水平井体积压裂簇间距优化方法

簇间距是水平井分段多簇压裂设计过程中的一个重要参数。为了进一步提高致密储层水力压裂增产效果,沟通水力裂缝和天然裂缝形成复杂缝网,采用有限元数值模拟方法研究水平井缝网压裂的簇间距优化问题。通过建立均质各向同性储层内三维水力裂缝的诱导应力差模型,从降低应力影效应的不利影响和利用应力影效应的有利影响两个方面分别建立了最小簇间距优化模型和最大改造体积簇间距优化模型,结合裂缝转向机理确定最优簇间距优化原则。研究结果表明:(1)裂缝偏转角度越小,最小簇间距增大;(2)储层改造体积随着簇间距的增加先增大后减小,改造体积最大值所对应的簇间距即为最优簇间距;(3)同一裂缝流体压力条件下,主应力转向角度变化对最大改造体积簇间距的影响小。综合最小簇间距模型和最大改造体积簇间距模型,可以得出最优簇间距,该方法为低渗透储层缝网压裂时的裂缝优化设计提供了参考。     

松辽盆地古龙页岩油储集层压裂改造工艺实践与发展建议

阐述了古龙页岩油多轮次压裂工艺技术迭代升级历程，结合古龙页岩油井开发生产动态，提出关于压裂改造工艺的发展建议。高密度页理缝控制下，古龙页岩压裂裂缝形态复杂，但缝高、缝长受到明显抑制，人工裂缝扩不高、延不远，成为古龙页岩油储集层有效改造的主要制约，压裂设计应遵循“控近扩远”设计理念。提升胍胶压裂液的比例、降低段内簇数、提高施工排量、正向利用应力干扰有利于裂缝扩展延伸，改造体积显著增大。主体压裂工艺迭代升级后的油藏适应性明显提升，实现了低返排率下的快速见油，井组生产初期含油率升高，有利于提高页岩油井产量。建议下一步围绕抑制近井微缝扩展、完善CO₂泵注程序、合理控制射孔密度、优化支撑剂组合模式、合理优化井网井距、谨慎使用纤维拌注工艺6个方面，进一步迭代优化压裂工艺技术，提升压裂改造体积、远井裂缝复杂程度以及长效导流能力。     

“工厂化”压裂多裂缝应力干扰与延伸规律研究

水平井分段多簇体积压裂是实现致密油资源商业化开发的重要手段。文中基于位移不连续法,建立水平井分段压裂多井、多裂缝扩展计算模型,开发数值模拟软件,研究单井多簇压裂和多井工厂化压裂时的裂缝延伸规律。结果表明：多裂缝同步扩展时,受应力阴影效应影响,裂缝周围地应力发生改变,段内各裂缝间压裂液流量分配不均,裂缝发生不均匀扩展现象;合理布置压裂簇的数量与位置,可促进裂缝均匀扩展;多井平行压裂和交错压裂时,井间形成拉应力集中区,压裂段中部裂缝相互靠近,平行压裂裂缝易导通,交错压裂裂缝则易出现“雁型裂纹”;对于平行压裂和交错压裂,同步压裂裂缝延伸均匀性更强,压裂效果更好。该研究成果可为致密油储层工厂化压裂施工设计提供参考。     

水平井分段分簇压裂缝间干扰和段间干扰建模——以昌吉油田吉7井区八道湾组油藏为例

昌吉油田吉7井区八道湾组油藏开发过程中直井水力压裂的储集层改造效果有限,产能受到限制,需要开展水平井多级压裂。针对吉7井区八道湾组的地质力学特征,采用扩展有限元法编制了非平面人工裂缝扩展模型,模型考虑了多簇裂缝同时扩展时的缝间干扰和分段压裂时邻近段的段间干扰,表征了吉7井区八道湾组水平井非平面裂缝扩展特征。结果显示,段内缝间干扰会抑制中间簇裂缝半长,使得外侧裂缝的缝宽更大、裂缝半长更长;缝间干扰和簇间干扰使得裂缝扩展呈现非平面特征,在几何形态上具有一定曲率。通过与压裂施工数据和微地震监测数据对比,认为裂缝数值模拟结果与现场数据拟合程度较好,模型在目标区域的应用效果较好。在吉7井区八道湾组开展水平井多级压裂实验,单井日产油量达到了同井区直井的7.8倍,取得明显成效。     

