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,...     

煤层气缝网压裂技术研究

为解决煤层气活性水改造效果差的难题,基于煤层发育被方解石充填的天然裂缝网络、压裂液滤失量大的特性,提出了新的缝网压裂思路,研制与煤层相适应的复合压裂液体系。潜在酸压裂液酸蚀充填矿物,使裂缝恢复畅通,形成相连通的复杂裂缝网络;清洁压裂液携砂,支撑压开的裂缝。探讨了该思路的可行性和优势,以及与页岩气、砂岩气缝网压裂的区别。分析了沁水盆地南部3号煤和15号煤地质特征,研制了相应的潜在酸压裂液和清洁压裂液,形成"潜在酸酸蚀裂缝充填矿物,清洁压裂液携砂"的缝网压裂技术。与常规活性水压裂对比表明,3号和15号煤层缝网压裂产量高,见气普遍更早。3号煤压裂支撑剂用量更少,15号煤煤层气开发取得历史突破。实践表明煤层气缝网压裂具有可行性。     

基于EDFM的致密油藏分段压裂水平井数值模拟

为了解决致密油藏分段压裂水平井由于裂缝模型建立难度大导致的产量评价困难的问题,通过引入嵌入式离散裂缝模型（Embedded Discrete Fracture Model,EDFM）,采用矩形网格,建立了考虑重力和应力敏感效应的三维致密油藏分段压裂水平井模型。首先,用Saphir对该模型的准确性进行了检验;然后,利用该模型进行了三维致密油藏、天然裂缝性致密油藏以及裂缝分布形态影响的数值模拟研究。结果表明,嵌入式离散裂缝模型能较好反映流体在天然裂缝和压裂缝网内的流动特征;压裂施工位置应选择天然裂缝发育的区域;分段压裂水平井的裂缝分布形态对产能影响显著,缝网与基质接触面积越大,油井产能越大,因此,最优化的裂缝分布可作为体积压裂施工目标。     

考虑毛细管力的页岩储层压裂缝网扩展研究

页岩储层中广泛发育着各种尺度的天然裂缝,这些天然裂缝小到纳米、微米量级,大到毫米甚至是工程量级,显著影响着压裂后的裂缝网络形态.同时,在页岩压裂施工过程中,压裂液会进入到这些不同尺度的天然裂缝中,在天然裂缝内部存在气-液两相流体,产生毛细管力.当天然裂缝尺度不同时,在裂缝中产生的毛细管力大小不同,尤其是当天然裂缝尺度较小时,在其内部会产生较大的毛细管力,进而显著影响天然裂缝内压裂液的流动以及压裂裂缝网络的扩展.本文建立了同时考虑天然裂缝尺度以及压裂液与储层岩石润湿特性的页岩压裂缝网扩展模型,研究了在毛细管力影响下的压裂裂缝网络的扩展特征.通过研究发现,当天然裂缝初始长度较长、缝宽较小、压力液与储层润湿性较强时,天然裂缝更容易扩展,形成较大规模的裂缝网络.当天然裂缝尺度各异时,将形成复杂的裂缝网络,该模拟结果与室内大型页岩水力压裂实验中观察到的裂缝网络扩展形态相同.     

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。     

页岩水力裂缝网络形态及激活机制研究

针对页岩体积压裂后量化复杂裂缝网络构成及裂缝激活程度的问题,基于有限元、全局嵌入黏聚区域模型以及真实页岩露头,建立了预制结构弱面的复杂水力缝网模型。在考虑全耦合应力-流体影响下,研究了弱面逼近角、水平应力差、压裂液黏度以及排量对裂缝网络组成、几何形态以及SRV的影响,提出能够量化分析裂缝网络构成以及裂缝激活程度的裂缝相对激活程度概念。研究结果表明,页岩压后裂缝几何形态受力学性质最弱的弱面控制,分别呈轴对称与中心对称网络状分布;裂缝网络由主导游离气传输的弱面型裂缝与主导吸附气传输的基质型微裂缝共同构成;弱面逼近角、水平应力差以及压裂液黏度对SRV长轴的影响并非呈现单调性变化,逼近角的增加、水平应力差、压裂液黏度以及适当排量的降低会导致SRV短轴增加;水平应力差对裂缝相对激活程度的影响也并非呈现单调性变化,弱面逼近角、压裂液黏度以及排量的增加会引起基质型微裂缝相对激活程度、激活裂缝总长度的增加以及弱面型裂缝相对激活程度的降低。     

