低渗透油藏裂缝方向偏转时井网与水力裂缝适配性研究

受储层非均质性等因素的影响,人工裂缝方向可能偏离井网方向。若裂缝参数设计不合理,则会给油田开发带来风险。为此,对低渗透油藏裂缝方向发生偏转时井网与水力裂缝适配性进行了研究。采用流线模拟技术,分析了菱形反九点井网压裂后的渗流场特征。以华庆油田X井区为例,建立了裂缝方向发生偏转时的压裂数值模拟模型,研究了不同井裂缝参数对生产动态的影响。结果表明:当裂缝方向发生偏转时,压裂井网渗流场会发生明显变化,应根据流线分布特点重新划分井组模拟单元;不同井处缝长对生产动态的影响程度不同,且各井裂缝之间存在明显的干扰现象;增加处于裂缝不利方位上的边井处缝长,提高采出程度效果较差,该井处裂缝不易过长,而在一定范围内增加处于裂缝有利方位上的边井和角井处缝长,提高采出程度效果显著,可适当增加其缝长。利用正交试验,优选出裂缝方向发生偏转时与井网相匹配的最佳裂缝参数组合为:1号边井、2号边井和角井处的裂缝穿透比分别为0.3,0.7和0.6,裂缝导流能力为30μm2·cm。

泵流量对纵向切槽水力压裂裂缝偏转距的影响

水力压裂技术近年来越来越多地被应用于强烈动压巷道的卸压工程中,水力压裂卸压的核心是如何人为控制水力裂缝的开裂、扩展方向及路径。将裂缝起裂点与裂缝扩展路径上与切槽方向呈1/2切槽角度的点之间的连线长度定义为裂缝偏转距,并作为试验重点考察指标。采用真三轴物理试验的方法,对尺寸为300 mm×300 mm×300 mm的预留钻孔和纵向切槽水泥试块水力压裂过程中不同泵流量对裂缝偏转距的影响规律进行了详细研究。研究结果表明:纵向切槽水力压裂裂缝首先沿切槽方向起裂,在扩展的过程中逐渐转向最大主应力方向;裂缝呈S型非对称形态,裂缝较为单一,无复杂微裂隙产生,裂缝在横向扩展的同时沿纵向扩展且扩展过程中无较大偏转。压裂过程明显呈现3个阶段性特征:初次起裂阶段、裂缝持续扩展阶段和裂隙贯通阶段;随着泵流量的增加,起裂压力略有增高,压裂时间明显缩短。在水平应力比为1.5条件下,泵流量由0.5 mL/s增加到1.0 mL/s,裂缝偏转距增加了54.9%;泵流量由1.0 mL/s增加到1.5 mL/s,裂缝偏转距增加了16.7%;随着泵流量的增加,裂缝偏转距明显增大,增大趋势呈半抛物线特征。水平应力比为2.0条件下,泵流量由1.0 mL/s增加到1.5 mL/s,裂缝偏转距增加了30.6%;泵流量由1.5 mL/s增加到5.0 mL/s,裂缝偏转距增加了67.9%;与应力比为1.5相比,相同泵流量条件下裂缝偏转距明显减小。试验采用真三轴试验方法仅能对小尺寸试块进行物理模型试验,下一步将选取合适的数值计算方法,进一步开展大尺度岩层水力压裂效果试验研究。

多条水力裂缝偏转延伸规律的影响因素

非常规油气田开发时,通常采用水平井分簇射孔分段压裂的方式,一次可以压开多条裂缝。施工过程中,新形成的裂缝延伸可能会逐渐靠近前一级所形成的裂缝,造成压裂液流道偏移,使裂缝难以有效分布开来而影响最终压裂效果。一条裂缝的存在或者延伸,对后续裂缝或者其他正在延伸的裂缝产生一定的吸引或排斥作用。文中通过有限元模拟裂缝的形成,对应力场进行了分析计算,得到了裂缝的间距和尺寸对裂缝间相互作用的影响规律。计算结果表明:当2条裂缝同步延伸时,裂缝相距越近、裂缝吸引会越强烈,反之亦然;当2条裂缝不同步延伸时,近距离时两裂缝均会偏向短裂缝那一边;新起裂的裂缝在前一级水力裂缝影响下,当二者距离较近时,前一级水力裂缝会对新裂缝产生吸引作用,当间距较远时,前一级裂缝对新裂缝产生排斥作用。通过对上述模型的计算结果分析,可以为分段压裂的多裂缝分布设计和射孔簇间距的优化设计提供指导。

