基于数值模拟的径向井压裂裂缝形态

径向井压裂技术近年已取得良好开发成果,但该技术仍缺乏在致密气层的应用及研究。扩展有限元理论在水力压裂模拟上已有成熟的应用。基于地层流-固耦合方程,结合现场数据建立径向井水力压裂扩展有限元(XFEM)模型,研究裂缝起裂和扩展的规律。通过数值模拟量化分析了不同参数对裂缝形态的影响规律,明确了多径向井压裂的裂缝形态,并进一步提出了多径向井的优化布孔方案。结果表明:压裂时形成了沿径向井分布的诱导应力场,场内可一定程度实现主裂缝沿径向井方向定向扩展;垂向多径向井可有效提高径向井压裂裂缝形态的可控性;水平向多径向井的主裂缝形态由单径向井压裂主裂缝形态叠加而成,但径向井与水平最大主应力方向的夹角决定了该径向井处的起裂压力及裂缝扩展程度。研究成果对现场应用具有重要的指导意义。     

裂缝性储层缝网压裂技术研究及应用

裂缝性储层压裂井生产能力主要受主裂缝沟通的天然裂缝系统控制区域的大小影响。裂缝性储层压裂改造后,短期产量来自高导流能力的主裂缝,长期产量则主要来自天然裂缝网络。常规压裂以抑制天然裂缝扩展形成主裂缝为主,其控制的渗流区域较为有限,这与压裂增产形成矛盾。因此,要提高压裂井改造效果,需要保证压裂形成的裂缝形态为网络裂缝,沟通更大的渗流区域和更远的裂缝作用距离,充分发挥主裂缝和天然裂缝网络的增产优势。在研究水力压裂裂缝网络形成条件的基础上,对缝网压裂的关键参数进行了分析研究。现场应用结果表明,缝网压裂的增产效果远远高于常规压裂。     

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对同一层位多射孔段井进行改造，多种测试表明夹层及其应力不能对加砂形成的裂缝形成有效遮挡，主压裂能压开一条缝高连通整个射孔段的裂缝，测试压裂是保证主压裂顺利完成的重要措施之一，应用Fracpro压裂软件包提供的测试压裂分析能很好地指导主压裂施工。同一层位多射孔段的测试压裂要能准确反应裂缝的形态，求取可靠的参数，修改、调整主压裂设计，保证主压裂施工顺利完成。文章根据同一区块的两口井在同层位多射孔段的测试压裂G函数分析、净压力的拟合及其中一口井随后的重复压裂前的测试压裂对比分析，判断测试压裂裂缝几何形态与主压裂不一致，测试压裂求取的参数不能完全符合主压裂的裂缝延伸形态，为给主压裂提供准确的参数，对这一类施工井测试压裂设计及分析提出了一些建议，力求为类似井主压裂施工顺利完成提供更多的解决方法。     

压裂水平井的多模式裂缝网络试井模型及参数评价——以吉木萨尔页岩油为例

大型压裂技术是高效开发页岩油的重要手段之一，经过大型压裂后井筒周围会形成复杂裂缝网络，压后裂缝参数反演是压裂效果评价和开发参数优化的关键，但目前的渗流和试井模型难以满足页岩油复杂缝网反演的需求。为此，研究了页岩油压裂水平井复杂缝网的表征问题，建立了页岩油多模式裂缝网络半解析试井模型，包括体积压裂模型、压裂复合模型及离散缝网模型，利用点源方法、半解析方法和拉普拉斯变换等求解了多模式裂缝网络半解析试井模型，并开展了数值验证，划分了流动阶段，分析了流动段特征。在建立的多模式裂缝网络半解析试井模型基础上，对试井特征曲线进行了敏感性分析，并建立了试井曲线拟合方法，辅以生产历史拟合法，初步形成了基于试井理论的页岩油多模式裂缝网络参数评价思路。采用建立的缝网参数评价方法对吉木萨尔页岩油压裂水平井JA井与JB井进行分析，评价了裂缝网络参数，包括缝网几何形态、主次裂缝半长、主次裂缝导流能力、裂缝闭合前存储系数、裂缝闭合后存储系数和裂缝闭合时间等，并通过实例应用证明了复杂缝网参数评价方法的可靠性和实用性。     

