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。     

基于流固耦合理论的页岩水力压裂数值分析

水力压裂是一个涉及多相材料相互作用的复杂问题。针对岩石固相提出岩石应力平衡有限元方程,建立液相流动方程和质量守恒微分方程,推导水力压裂岩石流固耦合系统有限元方程。阐述计算模型,对裂缝的发育和扩展过程进行分析,并与实际试验结果进行对比,证明了计算结果的合理性。分析弹性模量对裂缝的影响情况,计算结果表明,随着弹性模量的增加,裂缝高度越来越小。     

砂砾岩水力压裂裂缝扩展规律的数值模拟分析

砂砾岩储层一般具有岩性和渗透性变化大、孔隙度低、连通性差、孔隙结构复杂和非均匀性严重等特点,因此,在水力压裂过程中,裂缝扩展形态难以控制,大规模改造难度大。针对国内某典型砂砾岩油藏特征,采用数值计算方法对砂砾岩压裂裂缝的扩展规律进行了研究,包括地应力场、砾石含量和粒径等对裂缝扩展形态及压裂压力的影响。研究表明,砾石的存在增加了压裂裂纹扩展的复杂性,裂纹主要有止裂、偏转、穿透和吸附4种表现模式,但主应力差严格控制着裂纹的走向,随着主应力差的增大,裂纹由总体绕砾扩展转变为总体穿砾扩展,失稳压力随着主应力差的增大而明显减小;砾石含量的多少体现了砂砾岩试样宏观的非均匀性,含量越高均匀性越差,随着砾石含量的提高,裂纹与砾石的相互作用占据主导地位,失稳压力随砾石含量的增加而增大;当砾石体积含量一定时,砾石粒径对压裂压力的影响主要取决于砾石排列的随机性,失稳压力随砾石粒径的增大而略有增大。     

深层离散裂缝油藏多尺度流固耦合数值模拟方法

深层离散裂缝油藏介质类型多、尺度变化大,存在离散介质与连续介质,且高压下介质易变形,对压力敏感,现有的油藏数值模拟方法虽然考虑了离散介质,但没有考虑裂缝变形的影响,方法不再适用,为此创建了深层离散裂缝油藏多尺度流固耦合数值模拟方法。首先,提出了基质、微裂缝、中小尺度裂缝和离散裂缝的分尺度模拟方法,建立了多尺度离散裂缝网络流固耦合模型。其次,创建了不同尺度离散裂缝流固耦合数学模型,针对不同尺度裂缝中流体流动和应力敏感特点分别考虑压力敏感或流固耦合：微裂缝存在应力敏感,与基质一起采用压力敏感方法来处理,建立压缩系数计算方法;中小尺度裂缝随油田开发容易闭合,提出采用裂缝开启闭合计算方法,建立裂缝开启闭合的计算模型;离散裂缝控制着流体流动方向和规模,同时裂缝容易填充,需要采用流固耦合处理,建立流固全耦合数学模型。再次,建立了有限体积和有限元数值模型,流动问题采用有限体积法进行离散,应力问题采用有限元法进行离散,并通过收敛性相对较好的全隐式数值求解方法进行求解。最后,通过理论模型与实际油藏模型进行方法验证：采用二维固结模型数值计算结果能够较好吻合理论解,验证了方法的正确性;采用实际油藏模型计算,...     

油气藏水力压裂计算模拟技术研究现状与展望

水力压裂技术是油气藏尤其是页岩气开发中的核心技术,利用数值模拟方法进行压裂优化和产能预测又是水力压裂成功的关键。本文首先介绍了水力压裂技术的发展历程。然后从计算模型(二维模型、拟三维模型和全三维模型)和数值模拟方法(基于连续介质和基于非连续介质)两方面对油气藏开发领域的水力压裂计算模拟技术进行较全面的总结。最后,从以下3个方面指出现今研究的不足并提出了进一步的研究建议:(1)全三维模型的完善-全三维模型应当与真实的工程参数和监测数据结合,用于校正模型本身,而校正后的全三维模型又可预测和优化新的现场水力压裂作业; (2)数值模拟方法的选用-已有的水力压裂数值模拟方法种类繁多,需要针对各种方法的适用范围、计算效率和模拟效果等,进行全面的比较和优化; (3)页岩储层中天然裂缝网络的数值模拟-天然裂隙网络加剧了页岩储层力学性质的各向异性,同时水力裂缝沟通天然裂缝活化扩展是有利于储层的增渗增产,对压裂缝网的形态、尺寸和连通率等起着至关重要的作用。因此,数值计算过程中综合考虑页岩储层中天然裂缝与水力裂缝的相互作用,将是未来水力压裂模拟的热点。     

