页岩储层压裂裂缝扩展规律及影响因素研究探讨

油气勘探开发领域从常规油气向非常规油气跨越,是石油工业发展的必然趋势.全球"页岩气革命"推动页岩气勘探开发技术得到了迅速发展,水力压裂成为页岩气高效开发的关键技术之一.为了实现致密页岩储层的商业开采,必须通过大规模全井段储层缝网体积改造才能获取经济产能.目前复杂裂缝网络的形态和扩展规律仍是压裂施工中面临的关键难题,严重...     

基于FEM-DFN的页岩气储层水力压裂复杂裂缝交错扩展模型

页岩气藏压裂过程中,常遇到因施工压力超限储层压不开、近井地带裂缝形态复杂而引起砂堵的恶性事故,如何有效模拟复杂裂缝的起裂与交错扩展形态是页岩气体积压裂优化设计的关键。为此,基于有限元—离散裂缝网络(FEM-DFN),考虑水力裂缝扩展的非线性损伤破裂力学行为与裂缝面摩擦效应,改进了拉伸—剪切复合破裂模式的本构方程,建立了基于显式时间积分的页岩气储层水力压裂复杂裂缝交错扩展的多场耦合模型,并在实验室和现场微地震监测中进行了验证。研究结果表明：(1)水力裂缝与天然裂缝交错机制主要为2类,即被天然裂缝诱导并沿天然裂缝扩展、直接穿透天然裂缝,地质与工程因素对交错机制的转变存在阈值,当排量超过26 m³/min时,或压裂液黏度超过40mPa·s时,或应力差超过18MPa时,或裂缝面摩擦系数超过0.8时,水力裂缝将直接穿透天然裂缝;(2)天然裂缝对水力裂缝的诱导作用随着两者夹角的变化而变化,在夹角较小的情况下,水力裂缝容易在最大水平主应力方向交汇点之前提前被天然裂缝诱导,而当夹角增大时则在交汇点处进入天然裂缝扩展,且表现为一侧拉张裂缝一侧剪切裂缝;(3)相邻两簇水力裂缝容易在天...     

裂缝性页岩暂堵压裂复杂裂缝扩展模型与暂堵时机

通过修正页岩水力裂缝非线性拉-剪混合模式的黏弹塑性损伤本构方程,考虑射孔簇之间的流体竞争分流和压裂液对孔眼的动态冲蚀效应,发展了基于离散裂缝网络全局嵌入有限元法（DFN-FEM）的暂堵裂缝扩展数值算法,并通过现场压裂施工监测参数进行了验证。针对四川盆地深层页岩特征,建立了多簇复杂裂缝的交错扩展数值模型,开展了水平井多簇裂缝竞争扩展形态及泄流面积研究,分析了暂堵前后复杂裂缝的竞争干扰及交错扩展规律,优化了不同天然裂缝走向、密度及分簇方式下的暂堵时机。研究表明,两侧射孔簇的裂缝扩展对中间簇裂缝有显著限制作用,暂堵两侧裂缝有利于各簇均匀扩展;天然裂缝密度越高或天然裂缝走向越低,最优暂堵时机越靠后;威远页岩气天然裂缝分布特征下,不同分簇方式下最优暂堵时机以注液总时长的2/3为主。     

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。     

裂缝性页岩储层水力裂缝非平面扩展实验

开发页岩气藏通常需要采用大规模的水力压裂工艺技术,而页岩储层中的天然裂缝、层理面对水力裂缝的扩展路径又有着非常重要的影响。研究天然裂缝对水力裂缝扩展的影响可为现场预测水力裂缝扩展方向以及实施缝网压裂提供技术支撑。为此,选取4块尺寸为400mm×400mm×400mm的下志留统龙马溪组页岩露头标本,来进行真三轴水力压裂实验和声发射监测,以便研究水力裂缝与天然裂缝的沟通行为。实验结果表明:水力裂缝遇到天然裂缝时可发生转向或者穿透天然裂缝,形成一种空间非平面裂缝网络;大开度、低胶结强度的天然裂缝容易导致水力裂缝转向,难以形成新的主水力裂缝面;水力裂缝穿透层理面时,流入到层理面上的压裂液呈椭圆状分布;水力裂缝从岩石本体起裂的方向上声发射点较集中,沿着天然裂缝扩展的方向上声发射点少。结论认为:1水力裂缝能否穿透天然裂缝与天然裂缝的开度、胶结强度有关;2裂缝性页岩储层水力压裂易形成空间非平面网状裂缝;3与主裂缝面相比,压裂液进入到层理面的体积较少。     

