水平井分段体积压裂复杂裂缝形成机制研究现状与发展趋势

水平井分段体积压裂是油气储层中复杂裂缝网络形成的重要技术之一，准确了解复杂裂缝网络形成机制、预测复杂裂缝网络形态对非常规油气资源高效开发具有重要意义，同时也是水力压裂设计优化的理论基础。围绕非常规储层复杂裂缝形成机制，国内外学者根据"应力阴影"效应对水力裂缝同步扩展、水力压裂顺序对多裂缝动态延伸影响、层理面对水力裂缝纵向扩展遮挡效应和天然裂缝与水力裂缝交互动态等方面，分别建立了相应的水力压裂模型，并从数值模拟角度对其进行了定性分析。通过总结国内外研究现状，并从模型建立假设条件、数值模拟模型思想和模型局限性3方面对现有模型进行了剖析，并对未来研究方向提出了建议，研究结果可对未来水力压裂复杂裂缝形成机制研究提供借鉴。     

页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展

页岩储层低孔低渗,水平井多级压裂、重复压裂和多井同步压裂为主要的增产措施,压裂缝扩展和展布对于页岩压裂设计和施工、裂缝监测、产能评价至关重要。对大量相关文献进行了调研和分析,得出以下结论：①水力压裂室内实验是评价页岩复杂裂缝形态最直接的方法,但难以真实地模拟实际储层条件下的水力压裂过程;②扩展有限元、边界元、非常规裂缝扩展模型、离散化缝网模型、混合有限元法及解析和半解析模型为页岩气常用的复杂裂缝扩展模拟 方法,但各种方法都有其优缺点和适用性,需要进一步改进和完善才能真实地模拟页岩复杂裂缝扩展;③天然裂缝分布和水平主应力差共同决定页岩复杂裂缝网络的形成,天然裂缝与水平最大主应力方向角度越小、水平主应力差越大,复杂裂缝网络形成难度越大;天然裂缝与水平最大主应力方向的角度越大、水平主应力差越小,越容易形成复杂裂缝网络。研究结果可以为页岩储层缝网压裂裂缝扩展模拟和水力压裂优化设计提供借鉴。     

深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展影响机理

现有中浅层页岩气压裂取得的认识难以解释深层页岩气储层压裂过程中水力裂缝扩展的影响机理。为了研究四川盆地深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展机理,文中以泸州深层页岩气区LS1平台为研究对象,进行基于地质-工程一体化的水力压裂裂缝扩展数值模拟与分析。首先,根据泸州区块目标井区储层的地质概况,建立地质模型,明确地质力学属性;然后,基于微地震和蚂蚁体数据,建立符合真实储层构造特性的离散天然裂缝网络;在此基础上,根据现场实际施工数据,建立了基于DFN的水力压裂复杂裂缝扩展模型,并基于微地震监测结果对模型进行了验证;最后,还研究了4个单因素对储层改造体积的影响特点。研究结果对深层页岩气储层水力压裂复杂缝网研究有一定的指导作用。     

水力压裂设计的新模型和新方法

压裂设计是水力压裂技术的核心,由于非常规储层的特殊性,使得压裂设计面临一系列的挑战。为此,梳理了国内外压裂设计各环节的新模型和新方法,并分析了其发展方向。压裂设计的新模型和方法主要分布在储层描述、水力裂缝刻画、水力裂缝优化以及水力裂缝模拟等4个方面,其中储层描述主要是在创新参数获取基础上建立新的地质力学模型;水力裂缝刻画主要体现在开发新方法,并结合物理模拟实验认识,提高现有监测手段的准确性;水力裂缝优化方面主要进展是挖掘储层与流体的相互作用,并通过规律性描述,形成新型的油气藏数值模拟软件;水力裂缝模拟主要通过方法创新,研发新型的适用于水平井分段多簇压裂的裂缝数值模拟器。因此,建议国内同行在坚持工具、设备等硬件投入的基础上,加强基础研究,力争在各种评价模型和软件方面取得突破,从而提高压裂设计的科学性,进而实现非常规油气藏的高效经济开发。     

水力压裂基础研究进展及发展建议

中国低渗透、页岩、致密等难开采油气资源比较丰富,高效开发这类油气资源已成为保障国内油气供给的重要举措之一。水力压裂在难开采油气储层改造中得到了广泛应用,取得了显著的增储增产效果。为了更好地研究和发展水力压裂技术,介绍了国内外近年来水力压裂新工艺和水力裂缝起裂与扩展理论研究、数值模拟、物理模拟等基础研究成果,指出目前研究中存在的不足,分析认为工程与地质的匹配性、稳定与非稳态注入方式的选择性、水力压裂物理模拟与现场原型的相似性,是有效实施水力压裂新工艺的关键所在,并对未来循环注入和波动注入水力压裂研究方向提出了重点研究内容建议,包括非稳态注入流体形成机制研究、井筒压力波动行为研究、储层岩石起裂与扩展机理研究、压裂物理模拟试验与先导性试验、井下管柱动力学及控制技术研究等,以期尽快形成适合中国低渗透、页岩、致密等储层岩性的非稳态水力压裂工艺基础理论及配套技术,并制定非稳态水力压裂设计准则与施工规范。     

