CDM-PKN压裂模型研究

现场实践表明,高裂缝内净压力、不规则的施工压力剖面和裂缝高度延伸等,都与传统的二维压裂模型预测结果相差较大,且传统的二维压裂模型无法解释异常高施工压力。施工压力预测的部分难题可以通过修改基本模型或修正压力下降方程来解决,但其根本原因是线弹性断裂力学(LEFM)采用的裂缝延伸法则自身存在不足。连续损伤力学(CDM)理论可以解决基于线弹性断裂力学理论模型本身存在的矛盾,既能解释净压力,也能有效预测宽短裂缝。通过引入Kachnoanov参数和微裂隙之间的平均距离,并将线弹性断裂力学与连续损伤理论结合,建立CDM-PKN模型,能够有效解释异常高施工压力,既可以解释实际施工压力剖面,也能够预测裂缝长度、宽度和流体效率。CDMPKN模型充分应用了CDM理论的优点,可以用来解释裂缝高度的移动和水力压裂中的相关现象。

基于相场裂缝模型的酸化压裂孔洞沟通类型研究

塔河油田深层碳酸盐岩储层油气分布具有不均匀性,大量油气资源储存在天然溶洞内部。通过酸压裂缝沟通尽可能多的孔洞结构,建立孔洞与井筒之间的流通通道,有利于提高深层碳酸盐岩储层开发改造效果。本文根据拉伸—剪切复合型裂缝扩展准则对传统相场裂缝模型能量方程进行修正,开发了扩展自适应网格技术。基于相场法建立流—固—热—化多场耦合酸压裂缝扩展数值模型,分析了地应力、孔洞结构与酸岩反应对酸压裂缝扩展路径的影响。根据模拟结果发现:(1)根据相场法建立的酸压裂缝模型基于能量最小化原理求解裂缝扩展路径,能够实现流—固—热—化多场耦合条件下酸压裂缝起裂与扩展模拟。(2)地应力对酸压裂缝扩展起主导作用,孔洞结构对酸压裂缝扩展起诱导作用,酸岩反应对酸压裂缝扩展起辅助作用。(3)酸压裂缝周边的孔洞可在酸液的扩散与酸蚀作用下与裂缝达成间接沟通,孔洞内的油气资源可通过酸蚀后的基质进入酸压裂缝。有效识别孔洞结构分布位置是提升缝洞型储层酸压开发效果的基础。本文研究结果可为深层碳酸盐岩储层酸化压裂缝洞沟通行为提供理论依据。

油气田压裂返排液中污染气体浓度及扩散模型研究

油气田在实施压裂作业时,返排液中的污染气体会排放至大气中,造成大气污染。为此,研究油气田压裂返排液中污染气体浓度及扩散模型。以延安油气田为研究区域,采集和分析区域内污染气体样本,设计污染气体测定流程。利用多元矢量值函数获取污染气体扩散程度,建立点、线、面源扩散模型。结合上述模型,构建污染气体不同成分的浓度扩散模型。根据扩散分布形式可知,污染成分浓度峰值多维持在活动较为频繁的日间,地点上多位于返排池中心上方,随风向以点源、线源、面源等形式向下风口呈不同程度递减。

