同步体积压裂对井间裂缝特性的影响

针对多井同步体积压裂优化设计的要求,在假设岩石为均质、各向同性材料的条件下,基于弹性力学理论,建立了同步体积压裂过程中的二维诱导应力场计算模型;考虑到井间裂缝诱导应力对原始水平主应力的影响,结合裂缝转向机理,得出压裂裂缝转向形成网状裂缝的力学条件。研究结果表明：可通过改变同步体积压裂的裂缝施工参数,改变诱导应力场,调整井间地层的最大、最小水平主应力差值,诱导裂缝转向形成网状裂缝;改变与设计转向裂缝相邻或距离较近裂缝的参数时,诱导应力场变化明显,利于裂缝转向。     

大庆油田致密砂岩储层压裂裂缝扩展形态实验研究

大庆油田在致密油砂岩储层体积压裂上取得了较好效果,但裂缝形成机理认识不清,制约技术的进一步提高。为了明确大庆松北地区致密砂岩储层裂缝形态特征,采用水力压裂模拟装置,在真三轴条件下对天然致密砂岩岩心进行了水力压裂物理模拟实验,分析了注入压力曲线特征和岩心裂缝形态变化规律。结果表明,裂缝形态主要受水平主应力差控制,层理特征对裂缝形态影响明显;脆性指数及杨氏模量对裂缝形态影响不明显。当水平主应力差小于3 MPa时,储层层理特征越明显,压裂后水力裂缝越容易沟通层理弱面并发生转向,裂缝形态越趋于复杂。     

孔洞型碳酸盐岩储层压裂裂缝转向扩展特征研究

针对孔洞型碳酸盐岩储层改造产生的水力裂缝扩展规律复杂、不一定沿预设路径扩展的问题,基于碳酸盐岩储层孔洞体特征,制备了含孔洞体的碳酸盐岩试样;利用真三轴水力压裂试验结果,分析了不同水平主应力差异下孔洞体对水力裂缝扩展的干扰作用;并利用扩展有限元数值方法,分析了影响孔洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展及扩展路径的因素。研究结果表明,水平主应力差异系数不大于0.15时,水力裂缝遇到孔洞体后产生非平面扩展,且水平主应力差越小,转向扩展距离越大,裂缝形态越复杂;水平主应力差异系数大于0.15、小于0.36时,水力裂缝会克服孔洞体的应力集中进行平面扩展,但遇到孔洞体后会被孔洞体捕捉,无法穿过孔洞体继续扩展;水平主应力差异系数不小于0.36时,水力裂缝会克服孔洞体的应力集中进行平面扩展,且遇到孔洞体后会直接穿过孔洞体继续扩展;随着水平主应力差增大,破裂压力逐渐降低。研究结果可为孔洞型碳酸盐岩储层压裂设计提供指导。      

水力压裂近井裂缝转向延伸轨迹模拟

室内实验和现场实践已经证明射孔方位对水力致裂裂缝延伸转向有极其重要影响,但尚无定量化的理论预测模型。针对均匀各向同性线弹性多孔材料,考虑射孔井水力裂缝起裂的原地应力场和孔隙压力、孔眼内压、压裂液向地层渗滤附加应力等多种机理,基于弹性力学和孔隙介质流体渗流理论,建立了孔眼深度任意位置的应力分布计算模型;基于孔眼末端最大周向拉应力判据,首次建立了压裂裂缝转向模拟的理论计算模型。结合长庆某气田参数进行模拟分析,揭示了垂直井射孔方位对压裂裂缝转向规律:水平主应力差是影响水力裂缝转向半径最主要因素,且随水平主应力差增加,射孔深度减小;射孔方位小于30°时对裂缝转向半径影响较小。     

