页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

对低渗透页岩储层进行体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是获得页岩气经济产能的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价体积压裂施工效果的关键指标,同时对压裂优化设计、压后产能预测及经济评价也具有重要意义。为此,在分析页岩气体积压裂特点的基础上,对两种主要页岩气体积压裂缝网模型的假设、数学方程及参数优化方法进行了比较分析,并结合美国Marcellus页岩区块现场参数对页岩储层压裂方案进行了优选。结果表明：离散化缝网模型及线网模型均能有效表征复杂缝网几何特征,模拟缝网的扩展规律和缝网中压裂液流动及支撑剂运移,获得缝网几何形态参数,可优选压裂施工方案;天然裂缝发育的页岩层是体积压裂改造的重点,水平地应力差越小则越易形成复杂缝网,施工排量越大,压裂液泵入总量越大,则储层改造体积范围越大,缝网导流能力越高,页岩气产能就越高。     

页岩Ⅰ区块体积压裂缝网模拟研究

为解决页岩Ⅰ区块气藏渗透率低、气体流动困难的问题,对该区块体积压裂缝网进行模拟计算,验证是否能够形成体积缝网。在分析体积压裂缝网形成的地质、力学、工程条件基础上,采用数值模拟方法得到页岩Ⅰ区块体积压裂的最优裂缝参数:裂缝半长200 m、裂缝段数为10段、裂缝导流能力为10 μm2·cm。以优化的裂缝参数为目标,采用数值模拟的方法计算得最佳铺砂浓度为4 kg/m3,主裂缝导流能力为10 μm2·cm,并且能够形成体积缝网形态。研究结果表明,页岩Ⅰ区块能够进行有效的体积压裂,形成有效缝网。     

深层页岩体积压裂缝网动态渗透率模型及其应用

深层页岩具有闭合应力高、非均质性强、流动性差等特点,体积压裂是提高深层页岩产能的重要手段。为表征体积压裂改造区非均质缝网形态及其渗透率动态变化,通过CT扫描人工造缝岩心得到二值化图像并计算分形维数,利用蒙特卡洛随机建模并统计裂缝参数,基于流量等效原理分解非均质缝网。耦合页岩气黏性流、克努森扩散、表面扩散建立单缝流量方程,通过分形理论尺度升级并结合缝宽动态变化特征,建立了非均质缝网动态表观渗透率模型。结果表明：①小尺度缝网表面扩散在地层压力大于10 MPa时可忽略,黏性流比重与地层压力成正比,克努森扩散相反;②大尺度缝网克努森扩散随地层压力增加,先增大后减小,表面扩散和黏性流呈此消彼长的趋势,小尺度缝网渗透率随地层压力增加先减小后增大,大尺度缝网渗透率与地层压力成正比;③最小缝宽（b_min=10^-7 m）不变时,最大缝宽增大10倍,缝网渗透率增大100倍,缝网渗透率与缝宽呈正比;④最大缝宽（b_max=10^-4 m）不变时,小尺度缝网渗透率低压（5 MPa）时略大于大尺度,最小缝宽对渗透率影响不大;⑤裂缝孔隙度越大,缝网分布越密集,渗透率越高。研究成果对缝网改造区的渗流特征以及不同压力、缝网尺度下渗流机理研究具有指导意义。     

页岩储层压裂缝网模拟研究进展

页岩储层压裂缝网表征是现阶段页岩气开采面临的主要难题之一,因此在了解缝网扩展主控因素的基础上,选择合理的、具有优势的实验（试验）和模拟方法是有效推进页岩开采的重要环节。通过调研大量页岩压裂缝网研究的矿场试验、室内实验以及数值模拟方法及成果,尤其对比、分析了各种数值模拟方法的发展和现状,展望了数值模拟技术的发展方向,并系统归纳了影响缝网的主控因素及其影响机理,得出以下认识：①页岩储层压裂缝网数值模拟方法中,基于有限元模型的扩展有限元模型、在离散裂缝网络模型基础上发展的非常规裂缝网络模型以及从分形理论出发的分形裂缝网模型在页岩复杂缝网模拟中体现了优越性和可持续发展性;②裂缝扩展在真实地层中主要受控于缝内压力、岩石脆性、地应力、层理和天然裂缝,页岩储层岩石脆性较强、层理发育、天然裂缝广泛分布,极大地增加了缝网复杂程度,裂缝扩展整体上主要是以上因素共同作用的结果;③现阶段复杂裂缝网络模拟方法基于边界元、有限元、离散元、解析法,由于每种方法的特征和适用性不同,融合不同数值方法的建模、求解更有模拟潜力。     

