水平井压裂楔形缝内支撑剂输运特征数值模拟

为使研究结果更符合真实储层中支撑剂运移铺置情况,考虑水平井压裂注入特征和压裂裂缝实际形态特征,突破矩形窄缝数值模型的限制,基于计算流体力学方法建立了工程尺度单孔眼楔形裂缝模型。利用支撑剂输运数值模拟分析了支撑剂粒径、支撑剂密度、压裂液黏度、施工排量和砂比对支撑剂在楔形裂缝中沉降运移的影响。根据数值模拟结果,以在楔形缝内形成具有充分高度和长度且不会带来砂堵风险的砂堤为目标,建议现场压裂施工排量在2.5 m³/min以上,携砂液黏度小于20 mPa·s,砂比控制在10%～20%,并采用粒径为70/140目的支撑剂进行支撑剂充填作业。与常规矩形长板裂缝模型的支撑剂输运模拟结果相比,楔形裂缝模拟中砂堤形态存在明显差异,为现场压裂施工参数提供新的参考。     

水平井分段多簇压裂裂缝起裂和扩展影响因素分析

水平井分段多簇压裂工艺是目前较为先进的压裂工艺,该工艺利于增大储层改造体积、节约分段工具成本。虽然该工艺在现场已得到大规模应用,在现场施工方面取得了丰富的经验;但对于段内多簇裂缝的起裂和扩展机理仍然有待进一步认识。采用数值模拟的手段,研究段内多簇裂缝间的起裂和扩展规律;并计算分析了影响多簇裂缝起裂和扩展的5种因素。研究认为:多簇裂缝间的起裂和扩展存在竞争干扰机制,簇间距、施工排量、压裂液黏度、储层弹性模量和储层非均质性对多簇裂缝的起裂和扩展均有直接的影响,其中簇间距是最关键影响因素。     

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,...     

水平多裂缝交错扩展及其诱导应力干扰研究

QA油田X储层埋深较浅,高角度天然裂缝发育,水力压裂后形成的水力裂缝形态较为复杂,压后效果时好时坏,给压裂设计及施工带来诸多困难,急需弄清该储层水力裂缝的形态,以确定合理的压裂施工方案。首先,采用三轴岩石力学测试系统对X储层岩石力学特征进行测试,观察天然裂缝形态。其次,建立砂泥岩相间的二维平面渗流-应力-损伤耦合有限元模型,采用二次应力起裂准则作为水力裂缝是否起裂的判断依据,以幂律流来表征流体在Cohesive单元内的流动。模拟了X储层水力压裂多裂缝交错延伸的裂缝形态,探究了水力裂缝几何形态及压裂液排量、地应力、压裂液黏度对缝间应力干扰的影响,揭示了复杂多裂缝交错扩展的干扰机理,发现该储层具有形成复杂裂缝的力学和工程地质条件,为该区域的压裂改造提供理论指导。     

水力压裂近井区裂缝转向扩展机理

针对水力压裂条件下煤层气井初始压裂缝转向问题,首先基于断裂力学原理与最大周向应力准则,分析了储层原始地应力场和压裂液渗透场时空演化规律,建立了裂缝转向起始模型,并考虑转向裂缝面复杂的应力边界条件,利用位移不连续法建立了裂缝转向扩展模型;其次着重考虑了射孔角度、地应力差及施工排量对压裂缝转向扩展的影响,结合焦作恩村矿区现场施工参数,分别计算了裂缝起偏角度和偏转距离。计算结果表明：水力压裂条件下,射孔角度与地应力差对近井区压裂缝转向影响较大,而压裂液排量则影响较小;当射孔角度或地应力差较小,压裂缝偏转距 离较大,形成的压裂缝曲率也较小;反之亦然。最后运用XFEM软件模拟裂缝转向扩展机制,经与计算结果对比,发现二者较为吻合,从而验证了理论模型的正确性,研究成果可为定向射孔水力压裂现场控制提供理论指导。     

