p—支撑剂质量，g；
A—支撑剂铺置面积，cm²；
H—支撑剂铺置厚度(即裂缝宽度W_f)，cm；
—支撑剂体积密度，g/cm³；
（3）将称好的支撑剂在导流室的金属板上均匀铺置，未被支撑剂充填的区域假设为闭合缝，用致密材料代替充填；
（4）将另外一片金属板放在铺置好的支撑剂充填层上面，同时将带有方形密封圈的上活塞放入导流室内，用手往下慢推直到接触金属板；
（5）将组装好的导流室放在液压框架的两平行板之间，通过液压装置提升下平板加液压，直到加载速率为3500kPa/min；
（6）通过“FCTS-1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统”调节实验气体排量，使其稳定在100~109mL/min；
（7）启动计算机，输入实验参数；
（8）在设定的闭合压力下让气体通过支撑剂充填层；
（9）逐级增加闭合压力，重复（8）的步骤，得到不同闭合压力下支撑剂充填层的渗透率和导流能力；
（10）记录测试孔进口压力P_A与测试孔出口压力P_B；
（11）所有数据通过数据采集系统输送至计算机，计算机每30秒记录一次数据，最后自动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率；
支撑剂充填层的导流能力按以下公式计算：

式中：k_g—充填层的气测渗透率，；
q₀—气体流量，cm³/s；
p₀—标准大气压；
μ_g—测试气体粘度，mPa.s；
L—两测压孔间的距离L=12.7cm；
W—导流室宽度，W=3.81cm；
P_A—测试孔进口压力（上游压力），kPa；
            P_B—测试孔出口压力（下游压力），kPa；
W_f—支撑剂充填层的厚度，cm；
kW_f—支撑剂充填层气测导流能力，。

说明书

页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法

技术领域
本发明涉及页岩气组合加砂压裂裂缝能力评价技术领域。
背景技术
页岩储层具有低孔、低渗，天然裂缝发育的特征。目前，以大规模、大排量的水平井多级压裂技术广泛应用于页岩储层，通过形成有效的复杂裂缝网络增大储层改造体积，大幅提升气井产量。然而，复杂缝网中支撑剂运移以及裂缝导流能力的不确定性均给页岩储层改造带来巨大影响，严重影响了储层的有效改造。因此，通过室内可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置观察支撑剂的运移规律，对页岩气组合加砂压裂裂缝中支撑剂导流能力进行定量评价，可加强缝网内支撑剂运移规律的认识，对页岩储层施工参数优化，提高裂缝导流能力均具有重要意义。
作者为吴顺林、李宪文、张矿生、唐梅荣、李向平和达引朋，在刊名为《断块油气田》的期刊文件上发表了一篇篇名为“一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂新方法”的期刊文献，其发表日期为2014年01期，其主要内容公开了：鄂尔多斯盆地致密油藏储量大、分布稳定,是长庆油田5 000万吨上产、稳产的重要接替资源。该类油藏由于储层致密、物性差,前期改造效果差,常规压裂技术难以有效动用,急需开辟一条新途径进行油藏的有效改造。文中结合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏自身特征,阐述了"脉冲式加砂、纤维压裂液携砂及等间簇射孔"的一种新型压裂改造技术,在压裂裂缝中通过支撑剂的交替充填,形成稳定的流动通道网络,使裂缝具备较高的导流能力,从而达到提高单井产量的目的。通过3口直井的现场试验,与常规压裂井进行了对比分析。采用高导流能力的脉冲加砂压裂技术,压后初期裂缝导流能力提高14.1%,试油产量、投产产量、单位压差累计产油量和产能指数均比常规压裂井高1.1~1.4倍,取得了较好的现场应用效果。
但目前，国内外还未见有页岩储层滑溜水组合加砂压裂裂缝支撑剂导流能力进行室内定量评价的方法，因此本发明具有一定的创新性和前瞻性。
发明内容
本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，本方法能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力的定量评价，为优化组合加砂压裂设计、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。
本发明是通过采用下述技术方案实现的：
一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于步骤如下：
a、借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；
b、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；
c、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。
所述借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，在实验温度为室温的情况下，其主要步骤如下：
（1）调整人工裂缝中两个透明板之间的距离，使裂缝宽度为3mm；
（2）以现场缝内流态、流速为基准，根据相似准则，模拟实验条件下的泵注排量分别为6.5 L/min、9.18L/min，砂浓度分别为100Kg/m³、160Kg/m³、支撑剂采用100目石英砂与40/70目陶粒组合加砂模式的运移情况；
（3）称取相应支撑剂并放入储砂罐中备用；
（4）泵注滑溜水，使裂缝中充满液体，形成循环形回路；
（5）开启支撑剂混砂单元中变速电机，调节储砂罐下方的刮片，使进入裂缝的砂浓度达到设计要求；
（6）从支撑剂进入裂缝开始到所配滑溜水全部泵送完毕，整个过程用摄像设备记录砂堤的展布形态以及相关参数；
（7）对取得的影像资料进行分析处理。
组合加砂压裂砂堤展布形态记录、描述及砂堤分布形状函数建立，其方法具体是：
（1）借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，并获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；
（2）利用灰度处理法，将获取的视频内相应时刻的图片像素点作灰度处理，对整个图片进行逐点扫描，提取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线；
（3）将提取的砂堤分布曲线利用线性回归法，建立不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数f₁(x)，f₂(x),……,f_n(x)，具体公式为：f₁(x)=ax³+bx²+cx+d，式中，a，b，c，d为实验拟合系数；
（4）根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数F₁(x)，F₂(x),……,F_n(x)；具体公式为：F₁(x)=a₁x³+b₁x²+c₁x+d₁，式中，a₁，b₁，c₁，d₁为几何相似转化系数；
（5）重复步骤（1-4），根据组合加砂砂堤展布变化，获取API导流室内不同时刻砂堤分布形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)。
组合加砂压裂裂缝导流能力API测试与评价，其方法具体是：
（1）根据得到的API导流室不同支撑剂分布形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)，并采用数值积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒）的铺置面积A₁，A₂,……, A_n，并在金属板上绘制不同支撑剂形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)曲线；
API室内支撑剂铺置面积A的计算公式为：

