页岩气井体积压裂条件下的水泥环界面裂缝扩展

射孔会对井筒完整性造成局部损伤,尤其是导致水泥环本体破坏以及第一界面(套管-水泥环界面)、第二界面(水泥环-围岩界面)的胶结脱离、微环隙等,在后期页岩气水平井体积压裂过程中,由于高压流体的注入,界面微环隙将会加剧甚至发生裂缝扩展,影响封固性能。针对这一问题,建立了界面裂缝扩展数学模型,通过流体连续性方程、泊肃叶定律和净压力与缝宽弹性关系以及边界条件联立得到非线性偏微分方程组,利用对控制方程无因次化的方法求得自相似解。使用该模型对现场算例进行了计算,并分析了各参数对界面裂缝长度的影响。研究结果表明:适当提高水泥环弹性模量,适当降低井口压力和压裂时间有利于减小界面裂缝扩展长度,有利于保障水泥环长期有效封固。研究结果能够对页岩气井体积压裂条件下的水泥环封固性能进行评价和预测,同时在满足油气开采要求的前提下,对相邻射孔段间距的优选,也具有一定的指导意义。     

多射孔压裂对水力裂缝扩展规律的影响

岩石水力压裂涉及到复杂的流固耦合过程,水力裂缝扩展规律及压裂液与岩体间耦合机理是目前研究的热点与难点。基于ABAQUS平台的扩展有限元法（XFEM）具有计算精度高和计算量小的优势,其中的Soil模块可用来模拟岩石水力压裂的复杂过程,分析水力裂缝的扩展路径、宽度、应力等基本参数。通过上述数值模拟方法,研究了单射孔压裂、两射孔异步压裂、两射孔同步压裂3种工况对水力裂缝扩展路径、裂缝宽度、裂缝长度、射孔眼孔压等参数的影响。模拟结果显示：(1)在两射孔异步压裂和两射孔同步压裂工况下,由于裂缝之间的干扰,最小水平主应力的大小和方向以及储层抗拉强度发生改变,进而改变了水力裂缝的扩展路径;(2)在3种工况下,单射孔压裂形成的水力裂缝宽度最小,储层岩石初始起裂压力最小;异步压裂形成的水力裂缝宽度最大,长度最大,储层岩石的初始起裂压力最大;两射孔同步压裂时形成的水力裂缝长度最短,宽度、初始起裂压力则位于前述2种工况之间;(3)射孔间距影响同步压裂和异步压裂时的初始起裂压力,缝宽最大值及裂缝长度等。模拟结果可为不同的场地条件及压裂需求下选取合适的压裂方法提供初步理论指导。     

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。     

径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展数值模拟

径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展是一项新兴的油气增产技术,已在低渗透油田中进行了先导性应用。为明确不同因素对径向井引导裂缝扩展的影响,利用ABAQUS扩展有限元法建立了径向井辅助水力压裂模型,采用导向因子作为评价指标对各影响因素进行分析,并通过物理模拟实验进行了验证。结果表明：径向井对裂缝的扩展起到一定的引导作用,裂缝首先沿径向井方向起裂并扩展,然后逐渐向最大主应力方向偏转;径向井方位角、水平地应力差和压裂液排量是影响径向井引导裂缝扩展的3个主要因素;径向井方位角小于45°,水平地应力差小于6MPa时,径向井具有明显的引导裂缝扩展效果;径向井对裂缝扩展的有效引导需要满足一定的排量,排量太小会导致裂缝过早向最大主应力方向偏转;杨氏模量和压裂液黏度主要影响裂缝长度和宽度,泊松比的变化对引导裂缝扩展影响不大;物理模拟实验和数值模拟结果得到的径向井引导裂缝扩展形态趋于一致,证明了数值模型的准确性。该研究为径向井辅助水力压裂技术的发展提供了技术支撑。     

