注CO_2条件下花岗岩破裂特征的试验研究

CO_2增强型采热(CO_2-EGS)工程中CO_2作用下岩石的水压破裂行为是目前亟需解决的一个关键科学问题。作者从福建漳州采取花岗岩露头,利用自主研制的厚壁圆筒式致裂仪进行了不同流体(CO_2、水)的水压致裂试验,研究了CO_2、水入渗致裂后花岗岩的破裂特征及破裂机理。研究表明:随着致裂液粘度的减小,试样破裂过程会形成更多且更曲折的微裂纹分支,这意味着,采用CO_2压裂可能更有利于形成缝网,从而有助于提高增强型采热(EGS)工程中换热效率;试样的破裂压力随着致裂液粘度的减小而降低,而较低的破裂压有助于注入井的安全运行;试验结果可用从对流换热角度分析的流体岩石相互作用机理解释,进而验证了其准确性。     

注CO_2条件下花岗岩破裂特征的试验研究

CO_2增强型采热(CO_2-EGS)工程中CO_2作用下岩石的水压破裂行为是目前亟需解决的一个关键科学问题。作者从福建漳州采取花岗岩露头,利用自主研制的厚壁圆筒式致裂仪进行了不同流体(CO_2、水)的水压致裂试验,研究了CO_2、水入渗致裂后花岗岩的破裂特征及破裂机理。研究表明:随着致裂液粘度的减小,试样破裂过程会形成更多且更曲折的微裂纹分支,这意味着,采用CO_2压裂可能更有利于形成缝网,从而有助于提高增强型采热(EGS)工程中换热效率;试样的破裂压力随着致裂液粘度的减小而降低,而较低的破裂压有助于注入井的安全运行;试验结果可用从对流换热角度分析的流体岩石相互作用机理解释,进而验证了其准确性。     

CO2基增强型地热系统中流体-花岗岩相互作用研究进展及展望

CO2与水相比,膨胀性大、黏度低、与岩石反应程度低,并且在作为增强型地热系统(EGS)渗流传热流体时,比水具有更高的换热效率.对CO2-EGS生产过程中储层岩石物性变化的研究具有重要意义,从理论研究、实验研究、数值模拟3个方面,对CO2基增强型地热系统CO2-EGS中流体-岩石相互作用的研究现状进行了总结,并且从矿物成...     

超临界CO2岩石致裂机制分析

超临界CO2是一种介于气体和液体之间的特殊状态的CO2流体,具有低黏、高扩散性和零表面张力等独特的性质。利用超临界CO2作为压裂液,有助于裂缝的起裂和扩展,同时可避免储层伤害。通过研究超临界CO2射流破岩和压裂特性,分析得到了超临界CO2岩石致裂机制。研究结果表明,超临界CO2低黏等特性使其更容易进入岩石微孔和微缝之中,在岩石内部建立大小不一的流体压力系统,使岩石发生拉伸和剪切破坏;常规流体压裂起裂压力较高,裂缝一般为单条或多条平直裂缝,大多沿着同一方向贯穿强度较高的胶结颗粒,且裂缝断面光滑、平整;超临界CO2压裂起裂压力相比于常规流体压裂低,在岩石中形成的裂缝网络较为复杂,裂缝互相连通,一般沿着强度较低的胶结物开裂,较少贯穿胶结颗粒,裂缝断面较为粗糙。该研究结果可为超临界CO2压裂技术的实施提供理论支撑。     

广西栗木花岗岩岩浆气—液分异作用与成矿作用

广西栗木花岗岩是华南地区具有代表性的含锡、钨、钽、铌矿的稀有金属花岗岩,发育一些紧密共生但结构有明显差异的岩石。在岩相学研究的基础上,运用热动力学原理对这些特殊地质现象进行成因分析以了解相应的岩浆演化过程,得出的结论构成了岩浆演化的动态证据链并相互印证,且与热动力学方程检验结论相吻合。研究结果表明,气—液分异是稀有金属花岗岩最重要的成岩与成矿作用机制。当富水岩浆上升侵位时,岩浆发生大规模的气—液分异作用,形成新的熔体相和大量夹带气相的气泡。新的熔体相因饱和水压尸(H_2O)的突然降低而过冷却结晶形成斑状结构岩石,气泡则上升迁移至不同部位,随后破裂再次发生气—液分异形成残余气流体和残余熔体相。残余气流体进一步交代先结晶的斑状结构岩石形成蚀变带花岗岩,或者结晶形成伟晶岩。残余气流体还是金属成矿元素迁移的主要载体,岩体内带的蚀变花岗岩型锡铌钽矿的成矿作用主要与残余气流体对花岗岩的自交代作用有关,而岩体顶上带的岩脉型钨锡矿的成矿作用主要与残余气流体在围岩裂隙中的结晶作用有关。     

