波动注入水力压裂诱发微地震的力学机制及其对压裂效果的影响

水力压裂岩石裂缝的扩展诱发天然微地震。传统水力压裂区微地震引起的应力重新分布范围有限,小震级地震波的作用也有限,这些微地震不可能触发较远储层的地震,一定程度上限制了水力压裂改造效果。为此,提出了波动注入水力压裂诱发较大范围“微地震”的想法。根据流体力学理论建立了波动注入水力压裂井筒不稳定流动的压力振动模型,分析了人为诱发“微地震”的井底压力振动源和岩石损伤断裂机制;研究了波动注入水力压裂人为诱发的“微地震”震源特性和力学机制,分析了微地震对水力压裂效果的影响机制。分析结果表明,波动注入水力压裂人为诱发的微地震震源破裂信号频率随裂缝长度的增加而降低;对于断层和天然裂缝发育较多的储层,波动注入水力压裂导致岩石破裂诱发微地震的力学机制主要是储层中断层或天然裂缝的剪切滑移;对于非裂缝性储层,波动注入水力压裂导致岩石破裂诱发微地震的力学机制是人为地震效应和损伤—断裂效应。研究结果表明,波动注入水力压裂能够人为诱发“微地震”,增加储层的“微裂缝”,扩大自然微地震的波及面积,增强压裂作业的增产效果。     

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。      

利用微地震识别水力压裂井旁天然裂缝

页岩各向异性强、天然裂缝发育,水力压裂时容易发生套管形变而影响施工进度,利用微地震监测技术可识别造成套管形变的天然裂缝的空间位置,采取工程技术措施,降低施工风险。本文介绍了天然裂缝触发微地震事件的震级、能量、时空分布特征,分析了四川页岩气一口水平井开发水力压裂诱发的微地震事件,施工现场准确地定位出井旁微小天然裂缝的走向和位置,压裂技术人员及时调整施工参数,避免了套管严重形变影响水力压裂进程,为页岩气开发发挥了较好的现场指导作用。     

基于微地震定位和速度成像的页岩气水力压裂地面微地震监测

在非常规油气开发中,水力压裂技术可以极大地提高油气开采的效率。在压裂过程中,伴随着新的裂缝产生或已经存在裂缝的重新激活,会诱发大量微地震事件。对我国西南地区某垂直页岩气井水力压裂地面微地震监测数据进行了处理和分析。与常规微地震数据处理过程相比,在进行微地震事件定位的同时,利用微地震信号对储层由于压裂导致的速度变化进行了成像分析。采用双差地震成像算法,利用绝对到时和波形互相关得到的相对到时数据联合反演速度结构及震源位置。反演结果显示,微地震定位精度与传统网格搜索法相比有较大改善。对于不同的压裂深度,微地震空间分布和速度异常呈现出不同的特点。整体上由于裂缝的存在,微地震位于低v_P区域。而对于v_S来说,在深部微地震位于低速异常区域,但在浅部则位于高速异常区域。结合岩石物理实验结果和波形分析,推测在浅部微地震和高v_S关联是由于该区域天然裂缝发育并且气体处于饱和状态。研究结果表明,综合微地震定位和速度成像可以更加全面地刻画页岩气水力压裂过程和裂缝分布。     

国外页岩气井水力压裂裂缝监测技术进展

由于页岩气储层呈低渗物性特征,需要进行储层改造才能获得工业价值的天然气流。页岩气储层经过水力压裂产生的人工裂缝是页岩气产出的主要通道,通过裂缝监测手段可以确定裂缝的延伸特征,利用这些信息优化压裂设计,实现页岩气藏管理的优化。通过调研分析国外文献,可知目前国外常用的页岩气井水力压裂裂缝监测主要有直接近井筒裂缝监测、井下微地震监测方法、测斜仪监测和分布式声传感裂缝监测,对比分析了这几种裂缝监测方法的监测能力和适应性。在这些压裂监测技术中直接近井筒裂缝监测技术只作为补充技术,井下微地震裂缝监测是目前应用最广泛、最精确的方法,测斜仪裂缝监测的应用也比较广泛但无法用于深井,分布式声传感裂缝监测在2009年首次用于现场压裂监测还处于起步阶段。先进页岩气井水力压裂裂缝监测技术的应用大大增加了水力压裂增产措施的有效性和经济性。     

地面微地震监测技术在川南页岩气井压裂中的应用

水力压裂是页岩气储层改造的重要手段,压裂时岩石破裂过程会伴随产生强度较弱的"微地震"波。地面微地震监测技术即在地面布设检波器排列对压裂作业进行实时监测,具有施工方便、监测方位角度大的优点。在威远构造H井进行水力压裂时,应用基于偏移叠加的四维能量聚焦地面微地震成像技术,提高了弱信号识别能力和定位精度,准确描述了压裂诱导裂缝的位置、方位和大小及复杂程度,指导了实时压裂和压裂效果评价。     

