页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究

为了给彭水地区页岩气开发提供技术支持,进行了页岩储层水力压裂物理模拟试验研究,建立了一套页岩储层水力压裂大型物理模拟试验方法。利用声发射监测系统实时监测了页岩压裂裂缝的产生与扩展演化过程,观察了水力压裂裂缝形态,并探讨了压裂液黏度、地应力差异系数、压裂液泵注排量等因素对水力裂缝形态及其扩展的影响。试验结果表明,随着压裂液黏度降低、地应力差异系数减小,水力裂缝沿着天然裂缝方向延伸,将原有天然裂缝沟通并形成网络裂缝。根据泵压曲线变化结果,提出在实际压裂施工过程中采用变排量的方式提高压裂改造体积,这可为页岩气压裂优化设计提供依据。      

致密砂岩储层水平井水力压裂裂缝参数影响因素数值模拟

在大规模压裂开发过程中,水力压裂裂缝扩展形态及空间展布是致密砂岩储层改造效果定量描述和评价的难点。为了研究水平井水力压裂裂缝扩展形态及空间展布规律,通过落实岩石力学参数,建立油藏地质、岩石力学及地应力模型,利用kinetix水力压裂模拟模块,模拟泊松比、弹性模量、水平应力差、加砂量、压裂液排量以及压裂液总量等参数对复杂缝网形成规律的影响,分析了裂缝起裂和扩展的规律。结果表明：随着泊松比、弹性模量、加液量的增加,裂缝缝长呈减小的趋势,加砂量、主次应力差对裂缝缝长影响较弱;裂缝导流能力随泊松比、单段加液量、加砂量、压裂液排量的增加而增大,主次应力差在6 MPa左右时,裂缝导流能力最高,弹性模量对水力裂缝的导流能力影响相对较小;主次应力差较小时,裂缝展布方向与主应力方向夹角较大;主次应力差较大时,裂缝沿主应力方向延伸。研究结果可为致密油藏储层水平井大规模压裂参数优化和压后定量评价提供技术支撑。     

页岩层理对压裂裂缝垂向扩展机制研究

文章采用页岩露头开展了大型三维压裂裂缝物理模拟研究,考察了围压、排量、压裂液黏度等参数对水力裂缝垂向扩展的影响,综合分析了水力裂缝尖端应力场和远场应力作用在层理面上的应力场,建立了判断水力裂缝是否穿透层理面的穿透准则。研究表明,不同于常规砂岩储层,层状页岩压后裂缝形态复杂,水力裂缝极易沟通层理形成纺锤状裂缝网络;地应力状态是影响水力裂缝是否穿透层理的最关键因素,水平地应力差值存在一个临界值,小于该临界值不能穿透层理面;提高压裂液黏度及排量能够增加水力裂缝穿透层理面的几率,黏度过高会降低裂缝沟通体积。基于文章研究结果,取得了规律性认识,为水平井眼轨迹的部署、压裂层段的选择、压裂优化设计和压裂现场质量控制等提供了重要依据。     

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。     

层间应力差对水力裂缝扩展影响的大尺度实验模拟与分析

储隔层水平地应力差是水力裂缝高度延伸的主控因素,采用大尺寸全三维水力压裂实验系统模拟储隔层地应力条件,对长庆长6砂岩进行水力压裂裂缝垂向扩展模拟实验,并实现对大尺度岩样内部裂缝扩展的全三维实时声波监测。通过声波监测结果与实际裂缝形态对比,讨论了层间应力差、施工参数(排量、黏度)、施工压力对裂缝垂向延伸的影响。结果表明:缝高受层间应力差控制明显;同时施工参数也会影响裂缝的垂向延伸,高黏流体压裂有利于缝高延伸;对于均质致密砂岩岩样,实时声波监测技术能够对裂缝扩展动态进行有效监测。本研究为缝高延伸机理研究提供了实验手段,也为现场微地震监测提供参考。     