地层产生体积压裂缝网的条件分析

自然产能特别低的油气藏,渗透率往往也极低,采用直井很难实现经济有效开采,通常采用水平井加多级压裂的方式进行开采。水平井增大了油气井与储层的接触面积,多级压裂增大了储层的改造体积,进而提高了油气井的产能。多级压裂可以是分段单缝压裂,也可以是体积缝网压裂(即体积压裂)。体积缝网压裂在地层中产生纵横交错的裂缝网络,对地层的改造程度远高于分段单缝压裂。为了提高压裂效果,文中研究了产生分段单缝压裂和体积缝网压裂的地质条件和施工条件。研究认为:只有物性极差的微观非均质地层才会实现体积缝网压裂,均质地层和宏观非均质地层只会实现分段单缝压裂,只有当井底压力同时高于主裂缝和分支裂缝的破裂压力时,才会实现体积缝网压裂;为了实现体积缝网压裂,需要提高压裂泵组的功率,采用低黏压裂液和大排量泵入技术;微观非均质地层压出的裂缝都是蜿蜒曲折的,而均质地层和宏观非均质地层压出的裂缝大多是直裂缝。     

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。     

深层页岩气断层属性对压裂缝网的影响

深层页岩地层断层较为发育,附近地应力场呈现非均匀分布,水力压裂产生的裂缝可能出现非平面、非对称、非规则延伸行为,进而影响压裂缝网体积。针对该问题,以川南区块Y101井区实际断层为例,构建了深层页岩气复杂构造内断层附近非均匀应力场表征模型与压裂缝网扩展模型,分析了断层特征参数对地应力的影响,并定量研究了断层类型、断距、长度、高度、走向、倾角和距离对压裂缝网体积的影响。结果表明：断层的断距、长度和高度越大,地应力偏转角和地应力差越大,压裂缝网体积越小;断层的倾角和远离断层的距离越大,地应力偏转角和地应力差越小,压裂缝网体积越大;断层的走向越大,地应力偏转角越大,地应力差越小,压裂缝网体积越大。断层参数对缝网体积的影响程度由大到小依次为倾角、走向、断距、距离、高度、长度。该研究可为深层页岩复杂构造下的缝网压裂优化设计提供理论依据。     

大庆古龙页岩油密切割体积压裂工艺参数优化探索

为解决大庆古龙页岩油因其储层致密且层理缝发育缝高受限导致水平井增产困难的问题,探索青山口组Q9储层的有效动用程度,开展了密切割压裂工艺最大化提高储层改造体积研究,优化了密切割体积压裂工艺参数,将平均簇间距缩短至7 m,平均段间距52 m,可大幅提高页岩储层缝控程度;形成了以水平井16～20 m³/min大排量,冻胶造主缝和滑溜水造复杂缝网、石英砂中小粒径支撑剂组合和高强度加砂等为核心的大规模体积压裂关键技术,保证了主裂缝及各级层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明,该技术能够显著提高水平井压裂效果,单井18个月累计产油量达10 969.3 m³,是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明,水平井大规模密切割体积压裂技术可以有效解决致密页岩油储层难动用的问题,为大庆古龙页岩油高效开发提供了强有力的技术支撑。     

基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术

针对松辽盆地北部青山口组基质型页岩油储层压裂改造的难点,结合基质型页岩油储层地质特征,文中采用前置液态CO2增能技术降低破裂压力,增加裂缝的复杂程度,优选出低伤害压裂液体系,以减小对储层的伤害;在大排量、大规模体积压裂的同时,采用多尺度多缝多粒径支撑剂组合加砂工艺、高砂比伴注纤维加砂工艺及混合压裂液变黏度多级交替注入工艺提高裂缝导流能力,形成了一套适用于松辽盆地的基质型页岩油储层高导流体积缝网压裂技术。研究表明,该技术增加了压裂后返排率,降低了储层伤害,形成了复杂缝网体系及高导流裂缝,提高了产量,在松辽盆地北部现场应用4口井,压裂后均获得工业油流。研究成果对基质型页岩油储层压裂改造提供了技术借鉴。     