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。     

页岩气藏压裂数值模拟敏感参数分析

针对页岩气藏压裂形成复杂裂缝网络后,单一的裂缝描述方法不再适用的问题,采用Eclipse 软件中的页岩 气模型,建立了一种“等效方法”,将页岩气有效改造体积表征为“主裂缝+ 网络裂缝渗透率”,代替“主裂缝+ 次裂 缝”的模拟方法,两种方法产量和长期压力驱替是等效的,解决了手工划分网格工作量大、计算速度慢的问题。运用 Plackett-Burman 型线性试验设计方法,对水力裂缝参数和储层参数进行敏感性排序,结果表明：水力裂缝参数中,压裂 纵向改造程度、网络裂缝渗透率和有效改造体积对产量影响最敏感,储层参数对产量影响敏感程度由强到弱为：地层 压力系数、总含气量、储层有效厚度、吸附气比例、井底流压、基质渗透率。为页岩气压裂选井选层和压裂设计方案优 化提供了依据。     

致密薄互层水力压裂裂缝垂面扩展施工因素数值模拟

中国具有丰富的致密油气藏储量,必将成为中国接替的油气资源。致密油藏开发主要依靠水力压裂技术,对于致密薄互层,施工因素作为可控因素,对于现场施工具有重要意义。因此,本文研究针对鄂尔多斯盆地致密储层,低孔低渗、储层厚度薄等特点,以该地区L井F12地层为例,采用Abaqus有限元软件进行了模拟计算,研究了施工过程中的排量以及压裂液黏度对裂缝垂面扩展规律的影响,并且根据实际情况对模型进行验证,确定了模型和模拟方法的准确性。研究结果表明：压裂液的排量对于裂缝的扩展具有重大影响,排量越大,裂缝的扩展速度越快,裂缝的缝高和缝宽越大;压裂液黏度对裂缝的扩展行为影响微乎其微。并进一步分析发现,针对致密薄互层,仅仅只改变压裂液排量和黏度并不能将裂缝控制在储层内,采用变排量控缝高技术辅以其他控缝高手段能够更好地将裂缝控制在储层内,为现场压裂施工提供了基础。     

宁209X1立体开发平台水力压裂复杂裂缝井间干扰机理

四川盆地长宁区块页岩气储层已经进入立体开发阶段,在龙马溪组主力产层采用“W”形的上下两套水平井进行立体开发,井距由最初的500 m减小到300 m。随着井距的减小和立体开发井位的部署,井间裂缝产生干扰时常发生,甚至造成井间压窜,致使邻井产能下降。为探究立体布井水力压裂复杂裂缝井间干扰机理,基于地质工程一体化思路,建立了宁209X1立体布井平台的综合地质构造及地质力学模型、天然裂缝的离散裂缝网络模型以及立体井组水力压裂复杂裂缝扩展数值模型,模拟了该平台4口井的压裂裂缝形态,并对井间压裂裂缝干扰机理进行分析。结果表明：该平台水力压裂裂缝在横向上难以对邻井产生干扰,且缝高方向扩展受控;少数压裂段各簇裂缝出现了非均匀起裂扩展现象,部分压裂段出现非对称扩展现象;在当前条件下,天然裂缝带是决定是否产生井间干扰的关键性因素。研究结果可为裂缝性页岩气立体开发平台压裂施工参数优化提供理论支撑。     

