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以下沉式转向剂为例,借鉴端部脱砂压裂技术的相关原理,对水力裂缝上下尖端充填转向剂以形成人工隔层、控制裂缝垂向扩展的机理进行了阐述,包括形成人工隔层的过程描述和机理分析。介绍了基本假设,探讨了裂缝中转向剂的输送规律、转向剂充填形成有效人工应力遮挡的临界条件,可为人工隔层控制缝高技术的现场施工提供理论指导。 相似文献
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在油气的勘探开发过程中,针对低孔、低渗的储层均需要采取水力压裂措施才能获得工业油流、提高油井的产能。压裂效果的好坏能严重影响着油气田勘探开发的进程,尤其对于块状巨厚储层的底水油藏,工程施压控制不好,很容易造成底水上窜,使试油资料难以真实代表储层的含油性,产生错误的结论,推迟油气田的发现,延误地质储量的探明。利用测井资料预测压裂效果,为压裂施工提供出合理的泵压增量及地层破裂压力参考值,优化压裂措施,使压裂作业结果既能达到增产的目的,又不压穿水层,避免底水上窜淹没油层,确保油藏高产稳产。同时,对破裂压力的影响因素进行了分析。 相似文献
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姬塬长9地层总体上裂缝发育程度较弱,压裂裂缝的延伸受地应力控制,储层脆性普遍较大,压裂缝高度控制难度大。在前期理论研究和应用实验的基础上选用定面射孔技术改变井筒内同一横截面的地应力分布,诱导压裂裂缝在射孔孔眼的应力集中带生成,从而有效控制水力压裂裂缝走向沿着井筒径向扩展,达到最佳改造效果。介绍了定面射孔技术,分析了长9储层的裂缝发育情况及地应力方向;研究定面射孔技术配合加酸或采用小规模压裂改造底水油藏的方式。通过试油效果对比,证明定面射孔技术配合加酸工艺或采用小规模压裂方式明显优于常规射孔压裂方式,能有效改善底水油藏易出水的现状。 相似文献
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低渗透裂缝性油藏水力缝延伸特征分析 --以克拉玛依油田百31井区佳木河组油藏为例 总被引:5,自引:2,他引:3
在分析百31井区佳木河组油藏天然缝发育特征、现今应力特征、水力缝延伸特征的基础上,重点分析了天然缝和现今地应力对水力缝的影响,归纳了低渗透裂缝性油藏水力缝的分布规律。天然缝发育特征、现今应力场特征不但决定了水力缝分布特征,而且直接影响着压裂施工;百31井区佳木河组油藏油井压裂时水力缝基本上都是沿天然缝延伸或对天然缝进一步改造和沟通;油井射孔段天然缝产状、发育程度、水平应力大小直接影响着压裂施工压力。 相似文献
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克拉玛依油田七区八道湾组油藏储集层以中—粗砂岩和砾岩为主,油藏开发时间长,剩余油分布广,为实现小层挖潜,弱化储集层非均质性,实施了精细分层压裂。在储集层改造过程中,出现了裂缝穿过隔夹层沟通水层的情况,挖潜效果较差。为了明确储集层的岩石力学特性和区域地应力分布状态,采用室内岩心实验和现场资料分析相结合的方式,建立油藏三维应力场模型。研究发现,油藏西南部和中部应力差异不大,油藏东南部应力受断层影响较大,西南部应力受断层影响较小;研究区内发育5条逆断层且地层倾角变化较大,并在断层的交会处产生应力突变,对后期的压裂施工有较大影响,因此需要调整施工参数;在油藏西南部和中部裂缝向上向下延伸均匀,在油藏东南部深部地区,若隔夹层较厚,裂缝则向较为容易延伸的方向大幅延伸,易沟通水层,隔夹层较薄时,裂缝易穿透上下夹层。对2 m3/min和3 m3/min排量下的裂缝高度进行了模拟,发现在3 m3/min排量下裂缝的高度控制困难,裂缝纵向延伸较大,沟通下部底水;在2 m3/min排量下,裂缝延伸控制容易,纵向延伸合理。 相似文献
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在水力压裂中.如何控制裂缝高度的增长,是较棘手的问题,若裂缝垂向上突破产层.会影响压裂效果.导致压裂无效.或压开邻近水层引起油井含水暴增。因此.将缝高控制在目的层内是水力压裂能否成功的关键”。本文针对常规单级注入下沉剂容易压穿邻近地层或不足以限制裂缝延伸的问题.对单级注入下沉剂工艺进行改进.引入多级注入工艺.优化施工参数。达到控制缝高的目的。 相似文献
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川西坳陷中部现今地应力纵向分布规律研究及应用 总被引:1,自引:0,他引:1
川西新场和洛带气藏储产层是典型的低渗透致密砂岩,气藏开发绝大多数要经过压裂改造才具有工业产能,而认识该区应力场纵向分布规律对正确选择压裂层位有着重要的指导意义。文章利用测井资料和水力压裂资料计算现今地应力值,通过相关分析建立校正关系式,对测井计算值进行校正。计算结果的统计分析表明,水平主应力随地层深度加深而增加的趋势减小,垂直应力增加趋势加大,上层蓬莱镇组偏应力值大而下层沙溪庙组值小,导致破裂压力由上至下逐渐增大而压裂施工变难。通过计算临界井深得到本区应力关系在约250 m和1100 m发生转变,这种应力状态的改变可以导致压裂缝延伸方向转变,从而影响压后增产效果。综合分析单井应力分层剖面特点和应力纵向分布规律以及已进行压裂施工井的压后效果,提出了适合本区的压裂选层标准,并为相邻区块的勘探开发提供了参考依据。 相似文献
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杭锦旗区块纵向发育多套砂岩气层,隔层较为发育,个别井底部发育水层,要求控制压裂裂缝高度。通过偶极声波测井资料分析,得到了杭锦旗区块横波时差计算公式,在此基础上建立单井岩石力学及地应力剖面。利用正交试验设计方法分析了影响裂缝高度的地质因素及工程因素。通过对缝高监测结果进行分析,明确了缝高延伸规律并建立控缝高压裂技术图版,在此基础上形成了控缝高压裂设计方法。通过现场应用,实现了控制裂缝高度,达到了避免压穿隔层沟通底部水层的目的。 相似文献
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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。 相似文献
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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. 相似文献
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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。 相似文献
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胶结型天然裂缝对水力裂缝影响的数值计算模型及机理 总被引:2,自引:2,他引:0
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。 相似文献
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以四川盆地东部泥页岩为例,在野外地质研究基础上,运用岩石力学实验、光弹物理模拟和有限元数学模拟等手段,结合水力压裂开发统计资料,开展了泥页岩构造裂缝形成演化研究。研究认为,泥页岩沉积韵律发育,先存薄弱面密集,不均质性强烈。泥页岩层面是裂缝优先发育的结构面,控制了裂缝的形成和发育演化特点。在构造变形过程中,当遇到泥页岩层面时,应力方向发生调整,压应力趋向平行薄弱面,张应力趋向垂直薄弱面,从而引起薄弱面开启,优先发育顺层缝。当顺层缝不足以调节构造变形时,发育切层缝。不同构造变形部位泥页岩裂缝分布特征差异性明显,可以划分为背斜顶部高角度缝发育区、切层缝向顺层缝扩展区、滑移转换区、切层缝向顺层缝爬移区和向斜底部高角度缝发育区5个区。同时提出在针对构造高点勘探时,多套盖层的叠置是有利条件。在针对储层甜点勘探时,裂缝发育和扩展是关键要素。 相似文献