低渗透油气藏水平井分段多簇压裂簇间距优化新方法

水平井分段多簇压裂中簇间距的大小是决定水平井分段多簇压裂成败的关键因素。为提高低渗透油气藏储层压裂改造效果,需建立合理的簇间距优化模型,而现有的优化方法多以应力反转半径作为最佳间距,并未定量化表征压裂后的储层改造效果。为此,基于弹性力学基础理论和位移不连续法建立了考虑水力裂缝干扰模式下的复杂地应力场计算模型,研究了天然裂缝在复杂地应力场条件下发生张开和剪切破裂形成复杂裂缝网络的规律,再以获得最大缝网波及区域面积为优化目标,形成一种新的簇间距优化方法。研究结果表明:(1)张开的水力裂缝会在其周围产生诱导应力,压裂液的滤失则会导致地层孔隙压力变化,相应的地层孔隙弹性应力也会发生变化;(2)天然裂缝剪切破裂区域与张开破裂区域重叠,且前者要远大于后者,可采用天然裂缝剪切破裂区域面积来表征复杂裂缝网络波及区域的大小。采用该方法指导了现场水平井的簇间距优化设计,实验井压裂后取得了理想的增产效果,为低渗透油气藏水平井分段多簇压裂的簇间距优化设计提供了借鉴和指导。     

四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组储层各向异性地应力评价方法

尽管四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组砂岩是非常致密的气藏,但是其中一些储层天然裂缝发育,尤其是须二段的优质储层,垂直裂缝或高角度裂缝发育。这导致了岩层和水平主应力的各向异性。对于这类储层如果采用常规的各向同性地应力评价方法,则会高估岩层的实际水平主应力。根据钻井中的溢流、井涌和测试压裂,以及井壁崩落等数据研究了这类储层地应力的新的评价方法,得到了新场气田和合兴场气田的地层压力与地应力实测结果。这些结果表明岩层的天然裂缝对地应力有较大的影响。采用各向异性理论建立了须家河组储层地应力的VTI和HTI模型。含天然裂缝储层的实测数据表明,随着裂缝密度、裂缝倾角和裂缝指示因子的增大,水平主应力和破裂压力减小,这与HTI模型相吻合。结合各向异性模型与天然裂缝、水平主应力和破裂压力的实测数据,得出了适合于须家河组储层特点的地应力预测公式及其对压裂影响的评价方法。     

多级压裂诱导应力作用下天然裂缝开启规律研究

非常规储层多级压裂过程中,诱导应力是影响天然裂缝是否开启和压裂效果的重要因素。根据岩石力学理论和天然裂缝的受力状态,推导出压裂过程中地层应力分布计算模型,得到天然裂缝发生张性破坏和剪切破坏开启的力学条件。黑185井的模型计算结果表明:水平井压裂时存在诱导应力,由于诱导应力的影响,沿井筒方向的地应力增大1.70 MPa,地应力状态发生改变;考虑诱导应力的天然裂缝开启所需的压裂最小泵压为29.27 MPa;不考虑诱导应力的压裂最小泵压为26.31 MPa。研究结果表明,多级压裂产生的诱导应力使天然裂缝开启变得困难,诱导应力增大,天然裂缝开启所需的泵压增大,二者呈线性关系,实际压裂设计时应考虑诱导应力的影响。      

复杂缝网页岩压裂水平井多区耦合产能分析

针对页岩储层水平井压裂开发中复杂缝网形态、纳微米孔隙—复杂缝网—井筒多尺度渗流规律认识不清等问题,开展了针对性的研究:(1)通过巴西劈裂实验,诱导压裂缝的产生;(2)通过X射线CT扫描,观测岩样内部压裂缝形态,测得压裂缝开度;(3)结合压裂缝形态描述和气体在基质—复杂缝网—井筒中的渗流机理,在多尺度统一渗流模型的基础上,建立考虑扩散、滑移及解吸的水平井单段压裂改造产能方程;(4)考虑多级压裂区干扰及水平井筒压降,建立页岩储层多级压裂水平井产能预测模型。研究结果表明:(1)压裂缝形态为复杂网状缝;(2)测得压裂缝开度为4.25~453.00μm,平均为112.00μm;(3)不同缝网形态下页岩气表现出不同非线性渗流规律;(4)随着重改造区裂缝密度、重/弱改造裂缝分布范围的增大,产气量逐渐增加,压裂段间缝网渗流区域发生干扰,产气量增加幅度减小;(5)模拟水平井筒长1 500 m、重度改造区缝网半长100 m时,压裂10级产能效果最好。结论认为,需要合理地控制压裂程度、优化裂缝参数,才能为页岩气压裂优化设计等提供技术支撑。     

