柿庄南区块煤储层地应力和破裂压力特征及其耦合关系

以柿庄南区块112口煤层气井为研究对象,采用水力压裂法计算煤储层地应力,获取了研究区地应力及破裂压力展布特征,分别建立了破裂压力与水平主应力、有效应力之间的相关模型,揭示了该区块3号煤储层地应力与破裂压力之间的耦合关系,并剖析了地应力对破裂压力的影响。研究结果表明:柿庄南区块3号煤储层整体为中等至高应力区,地应力场类型在垂向上发生转换,埋深400~640 m区域以逆断层应力场型为主,640~810 m区域以走滑断层应力场型为主,810 m以深区域以正断层应力场型为主;侧压系数一般为0.38~1.99,埋深600 m以浅区域,绝大多数大于1,埋深600~800 m区域,侧压系数为0.52~1.93,埋深800 m以深区域,侧压系数均小于1;该区块破裂压力为12.89~36.10 MPa,破裂压力梯度为1.47~6.09 MPa/hm,破裂压力与埋深呈现反“S”形变化,810 m以浅破裂压力离散性较大,整体与埋深呈现负相关,810 m以深破裂压力与埋深呈现正相关;该区块最大水平主应力、最小水平主应力及其各自应力梯度与煤储层破裂压力在一定程度上呈现正相关,但相关性不强;同一埋深条件下,破裂压力随着水平主应力的变化而变化,但最小水平主应力对破裂压力的影响明显大于最大水平主应力;煤储层破裂压力与水平主应力差呈反“N”形变化,与有效应力呈正相关;在水平应力差为2~4MPa时,破裂压力随应力差的增大而减小;在水平应力差为4~8 MPa时,破裂压力随应力差的增大而增大;当水平应力差高于8 MPa时,破裂压力随应力差的增大而减小。

煤储层破裂压力对压裂改造的影响与工程应用

我国煤储层渗透率普遍较低,低渗储层直接进行地面煤层气开发的效益较低,而水力压裂是增加煤储层渗透率和导流能力的有效手段。通过对沁水盆地PN-1井、PN-2井的测井参数进行分析,掌握煤储层的岩石力学特征,为煤储层水力压裂参数优化提供指导。结果表明:2口井的测井数据反演的煤层具有低泊松比、低杨氏模量、低强度、低破裂压力的特点;通过在前置液阶段控制施工排量及施工压力、提高阶段液量,可以有效避免压裂裂缝沿煤层顶底板之间的层间界面延伸及扩展至煤层顶底板;测井数据反演的PN-1井煤层破裂压力与实际压裂施工的破裂压力较接近,误差仅为3.01%,对压裂施工参数优化的指导意义较高;PN-2井煤层破裂压力略低于顶底板岩层的破裂压力,压裂初期的施工排量偏高,导致施工压力达到顶底板的破裂压力,压裂裂缝在顶底板之间延伸形成单一裂缝,改造效果及产气效果均较差。

顺煤层水平井水平段井壁破裂压力计算方法研究

对于顺煤层水平井水平段井壁破裂压力预测,一直未考虑井身方位和井斜的影响,与地层实际破裂压力差距较大,通过对地面顺煤层水平井井壁受力进行分析,由于煤层受割理和层理影响,水压裂缝多以拉伸破裂为主,因此,结合最大拉应力准则,以及煤储层地层压力等参数,通过假设法和排除法,进行综合分析,建立基于地层垂向主应力、最大水平主应力、最小水平主应力、储层压力、岩石抗拉强度、岩石泊松比、煤系有效应力系数、水平井井身方位、井周角约束的顺煤层水平井井壁破裂压力预测模型,并应用于高平矿区X-03水平井组的压裂泵注程序的设计,模型精确度达92.80%,水平段整体加砂率达110%,日产气突破10000m^(3)。

深层煤岩气二氧化碳泡沫压裂压后评价方法

为了评价CO_(2)泡沫压裂对深层煤岩气的适用性及分析深层煤的压裂地质特征,文章以鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井X1井的CO_(2)泡沫压裂作业为例,通过采用压裂停泵压降速率分析、G函数压降曲线分析及压裂注入沿程管路摩阻分析等压力诊断方法,评价了X1井的压裂地质特征、裂缝扩展特征及压裂液类型对压后效果的影响。研究结果表明:鄂尔多斯盆地的深部煤岩具有较好的渗透性;CO_(2)压泡沫压裂工艺能够满足鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井的压裂作业需要,增能助排优势突出,压后增产效果明显;与胍胶压裂液相比,CO_(2)泡沫压裂液改造后的停泵压降速率更快、渗透性更好;通过提高单簇进液强度、提高压裂的裂缝内压力能够改善地层的渗透性。此外,与砂岩相比,煤岩CO_(2)泡沫压后的CO_(2)喷势小、气体浓度低,见到了CO_(2)在地层中被吸附的预期。本研究可为深层煤岩气的压裂工艺优选及压裂参数优化提供经验及建议。

