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页岩气压裂裂缝模拟计算流程英文回答：The process of simulating hydraulic fracturing in shale gas reservoirs involves several steps. First, we need to gather geological data about the reservoir, such as rock properties, thickness, and depth. This data is crucial for understanding the behavior of the reservoir and designing an effective fracturing plan.Once we have the geological data, we can move on to the next step, which is creating a numerical model of the reservoir. This model is typically based on the principles of fluid mechanics and rock mechanics. It allows us to simulate the behavior of the reservoir under different conditions and predict the propagation of fractures.In order to simulate the hydraulic fracturing process, we need to define the initial conditions of the reservoir, such as the pressure and temperature. We also need tospecify the properties of the fracturing fluid, such as viscosity and density. These parameters will affect the behavior of the fluid and the creation of fractures.After defining the initial conditions, we can start the simulation by injecting the fracturing fluid into the reservoir. The fluid is typically pumped at a high pressure to create fractures in the rock. The simulation software calculates the pressure distribution and fracture propagation based on the properties of the fluid and the rock.During the simulation, we can monitor the behavior of the fractures and adjust the parameters if necessary. For example, if the fractures are not propagating as expected, we can increase the pumping rate or change the fluid properties to enhance the fracturing process.Once the simulation is complete, we can analyze the results and evaluate the effectiveness of the fracturing operation. We can assess factors such as fracture length, width, and conductivity to determine the productivity ofthe reservoir. This information is valuable for making decisions about future fracturing operations and optimizing production.中文回答：页岩气压裂裂缝模拟计算流程包括以下几个步骤。
