裂缝性地层水力裂缝复杂形态延伸分析

多种研究表明,在裂缝性地层中,水力裂缝由于受天然裂缝作用的影响可能延伸为多分支、非平面的复杂裂缝体系.从矿场试验、室内实验、数字实验和图貌监测4个方面分别论证裂缝性油气藏压裂过程中天然裂缝的存在对水力裂缝延伸的影响,并分析裂缝性地层水力裂缝沿天然裂缝的非平面延伸规律.矿场相交试验结果表明,在地质非连续体地层中,压裂后的水力裂缝多以分支缝的方式延伸;室内相交实验发现,在一定的逼近角和水平主应力差条件下,天然裂缝会改变水力裂缝的延伸形态和扩展模式;数值模拟方法和微地震监测证实,裂缝性储层水力压裂后所形成的裂缝体系是复杂的缝网系统.裂缝性地层中水力裂缝呈复杂的非平面延伸,与均质地层压裂产生的对称双翼平面裂缝有很大差异.     

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。     

裂缝性地层射孔井破裂压力计算模型

水力压裂是提高低渗透油气藏采收率的重要技术手段,准确地预测压裂井的破裂压力是水力压裂成功实施的关键步骤。目前的破裂压力计算模型基本都是针对均质地层,对于裂缝性地层破裂压力的预测计算一直是个非常复杂的问题。受地层天然裂缝的作用和影响,在裂缝性地层射孔井中水力裂缝可能会发生3种破裂模式,分别为沿孔眼壁面岩石本体破裂、沿天然裂缝剪切破裂和沿天然裂缝张性破裂。基于弹性力学和岩石力学理论,结合天然裂缝与孔眼相交的空间位置关系,考虑水力裂缝可能发生的3种破裂模式,建立了裂缝性地层射孔井的破裂压力计算模型。实例计算表明,所建立的计算模型能用于准确计算裂缝性地层射孔井的破裂压力,同时也能用于解释裂缝性地层近井地带多裂缝形成机理。     

裂缝性储层中复杂压裂缝网形成过程的数值模拟

水力压裂技术是油气田增产的重要措施。页岩、砂岩等储层常发育不同程度的天然裂缝,在对裂缝性储层进行水力压裂改造过程中,储层中天然裂缝的存在对水力裂缝尤其是压裂缝网的形成及其发育程度具有十分重要的影响。基于有限元原理的岩石破裂过程分析系统的数值模拟,通过建立发育天然裂缝的二维平面应变模型,研究在储层水力压裂过程中,水力裂缝及复杂压裂缝网的形成过程,并对其影响因素进行分析,同时引入适合于储层复杂裂缝分形维数测定的统计方法——基于盒数法的网格覆盖法,对数值模拟的压裂效果进行评价。结果表明:天然裂缝的发育程度与压裂改造效果关系密切,水力裂缝遇天然裂缝发生分叉,并沿天然裂缝扩展滑移或直接穿过天然裂缝,形成复杂水力裂缝及复杂压裂缝网;天然裂缝发育密度越大,其迹长越长,水力裂缝的分形维数越大,对裂缝性储层改造效果越好。     

水力裂缝与天然裂缝交错延伸规律

非常规与致密储层的缝网压裂或分段压裂改造技术使水力压裂裂缝与天然裂缝交错延伸的问题成为焦点。为了更好地控制水力裂缝的延伸方位,达到最优缝网状态,以位移不连续方法为基础,依据单元体的叠加原理,建立了二维裂缝延伸计算模型,对一条水力裂缝与一条天然裂缝在不同倾角、间距、应力等条件下的交错延伸规律进行了量化模拟。研究结果表明：裂缝间距、倾角能较大地影响裂缝延伸幅度,天然裂缝与压裂裂缝间距大于1 m、倾斜角小于70°时,压裂裂缝会诱使天然裂缝转弯延伸,直至相交;主应力比值对交错裂缝延伸幅度有一定程度的影响;储层泊松比与杨氏模量对交错裂缝延伸幅度却不明显。     

