基于混合方法的二维水力压裂数值模拟

水力压裂在页岩气开采中被广泛使用,采用数值方法研究压裂机理具有重要意义.基于连续-非连续单元法(CDEM) 和中心型有限体积法(FVM),提出解决水力压裂流固耦合问题的二维混合数值计算模型.该混合模型中,使用CDEM 求解应力场和裂缝扩展过程,使用FVM 求解裂隙渗流场.应力场裂缝扩展和渗流场均使用显式迭代求解, 并通过相互之间数据交换实现流固耦合.通过与KGD 理论模型进行对比, 验证数值模型的正确性.通过与颗粒离散元数值结果进行对比,验证数值模型的有效性.通过计算复杂缝网压裂模型,研究水力压裂机理,并说明该数值模型在水力压裂模拟中具有很好的前景.      

节理发育地层水力裂缝扩展数值研究

在进行岩石地层水力压裂过程中往往会遇到许多天然节理弱面,水力裂缝遇到天然节理弱面时裂缝扩展形态会发生变化。为研究节理发育地层水力压裂裂缝扩展形态,采用ABAQUS软件进行数值研究,通过Python编制了嵌入全局Cohesive孔压单元的程序,利用Cohesive孔压单元的损伤开裂模拟裂缝的扩展,并介绍了编程时进行节点分裂的规则及生成Cohesive孔压单元的要点。为验证本文方法的正确性,模拟了水力裂缝与单条节理面相交时,不同相交角度下裂缝扩展情况;并与采用最大能量释放率准则得到的裂缝扩展理论相对比,数值结果与理论相一致。同时模拟研究了水平地应力差为2MPa时的裂缝扩展形式,并分析了不同地应力差对裂缝扩展的影响。结果表明:水力裂缝沿着垂直最小水平主应力方向扩展,在遇到节理弱面时会发生转向分叉等行为;低地应力差下裂缝扩展形态复杂,容易形成复杂裂缝网;高应力差下裂缝直接穿过节理面沿最大主应力方向扩展,裂缝形态单一;随着应力差的增大主裂缝扩展方向逐渐趋近最大主应力方向。     

页岩气藏压裂缝网扩展数值模拟

为探究页岩气藏水力压裂复杂裂缝网络的形成机理,开展了缝网扩展的数值模拟研究.考虑应力阴影和天然裂缝作用,建立了井筒和裂缝中流体流动模型,利用位移不连续方法求解应力与位移不连续量,然后构建了压力与裂缝宽度的迭代方程,并采用牛顿迭代法求解.通过比较数值解经典模型解析解,验证了模型和迭代解法的正确性.多簇裂缝同步扩展时裂缝间距越小,压裂液分配到各条裂缝越不均匀,靠近井筒跟部的裂缝的分流量越大,从而裂缝宽度越大;考虑天然裂缝作用时,逼近角越小或者应力各向异性越弱,水力裂缝越容易发生转向扩展,裂缝网络越复杂.      

水力压裂解析模型裂缝扩展参数敏感性分析

水力压裂形成复杂裂缝网络是致密储层油气开采的重要技术,掌握水压裂缝扩展机理是控制压裂行为和优化压裂效果的关键．水压裂缝动态扩展行为涉及储层岩体、注入压裂液、压裂实施工艺等方面,其中水力压裂扩展时间、压裂液流体动力粘度系数、压裂液流体注入流速、储层岩石剪切模量成为决定裂缝扩展长度和裂缝开度的重要因素．本研究采用KGD、PKN两类等高解析模型对主控因素的参数敏感性进行分析,直观、快速、可靠地获得水压裂缝扩展长度、张开度动态演化行为的量化数值．研究发现,压裂持续开展过程中水压裂缝扩展长度呈线性增长、开度逐渐趋于稳定,高流体动力粘度导致裂缝难扩展、形成较大裂缝开度,通过增加压裂液流体注入流速可同时增加裂缝扩展长度和开度,较高的岩石剪切模量将降低水压裂缝的开度．通过对比两类解析模型在不同参数下的水压裂缝扩展结果,分析压裂参数与裂缝扩展的相关性和敏感系数,讨论水力压裂解析模型的裂缝扩展参数敏感性．     

