陆相页岩油储层水力压裂裂缝形态的试验

水力压裂技术是在页岩油气藏中建立人工裂缝网络的一种重要方法,但由于各储层地质条件的差异性以及页岩具有的强非均质性,使得水力压裂裂缝形态十分复杂.为了了解长7陆相页岩油储层页岩水力压裂裂缝网络的形成机理,将室内真三轴水力压裂试验与基于计算机断层扫描的3D可视化模型相结合,初步探讨了水平应力差异系数、压裂液黏度和天然不连续面对岩样水力压裂裂缝形态的影响.结果 表明:页岩水力压裂裂缝形态按照复杂程度可以分为三类,即单一裂缝,鱼骨状裂缝和网状裂缝;低水平应力差异系数和低黏度压裂液有利于形成复杂的裂缝网络,较为合理的条件为水平应力差异系数为0 ～0.53,且压裂液黏度为0～17.1 mPa·s,在此条件下易形成鱼骨状裂缝或网状裂缝;此外,平行于层理面的天然不连续面有利于形成复杂裂缝网络,但是过多的天然不连续面开启是不利于主水力裂缝的形成和扩展.     

济阳拗陷页岩储层水平井裂缝扩展数值模拟

由于物理实验受到实验条件、数量的限制,难以对裂缝扩展规律开展大规模的研究。因此,在有了一定的岩石力学测试、页岩压裂破裂方式测试以及页岩压裂裂缝扩展物模试验的基础上,开展了页岩压裂裂缝起裂及扩展规律数值模拟研究。基于流固耦合Biot固结理论、Darcy渗流定律,采用最大拉伸强度准则和Mohr Coulomb准则损伤阈值进行单元损伤判断,引入全新的材料分布算法,建立了水力压裂裂缝扩展的有限元计算模型。进行了岩石样本的参数标定试验。采用有限元计算方法研究了地应力、页岩脆性指数、压裂液黏度和层理特征等关键物理参数对页岩裂缝扩展的影响。结果表明,当脆性指数较小时,水力裂缝主要沿最大主应力方向在页岩基质中扩展,难以转向形成复杂缝网。层理胶结强度较高时,水力作用即便在局部压开天然层理,也难以持续以大角度偏离,而只能形成比较单一的裂缝。地应力比、压裂液黏度越低,层理密度等特性越高时,裂纹网络越复杂。     

页岩油压裂水平井变导流能力试井模型研究

致密油气、页岩油气等非常规油气资源由于其储层渗透率低,在开采过程中往往采用水平井多级压裂技术来提高单井产量,实现经济开采.基于渗流力学,建立了考虑应力敏感、变裂缝导流能力的裂缝性油气藏多段压裂水平井试井数学模型,通过Laplace和Fourier变换等方法求得模型在Laplace空间下的无因次井底压力解;用Stehfe...     

大厚层致密砂砾岩油藏直井多段压裂开发研究

针对纵向厚度比较大的低渗砂砾岩油藏,须选用直井压裂多段纵向裂缝的开发方式,本文采用数值模拟的方法展开研究.首先对比了分别采用分支水平井和多段压裂直井两种开发方式在厚层低渗油藏里的效果;然后分析了裂缝导流能力、供油面积、地层渗透率等产能影响因素,做出裂缝长度、Cf/Km(裂缝导流能力与地层渗透率之比)与累产的图版以用于压裂设计优化,同时研究了韵律与极差对开发的影响;最后研究了裂缝长度、高度、间距分布等布缝原则,以指导实际压裂方案。     

考虑应力干扰的页岩储层裂缝穿透准则

 根据页岩储层多裂缝应力干扰效应形成机理,建立了考虑水平有效地应力、裂缝尖端集中应力以及多缝干扰应力影响的页岩储层裂缝穿透准则。模型分析表明:考虑多缝应力干扰效应影响,压裂缝穿过天然裂缝的能力减弱,分段多簇压裂更有利于在页岩储藏中形成复杂缝网结构。裂缝越长,裂缝间距越小,天然裂缝分布位置越靠近中间裂缝,缝内净压力越大,导致裂缝间的干扰应力越大。随着压裂缝与天然缝间逼近角的减小,在一定应力比和裂缝内摩擦系数范围内,压裂缝穿过天然裂缝能力减弱,超过一定范围后,压裂缝穿透天然裂缝的能力增强。高应力比条件,裂缝穿透能力基本不受逼近角影响。     

