水力压裂模拟理论及水力压裂商业软件研究进展

在过去的几十年里,随着水平钻井技术的发展,多级水力压裂显著提高了页岩气的产量。为了了解水力压裂的机理和改进压裂设计,建立模拟模型来预测压裂裂缝是至关重要的。本文重点介绍了三种数值模拟方式的差异性,分别是有限单元法(FEM)、扩展有限单元法(XFEM/GEFM)、边界元法(BEM),并对目前主流的商业软件的差异性进行了分析阐述,最后对前文在数值应用方面进行了总结。本文对于了解并推动当下水力压裂数值模拟发展有着较大意义。

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层天然裂缝特征与压裂模拟

综合利用岩心、地震、测井和微地震监测等资料,在天然裂缝模型和地应力模型的约束下,运用页岩储层压裂缝网模拟研究了吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组天然裂缝特征及其对压裂缝网扩展的影响。研究结果表明:(1)吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组天然裂缝包括层理缝和构造缝,以层理缝为主,数量多、倾角小,裂缝数量平均为251条,裂缝面密度为0.58~1.34条/m,平均为0.93条/m。构造缝倾角为70°~95°,裂缝数量明显少于层理缝,根据形成时间及产状,构造缝可分为Ⅰ类和Ⅱ类构造缝。(2)研究区最小水平主应力为50.41~55.22 MPa,最大水平主应力为53.52~74.43 MPa,有利于水力压裂缝网的延伸,芦草沟组纵向存在应力隔层,最大层间应力差可达12 MPa,水力压裂时人工裂缝不易穿层。(3)研究区芦草沟组页岩压裂改造以激活高角度构造缝为主,96.45%的压裂缝为“T形”裂缝,而“十字形”和“一字形”压裂缝仅占2.24%和1.21%,芦草沟组压裂缝半缝长度为70~100 m,高度为10~30 m,邻近断层时由于缝长过大,易发生井窜。

面向页岩气开发的地震压裂模拟技术及应用

复杂地质条件下,有效提高页岩气井的压裂效果是页岩气井增产、提效的重要手段。通常情况下,用于压裂模拟的数值模拟计算采用的是有限元方法,但是该方法在地层变形较大和断层裂缝较发育处存在网格畸变的问题,导致压裂模拟结果与实际压裂结果不一致,降低了页岩气开发效率。为此提出了一种能够综合利用地震、地质和测井等资料进行地震地质工程一体化压裂模拟的技术,并采用物质点法进行数值模拟计算,有效避免了上述问题。该技术主要利用成像测井数据构建反映裂缝程度的裂缝面密度曲线,然后应用模糊数学算法对多种裂缝敏感属性进行排序优选,并利用模糊神经网络算法进行天然裂缝的人工智能建模,最终应用裂缝建模结果并结合物质点法进行水平井段压裂模拟,得出有利的压裂区和压裂效果。该技术在J研究区进行了应用,完成了典型井J1井和J2井的地震压裂模拟,对比了J1井压裂模拟效果与实际压裂效果,结果一致性较好。该方法可以为实际压裂施工提供方案设计指导,对页岩气开发降本增效具有重要的现实意义。

物质点法在页岩储层压裂模拟研究中的应用

针对数值模拟法在水力压裂模拟应用中的存在问题,提出了针对页岩储层压裂的物质点法(MPM)压裂模拟方法,并应用于四川盆地渝西地区五峰组—龙马溪组一段页岩储层。结果表明:模拟的应力方向和应力场差异系数分布与实际测试数据一致,地层压裂应变特征与微地震监测结果吻合良好,模拟结果可信度高;在裂缝发育带(裂缝方向与最大水平主应力方向近垂直),当井轨迹方位与最大水平主应力方向夹角为70°左右时,压裂模拟改造面积最大;在网状裂缝发育区,当井轨迹方位与最大水平主应力方向近垂直时,压裂模拟改造面积最大。文中成果为水平井井轨迹设计和施工参数优化提供了有效的技术支撑。MPM压裂模拟技术的应用,也为减少微地震监测工作量,降低工程成本,提升页岩气开发效益提供了有效途径。

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。

考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模拟

基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型,采用顺序迭代数值模拟方法,构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响,且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟,可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。模拟结果表明:储层物性参数对裂缝扩展有较大影响,合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键;相较于常规方法,提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响,可以更准确地模拟产水量、产气量。将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟,模拟结果与实际生产数据吻合程度较好,验证了模型的准确性。

