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。     

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。     

玛湖凹陷风城组页岩油藏水平井压裂裂缝扩展模拟

水力压裂是玛湖凹陷二叠系风城组页岩油藏有效的开发手段,但压裂裂缝扩展特征不明确。针对该区水平井压裂起裂难和加砂难的问题,亟需开展水力压裂模拟,明确天然裂缝、岩石力学性质和施工参数对压裂效果的影响。依据玛页1H井实际泵压、压裂液排量、加砂量等压裂施工参数,采用Abaqus软件和Petrel软件建立二维压裂裂缝扩展模型和三维水力压裂模型,开展压裂裂缝扩展数值模拟。结果表明,压裂改造效果与天然裂缝关系密切,天然裂缝发育处岩石抗拉强度越小,压裂裂缝越易被天然裂缝捕获;当压裂段内杨氏模量较大时,形成的压裂裂缝缝宽小,且多沿着天然裂缝走向扩展滑移,加砂难度大;当压裂段内杨氏模量较小时,形成的压裂裂缝缝宽较大,可直接穿过天然裂缝,加砂相对容易。     

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。     

砾石影响下裂缝扩展规律数值模拟

大规模水力压裂是致密砂砾岩储层经济高效开发的必备技术,砾石参数是影响水力裂缝形态以及整体改造效果的关键因素。砾石的存在使压裂改造施工难度增大,裂缝形态复杂、迂曲度高,支撑缝长较短,难以达到设计的裂缝导流能力。基于连续-非连续单元法（CDEM）,建立了含砾石二维流-固全耦合裂缝扩展模型,系统研究了应力差、砾石含量和施工排量对裂缝扩展形态的影响。数值模拟结果表明：基于CDEM方法的多相复合介质水力压裂模型能够准确模拟砾石影响下裂缝扩展形态;裂缝遇到高强度砾石时易偏转绕流,产生迂曲裂缝;高应力下,水力裂缝先绕砾偏转,后转向至水平最大主应力方向扩展;砾石影响下,裂缝扩展会憋压形成“高压区”,促进产生局部微裂缝,提高储层改造体积。研究为砂砾岩储层压裂设计优化奠定了理论基础。     

致密砂岩储层不同含水条件下水力裂缝扩展物理模拟

储层含水饱和度、压裂的注入方式和压裂用水矿化度都会影响致密砂岩气藏的水力压裂效果。为了掌握这三者对致密砂岩储层水力裂缝扩展的影响规律,利用大尺寸真三轴模拟压裂实验系统,研究了储层含水条件下,致密砂岩储层的水力裂缝生成和扩展形态;通过压裂液注入速率,模拟变排量工况;通过岩样被饱和水浸泡时间,模拟不同含水饱和度;通过盐水的密度,模拟压裂液用水矿化度。结果表明:提高压裂用水矿化度有利于水力裂缝的产生和扩展;变排量的注入方式,有助于孔喉的解堵,更有利于水力裂缝的产生和扩展;储层含水饱和度高,孔隙压力大,不利于水力裂缝的产生和扩展;正断层地应力条件下,主裂缝的走向基本与最大水平地应力方向一致。     

砂岩气藏压裂裂缝高度影响因素分析

S气藏在压裂过程中缝高扩展较快,致使缝长偏短甚至发生砂堵,严重影响压裂效果.在建立裂缝三维延伸数学模型的基础上,对裂缝高度影响因素进行了正交试验分析.考虑施工排量、隔层应力差、压裂液粘度、杨氏模量、渗透率等5个参数,编制了正交方案.对影响S气藏压裂裂缝高度的因素进行了直观分析,得到了地层及施工参数等对缝高影响的主次关系依次为:隔层应力差→压裂液粘度→施工排量→杨氏模量→渗透率,对于S气藏控制缝高压裂设计具有直接指导意义.     

