水力压裂近井区裂缝转向扩展机理

针对水力压裂条件下煤层气井初始压裂缝转向问题,首先基于断裂力学原理与最大周向应力准则,分析了储层原始地应力场和压裂液渗透场时空演化规律,建立了裂缝转向起始模型,并考虑转向裂缝面复杂的应力边界条件,利用位移不连续法建立了裂缝转向扩展模型;其次着重考虑了射孔角度、地应力差及施工排量对压裂缝转向扩展的影响,结合焦作恩村矿区现场施工参数,分别计算了裂缝起偏角度和偏转距离。计算结果表明：水力压裂条件下,射孔角度与地应力差对近井区压裂缝转向影响较大,而压裂液排量则影响较小;当射孔角度或地应力差较小,压裂缝偏转距 离较大,形成的压裂缝曲率也较小;反之亦然。最后运用XFEM软件模拟裂缝转向扩展机制,经与计算结果对比,发现二者较为吻合,从而验证了理论模型的正确性,研究成果可为定向射孔水力压裂现场控制提供理论指导。     

低渗透裂缝性油藏封堵裂缝后转向压裂工艺

结合大庆油田台肇地区低渗透裂缝性油藏的裂缝监测结果,针对天然裂缝开启压力不同的特点,提出先封堵地层裂缝,然后实施转向压裂的改造工艺思路,通过封堵剂的优选,封堵工艺的确定及压裂过程中对裂缝方向的监测等技术手段,证实封堵裂缝后转向压裂技术在低渗透裂缝性油藏现场应用可以取得较好效果,为同类油藏压裂改造探索一条有效新途径.     

滑套固井压裂起裂压力及影响因素

起裂压力高是滑套固井压裂面临的主要问题。根据滑套固井压裂的特征,建立地应力条件下滑套固井压裂计算模型,运用有限元法及岩石抗拉强度准则计算起裂压力,通过长庆油田桃X井的实例进行验证。结果表明:水平地应力差及端口方位角是滑套固井压裂起裂压力的主要影响因素,随着水平地应力差的增大,起裂压力降低,端口方位角增大时,起裂压力增大;地层岩石的弹性模量对起裂压力有较大影响,随着地层岩石弹性模量的增大,起裂压力增大;水泥环厚度对起裂压力的影响规律与水泥环和地层的弹性模量有关,当地层弹性模量大于水泥环弹性模量时,起裂压力随水泥环厚度的增大而减小,当地层弹性模量小于水泥环弹性模量时,起裂压力随水泥环厚度的增大而增大。     

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。     

水力压裂裂缝在页岩表面扩展特征的试验研究

为探究水力裂缝在页岩表面起裂及扩展特征,以四川省龙马溪组露头页岩为研究对象,开展岩体表面裂缝起裂扩展数字散斑观测试验,通过分析水力压裂裂缝扩展时页岩表面位移场和应变场演化揭示了岩体表面裂缝的动态扩展特征.试验结果表明:水力裂缝沿最大主应力方向起裂和扩展,裂缝走向与最大主应力呈锐角;裂缝扩展速度约为0.65 m/s,具有高速性特点,不同水力裂缝起裂扩展在时间上有先后性.扩展裂缝两侧会形成非对称分布的半椭圆状位移变化区域,影响范围是缝宽的32倍;裂缝扩展区域呈现为应变梯度值较大的拉应变.裂缝扩展只对裂缝周边有限范围内岩体起影响作用.     

斜井井筒附近水力裂缝空间转向模型研究

在斜井井筒附近应力场分布复杂，往往造成水力裂缝转向。基于最大拉伸应力准则和拉格朗日极值法，建立了斜井井筒附近水力裂缝空间转向模型，用于分析三向地应力和井筒内压作用下斜井井筒水力裂缝的起裂位置和扩展形状。根据此模型，编制了数值计算程序。对长、宽、厚均为300mm的岩石试样在真三轴水力压裂模拟装置上进行了物理模拟，模型计算结果与物理模拟结果基本一致。模拟计算和物理试验结果表明，斜井井筒附近确实存在水力压裂裂缝空间转向的现象。斜井井筒附近水力裂缝的空间转向大致发生在3倍于井简直径的范围内。     

