水力压裂支撑剂运移与展布模拟研究进展

研究水力压裂支撑剂在井筒和压裂裂缝中的分流、运移和展布规律,可以为压裂工艺和压裂材料优选、压裂施工参数优化提供理论支撑,进而提升压裂改造效果。为此,通过调研分析大量的室内实验、数值模拟和理论分析研究成果,归纳了室内试验与数值模拟方法各自的优缺点,总结了支撑剂在井筒和压裂裂缝中的运移和展布特征。研究结果表明:①室内实验能直观地观测和分析支撑剂在井筒和压裂裂缝中的分流、运移与展布特征,是研究支撑剂在井筒和压裂裂缝中运移与展布特征的重要手段,但现有的实验仪器还有改进和完善的空间;②基于计算流体动力学的数值模拟技术是研究压裂支撑剂运移与展布规律的有效补充,其中计算流体动力学—颗粒元(CFD-DEM)法能够更真实地模拟支撑剂运移情况,是未来研究支撑剂运移与展布特征的重要方法之一;③对于单簇射孔,支撑剂更容易进入水平井筒下方射孔孔眼沟通的压裂裂缝;④对于分簇射孔,支撑剂更容易进入射孔相位角和方位角最优的裂缝,并且在压裂液黏度较低时,支撑剂容易进入跟端射孔簇,而压裂液黏度和注入排量增大能够大幅度降低射孔簇间支撑剂分流差异性;⑤对于单一平面裂缝,压裂液黏度、支撑剂粒径与密度、施工排量及裂缝参数是影响支...     

水力压裂支撑剂输运室内模拟方法研究进展与展望

水力压裂过程中支撑剂在水力裂缝内的输送情况对裂缝的导流能力具有显著影响,通过室内实验装置模拟支撑剂在裂缝中的输送对实现支撑剂的高效铺置,降低水力压裂施工风险、提高压裂施工效果具有重要的意义。本文详细介绍和评述了研究支撑剂输运的室内模拟方法、装置以及研究成果对现场的指导作用。研制具有分支缝的耐高温高压可视化大型室内实验模拟装置是未来支撑剂输运模拟研究领域的重要发展方向。     

页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律

为了研究页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律,构建了大尺度复杂裂缝支撑剂运移与展布评价实验系统,测试了次裂缝角度、注入排量、加砂浓度、支撑剂粒径、压裂液黏度等对支撑剂运移与展布的影响,研究了主/次裂缝中支撑剂的运移与展布规律。结果表明:(1)裂缝中流体流态随裂缝支撑高度增加逐步由层流向紊流转变;(2)支撑剂在裂缝中的运移方式主要包括悬浮运移和滑移运动;(3)分支前主裂缝的支撑剂展布形态与次裂缝角度、注入排量、加砂浓度和支撑剂粒径等参数相关,其中注入排量为最主要的影响因素;(4)分支后主裂缝的支撑剂质量比与次裂缝角度、注入排量、液体黏度、加砂浓度和支撑剂粒径呈正比,同次裂缝与主裂缝的流量比呈反比;(5)分支后次裂缝的支撑剂质量比与注入排量、次裂缝与主裂缝的流量比、压裂液黏度呈正比,与次裂缝角度、加砂浓度和支撑剂粒径呈反比;(6)分支后主裂缝的砂堤前缘角度同加砂浓度、支撑剂粒径、次裂缝与主裂缝的流量比呈正比,与次裂缝角度、注入排量和压裂液黏度呈反比;(7)次裂缝的砂堤前缘角度同次裂缝角度、加砂浓度与支撑剂粒径呈正比,和注入排量、压裂液黏度、次裂缝与主裂缝的流量比呈反比。结论认为,该研究成果可以为页岩储层体积压裂支撑剂的优选和压裂方案设计提供理论支撑。     