基于离散元法的类岩石材料水力压裂裂缝扩展规律

水力压裂是煤矿井下卸压的重要技术手段,更好地理解裂缝扩展机理对煤层安全开采具有重要意义。为深入探究水力裂缝扩展规律,针对实验室常用的类岩石试件,利用颗粒离散元数值模拟软件MatDEM,建立了二维水力压裂数值模型,开展了不同注液压力增量的水力压裂试验。试验研究了注液压力增量对水力裂缝扩展的影响,揭示了模型起裂机理,从细观尺度分析了裂隙生成及裂缝扩展规律,并对水力裂缝扩展特性进行了讨论。结果表明:①注液压力增量对模型起裂压力与起裂时间变化趋势的影响相反。起裂压力随注液压力增量变大,其增长趋势不断变缓,并逐渐趋近于5.6 MPa。起裂时间随注液压力增量变大不断减小,其减小趋势同样逐渐减缓。②累计裂隙数目随时间呈指数型增长,将水力压裂过程分为4个阶段(Ⅰ~Ⅳ):无裂隙阶段、裂隙缓慢增长阶段、裂隙稳定增长阶段和裂隙急速增长阶段,分别对应模型起裂前、模型起裂后裂缝形成前、主裂缝扩展以及次级裂缝扩展过程。随注液压力增量变大,第Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ阶段时长不断减小,第Ⅳ阶段时长呈波动式增长。各阶段裂隙数目关系为第Ⅳ阶段最多,第Ⅲ阶段次之、第Ⅱ阶段最少。③随注液压力增量变大,次级裂缝数目由8条增至16条,裂缝增长速度在第Ⅲ阶段以前逐渐减慢,进入第Ⅳ阶段后不断增快。注液压力增量由0.03 MPa增大至0.70 MPa,裂缝最终长度增大1.79倍。④模型内部能量随注液压力增量的变大而增加,且能量输入速度逐渐变快。模型起裂后,高压水在裂缝尖端形成应力集中,促使裂缝继续扩展延伸。较高注液压力增量下,裂缝扩展速度变快,颗粒位移量由压裂孔至模型外侧逐渐减小。注液压力增量的变大会使次级裂缝形成位置向压裂孔靠近,对主裂缝的形成及扩展起抑制作用,而对次级裂缝的形成及扩展起促进作用,裂隙类型均为张拉裂隙。

煤岩介质对水压裂隙扩展的影响机理

为研究不同煤岩介质压裂条件下水压钻孔裂隙起裂压力、起裂位置的变化规律,通过梳理现有理论,对连续介质弹性理论和非连续介质断裂理论2种经典模型进行比较。以王家岭煤矿等9个矿井为研究对象,针对不同介质岩石钻孔的压裂条件,开展室内试验并对结果进行比较,采用比较分析法进一步研究围岩压力、抗压强度对裂隙起裂压力、起裂位置的影响规律。结果表明:不同应力环境中,侧压系数越大,2种介质岩石钻孔开裂所需的起裂压力越大,相差越大,差值(2种压力差与连续介质岩石起裂压力的比值)越小,当侧压系数大于2时,差值无限接近于0;不同介质岩石的抗压强度具有差异性,抗压强度越大,2种介质岩石钻孔起裂压力越大;连续介质理论中起裂位置与围岩压力、抗压强度呈正相关,非连续介质理论中起裂位置始终沿水平应力方向。岩石介质对水压裂隙扩展规律的影响,可以为理论模型的优选提供参考,同时有助于裂隙起裂扩展行为预测。

物理—数据双驱动的压裂压力实时预测方法

井口压力预测存在压力波动剧烈、干扰因素多以及影响机理复杂等问题。现阶段研究中,由于对复杂的地层条件、裂缝特征及流体动力学过程的过度简化,传统物理模型难以捕捉多重非线性变化和突发波动,导致在真实施工环境下的预测精度和实时响应能力受到局限。而人工智能模型尽管具有较强的非线性拟合能力,但往往缺乏对压力波动的物理机理的深入理解,对地层和施工参数的敏感性不足,导致在极端或动态变化的条件下稳定性较差、解释性不足。针对这一难题,提出了一种物理—数据双驱动的压力曲线的预测方法对未来压力趋势进行预测。首先,构建了基于长短期记忆(LSTM)神经网络的智能模型,融合缝内支撑剂床平衡高度计算结果与井场实时泵注数据作为模型输入,预测了未来60 s的压力数据;其次,结合传统井口压力反演方法,使用小波变换分解智能模型与传统模型预测结果,利用LSTM模型整体趋势与压力反演计算方法(IPC)模型中突变点特征,重构了兼顾整体趋势和局部波动的井口压力预测曲线。结果表明,相比LSTM模型,IPC和LSTM的小波融合模型未来60 s井口压力预测的均方根误差(RMSE)和均方绝对误差(MAE)分别下降了37.87%和15.29%,预测结果能够精准捕捉现场施工的压裂压力变化,为现场施工提供更为可靠的指导和决策依据。

