页岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究

页岩气藏储层具有超低孔、超低渗的物性特征,通过体积压裂改造形成复杂人工裂缝网络,是实现页岩气有效开发的关键。试验采用大尺寸真三轴水力压裂模拟,研究水平地应力差、泵注排量,井筒数量等因素对页岩气储层压裂裂缝扩展规律的影响。通过观察压后页岩表面裂缝延伸路径,结合工业高能CT扫描确定页岩内部实际的水力裂缝形态。实验所选用页岩脆性中等,但层理特征明显,微裂隙发育,具有可压性。试验结果表明:水平应力差为3 MPa时,水力裂缝易转向,沟通近井天然裂缝或弱胶结层理面;随着水平应力差的增加,有利于横切缝的产生,沟通远处更多天然裂缝及层理;当水平应力差达到12 MPa时,仅能形成简单平面横切缝。另外,变排量压裂或双井筒同步压裂可以有效地增加裂缝密度,提高水力裂缝复杂程度;但在12 MPa的水平应力差下,双井筒同步压裂仍然仅生成2条简单的水平缝。     

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,...     

多裂缝储层水力裂缝扩展机理试验

采用大尺寸真三轴试验系统,对多裂缝储层水力裂缝与多裂缝干扰后影响水力裂缝走向的各种因素进行了研究,并分析了压力曲线特征。试验结果表明：水平主应力差和逼近角是决定水力裂缝走向的主要因素,高水平应力差和高逼近角有利于水力裂缝穿过多裂缝,水平主应力差越大,水力裂缝形态越平直;天然裂缝带发育程度和天然裂缝面摩擦系数也是影响裂缝走向的主要因素,天然多裂缝越发育,越易造成压裂液大量滤失进而产生多水力裂缝,摩擦系数越小,水力裂缝越易沿天然裂缝转向;天然多裂缝带的存在,会造成水力裂缝形态的非对称性;水力裂缝的扩展具有非稳态特性。     

四川页岩压裂裂缝扩展实验及力学特性研究

采用真三轴压裂物理模拟的方法,研究了四川页岩储层压裂过程中的水力裂缝扩展行为和裂缝形态.实验结果表明,四川页岩压裂裂缝扩展模式分为主裂缝多分支裂缝和网状复杂裂缝.在水平主应力差较高的实验条件下,压力曲线波动频率高且趋势平稳,实时声发射监测结果表明,在实验的前期压裂裂缝易穿过天然节理,并形成单一主裂缝,而在实验的后期易形成多分支裂缝;在水平应力差较低条件下,压力曲线波动频率高但是不时伴有压力陡降,声发射监测结果表明,水力裂缝扩展易沿着页岩天然裂缝系统扩展,并形成复杂裂缝形态.定义了水力裂缝垂直穿过页岩层理面时的临界摩擦系数,采用实验参数和结果,揭示了在上述条件下,水平地应力差异系数和临界摩擦系数之间的相互关系,随着水平地应力差异系数的增加,临界摩擦系数显著降低.上述研究对中国的深层页岩气开发具有一定的指导意义.     

定向射孔水力压裂多裂缝形态实验研究

采用大型(试件尺寸：300 mm×300 mm×300 mm)真三轴水力压裂物理模拟实验系统,研究了定向射孔水力压裂人工水力裂缝起裂和形态的影响因素。研究结果表明：定向射孔方位角和水平地应力差对定向射孔水力压裂人工水力裂缝的起裂和形态影响巨大。定向射孔水力压裂形成的人工水力裂缝可能不是理想的平直双翼裂缝,而是双翼弯曲裂缝;在水平应力差和定向射孔方位角较大的情况下,容易形成由定向射孔方向和最大水平地应力方向多点同时起裂的非对称多裂缝系统或穿过微环面的双翼裂缝。提高原场地应力测量的精度和定向射孔的定向精度,将定向射孔方位角控制在较小角度,有利于避免产生形态复杂的人工水力裂缝,降低压裂施工难度和砂堵风险,改进压裂增产效果。     

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。     

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.     

