非均质性页岩水力压裂裂缝扩展形态研究进展

水力压裂是目前中国构建页岩油气储层复杂裂缝网络的主要技术之一，而页岩储层内部矿物组分差异以及不连续界面（层理、天然裂缝）的广泛分布使其具有强烈的非均质性，直接影响并制约了储层水力压裂改造效果。基于页岩微观矿物组分非均质性和宏观结构非均质性2方面，系统阐述了水力压裂裂缝扩展形态的研究进展。首先，分析了矿物组分差异引起的脆性程度对水力压裂裂缝扩展形态的影响；其次，总结了影响水力压裂裂缝与天然裂缝相互作用模式的关键地质因素和工程因素，探讨了水力压裂裂缝与天然裂缝相互作用机制；最后，研究了页岩层理对水力压裂裂缝穿层扩展的影响机理，阐述了层理面倾角、胶结强度及密度等关键参数对层理面开裂、水力压裂裂缝穿层和扩展形态的影响规律。综述了现阶段非均质性页岩水力压裂研究中存在的问题及发展趋势，为压裂设计优化提供了重要的理论依据。     

砂泥岩储层水力裂缝穿层规律数值模拟

水力压裂是实现页岩气高效开发的主要技术之一,而层理面是影响水力裂缝三维几何形态展布的关键因素。目前国内外学者已经探究了页岩储层层理面对水力裂缝纵向扩展的影响,但是对砂泥岩互层条件下水力裂缝纵向扩展规律缺乏认识。基于线弹性断裂力学理论,构建了耦合应力-损伤-滤失的多层理水力压裂裂缝扩展模型,并分析了储层应力场变化、地层倾角和层理面抗张强度对水力裂缝纵向扩展的影响。对比微地震监测结果,该模型的准确率可达95%以上。模拟结果表明,水力裂缝在贯穿砂泥岩层理面过程中的扩展动态可划分为三个阶段,储层应力场变化、地层倾角和层理面抗张强度决定了第三阶段水力裂缝的延伸方向;低应力差和低地层倾角储层有利于层理面开启,高应力差和高地层倾角储层有利于水力裂缝纵向扩展;随着层理面抗张强度的降低,层理面开启程度也随之增加,主要是由于层理面抗张强度越低,打开层理面耗费能量越小。     

页岩储集层水力裂缝网络扩展规模评价方法

基于裂缝性页岩水力压裂模拟实验,分析了页岩水力裂缝扩展规律,提出了裂缝扩展规模评价方法,并研究了地质及工程因素对裂缝扩展的影响。利用"裂缝沟通面积"作为水力压裂效果的评价指标,结合压裂模拟实验结果分析后发现:页岩水力压裂可产生复杂裂缝网络;脆性页岩地层地应力差越小、水力裂缝与层理面距离越短,裂缝沟通面积越大,水力裂缝遇到天然裂缝后越易发生滑移转向,压裂后裂缝形态越复杂;最大水平主应力方向与页岩的层理面方向正交或呈大角度、与开度较好的天然裂缝间的逼近角接近90°时,更易形成裂缝网络;脆性矿物含量高的页岩造缝能力更好;压裂液黏度较低、排量较大时,裂缝沟通面积较大,变排量压裂会增强水力裂缝沟通天然裂缝或层理的作用,开启更多的天然裂缝网络。图7表3参15     

含层理储层水力压裂缝高延伸规律及现场监测

层理作为页岩油气储层的重要特征,对水力裂缝垂向扩展存在显著影响。通过开展理论分析,创新大尺度水力压裂模拟实验方法,以及针对现场尺度页岩油气储层实施水力裂缝形态监测,揭示层理条件下裂缝垂向扩展形态,明确裂缝穿层主控因素,为非常规储层改造工艺优化提供指导。研究表明：与层理面相交时,水力裂缝存在穿过、止裂（层理剪切或张开）和偏移3种扩展结果;实验及现场监测均证实了层理面胶结强度是影响缝高延伸的最重要因素,根据胶结强度不同既存在水平层理对缝高的抑制,也存在缝高穿过层理的情形;此外平面上天然裂缝展布形态和垂向储隔层间物性差异也对缝高延伸有明显影响。研究认识可为非常规层理条件下水力裂缝穿层工艺优化设计提供技术支撑。     