式中，A—支撑剂铺置面积，cm²；
L—支撑剂铺置长度，cm；
（2）根据铺置面积A₁，A₂,……, A_n及铺置厚度H，得到不同支撑剂的铺置质量W_p1，W_p2,……, W_pn；
导流能力评价实验中所需支撑剂质量：

式中：W_p—支撑剂质量，g；
A—支撑剂铺置面积，cm²；
H—支撑剂铺置厚度(即裂缝宽度W_f)，cm；
—支撑剂体积密度，g/cm³；
（3）将称好的支撑剂在导流室的金属板上均匀铺置，未被支撑剂充填的区域假设为闭合缝，用致密材料代替充填；
（4）将另外一片金属板放在铺置好的支撑剂充填层上面，同时将带有方形密封圈的上活塞放入导流室内，用手往下慢推直到接触金属板；
（5）将组装好的导流室放在液压框架的两平行板之间，通过液压装置提升下平板加液压，直到加载速率为3500kPa/min；
（6）通过“FCTS-1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统”调节实验气体排量，使其稳定在100~109mL/min；
（7）启动计算机，输入实验参数；
（8）在设定的闭合压力下让气体通过支撑剂充填层；
（9）逐级增加闭合压力，重复（8）的步骤，得到不同闭合压力下支撑剂充填层的渗透率和导流能力；
（10）记录测试孔进口压力P_A与测试孔出口压力P_B；
（11）所有数据通过数据采集系统输送至计算机，计算机每30秒记录一次数据，最后自动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率；
支撑剂充填层的导流能力按以下公式计算：