页岩气储层体积压裂的可行性分析——以习页1井龙马溪组页岩气储层为例

页岩气藏体积压裂是指在水力压裂过程中,使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络,从而增加改造体积,提高气体产量和最终采收率。页岩的塑脆性是影响页岩可压裂性的主要因素之一,脆性越强压裂越容易形成裂缝网络从而提高产能,因此一直以来都是研究的重点。页岩的脆性特征与页岩的脆性矿物含量和页岩的岩石力学参数有直接的关系,目前国内外计算脆性指数的方法很多。本文通过对所采集的龙马溪组页岩样品进行室内实验对习页1井龙马溪组页岩储层进行了体积压裂的前期可行性分析,并结合灰色关联分析法提出了一种关于计算综合脆性指数的经验公式的探讨,并给出了综合脆性指数的等级划分,为页岩气储层体积压裂的可行性分析和压裂层段的选取提供了一定的依据。     

页岩气压裂水平井拟稳态阶段产能评价方法研究

根据页岩气藏的实际特点,以渗流理论为基础,考虑地层向裂缝的变质量流,通过叠加原理建立了多段压裂页岩气水平井拟稳态阶段产能方程,分析了裂缝条数、裂缝半长、页岩基质有效渗透率和裂缝导流能力等因素对页岩气井初始无阻流量的影响。研究结果表明,可以采用新的二项式方程评价页岩气井产能。裂缝参数是影响页岩气井初始无阻流量的主要因素,无阻流量随裂缝条数、裂缝半长和裂缝导流能力的增加而增加。该方法可以在早期通过多工作制度试气资料确定压裂水平井产能方程和初始无阻流量,并已成功应用于涪陵龙马溪组页岩气井的产能评价。     

页岩储层水平井分段压裂裂缝间距设计及影响因素分析

水平井分段压裂技术在页岩储层中广泛应用。多级裂缝间的相互作用对裂缝周围的应力转向有很大的影响,如何优化裂缝间距是一个亟待解决的关键问题。以KGD水力裂缝模型为基础,建立了水力裂缝周围诱导应力场的计算模型和分段压裂裂缝周围复合应力场的计算模型。以水平最大主应力的偏转角、分段压裂段数极限、压裂井段总长度为判断依据,形成了水平井分段压裂裂缝间距设计方法。实例计算表明：裂缝间距与裂缝半长、原水平主应力差、裂缝内压有一定关系;在顺序分段压裂中,后压裂的裂缝间距应大于之前的裂缝间距。     

页岩储层水平井分段压裂裂缝间距设计方法及影响因素分析

水平井分段压裂技术在页岩储层中广泛应用。多级裂缝间的相互作用对裂缝周围的应力转向有很大的影响,如何优化裂缝间距是一个亟待解决的关键问题。以KGD水力裂缝模型为基础,建立了水力裂缝周围诱导应力场的计算模型和分段压裂裂缝周围复合应力场的计算模型。以水平最大主应力的偏转角、分段压裂段数极限、压裂井段总长度为判断依据,形成了水平井分段压裂裂缝间距设计方法。实例计算表明:裂缝间距与裂缝半长、原水平主应力差、裂缝内压有一定关系;在顺序分段压裂中,后压裂的裂缝间距应大于之前的裂缝间距。     

基于最小体积封闭椭球算法的多段水力压裂压裂改造体积估算

压裂改造体积(Stimulated Reservoir Volume, SRV)是页岩油气开发的重要参数之一。在多段水力压裂作业过程中,会存在不同压裂井段间压裂改造体积彼此重叠和单段压裂可能会形成复杂裂缝网络的问题。针对这两种情况,本文以微震事件的展布特征为基础,首先使用DBSCAN(Density Based Spatial Clustering of Applications with Noise)算法消除微震事件的异常定位结果和将复杂微震事件展布进行分组处理,转化为多组分布特征相对简单的微震事件,然后使用最小体积封闭椭球算法(Minimum volume enclosing ellipsoid, MVEE)估算单段压裂改造体积,最后基于椭球体参数,利用仿射变换消除多段压裂改造体积的重叠区域和单段压裂的不同分组间的重叠区域,并最终估算出整体压裂改造体积。使用两组实测水力压裂微震监测数据对本文方法进行了验证,并证明了该方法的有效性。     