断层附近非均匀应力场页岩压裂缝网扩展模拟

压裂过程中水力裂缝的延伸行为对页岩气增产改造效果至关重要。然而部分页岩地层断层较发育,附近地应力场呈现非均匀分布,最大水平主应力方向随空间位置发生变化,若水平井井筒仍沿垂直于原始最大水平主应力方向部署,水力裂缝可能出现非平面偏转延伸行为,进而影响缝网体积。文中为揭示页岩地层断层发育对水力裂缝延伸及缝网体积的影响,建立了断层附近非均匀应力场计算模型,并在此基础上构建了断层影响下的页岩气水平井分簇裂缝偏转延伸模型和缝网体积计算模型,模拟并分析了非均匀应力场下的水力裂缝延伸及压裂缝网扩展规律。结果表明：平移断层附近水力裂缝趋向平行于断层方向延伸,而正断层附近水力裂缝趋向垂直于断层方向延伸。页岩气水平井井筒垂直于最大水平主应力方向部署后,可以减小射孔孔眼摩阻,减少施工压力损失,提高缝内净压力,增大缝网体积。该研究可为页岩地层内断层附近的水平井井眼轨迹部署提供重要的理论依据。     

页岩压裂裂缝网络预测方法及应用

页岩储层天然裂缝发育,加上水力压裂所形成的复杂裂缝网络,可以为油气流动提供有效通道,然而复杂裂缝网络扩展对压裂裂缝识别与优化设计也提出了新的技术挑战。为此,综合考虑天然裂缝与水力裂缝相互作用、缝间“应力阴影”等影响,应用流体力学与断裂力学理论,建立了裂缝网络扩展模型（FNPM）,实现了不同力学参数、不同天然裂缝等条件下裂缝扩展方位、几何尺寸、支撑裂缝面积等多指标预测。理论模拟和现场实例应用结果表明：①改造裂缝网络扩展受控因素多,地应力差、簇间距及净压力等参数决定了“应力阴影”效应的强弱,天然裂缝与水力裂缝之间的相互作用机理决定了改造裂缝网络的复杂程度;②地应力差相同时,簇间距越小,“应力阴影”效应越强,水力裂缝扩展偏离主应力方向,裂缝宽度减小,不利于加砂;③天然裂缝内摩擦系数、天然裂缝与水力裂缝夹角越小,净压力越高,天然裂缝越容易开启或剪切,增加了改造裂缝的复杂性;④裂缝扩展方向、裂缝长度二者预测具有较好的一致性,但受天然裂缝发育差异的影响,局部压裂段有一定的差异性。所提出的裂缝预测方法为页岩改造裂缝识别与后期压裂设计提供了技术支撑。     

页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用

页岩压裂后水力裂缝与天然裂缝交织形成的复杂裂缝网络无法应用传统基于对称双翼裂缝的压裂模型进行几何参数模拟。借鉴双重介质油藏理论,将页岩改造体积划分为裂缝网格和基质2种介质,假设改造体积为椭球体,提出以主干缝和小尺度次生缝网络构建整个复杂裂缝网络的几何模型。主干缝几何参数以拟三维压裂模型为基础计算,次生缝参数通过椭圆函数进行计算,并对建立的数学模型进行计算分析。通过对美国Piceance页岩盆地储层改造设计的应用,证明了该模型同现场数据吻合较好。模拟结果发现:弹性模量越大,水平应力差越小;压裂液黏度越低,延伸比越大,则整个储层的改造体积越大;水平应力差对储层改造体积结果的影响最为敏感。天然裂缝分布越低,虽然改造体积较为理想,但由于牺牲了裂缝网络的复杂程度,因此有时并不意味着更好的改造效果。该理论成果可为页岩储层水力压裂设计及产能分析提供有效的技术支持。     

页岩储层水力裂缝网络多因素耦合分析

为优化压裂设计、提高页岩储层的改造效果,基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从页岩绪层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了页岩储层压裂形成缝网的受控因素。结果表明:页岩储层的水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的双重作用;从储层地质因素上看,岩石的脆性指数越高、天然裂缝越发育、天然缝胶结程度越差,越有利于形成缝网;从压裂作业的因素看,压裂液黏度越低以及压裂规模越大,越有利于形成充分扩展的缝网。在分析单个因素的基础上,建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育程度,并用于评价页岩储层压裂后水力裂缝的复杂程度。     