致密储层水平井体积压裂段间距优化方法

目前致密储层的主要开发方式为水平井+体积压裂改造,但对于天然裂缝不发育的储层,通常难以形成复杂的裂缝网络系统,不能够达到预期的改造目标。针对这种情况,在研究压裂过程中诱导应力场变化的基础上,建立了诱导应力和原地应力相叠加的数学模型,结合缝间应力干扰分析结果,形成了体积压裂段间距优化方法。研究结果表明,利用水力裂缝之间的应力干扰中和原始地应力有利于形成复杂裂缝,并且在同样的原始地应力条件下,随着裂缝高度和裂缝内净压力的增加,形成复杂缝网的段间距会增加。现场实例计算验证了通过应力干扰确定水平井压裂段间距优化方法的可行性,该优化方法对致密储层水平井分段体积压裂设计有一定的借鉴意义。     

致密油藏多段压裂水平井初始产能影响因素分析

致密油藏中基质渗透率非常低,通过体积压裂产生的人工压裂缝,可以有效改变水平井筒附近的地应力分布,同时通过水力压裂缝为桥梁,来增强天然裂缝与水力裂缝、以及水平井筒之间的联系,从而改善致密油藏内的流体渗流。通过将致密油藏划分为三个渗流区域,并假设线性流为三个流动区域中主要流动特征,对体积压裂水平井的初始产能进行了分析。研究表明,适当增加水力压裂缝的条数、增加压裂缝的半长,有利于激活双重介质的致密油藏中天然微裂缝,从而增加产能。     

吉木萨尔凹陷页岩油密切割压裂多簇裂缝竞争扩展模拟

针对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层地质特征,建立了重点改造井的密切割体积压裂裂缝扩展三维离散元数值模型,模型依据成像测井资料设置了随机分布的天然层理和高角度裂缝,依据纵向分层数据设置了小层及层间界面.模型模拟了不同分簇数和簇间距下的复杂裂缝扩展过程,分析了密切割体积压裂改造过程中多簇裂缝竞争扩展规律和改造后裂缝系统的立...     

水平井平行裂缝间诱导应力干扰机制的数值模拟研究

水平井平行裂缝间的诱导应力场相互叠加,造缝机理复杂化。应用数值模拟方法,对多平行裂缝诱导应力相互干扰的机制进行研究。首先对预制单裂缝在垂直和平行裂缝方向上诱导应力的数值解和解析解进行对比,结果表明垂直裂缝表面方向的诱导应力相对平行裂缝表面的诱导应力要大。其次对2条预制平行裂缝及2条同步扩展裂缝周边的诱导应力变化规律进行研究,结果表明小裂缝间距、长裂缝和小主应力差更有利于主应力反转和网状裂缝的形成。最后研究了3条同步扩展的平行裂缝的几何形态,研究表明较小缝间距和较大的水平应力差异系数会造成中间裂缝很难起裂或起裂后迅速止裂,不易形成有效裂缝。较小的主应力比值有利于裂缝转向,产生沿原始最小主应力方向的分支裂缝,更有利于在页岩储层中形成复杂裂缝网络。在合适的地应力条件和缝间距下,中间裂缝能突破“扩展抑制期”而进入“二次扩展期”。     

火山岩气藏体积压裂多裂缝协同效应及控制机理

松辽盆地火山岩油气储藏进行水力压裂施工时出现的一些工程问题,如近井砂堵,支撑剂不能进入地层的现象等,主因是该储层存在天然裂缝。天然裂缝分布的复杂性及发育程度极大影响了地应力场的分布格局,同时改变了人工裂缝起裂及延伸机理,使该类油气藏的开采增加了很大的难度。文中探索和研究了火山岩气藏岩体天然裂缝对体积压裂人工裂缝协同效应规律及控制机理,建立了火山岩本体起裂应力状态方程及张性破裂与剪切起裂判断的模型,分析了水力裂缝延伸扩展和转向扩展形态。室内实验测试和现场实践应用取得了理想的效果,可为火山岩气藏水力压裂参数优化设计提供参考。     