页岩气“井工厂”不同压裂模式下裂缝复杂程度研究

为了不断优化页岩气"井工厂"的压裂模式,通过建立多裂缝相互干扰诱导应力数学模型,在考虑多井多缝的前提下,建立了多裂缝影响下的诱导应力场有限元模型,对单井逐次压裂、跳跃式压裂、两口水平井同步压裂、拉链式压裂以及改进的拉链式压裂等5种压裂模式进行模拟,对比分析了不同水平路径下诱导应力的变化情况以及最小水平主应力方向的变化规律,并重点讨论了由于压裂次序不同所导致的诱导应力场差异。研究结果表明:(1)裂缝周围的近井筒地带产生的诱导压应力最大,裂缝尖端处产生的诱导拉应力最大;(2)对于两口水平井压裂,靠近补偿井一侧的裂缝尖端诱导拉应力更大,两井的中间位置主要受到诱导拉应力的作用;(3)最小水平主应力方向偏转主要集中在裂缝尖端区域,裂缝数量增多,最小水平主应力的偏转范围和偏转幅度均增大;(4)改进拉链式压裂在各条路径上产生的诱导应力均为最大,对于靠近两口井中间区域各点的诱导应力值影响尤其大,可以有效增加压裂裂缝的复杂程度。结论认为,该研究成果可以为页岩气"井工厂"压裂的复杂裂缝网络预测和压裂模式优化提供帮助。     

深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂的裂缝调控模拟

深层超深层页岩气井压裂时,受深部地层应力非均质性和“密簇”布缝的联合影响,多簇压裂中的水力裂缝难以同步起裂扩展,同时缝间强干扰作用加剧了裂缝非均衡延伸程度,矿场实践证实缝口暂堵压裂工艺可以有效调控多簇裂缝非均衡延伸,而构建深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂裂缝调控模拟方法,可提高暂堵工艺实施效果。为此,基于岩石力学、弹性力学、流体力学和裂缝扩展理论、水平井分簇压裂中流量分配方程和暂堵球封堵方程,建立了深层超深层页岩气缝口暂堵压裂的裂缝扩展模型及调控模拟方法,并以中石化川东南丁山—东溪构造深层页岩气井为例,模拟了暂堵压裂中暂堵球数量、暂堵次数和时机对暂堵调控的影响,分析了暂堵球对裂缝扩展形态和SRV展布影响。研究结果表明：(1)缝口暂堵可以显著促进多簇裂缝均衡延伸,模拟证实暂堵球数量、暂堵次数和暂堵时机对裂缝调控具有重要作用;(2)随暂堵球数量增多,缝网体积先增大后减小,存在最优暂堵球数量;(3)当暂堵次数较多,可提高暂堵转向工艺容错率,但需要适量增多暂堵球数量;(4)当暂堵时机适当时,各簇裂缝均衡扩展,缝网体积达到最大值。结论认为,该暂堵裂缝调控模拟方法对完善暂堵压裂优化设计、提高矿场...     

页岩储层多簇限流射孔裂缝扩展规律

在多簇密集切割压裂情况下,多缝间诱导应力干扰现象严重,使得优化射孔簇参数促进多簇均衡改造变得尤为重要.采用耦合岩石变形和流体流动的多簇限流射孔裂缝扩展模型,结合裂缝形态定量评价指标,展开限流射孔参数对裂缝扩展影响规律研究.结果表明:段内六簇射孔压裂时,密集切割使得多簇间诱导应力场影响区更为复杂,高孔密、均匀布孔时多裂缝...     

水平井分段分簇压裂缝间干扰和段间干扰建模 ——以昌吉油田吉7井区八道湾组油藏为例

昌吉油田吉7井区八道湾组油藏开发过程中直井水力压裂的储集层改造效果有限,产能受到限制,需要开展水平井多级压裂.针对吉7井区八道湾组的地质力学特征,采用扩展有限元法编制了非平面人工裂缝扩展模型,模型考虑了多簇裂缝同时扩展时的缝间干扰和分段压裂时邻近段的段间干扰,表征了吉7井区八道湾组水平井非平面裂缝扩展特征.结果显示,段...     