基于返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法及应用

页岩气多段压裂水平井的缝网参数通常利用产气数据解释获得。虽然对产气数据进行解释能得到裂缝参数,但很难获得压裂有效体积。为快捷地获取页岩气井压裂有效体积,该研究建立了页岩气多段压裂水平井压裂液返排数学模型,并结合水相物质平衡方程和渗流方程,推导获得了页岩气井多段压裂水平井压裂有效体积表达式。通过分析模型解发现,在边界控制流阶段产量规整化压力与物质平衡时间双对数曲线为单位斜率直线,利用该阶段产量规整化压力及物质平衡时间数据,可以计算页岩气井压裂有效体积,从而形成了一套基于压裂液返排数据计算页岩气井压裂有效体积的方法。实例应用表明：(1)构建的页岩气多段压裂水平井压裂液返排模型能快速地计算页岩气井压裂有效体积,且计算结果可靠;(2)计算页岩气井压裂有效体积不能忽略试气期间的压裂液返排数据,否则计算结果偏小;(3)形成的页岩气井压裂有效体积计算方法还能识别邻井压裂干扰,并定量化表征邻井压裂干扰对页岩气井压裂有效体积的影响。该研究成果为油田现场估算页岩气井压裂有效体积提供了一种新的方法,同时也为油田现场识别邻井压裂干扰提供了新的思路和方法。     

水力压裂微地震裂缝监测技术及其应用

水力压裂形成的裂缝渗透率和导流能力是影响压后效果的重要因素。利用裂缝监测技术可以分析裂缝扩展规律．优化指导压裂设计。由于该技术可监测裂缝生成、评价压裂效果,为调整压裂设计和油气田开发方案提供参考依据．对低渗透油藏增产具有十分重要的意义。文中首先阐述了水力压裂微地震裂缝监测技术的原理和特点．其次结合某油田水力压裂微地震资料,通过反演微地震震源位置信息,推断出每次压裂产生的裂缝参数,并进行了水力压裂裂缝发育和演化的过程预测．研究结果表明,水力压裂微地震裂缝监测技术可以用于指示裂缝位置、分析裂缝发育情况,并辅助微地震位置精确反演,指导水力压裂施工作业。     

页岩气井水力压裂技术及其应用分析

页岩储层孔隙度小、渗透率低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术(多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性,探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。研究表明,中国现阶段页岩气勘探开发水力压裂应从老井重复压裂和新井水力压裂两个方面着手,对经过资料复查、具有页岩气显示的老井可采用现代水力压裂技术重复压裂;埋深在1500m以浅的有利储层或勘探浅井可采用氮气泡沫压裂,埋深在1500～3000m的井可采用清水压裂,埋深超过3000m的储层暂不考虑开发。     

评价页岩水力压裂效果的一种新方法及其应用

提出了评价页岩水力压力效果的一种新方法——修正的带宽投影连通率计算方法,对带宽投影法计算连通率的方法进行了修正,根据修正后的带宽投影法的原理编写计算机软件,计算页岩压裂效果面缝网体系各方向的连通率,并做出连通率玫瑰花图,计算玫瑰花图占半圆的比例,将此比例作为指标评价压裂效果面的缝网体系。将这一方法应用到重庆焦石坝采集的龙马溪组页岩的室内水力压裂效果评价上,取得了良好的效果。     

页岩体积压裂支撑剂铺置运移模拟及其应用

支撑剂在裂缝中的运移是页岩体积压裂中的难点及研究热点,目前一般将裂缝考虑为矩形平板状,但据现场实际、室内实验、微地震监测、理论分析,体积压裂裂缝一般具有不规则齿状特征,裂缝初始延伸方向很有可能与最终延伸方向存在一定夹角,并极有可能形成裂缝网络.针对页岩体积压裂中支撑剂在粗糙、迂曲的复杂裂缝中运移的问题,通过自底向顶的方式建立了三维粗糙迂曲裂缝模型,模拟了不同粗糙程度和迂曲程度中的固液两相流,研究了压裂液和支撑剂性能对铺砂的影响.结果表明:裂缝粗糙程度越大,裂缝迂曲、扭转程度越大,裂缝内平均砂浓度越高,铺砂越均匀;压裂液流速、黏度越大,支撑剂粒径、密度越小,平均砂浓度越高,铺砂越均匀.基于此结论对某井进行了支撑剂优选和组合,压裂施工过程顺利,压后效果较好.