多裂缝压裂改造技术在煤层气井压裂中的应用

由于煤层没有空化作用 ,而且大部分煤储集层的渗透性很差 ,所以需要采用压裂措施从煤层中经济地开采天然气产品 .然而有效的煤层水力压裂增产措施由于下述诸多原因而面临严峻的挑战 :煤力学性质的复杂性 ,普遍存在的天然裂缝 ,煤层对压裂液伤害的高度敏感性 ,对压力敏感的煤层渗透性等 .采取新的压裂改造措施 ,在煤层中造多条裂缝 ,以更好地沟通天然裂缝 ,是煤层压裂改造的有益尝试     

复杂裂缝支撑剂转向规律研究

复杂裂缝技术是页岩等非常规油气藏成功开发的关键之一,目前研究大多针对如何提高缝网复杂度,对于复杂裂缝形成后支撑剂能否进入各级分支缝的问题仍不明晰,数值模拟、室内实验提供了部分定性认识,但缺乏归纳总结形成定量规律,特别是还没有工程可用的数学模型为支撑剂粒径、压裂液排量选取提供理论依据。基于此研究现状,本文针对多级、多尺度复杂裂缝系统,提出液量分配模型以及支撑剂转向输运条件,对支撑剂在复杂裂缝内的输运行为进行预测,并采用数值模拟对模型进行验证,结果显示相较于前人模型,本文模型的预测精度更高。同时澄清了分支裂缝夹角对于液量分配的影响本质是对于分支裂缝缝宽的影响。最后应用该模型定量研究了天然裂缝开启程度对于压裂液分配情况以及支撑剂输运效果的影响,为现场支撑剂粒径、压裂液排量选取提供理论依据。     

薄差储层注采井组对应压裂裂缝参数优化

为了探索薄差储层储量有效动用的技术途径,解决油田开发过程中的实际问题,明确注采井组对应压裂的增产效果及最优裂缝参数,采用以电模拟实验为主、数值模拟为辅的方法,对注采井组对应压裂的增产效果进行评价,并得出了在"四注一采"井组中注采井组对应压裂的最优裂缝参数。结果表明,对于同等的压裂规模,注采井组对应压裂的增产效果优于单独压裂油井,单独压裂油井的增产效果优于单独压裂水井;"四注一采"井组的注采井组对应压裂的最佳压裂规模组合为:油井裂缝穿透比42%、水井裂缝穿透比13%;注采井组对应压裂的最优裂缝导流能力为40μm~2·cm。故对于薄差储层,采用注采井组对应压裂技术进行改造,具有良好的效果,并在注采井组对应压裂时,应以油井压裂为主。实验研究结果为薄差储层注采井组对应压裂的裂缝参数设计提供了有效的参考,对于提高老油田表外储层的开发效果具有重要的现实意义。     

老井开发对加密井水力压裂裂缝扩展的影响规律

随着页岩气的开发,对已有水平井井网加密将会是后期开发的关键。老井的持续开采会引起地层孔隙压力和地应力的重新分布,地应力的重新分布对裂缝扩展行为和路径造成显著影响。为了探究地应力的重新布对裂缝扩展行为的影响机制,本文基于块体离散元数值模拟方法,针对老井开采后地应力场变化对加密井水力裂缝扩展的影响特征开展研究。本研究综合考虑了注液速率,压裂液粘度、地应力梯度和初始地应力场等因素对水力裂缝扩展的影响。结果表明,老井引起的地应力降低会导致新井水力裂缝向老井偏移。提高注液速率,增大压裂液粘度可以有效降低地应力非均匀导致的水力裂缝偏移问题。地应力梯度越大、初始地应力越高,水力裂缝的偏移率越高。本研究对页岩气水平井加密方案制定具有一定的理论指导意义。     