式中：k_g—充填层的气测渗透率，；
q₀—气体流量，cm³/s；
p₀—标准大气压；
μ_g—测试气体粘度，mPa.s；
L—两测压孔间的距离L=12.7cm；
W—导流室宽度，W=3.81cm；
P_A—测试孔进口压力（上游压力），kPa；
            P_B—测试孔出口压力（下游压力），kPa；
W_f—支撑剂充填层的厚度，cm；
kW_f—支撑剂充填层气测导流能力，。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果如下：
1、本发明能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力的定量评价，测试方法切实可行。为组合加砂压裂设计参数优化、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。
2、采用本发明所述的a、b、c三个步骤的方法，还具有以下优点：
a.可视化缝网内装置按照流动相似原理设计，能较真实的模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内支撑剂的运移过程，同时装置可视化可以实现沙堤展布形态的视频记录，获取支撑剂沙堤的动态运移图像；b.灰度处理法和逐点扫描法可以真实的获取沙堤分布形态，线性回归法获取的支撑剂沙堤分布形状函数与实际实验数据点误差仅为0.5%，同时分布形状函数建立方法简单、易于编程；c.应用几何相似原理，可以得到API导流室内组合加砂沙堤铺置形态，有效的实现组合加砂裂缝导流能力室内测量与评价。以上步骤简单易操作，数据处理方法简单，精确度高。
3、本发明致力于对页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力进行定量评价，用以指导优化页岩储层水力压裂施工参数和加砂模式，进而提高储层改造体积和气井产量。
附图说明
下面将结合说明书附图和具体实施方式对本发明作进一步的详细说明，其中：
图1是API导流室中组合加砂支撑剂分布图；
图2是API支撑剂导流室实验装置示意图；
图3是支撑剂导流能力定量评价实验流程图。
具体实施方式
实施例1
作为本发明较佳实施方式，参看图1、图2、图3。
测试所需支撑剂质量：
其中：W_p1--- 40/70目陶粒质量；
W_p2--- 100目石英砂质量；
W_p3--- 20/40目陶粒质量；
一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，依次包括以下步骤：
（1）根据得到的API导流室不同粒径支撑剂分布形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t)，在一片金属板5上绘制不同支撑剂的分界线；
（2）采用几何积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒以及20/40目陶粒）的铺置面积A₁，A₂，A₃，再根据铺置厚度H、支撑剂密度得到相应支撑剂的质量W_p1，W_p2，W_p3；
（3）称取相应质量的支撑剂备用；
（4）将带有方形密封圈6的底部活塞7放入导流室内，并将绘制有分界线的金属板5放在底部活塞上面（应保证金属板很平整）；
（5）将称好的支撑剂按照图1所示在导流室8的金属板5上均匀铺置，未被支撑剂充填的区域相当于闭合缝，用致密材料代替充填；
（6）用一刮板形状的工具将实验用的支撑剂充填层4刮平；
（7）将另外一片金属板3放在刮风平的支撑剂充填层4上面（该步骤要十分小心，不能破坏支撑剂充填层的形态），同时将带有方形密封圈2的上活塞1放入导流室8和9内，用手往下慢推直到接触金属板3。
（8）将安装好的导流室12放在液压框架的上平行板13和下平板14之间，液压装置15通过加压泵16提升下平板14为其加液压，直到加载速率为3500kPa/min；
（9）通过“FCTS-1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统17”调节实验气体排量，使其稳定在100~109mL/min；
（10）启动计算机18，输入实验参数；
（11）在一定的闭合压力下让实验气体19通过支撑剂充填层（在试样上加足够长的闭合压力使支撑剂充填层达到半稳态）；
（12）逐级增加闭合压力，重复步骤（11），得到不同闭合压力下支撑剂充填层的渗透率和导流能力。
（13）系统自动记录测试孔进口压力10与测试孔出口压力11；
（14）所有数据通过数据采集系统输送至计算机18，计算机每30秒记录一次数据，最后自动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率。
实施例2
作为本发明的最佳实施方式，本发明主要包括：组合加砂压裂可视化缝内砂堤展布形态描述与记录、不同支撑剂砂堤分布形状函数建立及缝内导流能力实验测量与评价等三部分。其具体步骤为：
a、借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；
b、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；
c、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。
所述借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，在实验温度为室温的情况下，其主要步骤如下：
（1）调整人工裂缝中两个透明板之间的距离，使裂缝宽度为3mm；
（2）以现场缝内流态、流速为基准，根据相似准则，模拟实验条件下的泵注排量分别为6.5 L/min、9.18L/min，砂浓度分别为100Kg/m³、160Kg/m³、支撑剂采用100目石英砂与40/70目陶粒组合加砂模式的运移情况；
（3）称取相应支撑剂并放入储砂罐中备用；
（4）泵注滑溜水，使裂缝中充满液体，形成循环形回路；
（5）开启支撑剂混砂单元中变速电机，调节储砂罐下方的刮片，使进入裂缝的砂浓度达到设计要求；
（6）从支撑剂进入裂缝开始到所配滑溜水全部泵送完毕，整个过程用摄像设备记录砂堤的展布形态以及相关参数；
（7）对取得的影像资料进行分析处理。
组合加砂压裂砂堤展布形态记录、描述及砂堤分布形状函数建立，其方法具体是：
（1）借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，并获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；
（2）利用灰度处理法，将获取的视频内相应时刻的图片像素点作灰度处理，对整个图片进行逐点扫描，提取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线；
（3）将提取的砂堤分布曲线利用线性回归法，建立不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数f₁(x)，f₂(x),……,f_n(x)，具体公式为：f₁(x)=ax³+bx²+cx+d，式中，a，b，c，d为实验拟合系数；
（4）根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数F₁(x)，F₂(x),……,F_n(x)；具体公式为：F₁(x)=a₁x³+b₁x²+c₁x+d₁，式中，a₁，b₁，c₁，d₁为几何相似转化系数；
（5）重复步骤（1-4），根据组合加砂砂堤展布变化，获取API导流室内不同时刻砂堤分布形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)。
组合加砂压裂裂缝导流能力API测试与评价，其方法具体是：
（1）根据得到的API导流室不同支撑剂分布形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)，并采用数值积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒）的铺置面积A₁，A₂,……, A_n，并在金属板上绘制不同支撑剂形状函数F₁(x, t)，F₂(x, t),……, F_n(x, t)曲线；
API室内支撑剂铺置面积A的计算公式为：