裂缝性页岩储层水力裂缝非平面扩展实验

开发页岩气藏通常需要采用大规模的水力压裂工艺技术,而页岩储层中的天然裂缝、层理面对水力裂缝的扩展路径又有着非常重要的影响。研究天然裂缝对水力裂缝扩展的影响可为现场预测水力裂缝扩展方向以及实施缝网压裂提供技术支撑。为此,选取4块尺寸为400mm×400mm×400mm的下志留统龙马溪组页岩露头标本,来进行真三轴水力压裂实验和声发射监测,以便研究水力裂缝与天然裂缝的沟通行为。实验结果表明:水力裂缝遇到天然裂缝时可发生转向或者穿透天然裂缝,形成一种空间非平面裂缝网络;大开度、低胶结强度的天然裂缝容易导致水力裂缝转向,难以形成新的主水力裂缝面;水力裂缝穿透层理面时,流入到层理面上的压裂液呈椭圆状分布;水力裂缝从岩石本体起裂的方向上声发射点较集中,沿着天然裂缝扩展的方向上声发射点少。结论认为:1水力裂缝能否穿透天然裂缝与天然裂缝的开度、胶结强度有关;2裂缝性页岩储层水力压裂易形成空间非平面网状裂缝;3与主裂缝面相比,压裂液进入到层理面的体积较少。     

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。     

天然裂缝对干热岩水力压裂裂缝扩展的影响规律

地热能是一种清洁、环保的可再生能源,具有低碳环保、稳定高效等特点,水力压裂技术是有效开发干热岩地热资源的重要技术手段。目前高温花岗岩水力压裂时天然裂缝对水力裂缝扩展的影响未进行广泛地研究,对其水力裂缝扩展规律的认识尚不清楚。为此,以常见的干热岩类型（花岗岩）为研究对象,开展了实时高温下真三轴水力压裂实验,探究两种类型花岗岩在不同温度下的裂缝扩展特征及导流能力,揭示了干热岩水力裂缝在天然裂缝影响下的扩展规律,评价了压后裂缝的导流能力。研究结果表明：(1)随着花岗岩温度的上升,其起裂压力降低,裂缝面迂曲度提高,水力裂缝扩展路径更加随机;(2)不同温度下花岗岩压裂后裂缝的导流能力不同,随着花岗岩温度的上升,水力裂缝的导流能力也随之提高;(3)相同条件下,裂缝型花岗岩起裂压力低于致密型花岗岩的起裂压力,且压裂后裂缝型花岗岩的裂缝导流能力显著高于致密型花岗岩的裂缝导流能力。结论认为,寻找天然裂缝发育的干热岩储层是高效开发利用地热能的关键地质因素,实验结果对指导干热岩储层水力压裂提供了理论支撑,有助于我国地热资源的有效开发。     

页岩储层水力裂缝和天然裂缝交互规律

页岩储层的大量天然裂缝会在水力压裂中影响水力裂缝扩展路径,厘清二者交互规律对于明确储层裂缝扩展机制及优化裂缝网络具有指导意义。文中利用真实页岩岩心,在提前预置单一裂缝基础上,模拟水力压裂过程中水力裂缝与天然裂缝的交互行为;采用单一变量法,研究水力裂缝逼近角、注入孔深度、天然裂缝胶结强度、围压对二者交互行为的影响。结果表明：交互状况有水力裂缝打开天然裂缝、沿天然裂缝穿行一定距离后偏转、穿过天然裂缝3种,而打开时最大滑移量和最大滑移速率在所有交互结果中最高,偏转时次之,穿过时最小;相比张性起裂,裂缝剪切起裂下最大滑移速率较小,最大滑移量较大。逼近角大、注入孔深度小、天然裂缝胶结强度大、围压高均有利于水力裂缝均衡扩展;反之,则易沟通天然裂缝形成复杂缝网。该研究成果对改善裂缝网络形态及优化页岩储层压裂设计具有一定的借鉴意义。     

