体积压裂套管剪切变形载荷分析及强度设计

页岩气开发过程中井筒穿越天然裂缝/断层,体积压裂时天然裂缝/断层容易被激活,导致套管剪切变形,套管内径缩小,井下工具无法下入。目前对套管剪切变形条件下的受力分析较少,现有研究主要采用套管Mises应力屈服准则判断套管失效,该准则对于套管大剪切变形问题已不适用。为探究天然裂缝/断层滑移导致的套管剪切变形问题,建立套管-水泥环-地层组合体有限元模型,对位移载荷作用下的套管力学行为进行研究。分析了各因素对套管受力及缩径量的影响,并提出套管缩径量与应力相结合的套管外载设计方法。研究结果表明:套管剪应力及Mises应力随地层滑移量增大而增大,在10 mm滑移量作用下,套管Mises应力已超过屈服强度,建议采用剪切载荷进行强度校核;套管缩径量主要集中在距离滑移面1 m范围内,套管局部区域出现膨胀现象;考虑套管变形量的载荷设计可以有效防止体积压裂过程中套管变形导致压裂工具无法下入的问题。     

水力裂缝扩展对天然断层活动性的影响

为揭示水力压裂对天然断层活动性的影响,根据实际工程地质资料建立应力-渗流耦合数值模型,模拟水力压裂诱发断层活动.分析水力裂缝与天然断层的相互作用,研究压裂过程中断层滑移、孔隙压力分布以及震级的演化规律.研究结果表明:水力裂缝可能扩展至上覆断层,裂缝尖端的张应力将导致断层与裂缝交叉附近出现接触应力和剪切应力集中,导致断层失稳.而在裂缝尖端与断层连通后,压裂液渗流至断层破碎带,断层面的孔隙压力显著增大.水力裂缝尖端穿过砾岩层与断层面连通时矩震级达到最大.研究结论为水力压裂施工诱发微震提供理论支撑.     

低渗透裂缝性油藏封堵裂缝后转向压裂工艺

结合大庆油田台肇地区低渗透裂缝性油藏的裂缝监测结果,针对天然裂缝开启压力不同的特点,提出先封堵地层裂缝,然后实施转向压裂的改造工艺思路,通过封堵剂的优选,封堵工艺的确定及压裂过程中对裂缝方向的监测等技术手段,证实封堵裂缝后转向压裂技术在低渗透裂缝性油藏现场应用可以取得较好效果,为同类油藏压裂改造探索一条有效新途径.     

天然裂缝影响下水力裂缝扩展的数值建模分析

为了更好地处理天然裂缝影响下水力裂缝的扩展模拟问题,提出了区域置换与破损单元的概念和方法,在此基础上建立了包括裂缝内流体运动、地层流体渗流和储层应力变形的水力裂缝扩展理论模型方程,运用图形建模数值方法,分析得到低渗透岩石天然裂缝对水力压裂裂缝开展的影响:天然裂缝对水力裂缝端部应力场的改变形成混合裂缝扩展形式;位于水力裂缝端部拉张区域的张性天然裂缝,因为压裂液漏失和因路径改变产生的摩阻力,造成水力裂缝内有效驱动压力耗散,影响了水力裂缝的扩展。裂缝监测报告与数值分析结果一致,验证了数值分析的方法和结果。     

基于G函数曲线分析的压后裂缝复杂性评估研究

页岩储层压裂成败的关键在于是否能沟通天然裂缝并形成裂缝网络,裂缝的复杂性直接影响着压后单井的增产效果。在经典G函数理论基础上分析了天然裂缝开启时的压裂液滤失行为;通过引入自由变量ω修正了天然裂缝闭合阶段的滤失系数并建立了考虑天然裂缝开启的压降模型;对比分析了简单主裂缝、沟通一条天然裂缝与沟通多条天然裂缝的一阶导数dp/d G、叠加导数ISIP-Gdp/d G和Gdp/d G的曲线形状。涪陵气田三口压裂井的实例分析表明,G函数曲线形态与产量有较好的相关性,证明了运用修正后的G函数曲线能够解释压后裂缝形态的复杂性,从而为后续气田区块优化压裂施工参数、改进压裂施工方案、合理部署开发提供技术指导。     