致密砂岩多段分簇压裂中孔隙压力场对多裂缝扩展的影响

为了研究致密砂岩多段分簇压裂中孔隙压力场对多裂缝扩展的影响,采用300 mm×300 mm×600 mm天然砂岩进行真三轴水力压裂实验,实验过程中采用2套压裂液注入系统分别独立控制2条水力裂缝,实验后将试件连续切片分析实验结果,同时采用三维流固耦合数值模拟方法研究孔隙压力场对水力裂缝扩展的影响。结果表明:在致密砂岩压裂中,由于孔隙压力场的存在,无论是簇内裂缝还是簇间裂缝扩展,当缝间距与裂缝半长的比值较小时,裂缝之间表现为相互吸引;当缝间距与裂缝半长的比值较大时,裂缝之间的相互影响较弱,多裂缝之间未出现相互排斥现象;除缝内净压力、缝间距、应力差外,裂缝周围孔隙压力场也是影响多裂缝扩展的重要因素;孔隙压力的增大减小了有效应力,岩石更容易发生剪切破坏,从而加速了裂缝的非平面、非对称双翼扩展;现场致密砂岩多段分簇压裂应增大簇间和簇内射孔间距,可避免压裂液滤失导致裂缝长度的减小,增大储层的改造体积。     

体积改造技术理论研究进展与发展方向

基于水平井体积改造理论研究和10年现场应用情况,进一步诠释体积改造的核心内涵,分析体积改造的实现方法、设计模型与关键问题,提出了未来发展方向。研究表明:分簇限流技术能实现多簇均衡扩展,应用"冻胶破岩+滑溜水携砂"复合压裂模式及小粒径支撑剂可降低近井裂缝复杂度,提高远井改造体积;剪切自支撑裂缝与滑溜水输砂能够满足非常规储集层对导流的需求,子井与母井的最优井距应根据压裂模式、规模和压降范围确定,重构渗流场、应力场和改造对象是提高水平井重复压裂效果的关键。缩小井距与簇间距的密切割技术是未来建立"缝控"可采储量开发模式的基础,结合立体式体积改造与地质工程一体化压裂优化设计决策系统,是体积改造技术发展与应用的重要方向。     

页岩气水平井段内多簇裂缝同步扩展模型建立与应用

水平井分段多簇压裂技术是开发页岩气藏的核心技术手段,分析段内多裂缝同步扩展规律和进行段内簇间距优化设计对提升水平井压裂效果具有重要意义。基于多层压裂流量动态分配思想,考虑缝间应力干扰、射孔和摩阻压降损耗、滤失等影响建立多簇裂缝同步扩展数学模型,利用改进Picard法进行方程组求解并开展敏感性分析。研究结果表明,簇间距对多簇裂缝扩展的影响最为明显,当簇间距达到缝高高度时,缝间力学干扰则几乎可以忽略;簇间距越近,则整个缝簇系统受到应力干扰影响越为明显,而加大压裂液黏度则可以明显改变缝宽,一定程度上抵消应力干扰影响;地层滤失系数增加则会显著降低改造体积范围,射孔密度对缝簇扩展影响较小。提出的段内多裂缝扩展数值模型简化了数学建模步骤,综合考虑了影响裂缝扩展的岩石力学和工程因素,且计算速度快,精度可靠,可为水平井段内簇间距压裂优化设计工作提供技术支持。     