页岩储层支撑剂选型对压裂压后的影响因素分析与测评

水力压裂支撑剂作为一种用来支撑水力裂缝的关键材料,直接影响到压裂改造效果和压裂成功率。基于YS112区块相邻YS112H2、H3、H6、H7等平台的压裂取得的认识,以提产、降本、增效为主要目的,开展石英砂替代陶粒先导试验,助推平台低成本高效增产。实验通过对YS112H4平台所选取的H1、H3、H5三口井进行30余次的压裂,通过对100目石英砂、40/70目石英砂、40/70目低密度陶粒的合理分配,使压裂井的产能尽可能达到最大。研究结果表明,采用100目石英砂、40/70目低密度陶粒方案,既能保证最大的日产能和累计产能,同时也保证了支撑剂的经济性。

水力压裂裂缝开裂压力影响因素分析及应用

为了合理确定水力压裂的压裂时机和钻孔方位布置,从水力压裂钻孔周围的应力分布状态出发,将钻孔的方位角和倾斜角作为水力压裂裂缝起裂压力的主要影响因素,在巷道地应力场分类的基础上,从钻孔参数(方位角、倾斜角)与地应力场类型角度对水力压裂裂缝开裂压力的影响规律进行了研究。同时结合天地王坡煤矿采动影响下顶板三维主应力演化实测研究,确定了3308运输巷道压裂时机与钻孔空间布置原则,在此基础上提出受二次采动影响的3308运输巷双侧压裂方案。现场煤柱钻孔应力监测结果表明,采用双侧压裂方案相比常规压裂方案其峰值应力降低了52.9%。巷道围岩变形监测显示,双侧压裂方案与原压裂方案相比,顶板下沉量降低了14.0%,底鼓量降低了37.8%,两帮移进量降低了56.6%,3308运输巷道围岩得到了较好的保护。

渗流力对裸眼井筒周围应力场及地层破裂压力影响机理研究

流体渗流进入储层岩石的孔隙喉道时会给岩石骨架施加渗流力作用,该力会打破储层岩石原有的应力平衡状态,影响岩石的变形与破坏.尽管大量实验与数值模拟研究已经证实渗流力对岩土破坏有显著影响,但在石油工程领域有关渗流力的研究鲜有报道.渗流力对水力压裂裂缝起裂与扩展的影响机理仍不清楚.基于此,文章首先基于土力学渗流力定义式和Biot固结理论对压裂液渗流进入岩石孔隙时渗流力的作用机理进行了研究.然后以裸眼井为例分析了渗流力作用形成的应力场,推导了考虑渗流力作用的地层破裂压力解析解公式,揭示了渗流力作用对裸眼井地层破裂压力的影响规律.研究结果表明:孔隙压差等于一个大气压时,单位立方厘米岩样所受体积力渗流力的大小远超同等大小岩样所受体积力重力的大小,渗流力对储层岩石的作用不可忽视.压裂液渗流进入储层岩石孔隙时,渗流力作用可以显著降低裸眼井筒周围的有效周向应力,增大井壁发生拉伸破坏的可能. Biot有效应力系数越大,渗流力作用越强,井筒周围应力场被渗流力作用影响的范围越大.相比较不可渗透的储层,渗流力作用显著降低了裸眼井的地层破裂压力.地层深度越大,两向应力差越小时渗流力作用对裸眼井地层破裂压力的影响越显著.

酸处理降低地层破裂压力的计算分析

针对超深储层的破裂压力很高,对压裂施工设备的功率和承载能力要求更高,在施工安全上存在一定隐患的实际,研究了超深储层的破裂压力模型以及利用岩石力学性质的酸敏性,采取酸化预处理降低地层破裂压力,建立了射孔井筒破裂压力预测模型,分析了酸化预处理降低地层破裂压力机理。利用西部某深层气藏岩样室内酸处理前后岩石弹性模量、泊松比和岩石抗压强度变化结果,计算了该气藏酸处理前后的破裂压力,结果表明酸预处理后破裂压力大幅下降,对降低压裂施工压力有重要作用。为在现有工程条件和技术条件下,准确预测破裂压力和施工压力、合理选用施工设备、降低储层改造的工程风险提供了方法。