缝网压裂技术及其现场应用

针对低渗透、特低渗透储层的缝网压裂技术,完善了缝网压裂的概念,指出缝网压裂是在达到预期目标支撑缝长的主裂缝基础上,形成多缝直至形成“缝网”系统。对不同类型的储层,根据弹性力学假设,采用不同的平面模型,分析了形成缝网的力学条件。当施工时裂缝内净压力超过水平主应力差值与岩石抗张强度之和后,可在原始裂缝的基础上形成新裂缝,实现缝网。研究了各种缝网压裂施工方式,提出了目前可应用的缝网压裂施工方法,并指出缝网压裂的发展方向。采用缝网压裂设计理论对F1-15井进行了缝网压裂设计,施工取得成功。试验结果表明,压裂后效果显著,分析显示有多缝形成。     

页岩气水平井分段压裂微地震监测认识及应用

页岩气水平井分段压裂裂缝的规模形态对单井产能影响较大,研究压裂施工参数及工艺措施对裂缝扩展规模形态的影响规律具有重要指导意义。以JYXXHF井分段压裂为例,采用地面微地震监测技术对该井压裂进行实时监测,并结合地质情况、压裂施工参数及工艺措施等对监测数据进行综合分析。结果表明:该井单段压裂液量达1 600 m~3后缝网轮廓基本形成,1 800m~3后微地震事件几乎不再增加,不同小层微地震事件随压裂液量的变化规律存在一定差异;该井地层埋藏较深,一定量的前置胶有利于增大有效压裂改造体积,中途转注胶,有利于微地震事件数的增加;监测裂缝平均半缝长为160 m,最大为240 m。该分析结果可为该区块页岩气井压裂设计及现场施工提供参考和依据。     

径向缝网压裂工艺技术在超低渗储层的应用

体积压裂工艺在长庆低渗储层应用普遍,但由于注采井网的限制,随着射孔方位的确定,大多水力裂缝只向着最大主应力方向延伸。为了能够形成复杂的缝网结构,更大程度增加泄油体积,进一步改善近井地带渗流情况,为此提出了径向缝网压裂工艺思路,该工艺结合"高能气体压裂+多级暂堵多裂缝压裂"理论,首先通过高能气体压裂手段在井筒周围形成若干径向裂缝,而后采用"多级暂堵"方式,依靠油溶性暂堵剂多次投加,使得缝内净压力产生波动,强制裂缝沿着高能气体已形成的多条径向裂缝方位延伸,沟通微裂缝,最终形成网状裂缝,改善井筒周围与远井地带的渗透性。该工艺在现场应用7口井,试验井与邻井对比,单井日增油提高1.4 t,平均单井产量提高67.5%。实践证明径向缝网压裂工艺可以对超低渗储层具有良好适用性,为超低渗储层改造效果的提高提供了有力的依据。     

浅层裂缝性致密油藏缝网压裂技术

缝网压裂技术在基质渗透率极低、天然裂缝发育的致密油藏开发中有独到优势。利用数理分析方法研究了缝网压裂工艺的适用条件,认为储层天然裂缝发育和净压力大于水平最大、最小主应力之差是实施缝网压裂的必要条件。优化了压裂液、支撑剂、施工参数,并在J-10井进行了试验。净压力拟合结果表明,压裂后形成了裂缝网络系统,试验井日产油2t,取得了较好的改造效果。     

Y151井区水平井缝网压裂参数优化研究

低渗-超低渗透Y151井区采用缝网压裂水平井进行开发,但目前,针对缝网压裂水平井特征参数优化的研究很少,因此,文中使用Eclipse数值模拟软件,考虑等效导流能力和局部多重网格加密方法建立缝网压裂网络模型,同时利用"主裂缝+SRV区域渗透率"的小尺度缝网模拟方法,开展次缝、支缝与主缝之间的导流匹配研究,确定了Y151井区水平井缝网压裂的裂缝形态、井筒与裂缝延伸方向、水平段长度等参数。为Y151井区以及低渗-超低渗致密油藏缝网压裂水平井开发有着指导意义。     