页岩气老井重复压裂时机优化方法

基于多孔介质弹性理论、嵌入式离散裂缝模型及有限体积法,考虑页岩气微观渗流机制,建立适用于裂缝性页岩气储集层的渗流-地质力学全耦合模型,并提出了重复压裂时机优化方法,采用四川盆地涪陵页岩气井资料分析了重复压裂时机的影响因素。研究表明:受地层压力衰竭影响,最大水平主应力反转面积占总面积的百分比随时间的延长先增加后减小,且距人工裂缝越近的区域,应力反转面积百分比曲线出现峰值的时间越短,最终归零(恢复到初始状态)的时间也越短。重复压裂的最佳时间受基质渗透率、初始应力差、天然裂缝逼近角的影响:基质渗透率、初始应力差越大,应力反转面积百分比曲线出现峰值、恢复到初始状态的时间越短,采取重复压裂措施的时机越早。天然裂缝逼近角越大,裂缝附近越难发生应力反转、重复压裂最佳时间越早,人工裂缝末端以远区域越易发生应力反转、重复压裂最佳时间越晚。对于基质渗透率很小的储集层,其单井产能递减快,为保证经济性,可采取关井或注气补能等措施恢复应力,提前实施重复压裂。

重复压裂裂缝系统产能对比与分析

单井重复压裂的裂缝生成模式可以分为两种形式,包括在井筒处形成新的转向裂缝以及在原有裂缝的基础上形成扩充缝。如何评价重复压裂后不同形式裂缝系统下油气井的产能,对优化重复压裂施工方案至关重要。以重复压裂产生的两种不同复杂裂缝系统为研究对象,利用嵌入式离散裂缝方法建立数值模型,开展重复压裂后转向型和扩充型裂缝系统的生产规律研究,明确不同裂缝系统对井产能的影响。研究发现:储层及裂缝参数会在不同程度上影响重复压裂后井的产能,且对扩充型裂缝系统的影响程度始终大于转向型裂缝系统。考虑储层基质渗透率各向异性,正交于初始裂缝延伸方向的基质渗透率越大,重复压裂后增产效果越好,并且扩充型裂缝系统累计产量升高更显著。重复压裂裂缝与初始裂缝越趋向于正交,重复压裂后增产效果越明显,扩充型裂缝系统的增产率高于转向型裂缝系统。重复压裂裂缝渗透率和重复压裂裂缝长度均与重复压裂井产能提升呈现正相关,且扩充型裂缝系统的累计产量增大趋势更显著。结果表明,扩充型裂缝系统能更加有效地提高重复压裂井产能,为重复压裂增产机理与矿场应用结合提供理论指导。

煤层气井水力压裂设计研究

我国煤层气开采技术和开发利用还处在探索阶段,目前还没有一套成熟的煤层气开发技术体系和模式,由于技术不成熟等原因,煤层气井产量低、开发成本高。针对我国目前煤层气开采存在的问题,提出了一套适合我国煤层地质条件的煤层气井压裂设计方案,通过现场试验验证了该压裂设计方案可行性。

杭锦旗锦30井区精细压裂设计方法研究

针对锦30井区非均质性强,局部发育天然裂缝,压裂设计针对性不强、效果差异大的问题,开展精细化压裂技术研究。建立锦30井区地质工程模型,包括储层属性、岩石力学、天然裂缝、地应力场模型。开展老井压裂模拟和三维非对称压裂评估,研究裂缝扩展规律及主控因素。通过压裂模拟和非对称压裂设计,优化压裂施工参数,提出针对性压裂设计方案,形成地质工程一体化三维精细压裂设计方法,大幅提高单井产量。

沉积岩致密油藏压裂裂缝导流能力及产能模型

为明确不同类型沉积岩储集层压裂开发后导流能力的变化规律,通过开展浊积岩、滩坝砂、砂砾岩等沉积岩压裂后导流能力测试实验,分析了岩性与导流能力之间的关系,构建了导流能力模型。将导流能力模型引入主裂缝压力控制方程,得到主裂缝压力解析解;应用分布式体源方法建立了水平井多段压裂产能预测半解析模型。将新产能预测模型应用于大庆长垣外围朝阳沟油田致密油藏,数值模拟模型、不考虑岩性产能模型和考虑岩性产能新模型的计算误差分别为6.5%、22.7%和4.6%,新的模型侧重于不同沉积岩岩性对产能的影响,提高了致密油藏产能预测精度。

