射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展影响的实验研究

为了深入研究射孔相位、地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,采用大尺寸真三轴模拟实验系统进行水力压裂实验,通过扫描裂缝断面描述了水力裂缝扩展和分布状态,分析了射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,并进行初步的机理分析,为压裂设计和施工提供支持。实验结果表明：①岩心在射孔末端沿射孔方向开裂,随后裂缝转向,沿垂直于最小水平主应力方向扩展;相同地应力下,射孔相位60°时岩心起裂压力最小,初次开裂及压裂过程用时最短,且裂缝扩展或产生新缝数量多、形式复杂。②当垂向主应力与最大水平主应力差较大且水平主应力差较小时,岩心起裂压力较小,裂缝扩展过程平稳,受岩石断裂韧性影响微弱;当垂向主应力与最大水平主应力差较小时,水平主应力差越大,则起裂压力越大,裂缝扩展次数越少,压裂过程用时越短。③当水平主应力差较大时,裂缝沿垂向扩展明显,断裂面平直且垂直于最小水平主应力方向;当水平主应力差较小时,裂缝扩展方向难控制,易产生偏转或横向裂缝。④水力裂缝与结构面相遇时产生支裂缝,以及出现分叉、转向、穿层等现象是形成复杂裂缝网络的必要条件。层理影响裂缝穿层,微裂隙与微空隙对起裂压力和裂缝扩展均有影响。     

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     

不同相态二氧化碳前置酸压碳酸盐岩裂缝形成规律

选取延安气田下古生界马五1亚段碳酸盐岩露头,开展了清水、液态CO_2、超临界CO_2作用下的真三轴压裂实验,同时采用CT扫描技术,分析了碳酸盐岩中压裂裂缝的起裂和扩展规律。研究表明,超临界CO_2黏度低,扩散性强,压裂过程中滤失量大,有利于提高井筒周围岩石孔隙压力,明显降低碳酸盐岩的破裂压力,但压裂过程中井筒压力上升缓慢,致裂岩石所消耗的超临界CO_2体积远大于清水;天然裂缝不发育的碳酸盐岩,采用清水、液态CO_2压裂易发生张性破坏,压裂裂缝主要沿最大水平主应力方向扩展,采用超临界CO_2压裂易发生剪性破坏且水平应力差对压裂裂缝形态影响较小,近井筒处压裂裂缝扩展方向与最大水平主应力方向呈45°夹角,随扩展延伸距离的增加,在离井筒较远处逐渐转向最大水平主应力方向,裂缝迂曲度与前者相比有所增加;天然裂缝发育的碳酸盐岩,清水易沟通低逼近角天然裂缝,压裂后易形成"阶梯状"裂缝,裂缝形态相对简单,液态CO_2黏度低,易沟通高逼近角天然裂缝,压裂后易形成多方向缝,裂缝形态相对复杂,沟通高逼近角天然裂缝是碳酸盐岩压后形成复杂裂缝的关键。图9表3参29     

射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展影响的实验研究

为了深入研究射孔相位、地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,采用大尺寸真三轴模拟实验系统进行水力压裂实验,通过扫描裂缝断面描述了水力裂缝扩展和分布状态,分析了射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,并进行初步的机理分析,为压裂设计和施工提供支持。实验结果表明:①岩心在射孔末端沿射孔方向开裂,随后裂缝转向,沿垂直于最小水平主应力方向扩展;相同地应力下,射孔相位60°时岩心起裂压力最小,初次开裂及压裂过程用时最短,且裂缝扩展或产生新缝数量多、形式复杂。②当垂向主应力与最大水平主应力差较大且水平主应力差较小时,岩心起裂压力较小,裂缝扩展过程平稳,受岩石断裂韧性影响微弱;当垂向主应力与最大水平主应力差较小时,水平主应力差越大,则起裂压力越大,裂缝扩展次数越少,压裂过程用时越短。③当水平主应力差较大时,裂缝沿垂向扩展明显,断裂面平直且垂直于最小水平主应力方向;当水平主应力差较小时,裂缝扩展方向难控制,易产生偏转或横向裂缝。④水力裂缝与结构面相遇时产生支裂缝,以及出现分叉、转向、穿层等现象是形成复杂裂缝网络的必要条件。层理影响裂缝穿层,微裂隙与微空隙对起裂压力和裂缝扩展均有影响。      

