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。     

断层附近非均匀应力场页岩压裂缝网扩展模拟

压裂过程中水力裂缝的延伸行为对页岩气增产改造效果至关重要。然而部分页岩地层断层较发育,附近地应力场呈现非均匀分布,最大水平主应力方向随空间位置发生变化,若水平井井筒仍沿垂直于原始最大水平主应力方向部署,水力裂缝可能出现非平面偏转延伸行为,进而影响缝网体积。文中为揭示页岩地层断层发育对水力裂缝延伸及缝网体积的影响,建立了断层附近非均匀应力场计算模型,并在此基础上构建了断层影响下的页岩气水平井分簇裂缝偏转延伸模型和缝网体积计算模型,模拟并分析了非均匀应力场下的水力裂缝延伸及压裂缝网扩展规律。结果表明：平移断层附近水力裂缝趋向平行于断层方向延伸,而正断层附近水力裂缝趋向垂直于断层方向延伸。页岩气水平井井筒垂直于最大水平主应力方向部署后,可以减小射孔孔眼摩阻,减少施工压力损失,提高缝内净压力,增大缝网体积。该研究可为页岩地层内断层附近的水平井井眼轨迹部署提供重要的理论依据。     

深层页岩气水平井储层压裂改造技术

四川盆地南部深层页岩气资源量大,但由于埋藏深、构造复杂,适于3 500 m以浅页岩气储层的分段体积压裂主体工艺技术在3 500 m以深页岩气储层的压裂改造中出现了不适应性,难以形成复杂缝网。为此,借鉴埋深为3 500 m以浅的页岩气实现规模效益开发的压裂工艺技术,结合深层页岩的构造与储层特征,形成了一套适合于深层复杂构造页岩气水平井的储层改造技术,并在渝西地区深层页岩气井的压裂改造中进行了现场实践。研究结果表明:①天然裂缝综合预测技术实现了对天然裂缝带的精细刻画及天然裂缝发育强度的定量预测,为后续压裂施工优化提供了依据;②在页岩储层可压性评价参数中,脆性指数、缝网扩展能力指数及含气性指数越大,储层可改造潜力越大、气井增产效果越好;③采用大规模前置液工艺,"高强度注液、低孔数、低浓度段塞式加砂"工艺,以及实施暂堵转向的缝网复杂度提升工艺,单井储层增产改造体积(SRV)与产能得到了有效提升。结论认为,所形成的储层改造技术适用于深层页岩气储层的压裂改造作业,可以为同类型页岩气井的压裂施工提供借鉴。     

页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线的诊断识别方法

受储层非均质性、天然裂缝发育和层理等的影响,页岩气水平井压裂时施工压力曲线形态复杂,所蕴含的大量信息难以被充分挖掘。为了准确表征水力压裂裂缝参数进而评价压裂效果,基于页岩气缝网压裂理论,采用套压、泵注排量、支撑剂浓度等实时数据,建立井底净压力折算模型,构建净压力斜率和净压力指数两个关键表征参数,动态划分净压力曲线阶段,用以描述压裂过程中不同裂缝延伸行为所对应的力学条件,识别出缝网延伸、裂缝延伸受阻、裂缝延伸正常、裂缝沿层理延伸、裂缝沿缝高延伸、液体快速滤失等6种裂缝延伸模式,综合形成了页岩气水平井缝网压裂施工压力曲线诊断识别方法。研究结果表明：(1)所形成的方法摒弃了常规储层压裂施工曲线诊断识别方法的不足,提出了缝网复杂指数这一新概念;(2)缝网复杂指数越大,代表缝网延伸和层理延伸的时间越长,储层改造效果越好;(3)以四川盆地东南缘地区页岩气井为研究对象开展应用,单井平均缝网复杂指数为0.3,与该区微地震监测结果吻合度较高,证实所形成的方法具有较高的可靠性。结论认为,该模型方法有助于提升页岩气储层压裂改造潜力和水平,对于完善页岩气储层缝网压裂压后评价技术、指导现场压裂施工实时动态调整具...     

页岩气藏长段多簇暂堵体积改造技术

四川盆地志留系龙马溪组页岩地质年代老,优质储层厚度薄,储层压实程度高非均质性强,且经历多期构造运动,地应力复杂且差异大。页岩储层体积改造后,产量取得一定提高,但套管变形率高,单井产量差异大。为进一步提高页岩气藏综合开发效益,在体积改造技术、缝控压裂技术分析的基础上,综合理论模拟与现场试验,系统阐述了威远地区页岩气藏长段多簇暂堵体积改造技术理念与措施。研究结果表明：(1)“长段短簇”减小流体从基质向裂缝的流动距离,增大压裂裂缝与基质的接触面积;(2)“暂堵匀扩”保证各簇压裂裂缝有效延伸,“控液增砂”增大人工改造储层渗透率;(3)通过对簇间距、簇数、暂堵参数与支撑剂用量等核心参数优化,实现人工缝控储量、单井产量与气藏采收率等指标综合提升;(4)威远页岩气藏现场技术应用后井缝网体积比、改造区域渗透率等关键参数明显增大,裂缝扩展差异系数明显减小,各簇裂缝扩展均匀程度更高,单井产量、EUR、采收率均有较大提升,套变率与丢段率明显下降。结论认为,该技术为威远页岩气开发效益提升提供了技术支撑,为页岩气藏水力压裂技术升级提供参考与借鉴。     