致密气藏水力压裂支撑剂运移规律实验研究

以苏里格致密砂岩气藏储层为研究对象,基于水力压裂支撑剂运移物理模拟实验,通过描述不同压裂液泵注排量、砂比、黏度、支撑剂粒径和密度等条件下砂堤的铺置形态,分析了支撑剂的运移展布规律。研究结果表明,单一粒径不能满足裂缝内导流能力的均匀分布,组合加砂的方式可有效提高人工裂缝的导流能力,同时采用满足携砂性能要求的较低黏度压裂液（≥10 mPa·s）与低密度支撑剂作为组合,可满足支撑剂远距离铺置的目标,获得较长的有效支撑裂缝,后续再采用高密度支撑剂或者降低施工排量使近井地带的裂缝得到有效支撑。研究结果可用于分析苏里格致密砂岩气藏水力压裂砂堤形态,确定合理的施工参数,提高该类气藏水力压裂的成功率。     

水力压裂支撑剂现状及展望

综述了国内外油气井水力压裂用支撑剂的发展状况，对目前现场应用的支撑剂进行了性能对比分析，就适应不同闭合压力地层压裂用支撑剂提高导流能力的途径和选型进行了阐述，重点分析了国内陶粒支撑剂的技术现状，并提出了今后支撑剂技术的发展趋势。     

水力压裂中支撑剂输送的数值模拟研究

通过研究支撑剂在受力平衡时的沉降运动,综合分析固一液两相流中颗粒受力情况及其非平衡状态下的运动机理,推导出支撑剂在压裂液中的沉降公式,在此基础上建立了裂缝内支撑剂输送的数学模型。该模型在已知裂缝几何尺寸的情况下,考虑了颗粒的二维流动以及剪切作用对液体粘度的影响下,应用有限差分方法模拟了水力压裂过程中支撑剂的输送过程;并采用预测一校正方法对模型求解,能提高计算的速度及精度,使得数值模拟的结果与输送过程中的实际情况更加接近。     

页岩体积压裂支撑剂铺置运移模拟及其应用

支撑剂在裂缝中的运移是页岩体积压裂中的难点及研究热点,目前一般将裂缝考虑为矩形平板状,但据现场实际、室内实验、微地震监测、理论分析,体积压裂裂缝一般具有不规则齿状特征,裂缝初始延伸方向很有可能与最终延伸方向存在一定夹角,并极有可能形成裂缝网络.针对页岩体积压裂中支撑剂在粗糙、迂曲的复杂裂缝中运移的问题,通过自底向顶的方式建立了三维粗糙迂曲裂缝模型,模拟了不同粗糙程度和迂曲程度中的固液两相流,研究了压裂液和支撑剂性能对铺砂的影响.结果表明:裂缝粗糙程度越大,裂缝迂曲、扭转程度越大,裂缝内平均砂浓度越高,铺砂越均匀;压裂液流速、黏度越大,支撑剂粒径、密度越小,平均砂浓度越高,铺砂越均匀.基于此结论对某井进行了支撑剂优选和组合,压裂施工过程顺利,压后效果较好.     

水力压裂水平裂缝支撑剂回采预测模型

针对大庆油区聚合物驱油井压裂后裂缝支撑剂回采严重的问题,基于1164个水力压裂油层的裂缝支撑剂回采资料,研究了聚合物驱油井压裂裂缝支撑剂回采机理及影响因素,并利用灰色关联分析方法,计算了影响支撑剂回采的36个因素的关联度,确定了19个因素为主要因素;同时,运用多元二次非线性回归方法建立了水力压裂水平缝支撑剂回采预测模型。研究结果表明,模型拟合结果总符合率为98．80％,模型预测结果总符合率为93．81％,证明了模型具有较高的精度,能够满足油田生产对油井压裂裂缝支撑剂回采状况的预测需要。     

