砂砾岩储层压裂地应力差影响探究

在水力压裂过程中,水平地应力差对裂缝扩展趋势影响最为显著,此外由于砂砾岩储层含有砾石,裂纹与砾石相互作用会对水力压裂施工产生影响。因此,本文利用泰森多边形对砾石随机分布进行表征,采用全局插入的有限元方法建立数值模型,对砂砾岩储层裂缝扩展进行分析。结果表明,压裂裂缝沿着最大水平主应力方向延伸,且延伸距离也呈增大趋势;井眼压裂液注入附近,水力裂缝将产生穿砾现象,相比绕砾将消耗更多能量;砾石对水力裂缝有吸附作用。

水平地应力差对周期注水应力改造水力压裂影响的试验研究

为揭示地应力环境对周期注水应力改造提高压裂效果的影响规律,以黑龙江双鸭山矿区煤系页岩为研究对象,克服煤系页岩非均质性,利用相似比制作型页岩试件,开展了实验室真三轴水力压裂试验。利用声发射技术监测裂缝起裂和扩展特征,通过RA-AF散点分布特征给出了应力改造和压裂阶段主导裂缝类型,分析得到了周期注水应力改造下水平地应力差对裂缝特征以及裂缝起裂、扩展的影响规律,提出了起裂阶段与扩展阶段声发射判断指标。试验结果表明:应力改造阶段裂缝起裂与扩展以微裂缝为主,剪切型微裂缝占比波动上升,第2个周期裂缝主频范围最大,裂缝发育最为活跃;压裂阶段裂缝起裂与扩展以宏观裂缝为主,张拉型裂缝占比呈增加趋势,当水平地应力差与注水压力接近2.0MPa时,张拉型裂缝占比最大,分布范围最广,压裂效果最显著。另外,本文提出了裂缝起裂与扩展阶段声发射判断指标为平均声发射能率k。k降幅在37.74%以上时,裂缝由起裂阶段进入扩展阶段。周期注水应力改造可以减小水平地应力差对裂缝扩展的约束能力,促进微裂缝大量发育、沟通天然裂缝形成缝网,从而提高页岩气开采率。

地应力差对煤层水力压裂的影响

为进一步揭示地应力的大小和方向对煤层水力裂缝破裂压力和裂缝几何形态及延伸的影响,从而指导水力压裂设计、施工,提高压裂抽采效果,采用RFPA数值模拟软件对不同地应力差下破裂压力和裂缝延伸的变化规律进行研究。结果表明:煤层的水力压裂过程可分为裂前、微裂和破裂3个阶段,破裂阶段初始时的注水压力即为破裂压力;破裂压力随地应力差增大而线性减小;地应力差大于4 MPa时,最大地应力方向主导裂缝延伸方向;地应力差小于2 MPa时,裂缝形态趋于复杂;地应力差越大,裂缝形态越单一,方向性越显著,主裂缝延伸范围越大,越有利于煤层的增透和瓦斯的抽采,工程应用结果与数值模拟结果一致。

压力衰竭地层地应力变化及影响因素

压力衰竭地层易发生井漏、井塌等井下复杂,其主要原因是油气压力下降后岩石特性参数以及地应力发生改变。如果沿用压力未衰竭时的安全钻井液密度窗口将会导致钻井液密度选用不合理,增大井下复杂情况的发生几率。为解决上述问题,考虑岩石特性参数变化对地应力的影响,假设地层岩石为横观各向同性弹性材料,建立了新的地应力计算模型,以DF气田的DF111调整井为例,分析地应力影响因素。结果表明:岩石弹性模量增加会导致水平地应力差增大,且其对最小水平主地应力的影响随井深增加而变大;泊松比的变化不会改变水平地应力差;DF111调整井储层压力由1.03 g/cm^(3)衰竭到0.46 g/cm^(3),最小水平主地应力下降20.5%,最大水平主地应力下降16.1%,地层发生井漏的主要原因是地应力降低导致岩石有效剪应力增大。