裂缝性油气藏压裂滤失系数的计算方法

压裂过程中的天然裂缝诊断、滤失系数的计算是裂缝性油气藏压裂的关键技术;数值方法由于部分参数不易获得或参数代表性差,而影响其精度和实用性.分析了裂缝性地层压裂液滤失机理,建立了天然裂缝开启的滤失计算模型,根据实际压裂井的小型压裂测试数据,对天然裂缝的开启前后滤失系数进行了求解,得到了依赖于压力的滤失系数.计算表明,此滤失计算方法更能够反应天然裂缝地层的滤失特点,对裂缝性地层的压裂设计具有指导意义.     

基于坐封受力模型的暂堵球封堵效果影响因素与参数优化

暂堵球在射孔孔眼及压裂裂缝中的坐封状态影响其封堵稳定性,暂堵球封堵效果决定暂堵转向压裂技术的成败。通过建立暂堵球坐封受力计算模型,研究了压裂液排量、密度、暂堵球及孔眼参数对暂堵球坐封受力状态及其封堵效率的影响,实验模拟了不同射孔参数、压裂排量及暂堵球/压裂液性能对封堵效果的影响。结果表明：暂堵球受拖拽力、脱离力及持球力随压裂液排量的增加而增大,暂堵球更易坐封;压裂液及暂堵球密度对暂堵球坐封封堵效率影响不大;暂堵球粒径大于孔眼直径时,暂堵球坐封封堵效率随粒径增加而增大,当暂堵球直径小于孔眼直径时,暂堵球不容易坐封;射孔孔眼数增加影响暂堵球坐封封堵效率。实验评价暂堵球最佳直径为9.0mm,最佳泵送排量＞4.0 m3/min,有助于提高暂堵球坐封成功率,增强暂堵压裂设计的可靠性。     

裂缝性储层压裂技术的研究与应用

裂缝性储层无需人工裂缝,能否沟通更多的储层区域和天然裂缝是保证油井压后产量和效率的关键。同时,还应有效控制压裂液向天然裂缝的滤失,以保障裂缝性储层水力压裂处在最适宜的水平。该文主要介绍了支撑剂优选,压裂液优化,施工工艺优化等这几方面的问题,通过对此三项问题的研究,并以辽河油田为例,结合现场施工实践,优化了施工参数,实现了较理想的效果,对裂缝性储层压裂工艺技术进行了详细分析。     

裂缝伤害对套管射孔压裂井产能影响分析

在套管射孔压裂井中,存在影响井生产动态的裂缝伤害:瓶颈裂缝和压裂液滤失形成的滤失带伤害。运用分析方法研究了上述伤害对井产能的影响。分析结果表明两种类型的裂缝伤害都会降低压裂井产能,与滤失带伤害相比,瓶颈裂缝大幅度地降低了井产能,最大降幅达7倍。虽然压裂液滤失对井产能的影响没有瓶颈裂缝那么大,但也降低多一半。在实际施工中,应采用各种措施消除瓶颈裂缝和减小压裂液滤失。     

裂缝伤害对套管射孔压裂井产能影响分析

在套管射孔压裂井中,存在影响井生产动态的裂缝伤害:瓶颈裂缝和压裂液滤失形成的滤失带伤害。运用分析方法研究了上述伤害对井产能的影响。分析结果表明两种类型的裂缝伤害都会降低压裂井产能,与滤失带伤害相比,瓶颈裂缝大幅度地降低了井产能,最大降幅达7倍。虽然压裂液滤失对井产能的影响没有瓶颈裂缝那么大,但也降低多一半。在实际施工中,应采用各种措施消除瓶颈裂缝和减小压裂液滤失。     