水平井平面射孔实验研究

射孔方式对水平井压裂裂缝起裂和延伸有重要影响。提出了一种旨在降低水平井破裂压力和提高水力裂缝完善程度的平面射孔方法,并采用大型物理模拟实验系统开展了对比实验,对比分析了实验与多种经典理论模型的破裂压力,解剖了水力裂缝形态。实验结果表明:提出的平面射孔,即射孔孔眼和孔道位于同一平面,且该平面垂直于地层最小主应力方向,可大幅度降低水平井压裂破裂压力,同时可降低近井筒的裂缝复杂程度,从而使得裂缝扩展更为充分,提高裂缝的完善程度。结论对于实际的射孔参数优化设计和水力压裂施工具有重要指导意义。     

孔洞型碳酸盐岩储层压裂裂缝转向扩展特征研究

针对孔洞型碳酸盐岩储层改造产生的水力裂缝扩展规律复杂、不一定沿预设路径扩展的问题,基于碳酸盐岩储层孔洞体特征,制备了含孔洞体的碳酸盐岩试样;利用真三轴水力压裂试验结果,分析了不同水平主应力差异下孔洞体对水力裂缝扩展的干扰作用;并利用扩展有限元数值方法,分析了影响孔洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展及扩展路径的因素。研究结果表明,水平主应力差异系数不大于0.15时,水力裂缝遇到孔洞体后产生非平面扩展,且水平主应力差越小,转向扩展距离越大,裂缝形态越复杂;水平主应力差异系数大于0.15、小于0.36时,水力裂缝会克服孔洞体的应力集中进行平面扩展,但遇到孔洞体后会被孔洞体捕捉,无法穿过孔洞体继续扩展;水平主应力差异系数不小于0.36时,水力裂缝会克服孔洞体的应力集中进行平面扩展,且遇到孔洞体后会直接穿过孔洞体继续扩展;随着水平主应力差增大,破裂压力逐渐降低。研究结果可为孔洞型碳酸盐岩储层压裂设计提供指导。      

水压致裂室内模拟实验的声发射观测

本文介绍了水压致裂室内模拟实验的声发射观测结果,指出了水压致裂的裂缝扩展是一个不连续的过程;微观破裂源与宏观破裂的分布大体一致,都出现在最大水平主应力方向上;线破裂源法向上的声发射辐射强度较大;观测到的辐射信号通常以S波较强;完整岩石的压裂通常都有明显的声发射发生;但声发射强度与破裂压力的对应关系不明显.上述实验的结果可以做为野外实际观测的参考.     

水压致裂室内模拟实验的声发射观测

本文介绍了水压致裂室内模拟实验的声发射观测结果,指出了水压致裂的裂缝扩展是一个不连续的过程;微观破裂源与宏观破裂的分布大体一致,都出现在最大水平主应力方向上;线破裂源法向上的声发射辐射强度较大;观测到的辐射信号通常以S波较强;完整岩石的压裂通常都有明显的声发射发生;但声发射强度与破裂压力的对应关系不明显.上述实验的结果可以做为野外实际观测的参考.     

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     

径向井立体压裂裂缝扩展数值模拟

基于有限元-无网格法，考虑压裂液流动与岩石基质变形的耦合作用，建立了径向井压裂裂缝扩展数值模型，模拟了径向井压裂裂缝形态，定量表征了径向井对裂缝的诱导作用，揭示了方位夹角、水平主应力差与岩石基质渗透率等对裂缝形态演化的影响机制。研究表明，同层双分支径向井压裂时径向井间存在挤压作用，当径向井沿最小水平主应力方向对称分布且方位夹角大于15°时，挤压作用减小了径向井的裂缝引导长度，当径向井沿最大水平主应力方向对称分布时，挤压作用增大了径向井的裂缝引导长度。裂缝形态由径向井的纠偏作用、径向井间的挤压作用与最大水平主应力的偏转作用共同控制。当径向井沿最小水平主应力方向对称分布时，径向井的裂缝引导长度随着方位夹角的增大逐渐减小，当径向井沿最大水平主应力方向对称分布时，径向井的裂缝引导长度随着方位夹角的增大先减小后增大。径向井的裂缝引导长度随水平主应力差的增大而减小。岩石基质渗透率增大，径向井周围基质的孔隙压力增大，对裂缝的诱导作用增强。     

人工压裂形成多裂缝的可能性研究

人工裂缝形太对压裂效果至关重要，压裂设计中首先要考虑的就是裂缝裂态。随着固井质量提高和射孔深度加大，井周应力集中变得复杂，射孔壁的应力集中已不容忽视，每一个射孔都能成为一个独立的破裂源，射孔方位不同，应力集中也不同，这可能影响人工裂缝的形成与形态，并存在出现多条人工裂缝的可能性，分析套管射也壁的应力集中状态，讨论裂缝延伸的阻力和每一次射孔诱发人工裂缝的优先顺序，并讨论应力状态对裂缝形态的影响和初裂缝缝态与射孔方位的关系。依据大庆喇萨杏油田应力测试结果，分析深射孔条件下的人工裂缝裂，结论是：若射忆方位随机，800－1200m深度出现人工直立初裂缝或水平初裂缝的概率大体相同，所需破裂压力也相近，一次压裂可能出现多条裂缝；控制射孔方位可以控制人工初裂缝形态；由于该水平最小主主应力与垂向主应力相近，初裂缝可以保持原来的形态独立延伸。图3表2参5（刘建中摘）。     