页岩储集层水力裂缝网络扩展规模评价方法

<正>基于裂缝性页岩水力压裂模拟实验,分析了页岩水力裂缝扩展规律,提出了裂缝扩展规模评价方法,并研究了地质及工程因素对裂缝扩展的影响。利用"裂缝沟通面积"作为水力压裂效果评价的指标,结合压裂模拟实验结果分析后发现:页岩水力压裂可产生复杂裂缝网络;脆性页岩地层地应力差较小、水力裂缝与层理面距离越短,裂缝沟通面积越大,水力裂缝遇到天然裂缝后越易发生滑移转向,压裂后裂缝形态越复杂;最大水平主应力方向与页岩的层理面方向正交或呈大角度、与     

页岩水平井井眼轨迹方位与层理面产状的关系

准确掌握层理面产状对页岩水平井井眼轨迹方位选取的影响规律,能有效预防井壁坍塌,节约钻井成本。对长宁区块H1井龙马溪组岩心进行三轴压缩实验,依据页岩岩石强度单一弱面剪切破坏准则和页岩水平井井壁应力分布模型,建立了页岩水平井井壁坍塌压力计算模型。利用页岩水平井测井资料和岩石力学实验数据,采用数值模拟方法,得到层理面产状对页岩水平井井壁坍塌压力的影响规律。当页岩层理面倾向一定时,随层理面倾角的逐渐增大,页岩水平井井壁坍塌压力当量密度范围逐渐变宽。当层理面倾角小于45°时,井壁岩石发生层理面的剪切破坏;当层理面倾角大于45°时,井壁岩石发生本体破坏,且当井壁岩石发生本体破坏时,页岩水平井沿层理面倾向的相反方向钻进有利于井壁稳定。     

基于储层纵向非均质性的水力压裂裂缝三维扩展模拟

水力压裂技术是有效动用致密气、页岩气等非常规油气资源的主体储层改造技术。为解决储层纵向非均质性导致的水力压裂裂缝垂向过度延伸或延伸受限等问题,采用大尺度岩样（762 mm×762 mm×914 mm）水力压裂物理模拟实验,优化建立了基于离散格子理论的全三维水力压裂数值模型,分析了薄层致密砂岩、多层理页岩两类储层的水力裂缝扩展形态及其主控因素。研究结果表明：(1)鄂尔多斯盆地苏里格地区致密砂岩储层水力裂缝形态以径向缝、椭圆和长方形为主,层间水平应力差、储隔层厚度比是水力压裂裂缝形态的主控因素,通过控制排量、增加滑溜水注入比例方式可降低裂缝垂向过度延伸;(2)页岩储层由于层理面的存在,三维空间形态更为复杂,裂缝垂向扩展分别呈现“1”“丰”“T”“十”和“工”字形共5种形态;(3)对于走滑构造型页岩气藏压裂,层理面胶结强度是压裂裂缝展布形态主控因素,通过前期高黏液造主缝,后期低黏滑溜水沟通水平层理的“逆混合”改造技术模式可提升页岩储层三维空间有效改造范围。结论认为,开展现场尺度下水力裂缝空间三维扩展形态模拟及其影响因素分析,可为非常规油气提高储层高效体积改造工艺技术优化提供参考依据。     