预制裂缝对煤系页岩水力压裂效果影响的试验研究

为研究预制裂缝对煤系页岩水力压裂效果的影响,以阜新孙家湾矿煤系页岩为研究对象,采用三轴水力压裂试验设备进行实验室压裂模拟试验。以清水为压裂液,通过对试件施加轴压和围压模拟煤系页岩所处地应力状态。利用声发射仪监测试验过程中的能量释放特征,分析了预制裂缝布置方式和水平应力差对注水压力及声发射能量信号的影响。研究结果表明:采用双预制裂缝180°相位角的布置方式,试件裂缝扩展程度最高,水力压裂效果最佳;模拟试验中,声发射能量曲线峰值之后的平稳阶段与水力裂缝二次扩展阶段相对应;水平应力差增大使最大注水压力降低,加快了预制裂缝的扩展速度,有利于水力裂缝的起裂扩展和二次扩展;水平应力差为0.2MPa时预制裂缝扩展最快,裂缝扩展程度最大,压裂效果较好。     

考虑单元劈裂的流-固耦合连续-非连续方法及定向水力压裂模拟

为了更真实地模拟水力压裂过程中的岩石变形、裂缝扩展及流体流动,在自主开发的拉格朗日元与离散元耦合的连续-非连续方法的基础上,发展了一种流-固耦合方法。在该方法中,裂缝可沿四边形单元对角线和单元边界扩展,流体流动满足立方定律。通过与单一裂缝非稳态渗流模型及KGD模型的理论解进行对比,验证了该方法的正确性。由定向射孔水力压裂的模拟结果可以发现,(1)距离射孔越远,流体压力越小;随着时间的增加,裂缝中流体压力降低。(2)随着射孔角度的增加,裂缝起裂和扩展过程中的流体压力及转向距离增加;随着x方向水平应力的增加,裂缝起裂和扩展过程中的流体压力增加;两个方向水平应力之差越大,裂缝转向距离越小。(3)随着时间的增加,裂缝区段数目的增速变慢,这与裂缝体积增加变快有关。     

水力压裂中裂纹扩展的数值模拟

水力压裂是在高压粘滞流体或清水作用下地层内裂缝起裂与扩展的过程。由于包含岩石断裂和流-固耦合等复杂问题,对该过程的数值模拟具有相当大的挑战性。本文建立基于有限元与离散元混合方法的裂纹模型,模拟岩石裂纹扩展,实现了连续向非连续的转化;建立双重介质流动模型,裂隙流作为孔隙渗流的压力边界,孔隙渗流反作用裂隙的压力求解,处理了流体在基岩与人工裂缝中的协调流动;将裂纹模型与流体流动模式进行结合,建立断裂-应力-渗流耦合形式的力学模型,进一步分析了水力压裂的基本过程,综合多种数值计算方法,编写程序,在验证岩体裂纹模型与双重介质流动模型有效性的基础上,对压裂过程进行复现,将模拟结果与文献结果进行了对比,并讨论了所构建模型的优缺点。     

横观各向同性油气藏水力压裂裂纹扩展规律研究

针对横观各向同性与各向同性油气藏水力压裂裂纹扩展的差异性,基于扩展有限元法建立水力压裂力学模型,通过ABAQUS子程序开发了各向同性和横观各向同性岩体的起裂判据。在各向同性岩体数值模拟结果与解析解以及现场压裂典型曲线对比吻合的基础上,得到了包含层理构造的横观各向同性岩体水力压裂过程中裂纹扩展规律。层理类岩体水力压裂的裂缝扩展方向由地应力状态、层理方向以及岩体与层理界面抗拉强度共同决定;水力压裂过程中,注水压力在裂纹尖端产生应力集中,层理面法向分量先达到界面抗拉强度时,裂纹沿层理方向开裂,反之裂纹沿垂直最小地应力的方向扩展;裂纹扩展速度随层理抗拉强度的增加而降低;由于地层的滤失,随压裂液的注入,裂纹长宽尺度增长速率降低。     