致密薄互层缝高扩展影响因素的试验研究

依据岩心观测以及岩石力学性质试验发现,研究地区致密薄互层油藏具有岩性、力学性质变化频次高,变化范围尺度小的特点。结合现场压裂数据,推断薄互层油藏压裂后产能低的主要原因是:压裂过程中,由于弱胶结面的存在,水力裂缝在层间的多次错动,导致水力裂缝缝高扩展受到抑制;压裂结束后,由于地应力作用,层间错动面闭合,有效水力裂缝面积减小。针对该推断,制备薄互层物理模拟试样,进行压裂物理模拟试验。通过物理模拟试验结果发现:层间高弹性模量差异,对于水力裂缝垂向扩展的抑制作用并不明显。在破裂压力后,增加排量仅对增大水力裂缝的体积有促进作用,对水力裂缝穿入其他岩层的作用较小或是没有。     

基于流-固耦合的压裂裂缝形态影响因素分析

压裂裂缝形态易受储层物性、地应力、施工参数及压裂液黏度的影响.基于多孔介质流-固耦合的基本方程,根据损伤力学基本理论,利用cohesive黏结单元模拟压裂过程中裂缝起裂、扩展造成的损伤,以此建立水力压裂垂直裂缝扩展的三维有限元模型.模型可以对垂直缝扩展进行动态模拟,定量描述压裂过程中裂缝长度、高度、宽度.通过模拟发现:①储隔层弹性模量差值较小、施工排量过大、储隔层最小水平主应力差值较小均可能造成泥岩穿层,裂缝长度急剧下降,严重影响压裂效率;②渗透率对裂缝长度的影响最大,高弹性模量、低渗透的储层容易造长缝,但是高弹性模量、高渗透或高滤失的储层裂缝长度较短;③弹性模量对裂缝宽度的影响最大.     

致密薄互层缝高扩展影响因素试验研究

依据岩心观测以及岩石力学性质试验发现,陇东地区致密薄互层油藏具有岩性、力学性质变化频次高,变化范围尺度小的特点。结合现场压裂数据,推断薄互层油藏压裂后产能低的主要原因是：压裂过程中,由于弱胶结面的存在,水力裂缝在层间的多次错动,导致水力裂缝缝高扩展受到抑制;压裂结束后,由于地应力作用,层间错动面闭合,有效水力裂缝面积减小。针对该推断,制备薄互层物理模拟试样,进行压裂物理模拟试验。通过物理模拟试验结果发现：层间高弹性模量差异,对于水力裂缝垂向扩展的抑制作用并不明显。在破裂压力后,增加排量仅对增大水力裂缝的体积有促进作用,对水力裂缝穿入其他岩层的作用较小或是没有。     

含砾砂岩储层重复压裂新方法及机理分析

重复压裂技术广泛应用于老油田开发过程,尤其适用于致密砂岩、页岩等典型储层,而含砾砂岩储层中重复压裂方法的有效性还有待研究。针对重复压裂含砾砂岩储层产生复杂裂缝网络的压裂方法问题,基于动态载荷促进裂缝分叉、易渗透压裂液明显降低岩石有效应力的作用机理,本文提出“变排量、分阶段多压裂液组合”的重复压裂方法。为验证该方法的合理性,本文以人工预制的含砾砂岩试件为实验对象,通过变排量、分阶段注入不同性质压裂液进行了室内真三轴压裂模拟实验,总结了压裂机理。研究表明：变排量压裂方式产生的裂缝条数至少是定排量压裂方式产生裂缝条数的3倍;分阶段多压裂液组合压裂方法产生水力裂缝的条数是单一类型压裂液压裂产生裂缝条数的3倍。变排量、分阶段多压裂液组合的压裂方法将对含砾砂岩储层进行重复压裂产生复杂裂缝具有一定的借鉴意义。     

