页岩水力压裂过程的态型近场动力学模拟研究

水力压裂技术广泛使用于页岩气开采工程中。为了分析压裂过程中多裂缝扩展形成复杂裂缝网的机制,尝试将态型近场动力学理论引入页岩水平井水力压裂过程的力学建模与数值仿真,在物质点间相互作用力模型中加入等效水压力项以实现在新生裂缝面上跟踪施加水压力,建立了水力压裂过程的近场动力学分析模型。通过模拟页岩储层的水力压裂过程,可得到复杂的裂缝扩展路径、裂缝网络的形成过程以及裂缝扩展受射孔间距及页岩天然裂缝和层理的影响。研究结果表明:射孔间距过小会造成起裂干扰,使中心射孔的裂缝扩展受到抑制;在压裂压力一定的情况下适当增大射孔间距,可以显著增强页岩压裂形成裂缝网的能力;压裂过程中水平层理面可能张开形成水平裂缝,且天然裂缝会诱导形成更复杂的垂直裂缝。模型和方法可为页岩水力压裂过程和机制研究及工程实践提供参考。     

基于扩展有限元分析的页岩水力压裂裂缝扩展规律探究

水力压裂是开采地下页岩气资源的有效技术手段,探究页岩水力压裂裂缝的扩展规律,可为页岩气的高效开采提供科学的指导依据。通过运用大型有限元软件ABAQUS中的扩展有限元模块,针对不同地应力差工况条件下均质页岩中初始裂缝的位置、方位角、数量和含层理页岩中层理的构造方向、内部倾角、岩性对水力裂缝扩展的影响进行探究。结果表明：对于垂向扩展的水力裂缝,水平主应力增大使裂缝更不易扩展,裂缝扩展长度减小、起裂压力增大;在注液体积流量相同时,向初始裂缝两端同时起裂所形成的水力裂缝长度大于仅向一侧起裂;当初始裂缝处于页岩中部且呈45°方向时,裂缝会向最大水平主应力方向偏转,且偏转程度随最大水平主应力的增大而增大;分时多簇压裂时,裂缝间的扩展会相互干扰,且会较大地影响裂缝扩展的形态和起裂压力,但对裂缝注液点裂缝宽度的影响较小;对于含水平和竖直构造层理的页岩,改变层理内部倾角,水力裂缝会出现不同程度偏转,且其偏转程度随着层理内部倾角的增大而减小;对于含45°方向构造层理的页岩,水力裂缝在层理分别为砂岩、煤岩和泥岩中的偏转程度依次增大,且裂缝偏移比随着最大水平主应力的增大而增大。     

大尺寸真三轴页岩水平井水力压裂物理模拟试验与裂缝延伸规律分析

采用真三轴物理模型试验机、水力压裂伺服系统、声发射定位系统以及压裂液中添加示踪剂等方式,在真三轴条件下对大尺寸页岩水平井进行了水力压裂物理模拟试验,通过裂缝的动态监测和压裂后剖切等分析了裂缝的扩展规律,并对页岩压裂缝网的形成机制进行了初步探讨。结果表明：（1）水力裂缝自割缝处起裂并扩展、压开或贯穿层理面,形成相对较复杂的裂缝形态;（2）裂缝中既有垂直于层理面的新生水力主裂缝,又有沿弱层理面扩展延伸的次级裂缝,形成了纵向和横向裂缝并存的裂缝网络;（3）水力裂缝在延伸过程中会发生转向而逐渐垂直最小主应力;（4）水力裂缝在扩展过程中遇到弱层理面时的止裂、分叉、穿过和转向现象是形成页岩储层复杂裂缝网络的主要原因,而弱结构面的大量存在是形成复杂裂缝的基础。其研究结果可为页岩气藏水平井分段压裂开采等提供有力技术支持。     

页岩储层体积压裂裂缝扩展机制研究

页岩储层天然裂缝、水平层理发育,水力压裂过程中可能形成复杂的体积裂缝。针对页岩储层体积裂缝扩展问题,基于流-固耦合基本方程和损伤力学原理,建立了页岩储层水力压裂体积裂缝扩展的三维有限元模型。将数值模型的模拟结果与页岩储层裂缝扩展室内试验结果进行对比,二者吻合较好,从而证明了数值模型的可靠性。通过一系列数值模拟发现：（1）水力压裂过程中水平层理可能张开,形成水平缝,水平与垂直缝相互交错,形成复杂的体积裂缝网络;（2）水平主应力差增大,体积裂缝的分布长度（水平最大主应力方向压裂裂缝的展布距离）增加、分布宽度（水平最小主应力方向压裂裂缝的展布距离）减小,体积裂缝的长宽比增加;（3）压裂施工排量增大,体积裂缝的分布长度减小、宽度增加,压裂裂缝的长宽比降低;（4）天然裂缝的残余抗张强度增大,体积裂缝分布宽度减小、分布长度增加,体积裂缝的长宽比增加。研究成果可以为国内的页岩气的压裂设计和施工提供一定的参考和借鉴。     

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。     

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.      