水力压裂支撑剂嵌入深度计算方法

针对水力压裂支撑剂嵌入问题,基于支撑剂嵌入岩体的力学过程,建立支撑剂嵌入岩体的本构方程,并结合岩体-支撑剂体系的接触应力分析,提出考虑弹塑性变形的支撑剂嵌入深度计算方法,基于该方法分析了嵌入深度的影响因素。相对于弹性模型,新方法计算结果更接近于实验测量结果,预测更加可靠,且更便于进行理论计算和分析。研究表明:支撑剂嵌入岩体的过程主要发生弹塑性嵌入;支撑剂单层铺置条件下铺置浓度越高嵌入深度越小,多层铺置条件下增大支撑剂铺置浓度不会改变嵌入深度;支撑剂嵌入比例越大,承压支撑剂越多,支撑剂嵌入深度越小;高闭合应力情况下支撑剂嵌入更加显著,流体压力下降会显著增大支撑剂嵌入深度;增大支撑剂粒径或岩石与支撑剂弹性模量比值,会减小支撑剂嵌入深度。     

压裂井支撑剂回流预测方法研究进展

压裂井支撑剂回流会降低压裂效果，增加修井费用，影响油气井的正常生产，因此必须在压裂设计阶段开展支撑剂回流预测工作。支撑剂回流预测方法可分为经验法、理论法、半力学法和数值模拟法四大类。经验法包括stimlab图版法和经验关系法，就是将室内实验数据绘制成图版或者拟合成经验关系式。理论法是基于流化理论，计算结果比较保守；半力学法也是基于流化理论，但考虑了地层和支撑剂的影响。数值方法包括边界元法、个别元素法和流线法，其中流线法采用沿流线追踪界面的思路，是支撑剂回流预测方法的发展方向。     

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。     

斜交裂缝对水平井产量影响模拟方法探讨

为了探讨水平井筒方向对分段压裂产量的影响,文中采用数值模拟方法,在系统划分网格的基拙上,运用Ecl i pse软件中的近井模型（NWM）,建立起包含水平井筒和斜交裂缝的数值模拟模型,通过定义水平井筒与最小水平主应力不同夹角相对于0。时的减产率来表征斜交裂缝对压后产量的影响。结果表明：随着地层渗透率的增加,井筒方向对压裂产量影响程度减小;地层渗透率大于0.005x 10-3 u m2,当水平井筒与最小水平主应力夹角小于30。时,减产率小于3%。该研究成果为水平井钻井方向的选择提供了理论依据     

An experimental study of fracture initiation mechanisms during hydraulic fracturing

The mechanism of fracture initiation is the basic issue for hydraulic fracture technology. Because of the huge differences in fracture initiation mechanisms for different reservoirs,some successful fracturing techniques applied to porosity reservoirs are ineffectual for fractured reservoirs.Laboratory tests using a process simulation device were performed to confirm the characteristics of fracture initiation and propagation in different reservoirs.The influences of crustal stress field,confining pressure,and natural fractures on the fracture initiation and propagation are discussed.Experimental results demonstrate that stress concentration around the hole would significantly increase the fracture pressure of the rock.At the same time,natural fractures in the borehole wall would eliminate the stress concentration,which leads to a decrease in the fracture initiation pressure.     

固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响

目前针对于煤层气井近井部位固井水泥浆侵入的方式和形态规模、固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响机制及其与煤层气井开采效果的内在关联方面的研究较少。为了深化煤储层压裂裂缝延展理论并给煤层气井水力压裂施工方案优化提供支撑,选取沁水盆地煤储层中基质—裂隙发育组合迥异的区块,对部署在不同部位气井的固井水泥浆侵入方式和水泥环形态规模进行了系统刻画,分析了不同固井水泥浆侵入方式下的压裂力学判据,针对深部气井难于开挖解剖其固井水泥浆侵入特征的实际问题,提出了破裂压力当量的定义,在此基础上,对郑庄区块39口煤层气井的压裂排采数据进行了分析,总结了固井水泥浆不同侵入方式对煤层气井压裂、排采的影响。研究结果表明:①煤层气井固井水泥浆的侵入方式包含固井水泥浆正常充注型(硬煤基质)、加厚型(构造煤)及煤岩—水泥胶结界面型(硬煤裂隙带)等3种;②由破裂压力当量(pt)小于1.50 MPa,固井水泥浆均匀充注在气井井眼—套管环空,可以判断气井位于硬煤基质;由pt介于1.50～9.00 MPa,固井水泥浆沿井壁构造节理缝挤侵入储层内形成胶结滤饼,可以判断气井位于硬煤裂隙带;由pt大于9.00 MPa,固井水泥在井眼环空垮塌空间加厚形成纺锤体,可以判断气井位于构造煤;③位于硬煤基质的气井在排采期间气井产气量缓慢增加到峰值,并可在峰值部位稳产较长时间,而后产气量缓慢下降,位于构造煤的气井在排采初期很快见产,随后产气量迅速衰减,硬煤裂隙带气井在排采初期产气量快速上升并达到峰值,但稳产时间较短,而后产气量缓慢下降。     