定向射孔对水力压裂多裂缝形态的影响实验

定向射孔广泛应用于油气井完井措施,其对水力压裂的人工水力裂缝形态有很大影响,定向射孔方向与最大水平地应力方向的夹角、远场水平地应力的差值都会影响到裂缝的起裂部位和整体形态。为此,采用大型(试件尺寸300mm×300mm×300mm)真三轴水力压裂物理模拟实验系统,研究了定向射孔水力压裂人工水力裂缝起裂和形态的影响因素。结果表明:定向射孔方位角和水平地应力差影响很大;定向射孔水力压裂形成的人工水力裂缝可能不是理想的平直双翼裂缝,而是双翼弯曲裂缝,在水平应力差和定向射孔方位角较大的情况下,容易形成由定向射孔方向和最大水平地应力方向多点同时起裂的非对称多裂缝系统或穿过微环面的双翼裂缝;提高原场地应力测量的精度和定向射孔的定向精度,将定向射孔方位角控制在较小角度,有利于避免产生形态复杂的人工水力裂缝,降低压裂施工难度和砂堵风险,从而达到改进压裂增产效果的目的。最后,还对完井和压裂施工提出了建议。     

钻井—压裂—生产全过程储层应力演化与加密井压裂优化

水平井水力压裂是致密油藏的有效开发模式,而新钻井则可以提高油藏的开采程度。钻井、压裂和生产过程均诱发储层应力发生变化,进而影响加密井的压裂设计。国内外尚未有相关研究使用同一种方法实现钻井—压裂—生产全过程储层应力演化模拟,从而指导加密井的压裂施工优化。采用基于有限元的非连续离散裂缝数值方法,在钻井和压裂过程中通过动态网格技术描述井筒和裂缝的延伸,非连续离散裂缝模型可采用常规有限元网格进行计算,可以与离散裂缝模型完美契合,从而实现钻井—压裂—生产一体化数值模拟。以致密油区块加密井施工为例,对加密井区域待施工井进行钻井—压裂—生产一体化模拟,并以井区开采经济最大化为导向,为加密井压裂优化提供指导方法。模拟结果显示:老井的长期生产过程使得加密井区域地层压力和地应力均减小,最大水平主应力方向发生偏转;考虑老井生产的影响,加密井钻进过程中的钻井液密度不能再使用原始地层压力剖面设计;在钻井液柱压力不大于现阶段最小水平主应力的情况下,井筒钻开后,加密井周围最大水平主应力方向进一步发生偏转,使得裂缝初始扩展方向沿井筒偏转;在加密井压裂前对老井进行注水增压可以改善加密井压裂效果。所建立的数值方法可以实现钻井—压裂—生产全过程储层应力演化模拟,以及压裂—生产一体化数值模拟,进而优化加密井压裂设计。     

页岩气储层水力压裂扩展有限元模拟方法及应用

页岩气储层低孔低渗,需用水力压裂等方法进行储层改造方可获得经济产能。储层改造中裂缝的形态和分布对体积改造效果至关重要。为了研究压裂裂缝的模拟方法,系统调研和对比了储层水力压裂模拟常用方法,开展了扩展有限元模拟,研究表明:①水力压裂物理模拟实验能够直观观测裂缝的形态及展布特征,但因试样尺寸等问题难以代表实际储层压裂情形;②常用的数值模拟方法有边界元法、非常规裂缝模型、离散化缝网模型和扩展有限元法等,这些方法各有优缺点,需做有针对性的改进才能更好地模拟真实页岩储层压裂情况;③应用扩展有限元法模拟水力压裂和分段顺序压裂过程中裂缝的延伸情况,得到射孔方向与最大水平主应力之间夹角和诱导应力对压裂裂缝的影响,夹角越大,裂缝偏转角度越小,偏转距离越大,初始破裂压力越高,裂缝稳定延伸的压力也越大,而诱导应力的存在会抑制压裂裂缝的延伸。对实际压裂工程中射孔方向的选择和分段压裂射孔间距的设计具有指导意义。     

Factors Affecting the Productivity of a Multifractured Horizontal Well

Horizontal well technology has been widely used in developing oil fields. Very commonly, these wells are hydraulically fractured to improve productivity in low permeability reservoirs. The productivity of a multifractured horizontal well is mainly affected by reservoir properties and fracture parameters. A simple and accurate method for evaluating and optimizing productivity of this type of wells is not available and is highly desirable to reservoir engineers. The authors analyzed the equipressure contour, velocity vector distributions, and the influence of factors such as ratio of vertical permeability to horizontal permeability, anisotropy of plane permeability, hydraulic fracturing angle, fracture distribution, and morphology on horizontal well's productivity by finite element numerical simulation method. The results show that optimizing the well trajectory and direction can reduce the degree of reservoir permeability anisotropy influencing on the productivity of well. Hydraulic fracture tilt or angles among multifractures due to natural fractures or ground stress can lower the productivity. Asymmetric distribution of fractures about wellbore can improve production and distribution with staggered interval can generate greater production. When the space between hydraulic fractures is small, fractures bend at a small angle and display a separated trend due to interference among fractures. In this case production has a little increase. Finite element numerical simulation method is accurate and intuitive when simulating percolation field of fractured horizontal wells. The results have certain reference significance for in situ fracturing operations.     

