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页岩气体积压裂机理及水平井分段压裂技术

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页岩气开采 压裂技术 致密油藏
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1中国石油大学(北京)2014年05月28日页岩气体积压裂机理及水平井分段压裂技术2主主要要内内容容一、页岩气开发的特征及方式一、页岩气开发的特征及方式二、体积压裂的内涵二、体积压裂的内涵三、页岩气体积压裂的难点三、页岩气体积压裂的难点四、页岩气体积压裂机理四、页岩气体积压裂机理五、水平井多段压裂技术五、水平井多段压裂技术页岩气体积压裂机理及水平井分段压裂技术3主主要要内内容容一、页岩气开发的特征及方式一、页岩气开发的特征及方式二、体积压裂的内涵二、体积压裂的内涵三、页岩气体积压裂的难点三、页岩气体积压裂的难点四、页岩气体积压裂机理四、页岩气体积压裂机理五、水平井多段压裂技术五、水平井多段压裂技术页岩气体积压裂机理及水平井分段压裂技术4页岩盆地 平方英里 5,000 9,000 9,000 95,000 11,000 12,000 43,500深度 ,英尺6,500001,0000010,500004,000 006,000006000050000净厚度 ,英尺100 200 20002000%  % 40 3 10 立方英尺/吨30000 - 330 600000桶/天 无 无 无 无 无 5英亩 6000040 400原始天然气地质储量 ,万亿立方英尺327 52 717 1,500 23 76 160技术可采资源量 ,万亿立方英尺44 51 262 0 国已开发页岩气田的基本参数一、页岩气开发的特征及方式52、具有开发潜力页岩的特征参数由于页岩特性差别较大,几乎对于上述每单个参数,都能在它的界定值之外找到一些成功开发的案例。所以,上述特征值只能作为参考,而不能作为标准。>O)>08原始天然气地质储量>2%有机质含量(膨胀性>30 0%>0.5 0%矿物成分>06 %基质有效孔隙度<态)生气窗口以下深度>100 0%脱水效果要求值参数要求值参数一、页岩气开发的特征及方式63、页岩气与常规气藏开发方式的异同类型 渗透率常规气藏 >0.1 .1 般100 岩气藏井的类型 直井为主 水平井为主储层改造类型 酸化或酸压较多,也有压裂 一般只进行压裂压裂液 高粘交联冻胶为主 清水压裂液为主生产情况 产量较高且稳定,递减较慢 初期产量较高,递减速度很快一、页岩气开发的特征及方式74、页岩气与致密气藏开发方式的异同致密气藏 页岩气藏矿物组成 一般是砂岩储层,粘土较少 粘土成分含量较高,25%~45%气体组成 游离气 游离气和吸附气约各占1/2压裂液滤失 滤失较严重 滤失较少压裂液反排 反排率较高 反排率较低,5%~30%生产情况 产量递减相对较慢 产量递减较快,第一年超过60%相同点:以水平井开发为主,裂缝形态都是复杂的 裂缝网络 。不同点:一、页岩气开发的特征及方式85、页岩气与煤层气藏开发方式的异同相同点:两者都是以清水压裂为主,都存在吸附气和游离气。不同点:煤层气藏 页岩气藏储层深度 一般小于1000m 1000m~4000分利用割理 一般天然裂缝比较发育气体组成 游离气较少,以吸附气为主 游离气和吸附气约各占1/2井的类型垂直井、水平井、羽状水平井、有少量的垂直井压裂改造 一般只有直井进行压裂 直井、水平井都需要进行压裂开发工艺 排水降压开发气体 排气降压开发气体生产情况 压后1~2年出现产气高峰 压后的初期产量一般是最大产量一、页岩气开发的特征及方式96、井的类型2001年在已经成为页岩气开发的主要工艺技术。