阳春沟区块页岩气超临界CO_(2)增能压裂研究与应用

目的目前,超临界CO_(2)压裂应用前景广阔,为更好地指导现场应用,亟需明确超临界CO_(2)压裂的起裂压力和裂缝扩展规律。方法考虑压裂过程温度变化对CO_(2)物性的影响以及岩石中的热应力作用,建立热流固耦合超临界CO_(2)压裂模型。探究了水平应力差、天然裂缝逼近角以及CO_(2)注入温度对裂缝起裂的影响。结果在阳春沟Y井开展的现场试验表明:与水力压裂相比,超临界CO_(2)压裂可以明显降低裂缝起裂压力,即使在高水平应力差下,仍可以获得复杂的裂缝形态;天然裂缝逼近角增大,起裂压力随之增大,裂缝复杂程度增加;CO_(2)注入温度与地层温差越大,热应力作用越明显,裂缝形态越复杂。结论现场应用显示注入前置超临界CO_(2)可以有效降低起裂压力,有利于提高后续水力压裂的缝内净压力,增强储层改造效果。

机理和智能融合下压裂泵压预测及应用

我国页岩油气的高效开发离不开大规模压裂技术。页岩油气大规模压裂过程时间长,压裂砂堵事故易发生且后果严重,开展其预警研究对页岩油气压裂施工安全意义重大。然而,目前仍缺乏压裂砂堵主控因素分析及其施工泵压预测的有效手段。针对此问题,考虑压裂机理和泵压变化特征,建立了一套压裂施工过程中泵压实时预测的方法,以开展砂堵预警研究。首先,采用压裂模拟器模拟压裂全过程泵压变化,通过改变不同流体性质与地层参数开展泵压变化规律的主控因素分析,并采用灰色关联分析方法进行主控因素排序。其次,基于断裂力学、支撑剂运移理论和长短时记忆神经网络(LSTM)模型,建立施工泵压预测框架及模型,形成机理和智能融合下的压裂砂堵预警方法,最后基于砂堵预警方法开展了现场压裂砂堵预警实例应用。结果表明,影响典型井施工泵压的因素由主到次依次为排量、流体黏度、主应力差、砂浓度、裂缝簇数及孔眼数。当其他参数不变时,随着流体黏度、主应力差及排量的增大,施工泵压增加;随着裂缝簇数、孔眼数及砂浓度增加,施工泵压降低。将该压裂砂堵预测方法应用于矿场实际,对压裂砂堵事故进行判识和预警,预测砂堵时间较现场人工识别提前19s,得到相对误差约为6.8%。建立的砂堵智能预警方法可靠性较好,预测泵压与现场泵压基本吻合,实现了压裂砂堵精确预警,对页岩油气压裂过程中砂堵预警具有良好的借鉴意义。

基于机器学习与模型融合的大庆油田SN区块油井压裂效果预测技术

针对大庆油田油井压裂效果预测方法不确定性大、精度低的问题,利用机器学习与模型融合技术建立了油井压裂效果预测模型。采用统计学方法对SN区块油井压裂效果与地质、工程、生产参数的相关性进行了分析,借助基于LightGBM模型的封装法分析了油井压裂效果影响因素的重要程度,并进行了特征选择;采用支持向量机、神经网络、随机森林和LightGBM4种算法对油井压裂效果进行了预测。在此基础上,利用算术平均、加权平均、堆叠3种方法对4个算法进行融合,得到了精度更高的预测模型,并应用该预测模型对SN区块水力压裂方案进行了设计与优化。结果表明:神经网络建立的模型比其他3种算法精度更高,模型决定系数R2为0.603;融合后的模型预测精度高于每个算法的精度,其中堆叠法效果最好,其R2高达0.899。该数据驱动建模技术具有较强的易用性和可移植性,对压裂方案设计具有一定指导意义。

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。

考虑段间SRV非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型

准确认识水平井压裂后各段产出贡献、返排规律及井底生产动态是判断压裂改造有效性和提升设计针对性的依据,对提高气井产能和降本增效具有重要意义。为此,针对海陆过渡相页岩气长水平井非均质性和差异化增产改造引起的各段改造程度差异性问题,建立了考虑页岩储层非均质性和各段改造体积与改造程度差异的5区不稳定线性流压裂水平井产出剖面预测模型,运用现代数学物理方法和Stehfest数值反演方法获得了气井产量及各压裂段流量产出贡献曲线,并分析了各段的天然气产出规律及其影响因素。研究结果表明:(1)压降双对数、产能递减和各段产出贡献曲线可划分为裂缝线性流、裂缝改造区流、改造区外流、系统拟径向流及边界控制流5个流动阶段;(2)改造区渗透率和面积对裂缝线性流动阶段、裂缝改造区流动阶段的产出贡献率影响为正相关关系;(3)改造区外渗透率增加,系统拟径向流阶段产出贡献率增长且持续时间增加;(4)实际页岩气井产出剖面预测与示踪剂监测结果吻合较好,验证了模型的实用性和可靠性。结论认为,考虑段间SRV非均质性的页岩气压裂水平井产出剖面预测模型,可以有效解决页岩气藏工程中产出剖面预测难的问题,对页岩气压裂工艺优化及效益开发具有重要的指导作用。