式中，A—支撑剂铺置面积，cm²；
L—支撑剂铺置长度，cm；
（2）根据铺置面积A₁，A₂,……, A_n及铺置厚度H，得到不同支撑剂的铺置质量W_p1，W_p2,……, W_pn；
导流能力评价实验中所需支撑剂质量：
式中：W_p—支撑剂质量，g；
A—支撑剂铺置面积，cm²；
H—支撑剂铺置厚度(即裂缝宽度W_f)，cm；
—支撑剂体积密度，g/cm³；
（3）将称好的支撑剂在导流室的金属板上均匀铺置，未被支撑剂充填的区域假设为闭合缝，用致密材料代替充填；
（4）将另外一片金属板放在铺置好的支撑剂充填层上面，同时将带有方形密封圈的上活塞放入导流室内，用手往下慢推直到接触金属板；
（5）将组装好的导流室放在液压框架的两平行板之间，通过液压装置提升下平板加液压，直到加载速率为3500kPa/min；
（6）通过“FCTS-1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统”调节实验气体排量，使其稳定在100~109mL/min；
（7）启动计算机，输入实验参数；
（8）在设定的闭合压力下让气体通过支撑剂充填层；
（9）逐级增加闭合压力，重复（8）的步骤，得到不同闭合压力下支撑剂充填层的渗透率和导流能力；
（10）记录测试孔进口压力P_A与测试孔出口压力P_B；
（11）所有数据通过数据采集系统输送至计算机，计算机每30秒记录一次数据，最后自动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率；
支撑剂充填层的导流能力按以下公式计算：
式中：k_g—充填层的气测渗透率，；
q₀—气体流量，cm³/s；
p₀—标准大气压；
μ_g—测试气体粘度，mPa.s；
L—两测压孔间的距离L=12.7cm；
W—导流室宽度，W=3.81cm；
P_A—测试孔进口压力（上游压力），kPa；
            P_B—测试孔出口压力（下游压力），kPa；
W_f—支撑剂充填层的厚度，cm；
kW_f—支撑剂充填层气测导流能力，。
本发明能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力的定量评价，为优化组合加砂压裂设计、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。

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1、10申请公布号CN104358554A43申请公布日20150218CN104358554A21申请号201410743602622申请日20141209E21B43/26720060171申请人中国石油集团川庆钻探工程有限公司地址610051四川省成都市成华区府青路1段3号川庆钻探公司科技信息处72发明人尹丛彬李彦超王丹王素兵朱炬辉李莹熊雨然段明锋刘静74专利代理机构成都天嘉专利事务所普通合伙51211代理人冉鹏程54发明名称页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法57摘要本发明公开了一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其步骤如下A、借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑。

2、溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；B、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；C、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。本方法能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力的定量评价，为优化组合加砂压裂设计、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。51INTCL权利要求书3页说明书7页附图2页19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书3页说明书7页附图2页10。

3、申请公布号CN104358554ACN104358554A1/3页21一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于步骤如下A、借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；B、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；C、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。2根据权利要求1所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于。

4、所述借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，在实验温度为室温的情况下，其主要步骤如下（1）调整人工裂缝中两个透明板之间的距离，使裂缝宽度为3MM；（2）以现场缝内流态、流速为基准，根据相似准则，模拟实验条件下的泵注排量分别为65L/MIN、918L/MIN，砂浓度分别为100KG/M3、160KG/M3、支撑剂采用100目石英砂与40/70目陶粒组合加砂模式的运移情况；（3）称取相应支撑剂并放入储砂罐中备用；（4）泵注滑溜水，使裂缝中充满液体，形成循环形回路；（5）开启支撑剂混砂单元中变速电机，调节储砂罐下方的刮片，使进入裂缝的砂浓度达到设计要求。