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。     

车21井区裂缝性油藏地质建模与工程设计一体化研究

为研究车21井区人工裂缝在地层中与天然裂缝沟通情况及裂缝真实展布形态,实现车21井区石炭系裂缝性油藏的经济有效开发,基于地质工程一体化研究思路,在建立储层真三维空间模型基础上,考虑油藏在纵向上岩性的展布和平面属性分布的非均质性,在真三维岩石力学储层中进行压裂裂缝模拟,形成了从地质建模到裂缝模拟的一体化研究流程。结果表明:真三维地质力学模型可真实表征储层岩石力学性质,CHHW2101、CHHW2102井的平均最小水平主应力分别为22.0 MPa和26.0 MPa,与2口井的井底停泵压力23.0 MPa与27.0 MPa相吻合。真三维裂缝模拟技术可更高效、更精准、更直接地对裂缝模拟效果进行评价,判断与天然裂缝连通情况。研究结果可为车21井区后续压裂井提供理论和技术支撑,填补中国国内一体化压裂的空白。     

水平井分段体积压裂复杂裂缝形成机制研究现状与发展趋势

水平井分段体积压裂是油气储层中复杂裂缝网络形成的重要技术之一，准确了解复杂裂缝网络形成机制、预测复杂裂缝网络形态对非常规油气资源高效开发具有重要意义，同时也是水力压裂设计优化的理论基础。围绕非常规储层复杂裂缝形成机制，国内外学者根据"应力阴影"效应对水力裂缝同步扩展、水力压裂顺序对多裂缝动态延伸影响、层理面对水力裂缝纵向扩展遮挡效应和天然裂缝与水力裂缝交互动态等方面，分别建立了相应的水力压裂模型，并从数值模拟角度对其进行了定性分析。通过总结国内外研究现状，并从模型建立假设条件、数值模拟模型思想和模型局限性3方面对现有模型进行了剖析，并对未来研究方向提出了建议，研究结果可对未来水力压裂复杂裂缝形成机制研究提供借鉴。     

水平井分段体积压裂复杂裂缝形成机制研究现状与发展趋势

水平井分段体积压裂是油气储层中复杂裂缝网络形成的重要技术之一，准确了解复杂裂缝网络形成机制、预测复杂裂缝网络形态对非常规油气资源高效开发具有重要意义，同时也是水力压裂设计优化的理论基础。围绕非常规储层复杂裂缝形成机制，国内外学者根据"应力阴影"效应对水力裂缝同步扩展、水力压裂顺序对多裂缝动态延伸影响、层理面对水力裂缝纵向扩展遮挡效应和天然裂缝与水力裂缝交互动态等方面，分别建立了相应的水力压裂模型，并从数值模拟角度对其进行了定性分析。通过总结国内外研究现状，并从模型建立假设条件、数值模拟模型思想和模型局限性3方面对现有模型进行了剖析，并对未来研究方向提出了建议，研究结果可对未来水力压裂复杂裂缝形成机制研究提供借鉴。     

火山岩气藏体积压裂多裂缝协同效应及控制机理

松辽盆地火山岩油气储藏进行水力压裂施工时出现的一些工程问题,如近井砂堵,支撑剂不能进入地层的现象等,主因是该储层存在天然裂缝。天然裂缝分布的复杂性及发育程度极大影响了地应力场的分布格局,同时改变了人工裂缝起裂及延伸机理,使该类油气藏的开采增加了很大的难度。文中探索和研究了火山岩气藏岩体天然裂缝对体积压裂人工裂缝协同效应规律及控制机理,建立了火山岩本体起裂应力状态方程及张性破裂与剪切起裂判断的模型,分析了水力裂缝延伸扩展和转向扩展形态。室内实验测试和现场实践应用取得了理想的效果,可为火山岩气藏水力压裂参数优化设计提供参考。     

井下微地震监测技术在页岩气“井工厂”压裂中的应用

通过井下微地震监测可以获得页岩气井压裂过程中水力裂缝的展布方向、波及长度和地层破裂能量,从而指导压裂方案的实时调整,增大压裂改造体积。为此,威202井区5个平台进行页岩气“井工厂”压裂施工时,应用井下微地震监测技术进行了裂缝监测。在介绍井下微地震监测技术基本测量原理的基础上,以威202井区A平台6口井的应用为例,详细介绍了该技术在有效识别地层中潜在天然裂缝、监测暂堵转向体积压裂效果、指导射孔参数优化等方面的机理与效果。研究表明,应用井下微地震监测技术可以增大页岩气储层改造体积,提高储层均匀改造程度,这对于页岩气的经济有效开发具有重要作用。      