压裂煤储层气水两相流模型及煤层气产量分析

水力压裂是促使煤层气增产的关键技术,研究压裂煤储层中的气水两相流特征具有重要意义。以鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块2000m以深的8号煤层为研究对象,建立了研究区COMSOL软件下的模拟模型,基于储层物性参数和煤层气井排采参数,得到了与实际产量较接近的日产气量和日产水量。研究表明,排采过程中储层压降范围是以井口为中心,从压裂区逐渐向未压裂区扩展的近似椭圆形区域,椭圆长短轴分别沿水力压裂区域的长短边方向,压裂区压降速度远大于未压裂区。压裂区大小和井底流压变化特征对煤层气井产量产生重要影响,扩大压裂区有利于煤层气井稳产阶段日产气量提升;排采阶段井底流压的大幅波动和台阶式下沉会导致煤层气井后期产量的下降。

考虑注液参数影响的水力裂缝穿层扩展判别模型

为准确判别煤系复合储层合层压裂过程中,水力裂缝遇到层间界面时的扩展路径,基于流体流动和固体弹性变形理论及水力裂缝遇到天然裂缝时扩展路径的判别准则,建立了复合储层水力合层压裂裂缝穿层扩展的判别模型;模型重点考虑了压裂液注液速率和黏度对水力裂缝穿层扩展的影响,给出了水力裂缝穿层扩展与沿界面扩展的临界缝压,通过比较井筒水压与2个临界缝压的大小,判断裂缝的扩展行为;通过比较模型的预测结果、压裂试验数据及现场压裂结果的差异,验证了模型的准确性。以临兴区块石盒子组砂-泥岩复合储层为地质背景,研究了注液参数对水力裂缝穿层扩展的影响。结果表明:注液速率及压裂液黏度能够直接影响井筒内的水压,进而改变裂缝扩展路径;注液速率与压裂液黏度越大,越有助于水力裂缝穿层,其中注液速率的影响程度更大;现场压裂施工过程中,主要通过提高压裂液注液速率达到穿层压裂的目的。

海上油田某区块应用水力压裂技术机理及效果研究

海上油田某区块水力压裂的技术应用欠缺压裂机理及开发规律分析评价。通过对水力压裂原理分析建立低渗压裂裂缝起裂模型,运用真三轴水力压裂试验装置进行直井水力压裂模拟试验,并在海上A区块进行现场应用,对压裂效果进行评价。结果表明:流体黏度越高裂缝起裂排量越小,起裂排量与地层破裂压力梯度呈线性正相关,射孔深度越深、射孔角度越小,裂缝起裂排量越高;在压裂工艺参数上采用孔密16孔/米的单螺旋(45°)射孔方式、注入流体黏度为30~40 mPa∙s、注入排量为2.7 m^(3)/min时起裂效果较佳;A区块4口压裂井实现平均单井日增油23%。该研究为水力压裂技术在海上油田区块应用提供了理论支撑。

基于FrackOptima的币型水力裂缝模型数值计算研究

当压裂液黏度较小使得无量纲韧性取值大于3时,币型水力裂缝数值计算的准确性和稳定性很难得到保证。因此,使用FrackOptima真三维水力压裂模拟软件开展币型裂缝数值计算研究,重点研究无量纲韧性取值大于3时的计算结果。首先分析了币型裂缝的建模理论和半解析解存在的4组参数条件。随后在该参数条件下建立算例,采用该软件计算币型裂缝的扩展过程,并比较数值模拟结果和相关半解析解运算结果。研究结果表明:数值模拟结果和半解析解运算结果之间的误差绝对值不超过10%。尤其是当压裂液黏度取值很小,使得无量纲韧性取值在3~19之间时,数值计算仍能得到较精确、较稳定的结果。为进一步使用该软件优化实际压裂方案,尤其是优化低黏度滑溜水压裂方案,奠定了理论基础。