煤层水力压裂典型裂缝形态分析与基本尺寸确定

分析煤层气井水力压裂时裂缝的典型类型与形状，建立水平缝与垂直缝的判别方法，推导由水平缝向垂直缝转变的临界深度计算公式，描述几种常见裂缝的形状和相应的形成条件。从断裂力学基本原理出发，分别推导在一定注入泵量和注入时间下，３种二维模型裂缝几何尺寸的基本计算公式。为水力压裂开采煤层气提供重要理论依据。     

大尺寸真三轴煤岩水力压裂模拟试验与裂缝扩展分析

水力压裂是一项广泛应用于低渗煤层的卸压增透技术。为了深入研究煤岩受力、天然裂缝、泵注排量对水力裂缝扩展规律及空间结构的影响,采用大尺寸真三轴水力压裂试验系统、压裂液中添加示踪剂等方式,在真三轴条件下对大尺寸煤岩进行了水力压裂试验。通过剖切压裂试样描述了水力裂缝扩展和空间展布规律,分析了裂缝宽度与应力之间的关系,并初步探讨了煤岩水力裂缝网络的形成机制。结果表明:(1)水力裂缝自割理处起裂并沿割理扩展、连接割理,进而形成复杂的裂缝网络结构;(2)水力裂缝受应力条件作用明显,当最大水平主应力和垂向应力相近,且远大于最小水平主应力时,易形成复杂的裂缝形态;(3)煤岩天然裂隙的存在是形成裂缝网络结构的前提,泵注排量对裂缝网络的形成也有重要影响;(4)煤岩裂隙在局部区域影响水力裂缝转向、分叉,但最终水力裂缝在扩展过程中逐渐转向至最大主应力方向;(5)水力压裂过程中,裂缝宽度的变化不仅与煤岩所受应力有关,还受到压裂液排量、天然裂缝等因素的影响。研究结果可以为煤岩裂缝网络的形成机制、现场施工参数的选取提供技术支持。     

大倾角煤层分层综采再生顶板破断规律研究

针对大倾角厚软煤层下分层安全综采问题,结合淮南矿区潘北煤矿1212（3）大倾角厚软煤层分层综采下分层工作面地质与工程条件,综合运用基于数字散斑、声发射监测与分布式光纤传感技术的物理模拟试验、基于煤系地层赋存禀赋建模技术的数值模拟试验相结合的研究手段,开展了下分层开采再生顶板破断倾向分区演化、再生岩体变形声发射能量与光纤应变响应规律及应力分布特征研究。结果表明：再生顶板破断由其破断岩块滑移、低中位悬臂梁和高位铰接岩梁断裂组成,双梁破断是引起下分层支架失稳的关键所在。下分层中上部双梁破断声发射能量呈高度聚集且持续时间短,光纤感知低位悬臂梁破断且中上部光纤应变峰值高,下分层中上部是支架与再生顶板稳定性控制的重点区域。下分层下部再生顶板破断岩块充填密实且粒径小,是架间与架前岩块漏冒多发区域。下分层再生顶板中形成高应力组成的应力拱,距采空区高度约30 m,双梁破断主要发生在拱内,拱中岩体破断对支架具有一定的冲垮作用。     

大体积混凝土温度裂缝扩展过程模拟

大体积混凝土的温度裂缝是关系到水电工程中混凝土大坝安全的重要问题,它贯穿混凝土坝的施工期直至运行期。重点探讨了应用无网格法求解大体积混凝土温度裂缝扩展过程的模拟方法。无网格法采用节点来离散求解域,特别适用于裂缝开裂过程的模拟。结合混凝土热传导问题推导了伽辽金无网格方法控制方程和基本算法步骤,编制了混凝土温度场计算和温度裂缝扩展过程模拟的无网格法程序,通过具体的算例验证了所编制的伽辽金无网格程序的正确性。数值算例的计算结果表明,无网格法能够有效地模拟混凝土块在温度应力作用下的开裂发展过程,计算结果符合大体积混凝土块在均匀温降和基础强约束条件下的裂缝分布规律。     