临兴区块致密砂岩气储层破裂压力预测方法研究

破裂压力是压裂工艺参数设计的核心要素,其值预估的精确与否对压裂设备优选、提高压裂效益至关重要。传统的破裂压力计算模型存在适用范围窄、参数获取困难、预测误差大等局限性。以山西省临兴区块致密砂岩气储层为目标对象,基于储层岩石的力学构建一种基于多元线性回归方法的破裂压力预测模型。为进一步剖析不同参数对破裂压力敏感性的影响,分别计算各因素与破裂压力的皮尔逊相关系数,从而评价破裂压力和最小水平主应力、弹性模量、泊松比、渗透率、孔隙度的关联程度。研究结果表明:该方法预测结果与现场压裂施工得到的破裂压力数据具有较高的吻合度,且拟合优度为0.9049;同时与传统的破裂压力计算模型对比,发现该方法的平均相对误差最小,仅为3.4%;最小水平地应力与破裂压力的关联程度最高,相关系数为0.8535。该方法对临兴区块储层后续压裂过程中破裂压力计算具有一定的借鉴意义。

冀中凹陷高家堡地区异常破裂压力储层压裂改造技术

针对冀中凹陷高家堡地区储层破裂压力异常高、压裂裂缝窄、加砂难、易砂堵的特点,结合地层倾角测井资料、三轴岩石力学试验参数和室内kaiser地应力测试资料,从孔径、孔密、孔深、相位角、打开程度等参数进行了降低储层破裂压力的射孔优化设计,根据优化的射孔方案,配合多级段塞压裂工艺、20～40目和30～50目的中小粒径组合陶粒工艺、增大井底注液压力工艺措施,有效降低了冀中凹陷高家堡地区异常破裂压力储层的破裂压力,大大提升了该地区压裂改造的平均砂比和加砂规模。

由破裂压力资料反求储层的有效渗透率

根据质量守恒原理和渗流力学理论 ,由压裂时的破裂压力及破裂前泵注的累计液量等数据 ,推导了储层有效渗透率的计算公式。经其与常规油藏模拟法的计算结果对比 ,该公式计算结果可靠 ,方便快捷 ,对实时调整部分压裂设计参数及进行压后评估分析 。

射孔方式对压裂压力及裂缝形态的影响

利用大型真三轴压裂模拟试验系统,通过模拟地层条件,监测压裂过程及其压力情况,观察裂缝的起裂及其延伸形态,进行射孔方式对压裂压力及裂缝形态的影响研究。研究结果表明,在地应力的大小和分布确定的情况下,破裂压力随着射孔角度的增大而升高,随着射孔排数的增加而降低。为有效降低地层破裂压力、提高压裂成功率及效果,射孔方位应选择0°方向,射孔密度在套管强度容许的前提下越大越好;单排射孔形成的裂缝形态较为简单,多排射孔形成的裂缝形态较为复杂,裂缝条数增加且形态各异。

油井压裂过程中岩石破裂压力计算公式的理论研究

根据多孔介质的双重有效应力概念 ,研究了油井压裂过程中岩石破裂压力的计算问题 ,提出了一个新的综合计算公式。该公式参数取不同的数值 ,可预测不同类型岩石的破裂压力。应用新公式还分析了现有公式的应用范围 ,指出 :H- W公式只能计算非渗透岩石的破裂压力 ,因而给出了破裂压力的上限值 ;H- F公式只能计算高渗透岩石的破裂压力 ,因而给出了破裂压力的下限值。新公式可预测任何渗透状况岩石的破裂压力 ,它包括了早期提出的 2个计算公式 ,并把渗透性岩石和非渗透性岩石完全统一起来。

基于ANSYS软件的降低破裂压力机理模拟

针对深井压裂施工时各种降低破裂压裂方法的技术特点,基于ANSYS有限元软件,建立了裸眼完井和套管射孔完井两种应力计算模型,对压裂施工中井筒附近岩石应力变化进行了模拟计算,分析了不同深度的储层、不同岩石物性的储层及深穿透射孔和酸化预处理对储层的破裂压力的影响。结果表明,储层岩石力学性质中杨氏模量对破裂压力的影响较大,表现为随杨氏模量的增加,岩石破裂压力增加,而岩石的泊松比变化对破裂压力影响较小;酸化预处理可以降低岩石的杨氏模量;射孔深度不同,对降低破裂压力的作用随孔深的增加而减弱。在应用中应该根据情况选择优化孔眼长度。