页岩气藏缝网压裂物理模拟的声发射监测初探

水力压裂模拟实验中,对水力裂缝的监测和识别是研究储层裂缝形态的基础。利用室内大尺寸真三轴水力压裂物理模拟装置对300 mm×300 mm×300 mm立方体页岩试样开展体积压裂实验,建立多通道声发射实验监测系统,在试样两个对称侧面布置声发射探头,采集实验过程中裂缝破裂时的声波信号,对裂缝缝网形成过程进行三维动态实时跟踪,可以明确水力裂缝起裂和裂缝扩展形态;再结合声发射计数曲线和泵压曲线可以实时监测水力裂缝不同扩展阶段,判别水力裂缝与天然裂缝相互沟通过程。监测过程发现,声发射累积次数最高点先于破裂压力点出现,水力裂缝扩展接收的声发射信号多于天然裂缝开启过程,地层破裂后泵压曲线的波动可以识别裂缝之间的沟通程度,打开试样观察示踪剂的分布特征进一步验证了声发射监测结果。     

天然裂缝对煤层水力压裂裂缝扩展的影响

煤层井下水力压裂过程中,天然裂缝会对水压裂缝的扩展产生重要影响,通过建立水压压裂裂缝遇天然裂缝二维模型,采用理论分析结合数值模拟的方法,对裂缝扩展规律及天然裂缝破坏机理进行研究.研究表明:扩展中主裂缝与天然裂缝的相交角度、水平主应力差及天然裂缝的发育程度是影响扩展方向的主要因素.在低主应力差、低相交角的条件下,压裂裂缝趋于沿天然裂缝发生剪切破坏扩展;在高应力差和高相交角情况下,压裂裂缝易直接穿过天然裂缝扩展.当天然裂缝尺寸较长,压裂裂缝易沿天然裂缝扩展,而小尺寸的天然裂缝对裂缝扩展影响不大.     

鄂尔多斯长7致密砂岩储层体积压裂可行性评价

从储层岩石矿物组分、岩石脆性指数、天然裂缝发育状况以及体积压裂所需地应力条件4个方面分析了鄂尔多斯盆地长7致密砂岩储层实施体积压裂的可行性。结果表明:鄂尔多斯长7储层岩石石英质量分数为40.3%,脆性指数为35%~50%;储层微裂缝发育概率在60%左右,裂缝密度为3条/10 m,天然裂缝及水平层理较发育;水平两向主应力差为4~5 MPa,均可满足实现体积压裂复杂形态裂缝扩展的条件。体积压裂井试采效果表明,体积压裂后可形成一定程度复杂缝网。水平井体积压裂技术可成为该储层高效开发的重要措施。     

致密油藏水平井体积压裂裂缝扩展及产能模拟

阐述了地质因素和工程因素对体积压裂裂缝形态的影响;利用数值模拟方法,模拟了不同储层条件下水平井体积压裂裂缝扩展情况,分析了不同裂缝参数下水平井产能变化规律。结果表明:1对于高水平主应力差且天然裂缝欠发育储层,增加射孔簇数有利于提高裂缝复杂性;对于低水平主应力差且天然裂缝较发育储层,适当减少射孔簇数有利于增强体积压裂效果。2水平井体积压裂后产能比常规压裂有大幅增加,改造体积越大、导流能力越高,则产能越大;当地层渗透率从0.1×10-3μm2降低至0.001×10-3μm2时,次裂缝对产能的贡献程度从近1/6增加至近1/3。3当储层渗透率大于0.01×10-3μm2时,较大的簇间距(30 m)能减弱缝间压力干扰,保持较高产能;当储层渗透率小于0.01×10-3μm2时,压力传播速度慢,压力干扰相对较弱,较小的簇间距(15 m)有利于获得较高产能。     