页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析

压裂实践表明,页岩储层的水力裂缝呈现出非平面、多分支的复杂延伸模式,这与传统压裂理论认为的对称平面双翼裂缝从形成机理上存在本质的区别。基于室内实验、矿场压裂实践、理论分析和数值模拟等研究成果,系统分析了页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素。研究表明:页岩储层的裂缝延伸形态受到地质因素和工程因素的双重作用,从储层地质属性上看,岩石的脆性矿物含量越高、岩石的力学弹性特征越强、水平应力差越小以及天然裂缝越发育,越有利于压裂缝的成网延伸与扩展;从压裂作业的工程条件上来说,施工净压力越高、压裂液流体黏度越低以及压裂规模越大,越有利于形成充分扩展的缝网。该研究对认识页岩储层缝网扩展机理以及提高页岩储层压裂设计的科学性具有重要的理论价值和现实意义。     

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。     

低渗低压水平气井压裂研究及实践

水平井技术已逐渐成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段,国内外应用情况表明,钻遇在低渗透油藏的水平井,不经过压裂酸化改造很难达到工业开采价值。从区域地质特征及井况条件出发,充分研究了压裂液、支撑剂选择、压裂管柱结构以及压裂规模等方面,通过优化设计,确定了适合低渗低压水平井的压裂的前置多段塞、大排量造缝、降排量携砂及施工方案优化等压裂技术措施。对红台2-17井进行了大型压裂施工试验,取得了较好的增产效果,为国内低渗储层低压水平气井压裂提供了宝贵的经验。     

新型缝网压裂技术在镇北致密储层的研究与应用

北美非常规油气藏的成功开发为长庆致密油藏改造开辟了新的技术途径。在与北美巴肯致密油藏特征进行对比分析的基础上,指出镇北长X致密储层具有天然裂缝发育、岩石脆性程度高、水平两向应力差适中的特点,具备大规模体积压裂形成复杂网状裂缝的条件。因此,以体积压裂为理念,在该区块开展了的"高排量、大液量、低黏压裂液、小粒径支撑剂"技术模式的新型缝网压裂先导性试验,取得了较好的增产效果,为长庆油田0.3mD以下致密油藏压裂改造积累了重要的经验。     

致密储层水力压裂裂缝几何形态地质影响因素及控制方法

水力压裂是致密储层有效开发的主要技术之一,得到油田的广泛应用。水力压裂裂缝几何形态影响因素研究,是致密储层压裂成功的关键,因此,本文以大庆致密储层为例,采用Abaqus有限元软件进行了模拟计算,研究了油藏储隔层最小水平地应力差,弹性模量差,泊松比差和抗拉强度差对裂缝几何形态的影响,研究结果表明：储隔层最小水平地应力差,弹性模量差和抗拉强度差对裂缝的几何形态和扩展有较大的影响;而泊松比差对裂缝几何形态的影响微乎其微。本文通过低温冷却和增加人工隔层等方法对裂缝几何形态的控制分析,为现场压裂施工提供了基础。     

致密砂岩气藏纳米封堵型低伤害压裂液研究

针对常规胍胶压裂液对致密砂岩气藏伤害大的难题，通过分子结构设计和正交实验，研制了一种纳米封堵型低伤害压裂液，在致密气藏压裂施工中能封堵部分压裂液于储层基质外，施工后液体能快速返排，从而有效降低稠化剂分子的滞留吸附与液相伤害。该压裂液在35$\sim$140℃、170 s$^{-1}$条件下剪切120 min，终黏度大于80 mPa$\cdot$s；能彻底破胶，残渣含量低，破胶液表面张力为25.91 mN/m，对致密砂岩岩芯伤害率低于15%，封堵性能及其他综合性能满足现场施工要求。该压裂液在ZJ125井现场应用，效果良好，施工后液体返排快，返排率高达75.94%，比邻井提高47%，天然气产量1.647 5$\times$10$^4$m$^3$/d，是邻井JS316HF井产量的两倍，显示了其在致密砂岩气藏中良好的低滞留特性。     

