煤层气藏水力裂缝扩展规律

由于水力压裂改造措施是煤层气藏增产的主要手段,故研究水力裂缝在煤层的扩展规律是高效开发煤层气的重要内容。煤层强度低且天然裂缝发育,其水力裂缝的扩展不同于常规天然气储层,为此应用损伤力学的方法研究了在流、固、热共同作用下的裂缝扩展规律。研究结果表明：与天然裂缝相遇后,水力裂缝会发生迂曲转向,部分水力载荷将消耗在非主裂缝的路径上,但迂曲一段距离之后,主裂缝仍会沿着平行于最大水平主应力方向延伸;主裂缝发生迂曲转向的临界条件随着天然裂缝数量、天然裂缝与最大水平主应力方向的夹角以及天然裂缝长度的不同而发生改变。该研究成果对煤层气藏进行水力压裂具有指导作用。     

碳酸盐岩缝内暂堵转向压裂裂缝扩展规律实验

溶洞是塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集空间,且井周许多发育储集体位于非水平最大主应力方向上,采用暂堵转向压裂可以实现非水平最大主应力方向上的储层改造。采用30 cm×30 cm×30 cm的天然碳酸盐岩露头进行缝内暂堵转向压裂模拟实验,通过CT扫描技术对一次压裂和暂堵压裂后的裂缝形态进行观测,探究了地应力差、天然裂缝和压裂液黏度对裂缝形态的影响,并进行暂堵起裂理论分析。研究结果表明:岩样天然裂缝或层理发育以及足够的暂堵压力是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件;不同水平应力差下,均能实现缝内暂堵转向,并且地应力差越小,裂缝形态越复杂,改造越范围越大;暂堵剂进入裂缝内是保证转向压裂成功的重要条件,压裂液黏度过低时携砂能力差,形成的一次裂缝开度相对较小,易导致暂堵剂难以进入。研究结果为塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层压裂方案设计提供了理论依据。     

裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究

采用大尺寸真三轴实验系统,探讨了天然裂缝与水力裂缝干扰后水力裂缝走向的宏观和微观影响因素,分析了压力曲线,提出了天然裂缝破坏准则,分析了不同地应力状态下裂缝的形态。试验结果表明,在常规应力状态下,水平主应力差和逼近角是水平裂缝走向的宏观影响因素;天然裂缝界面摩擦系数和缝内净压力无因次量是微观影响因素。给出了确定天然裂缝破坏边界线的回归公式,揭示了裂缝性油气藏水力裂缝与天然裂缝的干扰机理。局部构造应力状态对水力裂缝扩展的影响大于对天然裂缝的影响。     

随机裂缝性储层压裂特征实验研究

模拟了裂缝性储层的天然裂缝系统,利用大尺寸真三轴实验系统,分析了天然裂缝影响下的水力裂缝形态、压力曲线特征和滤失机理.实验结果表明,在天然裂缝系统中,裂缝扩展模式分为主缝多分支缝和径向网状扩展两种形式.在同一个天然裂缝系统中,主缝多分支缝扩展模式在水平主应力压差高的条件下占优势,压力曲线波动频繁,基本符合一维滤失特征;径向网状扩展模式在水平主应力压差低的条件下占优势,压力曲线平缓,属于二维滤失.进行了小型压裂估算最小地应力模拟,定义了天然裂缝主导的误差系数,在模拟出的上述天然裂缝条件下,平均误差系数为0.2.     

深层缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理研究

为了准确掌握深层缝洞型碳酸盐岩油藏压裂过程中水力裂缝的扩展规律,基于弹性力学、断裂力学和流–固耦合理论,建立了适用于缝洞型储层的水力裂缝扩展数学模型,采用数值模拟方法分析了水力裂缝扩展过程与缝洞体的相互作用规律,并对“沿缝找体”压裂技术的适用性进行了深入探讨。数值模拟结果表明：溶洞周围发育天然裂缝时,会影响缝洞体周围局部诱导应力场,使水力裂缝更容易沟通缝洞体;采用大排量注入低黏压裂液或中小排量注入高黏压裂液,仅能沟通与水力裂缝初始扩展方向夹角较小的溶洞,而对与水力裂缝初始扩展方向夹角较大的溶洞,则需考虑采用强制转向技术进行沟通。研究结果表明,基于井眼与缝洞体的配置关系,采用“沿缝找体”压裂技术可以实现直接沟通、定向沟通和沿缝沟通3种缝洞体沟通模式,显著扩大储量动用范围。     