煤岩径向井-脉动水力压裂裂缝扩展规律与声发射响应特征

径向井-脉动水力压裂是一种煤层高效增透新方法。利用声发射仪和伺服式脉冲疲劳试验机,开展了煤岩径向井-脉动水力压裂室内实验。基于广义关联积分分形维数计算方法与型煤岩样声发射信号响应特征,分析了压裂过程中微裂缝发育特点和宏观裂缝扩展规律,探究了径向井分支数、长度、脉动频率和振幅等参数对压裂效果的影响规律。实验结果表明,低压脉动压裂阶段声发射信号相对分散,脉动能量促使微裂缝发育;高压脉动压裂阶段声发射信号相对集中,脉冲能量促使主裂缝快速延伸;呈非对称展布的径向井眼数量越多、长度越长,煤岩增透效果越好。实施径向井-脉动水力压裂时应控制初始脉动压力低于煤岩起裂压力,适当延长低压脉动作用时间,使微裂缝在近井地带充分发育,以降低主裂缝延伸压力,形成更大尺度宏观裂缝。     

斜井近井裂缝扩展机理及压裂工艺

随着井斜增大,实施压裂措施的难度不断增大,压裂时表现出砂比低、压力高、中后期加砂困难等现象,压裂效果很难达到设计要求。通过分析认为,加砂难度大的主要原因是井斜增大所致。利用大尺寸真三轴模拟实验系统,实验了在不同井层条件下的裂缝扩展形态,结合现场压裂井情况分析,明确了南堡A断块斜井加砂困难的主要原因。通过制定相应的压裂技术对策,现场实施压裂的成功率明显提高,砂比最高可从18%提高至40%,取得较好效果。      

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。     

定向射孔参数对压裂裂缝扩展规律的影响

为了探究直井水力压裂过程中定向射孔参数对压裂裂缝扩展规律的影响,采用扩展有限元方法对水压致裂岩石的流固耦合模型进行求解,从射孔方位、射孔长度和射孔相位角3个方面分析了裂缝自射孔孔眼起裂的扩展和转向规律。研究结果表明:射孔方位对裂缝周围地层压力分布几乎没有影响;射孔方位角较小的孔眼具有较低的起裂压力和较高的扩展压力,压裂后容易形成长而宽的裂缝;射孔方位角较大的孔眼则具有较高的起裂压力和较低的扩展压力,压裂后容易形成短而窄的裂缝;随着射孔长度的增加,重新定向距离逐渐增长,在转向处易形成相对较宽的裂缝;射孔相位角过小容易引发裂缝干扰,射孔方位角较小的裂缝优先扩展并对后扩展的裂缝产生较强的抑制作用。在施工时,为获得较好的改造效果,应尽量选择小方位射孔;为避免缝间干扰,射孔相位角应大于45°。     

水力压裂近井裂缝转向延伸轨迹模拟

室内实验和现场实践已经证明射孔方位对水力致裂裂缝延伸转向有极其重要影响,但尚无定量化的理论预测模型。针对均匀各向同性线弹性多孔材料,考虑射孔井水力裂缝起裂的原地应力场和孔隙压力、孔眼内压、压裂液向地层渗滤附加应力等多种机理,基于弹性力学和孔隙介质流体渗流理论,建立了孔眼深度任意位置的应力分布计算模型;基于孔眼末端最大周向拉应力判据,首次建立了压裂裂缝转向模拟的理论计算模型。结合长庆某气田参数进行模拟分析,揭示了垂直井射孔方位对压裂裂缝转向规律:水平主应力差是影响水力裂缝转向半径最主要因素,且随水平主应力差增加,射孔深度减小;射孔方位小于30°时对裂缝转向半径影响较小。     

压裂井裂缝导流能力研究

裂缝导流能力是水力压裂中一个重要的设计参数。在国内外已有研究的基础上，着重考虑了裂缝导流能力随着时间和缝长的变化，建立了模拟压裂井裂缝导流能力的二维单相的物理模型和数学模型，并对模型进行了数值求解。通过给出的实例计算，从一定程度上验证了模型的实用性和可行性，对准确认识裂缝导流能力、完善压裂设计、优化油气井的增产措施都提供了有益的指导。     

