疏松砂岩压裂充填裂缝扩展与参数优化研究

压裂充填技术已经成为渤海油田疏松砂岩油气藏开发中一种非常重要的完井方法，但目前对该区域的疏松砂岩裂缝延伸规律尚未明晰，无法有效指导压裂充填作业。为此利用室内试验和数值模拟相结合的方法，研究了疏松砂岩裂缝的延伸机理，通过灰色关联度的方法探索了排量、地层渗透率及压裂液性质等参数对压裂效果的影响敏感性。试验和模拟结果发现，交联压裂液比线性胶压裂液更容易形成单一、平整的拉伸型裂缝，裂缝长度随压裂液排量的增加而增加，随储层渗透率和滤失系数的增加而降低；而裂缝宽度随储层渗透率增加而增加，随滤失系数和排量增加而降低。基于上述成果形成了压裂充填关键参数优化设计方法，并在渤海油田进行了170余井次现场应用，取得了较好的增产效果。研究成果可为疏松砂岩压裂充填技术的进一步推广应用提供技术指导和理论支撑。     

疏松砂岩可压性研究

南海东部储层埋藏浅、胶结疏松,含蜡量大,对地层砂的携带能力强,出砂严重。因此,本文需要对南海东部疏松砂岩储层开展了可压性评价,主要包括裂缝起裂和延伸。本文建立疏松砂岩的起裂排量模型,对疏松砂岩裂缝起裂机理开展了相关研究。研究结果表明,疏松砂岩的起裂排量对水平地应力、地层渗透率、压裂液粘度以及储层厚度等因素的变化较为敏感,这些研究结果可为实际现场施工提供一定的指导意义。     

真三轴大物模水力压裂裂缝起裂及扩展模拟实验北大核心CSCD

目的鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层岩石致密、非均质性强,孔喉分选性及连通性较差。前期常规压裂工艺改造手段单一,裂缝欠发育的致密储层改造效果不佳。方法根据量纲分析法(π定理)优化了物理模拟实验相似准则设计思路,设计了等比例缩小的压裂裂缝起裂及延伸模拟系统。利用大尺寸真三轴模拟实验系统,系统开展了30 cm×30 cm×30 cm致密砂岩露头岩样水力压裂模拟实验。利用三维扫描仪量化评价压裂裂缝改造面积,结合岩体破裂时的实验泵压峰值,揭示裂缝起裂及延伸规律。结果量化了天然裂缝及弱面、应力差、压裂液体类型和施工排量条件下压裂裂缝起裂压力及其改造面积,揭示了地质工程因素对压裂裂缝延伸行为的影响规律,明确了地质工程参数对压裂裂缝延伸及复杂缝网形成的影响程度。结论天然裂缝及弱面发育、低应力差、低黏滑溜水和高排量是获得复杂裂缝形态的有利因素,为研究区块体积压裂工艺试验进行了实验佐证和理论依据。建议采用“大液量、大排量、扩大波及体积”为主的体积压裂思路及工艺技术,以获得复杂缝网的改造目标。     

复杂水力裂缝网络延伸规律研究进展

随着天然裂缝性储层、煤层气、页岩气、致密砂岩气、致密油和复杂岩性低渗透油气藏勘探开发进程的加快,大规模体积压裂实践及微地震裂缝实时监测技术对水力裂缝延伸模拟提出了巨大挑战。复杂网络裂缝延伸受储层岩性、岩石力学性质、地质力学和天然裂缝特征等影响,文中综述了天然裂缝对水力诱导裂缝延伸影响的国内外研究进展。水力诱导裂缝与天然裂缝相交前、相交时和相交后的复杂力学行为决定了水力诱导裂缝的复杂延伸规律：水力裂缝尖端逼近时,诱导应力场会导致胶结天然裂缝张性或剪性脱粘;相交时,天然裂缝可能出现剪切破裂导致压裂液大量滤失、或水力裂缝穿过天然裂缝沿原方向延伸、或转向沿天然裂缝延伸并在其端部或弱结构点起裂;相交后,可能出现多个裂缝尖端同时延伸的情况,形成复杂网络裂缝。真三轴压裂测试系统结合工业CT扫描、声发射装置、X-衍射等是研究复杂网络裂缝形成机理的主要试验手段;而非常规裂缝模型和扩展有限元方法（XFEM）是模拟复杂网络裂缝延伸的主要数值手段。XFEM是处理含裂纹等不连续问题的最有效方法,并具有有限元方法的所有优点,考虑到裂缝内流体压力是水力裂缝延伸的驱动力,故基于XFEM的渗流-应力-裂缝延伸全耦合研究是未来体积压裂复杂网络裂缝延伸模拟的重要发展方向。     