目 录一、压裂设计的基本任务 (2)二、压裂设计参数 (2)1、油气井参数 (2)2、油气层参数 (2)3、压裂参数 (3)4、经济参数 (3)三、压裂模型与压裂几何尺寸 (7)四、压裂设计及设计的优化 (9)五、绿10井加砂压裂PT软件设计与模拟 (13)1、绿10井压裂设计界面 (13)2、绿10井压裂裂缝拟合界面 (33)3、绿10井加砂压裂产能预测模拟 (54)六、中古16井酸压PT软件设计与拟合 (60)1、中古16井Fracpro PT酸压设计界面 (60)2、中古16井Fracpro PT酸压拟合界面 (70)七、附件一：中古16井酸压PT软件设计与拟合 (88)八、附件二：酸压软件介绍 (122)一、压裂设计的基本任务1、在给定的储层与注采井网条件下，根据不同裂缝长度和裂缝导流能力预测井在压后的生产动态2、根据储层条件选择压裂液，支撑剂等压裂材料的类型，并确定达到不同裂缝长度和导流能力所需要的压裂液与支撑剂的用量3、根据井下管柱与井口装置的压力极限，确定泵注方式，泵注排量，所需设备的功率与地面泵压4、确定压裂施工时压裂液与支撑剂的泵注程序5、对上各项结果进行经济评价，并使之最优化。
6、对这一优化设计进行检验。
设计应满足：开发与增产的需要；现有的压裂材料与设备具有完成施工作业的能力；保证安全施工的要求。
二、压裂设计参数1、油气井参数1)、井的类别与井网密度2)、井径、井下管柱（套管，油管）与井口装置的规范、尺寸及压力定额3)、压裂层段的固井质量4)、射孔井段的位置、长度、射孔弹型号、射孔孔数与孔眼尺寸5)、井下工具的名称、规范、尺寸、压力定额、承受温度与位置2、油气层参数1)、储层有效渗透率、孔隙度与含油饱和度以及这些参数的垂向分布2)、储层有效厚度及其在平面上的延伸3)、储层压力梯度与静压力４）、储层静态温度５）、储层流体性质（包括密度、粘度与压缩系数等）６）、储层岩石力学性质，如泊松比，杨氏模量，抗压强度，与岩石布氏硬度等７）、储层地应力的垂向分布及最小水平主应力的方位８）、遮挡层的岩性，厚度与地应力值3、压裂参数１）、使用二维设计模型时压裂施工所形成的裂缝高度或使用三维模型时储层与上、下遮挡层的地应力差２）、裂缝延伸压力与裂缝闭合压力３）、压裂液粘度、流态指数和稠度系数４）、压裂液初滤失和综合滤失系数５）、压裂液流经井下管柱与射孔孔眼的摩阻损失６）、压裂液纯滤失高度的垂向分布７）、支撑剂类型，粒径范围，颗粒密度，体积密度８）、作为裂缝闭合压力函数的支撑剂导流能力与水力裂缝中支撑剂层的渗透率９）、压裂施工时的泵注排量１０）、动用的设备功率及其压力极限4、经济参数１）、压裂施工规模２）、压裂施工费用３）、油气产量及产品的价格４）、计算净收益的时间以及净贴现值有效渗透率在多孔介质中，如有两种以上的流体流动，则该介质对某一相的渗透率称之为有效渗透率（um2 或10-3 um2或MD）,有效渗透率与压裂液综合滤失系数的二次方成正比，与裂缝长度成反比，因此，在压裂设计中，最佳裂缝长将随有效渗透率的增加而变短。
Fracpro-PT 10.2中文版培训教材中国重庆2005年5月23日～28日中国石油勘探开发研究院采油工程研究所FracproPT 入门辅导前言在线帮助中包含大量的入门辅导以及你在运行 FracproPT 四个不同方式中的每一个方式时的使用实例。
该入门辅导的目的是使用户熟悉该软件各种各样的功能。
虽然我们推荐按照给出的入门辅导顺序进行学习，但是他们都是相互独立的。
如果你确信已经掌握了 FracproPT 的某一章，那么你可以跳过该章的入门辅导。
你还应该注意到：因为这些入门辅导是相对独立的,所以在使用 FracproPT 的公用模块时的说明往往会重复。
当你开始入门辅导的任何一章的学习的时候，你应该保存你的工作到磁盘。
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当然，你采用初始文件重新来一遍也是允许的。
