四川省宜宾地区龙马溪组页岩水力裂缝形态实验研究

水力压裂技术是页岩储层开发中的关键技术之一,如何实现储层改造体积的最大化,是制约当前页岩储层高效开发的技术难题。通过开展水力压裂物理模拟实验,直接观察水力压裂裂缝扩展形态,有助于准确认识裂缝扩展机理。通过对762mm×762mm×914mm四川盆地龙马溪组页岩露头和人工样品开展针对性实验研究,分别考察了天然裂缝,泵注参数(排量、黏度)对该龙马溪组页岩水力压裂裂缝形态的影响,同时采用声发射监测技术,对页岩储层声发射事件分布规律进行分析。结果表明,天然裂缝的存在是实现储层复杂裂缝形态的必要条件之一,其分布形态又决定了水力裂缝形态的复杂程度;对水力裂缝形态的评估需要将施工净压力、排量、黏度三者结合考虑,提高施工净压力有利于形成复杂裂缝,随着施工排量或黏度的增长,净压力呈现先增大后减小的规律,即当排量或黏度过高时,裂缝形态又趋于单一化;声发射监测结果能够客观反映裂缝在三维空间内的扩展趋势,声发射率和振幅与泵注压力曲线趋势一致,出现多个峰值,表明页岩水力裂缝扩展具有明显的非连续特征。本工作为页岩压裂机理研究探索了实验方法,为该区块现场体积压裂工艺设计、改造后评估提供实验依据。     

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。     

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。     

天然页岩压裂裂缝扩展机理试验

采用大尺寸真三轴试验系统对页岩露头开展了水力压裂裂缝扩展模拟试验,并利用高能CT扫描观测压后岩心内部裂缝形态,研究了多种因素对页岩水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验条件下的研究结果表明：排量对裂缝复杂度的影响存在一定的范围;当水平地应力差小于9 MPa时,水力裂缝易沿天然裂缝转向,形成网状缝。随着应力差的增加,主裂缝（横切缝）的产生有利于沟通更多的天然裂缝,形成相对更复杂的裂缝;相同水平应力差条件下,水平应力差系数大于0.25时,有明显形成单一主裂缝的趋势;排量和压裂液黏度对水力裂缝几何形状的影响可用参数qμ表达,该值较低或较高都不利于缝网的产生;页岩层理的发育和胶结强度严重影响压裂缝网的复杂度。     

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     

致密砂岩储层不同含水条件下水力裂缝扩展物理模拟

储层含水饱和度、压裂的注入方式和压裂用水矿化度都会影响致密砂岩气藏的水力压裂效果。为了掌握这三者对致密砂岩储层水力裂缝扩展的影响规律,利用大尺寸真三轴模拟压裂实验系统,研究了储层含水条件下,致密砂岩储层的水力裂缝生成和扩展形态;通过压裂液注入速率,模拟变排量工况;通过岩样被饱和水浸泡时间,模拟不同含水饱和度;通过盐水的密度,模拟压裂液用水矿化度。结果表明:提高压裂用水矿化度有利于水力裂缝的产生和扩展;变排量的注入方式,有助于孔喉的解堵,更有利于水力裂缝的产生和扩展;储层含水饱和度高,孔隙压力大,不利于水力裂缝的产生和扩展;正断层地应力条件下,主裂缝的走向基本与最大水平地应力方向一致。     

东营凹陷页岩油储层层间干扰及裂缝扩展规律研究

东营凹陷页岩油储量丰富,但储层物性差,纵向含油层系多而薄,多为灰泥岩互层。为了准确描述东营凹陷页岩油储层层间应力干扰机理及水力压裂裂缝的扩展规律,利用非线性有限元法建立了基于渗流–应力–损伤耦合的多薄互层分层压裂模型,模拟分析了不同排量、压裂液黏度及不同上、下隔层厚度下的裂缝扩展形态、规律和诱导应力场,研究了裂缝扩展形态与诱导应力场的关系,并对压裂施工参数进行了优化。模拟结果表明:随着水力裂缝扩展,应力干扰区域越来越大;当排量为9～12 m3/min、黏度为20 mPa?s时,裂缝尖端诱导应力大,易连通天然裂缝,压裂改造效果明显;上部隔层厚度大于2.50 m、下部隔层厚度大于4.50 m时,极少出现穿层现象。研究结果可为东营凹陷页岩油储层后续的水力压裂施工提供理论支撑。      

