钙芒硝水力压裂下裂缝扩展规律及影响因素研究

为实现钙芒硝原位改性流体化开采,采用了实验室真三轴压裂模拟装置,探究在不同地应力、不同水温条件下钙芒硝水力压裂裂缝扩展规律,同时利用模拟软件探究地应力差和多井压裂对水力压裂裂缝扩展的影响。结果发现：在低应力差条件下,裂缝在压裂井附近可以形成较复杂的裂缝网络,高应力差下裂缝则扩展的更远,但裂缝形态较为单一;对比不同水温下钙芒硝水力压裂曲线发现,温度越高,钙芒硝的起裂压力越小,裂缝扩展阶段压力波动现象更为明显,该现象与钙芒硝裂缝边界溶解有关;通过数值模拟发现当进行多井压裂时,水力压裂裂缝的扩展易受局部应力的改变而被抑制或者偏转。研究成果可对钙芒硝流体化开采提供实际工程指导。     

砂砾岩储层水力裂缝扩展规律试验研究

由于砂砾岩储层中砾石的存在,导致压裂工程中水力裂缝扩展形态复杂,施工难度大。为了研究砂砾岩储层水力裂缝扩展规律,采用真三轴压裂模拟试验系统对天然砂砾岩露头岩样开展试验研究,分析水平应力差、砾石粒径和分布规律以及压裂液黏度和排量对水力裂缝扩展形态的影响。研究表明:砂砾岩储层的压裂裂缝形态由应力状态和砾石特征共同决定。以小粒径砾石为主的岩样中,砾石对裂缝扩展形态的影响较小,形成单一主裂缝,裂缝面平直;大粒径砾石为主的岩样中,水力裂缝沿着砾石界面偏转并形成分支裂缝,裂缝面扭曲。水平应力差较低、砾石无规则杂乱排布的情况下,分支裂缝的偏转更加明显,裂缝形态更加复杂。同时,水力裂缝由砾石内部起裂时的破裂压力更高。分支裂缝的产生以及裂缝的转向扩展导致裂缝宽度变窄;采用高黏度的胍胶压裂液能够有效增加裂缝宽度,有助于加砂和避免砂堵。     

双井筒试验下页岩水力裂缝扩展与机制研究

水力压裂是页岩气开采的主要技术,研究水力裂缝的扩展规律有利于促进复杂缝网的形成。为了研究裂缝扩展规律和破裂机制,对页岩进行了真三轴双井筒水力压裂模型试验。结果表明:(1)竖向应力越大,裂缝形态越单一,多条水力裂缝间越不易沟通,页岩破裂压力越大;(2)水平应力差越大,双井筒水力裂缝与天然层理沟通越明显,越易形成垂直于水平最小主应力的裂缝;(3)双井筒出口在不同层理面时,两条水力裂缝形态相似,各自会沟通层理和天然裂缝;(4)双井筒出口在同一层理面时,两条主裂缝容易相交,与天然裂缝的沟通较少,不易产生缝网;(5)通过对上升斜率RA和频度FA值综合分析得到,页岩水力压裂以剪切破坏为主,在不同层理压裂更易产生复杂缝网。     

致密灰岩储层压裂裂缝扩展形态试验研究

开发低孔、低渗的致密灰岩储层需要进行大规模的水力压裂。致密灰岩的成岩过程、矿物组成以及岩石力学性质与致密砂岩等储层差异很大,在不同应力状态以及施工参数条件下水力裂缝扩展形态有待研究。采用真三轴水力压裂试验系统对致密灰岩露头展开压裂物模试验,研究地应力差、压裂液黏度、变排量、酸处理等多种因素对水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验结果表明:当水平地应力差在2~8 MPa之间时,水力裂缝易于沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络;压裂液黏度升高,会降低剪切滑移和滤失膨胀的可能性,从而降低裂缝的复杂程度;在走滑断层的应力状态下,即σ_Hσ_Vσ_h,容易形成水平缝,特别是当井眼方向沿着层理面时极易沿着层理起裂;变排量压裂可以激活更多的天然裂缝,有助于形成复杂的裂缝网络;酸液预处理裸眼井段能够显著降低破裂压力,随泡酸时间的增加,破裂压力下降幅度逐渐增大。研究成果为现场压裂施工提供参考。     

三维空间中非连续面对水力压裂影响的试验研究

油气储层常发育断层、天然裂缝、节理等非连续面,其产状、地应力状态对水力裂缝扩展路径会产生重要影响。尤其是在致密油气藏、页岩油气藏等储层中,其天然裂缝影响着水力压裂后的裂缝网络。利用真三轴水力压裂试验设备,模拟了水力裂缝在具有不同产状非连续面的人造岩体中的扩展行为,并分析了泵压曲线的特征。试验结果表明:水平主应力差存在临界值(5~7 MPa),小于该临界值,水力裂缝不可能穿透非连续面;非连续面走向角和地应力差异系数越大,水力裂缝越容易穿透非连续面;非连续面倾角跟水力裂缝的扩展行为没有明显的关系;穿透试验中的泵压曲线跟没穿透试验中的泵压曲线差别明显;压裂曲线峰值泵压均随水力裂缝中点到储层中非连续面的最短距离(简记为DNF)增大而递减。与非连续面的倾角相比,走向角是影响水力裂缝穿透行为的关键因素;准确预测油藏中水力裂缝扩展路径,有必要准确获取非连续面产状和三向地应力场;根据泵压曲线的特征,可判断水力裂缝是否穿透非连续面和定性的判断DNF,为油田现场评价水力压裂效果提供参考。     