目录第一章压裂分析方式1.1、根据设计参数来运行1.1.1 根据设计参数来运行1.1.2 查找输入文件1.1.3 压裂分析选项1.1.4 井筒结构1.1.5 储藏参数1.1.6 压裂液和支撑剂的选择1.1.7 施工泵序一览表1.1.8 压裂分析的控制1.2、使用服务公司的压裂数据1.2.1 用ASCII 文件创建数据库文件1.2.2 输入文件的选定1.2.3 输出文件的定义1.2.4 生成输出文件1.3、测试压裂的拟合1.3.1 测试压裂的拟合1.3.2 查找输入文件1.3.3 压裂分析选项1.3.4 模型的信道输入1.3.5 管柱工具结构1.3.6 储藏参数1.3.7 压裂液和支撑剂的选择1.3.8 施工泵序一览表1.3.9 压裂分析的控制1.3.10 压裂分析的讨论1.3.11 闭合应力的确定1.3.12 确定摩阻损失1.3.13 拟合净压力的大小1.3.14 拟合净压力下降的斜率1.3.15 保存测试压裂的拟合结果1.4、拟合主压裂施工1.4.1 拟合主压裂施工1.4.2 查找测试压裂拟合的输入文件1.4.3 修改测试压裂拟合的输入文件1.4.4 净压力拟合1.4.5 保存压力拟合结果1.4.6 生成报告1.4.7 在拟合中可能出现困难的原因第二章压裂设计优化2.1 背景2.2 第一步: 加载FracproPT 输入文件2.3 第二步：回顾必要的输入数据2.4 第三步: 选择压裂液和支撑剂2.5 第四步: 施工选择2.6 第五步定义经济优化2.7 第六步: 完成最终施工设计第三章产能分析入门辅导3.1 产能分析入门辅导背景3.2 第一步: 加载和更新产能分析的输入文件3.3 第二步: 预测生产效果3.4 第三步: 加载实际的生产数据3.5 第四步: 拟合实际的生产数据第四章编辑数据库4.1 编辑数据库第五章测试压裂分析辅导5.1 测试压裂分析第一章压裂分析模块综述本入门辅导将带领你通过 FracproPT 压裂分析方式中所用到的基本操作。
FracproPT® 压裂分析系统FracproPT是石油工业中进行支撑剂压裂和酸化压裂设计、分析、操作和优化的优秀的软件。
FracproPT的独特技术在于其实时数据监控和分析能力，其灵活的模型可直接由裂缝诊断技术进行调整，可进行油藏模拟并进行施工后生产分析和经济指标优化。
该软件已在100多个生产、服务和咨询公司中解决了数千次完井问题和生产经济指标的优化问题。
美国天然气研究所授权Pinnacle Technologies对其Fracpro® 系统进行开发、支持和市场工作。
Fracpro的开发始于八十年代，目的是充分解读和利用压裂施工中采集得到的压力数据中所包含的信息。
当时的二维和三维裂缝生长模型所设计和预测的压力数据和实际压力数据有很大的不同，这是该软件研制的起因。
由于净裂缝压力和裂缝维数直接相关，这些设计模型预测得出的裂缝几何形状和裂缝生长的实际情况可能不符，因此，这些模型不能用于指导有效的压裂施工及评价。
Fracpro可以弥补这种理论和实际间的差别。
FracproPT模型可以近似反应所有裂缝生长的物理原理。
裂缝生长参数在裂缝面的若干代表点上汇集，裂缝的压力曲线采用功能系数进行计算。
和实际近似的模型结果用实验室试验值和直接观察值进行修正。
FracproPT系统含有一些容易使用的模块。
压裂模拟器可以在设计模式下以用户输入参数进行计算或在历史拟合模式下采用实时或压后数据库输入测量的施工参数（表面压力、泵入速度、支撑剂浓度）进行计算。
FracproPT系统是进行净压力历史拟合的工具。
为了从压裂的实时压力数据中迅速获取有用信息，在施工前和施工过程中应进行注入程序的诊断性计算。
这些做法可以产生压裂分析的一些关键数据如闭合压力，漏失参数，净压力，求解限制条件在合理范围内的分析解。
裂缝维数和支撑剂位置的最终预测和实际情况达到最可能的近似并可提供给FracproPT的数值模拟器进行生产预测。
目 录一、压裂设计的基本任务 (2)二、压裂设计参数 (2)1、油气井参数 (2)2、油气层参数 (2)3、压裂参数 (3)4、经济参数 (3)三、压裂模型与压裂几何尺寸 (7)四、压裂设计及设计的优化 (9)五、绿10井加砂压裂PT软件设计与模拟 (13)1、绿10井压裂设计界面 (13)2、绿10井压裂裂缝拟合界面 (33)3、绿10井加砂压裂产能预测模拟 (54)六、中古16井酸压PT软件设计与拟合 (60)1、中古16井Fracpro PT酸压设计界面 (60)2、中古16井Fracpro PT酸压拟合界面 (70)七、附件一：中古16井酸压PT软件设计与拟合 (88)八、附件二：酸压软件介绍 (122)一、压裂设计的基本任务1、在给定的储层与注采井网条件下，根据不同裂缝长度和裂缝导流能力预测井在压后的生产动态2、根据储层条件选择压裂液，支撑剂等压裂材料的类型，并确定达到不同裂缝长度和导流能力所需要的压裂液与支撑剂的用量3、根据井下管柱与井口装置的压力极限，确定泵注方式，泵注排量，所需设备的功率与地面泵压4、确定压裂施工时压裂液与支撑剂的泵注程序5、对上各项结果进行经济评价，并使之最优化。