页岩气低伤害超临界CO2凝胶压裂液研究

针对常规水压裂液会对页岩造成伤害，容易产生水锁，不易返排，还造成水资源消耗和污染环境等问题，制备了低伤害二氧化碳凝胶压裂液。将自备的F2EU和F4EU增稠剂加入到超临界CO₂基液中，探究两种增稠剂的加入量对CO₂凝胶压裂液黏度的影响，综合考虑成本与效果，优选了2%的F4EU增稠剂，可将CO₂的黏度增至15.4 mPa·s。研究了温度、压力以及剪切速率对凝胶压裂液黏度的影响。实验结果表明，随着温度升高黏度总体降低，但中间出现一个短暂升高阶段；随着压力上升压裂液黏度增加；随着剪切速率的增加压裂液黏度下降，属于一种典型的剪切变稀的假塑性流体。F4EU超临界CO₂凝胶压裂液的平均伤害率为1.39%，远远小于常规压裂液对岩芯的伤害率。实验表明，F4EU超临界CO₂凝胶压裂液在页岩气压裂开采中具有良好的应用前景。     

页岩气储层水力裂缝网络的延伸规律

为了深入认识页岩气储层水力压裂裂缝的延伸规律及裂缝网络形成条件,通过建立页岩气储层水力裂缝延伸的二维模型,分析地应力差异系数、天然裂缝及层理面等因素对水力裂缝延伸方向的影响规律,并对页岩储层水力裂缝网络的形成机制进行研究.研究结果表明:水力裂缝在层理面内转向、分岔及沟通天然裂缝是形成裂缝网络的关键,层理面和天然裂缝逼近角和地应力差异系数需在一定临界组合条件下才形成裂缝网络,偏离该条件均形成单一裂缝;最大水平主应力方向与页岩的层理面和开度较好的天然裂缝之间的逼近角呈大角度时,更有利于形成裂缝网络.     

页岩纳米孔内超临界CO2、CH4传输行为实验研究

了解超临界CO₂、CH₄在页岩纳米孔内传输行为,是研究页岩储层超临界CO₂注入能力、注入后时空分布以及提高页岩气藏采收率的基础。选用渗透率小于100 nD的龙马溪组富有机质页岩基块岩样,利用岩芯流动实验装置,通过监测岩芯入/出口端气体压力与混合气体（CO₂、CH₄）浓度变化,对比了页岩纳米孔内超临界CO₂、CH₄传输能力,分析了传输能力差异的原因。结果表明：页岩纳米孔内超临界CO₂压力传递速率明显小于CH₄,实验结束后岩样入口端二元混合气体组分中CH₄百分含量显著降低,证实页岩纳米孔内超临界CO₂传输能力显著低于CH₄,主要原因是超临界CO₂吸附能力更强、扩散-渗流能力更小以及超高密度特性表现出的非混相、活塞式驱替行为。基于以上认识,选择某些压裂段注入超临界CO₂,而其他压裂段作为生产段,比单井"吞吐"方式（即注入-焖井-开井生产）更有利于驱替置换页岩纳米孔内游离态甲烷。     

考虑应力敏感和水力裂缝方位角的页岩产能模型

产能预测对页岩气的高效合理开发有着重要的作用，而目前国内外对于页岩气分段压裂水平井产能的研究没有同时考虑到天然裂缝应力敏感和水力裂缝形态及渗流特征对产能的影响。为此，根据双重介质渗流理论，综合考虑了页岩储层的吸附解吸、扩散运移、天然裂缝的应力敏感效应，建立了页岩储层渗流模型；同时考虑水力裂缝的有限导流能力、裂缝方位角等因素，利用点源函数方法将裂缝离散，之后叠加建立水力裂缝模型，最后将两种模型耦合得到页岩气藏压力水平井不稳定渗流模型和产能模型。根据已建立的页岩气压裂水平井产能模型，编程计算出产能特征曲线；通过对比模拟结果分析出，与实例类似的页岩气压裂水平井的最优水力裂缝导流能为15~18 D·cm，最优缝长分布方式为外高内低的U型，最优水力裂缝间距分布为等间距分布；模拟结果与页岩气井的现场数据的对比，也验证了该模型的准确性。该研究对页岩气开发有着重要的指导意义。     