深层页岩在高水平应力差作用下压裂裂缝形态实验研究

针对高水平地应力差下的深层页岩开展真三轴水力压裂物模实验,分析其裂缝形态和影响因素。实验结果表明:高水平地应力差下水力裂缝沿垂直最小主应力方向起裂并扩展成横切缝,受层理和天然裂缝的影响会发生穿透、沟通或转向行为,深层页岩裂缝形态可以分为4种:单一横切缝、伴随层理开启的多横切缝网,转向缝网和受天然裂缝影响的复杂缝网;水平地应力差的增大会增加水力裂缝的穿透能力;起裂压力越大,裂缝形态越复杂;先注入高黏度压裂液可以形成水平主缝,之后注入低黏度压裂液造分支缝,可以有效提升深层页岩改造体积。该实验结果可以为深层页岩压裂方案设计提供参考。     

毛细管力影响下页岩储层液化石油气压裂裂缝网络扩展形态研究

页岩储层中广泛分布着从纳米级到毫米级的多尺度天然裂缝,这些天然裂缝显著影响着压裂后的缝网形态。液化石油气(liquefied petroleum gas,LPG)压裂液具有黏度和表面张力小的特点,在页岩储层中压裂后易形成裂缝网络。针对LPG在页岩储层中的压裂特性,同时考虑了天然裂缝尺寸及压裂液与储层润湿性的影响,建立了LPG压裂裂缝网络扩展模型。通过研究发现,天然裂缝宽度越小、初始长度越长、压裂液润湿性越强,天然裂缝越容易起裂、扩展,形成的裂缝网络形态越复杂,压裂效果越好。     

裂缝性地层水力裂缝张性起裂压力分析

 室内实验和矿场压裂实践表明,裂缝性地层水力裂缝在近井区域可能扩展为复杂的径向缝网,这与均质地层水力压裂产生的平面对称双翼裂缝具有巨大差异。由于水力裂缝延伸形态受起裂和延伸2个过程的控制,为此,研究裂缝性地层水力裂缝起裂机制是认识径向缝网扩展的前提。基于弹性力学和岩石力学理论,考虑天然裂缝与射孔孔眼相交,结合张性起裂准则,建立裂缝性地层水力裂缝沿天然裂缝张性起裂的起裂压力计算模型。计算结果表明：天然裂缝与孔眼相交点越靠近孔眼指端,张性起裂压力越小;天然裂缝与孔眼相交点越靠近孔眼顶部,张性起裂压力越小;受天然裂缝和水平地应力方位的影响,井眼周向上不同方位孔眼的张性起裂压力差可能急剧减小,这种作用效应将导致水力裂缝从井眼周向上不同方位的孔眼同时起裂延伸,产生径向缝网。实例计算表明,文中建立的起裂压力模型计算精度高,计算结果可靠,可用于裂缝性地层水力裂缝起裂压力计算和径向缝网扩展分析。     

压裂中天然裂缝剪切破坏机制研究

 采用理论分析、实验验证和算例分析研究裂缝性储层水力压裂过程中天然裂缝张开和剪切破坏机制。理论分析表明：水平主应力差、逼近角、裂缝面摩擦因数是影响天然裂缝剪切破坏的主要因素,在低应力差、低逼近角或者是摩擦因数较小的条件下,由于水力裂缝的影响,天然裂缝易发生剪切破坏;水平主应力差和近缝面岩石力学特性是影响天然裂缝张开程度的主要因素;试验结果表明,在低水平主应力差或低逼近角情况下,当水力裂缝与天然裂缝干扰后,闭合的天然裂缝张开,易发生剪切破坏;在高水平主应力差和高逼近角情况下,水力裂缝易直接穿过天然裂缝,天然裂缝仅仅被渗透,没有发生剪切破坏。通过算例分析,提出裂缝的张开边界和剪切破坏边界,阐述天然裂缝对流体的极限容量;分析表明逼近角越大,天然裂缝对压裂液的极限容量越小。     

水平井多段分簇压裂裂缝扩展形态数值模拟

水平井多段分簇压裂技术已成为低渗透油气增产的关键技术,能够大幅度增加储层的泄油面积,最大限度地提高采收率,而射孔簇间的应力干扰是影响水平井多段分簇压裂的关键因素。为了提高储层改造体积,研究簇间裂缝扩展的规律,根据流-固耦合及岩石断裂力学理论,利用ABAQUS扩展有限元法建立水平井多段分簇水力压裂二维模型,并利用数值模拟结果对现场2口井的压裂参数进行优化。数值模拟结果表明:水力裂缝长度、簇间距、水平应力差、压裂次序对水力裂缝形态影响显著;裂缝诱导应力场对裂缝形态影响程度随裂缝长度增加逐渐增强,随簇间距和水平应力差的增大逐渐降低;水力压裂次序可以明显改变诱导应力场分布,合理利用能增加有效裂缝长度。现场压裂参数优化后的2口井产能得到明显提高,证明了数值模型的可行性。