致密砂岩储层CO2压裂裂缝扩展实验研究

为提高天然裂缝和层理不发育致密储层压裂裂缝的复杂性,基于真三轴压裂模拟实验系统,开展了致密砂岩储层CO₂压裂实验研究,分析了水平应力差、压裂液类型和排量对压裂裂缝扩展规律的影响。研究表明,超临界CO₂压裂形成的水力裂缝形态最复杂,液态CO₂次之,滑溜水压裂产生的水力裂缝形态简单;采用液态CO₂压裂时,低水平应力差（≤3 MPa）有利于提高水力裂缝的复杂程度;液态CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低22.1%,超临界CO₂压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低28.2%;提高排量会加快井筒内流体增压速率,起裂压力升高。实验证明超临界CO₂压裂能够有效提高裂缝复杂性。     

多段多簇压裂储层改造效果影响因素分析

水力压裂作为低渗透、超低渗透油气藏的主要开采手段,其对储层的改造效果受到多种因素的影响。其中储层改造面积是衡量压裂改造效果的重要指标,但储层改造面积的主要影响因素尚不明确。为此,建立了多段多簇裂缝开启的力学模型,采用数值模拟分析技术以及标量损伤变量模型,模拟水平井多段多簇裂缝开启时储层改造面积以及水力裂缝的起裂和扩展情况。研究结果表明:裂缝之间的相互干扰是影响储层改造效果的重要因素之一;对于多段多簇压裂,适当增加段间距可以提高储层改造效果;在地应力差较小的情况下,增大注入排量使储层改造面积扩大32.1%;流体粘度较高时,提升注入排量使储层改造面积扩大70.6%;高粘度流体、较大的注入排量以及低地应力差能有效提高储层改造面积。     

玛湖风城组高含盐储层水力压裂裂缝扩展规律

玛湖风城组地层含盐量高,导致压裂施工压力高、水力裂缝穿透盐层扩展难度大、加砂难度大等问题。基于相似准则制备等效含盐岩样开展真三轴压裂实验,并基于有限元法和内聚力单元法开展含盐储层裂缝扩展数值模拟研究,探索了含盐量、黏度、排量等因素对裂缝扩展行为的影响。研究结果表明,与常规砂岩相比,含盐储层破裂压力更高,塑性更强,纯盐隔层的存在会阻碍裂缝纵向扩展;压裂液黏度越小,对含盐储层的溶蚀越强,施工压力就越低;排量越高,压裂摩阻越高,施工压力越高。现场应采用清水配置高黏（120 mPa·s）压裂液和大排量（单簇排量5 m3/min）施工,实现水力裂缝有效穿透纯盐隔层并形成较大缝宽。研究成果对玛湖地区含盐储层的改造具有重要指导意义。     

致密砂岩多段分簇压裂中孔隙压力场对多裂缝扩展的影响

为了研究致密砂岩多段分簇压裂中孔隙压力场对多裂缝扩展的影响,采用300 mm×300 mm×600 mm天然砂岩进行真三轴水力压裂实验,实验过程中采用2套压裂液注入系统分别独立控制2条水力裂缝,实验后将试件连续切片分析实验结果,同时采用三维流固耦合数值模拟方法研究孔隙压力场对水力裂缝扩展的影响。结果表明:在致密砂岩压裂中,由于孔隙压力场的存在,无论是簇内裂缝还是簇间裂缝扩展,当缝间距与裂缝半长的比值较小时,裂缝之间表现为相互吸引;当缝间距与裂缝半长的比值较大时,裂缝之间的相互影响较弱,多裂缝之间未出现相互排斥现象;除缝内净压力、缝间距、应力差外,裂缝周围孔隙压力场也是影响多裂缝扩展的重要因素;孔隙压力的增大减小了有效应力,岩石更容易发生剪切破坏,从而加速了裂缝的非平面、非对称双翼扩展;现场致密砂岩多段分簇压裂应增大簇间和簇内射孔间距,可避免压裂液滤失导致裂缝长度的减小,增大储层的改造体积。     