6、对这一优化设计进行检验。
设计应满足：开发与增产的需要；现有的压裂材料与设备具有完成施工作业的能力；保证安全施工的要求。
二、压裂设计参数1、油气井参数1)、井的类别与井网密度2)、井径、井下管柱（套管，油管）与井口装置的规范、尺寸及压力定额3)、压裂层段的固井质量4)、射孔井段的位置、长度、射孔弹型号、射孔孔数与孔眼尺寸5)、井下工具的名称、规范、尺寸、压力定额、承受温度与位置2、油气层参数1)、储层有效渗透率、孔隙度与含油饱和度以及这些参数的垂向分布2)、储层有效厚度及其在平面上的延伸3)、储层压力梯度与静压力４）、储层静态温度５）、储层流体性质（包括密度、粘度与压缩系数等）６）、储层岩石力学性质，如泊松比，杨氏模量，抗压强度，与岩石布氏硬度等７）、储层地应力的垂向分布及最小水平主应力的方位８）、遮挡层的岩性，厚度与地应力值3、压裂参数１）、使用二维设计模型时压裂施工所形成的裂缝高度或使用三维模型时储层与上、下遮挡层的地应力差２）、裂缝延伸压力与裂缝闭合压力３）、压裂液粘度、流态指数和稠度系数４）、压裂液初滤失和综合滤失系数５）、压裂液流经井下管柱与射孔孔眼的摩阻损失６）、压裂液纯滤失高度的垂向分布７）、支撑剂类型，粒径范围，颗粒密度，体积密度８）、作为裂缝闭合压力函数的支撑剂导流能力与水力裂缝中支撑剂层的渗透率９）、压裂施工时的泵注排量１０）、动用的设备功率及其压力极限4、经济参数１）、压裂施工规模２）、压裂施工费用３）、油气产量及产品的价格４）、计算净收益的时间以及净贴现值有效渗透率在多孔介质中，如有两种以上的流体流动，则该介质对某一相的渗透率称之为有效渗透率（um2 或10-3 um2或MD）,有效渗透率与压裂液综合滤失系数的二次方成正比，与裂缝长度成反比，因此，在压裂设计中，最佳裂缝长将随有效渗透率的增加而变短。
是选择压裂支撑剂类型，尺寸与铺置浓度的主要依据。
采集方法：１）进行压力恢复试验确定，K BU=2.12*10-3qμB/mh(K BU为地层平均渗透率，q为地面脱气原油的产量，μ为地下原油粘度mp.s，B为原油体积系数，m3/m3,m为压力恢复半对曲线直线段斜率，Mpa/周期，h为地层有效厚度)；２）生产测试分析确定，k pi=228.4quBln(r e/r w)/h(p ws-p wf),(r e为供油半径，r w为井半径，p ws地层静压力，p wf井底流动压力)；３）岩心测定４）使用井的生产动态数据借助油藏模型进行生产历史拟合求取；５）测井曲线得出孔隙度－渗透率图版确定。
有效厚度指在目前条件下具有产出工业油气的实际厚度（扣除隔层）。
最佳裂缝长度随有效厚度的增加而变短。
采集方法：以岩心资料为基础，单层试油资料为依据，利用测井解释确定；地层温度指在静态无干扰条件下所具有的温度。
地层温度是控制压裂液在缝中粘度，流态指数与稠度系数等设计参数的重要因素。
采集方法：使用测井的井温曲线推算求得；大多数沉积岩层的地层温度可按每100米埋深增加３℃的地温梯度进行估算。
地层压力分为原始地层压力（未开采前的），目前地层压力（油气藏投入开发后）和静止压力（油气井关井后，压力恢复稳定状态下的压力）。
地层压力是压裂选井选层的主要依据，看是否有能量的存在。
进行压裂设计，必须掌握目前地层压力，地层压力的大小决定了地层破裂压力的大小。
采集方法：１）进行压力恢复测试确定油气层的静压，也可用压力恢复曲线的斜率求取。
２）根据本井的静压梯度推算３）使用油气田的等压图推算。
地层流体密度，粘度和压缩系数地层流体密度：单位原油体积的质量(kg/m3)地层流体粘度：粘滞系数，指地层条件下油气内部摩擦引起的阻力。
Mp a·s地层流体压缩系数：在地层条件下每变化１MPa压力，单位体积原油的体积变化率。
Mpa-1 采集方法：１）通过井底取样，获得有代表性的油、气样品，在模拟地层条件下进行PVT(压力－体积－温度)试验分析与测定；岩石力学性质、泊松比和弹性模量岩石泊松比：当岩石抗压应力时，在弹性范围内，岩石的侧向应变与轴向应变的比值。
ν=ε2/ε1 , ε2=(d2-d1)/d1 ,（单位：无因次）岩石弹性模量：岩石受拉应力或压应力时，当负荷增加到一定程度后，应力与应变曲线变成线性关系，比例常数E称为岩石的弹性模量。
E＝δ/ε, δ为应力，ε为应变=(d2-d1)/d1，（单位：Mpa）泊松比是使用测井方法确定地层水平主应力值及其垂向分布的重要参数，且地应力值与地层破裂压力，裂缝延伸压力，裂缝闭合压力以及裂缝高度有关；弹性模量则关系到裂缝的几何尺寸。