煤系页岩储层水力裂缝穿层扩展规律

深部煤系页岩储层纵向上连续发育多套产层,由于对裂缝扩展形态认识不清,缝高延伸距离短,一体化水力压裂作业无法沟通不同产层.为了提升水力裂缝纵向延伸能力,基于有限元计算平台,采用最大主应力起裂准则,考虑压裂液沿裂缝面横向和纵向流动规律,建立了煤系页岩层状储层水力裂缝三维穿层扩展模型,并研究了层间渗透率差异、主应力条件及岩性...     

页岩油致密储层一体化压裂裂缝穿层扩展特征

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷纵向上连续发育多套致密砂泥岩产层组,采用穿层压裂技术改造时,对水力裂缝垂向扩展规律认识不清,因此,文中基于水力裂缝三维穿层扩展模型,研究了应力差和岩性界面强度对水力裂缝扩展的影响.结果 表明:根据水力裂缝与岩性界面作用方式的不同,裂缝呈钝化缝、T形缝、鱼骨缝和穿层缝等4种扩展形态;当垂向应力差异系...     

裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究

采用大尺寸真三轴实验系统,探讨了天然裂缝与水力裂缝干扰后水力裂缝走向的宏观和微观影响因素,分析了压力曲线,提出了天然裂缝破坏准则,分析了不同地应力状态下裂缝的形态。试验结果表明,在常规应力状态下,水平主应力差和逼近角是水平裂缝走向的宏观影响因素;天然裂缝界面摩擦系数和缝内净压力无因次量是微观影响因素。给出了确定天然裂缝破坏边界线的回归公式,揭示了裂缝性油气藏水力裂缝与天然裂缝的干扰机理。局部构造应力状态对水力裂缝扩展的影响大于对天然裂缝的影响。     

页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究

目前超临界CO₂压裂技术尚不成熟，裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO₂压裂裂缝延伸规律及空间形态，基于位移间断边界元方法，通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO₂压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验，初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO₂压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明，由于超临界CO₂的扩散性及良好的渗透能力，通过增加围岩孔隙压力，从而减少了地应力对裂缝扩展的约束，使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO₂压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高，使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时，超临界CO₂压裂裂缝断面复杂、不平整，裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。     

页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用

页岩压裂后水力裂缝与天然裂缝交织形成的复杂裂缝网络无法应用传统基于对称双翼裂缝的压裂模型进行几何参数模拟。借鉴双重介质油藏理论,将页岩改造体积划分为裂缝网格和基质2种介质,假设改造体积为椭球体,提出以主干缝和小尺度次生缝网络构建整个复杂裂缝网络的几何模型。主干缝几何参数以拟三维压裂模型为基础计算,次生缝参数通过椭圆函数进行计算,并对建立的数学模型进行计算分析。通过对美国Piceance页岩盆地储层改造设计的应用,证明了该模型同现场数据吻合较好。模拟结果发现:弹性模量越大,水平应力差越小;压裂液黏度越低,延伸比越大,则整个储层的改造体积越大;水平应力差对储层改造体积结果的影响最为敏感。天然裂缝分布越低,虽然改造体积较为理想,但由于牺牲了裂缝网络的复杂程度,因此有时并不意味着更好的改造效果。该理论成果可为页岩储层水力压裂设计及产能分析提供有效的技术支持。     