基于FEM-DFN的页岩气储层水力压裂复杂裂缝交错扩展模型

页岩气藏压裂过程中，常遇到因施工压力超限储层压不开、近井地带裂缝形态复杂而引起砂堵的恶性事故，如何有效模拟复杂裂缝的起裂与交错扩展形态是页岩气体积压裂优化设计的关键。为此，基于有限元—离散裂缝网络(FEM-DFN)，考虑水力裂缝扩展的非线性损伤破裂力学行为与裂缝面摩擦效应，改进了拉伸—剪切复合破裂模式的本构方程，建立了基于显式时间积分的页岩气储层水力压裂复杂裂缝交错扩展的多场耦合模型，并在实验室和现场微地震监测中进行了验证。研究结果表明：(1)水力裂缝与天然裂缝交错机制主要为2类，即被天然裂缝诱导并沿天然裂缝扩展、直接穿透天然裂缝，地质与工程因素对交错机制的转变存在阈值，当排量超过26 m³/min时，或压裂液黏度超过40mPa·s时，或应力差超过18MPa时，或裂缝面摩擦系数超过0.8时，水力裂缝将直接穿透天然裂缝；(2)天然裂缝对水力裂缝的诱导作用随着两者夹角的变化而变化，在夹角较小的情况下，水力裂缝容易在最大水平主应力方向交汇点之前提前被天然裂缝诱导，而当夹角增大时则在交汇点处进入天然裂缝扩展，且表现为一侧拉张裂缝一侧剪切裂缝；(3)相邻两簇水力裂缝容易在天...     

低渗透油藏压驱物理模拟与裂缝定量表征

为揭示压驱增注机理，加深对压驱裂缝的产生和拓展机制的认识，通过压驱物理模拟实验，研究了压驱破裂压力的影响因素。实验结果表明：注入排量越大，岩样破裂压力越大；随着岩石渗透率的增加，破裂压力呈指数降低；随着围压的增加，破裂压力呈线性增加。基于微米CT扫描，在微米尺度上分析压驱裂缝展布特征。结果表明，压驱过程中形成沿径向扩展的垂直裂缝，压驱裂缝呈平面状展布特征。在微米尺度上，裂缝扩展路径沿颗粒边界蜿蜒前进。结合压驱物理模拟实验和微米CT扫描，引入孔隙度、孔隙直径和裂缝开度为孔隙结构参数，建立了适用于低渗透油藏压驱物理模拟与微米尺度上裂缝的定量表征方法，该方法能够准确表征压驱破裂压力及微米尺度上压驱裂缝的宽度及形态特征。     

页岩气储层水力压裂扩展有限元模拟方法及应用

页岩气储层低孔低渗,需用水力压裂等方法进行储层改造方可获得经济产能。储层改造中裂缝的形态和分布对体积改造效果至关重要。为了研究压裂裂缝的模拟方法,系统调研和对比了储层水力压裂模拟常用方法,开展了扩展有限元模拟,研究表明:①水力压裂物理模拟实验能够直观观测裂缝的形态及展布特征,但因试样尺寸等问题难以代表实际储层压裂情形;②常用的数值模拟方法有边界元法、非常规裂缝模型、离散化缝网模型和扩展有限元法等,这些方法各有优缺点,需做有针对性的改进才能更好地模拟真实页岩储层压裂情况;③应用扩展有限元法模拟水力压裂和分段顺序压裂过程中裂缝的延伸情况,得到射孔方向与最大水平主应力之间夹角和诱导应力对压裂裂缝的影响,夹角越大,裂缝偏转角度越小,偏转距离越大,初始破裂压力越高,裂缝稳定延伸的压力也越大,而诱导应力的存在会抑制压裂裂缝的延伸。对实际压裂工程中射孔方向的选择和分段压裂射孔间距的设计具有指导意义。     

水平井引发的水压裂缝之几何形态

在Ｄａｎ油田，从与破裂面高角度相交的钻孔中我们观察到破裂压力相当高。破裂压力的增高是由有效近井摩擦力引起的。在按比例缩小的实验室测试中，破裂压力的变化与裂缝几何形态的变化是相伴的。因此，在现场处理中破裂压力的变化不单是与原地压力有关。     