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。

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。

煤系“三气”共采产层组压裂裂缝扩展物模试验研究

硬脆性砂岩、页岩储层与塑性的煤层组合开发时,层间应力差、岩性差异、界面性质等因素会对水力裂缝扩展产生较大影响,复合储层人工裂缝扩展规律存在认识不清的难点,给储层改造方案的合理设计带来了难度。基于此,选取鄂尔多斯盆地东缘临兴地区天然露头岩石进行不同岩性组合,开展室内大尺寸真三轴水力压裂物理模拟试验,研究不同地应力差、弹性模量差异、煤岩割理等参数对水力裂缝起裂及扩展的影响。结果表明：水力裂缝起裂方向受地应力条件及近井筒天然弱面共同控制;当应力差在4～6 MPa时,既能保证裂缝穿透界面,又能保证高效沟通煤岩中天然弱面形成网络裂缝;层间弹性模量差异越大,缝内流体压力越高,穿透界面时释放的压力脉冲有助于激活煤岩中的微裂缝形成复杂的裂缝网络。水力裂缝在煤岩中的扩展路径受割理影响较大,易发生转向或者分叉扩展;水力裂缝穿透界面时压裂曲线存在明显的2次憋压,沟通煤岩割理过程中压裂曲线上下波动明显。研究复合储层水力裂缝起裂及扩展规律可为油田现场预测裂缝形态以及优化泵注程序提供参考。

致密灰岩储层压裂裂缝扩展形态试验研究

开发低孔、低渗的致密灰岩储层需要进行大规模的水力压裂。致密灰岩的成岩过程、矿物组成以及岩石力学性质与致密砂岩等储层差异很大,在不同应力状态以及施工参数条件下水力裂缝扩展形态有待研究。采用真三轴水力压裂试验系统对致密灰岩露头展开压裂物模试验,研究地应力差、压裂液黏度、变排量、酸处理等多种因素对水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验结果表明：当水平地应力差在2~8 MPa之间时,水力裂缝易于沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络;压裂液黏度升高,会降低剪切滑移和滤失膨胀的可能性,从而降低裂缝的复杂程度;在走滑断层的应力状态下,即σ_H〉σ_V〉σ_h,容易形成水平缝,特别是当井眼方向沿着层理面时极易沿着层理起裂;变排量压裂可以激活更多的天然裂缝,有助于形成复杂的裂缝网络;酸液预处理裸眼井段能够显著降低破裂压力,随泡酸时间的增加,破裂压力下降幅度逐渐增大。研究成果为现场压裂施工提供参考。

深部岩体非线性蠕变变形预测的研究

利用蠕变实验数据进行数值模拟,得出了深部软岩巷道围岩在高地应力作用下的蠕变方程,建立了蠕变与时间和应力的定量关系.通过计算得到了应力差-蠕变曲线;时间-应力差-蠕变三维曲面.得出了地应力差是引起蠕变的主要因素,对深层软岩巷道进行了变形仿真分析,并实现了与实测变形的对比.

大尺寸致密砂岩露头水力压裂物理模拟实验

针对沙河子组致密砂岩露头,首次系统开展了50 cm×50 cm×50 cm及以上尺寸岩样的真三轴水力压裂物理模拟实验,在进一步弱化边界效应的前提下,探究了天然裂缝、地应力条件、暂堵工艺等因素对裂缝扩展的影响机制,创新了试件压后裂缝三维形态构建方法。研究结果表明:含天然裂缝岩样,当水平地应力差在9 MPa以下时,天然裂缝产状为压后裂缝形态的关键影响因素,当水平地应力差在12 MPa以上时,天然裂缝产状影响弱化,易形成单一裂缝;无天然裂缝岩样,常规压裂均为单一裂缝,高黏压裂液压后裂缝面相对平直;暂堵后,采用高黏压裂液压裂,易在原裂缝两翼均形成封堵,产生新缝;水平地应力差越大,暂堵压裂新裂缝转向半径越小,距离原裂缝位置越近,改造效果越差。研究结果为致密砂岩现场压裂方案设计提供了有效指导。