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。     

页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量模拟

现有页岩储层压裂水平井产能预测模型均采用与实际不符的平面裂缝假设,压后产能预测不准确。针对页岩储层压裂裂缝非对称非平面的实际复杂形态,基于流体扩散理论和压降叠加原理,建立了气藏渗流和裂缝渗流模型,采用空间离散建立了产量计算模型,通过数值分析方法求解,对页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量进行了模拟。结果表明：真实非平面复杂裂缝产量远高于理想平面裂缝产量;天然裂缝对非平面裂缝形态和产量具有重要影响;三簇同时延伸形成的裂缝,中间缝产量比外侧缝产量低,产量差距在生产初期较大,随着时间增加,差距减小。外侧裂缝对导流能力比中间缝敏感;随着裂缝导流能力的增加,产量增加,但并非线性关系,增加的幅度逐渐减小。     

结合CT技术的火山岩水力裂缝延伸实验

为了准确获知火山岩水力压裂过程中裂缝的平面和空间扩展形态,采用真三轴水力压裂模拟系统,对火山岩天然岩样进行了室内压裂模拟实验,在实验前后采用工业CT技术对岩样进行扫描,并对CT图像进行三维重建和可视化处理.对岩样的CT图像进行分析发现:经过压裂的火山岩内部裂缝在延伸过程中会连通部分天然孔隙,但裂缝并未沿着天然孔隙发育密集的区域延伸;裂缝延伸方向整体上与最大水平地应力方向趋于一致.对岩样的裂缝三维图和可视化图进行分析发现:火山岩压裂中的破裂压力梯度高,导致其难于形成裂缝.对岩样的造缝能力进行分析发现:井眼附近的岩石力学特性是影响岩石造缝能力的重要因素,火山岩往往具有较高的杨氏模量和抗压强度,造缝能力低.因此,火山岩现场压裂改造中的关键问题之一是降低破裂压力梯度.图4表2参20     

体积压裂分支裂缝的产生条件分析

页岩油气藏的物性极差,需要水平井加体积压裂才能实现经济有效开发.水平井压裂产生主裂缝的破裂压力公式已经建立起来,但还没有建立分支裂缝的破裂压力公式.根据岩石力学的有关理论,以深层页岩地层为例,分析了主裂缝壁面上的受力情况,推导建立了垂直分支裂缝的破裂压力公式.公式表明:①分支裂缝的破裂压力与地层的最大水平地应力有关,与...     

水平井地质导向技术在苏里格气田苏53区块的应用

与常规直井相比,水平井在提高单产、迅速建产和老区挖潜方面优势巨大,同时水平井地质跟踪技术的迅速发展,使水平井大幅度提高储层钻遇率和整体开发油气田已成为可能.针对苏里格河流相致密砂岩气藏,砂体叠置、相变快的特点,应用先进的地质跟踪软件将三维地质建模与传统地质跟踪技术相结合,充分应用随钻实时数据,提出了“精雕模型、实时对比、把握着陆、随钻录井、更新模型、修正认识、及时调整”的地质跟踪思路,并以HW井实钻为例加以说明.研究区采用地质跟踪技术,平均砂岩钻遇率为87％,有效储层钻遇率达65％,并结合后期的压裂改造等技术措施,取得了显著的开发效果,对同类型气藏的钻探开发具有较高的借鉴和应用价值.