压裂“X”形裂缝提高单井措施效果的新方法

为了提高特低渗透油藏新井的压裂效果,提出了采用定向射孔技术进行转向压裂从而形成"X"形水力裂缝的新方法。基于有限元三维应力分析,研究了定向射孔下水力裂缝的起裂机理。根据断裂力学理论,建立了基于复合应力强度因子的裂缝延伸和转向判据模型,推导确定了缝内压力分布、复合应力强度因子及裂缝扩展方向角的计算公式,编制了定向射孔转向压裂裂缝延伸形态的模拟软件,分析了射孔方位角、最大水平主应力和最小水平主应力差值对转向裂缝形态的影响程度,采用定向射孔和限流法压裂的施工方式,形成了在单个油层中压开"X"形裂缝的改造方法。现场试验了6口井,通过裂缝监测,证明该技术是可行的。     

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。     

胶结型天然裂缝对水力裂缝影响的数值计算模型及机理

页岩等非常规储层中富含由矿物填充的胶结型天然裂缝,水力裂缝与胶结型天然裂缝间的相互作用机制是控制复杂裂缝网络形成的关键。基于流动-变形耦合的内聚力模型,采用断裂能参数对天然裂缝胶结强度进行简化表征,建立了水力裂缝与胶结型天然裂缝间相互作用的数值模型。通过与单条水力裂缝极限情况渐进解对比,验证了该方法的可行性。在此基础上,研究了地应力、逼近角、胶结强度比以及压裂液黏度和注入速率等因素对水力/天然裂缝相互作用的影响。研究结果表明：水平地应力差与最小水平地应力共同控制着水力裂缝的穿越行为;地应力差相同,最小水平地应力不同,水力裂缝最终几何形态及缝内压力分布可能不同;逼近角越小,水力裂缝越容易转向沿天然裂缝扩展;胶结强度比越大,水力裂缝越不容易转向沿天然裂缝扩展;忽略缝内流体滤失,相同的注入速率和流体黏度的乘积会导致相似的裂缝几何形状及注入点压力变化。裂缝尖端前缘区域形成低孔隙压力区与内聚力区大小有关：内聚力区越小,孔隙压力越低。     

胶结型天然裂缝对水力裂缝影响的数值计算模型及机理

页岩等非常规储层中富含由矿物填充的胶结型天然裂缝,水力裂缝与胶结型天然裂缝间的相互作用机制是控制复杂裂缝网络形成的关键。基于流动-变形耦合的内聚力模型,采用断裂能参数对天然裂缝胶结强度进行简化表征,建立了水力裂缝与胶结型天然裂缝间相互作用的数值模型。通过与单条水力裂缝极限情况渐进解对比,验证了该方法的可行性。在此基础上,研究了地应力、逼近角、胶结强度比以及压裂液黏度和注入速率等因素对水力/天然裂缝相互作用的影响。研究结果表明：水平地应力差与最小水平地应力共同控制着水力裂缝的穿越行为;地应力差相同,最小水平地应力不同,水力裂缝最终几何形态及缝内压力分布可能不同;逼近角越小,水力裂缝越容易转向沿天然裂缝扩展;胶结强度比越大,水力裂缝越不容易转向沿天然裂缝扩展;忽略缝内流体滤失,相同的注入速率和流体黏度的乘积会导致相似的裂缝几何形状及注入点压力变化。裂缝尖端前缘区域形成低孔隙压力区与内聚力区大小有关：内聚力区越小,孔隙压力越低。     

非均匀应力场作用下水力裂缝扩展特征数值模拟研究

由于各种影响因素的存在,储层中的局部应力场会发生变化,这些变化会使储层中的应力分布不均匀。水力裂缝在延伸过程中极有可能会穿过这些应力分布不均匀的区域,而水力裂缝的扩展形态与其所处的应力状态密不可分。本文以天然裂缝周围应力场分布为例,基于有限元软件ABAQUS建立了非均匀应力场下水力裂缝扩展模型,分析了水力裂缝穿越不同应力区域时的扩展特征。研究发现:在天然裂缝附近,水平主应力的大小和方向上不同于区域构造应力;当水力裂缝扩展至最小水平主应力减小的区域时,水力裂缝的延伸速率会增加,注入点的缝宽和注入压力均会不同程度下降;当水力裂缝扩展至最小水平主应力增加的区域时,水力裂缝的延伸速率会减小,注入点的缝宽和注入压力均会不同程度增加。论文分析了非均匀应力场对水力裂缝扩展特征的影响,为现场水力压裂施工提供了理论基础。     

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。     

岩性突变体对水力裂缝延伸影响的实验研究

产层水平方向常夹杂着岩性突变体,并且会阻碍水力裂缝在缝长方向的扩展或改变水力裂缝的扩展方向,从而影响水力压裂的效果。室内物理模拟实验研究发现,突变体法向应力对水力裂缝能否穿过突变体起着决定性作用,约4MPa的法向应力差可以促使水力裂缝穿透突变体,继续沿原来的方向延伸。产层与突变体之间的弹性模量差异、断裂韧性差异以及缝内净压力无因次量是影响裂缝走向的重要因素。水力裂缝穿过突变体需要比较大的能量积累,泵压会有显著波动。     