水平井定面射孔近井筒的破裂形态

水平井定面射孔是致密油气藏体积压裂的一种新型射孔技术,但以往的研究较少考虑射孔对近井区域裂缝起裂位置、破裂形态的调控作用,并将定面射孔的各孔道空间位置均简化为平面,忽略了定面射孔角度参数对水平井破裂压力与近井筒裂缝形态的影响。为了弥补上述不足,建立了流固耦合形式的近井筒破裂力学模型,采用基于连续损伤力学的裂缝单元表征射孔局部三维破裂位置、形态变化,开发了耦合模型有限元数值求解程序以研究裂缝起裂与扩展规律,并运用长庆油气田现场水平井射孔完井参数,定量分析了射孔转角、射角参数变化对初始破裂压力、起裂位置的影响,对比了水平井定面射孔、螺旋射孔近井筒破裂形态的差异。研究结果表明:①射孔可调控水平井破裂压力及初始破裂位置,随射孔转角、射角改变,孔道破裂压力变化显著,初始破裂会产生于射孔—井筒界面、孔道中部等不同位置,定面射孔器材应控制射孔射角介于15°～30°;②定面射孔通过改变孔道射流方向,增加了孔道间应力干扰,能够有效降低水平井破裂压力2.0～3.5 MPa;③定面射孔能够引导和调控近井筒裂缝走向,形成垂直于水平井筒的初始破裂面、避免螺旋射孔导致的近井筒裂缝扭曲,提高了水平井近井筒裂缝系统的完善程度。结论认为,所建立的近井筒破裂力学模型可以模拟水平井射孔—近井筒动态破裂过程,模型计算结果与现场测试数据具有较好的一致性。     

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。     

鄂尔多斯盆地致密油层混合压裂簇间干扰研究

针对鄂尔多斯盆地致密油层施工排量和簇间应力干扰作用对形成复杂缝网的影响开展了相关研究。采用离散缝网模型及有限元软件进行模拟分析,选择产层相同、压裂增产方案相近的2口试验水平井,进行压裂设计参数对比、产量对比及微地震监测结果对比。研究表明,施工排量过小,压裂效果以常规双翼缝为主,大排量是保证复杂缝网形成的条件;储层存在实现复杂缝网的临界排量,大于该临界排量时,主裂缝变短,次生缝网增加,带宽变大;多簇压裂时,主裂缝不同步开裂易引起主裂缝不同步延伸,率先延伸的主裂缝会抑制周围主裂缝的延伸甚至开裂,后延伸的主裂缝周围易产生剪切诱导的次生裂缝,利于形成复杂缝网。因此,选取大于临界排量的施工排量有利于增加储层改造体积,而多簇压裂时开裂延伸的主裂缝数量有可能小于设计簇数。     

深层页岩缝网压裂关键力学理论研究进展

随着埋藏深度的增加,构造复杂程度、地层温度和压力增加,地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都有不同程度的增大,水平井分段多簇压裂技术在深层页岩气勘探开发中遭遇重大挑战,面临着以下亟待解决的问题:①深层高应力下页岩脆性与可压性评价;②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展;③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置;④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑;⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑,基于页岩脆性与可压性评价、多裂缝网络竞争起裂扩展、裂缝网络中支撑剂输送、高应力下裂缝网络的支撑和水岩作用机理等深层页岩压裂关键力学理论,系统分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势,进而指出了深层页岩气储层压裂关键力学理论的发展方向:①高温高应力下流固耦合的页岩脆性模型和可压裂性评价模型;②高温高应力水岩作用下页岩的本构方程和各向异性页岩破裂压力预测模型;③支撑剂输送下的三维裂缝网络扩展模拟;④裂缝网络中支撑剂转向输送机制和粗糙弯曲裂缝网络中支撑剂输送模拟;⑤缝网中各级裂缝导流能力综合优化;⑥页岩软化机制和水化微裂缝起裂扩展机理。结论认为,该研究成果对于推动和促进深层页岩气储层相关压裂理论的发展和压裂技术的进步具有借鉴和参考作用。     

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。     

长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术

长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网,进行分段多簇体积压裂时,受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响,簇间进液不均,达不到储层均匀改造的目的.针对该问题,依据缝控储量最大化原则,在分级评价页岩油水平段储层品质及建立非均质地质模型的基础上,开展了基于甜点空间分布和综合甜...     