斜井井筒附近水力裂缝空间转向模型研究

在斜井井筒附近应力场分布复杂,往往造成水力裂缝转向。基于最大拉伸应力准则和拉格朗日极值法,建立了斜井井筒附近水力裂缝空间转向模型,用于分析三向地应力和井筒内压作用下斜井井筒水力裂缝的起裂位置和扩展形状。根据此模型,编制了数值计算程序。对长、宽、厚均为300mm的岩石试样在真三轴水力压裂模拟装置上进行了物理模拟,模型计算结果与物理模拟结果基本一致。模拟计算和物理试验结果表明,斜井井筒附近确实存在水力压裂裂缝空间转向的现象。斜井井筒附近水力裂缝的空间转向大致发生在3倍于井筒直径的范围内。     

潜山裂缝性油藏鱼骨井开发效果影响因素分析

鱼骨井是多分支井的一种。裂缝性油藏中鱼骨井能沟通更多裂缝,增加与油藏的接触面积,提高油藏的渗流能力。针对某一裂缝性油藏,筛选出影响鱼骨井开发效果的井身结构参数。利用正交试验设计方法设计了9个试验方案,根据试验方案建立相应的油藏数值模拟模型。基于初期产能、累产油等开发指标,采用直观分析方法,得出影响鱼骨井开发效果的各井型参数的重要程度和最优的参数组合。四个影响因素显著程度依次是主井筒长度、分支间距、分支长度、分支角度;并通过单因素敏感性分析方法验证了相应的正交试验设计结果的准确性。     

温-压耦合作用下水泥环参数对套管应力影响

套管应力的准确计算是保证井筒完整性的重要基础;但现有理论直接将地应力加载到模型中,计算所得的位移场包含了地层在原始构造应力下所产生的位移;而此位移并非是钻开井眼后所产生的,这样就会对套管应力的计算产生影响。在原有模型基础之上,消除了原始构造应力所产生的位移,建立井筒组合体温-压耦合模型。根据弹性理论,由界面应力、位移连续性条件,推导了组合体在温度和压力共同作用下的应力解析解。研究了水泥环弹性模量、泊松比和厚度对套管应力的影响规律。结果表明,对于低弹性模量的地层,现有模型的套管应力计算值远远高;对于高弹性模量地层会低。对于不同水泥环泊松比,现有模型计算值低。水泥环厚度较小时,现有模型计算值偏高;较大时则偏低。由此可见现有模型存在一定的差异,尤其是对于低弹性模量地层,需要对现有模型进行修正,才能为水泥环参数设计提供正确的理论指导。     

地热开发温度应力裂缝参数计算方法及影响因素分析

利用低温流体诱导温度应力裂缝开发地热资源在地热藏开发中有广泛应用。基于温度应力产生原因的分析,构建了地层岩石温度应力裂缝延伸二维模型,确定了温度应力裂缝起裂条件及温度应力裂缝延伸长度随时间的变化函数,并对影响温度应力裂缝起裂及延伸的因素进行了分析。结果表明,建立的模型与数值模拟结果有较好的一致性。岩石温度应力裂缝随着时间延长而不断延伸,但其造缝效率随着时间延长有缓慢下降趋势。基于温度应力裂缝影响因素分析结果,对温度应力高效造缝提出了建议。     

岩石Ⅰ、Ⅱ型断裂韧性的测试及其影响因素分析

根据直缝巴西圆盘（SNBD）试件计算应力强度因子的原理,设计组建了一套岩石Ⅰ、Ⅱ型断裂韧性测试系统,测定了岩石的Ⅰ、Ⅱ型断裂韧性,并与厚壁圆筒法的I型断裂韧性测试值进行了比较。根据试验结果,分析了试样尺寸、围压等因素对Ⅰ、Ⅱ型断裂韧性的影响。结果表明,研制的试验装置能够可靠地测出Ⅰ、Ⅱ型断裂韧性;试件厚度最好大于30 mm,初始裂缝半长与圆盘半径的比a/R为0.1-0.3时,可很好地确定Ⅰ、Ⅱ型断裂韧性;Ⅰ、Ⅱ型断裂韧性测试值均有随围压增大而增大的趋势。     