致密砂岩油藏体积压裂裂缝扩展数值模拟研究

体积压裂是提高致密砂岩油藏产量的关键技术。应用有限元和离散元的混合方法建立了体积压裂扩展模型,对长庆油田长7致密砂岩油藏水平井多簇压裂进行了裂缝扩展模拟研究。结果表明,应力差小于4 MPa时有利于体积裂缝形成,高于5 MPa时主要形成平面裂缝;天然裂缝密度仅在较低应力差条件下对体积压裂改造效果影响显著;在应力差为3 MPa时,增加射孔簇数、降低簇间距,改造面积增加并不显著,簇间裂缝干扰严重,局部裂缝出现合并现象;应力差为5 MPa时,簇间裂缝干扰相对较弱,增加射孔簇利于沟通天然裂缝,提高体积裂缝发育程度和扩大改造面积。

页岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究

页岩气藏储层具有超低孔、超低渗的物性特征,通过体积压裂改造形成复杂人工裂缝网络,是实现页岩气有效开发的关键。试验采用大尺寸真三轴水力压裂模拟,研究水平地应力差、泵注排量,井筒数量等因素对页岩气储层压裂裂缝扩展规律的影响。通过观察压后页岩表面裂缝延伸路径,结合工业高能CT扫描确定页岩内部实际的水力裂缝形态。实验所选用页岩脆性中等,但层理特征明显,微裂隙发育,具有可压性。试验结果表明:水平应力差为3 MPa时,水力裂缝易转向,沟通近井天然裂缝或弱胶结层理面;随着水平应力差的增加,有利于横切缝的产生,沟通远处更多天然裂缝及层理;当水平应力差达到12 MPa时,仅能形成简单平面横切缝。另外,变排量压裂或双井筒同步压裂可以有效地增加裂缝密度,提高水力裂缝复杂程度;但在12 MPa的水平应力差下,双井筒同步压裂仍然仅生成2条简单的水平缝。

裂缝性地层水力裂缝非平面延伸模拟

受天然裂缝作用影响,裂缝性地层的水力裂缝可能延伸为多分支、非平面的复杂裂缝体系,这与均质地层压裂产生的对称双翼平面裂缝具有巨大的差异。由于常规水力裂缝延伸模型无法用于模拟裂缝性地层中水力裂缝非平面延伸的裂缝形态和裂缝几何,为此,基于水力裂缝相交天然裂缝转向延伸路径的等效平面裂缝思想,建立了水力裂缝非平面转向延伸的数学模型,并推导了相应的数值求解方法。模拟计算表明,当水力裂缝沿天然裂缝转向延伸时,水力裂缝缝宽在延伸路径上表现为非连续分布,在转向延伸段突变减小,受缝宽减小节流效应影响,井底流体压力升高。影响因素分析表明,水平地应力差和逼近角越大,转向延伸段缝宽越小,对支撑剂输送限制越大;施工排量和压裂液黏度越高,包括转向延伸段在内,整个延伸裂缝段的缝宽越大,支撑剂在裂缝内的运移越容易,压裂施工风险越低。研究为认识裂缝性地层水力裂缝非平面延伸特征提供了思路和方法,为裂缝性地层压裂设计提供了理论依据,具有重要的理论价值和现实意义。