提高深层页岩裂缝扩展复杂程度的工艺参数优化

埋深大于3 500 m的深层页岩储层具有高水平主应力差、发育层理裂缝、低脆性指数等特点,在压裂改造时难以形成复杂裂缝。为了充分认识其水力裂缝扩展规律,采用三维离散格子方法对四川盆地下志留统龙马溪组深层层理性页岩12 MPa水平主应力差下的真三轴压裂物理模拟实验结果开展了离散元数值模拟分析,其结果与发育单一层理的页岩露头室内压裂物理模拟的裂缝扩展规律相吻合;进而对发育多层理的深层页岩储层开展排量、压裂液黏度、层理强度和压裂液交替注入等影响下的裂缝扩展规律数值模拟。研究结果表明:①高排量注入和提高压裂液黏度能够增强深层页岩储层裂缝深穿透改造能力,当排量达到90 mL/min或压裂液黏度达到60 mPa·s时,水力裂缝可连续穿过4条层理并贯穿整个试样;②在高水平主应力差下,低黏度压裂液倾向于激活水平层理,而高黏度压裂液则倾向于直接穿过层理形成垂直主缝。结论认为:①采用前置高黏度/后置低黏度压裂液交替注入压裂工艺可以最大限度地提高深层页岩储层压裂裂缝复杂程度;②当井筒附近存在薄弱层理时,应及时调整压裂工艺和压裂参数,比如尽可能地增加施工排量、采用瓜胶压裂液等,以使水力裂缝突破近井薄弱层理抑制进而实现深穿透改造。     

页岩压裂裂缝网络预测方法及应用

页岩储层天然裂缝发育,加上水力压裂所形成的复杂裂缝网络,可以为油气流动提供有效通道,然而复杂裂缝网络扩展对压裂裂缝识别与优化设计也提出了新的技术挑战。为此,综合考虑天然裂缝与水力裂缝相互作用、缝间“应力阴影”等影响,应用流体力学与断裂力学理论,建立了裂缝网络扩展模型（FNPM）,实现了不同力学参数、不同天然裂缝等条件下裂缝扩展方位、几何尺寸、支撑裂缝面积等多指标预测。理论模拟和现场实例应用结果表明：①改造裂缝网络扩展受控因素多,地应力差、簇间距及净压力等参数决定了“应力阴影”效应的强弱,天然裂缝与水力裂缝之间的相互作用机理决定了改造裂缝网络的复杂程度;②地应力差相同时,簇间距越小,“应力阴影”效应越强,水力裂缝扩展偏离主应力方向,裂缝宽度减小,不利于加砂;③天然裂缝内摩擦系数、天然裂缝与水力裂缝夹角越小,净压力越高,天然裂缝越容易开启或剪切,增加了改造裂缝的复杂性;④裂缝扩展方向、裂缝长度二者预测具有较好的一致性,但受天然裂缝发育差异的影响,局部压裂段有一定的差异性。所提出的裂缝预测方法为页岩改造裂缝识别与后期压裂设计提供了技术支撑。     

Numerical simulation of hydraulic fracture propagation in tight oil reservoirs by volumetric fracturing

Volumetric fracturing is a primary stimulation technology for economical and effective exploitation of tight oil reservoirs. The main mechanism is to connect natural fractures to generate a fracture network system which can enhance the stimulated reservoir volume. By using the combined finite and discrete element method, a model was built to describe hydraulic fracture propagation in tight oil reservoirs. Considering the effect of horizontal stress difference, number and spacing of perforation clusters, injection rate, and the density of natural fractures on fracture propagation, we used this model to simulate the fracture propagation in a tight formation of a certain oilfield. Simulation results show that when the horizontal stress difference is lower than 5 MPa, it is beneficial to form a complex fracture network system. If the horizontal stress difference is higher than 6 MPa, it is easy to form a planar fracture system; with high horizontal stress difference, increasing the number of perforation clusters is beneficial to open and connect more natural fractures, and to improve the complexity of fracture network and the stimulated reservoir volume (SRV). As the injection rate increases, the effect of volumetric fracturing may be improved; the density of natural fractures may only have a great influence on the effect of volume stimulation in a low horizontal stress difference.     