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。     

下寺湾油田长7油层组页岩气储层敏感性实验

由于延长组长7油层组页岩气储层微裂缝页理发育,且基质型页岩与裂缝型页岩并存,所以在开发过程中储层易受到伤害。敏感性评价实验是研究储层伤害的重要手段之一,但这一实验目前主要针对基质型页岩进行研究。考虑到页岩储层往往需要进行压裂才能生产,且基质型页岩与裂缝型页岩的伤害机理有所不同,所以将裂缝型页岩的岩心流动实验和基质型页岩的压力脉冲衰减法实验相结合,来研究长7油层组页岩气储层的敏感性伤害机理。结果表明：该页岩储层具有强应力敏感、中等强度碱敏、中等偏弱水敏和中等偏弱速敏等特征。对比发现：在除应力敏感性评价实验外的其他各项实验中,裂缝型页岩的伤害程度均高于基质型页岩,主要是由于裂缝的存在使外来流体与地层的作用面积增大,从而造成更大的伤害;在应力敏感性评价实验中,基质型页岩应力敏感性强于微裂缝型页岩,但略低于裂缝型页岩。该研究成果可为页岩气的高效开发提供依据。     

复杂裂缝网络页岩气藏自适应网格剖分方法

网格是油气藏数值模拟的基础,传统网格剖分方法制约着复杂裂缝网络页岩气藏数值模拟技术的发展,研究裂缝性介质高效网格剖分方法具有重要意义。笔者以裂缝节点为基础,基于图像像素点原理、距离最近原则和对数加密方法,提出了一种网格数量少、计算精度高、可以处理任意复杂裂缝网络分布的自适应网格剖分方法(AMM)。研究结果表明,AMM中裂缝网格控制面积比NFFLOW中的控制面积更接近实际情况;AMM可以处理任意复杂裂缝网络和复杂边界条件模型;相比已有网格剖分方法,AMM可大幅度降低计算网格数量。在用于页岩气藏数值模拟时,AMM可以同时解决由复杂裂缝引起计算网格多、精度低等问题,为实现矿场尺度页岩气藏数值模拟奠定基础。     

页岩气藏中两条互相垂直裂缝井产能分析

针对页岩气藏中两条互相垂直裂缝井,运用2次保角变换,建立了考虑裂缝的有限导流和滑脱效应影响的页岩气藏裂缝井稳态产能数学模型。分析不同支撑剂粒径和裂缝穿透比条件下裂缝导流能力对产能动态曲线的影响,绘制了不同滑脱系数下的产能流入动态曲线,同时研究了不同滑脱系数下裂缝穿透比对产能的影响。     

文留地区泥岩裂缝油气地球化学特征分析

东濮凹陷泥岩裂缝油气藏还处在勘探初级阶段,泥岩裂缝油气藏一般属自生自储型.与砂岩油气藏成因不同,通过对文留地区沙三2亚段泥岩裂缝中可溶有机质(油)的饱和烃和芳香烃组分进行气相色谱和气相色谱-质谱分析,认为泥岩裂缝油是来源于以藻类和浮游生物贡献为主的有机质在含盐度较高的还原环境中热演化到成熟阶段所生成的产物,有机质类型较好,丰度值高.证明文留地区泥岩裂缝油气有充足的油气源,勘探前影响良好.     

基于产气剖面的页岩气离散裂缝网络反演方法

页岩气井压后裂缝描述对页岩气井生产动态预测、生产后期重复压裂设计以及加密井井眼轨迹设计等具有重要意义。以涪陵页岩气田开发和地质参数为基础,基于高效离散裂缝网络（EDFN）数值模拟方法,研究裂缝长度、压裂段裂缝累计总长、裂缝间距、裂缝相对位置等对压裂段贡献率的影响,通过水平井生产动态解释得到的裂缝特征参数反演离散裂缝网络。以JY46-3HF开发井产气剖面、产气贡献率和裂缝特征参数的相关性为基础,建立压裂裂缝网络模型,各压裂段产气贡献率模拟结果和实测结果高度吻合。研究结果表明,压裂段产气贡献率和压裂段裂缝累计总长正相关,裂缝间距、裂缝相对位置则通过影响裂缝对基质区域控制的大小影响压裂段对页岩气井的贡献率。