基于给定参数的水力裂缝与天然裂缝相互作用结果的预测准则

水力裂缝(HF)和天然裂缝(NF)之间的相互作用在压裂裂缝性储层中扮演着重要角色,并可能导致复杂的裂缝网络。该文基于断裂力学理论提出了一个基于给定参数的显式表达式准则。在进行数值模拟、实验或现场施工之前,根据输入参数,应用本准则预测HF遇到NF后的穿透、打开或滑移行为,以及评估已有的水力压裂试验结果。根据准则可知,在高地应力差和高交汇角下,HF容易穿透NF;在低地应力差和低交汇角下,HF容易打开NF;在适当的应力差和交汇角度以及摩擦系数条件下,NF会在HF的作用下发生剪切滑移。高的岩石断裂韧性和短的HF长度(水平井筒到NF的距离)也会导致HF打开NF。相比其他隐式表达式或通过计算程序给出的准则,该文提出的准则只依赖于外部输入参数,具有显式表达方式,方便压裂实验和工程应用。

转向压裂井裂缝转向的影响因素分析

为了尽可能提高转向压裂井的增产效果,依据油藏应力场理论及油气井生产渗流理论建立了初次压裂裂缝和油水井生产过程对于裂缝附近应力场的影响模型。研究了初始水平地应力差、初始裂缝长度、初始裂缝宽度、生产压差和渗透率对转向压裂井裂缝转向的影响;并通过正交实验设计及其直观分析方法明确了各因素对裂缝转向影响程度。在诸多影响因素中,初始水平地应力差是影响裂缝转向的最主要因素,生产压差次之,储层渗透率与初始压裂裂缝宽度的影响居中,初始压裂裂缝长度对裂缝转向的影响最小。可用以指导转向压裂的选井选层。

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。

暂堵转向压裂技术在江苏油田的应用

为提高低渗特低渗储层压裂效果,江苏油田开展了裂缝暂堵转向压裂工艺研究与现场应用。本文通过分析该技术在W5平2井应用情况,提出改进方法,为后续该项技术的推广应用提供指导。

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体积变化特征。研究结果表明:增加施工时间,缝网体积近似呈线性增加,椭圆长轴与短轴的轴比持续增大,但后期短轴方向延伸有限;提高施工排量时裂缝半长及缝网波及体积随之增大,压裂效率显著提高;压裂液黏度增大导致缝宽增大,缝长减小,缝网体积明显减小;均匀地应力场条件裂缝在各个方向上均较好地扩展,长轴和短轴相当,改造体积较小。基于深层页岩压裂缝网体积模型优化后的压裂方案在涪陵页岩气田江东区块深井现场应用30井次,压后G函数曲线分析表明裂缝复杂度高,测试压力和测试产量较高,取得了理想的应用效果,该研究为深层页岩气藏增产改造提供了技术支撑。

基于真三轴压裂物理模拟系统的暂堵压裂裂缝扩展规律试验研究

为探究暂堵压裂工艺对水力压裂裂缝扩展形态的影响规律,基于大尺寸真三轴水力压裂实验系统,以长×宽×高为300 mm×300 mm×300 mm的立方体人工试样为研究对象,开展了暂堵压裂水力压裂物理模拟试验。试验结果表明:1)多次暂堵能够产生明显的分支缝,有利于形成复杂裂缝,且多次暂堵后起裂压力增大,提升注入排量可使暂堵压裂形成更多的分支裂缝。2)相比于裸眼完井,射孔完井的起裂压力低,射孔角度与最大水平主应力存在较大夹角时,裂缝首先沿射孔方向延伸,后逐渐转向最大应力方向,多次暂堵能够使射孔完井产生明显的分支裂缝。3)增大注入排量,加快了井底憋压速率从而易导致出现多个起裂点,产生近井多裂缝。4)液体黏度显著影响岩石破裂压力,高黏度液体施工的破裂压力可增大1~2 MPa。

中扬子宜昌地区志留系页岩气勘探制约因素

四川盆地焦石坝气田以及长宁威远气田的发现,极大推动了我国页岩气发展,奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩是我国南方重要的海相烃源岩之,也是页岩气勘探热点层位。湖北宜昌位于中扬子地区,页岩成熟度高、经历多期构造运动、地质条件复杂(郭旭升等,2022)。近年来,该区多口井获得稳定工业气流,展示良好页岩气前景。