转向压裂用暂堵剂研究进展与展望

我国低渗油气资源储量丰富,水力压裂是开采此类资源的重要措施。但随着生产进行,水力裂缝失效将导致油气产量下降,化学暂堵转向压裂是恢复和提高低渗透油气产量的重要方法之一。暂堵剂能够对高渗透层进行封堵,迫使压裂液转向,实现对剩余油聚集区的压裂改造。根据暂堵剂形态的不同将暂堵剂分为颗粒类暂堵剂、压裂暂堵球、纤维类暂堵剂及冻胶类暂堵剂,从封堵机理、优缺点及暂堵剂研发现状等方面对上述四类暂堵剂以及几种新型暂堵剂进行了综述,并对暂堵剂未来的发展方向进行了探讨。认为可降解水溶性暂堵剂是今后的主流发展趋势,根据地层情况选择多种类型暂堵剂实施复合暂堵有利于提升封堵效果,根据数值模拟结果来指导暂堵转向压裂施工参数的定量优化是亟待攻关的难题。     

裂缝型储层酸压暂堵材料实验研究

在裂缝型碳酸盐岩储层酸压中酸液滤失严重,导致酸蚀缝长较短,不能沟通远端储集体,以致达不到压后配产要求。控制酸液滤失是裂缝型储层酸压成功的一个关键因素,于是提出了在前置液、酸液中加入暂堵剂来实现暂堵降滤的方法。分别对100目粒径粉陶、粉砂、可降解纤维3种常用暂堵剂进行了室内实验评价,降滤失效果都较好。实验结果如下:加入粉陶后,岩心两端的压差能保持3~4 MPa压差约40 min,降滤失效果随着粉陶用量的增加而增加;覆膜粉砂能够维持在10 MPa差压以上约60 min,但是粉砂在高压下会封堵天然裂缝,对生产不利;10 mm纤维能保持2~4 MPa压差约40 min,驱替压差与粉陶较近,2 mm纤维能保持15 MPa压差约40 min,效果仅次于粉砂,纤维现场操作性较差。还对实验条件下的粉陶用量、纤维用量进行了优化,研究结果为裂缝型碳酸盐岩酸压中暂堵剂的选取提供理论依据,具有重要的现实意义。     

伊拉克S油田碳酸盐岩油藏裂缝封堵

伊拉克S油田主力开发层系为中高孔、中低渗的孔隙-裂缝型碳酸盐岩油藏,酸化压裂是该碳酸盐岩储层改造的主要技术手段之一。由于储层裂缝溶洞发育,非均质强,酸液滤失量大,作用距离有限,需要结合裂缝暂堵技术,实现对非均质储层的均匀改造。根据该油田储层地质油藏资料,对裂缝尺寸进行分析,并将储层裂缝划分为微缝和常规缝。实验通过巴西劈裂,对储层标准岩心进行劈裂造缝,模拟了真实粗糙微缝(0.03 mm、0.05 mm、0.08 mm),然后采用3D打印岩板模拟了常规粗糙裂缝(1 mm、2 mm、3 mm),最后将粉末、纤维、颗粒合理配比作为暂堵剂对裂缝进行封堵,优选了裂缝封堵配方。实验结果表明：针对微缝,纤维和粉末均能有效封堵裂缝,纤维相比粉末更易封堵微缝,封堵后承压均超过30 MPa;针对常规缝,采用纤维或纤维与颗粒组合可有效堵裂缝,封堵后承压均超过30 MPa。通过裂缝封堵实验,探索了碳酸盐岩缝内封堵规律,优选了暂堵剂配方,可为现场裂缝封堵施工提供理论依据。     

地层塑性对水力压裂裂缝扩展的影响

在具有塑性特征的地层中,岩石的塑性变形对水力压裂裂缝形态的影响显著,传统压裂模型大多未考虑塑性对裂缝起裂和延伸的影响。因此,考虑地层岩石弹塑性变形、粘性压裂液流动与裂缝扩展的非线性耦合,建立了弹塑性地层中压裂裂缝扩展的数值计算模型,对弹塑性地层中压裂裂缝扩展行为进行了数值模拟研究,探索了塑性变形对裂缝扩展特性的影响。结果表明弹塑性地层裂缝扩展过程中裂缝尖端附近会产生显著的塑性变形,与仅考虑弹性的计算结果相比,压裂地层所需的裂缝扩展压力更高,且形成的裂缝相对更短、更宽。通过数值模拟计算,分析了地层岩石强度、压裂液粘度及注入速率对地层中压裂裂缝扩展的影响,表明地层强度对裂缝扩展行为影响显著,强度越低,塑性变形程度越大,裂缝扩展压力越高,同时裂缝长度越短,宽度越宽。压裂液粘度对裂缝扩展影响相对较小,而在总注入流量相同的情况下,压裂液注入速率对裂缝扩展的影响不明显。     

