径向井引导水力压裂裂缝定向扩展技术研究

目前,利用径向井压裂改造技术开发低渗透油层、薄油层、裂缝性油气层、注水后“死油区”等受到越来越多地关注,但国内外尚未对此进行系统的研究。受地应力控制和储层非均质性影响,水力压裂裂缝很可能无法顺利沿径向井方向延伸沟通目标区域,导致储层增产效果不理想。基于多径向孔压裂裂缝起裂压力分析和塑性区理论,推导出多口径向井在地应力条件下引导压裂裂缝定向扩展准则。满足该条件时,多径向井会在储层中产生连续塑性区,裂缝在塑性区内扩展不受地应力影响而保持定向扩展,这保证了压裂施工时各径向井间裂缝相互贯通,形成沿径向井轴心面方向的的主裂缝。兼顾经济性优化出了径向井间的最大间距,为径向井水力压裂技术的有效实施提供了可靠的科学依据。     

基于扩展有限元的单径向井压裂裂缝扩展规律

径向井压裂技术已应用于多个油田并取得良好效果,而径向井对裂缝扩展的影响规律仍待研究。基于地层流-固耦合方程,建立扩展有限元（XFEM）模型,利用最大主应力准则、最大能量释放率准则判断裂缝的起裂与扩展,量化分析了不同参数对裂缝形态的影响规律,并对影响因素进行了灰色关联分析,最后通过大型真三维物模实验在一定程度上验证了数模结果的正确性。结果表明,压裂液通过径向井壁向地层渗滤形成了沿径向井分布的诱导应力场,在一定范围内,径向井产生的诱导应力可实现主裂缝沿径向井方向定向扩展,有效引导距离可达40m;水平地应力差、储层厚度的增大均会大幅降低径向井引导裂缝定向扩展的能力;径向井方位角的增大会显著增大起裂压力。研究成果对现场应用具有重要的指导意义。     

基于扩展有限元法的多径向井压裂裂缝形态

通过ABAQUS扩展有限元法(XFEM)建立基于地层流-固耦合方程的储层模型,以最大主应力准则、最大能量释放率准则为损伤机制,模拟分析单径向井、垂向多径向井、水平多径向井情况下的裂缝形态,并通过大型真三维物理模拟试验在一定程度上验证数值模拟结果的正确性。在多径向井压裂裂缝形态研究的基础上,对径向钻孔的布孔方案进行优化。结果表明:压裂时沿径向井分布的诱导应力场是压裂裂缝沿径向井定向扩展的根本原因,其有效引导距离可达40 m;垂向多径向井可有效强化压裂裂缝的定向扩展效果,且具备降低起裂压力的能力;水平多径向井在远井带形成沿各径向井独立扩展的主裂缝,近井带形成沟通相邻两径向井的次级裂缝,两者协同可有效提高泄油面积、降低近井带油流阻力。     

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。     

鄂尔多斯盆地现今地应力测量及其在油气开发中的应用

油气田开发中实施水力压裂措施、部署和优化注采井网必须考虑现今地应力方向、大小及其分布规律.通过岩石声发射法、钻孔井臂崩落法、古地磁定向岩石差应变法以及岩石压缩等实验方法,测定了鄂尔多斯盆地伊陕斜坡区现今主应力大小和方向,并以吴旗探区为例,讨论了现今地应力在油气开发中的初步应用.认为伊陕斜坡区不同深度砂岩的现今最大水平主应力(δ1)值介于20.3～60.01MPa之间,与深度线性相关性好,相关系数=0.952;现今最大水平主应力方向为NE-NEE-近EW向,由盆地西南(西)向东北(东)方向逐步偏转变大.在现今应力状态下,吴旗探区中生界延长组长6储层NNE-NEE向裂缝系统在水力压裂过程中将首先启动张开并连通,最先形成有效主渗流通道,随着外界流体压力逐步增大,NW及NWW向裂缝系统可成为次级渗流通道;同时认为长61储层人工裂缝扩展方位约为NE-SW向,压裂缝为沿最大水平主应力方向延伸的垂直裂缝,且井孔相对稳定.     

径向井排引导水力压裂裂缝扩展机理研究

为探究径向井排系统对裂缝的影响，明确水力裂缝的扩展规律，利用扩展有限元理论建立了流固耦合三维裂缝扩展模型，模拟了受径向井排引导的水力裂缝扩展过程。重点分析了3种影响因素（径向井排方位角、水平地应力差、径向井孔径）对水力裂缝的引导机理。首次提出了"引导因子"的概念，并将其作为有效评价径向井排引导效果的量化参数。研究发现，径向井方位角、水平地应力差、径向井井径会对水力裂缝的引导效果产生影响：较小的径向井方位角、水平地应力差以及较大的井径都使径向井排具有较强的引导能力和较好的引导效果，反之亦然。同时，较大井径对增加水力裂缝宽度有明显作用。最后，利用大尺寸真三轴水力压裂模拟试验证实了数值模拟结果具有一定的准确性。     