深煤层水力波及压裂技术及其在沁南地区的应用

为提高深部煤层的煤层气产能,针对其地质特征提出了在深煤层实施多口直井同步水力波及压裂的技术思路。首先基于边界元位移不连续法建立了多裂缝诱导应力数学模型,模拟深煤层诱导应力场分布,分析水力波及压裂复杂缝网形成的可能性,然后采用离散元方法研究应力干扰的裂缝网络延伸情况及其影响因素,最后通过三轴压裂实验和现场应用效果验证了其可行性。结果表明:(1)水力波及压裂技术能增大应力干扰面积和应力干扰强度,促使水平主应力差的减小甚至诱导局部区域的地应力方向发生改变,有利于沟通煤岩中发育的面、端割理,从而形成大规模高效复杂的裂缝网络;(2)水力波及压裂有利于复杂缝网形成的条件包括较小的初始水平主应力差、低泊松比、较小井距、低压裂液黏度、高缝内净压力等;(3)真三轴物理模拟实验结果显示,水力波及压裂技术能够充分沟通煤岩天然裂隙,形成由人工裂缝、面割理和端割理组成的复杂裂缝网络。进而提出了一套深煤层多井同步水力波及压裂工艺优化设计方法,在沁水盆地南部柿庄北地区深煤层选取了5口直井进行先导性试验,裂缝监测及排采数据表明,水力波及压裂井产生的波及体积较大,裂缝网络复杂;较之于常规压裂井,水力波及压裂井不仅见气更早,产量、套压较高且稳定,而且所形成的区域压力降波及邻井,可大幅增加实施井及邻井产量。     

页岩气储层四维地应力演化及加密井复杂裂缝扩展规律

页岩气储层天然裂缝发育,非均质性和各向异性强,储层压力、地应力等地质力学参数随着页岩气开采不断演化,使得老井与加密井裂缝扩展存在明显差异,这对后期加密井部署和压裂改造设计具有重要影响。综合考虑页岩气储层地质力学参数、天然裂缝等的非均质性和各向异性,提出了一套基于储层四维地应力演化的页岩气藏加密井水力压裂复杂裂缝扩展模拟方法,建立了气藏渗流-地质力学耦合的水力压裂复杂裂缝交错扩展模型,并通过现场试井数据、压裂施工参数、微地震监测数据等进行验证。以四川盆地X1页岩气井组为例,开展了页岩气储层长期开采过程中四维地应力动态演化及其对加密井复杂裂缝扩展的影响规律研究,研究结果发现：目标区域长期开采后,老井附近储层三向地应力均减小,但水平两向主应力差和垂向应力差增大,且地应力差增大程度在老井井筒处最大,越靠近加密井处则越小;受地层应力状态变化影响,加密井水力压裂复杂裂缝扩展规律与老井相比存在明显差异,相比老井,加密井水力压裂裂缝在井筒附近较复杂,越靠近老井越简单。     

用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术

在对低孔隙度、低渗透 特低渗透砂岩油气藏压裂中,由于储层基质向裂缝的供油气能力较差,仅靠单一的压裂主缝（不管缝有多长、导流能力有多高）很难取得预期的增产效果。因此,提出了适合低孔隙度、低渗透、不含天然裂缝储层的“缝网压裂”技术。其核心思想是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系,实现远井地带（而不仅仅局限于近井筒区域）的“缝网”效果,增加储层基质向人工裂缝供油气能力,提高压裂增产改造效果。论述了“缝网压裂”技术的适用条件、工艺设计思路及应用方法。在此基础上,对“缝网压裂”的实现途径进行了探索,包括水平井及应用“层内液体爆炸”技术等。缝网压裂技术对理论和现场施工有重要的参考价值。     

胶结型天然裂缝对水力压裂裂缝延伸规律的影响

为确定致密砂岩储集层中天然裂缝在水力压裂裂缝网络形成中的作用,采用渗流-应力-损伤耦合方法建立数值模型,并运用Monte-Carlo模拟方法,在数值模型中生成裂隙网络模型,研究天然裂缝方向、天然裂缝强度、水平主应力差、压裂液注入速率以及压裂液黏度对水力压裂裂缝延伸规律的影响。结果表明,天然裂缝与最大水平主应力夹角为30°~60°时,形成的水力压裂裂缝最为复杂。天然裂缝强度增大不利于分支裂缝和转向裂缝的产生,低水平主应力差条件下,天然裂缝展布方向主导水力压裂裂缝的延伸;在高水平主应力差条件下,应力主导裂缝网络的延伸;当水平主应力差为3.0~4.5 MPa时,水力压裂裂缝复杂程度最高,延伸范围最大。增大压裂液注入速率,会促进复杂水力压裂裂缝网络的形成;适当提高压裂液黏度,可以促进裂缝的扩展,但是当黏度过高时,裂缝仅在射孔周围有限范围内形成复杂裂缝网络。