利用单井微地震波形能量反演震源机制

微地震震源机制包含关于储层以及裂缝特征信息,对于评价水力压裂储层改造效果具有十分重要意义。在单井井中观测条件下,采用传统S/P波振幅比方法求解微地震震源机制,受观测方位角单一、张角有限的影响,效果往往不理想。本文探讨了微地震事件P、S波能量与裂缝破裂面参数之间的联系,发现微地震事件能量对裂缝破裂面参数较敏感。在已知震源位置及标量地震矩的前提下,采用微地震事件P、S波能量作为反演特征参数,利用加权K最近邻算法建立目标函数,反演求解微地震震源机制。模型测试表明,在监测数据不含噪声的情况下,使用该方法反演的震源机制解准确率高达97%;在有噪声情况下,当信噪比较高时,本文方法与S/P波振幅比方法效果相当,当信噪比较低时,本方法反演精度优于S/P波振幅比方法。将该方法应用于实际微地震监测资料,取得了较好的应用效果。     

深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展影响机理

现有中浅层页岩气压裂取得的认识难以解释深层页岩气储层压裂过程中水力裂缝扩展的影响机理。为了研究四川盆地深层页岩气储层水力压裂裂缝扩展机理,文中以泸州深层页岩气区LS1平台为研究对象,进行基于地质-工程一体化的水力压裂裂缝扩展数值模拟与分析。首先,根据泸州区块目标井区储层的地质概况,建立地质模型,明确地质力学属性;然后,基于微地震和蚂蚁体数据,建立符合真实储层构造特性的离散天然裂缝网络;在此基础上,根据现场实际施工数据,建立了基于DFN的水力压裂复杂裂缝扩展模型,并基于微地震监测结果对模型进行了验证;最后,还研究了4个单因素对储层改造体积的影响特点。研究结果对深层页岩气储层水力压裂复杂缝网研究有一定的指导作用。     

基于P波辐射花样的压裂微地震震源机制反演方法研究及应用

受地面微地震监测范围有限的影响,利用P波初动极性进行水力压裂裂缝破裂面反演时存在较大的不确定性。提出了一种改进的压裂微地震震源机制反演方法,在P波初动极性反演方法的基础上,增加归一化的P波振幅(辐射花样)对震源机制破裂面解进行约束。利用合成记录验证了该方法的稳定性和可靠性。采用该方法在四川盆地某压裂井的地面微地震监测中进行震源机制反演和分析,取得了较好的应用效果。     

利用微破裂四维影像技术分析二次加砂压裂效果

在水力加砂压裂中,目前常用获取压裂裂缝几何形态和几何参数信息的手段(如井温测井、阵列声波测井)存在不足,为此,试验应用了微破裂向量扫描四维影像监测技术。该技术通过在近地表按不同排列形式布置多道地震采集站形成的微地震仪器阵列,共同接收地下储层液体流动压力引起的岩石微破裂所产生的纵波和横波,检波器接收到信号后通过能量转换器将振动波转换成电信号,经前置放大后以电磁波的形式,发射送入记录、分析系统,利用多波三分量地震数据进行矢量叠加、振幅反演计算、四维相关可视化裂缝形态解释技术,在时间域上分析裂缝的演变过程。在二连盆地兰地1井的现场试验表明,该技术可以进行压裂施工全过程破裂能量分析、裂缝产生演变过程分析及裂缝空间形态参数求取,能真实反映二次加砂压裂效果并为下一步的压裂施工设计提供可靠依据。      

基于各向异性扩散方程的页岩气井改造体积计算模型

超低渗透率页岩储层需要通过分段多簇大规模体积压裂形成水力裂缝与天然裂缝相互交织的复杂裂缝网络实现气井产能最大化,且微地震反演裂缝证明,许多页岩储层可以形成裂缝网络。页岩气藏的矿场压裂实践表明,储层改造体积是影响页岩压后效果的重要参数。基于流体扩散方程和岩石破坏准则,建立了一种针对均质各向异性孔隙弹性介质的改造体积计算模型。基于实例井,运用解析模型对改造体积进行了计算。结合微地震监测结果与离散裂缝网络法,进行计算对比分析。结果表明,所提方法的计算误差小,可运用于页岩压裂矿场改造体积计算评价,对完善页岩改造和压后评价理论具有重要意义。     