物质点法在页岩储层压裂模拟研究中的应用

针对数值模拟法在水力压裂模拟应用中的存在问题,提出了针对页岩储层压裂的物质点法（MPM）压裂模拟方法,并应用于四川盆地渝西地区五峰组—龙马溪组一段页岩储层。结果表明：模拟的应力方向和应力场差异系数分布与实际测试数据一致,地层压裂应变特征与微地震监测结果吻合良好,模拟结果可信度高;在裂缝发育带（裂缝方向与最大水平主应力方向近垂直）,当井轨迹方位与最大水平主应力方向夹角为70°左右时,压裂模拟改造面积最大;在网状裂缝发育区,当井轨迹方位与最大水平主应力方向近垂直时,压裂模拟改造面积最大。文中成果为水平井井轨迹设计和施工参数优化提供了有效的技术支撑。MPM压裂模拟技术的应用,也为减少微地震监测工作量,降低工程成本,提升页岩气开发效益提供了有效途径。     

文东低渗透油藏裂缝研究

阐述了应用ＡＥＯ－４Ａ岩石声发射定位系统测量人工裂缝和采用主曲率法定量确定天然裂缝发育状况的基本原理和方法,总结出东油田水力压裂、高压注水形成的人工裂缝以及天然裂缝的分布规律,指出了裂缝的方位和平面展布形态。分析了裂缝研究结果在油田开发生产中的新调整井设计、注采井网调整、压裂井参数选取和平面动态注水管理等方面的应用效果。     

水力喷射分段压裂在白云质泥岩储层中的应用

白云质泥岩储层不同于常规的砂岩储层和碳酸盐储层,该类储层天然裂缝发育、泥质含量高,压裂过程中主裂缝形成困难、支撑剂嵌入严重,目前没有较好的压裂改造技术。达平3井储层大部分属于白云质泥岩储层,该井通过对白云质泥岩储层的特性研究,探索应用水力喷射分段压裂工艺,优化压裂施工参数,优选压裂液和支撑剂,成功进行了压裂施工,压后取得了一定的增产效果。该井的有效性试验为下一步该区块白云质泥岩储层的压裂改造提供了技术思路和施工经验。     

页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线的诊断识别方法

受储层非均质性、天然裂缝发育和层理等的影响,页岩气水平井压裂时施工压力曲线形态复杂,所蕴含的大量信息难以被充分挖掘。为了准确表征水力压裂裂缝参数进而评价压裂效果,基于页岩气缝网压裂理论,采用套压、泵注排量、支撑剂浓度等实时数据,建立井底净压力折算模型,构建净压力斜率和净压力指数两个关键表征参数,动态划分净压力曲线阶段,用以描述压裂过程中不同裂缝延伸行为所对应的力学条件,识别出缝网延伸、裂缝延伸受阻、裂缝延伸正常、裂缝沿层理延伸、裂缝沿缝高延伸、液体快速滤失等6种裂缝延伸模式,综合形成了页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线诊断识别方法。研究结果表明：(1)所形成的方法摒弃了常规储层压裂施工曲线诊断识别方法的不足,提出了缝网复杂指数这一新概念;(2)缝网复杂指数越大,代表缝网延伸和层理延伸的时间越长,储层改造效果越好;(3)以四川盆地东南缘地区页岩气井为研究对象开展应用,单井平均缝网复杂指数为0.3,与该区微地震监测结果吻合度较高,证实所形成的方法具有较高的可靠性。结论认为,该模型方法有助于提升页岩气储层压裂改造潜力和水平,对于完善页岩气储层缝网压裂压后评价技术、指导现场压裂施工实时动态调整具...     

井下微地震监测技术在公003-H16井水力压裂中的应用

井下微地震监测技术是目前国际上公认的最先进的裂缝监测技术,利用该技术对公003-H16井水力压裂裂缝形态进行了监测。井下微地震监测结果与压裂施工曲线进行紧密结合后,对及时优化压裂参数、实时调整施工方案提供了重要依据。井下检波器监测到的最远微地震事件信号距离检波器达到950m,监测结果清晰地反映了压裂井地层地应力方向与大小,地层非均质性,水力压裂产生的裂缝方位、缝长、缝高、缝宽等参数,为该区块以后油井的部署与储层改造提供了重要参考。     

应用微地震方法进行S9—171井人工裂缝监测

裂缝监测是压裂施工过程的一项重要技术。应用微地震方法进行人工裂缝监测，可通过在压裂井周围布置五个微地震观测台，以现场监测并绘制出压裂井裂缝的形态，方位、高度等产状，还可通过区块内多个井点或多次监测结果绘制地层裂缝网络，为井间调整提供较为可靠的技术依据。文章以人工监测理论为基础，介绍了S9—171井人工裂缝监测结果，分析了实际监测结果与理论产生偏差的原因。     