页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模拟技术

页岩气藏天然裂缝分布复杂,地层非均质性强,水平井压裂技术是开发的必要手段,建立页岩气藏压裂缝网扩展与流动一体化模拟方法对于制定生产方案及评价压裂措施具有重要的现实意义。采用基于闪电模拟的油藏压裂裂缝网络扩展计算方法来模拟页岩气藏多分支裂缝网络形态,在此基础上进一步运用嵌入式离散裂缝模型（EDFM）来定量表征页岩气藏有机质-无机质-裂缝网络之间的复杂流动机制,从而实现页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模拟。基于该方法建立了200 m×200 m的地质模型进行缝网形态模拟以及流动表征,通过缝网扩展模拟方法得到裂缝网络分布规律,在此基础上基于嵌入式离散裂缝模型进行流动模拟,得到模型生产200 d后的含气饱和度分布以及产气量分布曲线。同时,基于本文模型分析了压裂液注入压力、分形概率指数、压裂液黏度以及裂缝网格精细程度等参数对裂缝网络形态、含气饱和度分布以及页岩气产量的影响。研究表明,压裂液注入压力越高分形概率指数越小、压裂液黏度越小裂缝扩展范围越大、含气饱和度下降范围越大单井产量越高,裂缝模拟精度会显著影响产量误差。基于该页岩气藏压裂缝网扩展流动一体化模型可以大规模模拟页岩气藏缝网形态以及多重介质复杂流动,为评价页岩气藏压裂施工好坏以及产量预测提供了有效的帮助。     

压裂液对油页岩裂缝扩展影响的数值模拟

压裂液在油页岩水力压裂裂缝扩展过程中扮演着重要的角色,因此获得压裂液对油页岩水力压裂裂缝扩展的影响规律对油页岩水力压裂技术的发展有着巨大的推动作用。文章选取羟丙基胍胶稠化剂配制成了不同含量的压裂液基液,并测量了其粘度。然后,基于XFEM裂缝扩展分析方法和压裂液对油页岩裂缝扩展的影响模型,采用Abaqus数值模拟软件,对吉林省汪清地区的油页岩进行了不同粘度和不同排量压裂液条件下的裂缝扩展仿真模拟。分析模拟结果发现,水力压裂裂缝在油页岩中扩展时,压裂液排量是影响裂缝扩展的主要因素,而压裂液粘度对油页岩裂缝扩展的影响很小;随着压裂液排量的增加,裂缝的长度和宽度迅速增大,其扩展速率亦随排量增加而增大;到水力压裂后期,裂缝长度和宽度逐渐趋于常值,即压裂液对裂缝扩展的影响逐渐变小。     

基于离散元方法的层理发育地层水力裂缝扩展规律

层理发育是页岩储层的典型特征,水力裂缝能否穿过层理面继续扩展决定了裂缝形态的复杂程度,其中层理强度是影响水力裂缝穿层行为的关键因素。为了探究层理强度对水力裂缝穿层行为的影响,采用块体离散元方法,分别计算了层理面的抗剪强度(黏聚力)和抗拉强度对水力裂缝在层状地层内扩展行为的影响。结果表明,水力裂缝遇到水平层理后的形态可分为转向层理面扩展和继续竖向扩展两种类型。层理面强度对水力裂缝的穿层能力具有显著影响,当层理面的抗拉强度和抗剪强度均较低时,水力裂缝的穿层能力差,水力裂缝不能穿过层理;当层理面的抗拉强度和抗剪强度均较高时,水力裂缝的穿层能力增强,水力裂缝穿过层理面扩展;当层理面的某一个强度较低时(抗拉或抗剪),则低强度因素成为主控因素,另一强度参数的增加不会改变水力裂缝的穿层能力。厘清了层理强度对水力裂缝穿层行为的影响,对层理发育地层的水力压裂施工具有重要的理论指导意义。     

非稳态原位热解扶余油页岩热-流耦合模拟

采用热-流耦合分析模式,对水力压裂之后扶余油页岩储层的传热导流渗透能力进行数值模拟,发现流体主要沿油页岩层理方向形成地裂隙流出,但是随温度的增加,孔隙度增大也会有少许流体从油页岩的原生孔隙流出,渗流场压力在同一截面自裂隙垂直于油页岩层理向两端呈现下降趋势;流体对油页岩地层热量的传导主要是沿裂隙方向进行.加热时间增长,裂隙两侧油页岩裂解,孔隙度增加,氮气向油页岩储层的扩散速度也得到了提高,加热至40d之后,裂隙周围油页岩首先达到裂解温度,加热至60~100d,油页岩层的平均温度自500K提升至650K,整个油页岩能够被有效热解.