定向射孔水力压裂起裂压力的预测模型

目前水力压裂起裂压力的预测模型均针对螺旋射孔的情形,忽略套管对井周应力场的影响,已不适用于定向射孔水力压裂起裂压力的预测。定向射孔时,井周未产生微环隙,以此建立了套管井井周应力的解析模型。以渤海BZ25-1油田A1井为例,将该井周应力解析模型与有限元模型进行对比,其最大误差仅为2.3%。同时,结合Hossain模型和最大拉应力准则,建立了套管井定向射孔时孔眼的起裂压力和起裂角的预测模型。考虑流体渗流和套管的共同作用,采用水力压裂的渗流与变形耦合的数值计算方法进行验证,该模型得到的起裂压力与数值计算的误差仅为2.9%,表明该模型准确可靠,可以用于指导定向射孔水力压裂的设计。

地应力对破裂压力和水力裂缝影响的试验研究

为研究水力压裂时地应力对破裂压力和水力裂缝的影响规律,采用水力压裂试验系统,以相似材料作为研究对象,进行了水力压裂物理模拟试验,并借助煤岩断面三维扫描系统、位移计提取了水力裂缝信息。试验结果表明,随着主应力差的增大,破裂压力逐渐降低,破裂时间也逐渐缩短;随着主应力差的增大,破裂面的表面积逐渐增加,破裂面变得逐渐粗糙;围压相近时水力裂缝易出现转向、分叉,压裂液的动力效应越明显;水力裂缝张开度随着主应力差的增大而逐渐减小。研究结果可为水力压裂试验的进一步研究、裂缝网络系统的建立提供参考。

斜井套管射孔破裂压力及起裂位置研究

针对以往斜井压裂破裂压力计算中存在的问题,根据套管射孔斜井中钻井井眼与射孔孔眼相交处的应力状态,研究了射孔孔边切应力的计算方法,并分析了存在微环面时的两孔相交处的应力场、破裂压力及起裂方位的计算方法以及环空胶结严密时两孔相交处破裂压力的计算方法。利用空间几何知识,推导出了裂缝起裂平面与理想平面夹角及用于判断裂缝的转向程度的计算公式,并给出了计算实例。

水力压裂时岩石破裂压力数值计算

以多孔介质流体渗流与岩石应力-应变耦合理论为基础,推导水力压裂时岩石破裂压力数值计算方程,提出一种全新的岩石破裂压力计算方法。该方法考虑岩石变形与流体渗流的全耦合作用,采用有限元法数值计算技术,能模拟计算流体向地层渗滤情况下井眼周围地层有效应力的时空分布,因此,该方法不但能求得岩石的破裂压力,还能同时求得岩石的破裂时间。建立的破裂压力数值计算理论克服传统破裂压力解析计算方法的许多不足,如无法精确计算井眼周围孔隙压力的升高导致应力集中加剧对破裂压力的影响,无法计算地层破裂的确切时间等问题。该计算理论的建立,实现岩石破裂压力数值计算的突破和计算精度的提高,为水力压裂时岩石破裂压力的计算找到了新的理论和方法。

水平井分段压裂破裂压力计算

水平井分段压裂时,形成的初始裂缝会诱发井筒周围应力分布二次改变,产生诱导应力场。诱导应力场将会对后续裂缝起裂产生影响。在考虑原始井筒周围地应力分布状态的基础上,结合弹性力学理论和岩石拉伸破裂理论,建立了诱导应力场中井筒地应力分布模型和破裂压力计算模型。研究结果表明:诱导应力的大小和分布取决于裂缝间距、裂缝缝高及原始地应力。随着裂缝间距的增加,沿着井筒方向诱导应力逐渐变小;定间距时,随着裂缝高度的增加,破裂压力也随之增加;原始地应力分布与诱导应力场中破裂压力的变化规律无关,只决定着裂缝破裂压力增加的幅度。该结果对于优化水平井分段压裂设计具有一定的指导意义。

页岩超临界CO_2压裂起裂压力与裂缝形态试验研究

我国页岩气储层普遍黏土含量高,且多富集于缺水地区,超临界CO_2(SC-CO_2)因具有低黏度、低表面张力及对储层无伤害的特性,有望成为一种新型无水压裂方法。采用页岩露头与砂岩开展了真三轴SC-CO_2与水力压裂对比试验,结合工业CT扫描分析裂缝形态,并研究了温度对起裂压力的影响。结果表明:SC-CO_2压裂页岩时较水力压裂的起裂压力低约50.9%,压裂砂岩时起裂压力低约57.1%;相比水力压裂,SC-CO_2压裂升压过程中,由于CO_2的压缩性,增压速率较慢,由于页岩本身的层理特征,页岩SC-CO_2压裂有多次起裂的现象,更易形成复杂的裂缝;随着温度的升高,SC-CO_2压裂起裂压力呈下降趋势;CT断面扫描显示超临界CO_2压裂页岩时更容易形成多条网络化裂缝,达到类似体积压裂的效果。