天然页岩压裂裂缝扩展机理试验

采用大尺寸真三轴试验系统对页岩露头开展了水力压裂裂缝扩展模拟试验,并利用高能CT扫描观测压后岩心内部裂缝形态,研究了多种因素对页岩水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验条件下的研究结果表明：排量对裂缝复杂度的影响存在一定的范围;当水平地应力差小于9 MPa时,水力裂缝易沿天然裂缝转向,形成网状缝。随着应力差的增加,主裂缝（横切缝）的产生有利于沟通更多的天然裂缝,形成相对更复杂的裂缝;相同水平应力差条件下,水平应力差系数大于0.25时,有明显形成单一主裂缝的趋势;排量和压裂液黏度对水力裂缝几何形状的影响可用参数qμ表达,该值较低或较高都不利于缝网的产生;页岩层理的发育和胶结强度严重影响压裂缝网的复杂度。     

页岩油多储集层穿层压裂缝高扩展特征

采用渤海湾盆地东濮凹陷沙河街组页岩油不同储集层全直径岩心进行真三轴压裂物理模拟实验,研究水力裂缝在不同储集层中的纵向扩展形态;采用全局嵌入内聚力单元的数值模拟方法建立考虑界面强度、射孔层位、压裂液排量的页岩油多储集层拟三维裂缝扩展数值模型,研究水力裂缝穿层扩展特征.研究表明:水力裂缝在致密砂岩层呈十字型扩展,在天然裂缝...     

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。     

陆相页岩储层水力裂缝穿层扩展规律

陆相页岩储层垂向非均质性强,层间岩性与应力差异大,层间弱界面发育,水力裂缝穿层扩展困难,导致压裂改造效果不佳。基于有限元+黏聚力单元法建立了陆相页岩水力裂缝穿层扩展流固耦合模型,与解析解和室内实验结果对比验证了模型的准确性。基于此模型,采用单因素和正交实验分析法开展算例研究,揭示了各项地质与工程参数对陆相页岩储层水力裂缝穿层扩展行为的控制机理与影响规律。研究结果表明,层间界面剪切滑移改变水力裂缝垂向扩展路径,限制缝高增长;水力裂缝宽度较大,削弱缝高扩展能力。高层间界面胶结强度、高垂向应力差、低层间应力差、低抗拉强度差、低弹性模量差、高压裂液黏度、高注入排量,有利于水力裂缝实现穿层扩展,各因素影响程度的主次顺序为层间界面胶结强度>层间应力差/抗拉强度差>压裂液黏度/注入排量>垂向应力差>弹性模量差。研究成果进一步完善了陆相页岩储层水力压裂穿层扩展基础理论,为陆相页岩储层水力压裂选井、选层和施工方案优化设计提供了理论依据。     

页岩储集层水力裂缝网络扩展规模评价方法

基于裂缝性页岩水力压裂模拟实验,分析了页岩水力裂缝扩展规律,提出了裂缝扩展规模评价方法,并研究了地质及工程因素对裂缝扩展的影响。利用"裂缝沟通面积"作为水力压裂效果的评价指标,结合压裂模拟实验结果分析后发现:页岩水力压裂可产生复杂裂缝网络;脆性页岩地层地应力差越小、水力裂缝与层理面距离越短,裂缝沟通面积越大,水力裂缝遇到天然裂缝后越易发生滑移转向,压裂后裂缝形态越复杂;最大水平主应力方向与页岩的层理面方向正交或呈大角度、与开度较好的天然裂缝间的逼近角接近90°时,更易形成裂缝网络;脆性矿物含量高的页岩造缝能力更好;压裂液黏度较低、排量较大时,裂缝沟通面积较大,变排量压裂会增强水力裂缝沟通天然裂缝或层理的作用,开启更多的天然裂缝网络。图7表3参15     

排量对页岩裂缝扩展的影响实验研究

页岩气藏在增产改造过程中需要大规模的水力压裂,施工排量的选择对水力压裂效果非常关键。利用真三轴水力压裂实验设备,模拟了压裂过程中不同排量条件下水力裂缝的扩展以及与天然裂缝的沟通情况。通过分析压裂曲线可知:变排量压裂能够提升缝内净压力,诱导水力裂缝转向,开启更多的天然裂缝形成复杂裂缝网络;天然裂缝发育时,排量越大,泵压越大,泵压波动越大,越有利于沟通更多的节理缝。     