碳酸盐岩裂缝介质中微观二维油水运移聚集物理模拟实验研究

裂缝是碳酸盐岩中流体流动最主要的通道和重要的储集空间。碳酸盐岩裂缝介质中的油水运移和聚集过程研究是我国的一个研究热点,也是一个国际性难题。利用物理模拟实验来研究碳酸盐岩裂缝中的油气运移是一个新的尝试。实验利用碳酸盐岩裂缝岩心制作成薄片模型,在薄片模型中进行油驱水实验来模拟运移过程。实验结果表明：①流体平面流动路径有单一式／平行式、斜交式和网络式三种路径;在通道内流体运移形态有连续式、分段式及连续一分段式三种;油水驱替前缘呈现活塞式、绕流式和脉冲式三种形式。②流体流动形态随流体压力、饱和度、裂缝结构、润湿性等因素的变化而变化。这些因素之间相互影响,交叉作用。流体压力和流量,流体压力和流体速率有条件呈现相关关系;流体速率不仅与压力相关,而且与裂缝发育的角度和宽度有关,与压力梯度夹角较小的宽裂缝内的流体速率较高,反之较低。     

煤岩水力压裂起裂压力和裂缝扩展机制实验研究

为了研究煤岩水力压裂的起裂压力和水力压裂裂缝扩展规律,采用型煤试样,利用自主研发的水力压裂实验系统,参照现场压裂施工制定了“施加三向应力-顶部注水”的煤岩水力压裂物理模拟实验方案并开展了水力压裂实验,分析了不同条件下泵注压力和水力压裂裂缝。实验结果表明：压裂液泵注排量越大,起裂压力越大。三向应力满足最大水平主应力σ_H > 垂向应力σ_v > 最小水平主应力σ_h,水力压裂裂缝沿着垂直于σ_h的方向扩展。σ_v和σ_h一定,随着σ_H的增大,煤岩起裂压力先增大后减小,水力压裂裂缝扩展路径越平直。当σ_H远大于σ_v和σ_h时,水力压裂裂缝扩展路径越复杂,分叉缝角度越大。研究结果可为煤岩水力压裂理论的完善提供一定的参考和借鉴。     

裂缝性岩石裂缝扩展的光弹构造物理模拟——以南华北盆地户部寨沙河阶组为例

以南华北盆地户部寨第三系沙河阶组粉砂岩低渗透储层为例,总结了其中发育的5种类型构造裂缝组合,即:①南北向雁形张节理组成的共轭剪节理带;②东西向雁形张节理组成的共轭剪节理带;③缠结状多组剪切构造裂缝;④组合状交切的多组剪切构造裂缝及张裂缝;⑤散状无序排列的构造裂缝。在此基础上,建立光弹性试验构造物理模型,沿现应力场96°方向,均匀地对该模型逐步增加外载力。结果表明,沿各组合裂缝尖端分别形成对称于裂缝走向、且主轴垂直于裂缝的Ⅰ型等色线条纹;对称于裂缝走向、且主轴平行于裂缝走向的Ⅱ型条纹和斜交于裂缝走向的复合型(Ⅲ型)条纹。第①类组合裂缝尖端以Ⅰ型等色线条纹的拉张应力和张剪应力为主;第②类组合裂缝尖端以复合型(Ⅲ型)等色线条纹的挤压应力为主;第③、④和⑤类组合裂缝尖端的应力分布较为复杂。当模型外载荷接近1000kg时,裂缝尖端起裂,并开始发育显微裂缝,而当外载荷达1100-1200 kg时,沿裂缝尖端部位形成宏观裂缝,并开始扩展。5种类型的裂缝组合扩展发育程度由强至弱依次为:①,③,⑤,②,④。其中第①类共轭裂缝组合起裂最早,扩展最快,裂缝间的连通趋势最好,说明规则分布的构造裂缝组合,在垂直于外施加载衙时更易达到连通的目的。     