华庆白257区压裂施工参数优化

合理的压裂施工参数是压裂设计的重点和难点,也是决定压裂成败的关键因素。在分析华庆白257井区储层压裂地质特征的基础上,提出了利用已压裂井的测试压裂和净压力拟合结果,形成压裂井模板,在此基础上进行前置液量,施工排量,加砂量以及砂液比等施工参数的优化。确定工区合理施工排量在1.8~2.0m3/min左右,前置液百分比15%~30%左右,加砂量为30m3左右,平均砂液比为30%左右,并将优化结果应用于同井区的其它井,取得了良好的效果。     

压裂水平井裂缝参数优化研究

裂缝是影响压裂水平井产能的主要因素,为了成功的压裂水平井,在压前的施工设计中要充分考虑裂缝参数的优化.利用电模拟实验研究了裂缝参数与压裂水平井产能的关系,所考虑的裂缝参数包括水平井筒与裂缝夹角、裂缝长度、水平井筒长度、裂缝数目、裂缝位置及裂缝间距等.研究表明产能随水平井筒与裂缝夹角的增大而增大,超过45°后产能增加的趋势变缓;产能随裂缝长度的增加而增加,但在具体的油藏地质条件下存在最优的裂缝长度和水平井筒长度的匹配;实验中压裂水平井的最优裂缝数为3~5条,其中外裂缝对产能的贡献最大;产能随裂缝间距的增大相应增加.裂缝参数的优化研究可为压裂水平井的施工设计提供理论性指导.     

初始损伤影响钢的低温解理断裂韧性的细观力学分析

通过长条形孔洞附近的局部应力应变分布的细观有限元模拟计算,对初始损伤影响钢的低温解理断裂韧性的原因进行了研究.计算结果表明,预加载时引入的长条形孔洞缺陷在后续低温加载时,其前端产生了局部高应力应变集中,促使了解理裂纹的形核(pε≥pεc)和扩展(yσy≥fσ),使解理发生在较低的载荷下,引起了韧性的降低.随预载荷比P0/Pgy的增加,材料中的损伤量和损伤孔洞的尺寸增大,引起的局部高应力应变集中程度增大,可促使解理发生在更低的载荷下.这就是随着预载荷比P0/Pgy的增加,材料的缺口解理断裂韧性Pf/Pgy降低的细观力学原因.     

新疆油田七东1区克下组地应力特征及人工裂缝延伸方向*

新疆油田七东1区克下组在压裂施工过程中,通过微地震监测存在水平裂缝的可能。利用凯瑟尔实验测定该区块水平地应力大小及构造应力系数,建立了该区块组合弹簧模型的地应力计算模型,利用测井资料分析了七东1区地应力分布规律。分析结果表明:七东1区地应力状态存在明显的分界线,分界线大致为东北-西南走向;区块西北部最小水平主应力大于垂直主应力,处于逆断层应力状态;区块东南部最小水平主应力小于垂直主应力,处于正断层应力状态,中间存在走滑断层应力状态过渡带;因此压裂裂缝形态具有明显的区域性分布,即东南部为垂直裂缝,西北部压裂形成水平裂缝。分析结果与水力裂缝形态的分布规律一致。该地区存在水平裂缝的新认识,将对压裂工艺的改进及提高小层动用程度具有重大意义。     

煤层气井真三轴压裂实验

 为进一步认识煤层气井压裂裂缝起裂和扩展机制,利用真三轴大尺寸水力压裂实验系统,采用取自矿区原煤煤块制作的试样,通过真三轴压裂实验,研究了不同围压组合条件下煤层压裂裂缝的起裂和扩展特征.研究表明:地应力状态和煤层中发育的天然裂隙对压裂裂缝的起裂和扩展有着直接影响.小规模天然裂隙的存在使得裂缝扩展压力出现频繁小幅波动,压裂裂缝在扩展过程中多见路径转向,压裂过程中煤层天然裂隙的大量开启造成压裂液大量滤失直接损耗压裂时的水力载荷,不利于压裂形成高导流能力的水力裂缝.当三向主应力差较小时,煤层压裂产生的裂缝宏观形态更为复杂,可能会同时产生垂直缝和水平缝.