采集方法：１）实验室岩心实验（岩心的备值：在压裂目的层与上下岩层每隔0.6m取一块岩心；垂向和平行于岩心轴切割岩样；岩样尺寸为直径2.54cm,长5.08cm；在压裂目的层应做6块岩样试验，上、下岩层各做4块），单轴和三轴实验，２）测井技术：使用长源距数字声波测井的全声波形，经算法处理取得剪切波速和缩波速，借助密度测井数据，可得到岩石的动态泊松比和动态弹性模量值。
３）推算弹性模量：由现场实测的地层破裂压力，裂缝闭合压力，就地水平主应力等值，反算岩石的泊松比，再推算出弹性模量值。
４）近似计算动态或静态的泊松比与弹性模量，目前在声波测井中只能取得压缩波速（纵波，v p）的数据，而剪切波速(横波，v s)的数据不易得到, v p/v s=[2(1-ν)/1-2ν]0.5,两个波速的比值约为 1.6-1.9,一般为 1.73,因此可推算出泊松比值和弹性模量。
５）根据地层的岩性、粘度和胶结情况选取弹性模量和泊松比，砂岩E为0.5-8×104MPa,泊松比v为0.25,石灰岩E为１－８×104MPa，v为0.30地应力及其垂向分布地下埋藏的岩层，处于压应力状态。
垂向主应力：δz=(0.0206-0.0275)H(H为地层深度)，有效垂向主应力＝δz－P S(孔隙压力)有效垂向主应力也称垂直骨架应力，所以岩石的骨架密度ρma=ρb-Φρf/1-Φ(ρb为岩石体积密度，ρf为孔隙中的流体密度，Φ为岩石孔隙度，小数)，砂岩容量20-26KN.M3,骨架密度为2.60-2.75g/m3,孔隙度为5-25％，灰岩分别为22-26,2.48-2.85,5-20%. 水平主应力：１、未受构造运动影响的水平均匀地应力状态，有效δx=δy=v/1+v×δz,v为岩石的泊松比，0＜v＜0.5,由此可见，泊松比越大，水平主应力愈接近垂向主应力。
２、受地质构造运动影响，有效δx=δy=（v/1+v＋§）×有效δz，§为均匀地质构造力系数，如果两上水平方向的构造应力不等，那么§也不等。
３、构造应力对地应力分布状态的影响，以正断层为标志的地壳松弛区，水平主应力为垂向主应力的1/3,在以褶皱和逆掩断层为主的地壳压缩区，水平主应力则是垂向主应力的3倍。
４、地应力的分布状态对水力裂缝形态与方位的影响，水力裂缝的形态取决于地应力垂向应力与水平主应力的相对大小，裂缝方位则垂直于最小主应力轴。
1)水平裂缝：如果δz＜δx，δy ,将产生水平裂缝，且裂缝方位垂直于δz值。
相反刚产生垂直裂缝，但裂缝方位取决于两个水平主应力的大小，如果δx＞δy，则裂缝垂直于最小水平主应力δy，反之亦然。
采集最小水平主应力方法：储层与其上、下岩层的最小水平主应力差是控制裂缝垂向延伸的主要因素，一般认为，上、下岩层与地层的地应力差如大于13.8mpa,则上下岩层可以起到控制裂缝高度扩展的遮挡作用。
１）试验石岩心试验，变形最大的方位即为地下最大主应力方向，压裂产生的裂缝将沿此方向扩展。
２）测井分析估算就地应力值，有长源距数字声波测井和地层倾井测井两种方法。
３）现场测量，进行现场微型压裂或注入－返排试验。
最小水平主应力δHmin=pi(井底瞬时关井压力)，最大水平主应力δHmin=3δHmin-p r-p s p r为再次开后裂缝重新张开压力，p s为地层孔隙压力。
注入－返排实验说明裂缝闭合压力等于地层最小水平主应力。
地层破裂压力p f和破裂压力梯度地层破裂压力是使地层产生水力裂缝或张开原有裂缝时的井底流体压力。
与岩石弹性性质，孔隙压力，天然裂缝的发育情况以及该地区的地应力等因素有关。
是确定井下管柱，井下工具，井口装置压力极限的依据，是确定压裂施工时的最高地面泵压、泵注排量和需用设备功率。
地层破裂压力梯度是破裂压力与地层深度的比值。
根据其可推断出水力裂缝的形态，一般认为，压出水平裂缝所需要的破裂压力梯度值应等于或大于上覆岩层的梯度值，而产生垂直裂缝则要小得多，该值大于0.0226mpa/m时，多为水平裂缝，如小于0.0167mpa/m 多为垂直裂缝。
采集方法：１）理论计算：p f=v/1-v×有效δz＋p s或p f=v/1-v（δz－p s）＋p s 2)测井资料预测裂缝延伸压力裂缝延伸压力是指在水力裂缝在长、宽、高三个方向扩展所需要的缝内流体压力。
一般，它比闭合压力大，且与裂缝大小及压裂施工有关。
它是压裂设计中必须输入的参数。
采集方法：１）阶梯式泵注试验２）经验公式P EG=0.57e0.57PG, P EG为裂缝延伸压力梯度，P G为地层压力梯度裂缝闭合压力用以下两种方式定义：１）开始张开一条已存在的裂缝所必须的流体压力２）使裂缝恰好保持于不闭合所需要的流体压力，这一流体压力与地层中垂直于裂缝面上的最小主应力大小相等，方向相反。
