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龙图腾网获悉中国石油大学(华东)申请的专利一种多井组时序压裂过程中井间干扰与缝网演化的耦合模拟方法获国家发明授权专利权，本发明授权专利权由国家知识产权局授予，授权公告号为：CN121234684B 。

龙图腾网通过国家知识产权局官网在2026-02-03发布的发明授权授权公告中获悉：该发明授权的专利申请号/专利号为：202511787557.9，技术领域涉及：G06F30/23；该发明授权一种多井组时序压裂过程中井间干扰与缝网演化的耦合模拟方法是由李蕾;刘云帆;侯子涵;苏玉亮;李明;陈付真;刘赛;陈玥彤设计研发完成，并于2025-12-01向国家知识产权局提交的专利申请。

本一种多井组时序压裂过程中井间干扰与缝网演化的耦合模拟方法在说明书摘要公布了：本发明属于油气田开发的技术领域，具体的涉及一种多井组时序压裂过程中井间干扰与缝网演化的耦合模拟方法。该方法首先通过多源数据融合构建高精度三维地质力学模型，并基于有限元法求解储层初始地应力场；随后按照实际施工顺序开展时序压裂多物理场耦合模拟，基于有限元法的地应力场实时更新计算；将更新后的应力场作为后续子井模拟的初始条件，实现应力干扰的跨时序精确表征；最后通过全井组迭代模拟流程，完成所有压裂井的数值模拟，输出裂缝网络特征参数和应力干扰累积效应。该方法创新性地实现了从地质建模到全井组压裂模拟的全流程耦合分析，为优化压裂设计提供了可靠的技术手段。