特低渗透砂岩油藏动态裂缝成因及对注水开发的影响——以安塞油田王窑区长6油组为例

安塞油田王窑区长6油组主要发育北东—南西向、近南北向2组天然裂缝,在注水开发过程中,注入水水淹方向与天然裂缝发育方向并不完全一致。在分析天然裂缝发育特征的基础上,结合不同开发阶段的油水井生产动态、吸水剖面和时间推移试井等资料,利用库伦破裂准则和格里菲斯裂缝扩展理论研究动态裂缝成因。结果表明,随着注入水压力的升高,原本无效的天然裂缝选择性开启和方向性扩展、延伸、沟通而形成的动态裂缝造成水淹,研究区动态裂缝的开启压力为20~23 MPa,延伸方向为北东65°~75°,与现今最大水平主应力方向一致。动态裂缝加剧了储层非均质性,造成现今最大水平主应力方向的快速水淹、水窜,降低了平面上和纵向上的动用程度,从而影响了油藏开发效果。     

水力裂缝周围应力场解析模型及应力扰动分析

运用势理论建立了无限大地层Ⅰ-Ⅱ复合型裂缝周围应力场解析模型,得到地应力和流体压力双重作用下Ⅰ-Ⅱ复合型裂缝应力场函数和复合裂缝应力场解析表达式。计算并分析了裂缝倾角为0°、30°、45°和60°等4种倾斜裂缝周围的有效应力分布。研究中发现:当垂直于裂纹面方向距离超过4倍半缝长时,诱导应力几乎可以忽略不计;垂直于裂纹面方向的应力扰动范围比平行于裂纹面方向的扰动范围大57.7%~61.5%;平行于最大水平主应力的裂缝在垂直于裂纹面方向中心区域的应力诱导范围比端部高7.9%~10.8%,不平行于最大水平主应力的裂缝垂直于裂纹面方向中心区域应力诱导范围比端部低23.8%~26.4%;在裂缝周围存在应力增强区和应力屏蔽区,且范围和形态与射孔方向和最大水平主应力夹角存在关系。研究结果可为水平井射孔角优选以及分段压裂的裂缝优化布置提供一定的理论指导。     

径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展数值模拟

径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展是一项新兴的油气增产技术,已在低渗透油田中进行了先导性应用。为明确不同因素对径向井引导裂缝扩展的影响,利用ABAQUS扩展有限元法建立了径向井辅助水力压裂模型,采用导向因子作为评价指标对各影响因素进行分析,并通过物理模拟实验进行了验证。结果表明：径向井对裂缝的扩展起到一定的引导作用,裂缝首先沿径向井方向起裂并扩展,然后逐渐向最大主应力方向偏转;径向井方位角、水平地应力差和压裂液排量是影响径向井引导裂缝扩展的3个主要因素;径向井方位角小于45°,水平地应力差小于6MPa时,径向井具有明显的引导裂缝扩展效果;径向井对裂缝扩展的有效引导需要满足一定的排量,排量太小会导致裂缝过早向最大主应力方向偏转;杨氏模量和压裂液黏度主要影响裂缝长度和宽度,泊松比的变化对引导裂缝扩展影响不大;物理模拟实验和数值模拟结果得到的径向井引导裂缝扩展形态趋于一致,证明了数值模型的准确性。该研究为径向井辅助水力压裂技术的发展提供了技术支撑。     

基于Iverson莫型的低渗透率油层压裂高度测井预测研究

低孔隙度低渗透率砂岩油层常需进行水力加砂压裂改造.为了防止压开围岩,将压裂缝控制在产层段内,需要预测给定施工压力下储层压裂缝的延伸高度.分析压裂缝延伸机理、确定压裂缝形态和方位及延伸方向;利用测井资料计算地层应力和破裂压力,定性分析压裂缝延伸情况.压裂缝的形态取决于地层应力的大小和方向,裂缝的方位垂直于最小水平主应力方...     

缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理

应用损伤力学的方法,建立了缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展的物理模型和数学模型,探讨了在渗流场、应力场和温度场共同作用下水力裂缝受到天然裂缝和缝洞体干扰后其走向的影响因素,研究了不同条件下裂缝的形态,分析了缝内压力的变化趋势。模拟结果表明,水力裂缝遇到天然裂缝和缝洞体后,一部分水力载荷损失在非水力裂缝路径上,但迂曲一段距离后仍会沿着平行于最大水平主应力方向延伸。水力裂缝迂曲转向的临界条件随天然裂缝与最大水平主应力方向夹角以及天然裂缝和缝洞体规模的不同而发生改变。由于迂曲转向引起的摩阻增加,使得缝内压力下降明显。