深煤层水力波及压裂技术及其在沁南地区的应用

为提高深部煤层的煤层气产能,针对其地质特征提出了在深煤层实施多口直井同步水力波及压裂的技术思路。首先基于边界元位移不连续法建立了多裂缝诱导应力数学模型,模拟深煤层诱导应力场分布,分析水力波及压裂复杂缝网形成的可能性,然后采用离散元方法研究应力干扰的裂缝网络延伸情况及其影响因素,最后通过三轴压裂实验和现场应用效果验证了其可行性。结果表明:(1)水力波及压裂技术能增大应力干扰面积和应力干扰强度,促使水平主应力差的减小甚至诱导局部区域的地应力方向发生改变,有利于沟通煤岩中发育的面、端割理,从而形成大规模高效复杂的裂缝网络;(2)水力波及压裂有利于复杂缝网形成的条件包括较小的初始水平主应力差、低泊松比、较小井距、低压裂液黏度、高缝内净压力等;(3)真三轴物理模拟实验结果显示,水力波及压裂技术能够充分沟通煤岩天然裂隙,形成由人工裂缝、面割理和端割理组成的复杂裂缝网络。进而提出了一套深煤层多井同步水力波及压裂工艺优化设计方法,在沁水盆地南部柿庄北地区深煤层选取了5口直井进行先导性试验,裂缝监测及排采数据表明,水力波及压裂井产生的波及体积较大,裂缝网络复杂;较之于常规压裂井,水力波及压裂井不仅见气更早,产量、套压较高且稳定,而且所形成的区域压力降波及邻井,可大幅增加实施井及邻井产量。     

火山岩气藏压裂难点诊断及处理控制

火山岩天然气藏多数须压裂增产才具工业开采价值,但火山岩中的孔隙、溶孔及天然裂缝个性差异大,国内外均没有成熟的压裂工艺,增产投资高、风险大、效果差。如何准确诊断压裂难点和研究实施有针对性的处理措施,已成为火山岩气藏勘探开发取得突破的关键。在研究火山岩复杂结构对压裂G函数影响的基础上,归纳出常规滤失型、低滤失型、微裂缝发育型、微裂缝极发育型和高裂缝型５种典型G函数特征,形成了保证人造主裂缝形成工艺、处理近井复杂摩阻高工艺、压裂施工参数优化工艺、选择合适的加砂泵注程序等针对性的控制处理措施。经过在松辽盆地北部徐家围子气田超过100口井的应用,压裂成功率、施工规模及单井增产效果均取得突破,有效地提高了火山岩气藏压裂成功率和效果。     

陆相页岩水平井分段压裂设计优化研究

本文针对陆相页岩储层特点,利用长水平井为依托进行多段压裂体积改造,并对水平井分段压裂设计参数进行优化研究,该技术在YYP1井的应用效果表明,压裂微地震事件覆盖了整个水平段,形成复杂的网状裂缝形态,达到"体积压裂"的效果。     

稳定电场压裂裂缝监测技术

在压裂施工时,对压裂施工井加载稳定电压电场,同时在地面设计和布置测点时,监测地面测点和压裂井筒间的电位差。由于井筒和压裂裂缝中充满良导体,内部电位处处相等,相当于监测地面与裂缝前端电位差。在自主研发的高精度电位法监测仪基础上,利用这种监测工艺和方法,能够实时监测压裂裂缝起裂点每个时刻的裂缝方位和长度,监测数据解释结果清晰地显示了裂缝在地层中的整个发育过程。同时,多井监测结果显示,在压裂过程中,压裂裂缝主要发育单裂缝、相邻的双裂缝和网状裂缝,形成了稳定电场压裂裂缝监测技术。该技术也可以应用于注水、调剖等油田储层开发过程。     

海拉尔油田缝网压裂技术研究与应用

常规压裂以抑制天然裂缝形成的主裂缝为主,但由于双翼对称裂缝分布的局限,裂缝系统控制的泄流面积有限,造成压后初期效果显著、产量递减速度快问题。缝网压裂技术能使裂缝性储层产生足够长并具有较高导流能力的多方向起裂延伸的网状裂缝系统,控制的泄油面积将大幅度增加,充分发挥主裂缝和裂缝网络的增产优势。现场应用结果表明,缝网压裂对海拉尔油田布达特群组低渗透裂缝性储层的增产效果明显。