水泥环胶结质量随地质环境变化规律的现场试验研究

针对大庆油田高含水后期调整井测声变时间由固井后2d延迟到15d引起的固井质量下滑的问题，开展了不同地层压力对固井声变质量的影响以及声变质量随测井时间变化的对比试验。分析了固井声变质量随不同检测时间的变化规律，提出了水泥石胶结不饱和度的计算方法，为客观评价延时声变质量提供了可靠证据。     

水泥环缺失对水平井套管强度安全性影响分析

在水平井固井过程中,常常发生水泥环缺失,影响套管的强度安全性。为此,综合考虑水泥环缺失位置、缺失厚度与环向缺失角度,利用有限元分析方法,建立了水平井套管-水泥环-地层力学分析模型,考虑套管内压与非均匀地应力的作用,模拟水平井中水泥环缺失段套管的应力分布情况,着重分析了第一胶结面和第二胶结面水泥环缺失厚度对套管强度安全性的影响。分析结果表明:水泥环第一胶结面缺失对套管的应力分布影响较大,缺失比存在一个临界值,若缺失厚度大于该临界值,套管的应力将发生突变;水泥环第二胶结面缺失时,套管应力随缺失厚度增大而逐渐增大,没有应力突变;套管应力极值点位置随着水泥环环向缺失角度的变化而变化,环向缺失角度为60°时,套管的应力极值最大。所得结论可为水平井固井过程中套管的强度判断提供依据。     

国内水平井压裂技术研究进展

水平井压裂技术已成为低渗透、超低渗透致密油气藏改造的主体技术。经过10多年的发展,国外主要形成了水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段压裂技术和快钻桥塞分段压裂技术,其中裸眼封隔器分段压裂技术应用最为广泛。通过借鉴国外技术及自主研究,国内在水平井压裂技术方面已经形成了很多核心技术,为我国油气生产提供了可靠的保障。阐述了上述压裂技术的发展现状和应用情况,分析了各种压裂技术的优缺点以及适用性,最后指出可开关套管滑套技术将是国内压裂技术的发展方向。     

页岩地层体积压裂过程中水泥环完整性研究

为了准确了解多级压裂过程中水泥环的应力变化规律,基于分步有限元的思想,构建了考虑页岩各向异性的套管-水泥环-地层组合体有限元瞬态分析模型,模拟多级压裂过程中水泥环的应力变化特征。新的模型考虑了注液温度、套管内压、地应力、孔隙压力、水泥环以及地层性质等因素对水泥环受力状态的影响。研究结果表明:高压注液过程中,采用传统模型会低估井下水泥环周向应力的变化程度;大排量压裂施工过程中,井筒内温度震荡变化,注液温降导致水泥环应力发生剧烈变化;储层改造后的地应力以及孔隙压力变化对水泥环周向应力均有较大影响;水泥环周向应力随着地层各向异性程度的增加而有所增加;调节施工内压并适当降低水泥环刚度可明显降低水泥环发生拉伸破坏的概率。研究成果可为页岩气开发提供理论指导。     

偏心射孔对水平井压裂的影响

针对水平井在固井和射孔过程中由于重力作用引起射孔枪偏心和水泥环偏置导致井筒上下方向射孔不均匀的问题,研究了偏心射孔对水平井射孔孔径和穿深的影响.偏心射孔实验结果表明,水平段井筒上部和下部的孔径和穿深差异大.在射孔完井水平井筒应力模型理论计算基础上提出了定量表征水平井偏心射孔影响的射孔非均匀指数并给出计算方法,定量分析了偏心射孔对水平井压裂裂缝启裂及延伸的影响.当射孔穿深小于3倍井筒半径时,会出现难以压开的情况;当射孔非均匀指数小于0.3时,上下孔眼破裂压力差将大于2 MPa,致使上部孔眼难以压开,即使能够压开上部裂缝,也会产生严重的上下裂缝面非均匀延伸、上部裂缝口狭窄、易出现砂堵风险.     