页岩层理对压裂裂缝垂向扩展机制研究

文章采用页岩露头开展了大型三维压裂裂缝物理模拟研究,考察了围压、排量、压裂液黏度等参数对水力裂缝垂向扩展的影响,综合分析了水力裂缝尖端应力场和远场应力作用在层理面上的应力场,建立了判断水力裂缝是否穿透层理面的穿透准则。研究表明,不同于常规砂岩储层,层状页岩压后裂缝形态复杂,水力裂缝极易沟通层理形成纺锤状裂缝网络;地应力状态是影响水力裂缝是否穿透层理的最关键因素,水平地应力差值存在一个临界值,小于该临界值不能穿透层理面;提高压裂液黏度及排量能够增加水力裂缝穿透层理面的几率,黏度过高会降低裂缝沟通体积。基于文章研究结果,取得了规律性认识,为水平井眼轨迹的部署、压裂层段的选择、压裂优化设计和压裂现场质量控制等提供了重要依据。     

页岩气储层层理方向对水力压裂裂纹扩展的影响

页岩气储层具有不同于常规储层的层理结构,使得其水力压裂规律也与常规水力压裂有所不同。为研究天然层理方向 对水力压裂过程中裂纹扩展的影响,利用三轴水力压裂实验系统进行了页岩水力压裂实验,并基于扩展有限元法开发了水力压裂起 裂判据,建立了三维页岩气储层水力压裂计算模型,研究了层理方向对页岩储层水力压裂裂纹扩展的影响。结果表明：①页岩气储 层水力压裂裂纹扩展规律由原地应力状态和层理面结构及强度共同决定,层理方向是水力压裂裂纹扩展方向的主控因素,若压裂后 层理面法向拉应力先达到层理面抗拉强度,裂纹沿层理方向扩展,反之,裂纹则垂直于最小地应力方向扩展;②裂纹沿层理面扩展 时,层理法向与最小地应力方向夹角增加,起裂和扩展压力增大,裂纹面积减小;③裂纹整体呈椭球非平面扩展,随着压裂液的注入, 裂纹面积增加,地层总滤失率增加,裂纹扩展速度减小。压裂实验与模型计算所得的压裂裂纹扩展规律相吻合,从而验证了页岩气 储层水力压裂模型的有效性。     

弱面理论在吉木萨尔页岩体积改造中的应用

针对吉木萨尔油页岩缝网压裂裂缝形态认识不清的问题,从页岩储层改造特征出发,结合弱面强度理论,研究吉木萨尔页岩储层水力压裂缝网形成机理,定量化改进水力裂缝与天然裂缝、层理面相交作用准则,分析缝网扩展延伸规律,确定体积改造的工程可控参数。研究表明,排量为12 m~3/min、净液量为2 596 m~3、砂比为0. 1～0. 2可有效增大体积压裂裂缝改造效果,增大泄油面积。该研究为吉木萨尔页岩体积改造设计提供了理论依据和参数指导。     

裂缝性页岩储层水力裂缝非平面扩展实验

开发页岩气藏通常需要采用大规模的水力压裂工艺技术,而页岩储层中的天然裂缝、层理面对水力裂缝的扩展路径又有着非常重要的影响。研究天然裂缝对水力裂缝扩展的影响可为现场预测水力裂缝扩展方向以及实施缝网压裂提供技术支撑。为此,选取4块尺寸为400mm×400mm×400mm的下志留统龙马溪组页岩露头标本,来进行真三轴水力压裂实验和声发射监测,以便研究水力裂缝与天然裂缝的沟通行为。实验结果表明:水力裂缝遇到天然裂缝时可发生转向或者穿透天然裂缝,形成一种空间非平面裂缝网络;大开度、低胶结强度的天然裂缝容易导致水力裂缝转向,难以形成新的主水力裂缝面;水力裂缝穿透层理面时,流入到层理面上的压裂液呈椭圆状分布;水力裂缝从岩石本体起裂的方向上声发射点较集中,沿着天然裂缝扩展的方向上声发射点少。结论认为:1水力裂缝能否穿透天然裂缝与天然裂缝的开度、胶结强度有关;2裂缝性页岩储层水力压裂易形成空间非平面网状裂缝;3与主裂缝面相比,压裂液进入到层理面的体积较少。     