人工裂缝方位偏转对整体压裂效果影响研究

受储层非均质性等因素的影响,人工裂缝方向可能偏离井网方向,影响整体压裂效果。为此以白豹油田长6储层菱形反九点注采井网为例,建立了整体压裂和人工裂缝方位偏转时的压裂数值模拟模型,进行了整体压裂裂缝参数优化,研究了人工裂缝方位偏转对生产动态的影响程度。结果表明,人工裂缝方位偏转后采出程度大幅降低,特别是最有可能的裂缝小角度偏转采出程度降低最多,经分析建议裂缝方位发生偏转时应进行局部注采井网调整或减小裂缝缝长。

水力压裂分段射孔簇多裂缝空间偏转模拟研究

深部致密油气储层水力压裂工程形成复杂缝网形态是影响油气采收率的关键因素,需要准确评估和优化压裂裂缝扩展行为。水平井多射孔簇分段压裂涉及储层和孔隙−裂隙内流体之间的热扩散、流体流动与岩体基质变形,热扩散效应和多物理场耦合作用是深部致密岩体压裂的典型特征;同时,压裂缝网扩展与裂缝间的扰动作用有关,压裂工艺中的射孔簇间距、起裂顺序等造成平行裂缝发生不同程度的非稳定扩展。理解多物理场耦合、裂缝间扰动等内外因素的影响机制,对有效评估压裂缝网具有重要意义。综合考虑深部储层的热−流−固耦合效应,研究水力压裂缝网三维扩展之间的应力阴影效应和多裂缝扰动偏转行为。研究建立水平井分段压裂的工程尺度三维数值模型,利用典型工况计算分析了压裂裂缝三维扩展的热扩散效应影响、不同射孔簇间距以及不同压裂方案(顺序、同步、交替压裂)下裂缝网络的扩展扰动行为。结果表明:深部致密油气储层压裂裂缝扩展引起的应力扰动区域在多裂缝中存在叠加、覆盖行为,形成应力阴影效应、造成裂缝空间偏转;水平井多射孔簇间距的减小,将增大应力阴影区,加剧裂缝间相互干扰;相比多射孔簇顺序压裂,同步压裂将增大应力阴影区,交替压裂可减小应力阴影区,交替压裂成为缓解压裂缝网三维扩展扰动、优化空间缝网形态的有效方案;深部致密油气储层岩体裂缝内的压裂液与岩体基质进行热交换,各压裂方案下的裂缝扩展面积、体积均有提升,表明热效应对裂缝扩展有促进作用,成为影响压裂裂缝扩展的重要因素。

纵向切槽水力压裂裂缝偏转规律研究

纵向切槽水力压裂作为一项强烈动压巷道切顶卸压技术,核心是控制裂缝开裂以及扩展方向,然而裂缝在定向起裂后通常受最大主应力的影响而发生偏转,裂缝的扩展方向与地应力条件、切槽角度、泵流量以及岩石力学性质等多种因素有关。对纵向切槽水力压裂多因素影响下的裂缝偏转规律展开研究,为纵向切槽水力压裂钻孔施工设计提供1种借鉴方法。采用ABAQUS软件中的XFEM模块,建立纵向切槽水力压裂二维模型,通过与前期纵向切槽水力压裂物理试验结果对比,实现了数值模型可行性验证,进而建立大尺寸纵向切槽水力压裂模型对煤矿顶板砂岩条件下的纵向切槽水力压裂裂缝偏转规律展开了详细研究。结果表明:水平应力比为重要的裂缝偏转距影响因素,在垂直主应力为10 MPa,最小水平主应力为6 MPa,水平应力比由1.5增加到3.5过程中,裂缝偏转距先后减小55.3%、56.9%和41%;切槽角度对裂缝扩展路径影响较大,对裂缝偏转距影响相对较小;水平应力比为1.5与2.0两种条件下,泵流量由30 L/min增加到180 L/min过程中,裂缝偏转距不断增大,且具有较大增长幅度,在水平应力比为2.5条件下,裂缝偏转距的增长幅度明显减弱;水平应力比分别为1.5、2.0、2.5的3种条件下,泵流量90 L/min对应的裂缝偏转距分别为4.05、1.81、0.75 m,可通过大幅提升泵流量,实现偏转距的较大增长;该研究对纵向切槽水力压裂泵流量的选取以及不同条件下钻孔间距的确定具有参考意义。