HYDRAULIC FRACTURING INITIATION AND PROPAGATION LAWS FOR MUD-BEARING SAND RESERVOIRS

含泥砂岩储层是海拉尔油田主力油层之一,由于含泥砂岩具有一定的弹塑性,其裂缝起裂及延伸有别于砂岩储层,所以压裂成功率仅为70％左右.为进一步提高压裂成功率,对不同泥质质量分数条件下岩石的应变关系进行了研究,根据不同泥质质量分数条件下裂缝起裂及扩展准则,利用有限元分析软件建立含泥地层裂缝起裂及延伸的力学模型,通过模拟分析不同泥质质量分数条件下地层的破裂压力和裂缝延伸的特点,认清了含泥及砂泥互层情况下裂缝起裂及延伸规律.模拟结果表明,高含泥砂岩储层往往需要提供更高的起裂压力和延伸压力,为该类储层水力压裂的优化设计提供了依据.     

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。     

裂缝对压裂充填井产量的影响研究与应用

在海上浅层油气资源开发中,常常遇到物性较差的弱胶结疏松砂岩储层,同时面临防砂和增产问题,需要采取压裂充填措施。考虑疏松砂岩的应力敏感性,同时考虑长期裂缝导流能力的衰减,建立端部脱砂压裂的油藏-裂缝渗流系统三维两相数学模型。求解后获得压裂充填后裂缝缝长、裂缝导流能力对产量的影响规律,根据模拟结果获取最佳的参数值。结果表明:对疏松砂岩储层进行压裂充填,其产量对裂缝长度较为不敏感,而受裂缝导流能力影响非常大;裂缝长度和导流能力增加带来的相对增产效果存在一个最高值;压裂充填形成的裂缝导流能力下降较快,但油井长期累计产量受其影响产生的下降幅度远小于导流能力自身的下降幅度。     

G函数分析在压裂充填施工中的应用研究

受储层特征疏松、高渗、非均质性强特点，以及压裂充填防砂井段长、射孔簇数多的井身结构等因素影响，渤海油田压裂充填施工中裂缝延伸形态复杂，加砂困难，极易发生提前脱砂，造成充填效果不理想。通过利用小型压裂测试G函数分析方法，对地层漏失类型进行诊断，快速判定压裂充填裂缝延伸形态，指导压裂充填施工泵注方案设计与调整，并最终形成一套成熟的压裂充填泵注方案优化方法。此方法可有效降低压裂充填提前脱砂比例，保证了压裂充填施工效果。文中介绍了此项技术的设计原理、现场实例和应用效果，可为其他油田压裂充填作业提供指导与借鉴意义。     

水平井压裂裂缝起裂及延伸规律模拟实验研究

应用水平井多级压裂技术对油气储层进行体积压裂缝网改造,已经广泛应用于非常规油气资源开采中,但较少研究水平井井筒走向与地应力方位的关系对压裂裂缝起裂及延伸的影响,以及主应力差对裂缝复杂程度的影响等问题研究。根据现场水平井压裂施工要求,通过物模压裂实验模拟了低孔低渗砂泥岩地层水平井在裸眼完井与套管射孔完井2种完井方式下,主应力差为10MPa和4MPa,水平井井筒方位角分别为0、30、45、60、90°时的裂缝起裂和延伸规律。结果表明：主应力差对裂缝起裂影响很大,应力差越小起裂压力越高,裂缝起裂和延伸越复杂;裂缝沿井筒轴向起裂,在井筒两端裂缝最终转向垂直于最小水平主应力方向延伸;水平段井筒沿最小水平主应力方向时,压裂能够形成横断缝。该研究对理解不同方位角的水平井压裂裂缝的起裂及裂缝延伸规律具有重要意义。     