基于数值模拟的径向井压裂布孔方案

目前多径向井压裂的裂缝形态尚无合适的评价指标,缺乏针布孔方案设计的理论依据,限制了该技术的发展。结合某低渗稠油油藏实际参数相应的地层模型,分析不同布孔方案下裂缝形态的变化规律,并提出"最大缝控面积"理论作为布孔方案优化的依据;在明确裂缝形态的基础上进行产能模拟,并对"最大缝控面积"理论进行验证。结果表明,多径向井压裂可形成沿各径向井扩展的主裂缝;多径向井应沿水平最大主应力方向对称布孔,且在水平面内应均匀分布;优化后的布孔方案为四径向井所形成的裂缝正交且与水平最大主应力方向呈45°夹角。研究结论为现场径向井压裂联合蒸汽吞吐技术开采低渗稠油油藏提供理论依据,对该技术的推广应用具有重要的指导意义。     

川南泸州区块五峰-龙马溪组现今地应力特征与页岩气开发

川南泸州区块是中国重要的页岩气产区,其内五峰-龙马溪组页岩气资源丰富,勘探-开发潜力巨大。现今地应力在页岩气运移与富集规律分析、钻完井工程、储层压裂改造以及井网部署等方面均具有重要应用。分析泸州区块五峰-龙马溪组深层页岩气储层现今地应力状态,并探讨在其影响下的天然裂缝活动性与压裂裂缝扩展。结果表明:五峰-龙马溪组页岩气储层现今地应力方向呈现WNW-ESE的优势方位;现今地应力值大小为:水平最大主应力最大、垂向主应力居中、水平最小主应力最小,指示走滑型地应力机制。五峰组和龙一₁¹小层水平主应力差分别介于11.90～15.76 MPa和11.80～16.75 MPa范围内,具备形成复杂压裂缝网的地应力条件。在现今地应力条件下,川南泸州区块五峰-龙马溪组页岩气储层天然裂缝不活动,随着开发流体的注入,天然裂缝逐渐活化,其压力增量的临界值为15～23 MPa;压裂后主要形成垂向延伸的裂缝系统。研究成果可为川南泸州区块深层页岩气效益开发提供现今地应力分析的基础与科学依据。     

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。     

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。     

大斜度井多簇水力压裂裂缝扩展数值模拟

大斜度井多簇水力压裂技术是开发低渗透油气田的有效手段,但压裂过程中出现的裂缝转向、应力干扰问题使得裂缝扩展形态十分复杂。本文基于全局粘聚区模型建立大斜度井3条裂缝同时扩展的有限元数值模拟,对不同井斜角、原位应力差条件下的裂缝注入点压力、裂缝形态进行研究。研究表明：当井斜角由20°增大至80°时,裂缝起裂逐渐变难,起裂压力增幅达47.38%,且中缝受边缝的干扰程度降低;裂缝形态由初始沿射孔方向延伸逐渐转向至沿垂向应力方向,且当井斜角等于60°时3条裂缝合并成一条主裂缝。当地应力差由0 MPa增大至5 MPa时,3簇裂缝的起裂压力逐渐降低,且中缝受边缝应力干扰程度增加;裂缝形态由沿着3条初始射孔方向延伸不发生明显裂缝转向,到起裂于初始损伤区之后迅速发生裂缝转向。该有限元计算模型可对现场大斜度井多簇水力压裂施工提供一定参考。     

砂岩储层可压裂性评价方法研究

通过研究砂岩储层压裂裂缝起裂、扩展规律以及期望的裂缝形态,提出了砂岩储层可压裂性具体含义。分析KGD模型中各因素对压裂裂缝的影响规律,借助成熟的有限元方法对上述规律进行验证及补充,建立了砂岩储层可压裂性与储层岩石弹性模量和最小水平地应力之间的关系,绘制了可压裂性指标的变化规律,即弹性模量越高,最小水平地应力越小,砂岩储层的可压裂性越高。根据地震资料可以绘制砂岩储层的三维可压裂性分布图,可以为压裂选井选层提供参考。     

高尚堡油田深层油藏南区现今地应力场预测及应用

通过结合"岩心测试-测井计算-地震属性",构建高尚堡油田深层油藏南区(简称高深南区)三维非均质岩石力学场,并采用地质模型与有限元模型的无缝焊接技术,对高深南区现今地应力的三维空间分布进行研究,提出压裂优势区和压裂优势井段优选的建议。结果表明:高深南区最大水平主应力方向总体为NE-NEE向,地应力数值变化范围大,呈西低东高的分布趋势,并满足垂向主应力最大水平主应力最小水平主应力(SVSHmaxShmin),且Shmin为挤压应力,属于Ia类地应力状态;断层是影响高深南区应力场分布的最主要因素,造成地应力数值和方向在断层附近表现出显著异常,岩石力学参数是引起断块内地应力场差异的重要原因,主要影响地应力的数值,埋深与地应力数值呈较高的线性关系;高深南区部分井的油层段具备较低水平应力差的条件,是形成复杂缝网条件的压裂优势区;地质模型与有限元模型的无缝焊接技术发挥了Petrel软件与Ansys软件的优势,还原了目标区块形态,精细刻画了断层,体现了储层的非均质性,提高了预测精度,为类似复杂断块区地应力精细预测提供了参考,为低渗油藏高效开发提供了理论依据。     