5、；（6）从支撑剂进入裂缝开始到所配滑溜水全部泵送完毕，整个过程用摄像设备记录砂堤的展布形态以及相关参数；（7）对取得的影像资料进行分析处理。3根据权利要求1或2所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于组合加砂压裂砂堤展布形态记录、描述及砂堤分布形状函数建立，其方法具体是（1）借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，并获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；（2）利用灰度处理法，将获取的视频内相应时刻的图片像素点作灰度处理，对整个图片进行逐点扫描，提取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线；（3）将提取的砂堤分布曲线利用线性回归法，建立不。

6、同粒径支撑剂砂堤分布形状函数F1X，F2X,FNX，具体公式为F1XAX3BX2CXD，式中，A，B，C，D为实验拟合系数；（4）根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数F1X，F2X,FNX；具体公式为F1XA1X3B1X2C1XD1，式中，A1，B1，C1，D1为几何相似转化系数；（5）重复步骤（14），根据组合加砂砂堤展布变化，获取API导流室内不同时刻砂堤分布形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T。4根据权利要求3所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于组合加砂压裂裂缝导流能力API测试与评价，其方法具体是（1）根据得到的API。

7、导流室不同支撑剂分布形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T，并采用数值积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒）的铺置面积A1，A2,权利要求书CN104358554A2/3页3AN，并在金属板上绘制不同支撑剂形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T曲线；API室内支撑剂铺置面积A的计算公式为式中，A支撑剂铺置面积，CM2；L支撑剂铺置长度，CM；（2）根据铺置面积A1，A2,AN及铺置厚度H，得到不同支撑剂的铺置质量WP1，WP2,WPN；导流能力评价实验中所需支撑剂质量式中WP支撑剂质量，G；A支撑剂铺置面积，CM2；H支撑剂铺置厚度即裂缝宽度WF，CM；支撑剂体积密度，。

8、G/CM3；（3）将称好的支撑剂在导流室的金属板上均匀铺置，未被支撑剂充填的区域假设为闭合缝，用致密材料代替充填；（4）将另外一片金属板放在铺置好的支撑剂充填层上面，同时将带有方形密封圈的上活塞放入导流室内，用手往下慢推直到接触金属板；（5）将组装好的导流室放在液压框架的两平行板之间，通过液压装置提升下平板加液压，直到加载速率为3500KPA/MIN；（6）通过“FCTS1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统”调节实验气体排量，使其稳定在100109ML/MIN；（7）启动计算机，输入实验参数；（8）在设定的闭合压力下让气体通过支撑剂充填层；（9）逐级增加闭合压力，重复（8）的步骤，得到不同闭合压。

9、力下支撑剂充填层的渗透率和导流能力；（10）记录测试孔进口压力PA与测试孔出口压力PB；（11）所有数据通过数据采集系统输送至计算机，计算机每30秒记录一次数据，最后自动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率；支撑剂充填层的导流能力按以下公式计算式中KG充填层的气测渗透率，；Q0气体流量，CM3/S；权利要求书CN104358554A3/3页4P0标准大气压；G测试气体粘度，MPAS；L两测压孔间的距离L127CM；W导流室宽度，W381CM；PA测试孔进口压力（上游压力），KPA；PB测试孔出口压力（下游压力），KPA；WF支撑剂充填层的厚度，CM；KWF支撑剂充填层气测导流能力，。权利要求书C。

10、N104358554A1/7页5页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法0001技术领域0002本发明涉及页岩气组合加砂压裂裂缝能力评价技术领域。背景技术0003页岩储层具有低孔、低渗，天然裂缝发育的特征。目前，以大规模、大排量的水平井多级压裂技术广泛应用于页岩储层，通过形成有效的复杂裂缝网络增大储层改造体积，大幅提升气井产量。然而，复杂缝网中支撑剂运移以及裂缝导流能力的不确定性均给页岩储层改造带来巨大影响，严重影响了储层的有效改造。因此，通过室内可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置观察支撑剂的运移规律，对页岩气组合加砂压裂裂缝中支撑剂导流能力进行定量评价，可加强缝网内支撑剂运移规律的认识，对页岩。