有限导流裂缝水平井产能研究

主要研究了压裂水平井产能特征.从理论基础出发,在分析已有模型优缺点的基础上,正确认识地层中裂缝产量的分布特征和规律;利用有限导流垂直井Dupuit公式原理,计算出有限导流水平井产能公式的当量井径.利用当量井径,确定油藏的水平井压裂n条裂缝的产能方程组.其中,重点以3条有限导流垂直裂缝产能推导计算为例,分析其生产动态特征,获取地层、水平井裂缝的几何参数和物性参数的变化关系,动态地分析裂缝条数、间距等因素对水平井裂缝流量分布造成的影响.     

水平井压裂工艺技术现状及展望

在广泛调研国内外水平井压裂工艺的基础上,分析了水平井分段压裂工艺、水平井压裂技术及存在的主要问题,展望了水平井压裂技术发展趋势,对水平井分段压裂工艺的选择具有指导意义。     

水泥石渗透率对胶结质量影响的数值模拟

固井胶结质量的好坏直接关系到油井安全、稳产,固井质量评价则是正确使用油井和采取措施保护油井的依据。开展固井胶结质量数值模拟系统的研究,把理论计算与模拟实验紧密结合起来,必将有益于固井胶结质量正确评价。通过数值模拟计算得出固井水泥石不同渗透率时的声波检测结果,找出水泥石渗透率对胶结质量检测结果影响规律。结果表明,随着水泥石的渗透率的增大,首波幅值也随着变大,声波检测结果固井质量变差。即当水泥石为高孔高渗孔隙介质时,即使水泥骨架与套管胶结良好,也会出现与一界面窜槽相似的较强的套管波。同时,在地下动态地层水的淋滤、腐蚀作用下,水泥石渗透率增大,从而影响了延时测井条件下声波检测结果变差。     

丛式水平井井组压裂工艺技术研究及试验

为提高致密砂岩气藏的开发效益,基于储层工程地质特征、单井测录井、随钻伽马等资料,采用三维两相模型气藏数值模拟和全三维网络模型裂缝数值模拟相结合的方法,优化了丛式水平井井组的裂缝整体布局、裂缝参数和施工参数。盒1层、山1层和太2层的参数优化结果为:裂缝采用等间距交错布局,缝间距150 m,裂缝数量7~9条,裂缝半长150~200 m,裂缝导流能力30 D·cm;施工排量4.0~5.0 m3/min,前置液体积分数35%~40%,平均砂比21%~25%,单段加砂量35~45 m3。DP43H和 DPT-27 丛式水平井井组压裂后无阻流量分别达到77.6×104和73.2×104 m3/d,平均单井无阻流量分别为12.9×104和18.3×104 m3/d,比同层位邻井分别提高1.5和2.2倍,压裂施工时间比单井累计施工时间分别缩短11和17 d。研究结果表明,丛式水平井井组压裂技术是致密砂岩气藏提高单井产量、缩短施工周期、降低施工成本的有效手段。      

水平井分段压裂射孔间距优化方法

为了使水平井分段压裂形成更为复杂的裂缝网络体系,提高油气井产量,以均质、各向同性的二维平面应变模型为基础,建立了人工裂缝诱导应力场数学模型,并结合诱导应力场中水平最大、最小主应力方向发生转向作为裂缝转向判断依据,形成了射孔间距优化方法。研究结果表明,随着裂缝间距的增大,诱导应力分量逐渐减小;裂缝间距一定时,在最小主应力方向附加的诱导应力比最大主应力方向附加的诱导应力大,两者之差呈现先增大后减小的变化趋势。对川西水平井射孔簇间距进行了优化,压裂后输气求产,与邻井选取较大射孔簇间距压裂求产对比,增产效果明显。该射孔间距优化方法对低渗透储层水平井分段压裂设计有一定的指导意义。