天然裂缝分布对水力裂缝扩展及近井筒孔隙压力的影响

页岩气储层发育大量天然裂缝,在水力裂缝扩展过程中,当遇到天然裂缝时,其扩展形式会发生改变,近井筒附近的孔隙压力也会发生一定的变化。文中通过结合现场蚂蚁体预测结果及微地震资料,建立多级压裂数值模型;采用Cohesive孔压单元分别模拟第1压裂段一侧、第1压裂段两侧、相邻压裂段对角侧以及相邻压裂段全局分布天然裂缝4种情况下的水力裂缝扩展规律,并分析了各情况下压裂后近井筒孔隙压力的变化情况;最后分析了压裂簇数、压裂液黏度和排量对孔隙压力的影响。研究结果表明：天然裂缝会促使水力裂缝的扩展发生转向,呈现非均匀扩展的现象,近井筒附近的孔隙压力扰动区也相应地呈现非对称性;当相邻压裂段全局分布天然裂缝时,水力裂缝和天然裂缝的沟通点会明显增多,且孔隙压力的扰动范围和扰动值也会明显增大;在天然裂缝发育段,增加压裂段内的压裂簇数以及适当降低压裂液黏度、排量可以在一定程度上降低孔隙压力的不均匀分布。该研究结果可以为页岩气水平井压裂施工作业提供一定的理论依据。     

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

对低渗透页岩储层进行体积压裂改造以形成复杂裂缝网络是获得页岩气经济产能的关键,压裂改造体积和缝网导流能力是评价体积压裂施工效果的关键指标,同时对压裂优化设计、压后产能预测及经济评价也具有重要意义。为此,在分析页岩气体积压裂特点的基础上,对两种主要页岩气体积压裂缝网模型的假设、数学方程及参数优化方法进行了比较分析,并结合美国Marcellus页岩区块现场参数对页岩储层压裂方案进行了优选。结果表明：离散化缝网模型及线网模型均能有效表征复杂缝网几何特征,模拟缝网的扩展规律和缝网中压裂液流动及支撑剂运移,获得缝网几何形态参数,可优选压裂施工方案;天然裂缝发育的页岩层是体积压裂改造的重点,水平地应力差越小则越易形成复杂缝网,施工排量越大,压裂液泵入总量越大,则储层改造体积范围越大,缝网导流能力越高,页岩气产能就越高。     

常压页岩气地质工程一体化压后数值模拟研究 ——以DP2井区为例

页岩储层大规模压裂改造后水力裂缝形态以及压后复杂渗流机理和多种作用机制的相互作用是影响压后产能预测及页岩气井网部署的关键.基于地质工程一体化的工作流开展页岩储层水力压裂缝网建模和数值模拟研究,优化开发技术政策,实现经济效益最大化.利用建立的水力裂缝扩展模型模拟压后裂缝网络,该模型考虑水力裂缝间应力阴影、天然裂缝、地应力...     

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。      

页岩储层水力裂缝网络多因素耦合分析

为优化压裂设计、提高页岩储层的改造效果,基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从页岩绪层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了页岩储层压裂形成缝网的受控因素。结果表明:页岩储层的水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的双重作用;从储层地质因素上看,岩石的脆性指数越高、天然裂缝越发育、天然缝胶结程度越差,越有利于形成缝网;从压裂作业的因素看,压裂液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。在分析单个因素的基础上,建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育程度,并用于评价页岩储层压裂后水力裂缝的复杂程度。     

页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用

页岩压裂后水力裂缝与天然裂缝交织形成的复杂裂缝网络无法应用传统基于对称双翼裂缝的压裂模型进行几何参数模拟。借鉴双重介质油藏理论,将页岩改造体积划分为裂缝网格和基质2种介质,假设改造体积为椭球体,提出以主干缝和小尺度次生缝网络构建整个复杂裂缝网络的几何模型。主干缝几何参数以拟三维压裂模型为基础计算,次生缝参数通过椭圆函数进行计算,并对建立的数学模型进行计算分析。通过对美国Piceance页岩盆地储层改造设计的应用,证明了该模型同现场数据吻合较好。模拟结果发现:弹性模量越大,水平应力差越小;压裂液黏度越低,延伸比越大,则整个储层的改造体积越大;水平应力差对储层改造体积结果的影响最为敏感。天然裂缝分布越低,虽然改造体积较为理想,但由于牺牲了裂缝网络的复杂程度,因此有时并不意味着更好的改造效果。该理论成果可为页岩储层水力压裂设计及产能分析提供有效的技术支持。     

胶结型天然裂缝对水力裂缝影响的数值计算模型及机理

页岩等非常规储层中富含由矿物填充的胶结型天然裂缝,水力裂缝与胶结型天然裂缝间的相互作用机制是控制复杂裂缝网络形成的关键。基于流动-变形耦合的内聚力模型,采用断裂能参数对天然裂缝胶结强度进行简化表征,建立了水力裂缝与胶结型天然裂缝间相互作用的数值模型。通过与单条水力裂缝极限情况渐进解对比,验证了该方法的可行性。在此基础上,研究了地应力、逼近角、胶结强度比以及压裂液黏度和注入速率等因素对水力/天然裂缝相互作用的影响。研究结果表明：水平地应力差与最小水平地应力共同控制着水力裂缝的穿越行为;地应力差相同,最小水平地应力不同,水力裂缝最终几何形态及缝内压力分布可能不同;逼近角越小,水力裂缝越容易转向沿天然裂缝扩展;胶结强度比越大,水力裂缝越不容易转向沿天然裂缝扩展;忽略缝内流体滤失,相同的注入速率和流体黏度的乘积会导致相似的裂缝几何形状及注入点压力变化。裂缝尖端前缘区域形成低孔隙压力区与内聚力区大小有关：内聚力区越小,孔隙压力越低。     