11、储层施工参数优化，提高裂缝导流能力均具有重要意义。0004作者为吴顺林、李宪文、张矿生、唐梅荣、李向平和达引朋，在刊名为断块油气田的期刊文件上发表了一篇篇名为“一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂新方法”的期刊文献，其发表日期为2014年01期，其主要内容公开了鄂尔多斯盆地致密油藏储量大、分布稳定,是长庆油田5000万吨上产、稳产的重要接替资源。该类油藏由于储层致密、物性差,前期改造效果差,常规压裂技术难以有效动用,急需开辟一条新途径进行油藏的有效改造。文中结合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏自身特征,阐述了“脉冲式加砂、纤维压裂液携砂及等间簇射孔“的一种新型压裂改造技术,在压裂裂缝中通过支撑剂的交替。

12、充填,形成稳定的流动通道网络,使裂缝具备较高的导流能力,从而达到提高单井产量的目的。通过3口直井的现场试验,与常规压裂井进行了对比分析。采用高导流能力的脉冲加砂压裂技术,压后初期裂缝导流能力提高141,试油产量、投产产量、单位压差累计产油量和产能指数均比常规压裂井高1114倍,取得了较好的现场应用效果。0005但目前，国内外还未见有页岩储层滑溜水组合加砂压裂裂缝支撑剂导流能力进行室内定量评价的方法，因此本发明具有一定的创新性和前瞻性。发明内容0006本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，本方法能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流。

13、能力的定量评价，为优化组合加砂压裂设计、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。0007本发明是通过采用下述技术方案实现的一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于步骤如下A、借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；B、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归说明书CN104358554A2/7页6法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；C、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂。

14、裂缝导流能力评价。0008所述借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，在实验温度为室温的情况下，其主要步骤如下（1）调整人工裂缝中两个透明板之间的距离，使裂缝宽度为3MM；（2）以现场缝内流态、流速为基准，根据相似准则，模拟实验条件下的泵注排量分别为65L/MIN、918L/MIN，砂浓度分别为100KG/M3、160KG/M3、支撑剂采用100目石英砂与40/70目陶粒组合加砂模式的运移情况；（3）称取相应支撑剂并放入储砂罐中备用；（4）泵注滑溜水，使裂缝中充满液体，形成循环形回路；（5）开启支撑剂混砂单元中变速电机，调节储砂罐下方的刮片，使进。

15、入裂缝的砂浓度达到设计要求；（6）从支撑剂进入裂缝开始到所配滑溜水全部泵送完毕，整个过程用摄像设备记录砂堤的展布形态以及相关参数；（7）对取得的影像资料进行分析处理。0009组合加砂压裂砂堤展布形态记录、描述及砂堤分布形状函数建立，其方法具体是（1）借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，并获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；（2）利用灰度处理法，将获取的视频内相应时刻的图片像素点作灰度处理，对整个图片进行逐点扫描，提取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线；（3）将提取的砂堤分布曲线利用线性回归法，建立不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数F1X，F2X。

16、,FNX，具体公式为F1XAX3BX2CXD，式中，A，B，C，D为实验拟合系数；（4）根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数F1X，F2X,FNX；具体公式为F1XA1X3B1X2C1XD1，式中，A1，B1，C1，D1为几何相似转化系数；（5）重复步骤（14），根据组合加砂砂堤展布变化，获取API导流室内不同时刻砂堤分布形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T。0010组合加砂压裂裂缝导流能力API测试与评价，其方法具体是（1）根据得到的API导流室不同支撑剂分布形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T，并采用数值积分得到不同支撑剂（100目石英。

17、砂、40/70目陶粒）的铺置面积A1，A2,AN，并在金属板上绘制不同支撑剂形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T曲线；API室内支撑剂铺置面积A的计算公式为式中，A支撑剂铺置面积，CM2；说明书CN104358554A3/7页7L支撑剂铺置长度，CM；（2）根据铺置面积A1，A2,AN及铺置厚度H，得到不同支撑剂的铺置质量WP1，WP2,WPN；导流能力评价实验中所需支撑剂质量式中WP支撑剂质量，G；A支撑剂铺置面积，CM2；H支撑剂铺置厚度即裂缝宽度WF，CM；支撑剂体积密度，G/CM3；（3）将称好的支撑剂在导流室的金属板上均匀铺置，未被支撑剂充填的区域假设为闭合缝，用致密材料代替充。

18、填；（4）将另外一片金属板放在铺置好的支撑剂充填层上面，同时将带有方形密封圈的上活塞放入导流室内，用手往下慢推直到接触金属板；（5）将组装好的导流室放在液压框架的两平行板之间，通过液压装置提升下平板加液压，直到加载速率为3500KPA/MIN；（6）通过“FCTS1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统”调节实验气体排量，使其稳定在100109ML/MIN；（7）启动计算机，输入实验参数；（8）在设定的闭合压力下让气体通过支撑剂充填层；（9）逐级增加闭合压力，重复（8）的步骤，得到不同闭合压力下支撑剂充填层的渗透率和导流能力；（10）记录测试孔进口压力PA与测试孔出口压力PB；（11）所有数据通过数。