基于最大周向应变断裂准则定向射孔水力裂缝扩展研究

利用最大周向应变断裂准则,基于裂纹扩展增量法模拟水力裂缝扩展过程。数值模拟结果表明,上述裂缝扩展方法能有效模拟水力裂缝扩展过程。在此基础上利用该方法分析了定向射孔水力裂缝初始起裂水压、扩展路径和裂缝"偏转角"受射孔长度与倾角、地应力差、泊松比和注水压力的影响。通过预测裂缝初始起裂水压和扩展路径,可以优化选择合适的射孔参数。减小地应力差有助于降低裂缝起裂水压,同时可以使裂缝在扩展过程中沟通更大的有效储层。泊松比在临界荷载条件下对裂缝起裂特性产生显著影响,但是在高水压条件下对裂缝扩展路径无明显影响。敏感性分析表明,射孔倾角是影响压裂效果的关键性因素。对上述多因素的影响分析可以为定向射孔水力压裂设计与施工提供重要的参考依据。     

煤岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究

为了分析煤岩水力压裂裂缝扩展规律,采用真三维水力压裂物理模拟实验平台进行煤样真三轴水力压裂物理模拟实验,模拟不同地层应力、渐进角条件下煤样水力压裂过程。实验表明:天然裂隙和割理是影响煤岩裂缝扩展的重要因素,导致裂缝扩展规律复杂多样化;当水平应力差系数值kh1时,水力压裂裂缝趋于沿最大水平主应力方向扩展,当kh值1时,水力压裂裂缝趋于沿天然裂隙方向扩展,当kh值=1时,水力压裂裂缝扩展方向处于不定状态;渐近角对水力压裂裂缝扩展的影响程度总体上小于天然裂隙、割理和水平应力差,实验结果与煤矿井下压裂裂缝观测结果一致。     

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。     

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。     

页岩储层可压裂性影响因素及评价方法

可压裂性是页岩在水力压裂中具有能够被有效压裂的能力的性质,是页岩开发中最关键的评价参数,影响因素包括页岩脆性、天然裂缝、石英含量、成岩作用及其他因素,目前常利用页岩矿物组成或岩石力学参数来表征,难以全面反映页岩在水力压裂过程中的综合性质。采用极差变换和经验赋值方法将参数标准化,使用层次分析法确定不同因数对可压裂性影响的权重,使用标准化值与权重系数加权得到可压裂系数的数学模型可对页岩可压裂性进行定量评价。可压裂系数越大,页岩可压裂性越强。采用该模型计算渝东南地区渝页1井龙马溪组页岩可压裂系数为0.485 5,Barnett页岩可压裂系数为0.484 4,总体处于同一水平;同时,使用该模型将页岩可压裂性分为3个级别,可压裂系数在0.132 0~0.282 0的页岩可压裂性低,水力压裂效果不佳;可压裂系数在0.282 0~0.456 7的页岩可压裂性中等,水力压裂能够取得较好的效果;可压裂系数在0.456 7~0.784 0的页岩可压裂性高,是优质的可压裂层。水力压裂应选择可压裂系数大于0.360 7的页岩。     

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...     

上扬子地区下寒武统牛蹄塘组页岩储层脆性评价:以贵州岑巩区块为例

页岩的脆性决定页岩储层的可压裂性,对页岩气的勘探开发影响重大。南方地区发育多套高脆性海相富有机质页岩,是我国页岩气勘探部署的重要战略地区。与已获得页岩气突破的龙马溪组页岩相比,下寒武统牛蹄塘组具有更大的沉积厚度与更广泛的分布面积,是我国页岩气勘探开发亟待突破的另一重点层系。为此,利用研究区牛蹄塘组岩心岩石力学实验、阵列声波测井、矿物组分和裂缝发育程度等资料,运用弹性参数法与脆性矿物含量法对牛蹄塘组页岩脆性特征与主控因素进行评价与分析。研究表明:牛蹄塘组页岩脆性与以石英为主的脆性矿物含量间并非呈单一正相关关系。页岩脆性与可压裂性受控于页岩的脆性矿物含量、TOC含量、热演化程度(成岩阶段)和天然裂缝发育程度。由于石英与TOC含量具有正相关性,当TOC含量小于6.5%时,牛蹄塘组页岩脆性与石英和TOC含量呈正相关关系;当TOC含量大于6.5%时,TOC对塑性贡献速率大于石英对脆性贡献速率,页岩脆性随石英与TOC含量的增加出现降低趋势。此外,岩心裂缝发育程度与页岩岩石力学脆性特征相关性较好,在过高TOC含量层段页岩脆性较低,岩心裂缝发育程度较差。对于中国南方海相页岩脆性评价,应结合不同地区、不同层位的实际地质条件进行多因素综合评价,以优选出最佳钻井与压裂层段。     