页岩气储层压裂数值模拟技术研究进展

页岩气储层水力压裂数值模拟既要考虑页岩储层岩石的特性,又要兼顾水平外分段压裂施工工艺,是一个非常棘手的力学难题.本文简述了页岩气储层岩石具有的地质力学特征和页岩气储层开发常用的水平井分段压裂技术;详述了扩展有限元、边界元、离散元在水力压裂裂缝模拟上的应用现状,指出了它们在处理裂缝问题的局限性和优越性,总结出边界元三维位移不连续法是模拟多裂缝扩展的有效方法.     

基于孔隙弹性的水力压裂耦合方法与压裂状态参数数值研究

本文系统地阐述基于多孔介质渗流-损伤耦合原理,进行水力压裂FEM的数值实现方法。基本架构为：(1)引入孔隙流体压力膨胀系数将孔隙流体压力与应力场进行耦合;(2)基于损伤局部化模型,提出裂缝张开度表达式; (3)提出水力压裂引起的多孔介质水-力学属性的各向异性表达式; (4)提出全流量加载的耦合分析方案。最后作为实例,模拟三维地层水压裂缝扩展形态,通过比较模型的数值解和经典理论解,验证该方法的正确性。     

基于离散裂缝的多段压裂水平井数值试井模型及应用

水平井压裂技术已经成为开发低渗透油气藏、页岩气藏和致密气场等非常规油气藏的关键技术。基于离散裂缝模型,对裂缝进行简化,建立了二维多段压裂水平井有限导流数值试井模型,利用有限元方法求解模型,获得多段压裂水平井试井理论曲线和压力场特征。分析表明:多段压裂水平井的试井理论曲线一共分为七个阶段:井筒储存段、裂缝线性流段、裂缝-地层双线性流段、裂缝干扰段、地层线性流段、系统径向流段和边界作用段,其中裂缝-地层双线性流段和裂缝干扰是其典型特征。分析了裂缝数量、裂缝间距、裂缝不对称、裂缝不等长和裂缝部分缺失等因素对试井理论曲线的影响,结果表明:裂缝数量和裂缝间距对试井理论曲线的影响最大。较多的裂缝、较大裂缝间距、对称的裂缝和等长的裂缝有利于降低压裂水平井井底的流动阻力,提高产能。将建立的数值试井模型应用于四川盆地一口多段压裂水平井的压力恢复测试的数值试井解释,结果表明:本文建立的模型可以较好的拟合压力恢复测试数据,可以获得裂缝的导流能力和裂缝长度,为压裂效果评价和压裂设计提供指导。      

A new computation model of fractured horizontal well coupling with reservoir

Based on Green's functions and Newman's product principle, pressure drop formula was derived for considering simultaneous production of fractures and horizontal wellbore in unsteady state. A reservoir/fractured horizontal well coupling model is developed for finite conductivity condition that can be solved by the combination of quasi‐Newton method and PSO (Particle Swarm Optimization) algorithm. The solution of a practical example shows that lots of factors can affect the productivity of the fractured horizontal well. The number of the fractures has an optimizing range. Different fractures have different flow rates and the production in the central fracture is the lowest. The distribution of production rate in the wellbore has a wave‐like shape due to the influence of fractures. The closer fractures are the lower flow rate in well segments. Considering the horizontal wellbore production, the production rates in the fractures are asymmetric and the corresponding pressure drop curve is smoother. Copyright © 2010 John Wiley & Sons, Ltd.     