页岩气藏水平井分段多簇压裂与流动数值模拟

为探究页岩气藏水平井压裂参数对产气量的影响,开展了分段多簇压裂与流动的数值模拟研究。裂缝扩展模型考虑应力阴影作用,利用位移不连续方法求解应力与位移不连续量。耦合井筒和裂缝中流体流动,并采用牛顿迭代法求解;考虑页岩气的黏性流、Knudsen扩散和吸附解吸,采用离散裂缝模型对压裂后页岩气的流动进行了求解。模拟结果表明:多簇裂缝同步扩展时裂缝间距越小,两侧裂缝偏离最大水平主地应力方向角度越大,中间裂缝宽度越小;随着水平井压裂段数增加,累积产气量增加,但增加幅度逐步降低;至于压裂段,三簇压裂比两簇压裂累积产气量高;裂缝间距越大时,累积产气量越高。     

考虑非达西和气水相渗的页岩气支撑裂缝缝内气相导流能力研究

水平井分段压裂是页岩气有效开采的关键技术之一,压后支撑裂缝成为页岩气渗流的重要通道。页岩气压后产量大,并伴有压裂返排液或地层水的产出,缝内呈现非达西气水两相渗流状态。本文通过修正支撑裂缝导流能力的测试行业标准,建立了气测非达西渗流支撑裂缝导流能力计算模型,通过实验数据证实了考虑非达西效应后导流能力下降幅度约为50%;同时本文基于支撑裂缝气水两相渗流相渗计算公式预测了不同含水饱和度和束缚水饱和度下气相导流能力均呈现不同程度的下降趋势;研究认为页岩气压裂施工设计时不宜采用传统行业标准进行优化,应确定支撑裂缝导流能力的真实值。     

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。     

页岩气藏水力压裂渗吸机理数值模拟研究

针对页岩储层在水力压裂作业和生产中渗吸机理及作用规律不清的问题,开展了渗吸机理及其引起的地层伤害评估的研究。建立了考虑不同影响因素的页岩水力压裂渗吸数学模型,包括基质和裂缝流动,气体扩散和解吸,应力敏感效应和毛细管压力,然后,讨论了在压裂气藏和后续生产期间如何通过量化裂缝面表皮演变来评估由于渗吸机制导致的储层伤害现象。结果表明,（1）在试井以及生产阶段渗吸对储层特性有较大影响,极大的毛细管压力是导致渗吸现象和水力裂缝附近水封的主要原因;（2）对于实施了水力压裂增产措施的新井通过探测裂缝压力可以获得原始气体压力;（3）润湿相阻塞导致的储层伤害是影响致密气藏水力压裂井生产能力的主要来源之一。研究结果对于页岩气藏的渗流特性能够提供深刻的理解,尤其是为早期生产阶段降低由渗吸作用可能造成的储层伤害来优化生产提供理论依据。     

页岩气藏压裂水平井产能特征研究

页岩气具有独特的储层特性与流动特征,其数值模拟方法与常规油气藏有很大差异。基于多重介质模型建立及基质离散模拟吸附气和游离气的瞬变流动方法,对储层进行体积压裂改造,实现了体积压裂模型的构建;在此基础上结合X井的生产数据对吸附类型、基质离散程度、裂缝-基质耦合系数、基质渗透率以及裂缝渗透率等因素对产能的影响进行了分析。结果表明,吸附类型、裂缝-基质传导率、油藏具有天然裂缝和基质裂缝渗透率以及压裂增产区域裂缝渗透率可以影响页岩气的生产年限、递减率以及裂缝导流能力,这对页岩气藏水平井进行压裂优化设计具有一定的指导作用。     