基于扩展有限元的水力压裂缝间干扰及裂缝形态分析

为了研究水平井分段多簇压裂裂缝扩展过程中缝间干扰及其对裂缝形态的影响,在考虑裂缝流和压裂液滤失的情况下,利用扩展有限元方法,分别对不同裂缝间距、不同位置组合的裂缝在同时和分时压裂过程中,水平主应力、裂缝长度、加砂前裂缝宽度以及裂缝延伸方向的变化进行数值模拟分析。通过对比发现：在裂缝扩展过程中,由压裂液作用而产生的诱导应力使得裂缝两侧椭圆型区域内的水平主应力发生转向,其单侧作用距离约为1.5倍的缝长,而裂缝尖端应力方向不受影响;2条裂缝同时起裂时,2条对称裂缝延伸方向呈“相斥型”偏转,偏转角度随着裂缝间距增大而减小,2条交错裂缝延伸方向呈“相吸型”偏转,加砂前缝宽较单一裂缝扩展时窄;分时起裂的2条裂缝,后起裂裂缝的延伸方向随着裂缝间距增加先呈现“相吸型”后出现“相斥型”,且后期裂缝的延伸缝长会受到抑制,当2条裂缝间距较近时,后起裂裂缝会严重影响前起裂裂缝的加砂前缝宽甚至会使其闭合,但其缝长会有所增加,交错裂缝两翼会出现严重的非对称扩展的情况。     

致密砂岩水平井组同步压裂过程中诱导应力场变化规律

水平井组同步压裂过程中多井多裂缝导致的诱导应力对压裂设计、复杂裂缝的形成有重要影响,但目前对诱导应力场变化规律的研究相对较少。为此,建立了双井多缝诱导应力场数学模型,并利用线性叠加原理和矢量表征方法,得到了不同裂缝参数及井距时两井中间位置处诱导应力场的变化规律。研究发现,布缝方式、裂缝宽度、裂缝长度和井距对诱导应力场的影响程度各不相同:诱导应力场对裂缝长度与井距的变化最为敏感;相邻两井中间位置处产生的诱导应力最大,井筒井壁位置产生的应力最小,欲使压裂裂缝转向形成复杂裂缝系统,需要布缝方式、裂缝长度、裂缝宽度与井距相互匹配。大牛地气田DP43井组现场井下微地震监测结果证实了上述研究成果,从而也解释了水平井组拉链式布缝同步压裂可以获得高产的原因。水平井组诱导应力场变化规律的清楚认识,为致密砂岩水平井组合理设置井距与优化压裂设计方案提供了依据。      

致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验研究

为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性,开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验,分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明,影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型,混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力,且粒径越大支撑剂占比越高,导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大,但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本,优选支撑剂强度为69 MPa,平均铺砂浓度为1.8 kg/m2的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大,所以缝宽较小,而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。     

致密储层可压裂性测井评价方法研究

以×区致密砂岩储层为研究对象,利用蕴藏在测井资料中的储层完井品质信息,对影响致密储层可压裂性的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数、层间应力差及裂缝发育特征进行系统分析,给出了适用于×区致密砂岩储层的可压裂性评价标准。基于该标准,开展了致密储层可压裂性评价研究。研究结果表明,致密储层的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数对可压裂性影响较大,层内应力差异系数越小,且储层发育微裂缝和层理时,越容易形成复杂网状缝;储层与围岩层间的应力差小,且围岩厚度小,单层压裂时易于沟通相邻的含油层,否则,层间应力差大、泥岩隔夹层较厚时,难以沟通主力含油层相邻的其他含油层,需要采用多层合压方式获得高产。     

多裂缝应力阴影效应模型及水平井分段压裂优化设计

针对页岩气藏水平井分段压裂中应力阴影的表征方法及影响因素不明确的问题,基于水平井分段压裂理论,借鉴水力压裂裂缝诱导应力产生机理,从单一垂直裂缝入手,利用应力叠加原理得出了多条裂缝应力阴影效应的数学模型。应用该模型分析了应力阴影的影响因素,结果表明:①泊松比与水平主应力方向的应力阴影呈线性关系,当泊松比为0.2~0.4时,最小水平主应力方向的诱导应力为0.36~0.72 MPa;②裂缝数量越多间距越小,应力阴影效应作用越强;③裂缝数量增加的同时也增大了施工难度,5条裂缝比3条裂缝的净压力增加了41.46%;④当裂缝间距小于100 m时,裂缝容易转向形成缝网;⑤裂缝间距是缝高的1.5倍时,应力阴影效应非常小,超过2倍后可以忽略不计。上述结论对合理利用应力阴影效应进行水平井分段压裂优化设计具有指导意义。     