致密储层缝内暂堵转向压裂裂缝扩展规律数值模拟

基于损伤力学理论,建立了储层渗流-应力-损伤耦合裂缝扩展数值模型,将模型结果与室内真三轴水力压裂物理模拟实验结果进行了对比,验证了模型的准确性,并基于该模型探讨了压裂液黏度、排量、水平地应力差以及储层岩石非均质性对缝内暂堵转向压裂效果的影响。研究结果表明:(1)储层渗流-应力-损伤耦合裂缝扩展数值模型是联合流体流动控制方程与岩石变形方程形成整体控制方程,通过在初始裂缝扩展路径上某一区域人为设置高强度的岩石物理力学参数和较小的储层渗透率值,实现缝内暂堵的模拟。(2)缝内暂堵转向压裂裂缝扩展模型数值模拟的分支缝数量、主裂缝面积、主裂缝延伸方向等与室内真三轴水力压裂物理模拟实验的结果基本一致,该模型可实现缝内暂堵后基质的破裂与新裂缝扩展模拟,对缝内暂堵转向压裂裂缝扩展情况也具有较好的模拟效果。(3)压裂液的黏度和排量越大,缝内暂堵转向压裂裂缝长度、改造面积及偏转角度均明显增大,且逐渐由单一裂缝向复杂裂缝转变。当水平地应力差小于7.5 MPa时,缝内暂堵转向压裂的效果较好;当水平地应力差为10~15 MPa时,压裂效果变差;当水平地应力差大于15 MPa时,裂缝几乎不偏转;储层非均质性会影响裂缝局部的扩展路径,但对裂缝总体扩展趋势影响甚微。

射孔水压裂缝在层状页岩的扩展机制

为明确射孔水压裂缝遇页岩层理面的扩展机制,基于弹性力学和断裂力学相关理论,建立射孔水压裂缝在层状页岩扩展的应力分析模型,并对裂缝偏转角、偏转裂缝在页岩和层理面扩展的临界水压进行分析,进而结合数值模拟,研究偏转裂缝遇页岩层理面的扩展机制的影响因素。结果表明:偏转裂缝遇页岩层理面的扩展机制主要取决于水平主应力差、射孔角度、层理面角度、页岩力学性质及层理面黏聚力等因素;若最大水平主应力方向与层理面夹角不大,偏转裂缝随水平主应力差的增大,由直接穿过层理面逐渐转化为沿层理面扩展;随着射孔角度、层理面角度和层理面黏聚力的增大,偏转裂缝的扩展模式则会发生相反变化;射孔段与层理面夹角越接近90°,偏转裂缝同时穿过层理面和沿层理面扩展的倾向性越大,越易形成网状裂缝。