新集煤层气开发试验井水力压裂增产改造

根据新集试验区地质、储层条件,提出了适合该地区煤层气井水力压裂选井选层方法。通过对3口试验井8个目标层段进行水力压裂增产改造,认为活性水压裂液、兰州砂支撑剂应作为该地区的首选压裂液和支撑剂。利用先进的压裂软件进行压裂设计、实时分析以及压后评价,通过严密组织、合理施工获得了单井最大日产气量3 278m³/d,为该地区今后进行煤层气勘探开发提供了技术基础。     

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。     

不同煤体结构煤的水力压裂裂缝延伸规律

查明不同煤体结构煤水力压裂时裂缝延伸规律能为合理井网部署奠定基础。以沁水盆地柿庄区块为研究对象,对钻井煤心裂隙进行观测,划分出4种裂隙发育程度煤。基于岩体力学理论,建立了水力压裂过程中裂缝尖端应力场计算模型和水力裂缝能否穿过天然裂隙的判断准则。根据煤层气井实测资料,验证了理论分析的可靠性,得出了不同煤体结构煤的水力压裂裂缝延伸规律。结果表明：考虑诱导应力前后,2组天然裂隙发育煤的水力裂缝延伸规律不同,随着缝长增加,诱导应力随之增大,水力裂缝单一延伸方向变为双向延伸;1组天然裂隙发育煤的发育方向与最大主应力方向夹角较小,导致考虑诱导应力前后水力裂缝的延伸方向变化不明显,整体延伸趋于天然裂隙发育方向;在粒状偶见及粉状无裂隙发育煤中,水力裂缝总是沿着最大主应力方向延伸。研究成果为该区不同应力和裂隙发育下井网合理布置提供了理论依据。     

基于零厚度内聚力单元的水力裂缝随机扩展方法研究

为有效模拟裂缝性页岩储层中水力裂缝随机扩展过程,基于单元节点的拓扑数据结构,利用网格节点分裂方式,建立了一种基于有限元网格嵌入零厚度内聚力单元的水力裂缝随机扩展新方法。利用KGD模型解析解和2种室内试验,验证了新方法的准确性和有效性。同时,通过数值算例研究了水平地应力差和储层非均质性对水力裂缝随机扩展过程的影响。研究表明:(1)该方法弥补了ABAQUS平台内置的内聚力单元无法有效模拟水力裂缝随机扩展的不足;(2)在较高水平地应力差下页岩储层非均质性越强,与水力裂缝相交的高角度天然裂缝越容易开启。所建方法能准确地描述复杂水力裂缝的随机扩展行为,可为裂缝性页岩储层的数值模拟提供新手段。     

Numerical investigation of hydraulic fracture network propagation in naturally fractured shale formations

Hydraulic fracture network (HFN) propagation in naturally fractured shale formations is investigated numerically using a 3D complex fracturing model based on the discrete element method. To account for the plastic deformation behavior of shales, the Drucker–Prager plasticity model is incorporated into the fracturing model. Parametric studies are then conducted for different Young's moduli, horizontal differential stresses, natural fracture (NF) properties, injection rates, and number and spacing of perforation clusters. Numerical results show that horizontal differential stress primarily determines the generation of a complex HFN. The plastic deformation of shale can reduce the stimulated reservoir volume; this is more obvious with Young's modulus of less than 20 GPa. In addition, a higher injection rate could largely increase the fracture complexity index (FCI). Moreover, increasing perforation cluster numbers per fracturing stage is beneficial for increasing the FCI, but it also increases the potential merging of neighboring fractures, which may lead to non-uniform development of HFN in far-wellbore regions. To achieve uniform development of HFN within a fracturing stage, the distribution of NFs should be fully considered. The results presented here may provide improved understanding of HFN generation and are favorable for optimizing fracturing treatment designs for shale formations.     