砂泥交互储层定向井压裂裂缝穿层扩展真三轴实验研究

对于低渗透砂泥互层储层,为沟通更多砂岩层并增加泄油面积,通常采用斜井结合水力压裂技术进行开发。与直井和水平井相比,斜井中水力裂缝的起裂、转向形态复杂,而近井区域的裂缝复杂程度决定了压裂效果。针对储层中砂泥互层的情况,利用物理模拟实验,研究了砂泥互层中不同钻完井参数及地应力条件下水力裂缝起裂、转向和垂向扩展形态。研究结果表明:方位角和水平应力差对裂缝扩展能力有很大影响,当方位角较大,水平应力差较小时,近井区域裂缝扭曲程度大,数量多,不利于裂缝垂向扩展和施工后期加砂;泥岩层会阻碍裂缝垂向扩展,砂岩层与泥岩层之间应力差越高,阻碍作用越大,裂缝越不容易从砂岩层进入泥岩层。根据实验所得结论,提出了组合及分层压裂的判断依据。     

缝洞型碳酸盐岩裂缝扩展分析

针对缝洞型碳酸盐岩水力裂缝转向问题,基于多孔介质流-固耦合基本方程和损伤力学基本理论,建立了缝洞型碳酸盐岩储层的裂缝扩展有限元模型并进行模拟分析,模拟发现：（1）水力裂缝遇到天然裂缝,逼近角越大,水力裂缝转向的极限水平主应力差越小;天然裂缝长度越长,极限水平主应力差越大。（2）水力裂缝遇到缝洞体,溶洞宽度越大,水力裂缝沿转向的极限水平主应力差越大;天然裂缝的逼近角越大,极限水平主应力差越小。（3）压裂裂缝遇到天然裂缝转向后,转向后的裂缝的宽度变小;水力裂缝遇到溶洞,裂缝总体宽度急剧下降。     

水力裂缝与天然裂缝相互作用与影响

在非常规油气藏中,复杂裂缝网络的形成在很大程度上受水力裂缝与天然裂缝相互作用的影响。基于断裂力学理论,建立了水力裂缝与天然裂缝相互作用力学模型,分析天然裂缝介质系统中水力裂缝遭遇天然裂缝后的扩展形态。对于水力裂缝穿越天然裂缝的情况,给出了穿越角度;对于未穿越情况,给出天然裂缝张开闭合形态判别方法。通过数值计算研究了水平主应力差、逼近角、界面摩擦系数和裂缝净压力等因素的影响。结果表明,在高水平主应力差、高逼近角和高界面摩擦的条件下,水力裂缝倾向于穿越天然裂缝;在低水平主应力差、低逼近角和低界面摩擦的条件下,水力裂缝则更容易被捕获。同时,在水力裂缝内净压力越高,天然裂缝越容易张开。该模型为分析水力裂缝与天然裂缝相互作用过程以及水力压裂工程设计提供了依据。     

定面射孔对压裂初始裂缝形态的影响研究

定面射孔是致密油水力压裂改造的一种新型完井措施。利用大尺寸真三轴水力压裂实验系统开展了300 mm×300mm×300 mm立方体试样定面射孔压裂物模试验,结合有限元三维应力分析,研究了定面射孔相位角对水力压裂初始裂缝形态的影响机制。研究结果表明:定面射孔各射孔道之间的应力干扰改变了近井筒应力分布格局,导致沿定面射孔方向水力裂缝呈倾斜状及迂曲状扩展,背离射孔方向裂缝形态为近垂直状形态。随射孔相位角减小,孔道间应力干扰增大、裂缝起裂压力提高,各射孔均产生破裂进而形成横向倾斜压裂平面。利用定面射孔技术可控制压裂初始裂缝呈非对称、非规则扩展形态,增加近井筒水力裂缝的复杂性。     

页岩气储层水力裂缝转向扩展机制

从页岩储层岩石断裂力学角度出发,推导三维空间中水力裂缝激活和转向控制方程,将转向扩展的水力裂缝视为不连续正应力条件下的连续延伸。分析控制裂缝转向扩展形态的关键因素和力学特征并进行实例计算。结果表明:从主裂缝扩展长度方向看,水平地应力差越大,裂缝转向后宽度越窄;压裂液排量和黏度越大,裂缝转向后剩余能量越大,裂缝宽度越大;水力裂缝和天然裂缝初始逼近角约为30°时最容易沿天然裂缝发生转向;水力裂缝发生转向后表观形态有较大变化,裂缝向偏离最大主应力方向扩展,造成裂缝宽度变窄;裂缝打开能量的过多耗散造成裂缝总体长度和体积变小;水力裂缝转向能扩展为2~3种裂缝模式的复合。     