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。     

基于离散元方法的拉链式压裂效果影响因素分析

井间应力干扰对页岩储层“井工厂”模式开发效果影响显著，致使储层改造结果与设计方案存在一定误差，准确分析和确定井间应力干扰作用下的裂缝扩展规律是当前一个亟待解决的问题。基于离散元方法建立三维拉链式压裂裂缝扩展模型，研究水平主应力差、压裂液排量以及井间距对裂缝扩展形态的影响，以及定量分析对裂缝总体积的影响程度。研究结果表明，井间距小于80 m，裂缝尖端易发生偏转，即井间距较小条件下井间应力干扰明显；各因素对裂缝总体积的影响程度主次顺序为：压裂液排量>井间距>水平主应力差，因此现场施工时主要调整压裂液排量来改善压裂效果；水平主应力差对裂缝总体积影响不显著，主要决定裂缝尖端偏转程度，水平主应力差小于6 MPa时裂缝易发生偏转而形成复杂裂缝网络，在此基础上增大压裂液排量到0.3 m³/s以及增加井间距到80 m，可使水力裂缝总体积从326.36 m³增大到482.75 m³，增大了47.92%。研究结果对优化水平井拉链式压裂工艺措施提供参考，对提高页岩储层采收率具有重要借鉴意义。     

致密砂岩薄层压裂工艺技术研究及应用

针对致密砂岩薄层压裂面临缝高难控、改造体积小、裂缝支撑效率低及导流能力保持较差等难题,从压裂工程角度出发,通过压裂工艺参数优化模拟研究了不同黏度压裂液在不同的压裂施工参数下对裂缝延伸参数的影响规律,分析了薄层体积压裂存在的问题及难点,得出了主控因素,并在此基础上提出了薄层压裂控缝高措施及提高裂缝支撑效率工艺方法。研究表明：压裂液黏度是影响裂缝扩展、延伸的主要因素,其次是排量、液量;薄层压裂应以控缝高为前提,充分利用天然裂缝的作用,提高改造体积及裂缝支撑效率;低黏度压裂液能兼顾薄层压裂控缝高及造缝长的作用,有利于开启及扩展天然裂缝,进一步降低储层伤害,适宜作为薄层体积压裂的前置液;施工不同泵注阶段采用多黏度组合的压裂液体系,既可以扩大有效造缝体积及形成多尺度的裂缝系统,又能兼顾前置液阶段控缝高及携砂液阶段加砂的要求;采取变密度支撑剂结合多尺度组合加砂方式可实现不同粒径支撑剂与不同尺度裂缝系统的匹配,提高多尺度裂缝系统及远井地带裂缝的支撑效率。研究成果在龙凤山薄层气藏及江陵凹陷薄层油藏的多口井进行了试验,压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,且稳产有效期明显增长,提高了该类储层压裂的有效性。     

火山岩储层水平井分段压裂剪切破裂体积模拟方法

火山岩储层压裂对天然裂缝的有效激活可改善储层渗流能力,提升压裂效果。因此,火山岩储层水平井分段压裂的天然裂缝剪切破裂体积和剪切位移的模拟与表征,对量化储层改造充分程度、优化压裂工艺设计具有重要意义。针对裂缝性火山岩储层水平井分段压裂水力裂缝的动态延伸行为,考虑扩展裂缝对应力-压力场的干扰作用,以此触发天然裂缝的剪切破裂机制,建立了火山岩储层水平井分段压裂剪切破裂体积模拟方法。研究表明:剪切破裂体积随着水平应力差、天然裂缝逼近角、弹性模量、压裂液总量及注入排量的增大而增大,随着天然裂缝内聚力的增大而减小;泊松比对剪切破裂体积的影响不明显。该方法实现了对火山岩储层水平井分段压裂剪切破裂体积的定量模拟与表征,对提高火山岩储层压裂的优化设计及压后效果评估具有重要的理论指导意义和矿场应用价值。     

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。     

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。     

低渗油田水力压裂控缝因素FracproPT模拟分析

油气井进行水力压裂时,针对影响裂缝高度的因素,选用合理的控缝措施显得尤为重要。本文针对西北某油田,选用合理的参数进行了正交实验,对射孔段厚度、排量、应力差、杨氏模量、断裂韧性和压裂液粘度这六个影响缝高的因素利用FracproPT压裂模拟软件进行了模拟分析,得出了其影响规律,并针对此规律对该区块压裂改造施工给出了相应的控缝措施。在对该区块压裂施工参数优化模拟中,通过运用百目砂间隔注入形成人工隔层和变排量加砂技术,成功的控制了压裂裂缝的高度。     