基于ABAQUS平台的水力裂缝扩展有限元模拟研究

随着扩展有限元理论的深入研究,利用扩展有限元方法模拟水力压裂具有了一定的可操作性。相比于常规有限元方法,XFEM方法具有计算结果精度高和计算量小的优点。但是,如何模拟射孔孔眼、如何模拟流体与岩石相互作用以及分析水力裂缝的扩展规律仍然是难题。以研究水力压裂裂缝扩展规律为目的,建立了岩石多孔介质应力平衡方程、流体渗流连续性方程和边界条件。通过有限元离散化方法对耦合方程矩阵进行处理。通过富集函数定义初始裂缝（射孔孔眼）,选择最大主应力及损伤变量D分别作为裂缝起裂和扩展判定准则,利用水平集方法模拟水力裂缝扩展过程。数值模拟结果显示：增加射孔方位角、压裂液排量和减小水平地应力差,起裂压力上升;黏度对起裂压力无明显影响。增加射孔方位角、压裂液排量、黏度和减小水平地应力差值有助于裂缝宽度的增加。增加水平地应力差值、压裂液排量和减小射孔方位角以及压裂液黏度有助于裂缝长度增加,反之亦然。基于ABAQUS的水力裂缝扩展有限元法可对不同井型和诸多储层物性参数及压裂施工参数进行分析,且裂缝形态逼真,裂缝面凹凸程度清晰,结果准确。此研究可作为一种简便有效研究水力压裂裂缝扩展规律的方法为油田水力压裂设计与施工提供参考与依据。     

水平井水力压裂影响参数的数值模拟

水力压裂是低渗油气藏的主要开发手段,传统数值模型所得到的基质-裂缝窜流量以及断裂参数精度不足.为此以流固耦合理论与断裂力学相结合的压裂模型为基础,模拟了水力裂缝扩展过程.在模型中分别引入离散裂缝模型和广义J积分计算基质-裂缝流量交换和断裂参数,并采用动态网格技术对裂缝尖端进行局部加密,以提高模拟的效率和精度.模型计算结果显示,影响水力压裂过程的主要参数中:基质渗透率和压裂液粘度主要影响水力裂缝的最终形态;岩石弹性模量影响裂缝宽度.对压裂车而言,最高工作压力一般都能够满足压裂增产需求,其最大输出功率和最大输出流量是限制压裂能力的主要因素.      

油井开采过程中油层变形的流固耦合分析

在油气开采过程中,随着油气的不断采出,必然造成孔隙流体压力的逐渐降低,由此导致储层岩石骨架的有效应力增大,使得油层产生变形或压实。当油层产生变莆或压实时,对油气生产将造成不利影响。比如：使得油藏的渗透率降低,继而使油井的产能降低,同时,油层的变形直接影响着油井和套管的变形与破坏等等。敢开采过程中油层的变形可以描述为三维变形与三维流体流动场的耦合问题,利用可变形多孔介质中流体渗流的流固耦合有限元数值     

川南深层页岩水力压裂缝网扩展规律数值模拟研究

3500 m以深页岩气资源量占整个川南地区总资源量的比例高达86.5%,该区深层页岩气藏构造复杂,压裂形成复杂缝网的难度大,有必要通过数值模拟研究深层页岩气复杂缝网主控因素,对实现川南地区深层页岩气的效益开发具有重要意义。在对川南地区页岩气气田某井的岩芯进行细观尺度下的观察并构建二维裂缝模型的基础上,利用位移间断边界元法(DDM)模拟深层页岩水力压裂过程中水力裂缝与天然裂缝相互作用的物理力学过程,研究主应力、应力差和压裂液排量对裂缝扩展的影响。结果表明：在高应力差条件下缝网的复杂程度和总长度急剧降低,缝网的平均宽度增大,且平均宽度随排量增加而增大的能力变得有限。在高应力差条件下提升压裂液排量,缝网长度的增加以产生新生裂缝为主,同时提升排量对于激活天然裂缝有一定的提升作用,但是效果有限。相比于拉张裂缝,剪切裂缝的形成受主应力和压裂液排量的影响更显著,在高应力差条件下缝网中剪切裂缝的长度急剧降低。随着压裂液的注入,在较低应力差和相同压裂液注入量的情况下,低排量工况下的裂缝长度逐渐大于高排量工况下的裂缝长度。在应力差较高的情况下裂缝扩展的速率较低,同时会使提升排量而形成更多新生裂缝的能力变得...     