复杂水力裂缝网络延伸规律研究进展

随着天然裂缝性储层、煤层气、页岩气、致密砂岩气、致密油和复杂岩性低渗透油气藏勘探开发进程的加快,大规模体积压裂实践及微地震裂缝实时监测技术对水力裂缝延伸模拟提出了巨大挑战。复杂网络裂缝延伸受储层岩性、岩石力学性质、地质力学和天然裂缝特征等影响,文中综述了天然裂缝对水力诱导裂缝延伸影响的国内外研究进展。水力诱导裂缝与天然裂缝相交前、相交时和相交后的复杂力学行为决定了水力诱导裂缝的复杂延伸规律：水力裂缝尖端逼近时,诱导应力场会导致胶结天然裂缝张性或剪性脱粘;相交时,天然裂缝可能出现剪切破裂导致压裂液大量滤失、或水力裂缝穿过天然裂缝沿原方向延伸、或转向沿天然裂缝延伸并在其端部或弱结构点起裂;相交后,可能出现多个裂缝尖端同时延伸的情况,形成复杂网络裂缝。真三轴压裂测试系统结合工业CT扫描、声发射装置、X-衍射等是研究复杂网络裂缝形成机理的主要试验手段;而非常规裂缝模型和扩展有限元方法（XFEM）是模拟复杂网络裂缝延伸的主要数值手段。XFEM是处理含裂纹等不连续问题的最有效方法,并具有有限元方法的所有优点,考虑到裂缝内流体压力是水力裂缝延伸的驱动力,故基于XFEM的渗流-应力-裂缝延伸全耦合研究是未来体积压裂复杂网络裂缝延伸模拟的重要发展方向。     

层理性页岩气储层复杂网络裂缝数值模拟研究

在考虑天然裂缝的条件下,为了更好地对层理性页岩气储层的复杂网络裂缝进行数值模拟,采用模拟非连续介质的通用离散元程序（UDEC）,基于渗流-应力耦合数值算法,建立了人工水力裂缝与天然裂缝相互作用的网络裂缝数值计算模型,并利用该模型分析了水力裂缝长度、天然裂缝倾角、内摩擦角及施工净压力对缝网扩展的影响。结果表明:水力裂缝从近井筒处裂缝尖端起裂扩展,并沿着天然裂缝的走向发生剪切破坏,且随水力裂缝长度增长,天然裂缝网络连通面积增大;天然裂缝倾角较大,形成复杂缝或网络缝的概率也相对较大;天然裂缝内摩擦角越小,天然裂缝连通面积越大,越易形成复杂网络裂缝;水平地应力差在一定范围内,净压力系数越大,裂缝的扩展形态越复杂,相邻裂缝的尖端越易连通形成网络裂缝。数值模拟研究结果可为进一步认识远井地带页岩气压裂裂缝扩展机理提供指导。      

裂缝性储层中复杂压裂缝网形成过程的数值模拟

水力压裂技术是油气田增产的重要措施。页岩、砂岩等储层常发育不同程度的天然裂缝,在对裂缝性储层进行水力压裂改造过程中,储层中天然裂缝的存在对水力裂缝尤其是压裂缝网的形成及其发育程度具有十分重要的影响。基于有限元原理的岩石破裂过程分析系统的数值模拟,通过建立发育天然裂缝的二维平面应变模型,研究在储层水力压裂过程中,水力裂缝及复杂压裂缝网的形成过程,并对其影响因素进行分析,同时引入适合于储层复杂裂缝分形维数测定的统计方法——基于盒数法的网格覆盖法,对数值模拟的压裂效果进行评价。结果表明:天然裂缝的发育程度与压裂改造效果关系密切,水力裂缝遇天然裂缝发生分叉,并沿天然裂缝扩展滑移或直接穿过天然裂缝,形成复杂水力裂缝及复杂压裂缝网;天然裂缝发育密度越大,其迹长越长,水力裂缝的分形维数越大,对裂缝性储层改造效果越好。     

常压页岩气地质工程一体化压后数值模拟研究 ——以DP2井区为例

页岩储层大规模压裂改造后水力裂缝形态以及压后复杂渗流机理和多种作用机制的相互作用是影响压后产能预测及页岩气井网部署的关键.基于地质工程一体化的工作流开展页岩储层水力压裂缝网建模和数值模拟研究,优化开发技术政策,实现经济效益最大化.利用建立的水力裂缝扩展模型模拟压后裂缝网络,该模型考虑水力裂缝间应力阴影、天然裂缝、地应力...     