提高深层页岩裂缝扩展复杂程度的工艺参数优化

埋深大于3 500 m的深层页岩储层具有高水平主应力差、发育层理裂缝、低脆性指数等特点,在压裂改造时难以形成复杂裂缝。为了充分认识其水力裂缝扩展规律,采用三维离散格子方法对四川盆地下志留统龙马溪组深层层理性页岩12 MPa水平主应力差下的真三轴压裂物理模拟实验结果开展了离散元数值模拟分析,其结果与发育单一层理的页岩露头室内压裂物理模拟的裂缝扩展规律相吻合;进而对发育多层理的深层页岩储层开展排量、压裂液黏度、层理强度和压裂液交替注入等影响下的裂缝扩展规律数值模拟。研究结果表明:①高排量注入和提高压裂液黏度能够增强深层页岩储层裂缝深穿透改造能力,当排量达到90 mL/min或压裂液黏度达到60 mPa·s时,水力裂缝可连续穿过4条层理并贯穿整个试样;②在高水平主应力差下,低黏度压裂液倾向于激活水平层理,而高黏度压裂液则倾向于直接穿过层理形成垂直主缝。结论认为:①采用前置高黏度/后置低黏度压裂液交替注入压裂工艺可以最大限度地提高深层页岩储层压裂裂缝复杂程度;②当井筒附近存在薄弱层理时,应及时调整压裂工艺和压裂参数,比如尽可能地增加施工排量、采用瓜胶压裂液等,以使水力裂缝突破近井薄弱层理抑制进而实现深穿透改造。     

威远页岩气藏加砂压裂困难井影响因素研究

威远构造龙马溪组页岩气藏具有低孔特低渗、天然裂缝发育、页理层理结构等特点,储层改造难度 大。针对威远构造海相页岩储层完井特征,形成了以水平井桥塞分段体积压裂为主体的改造技术。实践表明页岩 加砂压裂存在不同程度的加砂困难,部分井段存在低排量、高泵压、加砂敏感等一系列工程技术难题。统计前期加 砂困难井段储层特点、压力响应特征、加砂量、砂比、粉砂占比、加砂难易程度等加砂特征将困难井进行影响因素分 类。结合地质特点分析得出页岩加砂压裂施工困难的主要影响因素是天然裂缝破碎带、缝宽不足、净压力控制和 首段破裂压力高。在综合分析的基础上提出了针对性的技术手段,为后期页岩压裂设计的再优化和现场施工提供 了技术指导。     

页岩力学特性的层理效应及脆性预测

为系统研究层理面对页岩力学性质的影响机理,以四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩为例,首先使用偏光显微镜及扫描电镜等对页岩岩样进行微观分析,可见页岩的层理、层间微裂缝及微孔隙等较发育,黏土矿物呈定向排列,层间胶结作用较弱;再通过岩石单轴压缩物理实验和RFPA （真实破裂过程分析）数值模拟,系统研究不同的层理角度、层理密度及层理面力学性能等对页岩单轴抗压强度、弹性模量、泊松比及脆性等参数的影响;最后,采用统计学方法提出一种基于层理密度、层理角度、单轴抗压强度及层理面力学性能等参数的页岩脆性预测新方法。结果表明：页岩的弹性模量随着层理角度的增加呈现先减小再增加之后再次减小再次增加的趋势。页岩的单轴抗压强度和脆性指数的特征曲线均近似为U型,随着层理角度的增加而先减小后增大,且在层理角度为45°左右时,两者均达到最小值,在层理角度为0°和90°附近时,两者的值均相对较大。随着层理角度的增加,页岩的泊松比整体上呈现先降低再增加而后再降低的趋势,并在30°左右出现最小值,在70°左右出现极大值。页岩的弹性模量、单轴抗压强度和脆性指数等参数总体随层理密度的增大而降低;泊松比随着层理密度的增大在不同的层理角度表现出不同的状态。不同层理角度岩石的破裂类型不同。强度参数、弹性参数、脆性及破裂模式等均表现出很强的各向异性特征。整体而言,针对页岩力学特性的层理效应研究及脆性预测,可为页岩气的合理开发及页岩气井的井壁稳定提供一定的理论参考。     