深层页岩压裂工艺优化与现场试验

深层页岩埋藏深、岩性差异大、地应力高,压裂改造时存在施工压力高、裂缝导流能力低、改造体积偏小、压后初产效果差等问题。在分析深层页岩地质特征参数和综合评价可压性的基础上,分析了体积改造面临的技术难点并提出了技术对策,形成了基于气藏数值模拟、诱导应力计算和压裂模拟相结合的深层页岩压裂优化设计方法,并从压裂效果最优角度分析计算了压裂段/簇参数、射孔参数、施工参数。结合丁页2HF井大规模压裂现场试验,探讨了深层页岩压裂工艺实施与控制方法,分析了现场压裂施工压力响应特征,对前置液用量、胶液造缝时机和起步砂比等进行逐段优化与参数精细调整控制,形成了"预处理酸+中黏胶液+滑溜水+低黏胶液+中黏胶液"的组合压裂工艺模式,提高了深层页岩压裂的有效性。丁页2HF井完成12段压裂,压后初期产气量达10.5×104 m3/d,为深层页岩气储层压裂改造提供了技术借鉴。      

页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究

为了给彭水地区页岩气开发提供技术支持,进行了页岩储层水力压裂物理模拟试验研究,建立了一套页岩储层水力压裂大型物理模拟试验方法。利用声发射监测系统实时监测了页岩压裂裂缝的产生与扩展演化过程,观察了水力压裂裂缝形态,并探讨了压裂液黏度、地应力差异系数、压裂液泵注排量等因素对水力裂缝形态及其扩展的影响。试验结果表明,随着压裂液黏度降低、地应力差异系数减小,水力裂缝沿着天然裂缝方向延伸,将原有天然裂缝沟通并形成网络裂缝。根据泵压曲线变化结果,提出在实际压裂施工过程中采用变排量的方式提高压裂改造体积,这可为页岩气压裂优化设计提供依据。      

深层页岩气断层属性对压裂缝网的影响

深层页岩地层断层较为发育，附近地应力场呈现非均匀分布，水力压裂产生的裂缝可能出现非平面、非对称、非规则延伸行为，进而影响压裂缝网体积。针对该问题，以川南区块Y101井区实际断层为例，构建了深层页岩气复杂构造内断层附近非均匀应力场表征模型与压裂缝网扩展模型，分析了断层特征参数对地应力的影响，并定量研究了断层类型、断距、长度、高度、走向、倾角和距离对压裂缝网体积的影响。结果表明：断层的断距、长度和高度越大，地应力偏转角和地应力差越大，压裂缝网体积越小；断层的倾角和远离断层的距离越大，地应力偏转角和地应力差越小，压裂缝网体积越大；断层的走向越大，地应力偏转角越大，地应力差越小，压裂缝网体积越大。断层参数对缝网体积的影响程度由大到小依次为倾角、走向、断距、距离、高度、长度。该研究可为深层页岩复杂构造下的缝网压裂优化设计提供理论依据。     

页岩水平井重复压裂现地应力场计算方法

页岩水平井分段压裂改造后产能递减快、稳产期短,需要进行重复压裂以提高页岩气井的产量和最终可采资源量,而重复压裂的成功与否决定于选井选层工作和压裂优化设计,尤其是弄清重复压裂前现地应力场的分布情况以确保满足老缝张开与新缝起裂条件。为此,充分考虑构造运动、储层天然裂缝分布情况及层理关系,基于测井数据和施工压力数据,构建了原地应场计算模型;并依据等效主裂缝理论,采用加权平均法计算缝内净压力,在生产衰竭诱导基础上,通过线性叠加原理建立了页岩多段簇水平井重复压裂现地应力场计算方法。结果表明:①页岩水平井原地应力计算方法中,原地应力场水平应力构造系数由压裂施工数据反演得到,可真实反演原地应力场大小;②根据不同裂缝段簇和孔隙压力降低产生的诱导应力变化特征建立的诱导应力场计算方法,对实例井的计算结果和压后产量变化都显示长水平段多段簇压后裂缝诱导应力已使地应力场发生转向。结论认为:页岩水平井重复压裂现地应力场计算方法能够为现场重复压裂优化设计提供理论支持。     

鄂尔多斯盆地陆相页岩气缝网压裂技术应用分析

鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩储层储集条件较好,具有良好的资源开发前景,但是与海相页岩相比,脆性矿物含量相对较低,黏土矿物含量相对较高,选择合理的改造工艺成为推动该盆地延长组页岩气资源高效勘探开发的迫切任务。在对缝网压裂技术进行分析的基础上,结合鄂尔多斯盆地页岩储层岩石、应力场特性以及天然裂缝发育状况,对缝网压裂的可行性进行分析。以J1井延长组长7段页岩储层为例,运用测试压裂及净压力拟合分析对压裂设计及施工进行指导,利用数值模拟手段对压裂参数进行优化,通过井下微地震监测手段对压后效果进行评估,结果表明,压后形成的缝网系统有效的沟通了全部射孔井段,取得了较好的改造效果。     

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。     

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。     

���ҳ����ˮƽ�����ѹ�Ѽ���

??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.     