页岩气藏压裂井产能评价及分析

页岩气储存在自生自储的纳米级孔隙中，压裂成为页岩气开发的重要技术。在考虑了多尺度非达西渗流机理的基础上，建立了多种流态多尺度渗流模型，求出考虑有限裂缝流动的页岩气藏压裂井稳态产能方程，在该模型中充分考虑了孔隙尺寸对Knudsen扩散系数的影响，并探索了滑脱现象、Knudsen扩散系数D_K、渗透率K、裂缝半长L_f、裂缝穿透比L_f/R_e与裂缝流动能力K_f·W_f对压裂井产能的影响规律。研究结果表明，渗透率修正因子ξ对产能的影响较大，以多尺度渗流模型确定的页岩气压裂井产能与实际生产数据非常稳合。当井底流压<15 MPa时，滑脱效应对压裂井产能的影响开始增强，并且随着滑脱因子增加，压裂井的产能随之增加；岩芯渗透率越低，Knudsen扩散系数D_K和滑脱效应对产能影响越大。     

威远区块页岩气水平井产量主控因素分析

四川盆地威远区块国家级页岩气示范区开发效果显著,但仍存在单井产量差异较大的问题,深入分析页岩气水平井高产的主控因素是目前研究的重点。利用威远示范区取芯井地质及测井资料明确龙马溪组龙一₁¹小层作为最优开发层系,开展储层精细评价研究,结合水平井压后评价建立了储层厚度、最优靶体位置、I类储层钻遇率与产量之间的关系,明确了天然裂缝发育程度对水平井产量的影响,定量计算了压裂液量、砂量和排量3项工程参数与缝网有效性的关系。结果表明：（1）龙一₁¹小层厚度与产量呈高度正相关;（2）距离龙一₁¹小层底部距离0~4 m是最优靶体位置;（3）I类储层钻遇率的高低直接影响着水平井高产与否;（4）天然裂缝发育有利于页岩气获得较高产量;（5）根据工程参数定义的缝网综合有效系数达到0.8以上时,可认为形成了有效的页岩气流动通道。     

考虑氧化作用的富有机质页岩吸附水量

页岩气井大型水力压裂后压裂液返排率普遍较低,滞留压裂液可能诱发页岩产生裂缝,但在水力裂缝与天然裂缝中占据有效气体传输通道,影响压裂效果。选取四川盆地龙马溪组典型富有机质页岩,采用填砂管与粒状页岩模拟体积改造的页岩气层,开展了蒸馏水与氧化液体积改造后页岩气层吸附水量的对比实验,明确了氧化对压裂液渗吸分散到裂缝附近基块孔隙的作用与机理。结果表明,与蒸馏水相比,氧化作用可以增强页岩渗吸分散水相作用,降低页岩孔隙空间内的自由水量,增加页岩吸附水量;富有机质页岩氧化作用消耗有机质,分解有机黏土复合体,裂缝与孔喉壁面更多的黏土矿物接触压裂液,增加黏土矿物吸附水量,降低裂缝面及基块孔隙含水饱和度,释放渗流空间。建议根据具体工程地质特征,优选氧化性流体的加入时间及用量,充分发挥滞留氧化性压裂液的造缝能力,促进压裂液渗吸分散,实现压裂液少返排或零返排,增大气体在裂缝中有效渗流通道。     

致密气藏多级压裂水平井生产动态机理分析

为准确预测致密气藏多级压裂水平井在非线性渗流和复杂裂缝下的生产动态特征,通过双重连续介质-离散裂缝耦合模型对原始致密储层和水力压裂裂缝系统流动特征进行刻画并构建综合渗流数学模型,采用非结构三维四面体网格和控制体积-有限元方法建立全隐式数值模型,并通过修正Peaceman方法建立复杂压裂水平井数值井模型,从而获得准确的数值解。开展含水饱和度、应力敏感系数、压裂裂缝压开程度和空间非对称分布等关键参数对X致密气藏某区块压裂水平井生产动态的影响因素分析。研究表明,该模拟方法能准确预测致密气藏压裂水平井生产动态特征,为致密气藏的高效开发提供理论支撑和计算工具。