19、据采集系统输送至计算机，计算机每30秒记录一次数据，最后自动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率；支撑剂充填层的导流能力按以下公式计算式中KG充填层的气测渗透率，；Q0气体流量，CM3/S；P0标准大气压；G测试气体粘度，MPAS；L两测压孔间的距离L127CM；W导流室宽度，W381CM；PA测试孔进口压力（上游压力），KPA；PB测试孔出口压力（下游压力），KPA；WF支撑剂充填层的厚度，CM；说明书CN104358554A4/7页8KWF支撑剂充填层气测导流能力，。0011与现有技术相比，本发明所达到的有益效果如下1、本发明能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力的定量评价，测试。

20、方法切实可行。为组合加砂压裂设计参数优化、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。00122、采用本发明所述的A、B、C三个步骤的方法，还具有以下优点A可视化缝网内装置按照流动相似原理设计，能较真实的模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内支撑剂的运移过程，同时装置可视化可以实现沙堤展布形态的视频记录，获取支撑剂沙堤的动态运移图像；B灰度处理法和逐点扫描法可以真实的获取沙堤分布形态，线性回归法获取的支撑剂沙堤分布形状函数与实际实验数据点误差仅为05，同时分布形状函数建立方法简单、易于编程；C应用几何相似原理，可以得到API导流室内组合加砂沙堤铺置形态，有效的实现组合加砂裂缝导流能力室内测量与评价。以上。

21、步骤简单易操作，数据处理方法简单，精确度高。00133、本发明致力于对页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力进行定量评价，用以指导优化页岩储层水力压裂施工参数和加砂模式，进而提高储层改造体积和气井产量。附图说明0014下面将结合说明书附图和具体实施方式对本发明作进一步的详细说明，其中图1是API导流室中组合加砂支撑剂分布图；图2是API支撑剂导流室实验装置示意图；图3是支撑剂导流能力定量评价实验流程图。具体实施方式0015实施例1作为本发明较佳实施方式，参看图1、图2、图3。0016测试所需支撑剂质量其中WP140/70目陶粒质量；WP2100目石英砂质量；WP320/40目陶粒质量；一种页岩气组合加。

22、砂压裂裂缝导流能力评价方法，依次包括以下步骤（1）根据得到的API导流室不同粒径支撑剂分布形状函数F1X,T，F2X,T，在一片金属板5上绘制不同支撑剂的分界线；（2）采用几何积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒以及20/40目陶粒）的铺置面积A1，A2，A3，再根据铺置厚度H、支撑剂密度得到相应支撑剂的质量WP1，WP2，WP3；（3）称取相应质量的支撑剂备用；（4）将带有方形密封圈6的底部活塞7放入导流室内，并将绘制有分界线的金属板5放说明书CN104358554A5/7页9在底部活塞上面（应保证金属板很平整）；（5）将称好的支撑剂按照图1所示在导流室8的金属板5上均匀铺置。

23、，未被支撑剂充填的区域相当于闭合缝，用致密材料代替充填；（6）用一刮板形状的工具将实验用的支撑剂充填层4刮平；（7）将另外一片金属板3放在刮风平的支撑剂充填层4上面（该步骤要十分小心，不能破坏支撑剂充填层的形态），同时将带有方形密封圈2的上活塞1放入导流室8和9内，用手往下慢推直到接触金属板3。0017（8）将安装好的导流室12放在液压框架的上平行板13和下平板14之间，液压装置15通过加压泵16提升下平板14为其加液压，直到加载速率为3500KPA/MIN；（9）通过“FCTS1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统17”调节实验气体排量，使其稳定在100109ML/MIN；（10）启动计算机18。

24、，输入实验参数；（11）在一定的闭合压力下让实验气体19通过支撑剂充填层（在试样上加足够长的闭合压力使支撑剂充填层达到半稳态）；（12）逐级增加闭合压力，重复步骤（11），得到不同闭合压力下支撑剂充填层的渗透率和导流能力。0018（13）系统自动记录测试孔进口压力10与测试孔出口压力11；（14）所有数据通过数据采集系统输送至计算机18，计算机每30秒记录一次数据，最后自动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率。0019实施例2作为本发明的最佳实施方式，本发明主要包括组合加砂压裂可视化缝内砂堤展布形态描述与记录、不同支撑剂砂堤分布形状函数建立及缝内导流能力实验测量与评价等三部分。其具体步骤为A、借。