Performance-based fractal fracture model for complex fracture network simulation

The paper presents a novel hydraulic fracturing model for the characterization and simulation of the complex fracture network in shale gas reservoirs. We go beyond the existing method that uses planar or orthogonal conjugate fractures for representing the ‘‘complexity' of the network. Bifurcation of fractures is performed utilizing the Lindenmayer system based on fractal geometry to describe the fracture propagation pattern, density and network connectivity. Four controlling parameters are proposed to describe the details of complex fractures and stimulated reservoir volume(SRV). The results show that due to the multilevel feature of fractal fractures, the model could provide a simple method for contributing reservoir volume calibration. The primary-and second-stage fracture networks across the overall SRV are the main contributions to the production, while the induced fracture network just contributes another 20% in the late producing period. We also conduct simulation with respect to different refracturing cases and find that increasing the complexity of the fracture network provides better performance than only enhancing the fracture conductivity.     

考虑多缝应力干扰的页岩储层压裂转向角计算模型

页岩储层压裂裂缝与天然裂缝相交后,其延伸方向是否改变是决定压裂能否形成复杂缝网的关键因素,转向角增大则有利于与天然裂缝相互连通,最终形成复杂裂缝网络结构。为计算多裂缝扩展时水力裂缝穿过天然裂缝后的转向角,基于线弹性断裂力学理论,建立了考虑远场地应力、裂缝尖端应力集中效应以及多裂缝扩展应力干扰下的页岩储层裂缝与天然裂缝相交后转向角计算模型。通过对比已有单缝模型,发现考虑多缝扩展产生诱导应力时,水力裂缝穿出天然裂缝后的转向角将增大,且裂缝长度、裂缝间距、天然裂缝分布位置、缝内净压力都影响转向角的大小。该模型可用于水平井多段压裂和井工厂压裂裂缝转向角计算,评价缝网压裂可行性、指导缝网压裂设计。     

Numerical simulation of hydraulic fracture propagation in tight oil reservoirs by volumetric fracturing

Volumetric fracturing is a primary stimulation technology for economical and effective exploitation of tight oil reservoirs. The main mechanism is to connect natural fractures to generate a fracture network system which can enhance the stimulated reservoir volume. By using the combined finite and discrete element method, a model was built to describe hydraulic fracture propagation in tight oil reservoirs. Considering the effect of horizontal stress difference, number and spacing of perforation clusters, injection rate, and the density of natural fractures on fracture propagation, we used this model to simulate the fracture propagation in a tight formation of a certain oilfield. Simulation results show that when the horizontal stress difference is lower than 5 MPa, it is beneficial to form a complex fracture network system. If the horizontal stress difference is higher than 6 MPa, it is easy to form a planar fracture system; with high horizontal stress difference, increasing the number of perforation clusters is beneficial to open and connect more natural fractures, and to improve the complexity of fracture network and the stimulated reservoir volume (SRV). As the injection rate increases, the effect of volumetric fracturing may be improved; the density of natural fractures may only have a great influence on the effect of volume stimulation in a low horizontal stress difference.     

深层页岩缝网压裂关键力学理论研究进展

随着埋藏深度的增加,构造复杂程度、地层温度和压力增加,地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都有不同程度的增大,水平井分段多簇压裂技术在深层页岩气勘探开发中遭遇重大挑战,面临着以下亟待解决的问题:①深层高应力下页岩脆性与可压性评价;②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展;③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置;④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑;⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑,基于页岩脆性与可压性评价、多裂缝网络竞争起裂扩展、裂缝网络中支撑剂输送、高应力下裂缝网络的支撑和水岩作用机理等深层页岩压裂关键力学理论,系统分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势,进而指出了深层页岩气储层压裂关键力学理论的发展方向:①高温高应力下流固耦合的页岩脆性模型和可压裂性评价模型;②高温高应力水岩作用下页岩的本构方程和各向异性页岩破裂压力预测模型;③支撑剂输送下的三维裂缝网络扩展模拟;④裂缝网络中支撑剂转向输送机制和粗糙弯曲裂缝网络中支撑剂输送模拟;⑤缝网中各级裂缝导流能力综合优化;⑥页岩软化机制和水化微裂缝起裂扩展机理。结论认为,该研究成果对于推动和促进深层页岩气储层相关压裂理论的发展和压裂技术的进步具有借鉴和参考作用。     

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。      

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。