再论长英质隐爆角砾岩的气热流体溶浸成矿机制——隐爆角砾岩型铀矿床的稳定同位素地球化学证据

为进一步阐明长英质隐爆角砾岩的成因及其气热溶浸成矿流体和成矿物质的来源，文章对闽北570有赣南6722隐爆角砾岩型铀矿床的矿石矿物，蚀变围岩，基底岩石的氧，氢，硫，碳，铅同位素地球化学特征进行了综合研究，并得出以下结论：（1）在主成矿期和矿后期有大气降水成分的外来水混合加入成矿流体；（2）蚀变流纹岩和蚀变花岗岩的水－岩氧原子质量比值（分别为0．21和0．26）为隐爆角砾碉的岩浆－外来水混合爆发模式提供了佐证；（3）成矿流体中的矿化剂组分（CO3^-2 ,HCO3^-,HS^-等）主要来自壳幔深部。（4）成矿物质不仅与赋矿主岩（火山岩）有关，而且部分来自基底岩石（花岗岩和变质岩）。     

破裂面水压对砂板岩峰后强度影响的试验研究

在MTS815 Flex Test GT岩石力学试验系统上进行不同围压下砂板岩三轴压缩全过程试验,并测试破裂岩体试样峰后的天然含水状态强度。对试样破裂面施加4级动水压力和静水压力,分别获得天然含水状态和每级水压下破裂岩体试样的强度。试验结果及分析表明,水对破裂岩体强度影响的作用机制主要表现在饱和软化与水压弱化两方面,即饱和软化作用不随水压的增减而变化和水压力对强度的弱化作用随水压升高而线性增大;主要影响强度参数中的黏聚力,对内摩擦系数的影响较小;裂隙岩体中静水压力的弱化作用强于动水压力。试验与分析还获得水对裂隙岩体的饱和软化以及静水压力综合作用的定量表达,并对这些成果的工程应用进行讨论。     

流体参与下的岩石破裂机制及其分形特征

流体参与下的岩石破裂机制一般分为爆发作用、流化作用和液压致裂等,其分维值大小一般遵循爆发作用→流化作用→液压致裂.通过对凤凰山铜矿II号矿体不同地段的角砾岩进行分形统计分析,判明其属于液压致裂角砾岩,验证了分维值的大小与致裂能量之间的正相关关系.     

摩尔-库伦强度准则在水压致裂数值模拟中的应用

水压致裂的基本计算原理是以最大张应力准则为基础的。一般认为水压致裂过程中,孔壁在水压力的作用下只会发生拉张破坏。最近的实践表明,孔壁的破坏不仅会产生张性破坏还会产生剪切破坏。本文基于摩尔-库伦准则,通过理论推导得出水压致裂过程中孔壁不仅产生张性破坏,也产生剪切破坏,同时验证了摩尔-库伦准则在水压致裂孔壁破坏机理研究中的适用性;利用数值模拟的手段以莫尔-库伦准则来说明水压致裂应力测量中裂缝并不总是拉张破坏引起的,也有可能是剪切破坏,且起裂位置与应用最大拉应力准则时重合;由于围压对莫尔-库伦剪切破坏准则破裂应力有较大影响,因此即使同一种岩石在不同的应力状态下的破裂对应正应力也将不同,该研究为摩尔-库伦准则在水压致裂中的应用有重要的参考价值。     