水平井水力压裂裂缝扩展影响因素研究

本文采用大型有限元分析软件建立了水力压裂模型,通过模拟压裂过程,得到裂缝宽度与缝高方向路径关系曲线。为研究实际水力裂缝扩展过程中储层内地应力差异、施工排量和压裂顺序等因素对裂缝扩展规律的影响,本文采用控制变量法对这些因素的影响进行了分析。     

有限元分析径向水力压裂裂缝扩展影响因素

径向水射流辅助压裂的裂缝起裂和扩展机理尚不明确,基于ABAQUS平台,采用扩展有限元法对径向井水力压裂过程中裂缝的扩展过程进行数值模拟,探索径向井方位角、井径、井长、水平地应力差、岩石杨氏模量、岩石泊松比、储层渗透率、压裂液黏度、排量等9个因素对径向井引导裂缝扩展效果的影响规律,并利用灰色关联分析法研究各因素对径向井引导效果的影响能力大小。结果表明,随井径、井长、岩石泊松比等参数增大,径向井对裂缝引导效果增强;随径向井方位角、水平地应力差值等参数增大,径向井对裂缝引导效果减弱。各因素影响径向井对裂缝引导效果的程度由大至小顺序为:水平地应力差值、径向井方位角、井径、岩石泊松比、压裂液排量、储层渗透率、井长、压裂液黏度、岩石杨氏模量。该分析为径向井辅助压裂技术在低渗油藏的应用具有指导意义。     

基于储层纵向非均质性的水力压裂裂缝三维扩展模拟

水力压裂技术是有效动用致密气、页岩气等非常规油气资源的主体储层改造技术。为解决储层纵向非均质性导致的水力压裂裂缝垂向过度延伸或延伸受限等问题,采用大尺度岩样（762 mm×762 mm×914 mm）水力压裂物理模拟实验,优化建立了基于离散格子理论的全三维水力压裂数值模型,分析了薄层致密砂岩、多层理页岩两类储层的水力裂缝扩展形态及其主控因素。研究结果表明：(1)鄂尔多斯盆地苏里格地区致密砂岩储层水力裂缝形态以径向缝、椭圆和长方形为主,层间水平应力差、储隔层厚度比是水力压裂裂缝形态的主控因素,通过控制排量、增加滑溜水注入比例方式可降低裂缝垂向过度延伸;(2)页岩储层由于层理面的存在,三维空间形态更为复杂,裂缝垂向扩展分别呈现“1”“丰”“T”“十”和“工”字形共5种形态;(3)对于走滑构造型页岩气藏压裂,层理面胶结强度是压裂裂缝展布形态主控因素,通过前期高黏液造主缝,后期低黏滑溜水沟通水平层理的“逆混合”改造技术模式可提升页岩储层三维空间有效改造范围。结论认为,开展现场尺度下水力裂缝空间三维扩展形态模拟及其影响因素分析,可为非常规油气提高储层高效体积改造工艺技术优化提供参考依据。     

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。     

致密砂岩储层压裂有限离散元分析

利用传统数值模拟方法评价致密砂岩储层压裂效果时,存在裂缝不能交叉的问题。有限离散元（FDEM）法结合了有限元和离散元的优点,能够将有限元建立的连续性材料模型转变为离散元的非连续性材料模型,可模拟储层岩石的变形、破裂和裂缝的萌生及扩展,可解决该问题。基于某致密油气藏的地质资料,运用有限离散元方法研究水平地应力差和压裂液黏度对水力压裂裂缝形态的影响。结果表明：水平地应力差为0～8MPa时,随地应力差的增大,缝长呈现先增大后减小的趋势,平均缝宽会不断增大;压裂液黏度为40～120mPa·s时,缝长会随黏度的增大先增大后减小,平均缝宽则会先减小后增大。通过真三轴水力压裂物理模拟实验对数值模型进行了验证,数值计算结果与实验结果吻合良好,证明了该模型的适用性。该研究成果可为致密油气藏开发提供技术指导。