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。     

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。     

压裂防砂技术在南堡35-2油田大斜度井的应用

南堡35-2油田明化镇组储层为中高孔、中高渗疏松砂岩稠油油藏,需要压裂防砂来实现增产和防砂。根据端部脱砂压裂的原理,并结合南堡35-2油田A16井明化镇组储层特点,优选出适合该井压裂防砂的清洁压裂液、支撑剂和工具,针对井斜大的特点优化了压裂防砂工艺,采用一趟管柱对明化镇1油组和0油组成功进行了压裂防砂施工。压后油井产液量提高明显,且不出砂,证明压裂防砂达到了增产和防砂的双重作用,是开发疏松砂岩稠油油藏的一项进攻性措施。     

海上过筛管压裂工艺研究及应用

针对渤海油田中高渗疏松砂岩储层低产、低效井,分析了过筛管压裂射孔方式,建立了50～1000 mD中高渗储层压裂支撑裂缝半缝长和支撑裂缝导流能力优化经验公式。结合海上压裂作业及海水的高矿化度、高钙镁离子等特点,形成了海水基压裂液体系。支撑剂优选方面,研究了考虑支撑裂缝防砂临界流速的支撑剂粒径优选方法,同时评价了固结支撑剂在50～180℃不同温度下的固结强度。根据已实施11口井的过筛管压裂作业,9口井压裂之后增液、增油效果十分显著。实践证明过筛管压裂工艺可有效解决海上中高渗疏松砂岩储层低产、低效的难题,具有一定推广价值,但长期有效防砂是过筛管压裂工艺的关键。     

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。     

Experimental investigation of propagation mechanisms and fracture morphology for coalbed methane reservoirs

Fracture propagation mechanisms in coalbed methane (CBM) reservoirs are very complex due to the development of the internal cleat system. In this paper, the characteristics of initiation and propagation of hydraulic fractures in coal specimens at different angles between the face cleat and the maximum horizontal principal stress were investigated with hydraulic fracturing tests. The results indicate that the interactions between the hydraulic fractures and the cleat system have a major effect on fracture networks. “Step-like” fractures were formed in most experiments due to the existence of discontinuous butt cleats. The hydraulic fractures were more likely to divert or propagate along the butt cleat with an increase in the angles and a decrease in the horizontal principal stress difference. An increase in the injection rate and a decrease in the fracturing fluid viscosity were more conducive to fracture networks. In addition, the influence on fracture propagation of the residual coal fines in the wellbore was also studied. The existence of coal fines was an obstacle in fracturing, and no effective connection can be formed between fractures. The experimental investigation revealed the fracture propagation mechanisms and can provide guidance for hydraulic fracturing design of CBM reservoirs.     

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。     

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。     

裂缝稳定剂实验评价

针对疏松砂岩储集层压裂后裂缝容易失效的问题,优选适用于该类储集层压裂缝的裂缝稳定剂,通过室内实验对其性能进行评价,优化其用量,并分析其与常用压裂液的适配性.实验优选出一种改性树脂作为裂缝稳定剂,该剂可在支撑剂表面形成一层带有一定强度的黏性膜,轻微降低裂缝导流能力,但能起到稳定支撑剂充填裂缝的作用.实验分析了不同裂缝稳定剂配比下的支撑剂导流能力和防砂效果以及裂缝稳定剂与胍胶压裂液、表面活性剂压裂液(VES 压裂液)的适配性.根据导流能力和微观地层微粒侵入现象对裂缝稳定剂用量进行了优化.推荐选用质量分数为3%~5%的裂缝稳定剂处理支撑剂,并用于胍胶压裂液.模拟现场实验表明,裂缝稳定剂能保持裂缝导流能力;用稳定剂处理过的支撑剂中侵入的地层微粒明显减少.图9表1参14     

新疆油田九区石炭系油藏水平井分段压裂关键技术研究应用

九区石炭系为低孔、特低渗的浅层火山岩储层,岩性以凝灰岩为主,天然裂缝发育,是典型的孔隙 ～ 裂缝型双重介质储层,储层非均质性严重。九区石炭系压裂过程中压裂液滤失大,人工裂缝宽度狭窄容易导致砂 堵,人工裂缝启裂和扩展复杂,缝高控制难度大的难题,文章通过对九区石炭系水平井体积压裂技术的研究,形成 以分段优化设计方法、变黏压裂液体系、支撑剂粒径优选以及组合控缝高等关键压裂技术,提高了施工成功率和压 裂改造效果。     

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。