低渗透储层水力压裂三维裂缝动态扩展数值模拟

随着低渗透油气藏的大量开发,迫切需要具有一套适用于现场实际使用的三维水力裂缝几何形态的预测软件。通过力学分析,依据流固耦合效应、岩石材料的非线性效应以及裂缝扩展的动态效应,建立了低渗透油层水力压裂三维裂缝动态扩展力学模型,运用有限元方法进行求解,实现了低渗透油层三维裂缝形成过程的动态描述。对肇38-271井进行了模拟计算。计算的裂缝形态与现场测试的裂缝形态对比表明,模拟计算平均误差率为10.7%,能满足工程精度要求。建立的低渗透储层三维水力裂缝的模拟方法和技术,可对低渗透储层条件下的水力压裂设计提供准确的预测手段,提高了低渗透储层水力压裂措施的成功率。     

非常规油气藏体积压裂数值模拟新进展

页岩气藏的高效开发与体积压裂的合理设计密切相关,在调研大量相关文献的基础上,综述了近年来国外非常规油气藏水平井体积压裂数值模拟技术。从天然裂缝与人工缝的相互作用、应力影以及支撑剂模拟等方面叙述了压裂力学模型的发展历程,介绍了非常规压裂模型的原理,为该技术的深入研究提供参考;阐述了连续介质模型和离散裂缝模型在非常规油气藏体积压裂数值模拟中的应用,分析了其原理、数模思路以及适用性;总结了国外研究的主要方向,提出了针对长庆油田致密储层体积压裂数值模拟的发展方向。     

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。     

页岩气压裂数值模型分析

水力压裂和水平井开采是页岩气开发的主要技术,在我国尚处在工业试验阶段,存在很多技术瓶颈。在总结分析了页岩气压裂的特点基础上,探讨了网状裂缝形成的主控因素及裂缝扩展模型、产能预测模型的类型以及优缺点。结果认为,特殊的赋存生产机理、复杂的裂缝形态和多尺度的渗流模式是页岩气压裂的主要特点,其目的是形成网状裂缝,扩大储层改造体积;网状裂缝的形成主要受天然裂缝与人工裂缝的夹角、水平主应力差和岩石的脆性等因素的控制。页岩气压裂产能预测模型面临的主要问题是裂缝形态的模拟和气体流态的描述,主要有非常规裂缝模型、离散裂缝模型和双重介质模型等,这些模型和方法在一定程度上表征了页岩气压裂裂缝形态和渗流特点,但没有考虑不规则的裂缝形态等。     

深层页岩缝网压裂关键力学理论研究进展

随着埋藏深度的增加,构造复杂程度、地层温度和压力增加,地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都有不同程度的增大,水平井分段多簇压裂技术在深层页岩气勘探开发中遭遇重大挑战,面临着以下亟待解决的问题:①深层高应力下页岩脆性与可压性评价;②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展;③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置;④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑;⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑,基于页岩脆性与可压性评价、多裂缝网络竞争起裂扩展、裂缝网络中支撑剂输送、高应力下裂缝网络的支撑和水岩作用机理等深层页岩压裂关键力学理论,系统分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势,进而指出了深层页岩气储层压裂关键力学理论的发展方向:①高温高应力下流固耦合的页岩脆性模型和可压裂性评价模型;②高温高应力水岩作用下页岩的本构方程和各向异性页岩破裂压力预测模型;③支撑剂输送下的三维裂缝网络扩展模拟;④裂缝网络中支撑剂转向输送机制和粗糙弯曲裂缝网络中支撑剂输送模拟;⑤缝网中各级裂缝导流能力综合优化;⑥页岩软化机制和水化微裂缝起裂扩展机理。结论认为,该研究成果对于推动和促进深层页岩气储层相关压裂理论的发展和压裂技术的进步具有借鉴和参考作用。     

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。     

射孔孔眼磨蚀对分段压裂裂缝扩展的影响

非常规油气藏分段压裂施工中常利用射孔限流法促进段内多条水力裂缝均匀发育,压裂过程中,支撑剂会逐渐磨蚀射孔孔眼,致使射孔孔眼的限流作用失效。为研究射孔孔眼磨蚀现象对分段压裂中多裂缝发育的影响情况,耦合了孔眼磨蚀模型和水力裂缝扩展模型,建立了考虑射孔孔眼磨蚀的水平井分段压裂裂缝扩展模型。模拟结果表明:随着支撑剂磨蚀破坏射孔孔眼,孔眼的限流能力显著下降,导致压裂段内各水力裂缝尺寸差距增大。基于所建立的数值模型,研究了不同支撑剂浓度、压裂液排量条件下射孔孔眼磨蚀对压裂段内多条水力裂缝扩展的影响。结果表明:(1)压裂液内支撑剂浓度越高,射孔孔眼初期的磨蚀速度越快;(2)支撑剂浓度变化对段内裂缝扩展延伸的影响较小;(3)压裂液排量越高,射孔孔眼限流效果越好,压裂段内各裂缝发育越均匀。最后建议在分段压裂施工中尽可能提高压裂液排量,这将有助于压裂段内各裂缝的均衡发育。     

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。     

弹塑性储层水力压裂裂缝扩展研究

随着水力压裂技术在非常规油气资源开发中的大量应用,越来越多的学者发现传统的线弹性断裂力学不能对弹塑性储层中水力裂缝扩展进行准确预测.鉴于此,基于Mohr-Coulomb塑性理论,在考虑储层岩石塑性变形、 压裂液流动与水力裂缝扩展非线性耦合的基础上,通过插入Cohesive单元的方法,建立三维多孔介质弹塑性土体模型,以此...