深部页岩压裂缝网体积模拟及应用

深层页岩受埋深影响储层地应力高,水平应力差异大,压裂裂缝延伸困难,改造体积受限,同时压裂时缝内净压力小,天然裂缝张性和剪切破坏难度增大,缝网复杂度偏低.通过构建简化三维Wiremesh模型,考虑正交天然裂缝和深层页岩力学性质,推导不同方向裂缝净压力分布,采用Richtmyer线性化方法编程求解,最终获取了不同参数下缝网...     

胶结型天然裂缝对水力裂缝影响的数值计算模型及机理

页岩等非常规储层中富含由矿物填充的胶结型天然裂缝,水力裂缝与胶结型天然裂缝间的相互作用机制是控制复杂裂缝网络形成的关键。基于流动-变形耦合的内聚力模型,采用断裂能参数对天然裂缝胶结强度进行简化表征,建立了水力裂缝与胶结型天然裂缝间相互作用的数值模型。通过与单条水力裂缝极限情况渐进解对比,验证了该方法的可行性。在此基础上,研究了地应力、逼近角、胶结强度比以及压裂液黏度和注入速率等因素对水力/天然裂缝相互作用的影响。研究结果表明：水平地应力差与最小水平地应力共同控制着水力裂缝的穿越行为;地应力差相同,最小水平地应力不同,水力裂缝最终几何形态及缝内压力分布可能不同;逼近角越小,水力裂缝越容易转向沿天然裂缝扩展;胶结强度比越大,水力裂缝越不容易转向沿天然裂缝扩展;忽略缝内流体滤失,相同的注入速率和流体黏度的乘积会导致相似的裂缝几何形状及注入点压力变化。裂缝尖端前缘区域形成低孔隙压力区与内聚力区大小有关：内聚力区越小,孔隙压力越低。     

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??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

页岩压裂裂缝网络预测方法及应用

页岩储层天然裂缝发育,加上水力压裂所形成的复杂裂缝网络,可以为油气流动提供有效通道,然而复杂裂缝网络扩展对压裂裂缝识别与优化设计也提出了新的技术挑战。为此,综合考虑天然裂缝与水力裂缝相互作用、缝间“应力阴影”等影响,应用流体力学与断裂力学理论,建立了裂缝网络扩展模型（FNPM）,实现了不同力学参数、不同天然裂缝等条件下裂缝扩展方位、几何尺寸、支撑裂缝面积等多指标预测。理论模拟和现场实例应用结果表明：①改造裂缝网络扩展受控因素多,地应力差、簇间距及净压力等参数决定了“应力阴影”效应的强弱,天然裂缝与水力裂缝之间的相互作用机理决定了改造裂缝网络的复杂程度;②地应力差相同时,簇间距越小,“应力阴影”效应越强,水力裂缝扩展偏离主应力方向,裂缝宽度减小,不利于加砂;③天然裂缝内摩擦系数、天然裂缝与水力裂缝夹角越小,净压力越高,天然裂缝越容易开启或剪切,增加了改造裂缝的复杂性;④裂缝扩展方向、裂缝长度二者预测具有较好的一致性,但受天然裂缝发育差异的影响,局部压裂段有一定的差异性。所提出的裂缝预测方法为页岩改造裂缝识别与后期压裂设计提供了技术支撑。     

武隆区块常压页岩气水平井分段压裂技术

渝东南武隆区块页岩气储层水平应力差较大,高角度裂缝及层理缝发育, 难以形成复杂体积裂缝,低角度裂缝较难开启,裂缝转向难度大,同时储层为常压储层,要实现经济开发难度较大。为此,在分析武隆区块常压页岩气储层压裂改造技术难点的基础上,以提高裂缝的复杂程度、增大储层改造体积为目标,以滑溜水为压裂液,通过优化射孔簇间距、射孔簇长度和簇间暂堵,提高高应力差异系数下裂缝的复杂程度;采用连续加砂工艺和优化压裂规模,提高裂缝导流能力和保证裂缝在页岩气储层中延伸,形成了适用于武隆区块常压页岩气水平井的分段压裂技术, 并在隆页2HF井进行了现场试验,压裂后产气量达9.4×104 m3/d。分析隆页2HF井压裂资料发现,应用该技术可以提高裂缝复杂程度,形成网络裂缝,提高常压页岩气单井产量,从而实现常压页岩气的经济开发。