考虑多重运移机制耦合页岩气藏压裂水平井数值模拟

页岩作为典型的微纳尺度多孔介质,游离气与吸附气共存,传统的达西定律已无法准确描述气体在页岩微纳尺度的运移规律.基于双重介质模型和离散裂缝模型构建页岩气藏分段压裂水平井模型,其中基岩中考虑气体的黏性流、Knudsen 扩散以及气体在基岩孔隙表面的吸附解吸,吸附采用Langmuir等温吸附方程;裂缝中考虑黏性流和Knudsen扩散,在此基础上建立基岩-裂缝双重介质压裂水平井数学模型并采用有限元方法对模型进行求解.结果表明,基岩固有渗透率越小,表面扩散和Knudsen扩散的影响越大,反之则越小;人工裂缝的性质包括条数、开度、半长以及间距,主要影响压裂水平井生产早期,随着人工裂缝参数值的增加,压裂水平井产能增加,累产气量也越大.其次,页岩气藏压裂诱导缝和天然裂缝的发育程度对页岩气藏的产能有很大的影响,水平井周围只有人工裂缝,周围天然裂缝不开启或不发育时,页岩气藏的水平井的产能较低.      

页岩气高效开采中钻井完井和水力压裂的关键力学问题

本文研究了在页岩气高效开采中钻井完井和水力压裂缝网改造的关键力学问题. 提出了页岩多孔弹性介质的本构、强度和断裂韧性的各向异性模型, 指出了微观均匀假设与微观各向同性假设在页岩多孔弹性本构中的简化应用, 给出了横观各向同性多孔弹性岩石材料常数的简化测量方案, 讨论了基于修正的能量最大释放率下裂纹扩展的弱面模型, 提出了裂纹扩展禁止区现象. 阐述了钻井完井过程中的多孔弹性介质井壁稳定性和剪切破坏的时间效应, 提供了多种破坏模式下井壁许可压力范围的显式表达式, 并与传统广义胡克定律得到结果对比. 给出了水平井水力压裂缝网改造技术, 包含水力压裂的大物模实验技术、水力压裂过程中基于扩展有限元与有限体积法的耦合流体/固体/裂缝扩展的数值模拟方法, 并与黏性主导的水力压裂解析解结果对比, 针对性分析了川渝地区的水力压裂施工现场实践应用问题. 建立了基于数据驱动的页岩气采收率预测方法, 指出了机器学习中极限梯度爬升法在小数据集情况下的有效性.      

Simultaneous initiation and growth of multiple radial hydraulic fractures from a horizontal wellbore

Multi-stage fracturing is the current preferred method of completion of horizontal wells in unconventional hydrocarbon reservoirs. Its core component consists in simultaneously initiating and propagating an array of hydraulic fractures. We develop a numerical model for the initiation and growth of an array of parallel radial hydraulic fractures. The solution accounts for fracture growth, coupling between elastic deformation and fluid flow in the fractures, elastic stress interactions between fractures and fluid flow in the wellbore. We also take into account the presence of a local pressure drop (function of the entering flow rate) at the connection between the well and the fracture, i.e., a choke-like effect due to current well completion practices, also referred to as entry friction. The partitioning of the fluid into the different fractures at any given time is part of the solution and is a critical indicator of simultaneous (balanced fluid partitioning) versus preferential growth. We validate our numerical model against reference solutions and a laboratory experiment for the initiation and growth of a single radial hydraulic fracture. We then investigate the impact of stress interaction on preferential growth of a subset of fractures in the array. Our results show that a sufficiently large local entry friction provides a strong feedback in the system and thus can counteract elastic stress interaction between fractures, thereby ensuring simultaneous growth. We propose a dimensionless number capturing the competition between stress interaction and local entry friction. This dimensionless number is a function of rock properties, fracture spacing and injection parameters. We verify that it captures the transition from the case of simultaneous growth (entry friction larger than interaction stress) to the case of preferential growth of some fractures (interaction stress larger than entry friction). We also discuss the implication of these results for multi-stage fracturing engineering practices.     

