Da Polymere dazu neigen, zwischen den Körnern des Trägers zurückzubleiben, stößt die herkömmliche hydraulische Frakturierungstechnik mit gleichmäßiger Sandverteilung bei der Umgestaltung von Reservoirs mit niedriger Permeabilität, ultraniedriger Permeabilität und Schiefergas auf Grenzen. Die Kanalhydraulikfrakturierungstechnik bildet durch ungleichmäßige Sandverteilung hoch leitfähige Kanäle und kann die Öl- und Gasproduktion effektiv steigern. Die Bewertung der Wirksamkeit der Kanalfrakturiertechnik hängt hauptsächlich von der Kanalrate des gebildeten Sanddams ab. Mithilfe von Ähnlichkeitskriterien wurde eine visualisierte Kanalfrakturierungssimulationsmethode etabliert, um systematisch den Einfluss mehrerer Faktoren wie Viskosität der Frakturflüssigkeit, Trägerkonzentration, Faserzugabe, Perforationsmethode, Pulszeit und Baumaßnahmen-Volumen auf die Verlegeform des Trägerstoffs und die Kanalrate zu untersuchen. Mit partieller kleinster Quadrate Regression und Variablenprojektion-Importance-Analyse wurde der Einflussgrad der einzelnen Faktoren auf die Kanalrate untersucht. Unter experimentellen Bedingungen zeigte die Studie, dass bei einem Baumaßnahmen-Volumen von 4 bis 6 m³/min und einer Frakturflüssigkeitsviskosität von 150 bis 250 mPa·s bei geringerer Trägerkonzentration, höherer Faserzugabe, kürzerer Pulszeit und mehr Perforationsgruppen die Kanalrate höher ist. Analysen mittels partieller kleinster Quadrate Regression, Variablenprojektion-Importance-Analyse und Pearson-Korrelationskoeffizienten zeigten, dass die Einflussreihenfolge der Faktoren auf die Kanalrate wie folgt ist: Frakturflüssigkeitsviskosität > Perforationsmethode > Pulszeit > Trägerkonzentration > Faserkonzentration > Volumen.

Kanalfrakturierung;Kanalrate;Visualisierung;partielle kleinste Quadrate Regression;Variablenprojektion