分段压裂水平气井产能数值模型建立

随着水平井分段压裂技术在致密气藏开发中广泛应用,压裂后产能的预测对开发此类气藏具有重要意义。应用复位势理论和势叠加原理等基本渗流理论,结合水平井压后裂缝形态和单相气体渗流机理,推导出考虑水平井筒内压降损失时的产能预测新模型。模型综合考虑了多条裂缝间的相互干扰和各条裂缝的长度、缝宽、导流能力、缝间距对各条裂缝产量的影响以及水平井筒内压降损失对产能的影响,建立了考虑多因素的水平气井产能数值模型。编制了模拟计算软件。并以长庆油田某致密气藏区块为例进行了裂缝方案优化设计。研究成果对于低渗致密气藏井网部署及开发方案编制具有一定的指导意义。     

致密油藏特征及一种新型开发技术

 致密油包含源储接触和源储紧邻两种典型源储配置关系,且致密油不包含页岩油,这明晰了致密油的定义和分类。从构造、岩石物性和流体性质3 个方面总结了致密油的储层特征。中国致密油资源潜力巨大,是目前中国非常规油气开发领域最为现实的选择。HiWAY 流道水力压裂技术在开发致密油方面极具潜力,已在全球10 个国家的40 多个非常规油气田成功作业,平均增产20%以上,并大幅度节约了用水量和支撑剂使用量,其技术的关键在于通过交替式间歇注入支撑剂和高强度凝胶压裂液在裂缝中产生流道,并利用一种新型的纤维添加物来使流道保持稳定分布。     

特低渗透油藏注气驱长岩心物理模拟

西部某油藏的储层物性为低孔特低渗,平均孔隙度12.32%,平均渗透率2.1×10-3μm2,在开发过程中存在注水困难的问题.为了研究油藏注气可行性,在室内进行长岩心驱替实验,得到了不同气体(CO2、N2及烃类干气)改善原油物性的效果,以及注入不同流体(纯水驱、纯N2驱、纯CO2驱、烃类干气驱、N2泡沫驱)提高原油采收率的效果.研究结果表明:在CO2、N2及烃类干气中,CO2能明显改善原油的物性,对原油的降黏效果和膨胀效果较明显,而N2和烃类干气对原油的膨胀不是很明显.与注水相比,注入4种气体都可以大幅度提高特低渗油藏的采收率.在4种气驱中,N2泡沫驱的驱油效率最高,达到57.12%,但驱替压差随着驱替进行而一直升高,而且在实验过程中注入压力超过了地层破裂压力,且注入量也达到7.10 PV的体积,现场实施时应引起高度重视.其次是纯CO2驱,N2驱最差.     

临兴致密气压裂液全过程渗吸伤害规律

致密砂岩气作为重要的非常规天然气资源,需经过压裂改造才能实现有效开发。压裂施工中由于毛管力作用压裂液的渗吸现象会造成储层渗透率降低,从而降低采收率,因此开展压裂过程中压裂液渗吸伤害机理研究对储层保护和提高压后产能具有深刻意义。以临兴致密气区块为研究对象,通过室内渗吸实验模拟从压裂到返排整个过程中压裂液与储层之间的渗吸作用机理,探究了渗吸液相、压裂液黏度、岩心渗透率以及渗吸时间四种因素影响下的压裂液渗吸伤害规律,并利用灰色关联法量化分析各因素对渗吸伤害的影响程度。研究结果表明:压裂液黏度和压后焖井时间与储层伤害率呈正相关关系,与返排率呈负相关关系;岩心渗透率与伤害率呈负相关关系,与返排率呈正相关关系;压裂液渗吸对储层的伤害率较地层水大,返排率则低于地层水;各因素对致密砂岩气储层渗吸伤害的影响程度大小排序为:压裂液黏度压裂液渗吸时间岩心渗透率。研究结果为压裂施工现场的压裂液体系优选及焖井时间控制提供参考。