Effects of Heterogeneous Fracture Aperture on Multiphase Production from Shale Reservoirs

Production simulation from fractured shale reservoirs is often performed by simplifying the hydraulic fractures as rectangular planes with homogeneous aperture. This study investigates the effects of heterogeneous fracture aperture and proppant distribution in realistic, non-rectangular fractures on the multi-phase production from shales. The heterogeneous hydraulic fractures are generated with the GEOS multiphysics simulator under realistic 3D stress field. These fractures are embedded into the TOUGH+ multi-phase flow simulator for production simulation. The results emphasize the importance of flow barriers within the hydraulic fractures, due both to low-aperture regions caused by the stress-shadow effect and the settling of proppant. The production rate is particularly sensitive to aperture heterogeneity if the flow barriers are close to the wellbore such that a great portion of fracture volume is isolated from the well. A stage-to-stage comparison reveals that production from different stages could vary significantly because the local stress field leads to different fracture area and aperture. The use of proppant prevents fracture closure, but if the propped regions are far from the well, they do not enhance production because flow barriers between these regions and the well act as bottlenecks. The present study highlights the importance of incorporating aperture heterogeneity into production simulation, provides insights on the relationship between flow barriers, proppant concentration, and well production, and proposes a practical method to mitigate numerical difficulties when modeling heterogeneous fractures.

     

缝洞型油藏三维离散缝洞数值试井模型

缝洞型碳酸盐岩油藏发育着大尺度的溶洞和裂缝,非均质性极强,缝洞型碳酸盐岩油藏问题的研究成为了世界级难题之一.由于大尺度溶洞和裂缝对储层的流体流动起主导作用,因此,基于连续介质理论的双重介质或三重介质模型已不适合其中流体流动的描述.根据大型缝洞分布地质特征,探索性地提出了一种板块组合的复合架构离散缝洞模型描述该类油藏中的流体流动,将三维空间大裂缝用板块描述,溶洞用高渗透率和高孔隙度不规则多面体团块描述.将裂缝面用二维三角形单元离散, 溶洞和基质用三维四面体离散, 利用三维混合单元有限元法对建立的不定常渗流模型进行求解,得到了三维渗流条件下的试井理论曲线及压力场分布.通过对试井理论曲线特征的分析, 获得了各敏感参数对试井曲线的影响规律.通过对1口井的实际测试资料解释结果的分析,并与实际地震反射资料及生产实际资料的对比,发现本文所建立的模型可以较好地反映裂缝和溶洞的地质动态状况,并与实际生产状况具有较好的一致性.这一结果说明了所建模型的正确性以及测试资料分析结果的可靠性.      

页岩储层体积压裂的地应力变化研究

页岩储层属于致密超低渗透储层,需改造形成复杂缝网才有经济产能.体积压裂是页岩储层增产改造的主要措施,而地应力场特别是水平主应力差值是体积压裂的关键控制因素. 理论研究表明:(1)当初始两向水平主应力差较小时,容易形成缝网,反之不易产生缝网;(2)人工裂缝的形成能够改变地层初始应力场. 因此应在前人研究的基础上优化设计压裂方式,以克服和翻转初始水平主应力差值,产生体积缝网.基于此,建立了页岩气藏水平井体积压裂数值模型,模型中采用多孔介质流固耦合单元模拟页岩基质的行为,采用带有孔压的"cohesive"单元描述水力裂缝的性质,模型对"Texas Two-Step" 压裂方法进行了数值模拟,模拟结果得到了压裂过程中地层应力场的分布及其变化,模拟结果和解析公式计算结果吻合良好.模拟结果表明:(1)裂缝的产生减弱了地层应力场的各向异性;(2 对于低水平应力差页岩储层,采用"Texas Two-Step"压裂方法可以产生缝网. 对于采用"Texas Two-Step"压裂方法无法产生缝网的高应力差页岩储层,提出了三次应力"共振" 和四次应力"共振" 压裂方法并进行了数值模拟,模拟结果得到了压裂过程中页岩储层应力场的分布及其变化,得到了缝网形成的区域,模拟结果表明:(1)对于高应力差页岩储层,采用"Texas Two-Step" 压裂方法无法产生缝网;(2)对于高应力差页岩储层,三次应力"共振" 和四次应力"共振"压裂方法是有效的体积压裂缝网形成的方法.