本发明授权一种多井组时序压裂过程中井间干扰与缝网演化的耦合模拟方法在权利要求书中公布了：1.一种多井组时序压裂过程中井间干扰与缝网演化的耦合模拟方法，其特征在于，包括以下步骤： S1、结合多源数据建立地质力学模型 S1.1、基于现场测井数据，对测井曲线进行处理，并计算得到沿探井轨迹周边的储层物性数据；其中，储层物性数据包括泥质含量、孔隙度、流体饱和度、渗透率、岩石密度、杨氏模量、泊松比； S1.2、将S1.1中测井数据所在对应井的测量深度、井斜角和井斜方位角三种参数导入Petrel软件中，即可确定测井数据所在对应井的井轨迹； S1.3、将S1.1中计算得到的储层物性数据导入Petrel软件中，并将储层物性数据放置于对应的井轨迹上； 同时，将不同井的井点分层数据导入至对应的井轨迹上； S1.4、建立构造面： 首先，结合S1.3中所导入的井点分层数据，得到同一层面上若干点的位置；然后通过以点成面的方式，即可插值建立构造面； S1.5、纵向分层设置： 基于S1.4中所得到的若干构造面，设置纵向上的网格划分数量；若构造面的总层数为N，则设置N－1个纵向分层，即纵向上的网格划分数量为N－1；其中，单层厚度=N层构造面的总厚度纵向上的网格划分数量； S1.6、基于高斯随机函数模拟对S1.1中计算得到的储层物性数据进行全储层插值； 首先，采用离散化测井曲线数据的方式，将S1.1中计算得到的连续的储层物性数据离散到网格中，其中，网格的纵向层数等于S1.5中所设置的纵向上的网格划分数量； 然后，基于岩石物理模块，将S1.1中计算得到的储层物性数据插值为全储层数据，计算得到地质力学模型； S2、计算模拟初始地应力场 首先，分别计算垂向应力、最小水平主应力、最大水平主应力；具体如下： ①垂向应力：； 式中，σν—垂向应力，MPa； ρ—岩石密度，kgm3； g—重力加速度，9.81ms2； ②最小水平主应力：； 式中，σhmin—最小水平主应力，MPa； α—Biot系数，范围值在0.6-1.0； P p —孔隙压力，MPa； σν—垂向应力，MPa； ν—泊松比； ③最大水平主应力：； 式中，σHmax—最大水平主应力，MPa； σhmin—最小水平主应力，MPa； K—构造应力系数； σν—垂向应力，MPa； 然后，通过成像测井观测井壁崩落的长轴方向，即为σhmin的方向，与井壁崩落的长轴方向成正交的方向则为σHmax的方向； S3、时序压裂多物理场耦合模拟 S3.1、压裂液参数设置： 根据现场压裂施工时使用的压裂液种类，设置模拟工区内的压裂液参数；压裂液参数包括：压裂液粘度、压裂液随注入速度的摩阻变化、压裂液的初滤失量； S3.2、支撑剂参数设置： 支撑剂参数包括支撑剂的目数、支撑剂的种类； S3.3、压裂泵注程序设置： 压裂泵注程序的参数包括：每一个施工阶段的排量、使用的压裂液类型、总泵注量、支撑剂的类型以及支撑剂浓度； S3.4、压裂缝网扩展模拟： 结合S1中所建立的地质力学模型以及S3.1-3.3所设置的压裂程序，基于Petrel软件中的Kinetix模块开展压裂缝网扩展模拟；缝网扩展方向沿着最大水平主应力方向扩展； 通过Petrel软件记录压裂过程中裂缝内部的压力变化，用于后续地应力场的更新模拟； Petrel软件根据压裂液滤失性质计算分析压裂液的滤失量，用于后续饱和度场的更新； Petrel软件根据裂缝内部的支撑剂浓度以及分布计算裂缝内部不同位置的导流能力； S3.5、压裂后的生产模拟： 若水平井在压裂后立刻进入返排投产阶段，则进一步模拟其生产过程中形成的动态压力场与渗流场； 首先，导出生产网格，将母井的裂缝基于压裂模拟结果的形态导出至非结构化网格，Petrel软件计算非结构化网格的包括孔隙度、渗透率在内的储层物性参数； 然后，使用Intersect油藏数值模拟器对母井进行返排生产模拟，得到不同生产阶段下的储层压力场； S3.6、计算模拟压裂生产后的地应力场： 基于有限元法，结合不同时刻的地层压力场，实时计算母井压裂与生产导致的局部地应力场变化，通过不同时间点下的压力场计算不同时间点下的应力场； 1计算随压力场变化后的地应力场变化： 按照如下公式计算随压力变化的地应力： 式中，σyy—y方向上的应力分量； xx—x方向上的应力分量； h0—初始最小水平主应力； H0—初始最大水平主应力； —Biot系数，范围值在0.6-1.0； —泊松比； 孔隙压力变化值，MPa； 2计算地应力偏转方向： 按照如下公式计算主应力方向角度： ； 式中，θ—最大主应力方向与参考方向夹角； σxx—x方向上的应力分量； σyy—y方向上的应力分量； σxy—作用在垂直于x轴的平面上且方向平行于y轴的剪应力分量； k—应力变化非均匀系数； Δσxx—x方向正应力变化量； Δσyy—y方向正应力变化量； P p —孔隙压力变化值，MPa； 结合1中的地应力大小计算以及2中的地应力偏转计算，建立压力场与地应力场的联系，最终得到任意时刻下的地应力场的状态； S4、地应力场的动态传递 首先，将S4中计算模拟的压裂生产后的地应力场作为后续子井模拟的初始条件；将包括最大水平主应力、最小水平主应力、垂向应力、主应力方向角度在内的模拟压裂生产后的地应力场所得到的地质力学数据作为压裂储层条件； 然后，使用PromotetoKinetixzonesetinputs系统，将最新的地应力状态替换掉初始的地应力状态； S5、全井组迭代模拟 按照现场水平井组的施工顺序，重复循环S3、S4，进行基于“母井压裂生产——地应力场模拟——更新地应力场——子井压裂”流程的全井组迭代模拟，直至所有井全部模拟完成，确保每口压裂井在压裂时地应力场均为最新时刻的地应力场。

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