煤层顶板间接压裂裂缝扩展机制及影响因素

碎软低渗煤层在我国普遍发育,制约煤层气单井产气量提高和产业发展。间接压裂是通过在邻近层产生垂直裂缝沟通煤层进而实现煤层有效改造的一种压裂方式,可以有效应对钻井塌陷、煤粉产出、压裂液滤失和煤层厚度薄等不利因素。通过间接压裂物理模拟试验和扩展有限元数值模拟分析,揭示煤层顶板间接压裂裂缝扩展影响因素,明确裂缝扩展机制,以期为间接压裂技术提供指导。通过直接压裂煤层和不同起裂位置、垂向应力和施工排量影响下间接压裂试验表明,起裂压力高,更易产生长裂缝,且受原生裂缝影响程度减小;但起裂点距离煤层越远,起裂所需能量越大,高破裂压力会对煤层造成粉碎性破坏;大施工排量下,起裂压力对应升高,起裂时间变短,原生裂缝影响程度变小。考虑地应力、起裂位置、岩石力学和施工排量等参数的数值模拟结果显示,在模型参数设置条件下,最大水平主应力和垂向应力差在<4 MPa,煤层与顶板有效应力差>3 MPa、弹性模量差<15 GPa的地层和岩性组合适合间接压裂,起裂位置距离煤层最优距离为<6 m,施工排量需要根据力学性质、断裂能密度等参数确定最优范围。

吉县区块煤层气U形水平井水力压裂裂缝形态监测与模拟实验

为准确获得吉UX井开采层位水力压裂裂缝的形态及方位,利用地面测斜仪水力压裂裂缝监测技术,对吉UX井9段开采层位进行水力压裂裂缝监测,获得了水力压裂裂缝的形态;利用真三轴水力压裂模拟系统,模拟吉县区块地应力状态,对煤岩进行了水力压裂模拟。监测和实验结果都表明,裂缝扩展以水平缝为主,用水平井在一个小层内压裂,纵向上难以有效沟通多个小层。据此认为,吉县区块采用水平井压裂沟通多个小层的开采方式,具有极大的投资风险。

利用微地震测绘和压裂模拟分析进行水力裂缝增长动态研究

对中国内陆一些致密油藏的水力压裂全过程进行了详细的描述,主要是用微地震定位和裂缝模拟方法来研究裂缝增长动态。同时还对该油藏进行了简要介绍,重点放在微地震定位和裂缝模拟分析上,最终通过用裂缝模拟和微地震定位结果进行压裂效果分析。

综合应用微地震测绘和压裂模拟技术进行致密油藏水力裂缝增长规律研究

采用微地震测绘和压裂模拟技术对中国北部鄂尔多斯盆地三个致密油藏压裂过程中水力裂缝增长动态和压裂效果进行了研究。三个致密油藏均为河流相沉积，目的层埋深1820～2186m，所有的采油井都需要通过压裂措施增产。重点阐述了微地震测绘和压裂模拟技术，对油藏特点只做了大概的介绍。论证表明多方面综合性的分析有助于水力裂缝增长动态规律研究。

苏里格砂泥薄互储层缝控压裂造缝机制及穿层判别准则

针对苏里格气田二叠系盒8段砂泥薄互储层压裂施工中裂缝穿层扩展判别与压裂效果评价存在的问题,建立考虑层间非均质性的砂泥薄互储层地质力学模型,开展水力裂缝穿层扩展实验,揭示砂泥薄互储层中人工裂缝的起裂-延伸-交互-穿层机制。基于非常规裂缝模型的数值模拟,阐明了裂缝在薄互层中的垂向起裂与扩展特征,构建了裂缝穿层的判别准则与压裂效果评价方法。研究表明:层间应力差是直接影响穿层压裂裂缝形态的主要地质因素,苏里格气田层间应力差异系数(ξ_(IL))小于0.40时,裂缝可突破隔层在目标砂岩层内扩展;0.40≤ξ_(IL)<0.45时,裂缝突破隔层但无法在目标砂层内有效扩展;ξ_(IL)≥0.45时,裂缝仅在射孔储层扩展,无法实现穿层扩展。提高压裂液黏度与排量能弥补能量损耗并突破隔层限制,苏里格气田压裂施工参数控制区域内采用高黏度(50~100mPa·s)压裂液、高排量(12~18 m^(3)/min)施工条件有利于裂缝穿层。

介质变形对低渗透油藏压裂产能影响有限元模拟

针对介质变形对低渗透油藏压裂产能影响的定量评价问题,建立了介质变形-渗流耦合模型,并应用有限元数值模拟技术对耦合模型进行求解;采用裂缝单元模型处理水力裂缝与储层区域离散的网格尺度协调问题,即将裂缝单元的质量、刚度矩阵变换叠加到储层整体模型矩阵中模拟压裂后的开发动态。模拟分析结果表明,介质变形造成储层渗透率变化是低渗透油藏压裂产能下降的重要因素,随裂缝长度增加和生产压差增大,其影响效应更加显著。

基于线性压裂滤失模型的疏松砂岩裂缝起裂数值模拟研究

基于线性压裂滤失模型,建立考虑储层岩石弹塑性变形的有限元模型,对疏松砂岩裂缝起裂规律进行数值模拟研究。计算结果表明:对于低渗储层,裂缝起裂较容易,裂缝起裂长度较长;对于中高渗储层,较大差异的地应力和较低的岩石强度不利于裂缝的起裂和扩展;对于特高渗储层,裂缝起裂较难,起裂长度较短。