北美裂缝性页岩气勘探开发的启示

北美实践证明，非常规油气资源——页岩气是现实的接替能源，勘探风险在于能否从低渗透的页岩储集层中获取经济可采储量，勘探目标是有机质和硅质含量高、裂缝发育的脆性优质烃源岩。页岩气生产机制复杂。涉及吸附气与游离气、天然裂缝与诱导裂缝系统之间的相互关系。在地质、地化、测井和地震综合评价基础上，通过水力压裂等增产措施提高储集层渗透能力是页岩气开采的关键。中国广泛分布海相和湖相细粒碎屑岩，有效烃源岩多富含炭质、灰质或硅质，已陆续发现裂缝性油气藏，有条件寻找丰富的页岩气资源，特别是液态烃在高成熟或过成熟阶段裂解产生的甲烷气滞留在烃源岩内形成的连续分布武非常规页岩气资源。图3表5参34     

页岩气藏裂缝表征与建模技术应用现状及发展趋势

页岩气藏的品质和产量高低直接取决于裂缝的发育程度,特别是在规模化压裂开发中,天然裂缝和水力压裂缝都起了相当大的作用,对页岩气藏裂缝定性、定量化表征和地质建模技术发展的需求愈发强烈.页岩气藏天然裂缝主要有构造缝与非构造缝两大成因类型,前者主要受构造应力等外因控制,后者多受岩矿组成等内因控制,不同尺度裂缝的主要表征参数和预...     

页岩气压裂数值模型分析

水力压裂和水平井开采是页岩气开发的主要技术,在我国尚处在工业试验阶段,存在很多技术瓶颈。在总结分析了页岩气压裂的特点基础上,探讨了网状裂缝形成的主控因素及裂缝扩展模型、产能预测模型的类型以及优缺点。结果认为,特殊的赋存生产机理、复杂的裂缝形态和多尺度的渗流模式是页岩气压裂的主要特点,其目的是形成网状裂缝,扩大储层改造体积;网状裂缝的形成主要受天然裂缝与人工裂缝的夹角、水平主应力差和岩石的脆性等因素的控制。页岩气压裂产能预测模型面临的主要问题是裂缝形态的模拟和气体流态的描述,主要有非常规裂缝模型、离散裂缝模型和双重介质模型等,这些模型和方法在一定程度上表征了页岩气压裂裂缝形态和渗流特点,但没有考虑不规则的裂缝形态等。     

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。     

砾岩储层水力裂缝扩展形态及影响因素

水力压裂技术已成为致密油气储层增产改造的主要措施之一。目前针对水力裂缝形态的研究主要集中在致密砂岩及页岩储层,以玛湖油田为代表的砾岩致密油储层由于其发现时间较晚,相关研究较为缺乏。砾岩储层非均质性较强,砾石的存在进一步加大了水力裂缝形态研究的难度。基于有限元中的内聚力模型实现了大型物理模拟实验尺度下基质和砾石的差异化表征,并通过现有实验结果,验证了模型的可行性。在此基础上,开展了影响砾岩储层裂缝形态扩展关键因素机理研究,明确了储层在低应力差下主要表现为绕砾和分叉,高应力差则以穿砾、转向为主的特征行为。在机理研究的基础上,结合现场压裂施工数据、有限元机理模型结果及微地震监测结果,基于边界元方法,论证了可采用等效天然裂缝的方式对砾岩宏观人工裂缝扩展过程进行模拟,并得出水力裂缝在宏观上以双翼缝特征为主,主缝周边可能存在小尺度分支缝的认识。基于现场压裂井的裂缝扩展模拟,验证了宏观裂缝形态的准确性。     

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.     

页岩油藏压裂水平井压–闷–采参数优化研究

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压–闷–采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法.首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多...     

页岩气藏压裂动用程度及气体流动模拟研究

页岩储层孔喉细小、渗透率低,水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络加剧了页岩气流动的复杂性。为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征,提出了离散裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法,并针对储层裂缝分布形态,利用商业数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络,基于建立的多重连续介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。利用建立的模型,系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。研究发现,增大储层改造体积能够大幅度提高页岩气单井产量,但同时应当考虑主裂缝与次裂缝网络的配置关系;当储层改造体积相同时,最大限度提高裂缝与井筒之间的连通程度是提高页岩气产量的必要条件。研究认为,上述研究结果对页岩气压裂改造设计具有一定的理论指导意义。      

页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究

为了给彭水地区页岩气开发提供技术支持,进行了页岩储层水力压裂物理模拟试验研究,建立了一套页岩储层水力压裂大型物理模拟试验方法。利用声发射监测系统实时监测了页岩压裂裂缝的产生与扩展演化过程,观察了水力压裂裂缝形态,并探讨了压裂液黏度、地应力差异系数、压裂液泵注排量等因素对水力裂缝形态及其扩展的影响。试验结果表明,随着压裂液黏度降低、地应力差异系数减小,水力裂缝沿着天然裂缝方向延伸,将原有天然裂缝沟通并形成网络裂缝。根据泵压曲线变化结果,提出在实际压裂施工过程中采用变排量的方式提高压裂改造体积,这可为页岩气压裂优化设计提供依据。