层理特征对油页岩水力压裂裂缝扩展规律影响的数值模拟研究

目前水力压裂是油页岩储层开发的主要技术手段之一,油页岩层理特征的差异对压后裂缝形态起主要影响作用,目前研究大多聚焦在层理发育程度对裂缝扩展的影响,忽略层理厚度本身对水力裂缝扩展的影响。以鄂尔多斯盆地旬邑地区油页岩为研究对象,基于线弹性断裂力学理论,构建应力-损伤-渗流的水力压裂裂缝扩展模型,并采取全局FEM-CZM的数值模拟方法,分析层理厚度、层理间距、地应力场对水力压裂裂缝扩展的影响规律,对比不同影响因素下裂缝的破坏类型、裂缝长度和层理沟通面积。结果表明：(1)层理厚度影响层理面对水力裂缝的拦截能力,在层理厚度较大时,会导致裂缝在层理面上扩展的倾向更强,发生张拉破坏,所对应的裂缝长度和层理沟通面积更大。(2)层理间距影响水力裂缝到达层理面的时间,较小的层理间距水力裂缝会直接穿透层理面,较大的层理间距增加裂缝扩展的阻力,伴随层理间距越大,发生张拉破坏,水力裂缝长度和层理沟通面积越大。(3)地应力场决定水力裂缝扩展方向,垂向地应力差较大时,垂向应力会对层理有压实作用,导致更容易穿透层理面扩展,垂向地应力差较小时,水力裂缝在层理面扩展多发生弯曲、分支情况,所对应裂缝长度和层理沟通面积均增加...     

多级循环泵注水力压裂模拟实验研究

超深储层地层起裂压力较高,水力压裂受现场泵注设备的限制严重,文中重点研究了大尺度水力压裂物模实验水泥样品尺寸（762 mm×762 mm×914 mm）在循环和常规两种泵注条件下的起裂扩展和声发射规律。实验结果显示,（1）相对于普通泵注,采用循环泵注方式进行水力压裂可以有效降低起裂压力,类似于单轴和三轴循环加载岩石力学行为,都是由于循环加载引起疲劳损伤;（2）对于螺旋射孔完井方式,水力压裂裂缝只从最薄弱射孔处起裂,一旦起裂后其他射孔孔眼很难再开启,水力压裂现场应合理选择分段距离和簇间距,实现储层改造效率最优化;（3）循环泵注水力压裂存在Kaiser效应（当加载应力到前次加载最高应力值时出现的声发射信息）。因孔隙流体扩散到岩石并导致孔隙压力的局部上升,破坏模式仍然可以由摩尔圆表示。研究成果对循环泵注条件的裂缝扩展规律研究以及发展新型压裂改造技术具有重要意义。     

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.     

高水压下岩体裂纹扩展的渗流-断裂耦合机制与数值实现

采用渗流力学、断裂力学理论结合Monte Carlo方法描述岩体裂纹的随机分布,研究高水压作用下岩体原生裂纹的变形和翼形裂纹的萌生、扩展、贯通的渗流-断裂耦合作用机制,建立高水压作用下岩体裂纹的渗流-断裂耦合数学模型,给出该数学模型的求解策略与方法,在Fortran95平台下开发高水压下岩体裂纹扩展的渗流-断裂耦合分析程序HWFSC.for。高水压下岩体裂纹扩展的渗流-断裂耦合体现在岩体裂纹网络和渗流初始条件都随渗流时步变化。对高压注水岩体裂纹扩展过程进行渗流-断裂耦合分析。结果表明,高压注水条件下,岩体裂纹扩展存在起动水压力,当水压力大于起动水压力时,裂纹尖端开始萌生翼形裂纹,随着裂纹水压力的增加,翼形裂纹扩展,进而与其他裂纹搭接贯通,停止扩展。渗流-断裂耦合分析考虑了裂纹动、静水压力对裂纹产生的法向扩张效应及翼形裂纹的扩展而形成新的渗流通道两方面的影响,连通裂纹数随渗流的发展而增加。岩体裂纹的渗流-断裂耦合分析,能较真实地再现岩体裂纹的水力劈裂现象,描述岩体裂纹的扩展、贯通过程及与之相耦合的渗流响应。     