页岩气储层物性特征对压裂效果的影响研究

关于页岩气挖掘,压裂技术在工业化进程中发挥着重要的作用。本文以页岩气储层物性特征为基本情况,用两种方法,分析了物性特征对压裂效果的影响。并可确认,储层物性的特性对其有显著影响。它使得压裂往往优先于物性良好的地域发展;更会影响特定压裂型态的网状裂缝数量和展布。而裂缝的出现,又会影响储层物性的特性。鉴于此,本次研究的结论为寻找优质的页岩气储层和提高压裂效率,提供了相当的技术支援和理论辅导。

射孔层位优化方法与分层压裂技术研究

低渗透储层的射孔技术必须配合压裂增产改造技术而开展,其中射孔层位优化是其关键问题之一。针对准噶尔盆地西北缘储层地质特性,提出了一种射孔层位优化的实用方法,即采用多种射孔方案,通过对不同射孔方案与压裂方案的模拟结果进行比较,优选射孔方案,尽量使各层都得到均衡、有力的改造,并且防止压裂时压窜目的层上、下水层或应力较小的夹层。该方法在准噶尔盆地西北缘勘探实践中,结合限流法分层压裂技术和封隔器分层压裂技术进行应用,取得了显著成效。

注液速率及压裂液黏度对煤层水力裂缝形态的影响

注液速率及压裂液黏度是煤层气井压裂设计中两个重要的可控参数,其不仅影响水力裂缝起裂压力及压裂施工压力,而且控制水力裂缝形态。采用鄂尔多斯盆地东南缘大宁-吉县地区天然煤岩,基于试验室物理模拟试验研究注液速率及压裂液黏度对水力裂缝形态及施工压力的影响。结果表明:注液速率及压裂液黏度较小时,主裂缝与分支缝连通形成沿最大水平主应力方向的复杂裂缝网络系统;随着注液速率及压裂液黏度的增加,水力裂缝复杂程度降低,形成平直单裂缝。提高注液速率或压裂液黏度会增大施工压力。对注液速率及压裂液黏度进行合理控制,可先在井筒附近生成平直裂缝,后在远离井筒处生成复杂裂缝网络,有利于增大煤层气单井排采体积。

考虑多重滤失效应的前置液酸压有效缝长模拟

为了提高天然裂缝较发育的碳酸盐岩储层酸化压裂设计的准确性和有效性,在采用经典裂缝拟三维延伸数学模型模拟前置液造缝过程中裂缝几何尺寸动态变化的基础上,结合液相反应平衡原理和局部反应平衡原理,建立了考虑天然裂缝、蚓孔及基质多重滤失效应的酸液流动反应模型,以现场实例井的酸化压裂改造为例,使用所建模型模拟前置液酸压注酸过程中裂缝内酸液渗滤过程及酸岩动态刻蚀形态,通过酸液沿水力裂缝长度方向的浓度变化和残酸极限浓度综合确定酸蚀裂缝有效缝长,并与压力恢复试井的解释结果进行了对比。结果表明:(1)裂缝—孔隙型储层酸化压裂过程中,沿裂缝长度方向的酸液滤失速度非定值,滤失速度曲线呈锯齿状波动变化,在酸蚀蚓孔与天然裂缝相遇时酸液滤失速度普遍大于基质处的滤失速度;(2)裂缝—孔隙型储层酸化压裂过程中酸液滤失严重,酸液有效作用距离大幅度降低;(3)验证井酸化压裂解堵增产效果显著,该井试井解释结果与所建立的数学模型模拟解释结果相吻合,说明所建立的前置液酸化压裂数学模型可靠。结论认为,考虑多重滤失效应的前置液酸化压裂数学模型更适用于裂缝—孔隙型储层的酸化压裂模拟。

压裂气井出砂机理研究

油田上普遍使用水力压裂增产技术来提高低渗透性气藏的产量,否则,气藏便会失去商业开采价值。然而,经过压裂施工后,发现有支撑剂回流到地面,导致气井出砂严重。这不仅将造成生产设备严重损坏,而且会严重降低支撑裂缝的导流能力,引起气井产量的大幅度下降,从而减少了由增产措施所带来的经济收入。文章以长庆气田榆2 6 - 12井为例,根据岩石力学理论,采用三维压裂模拟设计软件,研究了压裂气井的出砂机理。

综合应用多种压裂软件技术研究

针对现有各种压裂软件结果不一致性,提出了一种压裂设计和参数优化的实用方法,即通过对多种压裂设计方案与参数优化方法的模拟结果进行比较,优选出最佳的方案。通过实例证明了该方法的实用性和有效性。

大型压裂技术在特低渗透薄互层油藏的应用——以梁家楼油田梁112块为例

由于低渗透薄互层具有储层薄、微裂缝发育的特点 ,所以压裂改造难度大 ,压裂后产量递减快。将大型压裂改造技术应用于该类储层 ,对其实施难点及主要措施进行了分析。以梁 112块为例 ,确定了应用降滤、三维裂缝模拟和测试技术的可行性。梁 112块经大型压裂改造后 ,增产效果显著 ,新投产井压裂后均自喷生产 ,平均单井产油量 18.9t/d 。