缝洞型碳酸盐岩近井筒裂缝转向模拟研究

缝洞型碳酸盐岩油气储层在非主应力方向上存在许多储集体,水力压裂开采技术产生的压裂缝传统的扩展模式为对称双翼扩展线性裂缝,此方式很难沟通大量存在于非最大主应力方向上的储集体。定向射孔并控制水力裂缝扩展路径是解决此问题的关键。本文通过定向射孔压裂起裂模型判断水力裂缝起裂,最大周向应力准则作为判断裂缝转向扩展的依据,结合顺北某油气田实测参数,利用Abaqus扩展有限元法对射孔方位角、水平地应力差、射孔深度、压裂液排量等影响水力裂缝近井筒转向扩展的因素进行数值模拟。结果表明：射孔方位角、水平地应力差是水力裂缝转向扩展的主要控制因素;射孔深度的影响受水平地应力差的控制;压裂液排量的大小对于水力裂缝转向扩展几乎没有影响。     

水平井多段分簇压裂裂缝扩展形态数值模拟

水平井多段分簇压裂技术已成为低渗透油气增产的关键技术,能够大幅度增加储层的泄油面积,最大限度地提高采收率,而射孔簇间的应力干扰是影响水平井多段分簇压裂的关键因素。为了提高储层改造体积,研究簇间裂缝扩展的规律,根据流-固耦合及岩石断裂力学理论,利用ABAQUS扩展有限元法建立水平井多段分簇水力压裂二维模型,并利用数值模拟结果对现场2口井的压裂参数进行优化。数值模拟结果表明:水力裂缝长度、簇间距、水平应力差、压裂次序对水力裂缝形态影响显著;裂缝诱导应力场对裂缝形态影响程度随裂缝长度增加逐渐增强,随簇间距和水平应力差的增大逐渐降低;水力压裂次序可以明显改变诱导应力场分布,合理利用能增加有效裂缝长度。现场压裂参数优化后的2口井产能得到明显提高,证明了数值模型的可行性。     

基于扩展有限元的水平井改进拉链式压裂数值模拟

为了研究水平井改进拉链式压裂的裂缝扩展规律,根据水力压裂流-固耦合理论,采用扩展有限元方法分析改进拉链式压裂过程中簇间距、地应力等因素对各条裂缝扩展形态和缝间诱导应力场的影响。结果表明:裂缝间距越大,簇间应力干扰作用越小,但对每条裂缝的影响程度不同;较大的裂缝间距能够保证压裂后形成的各条裂缝具有相似的形态,且压裂缝的长度更长并能从射孔处向两侧均匀延伸,从而实现储层的均衡开发;地应力差越大,各条裂缝的扩展越均匀,减少了裂缝发生偏转的可能,并能在一定程度上降低邻井裂缝发生沟通的风险。     

压裂裂缝间距优化设计

在多裂缝压裂设计中,如何合理设置水力裂缝间距、最大限度形成缝网是储层改造过程中的关键问题.水力裂缝的形成会在裂缝周围产生诱导应力使得储层的应力差得到改善.根据单条水力裂缝诱导应力的解析解提出一种简便的裂缝间距设计方法,从而能最大限度促进复杂缝网形成.以平面二维水力裂缝的线弹性应力场为基础,采用应力叠加的方式来计算,通过调整水力裂缝间距将储层应力差缩小至能够形成缝网的范围以内,构建最佳的射孔簇间距.当单条水力裂缝净压力足以使原有水平主应力方向发生反转时,应力反转区的宽度即为最佳裂缝间距;当单条水力裂缝不足以使水平应力发生反转时,可通过两条裂缝间诱导应力的叠加协同效应,使得裂缝之间地层的水平地应力差降低至缝网形成的门限应力差以内,使中间新插入的裂缝能够形成网状裂缝,据此来进行缝间距优化;当进行多级压裂时,所有水力裂缝所产生的诱导应力可以依次相互叠加获得,然后进行裂缝间距优化;通过研究,提出储层改造的最佳裂缝距的计算方法,可为水平井多级压裂工艺参数的优化设计提供参考.