水力压裂裂缝应力场变化规律

水力压裂过程中裂缝周围应力场对裂缝的转向、扩展有重要影响,研究裂缝周围应力分布影响因素对压裂参数优化设计具有指导意义。基于裂缝扩展有限元方法,建立了裂缝扩展的数学模型,利用Abaqus软件研究了不同裂缝倾角（裂缝与最小水平主应力方向夹角）、主应力差（最大水平主应力与最小水平主应力之差）对裂缝壁面正应力和剪应力的影响;不同射孔角度（射孔方向与最小水平主应力方向夹角）对裂缝延伸轨迹和裂缝壁面剪应力、切向位移的影响;不同射孔簇间距对裂缝几何形态、剪应力、孔隙压力的影响。研究表明：当裂缝倾角增加时,裂缝壁面的正应力逐渐减小,剪应力呈先增大后减小的趋势,且在裂缝倾角为45°时达到最大;当裂缝倾角不变时,裂缝壁面正应力和剪应力随主应力差的增加而增加;裂缝转向半径随着射孔角的增加而减小;在主应力差高于6MPa时,45°射孔角有利于裂缝入口岩石产生剪切破坏;在多裂缝同时扩展过程中,当裂缝间距减小时,应力干扰区域内的剪切应力逐渐变大、裂缝周围流体分布逐渐减少;对于高应力差储层改造,采用缩小簇间距和45°方向射孔的密切割射孔方式有利于岩石产生剪切破坏。     

低渗透油藏水平井压裂理论及现场工艺探讨

水平井井筒应力分布和岩石破坏准则构成了水平井压裂裂缝起裂数学模型,利用迭代法对模型进行了求解.分析表明,井筒方位角不同,最小水平主应力和垂直主应力对裂缝的起裂压力影响规律不同,在井筒方位角为0时最不容易起裂,而在井筒方位角为90°时最容易起裂.现有的裂缝延伸模型中,全三维裂缝延伸模型计算结果与Fracpro-PT软件计算结果具有很好的一致性,适合水平井压裂裂缝延伸模拟,裂缝间距较长时,多条裂缝延伸模型可以在考虑裂缝之间干扰的基础上结合单裂缝延伸模型建立.现场多条裂缝压裂可以总结为限流法压裂和分段压裂两种,限流法施工相对简单,改造强度相对较小,分段压裂改造强度大,但工具设备和工艺要求高,现场水平井压裂作业时应根据现场情况选择合适的压裂工艺.图4表1参14     

低渗透气层岩心破裂裂缝扩展实验分析

为了加深对低渗透砂岩气层压裂过程中裂缝扩展的认识,同时便于科学指导施工,利用CT技术等方法,对含有天然裂缝低渗透砂岩气层的裂缝扩展规律进行了研究。研究结果表明,加压及注液能够造成岩心出现裂纹并扩展,主裂纹与微裂纹在成因上有一定的关系,在一定的应力作用下,岩石在一些具有微裂纹的平面先破裂,随着压力的增加或持续压力作用,微裂纹将会扩展并相互连接,最终形成宏观裂缝。     

页岩储层中同步压裂形成复杂缝网可行性研究

同步压裂能够更好地利用2个井筒中裂缝诱导应力干扰,降低地应力差异系数,使页岩油气藏产生更加复杂的裂缝形态。文中运用位移不连续理论,建立了二维平面裂缝诱导应力场数学模型,讨论了页岩储层形成复杂缝网所需要的地应力条件,分析了裂缝净压力、裂缝参数和原地应力场等因素对同步压裂形成裂缝网络复杂程度的影响规律。结果表明,裂缝净压力越大、裂缝长度越长、原地应力差异越小,页岩储层形成复杂缝网的可行性越大。研究结果对判断我国页岩油气藏能否应用同步压裂形成复杂缝网具有一定的理论指导意义。     

特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价

通过物理模拟研究了特低渗透油藏压裂水平井产能与裂缝产能之间的关系、裂缝产能分布规律以及裂缝数量与水平井产能的关系。利用数值模拟方法,研究了压裂水平井开发特低渗透油藏技术,对压裂水平井的水平段长度、裂缝数量、裂缝间距进行了优化设计。研究表明,特低渗透油藏压裂水平井的水平段长度越短,阶段采出程度越高,含水率上升越慢,即水平段长度不宜过长;建立了固定裂缝间距和井排距时不同裂缝数量压裂水平井相对累产油和相对采出程度对比图版。重新认识了特低渗透油藏压裂水平井渗流机理。     