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。     

水平井水力裂缝非平面扩展研究

基于最大拉伸应力准则和拉格朗日极值法,建立了水平井筒附近水力裂缝空间转向模型,用于分析三向地应力和井筒内压作用下水平井筒水力裂缝的起裂位置和扩展形状。根据此模型,编制了数值计算程序。针对所建立的理论模型,在真三轴水力压裂模拟装置上采用300mm×300mm的岩石试样进行了物理模拟,模型计算结果与物理模拟结果基本一致。通过模拟计算和物理试验,得到了井筒附近水力压裂裂缝空间转向的基本规律。研究结果表明,水平井井筒附近水力裂缝确实存在空间转向现象,裂缝在转向前与井筒的距离随井筒方位角增大而增加,但增加幅度不大,大致发生在3倍井筒直径的范围内。     

射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展影响的实验研究

为了深入研究射孔相位、地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,采用大尺寸真三轴模拟实验系统进行水力压裂实验,通过扫描裂缝断面描述了水力裂缝扩展和分布状态,分析了射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,并进行初步的机理分析,为压裂设计和施工提供支持。实验结果表明:①岩心在射孔末端沿射孔方向开裂,随后裂缝转向,沿垂直于最小水平主应力方向扩展;相同地应力下,射孔相位60°时岩心起裂压力最小,初次开裂及压裂过程用时最短,且裂缝扩展或产生新缝数量多、形式复杂。②当垂向主应力与最大水平主应力差较大且水平主应力差较小时,岩心起裂压力较小,裂缝扩展过程平稳,受岩石断裂韧性影响微弱;当垂向主应力与最大水平主应力差较小时,水平主应力差越大,则起裂压力越大,裂缝扩展次数越少,压裂过程用时越短。③当水平主应力差较大时,裂缝沿垂向扩展明显,断裂面平直且垂直于最小水平主应力方向;当水平主应力差较小时,裂缝扩展方向难控制,易产生偏转或横向裂缝。④水力裂缝与结构面相遇时产生支裂缝,以及出现分叉、转向、穿层等现象是形成复杂裂缝网络的必要条件。层理影响裂缝穿层,微裂隙与微空隙对起裂压力和裂缝扩展均有影响。      

射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展影响的实验研究

为了深入研究射孔相位、地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,采用大尺寸真三轴模拟实验系统进行水力压裂实验,通过扫描裂缝断面描述了水力裂缝扩展和分布状态,分析了射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,并进行初步的机理分析,为压裂设计和施工提供支持。实验结果表明：①岩心在射孔末端沿射孔方向开裂,随后裂缝转向,沿垂直于最小水平主应力方向扩展;相同地应力下,射孔相位60°时岩心起裂压力最小,初次开裂及压裂过程用时最短,且裂缝扩展或产生新缝数量多、形式复杂。②当垂向主应力与最大水平主应力差较大且水平主应力差较小时,岩心起裂压力较小,裂缝扩展过程平稳,受岩石断裂韧性影响微弱;当垂向主应力与最大水平主应力差较小时,水平主应力差越大,则起裂压力越大,裂缝扩展次数越少,压裂过程用时越短。③当水平主应力差较大时,裂缝沿垂向扩展明显,断裂面平直且垂直于最小水平主应力方向;当水平主应力差较小时,裂缝扩展方向难控制,易产生偏转或横向裂缝。④水力裂缝与结构面相遇时产生支裂缝,以及出现分叉、转向、穿层等现象是形成复杂裂缝网络的必要条件。层理影响裂缝穿层,微裂隙与微空隙对起裂压力和裂缝扩展均有影响。     

Stress redistribution in multi-stage hydraulic fracturing of horizontal wells in shales

Multi-stage hydraulic fracturing of horizontal wells is the main stimulation method in recovering gas from tight shale gas reservoirs, and stage spacing determination is one of the key issues in fracturing design. The initiation and propagation of hydraulic fractures will cause stress redistribution and may activate natural fractures in the reservoir. Due to the limitation of the analytical method in calculation of induced stresses, we propose a numerical method, which incorporates the interaction of hydraulic fractures and the wellbore, and analyzes the stress distribution in the reservoir under different stage spacing. Simulation results indicate the following: (1) The induced stress was overestimated from the analytical method because it did not take into account the interaction between hydraulic fractures and the horizontal wellbore. (2) The hydraulic fracture had a considerable effect on the redistribution of stresses in the direction of the horizontal wellbore in the reservoir. The stress in the direction perpendicular to the horizontal wellbore after hydraulic fracturing had a minor change compared with the original in situ stress. (3) Stress interferences among fractures were greatly connected with the stage spacing and the distance from the wellbore. When the fracture length was 200 m, and the stage spacing was 50 m, the stress redistribution due to stage fracturing may divert the original stress pattern, which might activate natural fractures so as to generate a complex fracture network.