薄互层水力裂缝垂向扩展控制因素试验研究

新疆油田某地区油藏的储隔层岩性组合复杂,呈现突出的薄互层产状特征,研究合、分压判断条件有利于提高压裂效率,增强储层动用程度与压后改造效果。水力裂缝在薄互层中的穿层与裂缝扩展行为受薄互层地质特征与压裂施工参数的影响。基于此,开展了薄互层物理模型压裂试验,研究界面胶结、岩层分布、岩层厚度、压裂液黏度与注液排量对薄互层中水力裂缝垂向扩展的影响分析。试验结果表明：薄互层的地层特征界面胶结与岩层分布是水力裂缝垂向扩展的主要控制因素,界面胶结强度对裂缝垂向扩展行为的影响强于岩层分布;由于弱胶结界面的存在,水力裂缝垂向扩展穿层时可发生方向偏转,抑制裂缝垂向扩展;提高压裂液黏度与注液排量有利于薄互层中水力裂缝的穿层垂向扩展。     

弱固结砂岩气藏水力压裂裂缝延伸规律研究

针对我国疏松砂岩层出砂严重需要进行压裂以填防砂的情况，对疏松砂岩压裂裂缝启裂有延伸规律进行了数值模拟计算，并重点对地应力、储层强度、射孔地裂缝扩展延伸的影响规律进行了分析计算。结果表明：用螺旋射孔方式完井在疏松砂岩储层中难以获得大而平整的裂缝，防砂效果不理想，定向射孔可得到较为理想的人工裂缝。研究结果对疏松砂岩储压裂充填防砂设计具有较大的指导意义。     

Simulation of non‐planar three‐dimensional hydraulic fracture propagation

Hydraulic fracturing is the method of choice to enhance reservoir permeability and well efficiency for extraction of shale gas. Multi‐stranded non‐planar hydraulic fractures are often observed in stimulation sites. Non‐planar fractures propagating from wellbores inclined from the direction of maximum horizontal stress have also been reported. The pressure required to propagate non‐planar fractures is in general higher than in the case of planar fractures. Current computational methods for the simulation of hydraulic fractures generally assume single, symmetric, and planar crack geometries. In order to better understand hydraulic fracturing in complex‐layered naturally fractured reservoirs, fully 3D models need to be developed. In this paper, we present simulations of 3D non‐planar fracture propagation using an adaptive generalized FEM. This method greatly facilitates the discretization of complex 3D fractures, as finite element faces are not required to fit the crack surfaces. A solution strategy for fully automatic propagation of arbitrary 3D cracks is presented. The fracture surface on which pressure is applied is also automatically updated at each step. An efficient technique to numerically integrate boundary conditions on crack surfaces is also proposed and implemented. Strongly graded localized refinement and analytical asymptotic expansions are used as enrichment functions in the neighborhood of fracture fronts to increase the computational accuracy and efficiency of the method. Stress intensity factors with pressure on crack faces are extracted using the contour integral method. Various non‐planar crack geometries are investigated to demonstrate the robustness and flexibility of the proposed simulation methodology. Copyright © 2014 John Wiley & Sons, Ltd.     

Uniform investigation of hydraulic fracturing propagation regimes in the plane strain model

The hydraulic fracturing propagation regimes in the plane strain model are uniformly investigated using a numerical method based on the finite element method. The regimes range from toughness‐dominated cases to viscosity‐dominated cases, covering zero leak‐off situations and small leak‐off situations. Unlike the asymptotic solutions, the numerical method is independent of the energy dissipation regimes and fluid storage regimes. The numerical method pays no special attention to the fracture tip, and it simulates fracture tip behaviors by increasing the number of functions in a natural and uniform manner. The numerical method is verified by comparing its results with the asymptotic solutions. The effect of the model sizes on the numerical method is discussed along with the robustness of the numerical method. Copyright © 2014 John Wiley & Sons, Ltd.