超临界CO2压裂起裂压力模型与参数敏感性研究

超临界CO2流体具有低黏度、无表面张力的特性,若应用于非常规油气储层压裂可望实现一种无污染的新型无水压裂方法。通过建立流体在井筒内的增压速率模型,得到了考虑超临界CO2流体黏度、压缩性及增压速率的裂缝起裂压力预测模型,并与水力压裂、液态CO2压裂起裂压力进行了对比分析。结果表明,超临界CO2流体的起裂压力比液态CO2流体低20.5 %,比常规水力压裂起裂压力低75.5%;超临界CO2流体的黏度、压缩性及增压速率对裂缝起裂压力影响显著。模型与文献中试验数据对比,误差在3%以内,可为超临界CO2压裂起裂压力预测提供指导。     

Study on Effects of Low Viscosity Fluid Pre-injection on Hydraulic Fracture Complexity in Tight Heterogeneous Glutenite Reservoirs

Tight heterogeneous glutenite reservoir is typically not easy to form complex hydraulic fracture (HF) due to its poor physical properties, poor matrix seepage capacity, and small limit discharge radius and undeveloped natural fracture system. To improve the HF complexity and the stimulated reservoir volume (SRV), a novel stimulation technology called CO₂ miscible fracturing has been introduced and its fracturing mechanism has been studied. The CO₂ miscible fracturing modifies the in situ stress field by injecting low viscosity fluid to increase the HF complexity and SRV. Therefore, a series of numerical simulations based on a hydro-mechanical-damage model were carried out to study the effects of low viscosity fluid pre-injection on pore pressure, stress field, and fracturing effect in tight heterogeneous glutenite reservoirs. The results indicate that the low viscosity fluid injection can effectively increase the pore pressure around the wellbore and reduce the effective stress of the glutenite. The FCI and SRV increase with the increase of the pre-injection amount of the low viscosity fluid. The HF complexity and SRV can be improved by pre-injecting low viscosity fluid to transform the in situ stress field. The field application of this technology in a well of Shengli Oilfield showed that low-viscosity fluid pre-injection can effectively increase the width of the fractured zone, improve the SRV, and optimize the fracturing effect.

     

基于BP神经网络的苏里格气田裂缝强制闭合模型分析

在压裂施工过程中,为了减少压裂液对储层的伤害,压裂液应当被及时排出地层。结合物质平衡原理、渗流力学理论和二维滤失模型,建立了裂缝强制闭合模型,并编制了相应的计算程序,根据井口压力变化规律并结合裂缝闭合条件可得到不同渗透率、裂缝高度和裂缝半长对应的裂缝强制闭合时间。同时,影响裂缝闭合时间的因素权重通过BP神经网络结合理论模型的数据进行了研究。结果显示,渗透率、裂缝高度、返排液粘度、裂缝半长、井筒半径和油嘴半径这六个参数是影响裂缝闭合时间的主要因素,并且在这些因素中,渗透率和油嘴半径的影响权重最大。因此,在压裂液返排过程中,为了实现改善压裂效果的目的,要着重考虑油嘴半径的选择。本文结果为裂缝闭合时间的研究提供了可靠的理论基础。     

基于扩展有限元法的碳酸盐岩地热储层岩体裂缝扩展行为

水力压裂作为一种主要的地热能开采手段,其压裂效果除与岩体基本物理力学性质有关外,还与裂隙分布、地应力状态、压裂工程参数等密切相关.为了探究以上因素对水力压裂过程中裂缝扩展行为的影响,以冀中坳陷碳酸盐岩储层岩体为研究对象,基于扩展有限元法,建立裂缝扩展流固耦合模型,分析了水平应力差、射孔方位角、注入液排量和压裂液黏度等参数对裂缝扩展行为的影响.结果表明:单裂缝扩展时,射孔方位角越小、注入量越大、越有利于裂缝扩展;双裂缝扩展时,水平应力差增大,裂缝偏转程度变小;水力裂缝与天然裂缝相交时,较小水平应力差有利于天然裂缝开启.      