裂缝干扰下水平井破裂点影响因素分析

为了解水平井分段压裂过程中先压开裂缝诱导应力干扰下后续裂缝破裂点位置的影响因素及其影响规律,指导水平井分段压裂射孔位置的选择,推导建立了非等裂缝半长、非等间距和任意裂缝倾角的水力裂缝诱导应力干扰数学模型,在此基础上形成了破裂点计算数学模型。结果表明包括裂缝条数、长度和净压力在内的先压开裂缝参数以及原始主应力状态、水平井方位角和完井方式等都会影响后续裂缝破裂压力大小,从而影响破裂点的位置,其中原始地应力、已压开裂缝条数和长度以及完井方式对破裂点位置存在较大影响,水平井方位角和已压开裂缝净压力对破裂点位置影响较小;对于原始水平主应力差较小的砂岩储层,裂缝间干扰严重会导致应力发生反转,增大后续起裂裂缝破裂压力,导致施工困难,因此应该尽量避免裂缝间干扰;对于页岩储层,目前采用的分段多簇射孔技术,段间距定为60 m左右破裂压力更低,更易于裂缝起裂。     

复杂构造区深层页岩气藏射孔参数优化及应用——以涪陵页岩气田白马区块为例

为了实现四川盆地涪陵页岩气田白马复杂构造区深层页岩气储量的有效动用,针对该区地质构造复杂、储层非均质性强、储层埋藏较深、压裂改造难度较大的实际情况,基于平面三维“井筒—多裂缝扩展”全耦合计算模型,考虑不同小层物性与应力的差异,模拟了不同穿行层位、压裂簇数、射孔数量等因素对多簇裂缝扩展差异的影响。研究结果表明：①降低簇间距、增加单段压裂簇数的多簇密切割有利于提高改造段内的主裂缝密度、缩短气体运移距离;②段内簇数并不是越多越好,在相同注入排量及压裂规模条件下,随着压裂簇数的增多,各簇缝长、缝高呈现出降低的趋势,同时多裂缝的非均匀扩展现象加重;③水平井穿行层位及各小层物性特征、应力状态也会影响到水力裂缝的扩展形态,会增强不同小层改造的非均匀性,进而造成最优簇数的不同;④减少单簇射孔数的限流压裂,有利于提高压裂段内改造均匀性、降低各簇进液量差异减小系数,但是较低的射孔孔数则会提高射孔孔眼摩阻、大幅度提高地面施工压力。现场实践结果表明,依据水平井穿行层位优化压裂工艺参数,同时配合限流射孔,压后气井增产效果明显。结论认为,该研究成果为实现白马区块深层页岩气资源的有效动用提供了理论指导与实践检验。     

压裂后焖井期间页岩吸水起裂扩展研究——以四川盆地长宁区块龙马溪组某平台井为例

为了确定页岩气井压后的焖井时间,需要预测关井期间储层条件下页岩自吸压裂液对裂缝起裂扩展的影响。为此,基于裂缝闭合判断准则,针对四川盆地长宁区块三轴地应力测试结果,判定裂缝的闭合状态,然后基于张开裂缝的拉伸和剪切起裂准则,计算拉伸破坏和剪切破坏情况下的最大周向应力和最大有效剪切应力,并结合三轴及单轴岩石抗压力学实验和单轴巴西劈裂抗拉强度实验结果,获得裂缝起裂阈值压力,进而探讨了该区块下志留统龙马溪组页岩气井的合理焖井时间。研究结果表明:(1)该区块龙马溪组页岩气井压裂后,在焖井期间储层中的微裂缝总是保持开启的;(2)储层条件下裂缝所处的应力状态十分复杂,即使是张开裂缝,也有可能发生剪切破坏;(3)当裂缝倾角为0°时,裂缝尖端获得最大周向应力值,对应裂缝起裂角为0°,即裂缝会沿着最大水平主应力方向起裂延伸,当缝内流体压力低于70 MPa后,裂缝不会再产生拉伸起裂;(4)当裂缝倾角为0°时,对应最大有效剪切应力,此时裂缝起裂角为55°,当缝内流体压力低于60 MPa后,裂缝不再产生剪切起裂;(5)若要充分发挥页岩气井压裂后焖井期间压裂液的改造作用,该区块龙马溪组气井压裂后的合理焖井时间为5～10天。