泌阳凹陷陆相页岩复杂裂缝起裂及扩展研究

泌阳凹陷陆相页岩油具备较好的形成条件,进行水力压裂改造的可行性较好,但泌阳凹陷已部署的几口页岩油井均存在高产期短、稳产油量低的问题。通过大型真三轴水力压裂物理模拟实验系统,开展泌阳凹陷陆相页岩油储层水力压裂裂缝起裂及扩展的机理研究,结果表明,泌阳凹陷陆相页岩压裂时为了形成复杂裂缝,水平应力差异系数不应大于0.2。当井筒与层理面呈45°夹角时,更有利于形成复杂裂缝;当压裂液排量为25 mL/min(换算实际排量为12.4 m3/min)时比较容易形成复杂裂缝。在此基础上,通过可视裂缝模拟系统优化了具体的压裂施工参数,对下一步泌阳凹陷陆相页岩压裂改造具有一定的借鉴意义。     

深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计

受地质构造、成岩作用等多方面因素影响,深层页岩的层理发育程度、脆性指数、岩石力学特性、最小水平主应力梯度及水平应力差都与中深层页岩有明显差异,使人工裂缝起裂压力更高,裂缝复杂程度更低,从而极大地影响了深层页岩气地层的体积压裂设计和安全施工。为此,利用大尺寸岩样,模拟研究了深层页岩气地层的水平应力差、压裂流体黏度、施工排量等地层和工艺参数及缝内暂堵措施对人工裂缝的起裂与扩展特征的影响规律。研究发现,裂缝起裂与扩展特性受层理胶结强弱、水平应力差及前置液黏度等因素影响较大,压裂裂缝容易沿层理起裂导致早期憋压超压,从而使施工失败,高应力差条件下裂缝扩展形态相对简单,前置中黏压裂液、缝内暂堵等措施有利于裂缝多次破裂、产生次生裂缝使裂缝复杂化。在此基础上,提出了密切割分段、短簇距射孔、组合液体及变排量施工等压裂优化设计方案,现场应用后深层页岩气产量获得了重要突破。      

页岩储层超临界二氧化碳压裂裂缝形态研究

目前超临界CO₂压裂技术尚不成熟，裂缝形成与扩展机理尚不明确。为深入认识超临界CO₂压裂裂缝延伸规律及空间形态，基于位移间断边界元方法，通过引入Pen-Robinson方程来实现超临界CO₂压裂过程的模拟。结合室内物理模拟实验，初步探讨了页岩储层水力压裂与超临界CO₂压裂裂缝扩展形态的差异。研究结果表明，由于超临界CO₂的扩散性及良好的渗透能力，通过增加围岩孔隙压力，从而减少了地应力对裂缝扩展的约束，使裂缝起裂压力低于水力压裂。超临界CO₂压裂时产生的体积应变增量与压后裂缝破坏程度比水力压裂更高，使得在裂缝形态复杂程度高于水基压裂液。同时，超临界CO₂压裂裂缝断面复杂、不平整，裂缝表面粗糙度比水力压裂更大。     

基于岩心分析的页岩气压裂工艺参数优选

页岩气藏的特异性显著。新的页岩气井压裂改造前要进行室内实验,根据实验结果了解气藏特征,提高开发策略的针对性。采用室内实验和理论分析相结合的方法,对中国和北美主要页岩气储层进行了矿物组成、力学参数、微观成像研究,推导出了适用于页岩压裂的闭合压力和缝宽计算方法,计算了埋藏条件下的页岩脆性指数、闭合压力和缝宽,提出了压裂液体系、黏度、排量和支撑剂类型的优选原则,利用黑色页岩进行了室内模拟压裂。结果表明,岩心分析技术能够为压裂工艺参数优选提供必要支撑,龙马溪组页岩的力学特性与Haynesville页岩较为相似,低黏度、大排量压裂时产生的裂缝网络更加复杂。实例计算表明,根据室内分析方法计算的压裂工艺参数具有较强的实用性,能够提高压裂的效果。