砂砾岩液态CO2破裂机制试验研究

砂砾岩储层一般较为致密,且非均匀性强,常规压裂方法压裂效果不理想。液态CO2（L-CO2）压裂是近年来提出的一种压裂增产手段,压裂效果上具有明显的优势。采用井底岩芯开展不同围压下清水和L-CO2压裂试验,并结合?CT扫描和核磁共振试验,比较两种压裂方式在破裂压力、破裂特征和裂缝分布的差异,深入分析砂砾岩L-CO2压裂的破裂机制。发现相同围压下L-CO2可大幅度降低破裂压力,且增大围压,L-CO2和清水压裂的破裂压力相差越大;?CT扫描显示,L-CO2压裂形成的是不规则的多分支裂缝,与主裂缝共同构成复杂裂缝网络,L-CO2压裂的裂缝体积是远大于清水压裂。核磁共振（NMR）结果发现,L-CO2压裂中破裂以贯通砾石颗粒界面微裂纹的方式为主,剪切激活机制占主导作用,而清水压裂以形成张拉的单一裂缝方式为主。L-CO2压裂获得更好的裂缝网络主要与砂砾岩中砾石颗粒造成的非均匀性有关,并影响着裂缝网络的复杂性。相关的研究成果可为砂砾岩储层改造和增产增效工艺优化提供指导。     

Two－Dimensional Model of Hydraulic Fracturing in Geosciences：Effects of Fluid Buoyancy

Ｔｗｏ－ＤｉｍｅｎｓｉｏｎａｌＭｏｄｅｌｏｆＨｙｄｒａｕｌｉｃＦｒａｃｔｕｒｉｎｇｉｎＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ：Ｅｆｆｅｃｔｓ　ｏｆ　Ｆｌｕｉｄ　ＢｕｏｙａｎｃｙＹｏｓｈｉｔｏＮａｋａｓｈｉｍａ；ＭｉｔｓｕｈｉｒｏＴｏｒｉｕｍｉ（ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＩ...     

水力压裂扩展特性的数值模拟研究

采用ABAQUS建立了水力压裂计算模型,模拟了地应力、岩石力学特性、压裂液流体特性等各种复杂因素对水力压裂扩展的影响。通过计算分析得到一些有益结论：（1）在注入压力一定的情况下起裂压力与最小水平地应力、临界应力、初始孔隙压力成正比,而与压裂液黏度、最大水平地应力、弹性模量无关;（2）裂缝扩展长度和最大缝宽与最小水平地应力、初始孔隙压力、弹性模量成反比,而与最大水平地应力无关;（3）水力压裂作业中,缝长的扩展过程可分为无扩展阶段、快速扩展阶段、稳定扩展阶段以及缓慢扩展阶段等4个阶段。研究结论对于水力压裂作业优化具有参考价值。     

Transient solution for a plane‐strain fracture driven by a shear‐thinning,power‐law fluid

This paper analyses the problem of a fluid‐driven fracture propagating in an impermeable, linear elastic rock with finite toughness. The fracture is driven by injection of an incompressible viscous fluid with power‐law rheology. The relation between the fracture opening and the internal fluid pressure and the fracture propagation in mobile equilibrium are described by equations of linear elastic fracture mechanics (LEFM), and the flow of fluid inside the fracture is governed by the lubrication theory. It is shown that for shear‐thinning fracturing fluids, the fracture propagation regime evolves in time from the toughness‐ to the viscosity‐dominated regime. In the former, dissipation in the viscous fluid flow is negligible compared to the dissipation in extending the fracture in the rock, and in the later, the opposite holds. Corresponding self‐similar asymptotic solutions are given by the zero‐viscosity and zero‐toughness (J. Numer. Anal. Meth. Geomech. 2002; 26 :579–604) solutions, respectively. A transient solution in terms of the crack length, the fracture opening, and the net fluid pressure, which describes the fracture evolution from the early‐time (toughness‐dominated) to the large‐time (viscosity‐dominated) asymptote is presented and some of the implications for the practical range of parameters are discussed. Copyright © 2006 John Wiley & Sons, Ltd.     

Impact of water and nitrogen fracturing fluids on fracturing initiation pressure and flow pattern in anisotropic shale reservoirs

A numerical model is proposed to investigate the impact of water and nitrogen fracturing fluids on the fracturing initiation pressure and the flow pattern in anisotropic shale reservoirs. This model considers the anisotropy of shale deformation and permeability, the compressibility of fracturing fluid, and the fluid moving front. A crack initiation criterion is established with the stress intensity factor of mode I crack. Both crack initiation pressure and seepage area are verified and analyzed. These results show that shale deformation and permeability anisotropy, fracturing fluid compressibility, viscosity, and pressurization rate have significant impacts on fracturing initiation pressure and seepage area.