非达西渗流效应对低渗气藏水平井产能的影响

低渗气藏普遍具有低孔、低渗、高含水的特征,气体渗流时表现出明显的非达西渗流效应．如启动压力梯度、应力敏感及滑脱效应。目前已有的考虑应力敏感的低渗气藏产能模型均基于Terzaghi有效应力理论．但该理论并不适用于描述岩石的应力敏感性,引入新的拟压力函数,综合考虑启动压力梯度、滑脱效应及基于本体有效应力理论的应力敏感的影响．推导出了修正的低渗气藏水平井产能方程。以某低渗气藏为例,分别研究这些效应对产能的影响程度,结果表明：基于Teizaghi有效应力理论的应力敏感使得水平井产气量平均降幅为13．28％,而基于本体有效应力理论（实际）的平均降幅仅为I．80％,因此．在低渗气藏开发中应采用基于岩石本体有效应力理论的关系式．     

超低渗透低压油藏水平井转变开发方式试验

鄂尔多斯盆地长X油藏压力系数低、储层物性差,前期采用超前注水七点井网长水平井开发,初期单井产能有所提高,但含水率上升快。为了避免人工裂缝与腰部水线窜通,压裂时往往会有约200 m水平段无改造而浪费。同时,因超前注水油井生产等停较长时间,影响了新井贡献时率。借鉴致密油的开发经验,采用逆势思维的方法,提出“停止超前注水、减少注水井数量、减少水平段长度、密切割压裂和体积压裂相结合”转变开发方式的思路,优化注水方式、开采井网、水平段长度和压裂工艺参数等,并开展现场试验。结果表明：形成的五点法短水平井密切割体积压裂开发技术效果较好,地层能量得到快速补充,含水率快速上升得到控制,缩短了油井因超前注水产生的等停时间,提高了新井贡献时率30%,减少的注水井数量和水平段长度使成本节约20%,每百米水平段产能较前期增加88%,该成果为同类超低渗致密储层高效开发提供了技术支撑。     

低渗透油藏压裂定向井非线性渗流模型产能计算

为了精确计算压裂定向井产能,针对压裂定向井采用拟启动压力梯度模型不能准确计算产能的问题,开展了根据启动压力梯度实验和边界层实验,得到非线性渗流模型,再通过保角变换建立压裂定向井达西模型、拟启动压力梯度模型、非线性渗流模型产能公式,计算压裂定向井达西、拟启动压力梯度、非线性渗流模型产能并与真实油井产能进行对比及产能敏感性...     

低孔低渗储集层探井低伤害压裂技术研究与应用

水力压裂有助于正确、快速评价低孔低渗储集层的特性。但这类储集层对外来液体非常敏感，如果压裂设计或施工不当容易造成伤害，将影响正确认识储集层。从最大限度地认识与评价低孔低渗储集层的角度，针对探井压裂与开发井压裂的不同，在综合分析塔里木、华北、吉林、青海、玉门及长庆等探区对探井低孔低渗储集层压裂成败的基础上，提出探井低伤害压裂技术体系：与伤害相关的室内实验与分析评价；新型低伤害压裂材料研制；低伤害压裂工艺设计技术；配套的低伤害工艺措施。该技术体系在国内重点探区的现场试验取得了理想效果，2003年对华北油田留西探区深层低丰度油藏探井路45井低孔、特低渗、低电阻率油层进行压裂试油，使该探区近年来获得首次突破。图1参12     

低渗透油藏分段压裂水平井布缝方式优化

为提高压裂改造效果,须优选出合理的裂缝参数。目前国内外优选裂缝参数时,只对裂缝务数、长度、间距、导流能力进行优化研究,没有考虑水平井裂缝布放方式对压裂水平井产能和含水率的影响.为此,文中以某低渗透油藏七点注采井网单元为例．采用数值模拟方法,在水平井分段压裂裂缝参数单因素分析基础上进行水平井布缝方式优化研究,评价了裂缝参数时井网单元开发指标的影响,最后优选出合理的水平井分段压裂裂缝参数。研究结果表明：考虑注水井的影响,为避免水突进,水平井布缝时,裂缝要错开注水井排布,靠近注水井的裂缝要短些,可以不等间距、不等长度排布,在获得较高产能的同时保证含水率也较低：合理的水平并布缝方式可提高单井产量和区块采出程度,使含水率上升缓慢,可提高水平井分段压裂改造效果和经济效益．该研究为同类油藏压裂施工设计提供了有效依据。