土石坝心墙水力劈裂分析

简要分析了水力劈裂的发生条件、力学机理。基于水压楔劈机理,利用有限元方法建立了一种水力劈裂的发生判定方法。该方法假定心墙预先存在局部渗透弱面（裂缝）,通过将裂缝位置的单元材料改为裂缝软材料,考虑库水进入裂缝后对裂缝周围土体的作用,建立水力劈裂分析的平面有限元模型,确定裂缝端部垂直于裂缝面的正应力,进而依据该正应力判断水力劈裂发生的可能性,该方法同时可模拟水力劈裂的发展过程。     

Formation stability after hydraulic fracturing

This paper investigates stress changes resulting from fracturing in a weak formation and estimates the reduced risk of formation failure. The analysis is based on fracture propagation and closure of a plane strain elasto–plastic fracture. It is shown that during fracture propagation the area near the fracture tip undergoes plastic deformation, with the result that the in situ stresses there are significantly reduced from the original compressive state. The stress relief is driven by the reduction of the minimum in situ stress and the consistency condition which requires the stress state to remain on the yield or failure envelope. After fracture closure, due to permanent deformation the stress state does not return to its original state, as in the case of elastic material. The risk of formation failure, which is quantified with the introduction of a yield factor, is significantly reduced after fracturing and closure. The residual width from plastic deformation results in a non-uniform closure stress on proppant with higher values near the tip and lower value near the wellbore which is detrimental to the stability of proppant. The closure stress becomes more uniform with increasing fracture length. Copyright © 1999 John Wiley & Sons, Ltd.     

Investigation of hydraulic fracturing operation and fracture propagation simulation in reservoir rock

For many decades most oil wells in Iran have produced using their natural flow potential and haven’t needed to be fractured. As time goes by, the reservoir pressure depletes and the need for hydraulic fracturing as a stimulation practice arises. Nonetheless there is no record of successful hydraulic fracturing in Iran.

The Bangestan reservoir with a suitable amount of oil in place and good rock reservoirs, has been selected for the present research work. In this work, the in situ stress profile was calculated by using the available petrophysical data. This is achieved by using poroelastic theory for the stresses, and the Mohr–Coulomb criterion to predict failure. The model leads to easily computed expressions for calculating the pressure required to maintain hydraulic fracturing. Then the appropriate depth for treatment was determined. The results indicate that Ilam and Sarvak formations could be good candidates for hydraulic fracturing. Then, for two layers, a hydraulic fracture was designed and the production was predicted and the Net Present Value (NPV) resulting from the fracture of both layers was investigated.     

水力裂缝在煤岩界面处穿层扩展规律的数值模拟

为研究水力压裂裂缝在煤层与顶板界面处的穿层扩展规律,在分析煤岩界面性质的基础上,应用有限元法研究煤岩界面处裂缝从顶板起裂后的延伸情况,探讨了相关地质参数和施工参数对裂缝跨界面穿层扩展的影响。结果表明：地质因素中的地应力、煤岩界面强度为煤岩界面处裂缝能否穿层扩展的主要影响因素,垂向应力差异系数越大、界面抗剪切强度越大,越有利于裂缝穿层扩展沟通煤层;煤层与顶板间的弹性模量差异、抗拉强度差异是裂缝从顶板穿层进入煤层的有利因素;现场压裂施工应根据地层情况选择合适的施工参数（排量、注入点与界面的距离）以促进裂缝穿层扩展。研究成果能够为煤层顶板分段压裂水平井地面煤层气高效抽采技术的应用提供参考。     

基于损伤力学分析的水力压裂三维裂缝形态研究

水力压裂三维裂缝形态及延伸的预测是评价水力压裂效果的主要因素,采用了损伤力学与断裂力学相结合的方法,描述了裂缝表面岩体的力学行为,建立了裂缝面上的损伤判据与损伤演化方程。根据岩石力学与渗流力学,采用有限元方法建立了低渗透储层岩体的流固-损伤耦合方程,并采用Newton-Raphson与线性搜索相结合的方法进行求解,获得了低渗透油层水力压裂三维裂缝的动态扩展过程及最终形态,揭示其力学本质。通过算例验证了理论及计算方法的正确性。在此基础上,分析了影响裂缝扩展的主要因素,其结果可为水力压裂设计提供较为可靠和准确的预测手段,以提高油层水力压裂措施的成功率