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。     

缝洞型碳酸盐岩储层循缝找洞压裂技术

深层及超深层缝洞型碳酸盐岩溶洞是油气的主要储集空间,压裂裂缝受地应力控制主要沿水平最大地应力方向扩展,并沟通该方向上的溶洞,其他方向的溶洞无法与井眼连通,导致井周储量动用程度低。根据碳酸盐岩储层伴生缝洞发育特点,提出循缝找洞的储层改造思想,即压裂过程中通过控制泵注压力注入流体,流体遵循原生天然裂缝的展布形态进行流动,形成相互连通的人工裂缝通道,沟通不同方向的多个溶洞,减少地应力对压裂裂缝形态的影响。通过构建含天然裂缝网络和溶洞的模型,采用TOUGH2-AiFrac耦合求解算法,研究天然裂缝数量、走向对压裂裂缝沟通溶洞的影响规律。结果显示天然裂缝走向对压裂裂缝扩展轨迹有较大影响,天然裂缝走向偏向溶洞有利于压裂裂缝沟通溶洞;不同数量、不同走向的天然裂缝网络能够有效连通不同方向的多个溶洞,说明能通过循缝找洞实现井周储量的高效动用。以循缝找洞思想为指导形成的技术方案现场应用85井次,2020年增加原油产量16.12万t,为深层及超深层缝洞型碳酸盐岩油气藏的改造增产提供了方向。     

页岩气水平井增产改造体积评价模型及其应用

目前,已有的水力压裂储层增产改造体积(SRV)评价方法主要包括微地震监测法、倾斜仪测量法以及数学模型计算法,其中,直接测量方法都存在着成本高、可复制性差的不足,而理论模型计算SRV可以降低成本,提高计算的速度和结果的准确性、可靠性。为此,在分析目前SRV评价模型局限性的前提下,基于水平井分段分簇压裂裂缝扩展理论、岩石力学理论和渗流力学理论,考虑页岩气水平井分段分簇压裂裂缝扩展过程中流体扩散渗流场和裂缝诱导应力场同时改变对页岩体天然裂缝的触发破坏机制,针对页岩气储层水平井分段分簇缝网压裂建立了一套SRV数值评价模型(以下简称新模型),并据此对分簇裂缝延伸行为、水力裂缝诱导应力场变化、水力压裂储层压力场抬升以及天然裂缝破坏区域的扩展进行数值模拟与表征,计算储层改造总体积,并在涪陵国家级页岩气示范区X1-HF井对新模型进行了矿场应用验证。结果表明:(1)新模型的计算方法与页岩压裂过程储层SRV实际物理演化机制相一致,可实现对SRV更准确地计算和定量表征;(2)新模型模拟所得SRV与现场微地震监测结果较为吻合;(3)示范区内水平井分段压裂形成的SRV能够满足页岩气高效开发的要求,压裂增产效果明显。结论认为,新模型具有较高的准确性和可靠性,对于涪陵页岩气示范区后期页岩气缝网压裂优化设计、井间距调整和加密井部署设计等都具有重要的指导作用,值得大规模推广应用。     

泌阳凹陷陆相页岩复杂裂缝起裂及扩展研究

泌阳凹陷陆相页岩油具备较好的形成条件,进行水力压裂改造的可行性较好,但泌阳凹陷已部署的几口页岩油井均存在高产期短、稳产油量低的问题。通过大型真三轴水力压裂物理模拟实验系统,开展泌阳凹陷陆相页岩油储层水力压裂裂缝起裂及扩展的机理研究,结果表明,泌阳凹陷陆相页岩压裂时为了形成复杂裂缝,水平应力差异系数不应大于0.2。当井筒与层理面呈45°夹角时,更有利于形成复杂裂缝;当压裂液排量为25 mL/min(换算实际排量为12.4 m3/min)时比较容易形成复杂裂缝。在此基础上,通过可视裂缝模拟系统优化了具体的压裂施工参数,对下一步泌阳凹陷陆相页岩压裂改造具有一定的借鉴意义。