基于PFC2D数值模拟的交替压裂中应力阴影效应研究

为了探究应力阴影效应对交替压裂中压裂间距选取的影响,基于优化后的颗粒流离散元流固耦合计算模型,模拟并分析了双初始水力裂缝下因应力阴影效应产生的诱导应力的分布情况,并与理论解析解进行对比,证明了该数值方法的合理性。在此基础上,分析了应力阴影效应在不同各向异性地应力场及初始压裂间距条件下对新水力裂缝的起裂压力及扩展形态的影响,研究结果表明：初始各向异性应力场不改变裂缝周边的应力场,不影响新水力裂缝的起裂压力;随着初始压裂间距的减小,应力阴影效应增强,新水力裂缝的起裂压力逐渐增加。初始水力裂缝间距与初始各向异性应力场共同影响新水力裂缝的扩展形态,随着初始水力裂缝间距或初始水平地应力场差异系数的增大,应力阴影对新水力裂缝的扩展方向的影响逐步减弱;初始水力裂缝对新水力裂缝的扩展有一定的限制作用,在一定程度上不利于形成复杂的裂缝网络。根据以上分析结果,对交替压裂中压裂间距的优化进行了定性的探讨。     

龙马溪组层状页岩微观非均质性及力学各向异性特征

层状页岩的微观非均质性及力学各向异性对研究井壁稳定以及水力裂缝扩展形态具有重要意义.为了向页岩优化钻井、压裂工艺参数提供一定的理论和试验依据,对沿不同角度取心的页岩试样开展单轴压缩实验,配合场发射扫描电镜、原子力显微镜观测实验和波速测试等,研究龙马溪组层状页岩微观非均质性及力学各向异性特征,并讨论这些物理力学特征对水力...     

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。     

CO2-水作用对层状页岩拉伸破坏影响的微观损伤研究

CO₂压裂页岩储层时CO₂-水作用损伤页岩微观结构,改变拉伸破坏特征与裂缝扩展模式。为研究CO₂-水影响层状页岩拉伸破坏的微观损伤原因,设计了矿物含量测定、扫描电镜观察与巴西劈裂试验,对CO₂-水作用前后龙马溪与长7段页岩试件的微观损伤、破坏特征与裂缝扩展进行研究。结果表明：CO₂-水对层理的微观损伤作用较基质显著,层理黏土矿物脱水而体积减小,有机质被萃取收缩,纹层内产生沿层理分布的大尺寸(长度为10～30μm,开度为1～5μm)微裂缝,基质碳酸盐、长石等矿物被溶蚀,产生随机分布的小尺寸(长度小于1μm,开度小于0.5μm)微裂纹;CO₂-水作用后页岩抗拉强度降低且各向异性增强,破坏模式变为拉剪混合破坏,垂直层理加载试件的剪切作用更强;CO₂-水作用后层理对裂缝扩展的影响更大,垂直层理加载裂缝延伸被层理限制,裂缝沿层理方向水平扩展,平行加载裂缝扩展轨迹受层理约束,裂缝仅在层理扩展。     

页岩压裂影响因素三维模型数值分析

不同影响因素对页岩水力压裂效果有不同的影响。基于三维数值计算模型介绍了水力压裂的典型过程,针对水平最小主应力、页岩的弹性模量和渗透系数对压裂的影响进行了分析。结果表明:随着水平最小主应力的增加,裂缝高度也随之增加;随着页岩的弹性模量增加,裂缝的高度随之降低;随着渗透系数的增加,裂缝高度也随之增加;随着压裂液的黏度系数提高,裂缝的高度降低。     

天然裂缝影响下的花岗岩水力裂缝扩展数值模拟

水力压裂技术是成功实现干热岩资源开发利用的重要手段之一,数值模拟技术能够精准预测水力裂缝扩展。针对典型花岗岩,借助黏性单元法,分别模拟了致密花岗岩和天然裂缝存在情况下的水力裂缝扩展特征,得出以下结论：致密花岗岩的水力裂缝形态单一,天然裂缝的存在增加了压裂后裂缝的复杂性;致密花岗岩水力裂缝拓展主要分为憋压和拓展两个交替往复的阶段,当存在天然裂隙时,水力压裂过程会变得复杂;天然裂缝存在时,水力裂缝的缝长和缝宽分别为致密花岗岩的5. 7倍和1. 7倍;缝网的形成需要借助复杂的压裂工艺实现。研究结果可以为增强型地热系统(EGS)储层水力刺激工作提供理论支持。     

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。