25、助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；B、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；C、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。0020所述借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，在实验温度为室温的情况下，其主要步骤如下（1）调整人工裂缝中两个透明板之间的距离，使裂缝宽度为3MM；（2）以。

26、现场缝内流态、流速为基准，根据相似准则，模拟实验条件下的泵注排量分别为65L/MIN、918L/MIN，砂浓度分别为100KG/M3、160KG/M3、支撑剂采用100目石英砂与40/70目陶粒组合加砂模式的运移情况；（3）称取相应支撑剂并放入储砂罐中备用；（4）泵注滑溜水，使裂缝中充满液体，形成循环形回路；（5）开启支撑剂混砂单元中变速电机，调节储砂罐下方的刮片，使进入裂缝的砂浓度达到设计要求；说明书CN104358554A6/7页10（6）从支撑剂进入裂缝开始到所配滑溜水全部泵送完毕，整个过程用摄像设备记录砂堤的展布形态以及相关参数；（7）对取得的影像资料进行分析处理。0021组合加砂压裂。

27、砂堤展布形态记录、描述及砂堤分布形状函数建立，其方法具体是（1）借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，并获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；（2）利用灰度处理法，将获取的视频内相应时刻的图片像素点作灰度处理，对整个图片进行逐点扫描，提取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线；（3）将提取的砂堤分布曲线利用线性回归法，建立不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数F1X，F2X,FNX，具体公式为F1XAX3BX2CXD，式中，A，B，C，D为实验拟合系数；（4）根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数F1X，F2X,FN。

28、X；具体公式为F1XA1X3B1X2C1XD1，式中，A1，B1，C1，D1为几何相似转化系数；（5）重复步骤（14），根据组合加砂砂堤展布变化，获取API导流室内不同时刻砂堤分布形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T。0022组合加砂压裂裂缝导流能力API测试与评价，其方法具体是（1）根据得到的API导流室不同支撑剂分布形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T，并采用数值积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒）的铺置面积A1，A2,AN，并在金属板上绘制不同支撑剂形状函数F1X,T，F2X,T,FNX,T曲线；API室内支撑剂铺置面积A的计算公式为式中，A支撑剂铺置面积，。

29、CM2；L支撑剂铺置长度，CM；（2）根据铺置面积A1，A2,AN及铺置厚度H，得到不同支撑剂的铺置质量WP1，WP2,WPN；导流能力评价实验中所需支撑剂质量式中WP支撑剂质量，G；A支撑剂铺置面积，CM2；H支撑剂铺置厚度即裂缝宽度WF，CM；支撑剂体积密度，G/CM3；（3）将称好的支撑剂在导流室的金属板上均匀铺置，未被支撑剂充填的区域假设为闭合缝，用致密材料代替充填；（4）将另外一片金属板放在铺置好的支撑剂充填层上面，同时将带有方形密封圈的上活塞放入导流室内，用手往下慢推直到接触金属板；（5）将组装好的导流室放在液压框架的两平行板之间，通过液压装置提升下平板加液说明书CN1043585。

30、54A107/7页11压，直到加载速率为3500KPA/MIN；（6）通过“FCTS1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统”调节实验气体排量，使其稳定在100109ML/MIN；（7）启动计算机，输入实验参数；（8）在设定的闭合压力下让气体通过支撑剂充填层；（9）逐级增加闭合压力，重复（8）的步骤，得到不同闭合压力下支撑剂充填层的渗透率和导流能力；（10）记录测试孔进口压力PA与测试孔出口压力PB；（11）所有数据通过数据采集系统输送至计算机，计算机每30秒记录一次数据，最后自动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率；支撑剂充填层的导流能力按以下公式计算式中KG充填层的气测渗透率，；Q0气体流量，CM3/S；P0标准大气压；G测试气体粘度，MPAS；L两测压孔间的距离L127CM；W导流室宽度，W381CM；PA测试孔进口压力（上游压力），KPA；PB测试孔出口压力（下游压力），KPA；WF支撑剂充填层的厚度，CM；KWF支撑剂充填层气测导流能力，。0023本发明能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力的定量评价，为优化组合加砂压裂设计、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。说明书CN104358554A111/2页12图1图2说明书附图CN104358554A122/2页13图3说明书附图CN104358554A13。

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