多岩性储集层暂堵压裂缝高扩展特征试验研究

针对多岩性组合储集层的裂缝高度扩展问题,通过制备不同岩性的人工试样,并开展了室内压裂物理模拟试验,同时加入暂堵剂,分析不同岩性差异、射孔位置及排量下的水力压裂缝高扩展特征,创新了试样压后三维裂缝重构方法。研究表明,不同岩性组合试样下的主要缝高截止机制由岩石力学性质所决定,高杨氏模量岩层会阻挡缝高穿层。当层间力学性质差异较小时,裂缝发生转向扩展突破,缝高发生穿层;当层间力学性质差异较大时,裂缝扩展限制于同一岩层,缝高难以突破岩层界面。低排量下,缝高截止于应力区分界面,暂堵压裂后,裂高继续延伸突破高应力区;高排量下,裂缝沿最小主应力横向扩展,加入暂堵剂发生,裂缝转向形成新的裂缝。当射孔位置居上时,试样缝高倾向于向上扩展,暂堵压裂后形成新的起裂点;射孔位置居下,缝高扩展贯穿整个试样,暂堵压裂后形成相平行的新裂缝。研究结果为多岩性组合储集层现场压裂方案设计提供了室内试验指导。     

基于孔隙弹性力学理论的致密油气藏储层改造体积预测方法

储层改造体积预测对于致密油气藏体积压裂改造效果评估和施工参数优化设计具有重要意义。基于孔隙弹性力学理论和半解析的三维位移不连续法,综合考虑水力裂缝诱导应力,压裂液滤失引起的地层孔隙压力变化及其诱发的孔隙弹性应力的耦合效应,建立水力裂缝干扰模型下的地应力场预测模型,采用最大张应力强度准则和莫尔-库伦强度准则表征天然裂缝的张开与剪切破裂行为,将天然裂缝张开、剪切破裂波及体视为储层改造体,提出了一种预测致密油气藏直井体积压裂储层改造体积的半解析方法。研究结果表明：水力裂缝诱导应力和压裂液滤失引起的孔隙压力和孔隙弹性应力变化导致水力裂缝附近区域内的原始三向地应力发生改变,变化区域呈现椭球状;岩石本体破裂行为仅发生在水力裂缝边缘处的小范围区域内,天然裂缝的张开、剪切破裂才是形成储层改造体积的关键;实际储层改造体积形状近似于椭球体,现阶段现场常用的长方体等效方法并不合理;实例井研究验证了本方法的准确性与工程应用价值,可为致密油气藏体积压裂施工参数优化设计和压后产量预测提供有利的参考。     

水力裂缝与天然裂缝相交扩展形态的智能预测

水力压裂作为页岩气储层开采的核心技术,在压裂过程中水力裂缝的扩展会遇到天然裂缝,与天然裂缝相交后压裂缝的扩展特征对缝网的形成有明显影响,从而影响最终压裂改造效果。基于内聚力单元建立了基于断裂力学的页岩气储层渗流-应力-断裂耦合的水力裂缝与多个天然裂缝相交扩展模型,研究了不同天然裂缝倾角、天然裂缝尺寸、应力差、压裂液排量和黏度下水力裂缝与天然裂缝扩展形态规律。采用基于Bagging算法集成支持向量机(support vector machines, SVM)、决策树(decision tree classifier, DTC)、逻辑回归(logistic regression, LR)、K最邻近算法(K-nearest neighbor, KNN)的裂缝形态分类器对裂缝相交扩展形态进行预测,并将Bagging算法预测结果与SVM、DTC、LR、KNN预测结果进行比较。研究结果表明：基于Bagging集成算法对水力裂缝与天然裂缝相交扩展形态预测准确率达到了92.58%,相较于单个算法,最高提升了17.95%,其中应力差越小、天然裂缝倾角、裂缝尺寸越大和压裂液排量、黏度越低越容易产生剪切缝,...