致密砂岩水平井多裂缝扩展及转向规律研究

为研究致密砂岩水平井割缝压裂裂缝扩展及转向规律,采用四维水射流割缝装置和大尺寸真三轴相似物理模拟试验系统,开展了不同缝间距、应力差、压裂排量对水平井多裂缝扩展规律的试验和数值模拟研究,建立了单张开裂缝和多裂缝扩展的应力理论模型和一套室内割缝压裂物理试验方法。通过剖样观察和压力曲线特征的类比分析得到以下结论:①多裂缝起裂后后续压力曲线的典型波动峰值,是致密砂岩多裂缝相互干扰的一个明显特征;小间距使得邻近裂缝处于高诱导应力区域,增加了应力干扰和裂缝偏转程度;②大排量使得裂缝内部净水压增大,多裂缝偏转角度和程度增大,更容易形成纵向缝;且处在中间裂缝受到抑制,大角度偏离最大主应力方向延伸并趋于两侧裂缝最终停止扩展,而两侧裂缝延伸的距离更长;③高应力差条件下,诱导应力场难以改变原始主应力的大小,降低裂缝转向的角度,起裂后后续压力曲线波动较平稳,裂缝更易形成平行于最大主应力方向的横切缝。研究成果可用于多段割缝压裂施工参数的优化设计,从而为不同地质条件的砂岩储层油气开采和煤矿中水力压裂坚硬顶板治理强矿压提供参考。

地应力改变对水力裂缝扩展的模拟实验研究

采用RTM-1大尺寸岩石三轴力学性质测试装置测试人工试件(300×300×600 mm^3),模拟在改变水平地应力方向及大小的条件下,研究重复压裂裂缝的形成和扩展过程:已有裂缝的偏转和新裂缝的形成。实验结果表明:1重复压裂形成新裂缝的过程中,已有裂缝会重张、起裂偏转,已有裂缝的偏转主要以剪切破坏形式为主;2水平地应力发生改变时,不一定就产生新裂缝:-K'_h越小,已有裂缝越容易发生偏转;-K'_h越大,已有裂缝壁面上越容易产生单翼新裂缝,产生新裂缝临界条件是-K'h=5/7;3注入速率Q对新裂缝的产生影响较大:当Q较小时,已有裂缝壁面上不易产生新裂缝,仅发生已有裂缝的偏转;当Q较大时,已有裂缝壁面上容易产生单翼新裂缝。

压裂过程中储层压力场变化对水力裂缝扩展的影响

非常规油气资源开发过程中,通过水力压裂形成复杂裂缝网络是实现高效开发的关键技术之一,压裂过程中储层压力场的变化对裂缝扩展具有重要影响。本文基于扩展有限元理论,建立耦合损伤-滤失-应力的水力压裂裂缝动态扩展模型,研究储层压力分布对同步压裂和顺序压裂过程中裂缝动态扩展、起裂压力和延伸压力影响,对比了不同储层压力增量条件下水力裂缝偏转程度和压力变化情况。研究结果表明:(1)压裂液滤失诱发的局部孔隙压力增加会引起储层压力场发生变化,使得水力裂缝在延伸过程中的偏转程度增加,同时水力裂缝的延伸压力和起裂压力也会增加,算例显示裂缝的起裂压力和延伸压力将分别增加27.49%和27.58%;(2)对比同步压裂和顺序压裂下裂缝扩展动态,发现采用顺序压裂时裂缝偏转程度更大,且裂缝延伸压力更高。研究成果可为致密砂岩储层的有效开发提供理论依据和技术支持。

水平井体积改造应力干扰计算模型及其应用

基于位移不连续边界元法,引入应力校正因子,建立裂缝介质应力场计算模型。模型计算精度与三维位移不连续模型接近,并显著减小了计算复杂度。在此基础上,基于断裂准则和扩展速度模型,建立了多裂缝扩展形态算法,对多裂缝应力干扰及应力干扰下裂缝扩展形态进行了计算研究。结果表明：应力干扰作用范围由缝高或缝长的最小尺寸决定,对缝长大于缝高的裂缝,应力干扰作用范围为1.2～1.5倍缝高,对缝长小于缝高的裂缝其范围为1.2～1.5倍缝长;缝间距相对缝高越大或净压力相对原场主应力差越小,裂缝偏转位置距离井筒越远,裂缝偏转角度越小。3簇等间距布缝时,中间裂缝沿直线路径扩展,而非等间距布缝时,中间裂缝会向间距远的裂缝一侧偏转,且存在单一主扩展裂缝。