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。     

天然裂缝群与地应力差作用下水力裂缝扩展试验

通过室内真三轴水力压裂试验,研究裂缝性储层中天然裂缝群与地应力差的组合作用对水力裂缝扩展的影响。采用内含大量随机天然裂缝的300 mm×300 mm×600 mm人工试件模拟裂缝性储层,改变地应力差、天然裂缝尺度以及压裂液排量与黏度条件,分析水力裂缝形态与地应力差、天然裂缝尺度的关系。根据水力裂缝复杂程度将其分为体积裂缝、分支裂缝和单一裂缝3类。结果表明:天然裂缝尺度越大、地应力差越小,水力裂缝形态越复杂;对含天然裂缝群的储层,当地应力差大于8 MPa时,压裂不会产生体积裂缝;当地应力差大于14 MPa时,天然裂缝群对水力裂缝形态不会产生影响,形成单一裂缝;水力裂缝的非稳态扩展易受到天然裂缝群的影响,从而有利于产生缝网结构。     

体积压裂裂缝分布扩展规律及压裂效果分析—以鄂尔多斯盆地苏53区块为例

体积压裂技术为致密砂岩气藏大规模经济有效开发提供了新的途径。为了分析裂缝在体积改造中的分布和扩展规律,基于鄂尔多斯盆地苏53区块储层特征和渗流-应力耦合理论,采用RFPA-flow软件建立了储集层砂岩体的流固耦合模型,模拟分析了引导裂纹、天然裂缝、围压对体积压裂中裂缝扩展的影响。然后通过对比区块内体积压裂井、普通压裂井和未压裂井的实施效果,体现出体积压裂在致密砂岩气藏开发中的明显优势。     

砾岩三维缝网扩展及影响因素分析——以玛湖凹陷南斜坡上乌尔禾组为例

水力压裂技术已成为玛湖致密油田开发的有效手段.然而传统的压裂模拟方法无法得到真实的三维裂缝扩展规律,并且储层的物理特征对裂缝扩展的影响还有待进一步研究.对玛湖目的层上乌尔禾组进行压裂模拟并对裂缝延伸影响因素进行分析.结果表明,乌尔禾组弹性模量值域在18～58.5 GPa,平均为32.4 GPa.泊松比值域在0.21～0.38,平均为0.31.脆性指数在21.0～89.0,平均为44.3,压裂改造可形成多分支裂缝.水平井设计方向为南北向,水平应力差在4.2～9.8 MPa,储层容易压裂改造形成复杂缝网.缝网模拟与微地震监测裂缝吻合度高达92.03％,模拟效果理想.物性特征越好其裂缝延伸拓展范围越广.弹性模量与脆性指数越大,更利于裂缝延伸,裂缝主要向高深区域及强脆性指数区域延伸,泊松比与裂缝广度呈负相关关系.最大水平地应力和最小水平地应力间接影响裂缝拓展延伸,水平应力差越小,裂缝空间展布越大.针对人工缝网的模拟有利于优化玛湖1井区水平井压裂参数及开发参数.     

缝面位移控制压裂裂缝同步扩展数值模拟

分段多簇压裂是非常规油气藏有效动用的重要工艺,压裂裂缝的复杂程度是提高单井产量和控制储量的基础,储层裂缝的扩展形态受地层物性,压裂工艺参数影响较为复杂。因此,为探索压裂裂缝同步扩展的形态特征及影响因素,建立了分段压裂缝面位移参数控制裂缝扩展数学模型,通过典型井取心岩心力学实验和数值模拟,结果表明：分段压裂簇裂缝的同步扩展形态与井斜角密切相关。井斜角在90°减小至0°时,裂缝扩展形态特征由双翼对称向双翼非对称转变,90°时簇裂缝向外侧发生偏转,且在裂缝尖端和应力阴影区,最大、最小主应力方向均发生转向,更利于复杂缝网的形成;小于90°时,裂缝向内侧发生偏转。分段压裂簇间的应力干扰作用强度与压裂排量值正相关、与簇间距离值负相关。压裂排量大小对提高裂缝的缝长和缝宽的扩展距离作用明显,能有效提高单井控制储量范围,但缝宽的扩展存在上限;簇间距10 m时,每孔排量不低于0.12 m³/min才能有效形成簇间应力干扰;排量0.18 m³/min,簇间距离小于20 m时,裂缝间的应力干扰显著,最大与最小主应力方向均发生转向,更好形成复杂缝网,簇间距离大于20 ...     

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。     

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。