致密油水平井压裂数值模拟及裂缝参数优化

水平井压裂是致密油藏开发的必要技术手段。为了给出致密油水平井压裂的合理裂缝参数,以大庆油田致密油储层为例,使用油藏数值模拟软件Radial-X建立模型,模拟了致密油水平井压裂生产过程。结果表明,致密油仅在井、缝附近发生渗流,水平井开发的控制范围由水平段长度和压裂改造的缝长、缝密决定。通过水力压裂的裂缝参数敏感性分析得出:裂缝导流能力增加到一定程度即可达到增加水平井产能的目的;增加裂缝数量能提高水平井产能,但是水平井多条裂缝会互相干扰,大庆油田致密油高台子储层2 km井长模型5 a的最优裂缝条数约为20条,扶杨储层5 a的最优裂缝条数约为15条;增加裂缝长度对压后生产有利,但随着裂缝长度增加,产量增加幅度会减小。     

基于断裂力学的页岩储层缝网延伸形态研究

针对页岩压裂属于脆性材料的裂缝扩展问题,从线弹性断裂力学理论出发,建立了水力裂缝与天然裂缝干扰判据以及新裂缝起裂角计算模型,并在此基础上编写了裂缝扩展计算程序,从地质和工程2个方面分析了页岩储层缝网延伸形态的受控因素。研究表明:在低水平主应力差和低逼近角的情况下,天然裂缝易发生剪切破坏,迫使水力裂缝发生转向形成复杂裂缝网络;新裂缝起裂角与天然裂缝倾角、水平应力差以及缝内净压力密切相关;天然裂缝展布(倾角、距离)对缝口净压力、交会点处裂缝缝宽有重要影响;低黏度压裂液有利于增大天然裂缝的极限延伸距离,而较高的施工排量可以增大交会点处天然裂缝宽度,利于支撑剂通过弯曲段,减小桥堵现象的发生。研究成果对页岩储层压裂设计具有重要的理论参考价值。     

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。     

苏里格气田西区储层岩石力学性质及其应用研究

对苏里格气田西区砂岩、泥岩岩石力学性质的实验研究,获得了储层砂岩、泥岩的抗张强度、静动态弹性模量、静动态泊松比、岩石地应力等力学参数。通过岩石力学参数、地应力、施工排量、缝长等因素对压裂缝高的影响研究表明:随储层与隔层地应力差和岩石断裂韧性增加,压裂缝高呈曲线和直线下降;随着岩石弹性模量和泊松比增加,压裂缝高呈曲线和直线增加;随着施工排量和半缝长增加,压裂缝高呈直线增加。现场应用研究中,根据苏里格气田西区岩石力学和地应力特征及其对压裂缝高的影响,优化了施工排量、加砂规模和半缝长,有效控制了缝高延伸,压裂避开了水层,获得了苏里格气田避水压裂开发的良好效果。     

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。     

川南长宁区块页岩气高密度完井+高强度加砂压裂探索与实践

四川盆地南部长宁区块页岩气资源量丰富,经过技术引进、探索优化、自主创新实现了规模开发。为了进一步提高近井筒储层改造效果、提升作业效率,对水平井分段不断优化,适当增加分段段长,减少压裂段数,同时采用高密度完井,大幅缩短簇间距,并持续提高加砂强度。为此以高密度完井+高强度加砂压裂技术原理为基础,根据长宁区块地质工程特征对该压裂工艺参数进行了探索优化,并分析了该压裂技术的现场应用效果。研究结果表明,高水平应力差页岩储层条件下,高密度完井+高强度加砂压裂技术可利用短簇距间的诱导应力增加裂缝复杂程度,缩短储层基质流体向裂缝渗流的距离和时间,并提高裂缝导流能力;考虑簇间诱导应力对裂缝扩展的影响,施工排量、压裂液黏度对井间储层动用程度和裂缝支撑的影响,暂堵转向技术对压裂裂缝体积的影响等,合理优选出与长宁区块地质和工程条件相匹配的压裂参数:簇间距7～10 m,施工排量约16 m3/min,携砂阶段滑溜水黏度增加到20～30 mPa·s,单段暂堵剂300～500 kg,总液量的50%～57%投注;长宁区块页岩气水平井采用高密度完井+高强度加砂压裂技术,井均测试产量较常规压裂工艺增加了约10%,估计最终可采量可提高约12%。该研究成果可为压裂技术持续优化以及川南地区页岩气藏压裂改造提供支撑和借鉴。