目前,垂直井一般用作探井,为水平井开发收集地质和开发资料。统计资料显示,、页岩气开发的特征及方式10– 套管固井射孔完井– 采用滑动套管的套管外封隔器完井– 采用衬管的膨胀封隔器完井– 无套管裸眼完井– 裸眼预置衬管或筛管完井不常用!最普遍!7、完井方式——配合压裂工艺一、页岩气开发的特征及方式11美国美国 999 ~2000 ~直井 +清水压裂清水压裂、重复压裂水平井 +清水压裂2006 ~水平井 +同步压裂7、完井方式——配合压裂工艺一、页岩气开发的特征及方式128、压裂液和支撑剂1. 气体压裂液2. 泡沫压裂液3. 交联冻胶压裂液4. 纤维压裂液5. 清水压裂液压裂液类型:石英砂、覆膜砂、轻质陶粒、超低密度支撑剂等粒径:20/40、40/70和100目支撑剂主要应用在水敏较强地层以及异常低压储层6. 混合压裂液(清水 +冻胶)目前主要的页岩气开发工艺!一、页岩气开发的特征及方式139、页岩气藏造缝原则(1)在地层中井底的主裂缝周围应该连通复杂裂缝;(2)井底的主裂缝应避免弯曲,减少滤失;(3)为压裂液在井底流动提供良好通道;(4)考虑天然裂缝的影响。一、页岩气开发的特征及方式14在岩气井投产后的第一年后,单井平均产量大约递减了55%~60%。在没有新进补充的情况下,整个气田产量会减少30%~35%。一、页岩气开发的特征及方式10、产量递减15• 果显示,这批井的第一年产量递减达到了85%。• 为了保持和提高气田总体产量,只能通过补充新井。一、页岩气开发的特征及方式10、产量递减16生产井的损失—— 垂直井直井损失10%的生产井所需的时间为70个月,而水平井损失10%的井所需的时间为40个月。一、页岩气开发的特征及方式10、产量递减171. 在目标盆地中划出生产测试区,进行多井 生产测试 。(五点或九点井网布井;泄流面积小于 80英亩;连续生产至少6~12个月)2. 从盆地物性较好的 核心地区 开始开发。(评价产能,不断优化开发方案)发面积向周边 非核心区的区块 扩展。一、页岩气开发的特征及方式11、开发程序及布井方式1811、开发程序及布井方式地区面积/平方英里估算最终储量 /亿立方英尺核心区 (548  (1)2254  (2)4122 岩气开发的特征及方式19主主要要内内容容一、页岩气开发的特征及方式一、页岩气开发的特征及方式二、体积压裂的内涵二、体积压裂的内涵三、页岩气体积压裂的难点三、页岩气体积压裂的难点四、页岩气体积压裂机理四、页岩气体积压裂机理五、水平井多段压裂技术五、水平井多段压裂技术页岩气体积压裂机理及水平井分段压裂技术201、体积压裂概念的提出在页岩气压裂裂缝监测和压后效果评估中发现存在和常规压裂不同之处,包括裂缝形态、压裂增产的机理、影响压裂效果的主控因素等。上世纪90年代滑溜水大型压裂在页岩的成功应用,以及微地震监测呈现的规模庞大的复杂裂缝形态,逐渐形成了体体积压裂积压裂的概念:认为对低渗致密储层压裂的目标是形成大规模的网状裂缝,增加储层基质向人工裂缝供油气能力,从而实现增产的效果。21体积压裂是指在水力压裂过程中,使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络,从而增加改造体积,实现人造“渗透率”,从而提高初始产量和最终采收率。体积压裂技术源于低孔、低渗且天然裂缝发育的页岩气藏开发的实践,是页岩气实现商业开发的首要技术;对于致密气藏、其他非常规气藏的开发具重要的借鉴意义。1、体积压裂概念的提出22常规压裂 增产理念主要是在压裂时抑制次生裂缝的扩展,主要形成一条主裂缝,产能主要来自主裂缝的高渗流能力。体积压裂 与常规压裂改造理念相反,压裂时通过各种工艺形成更多的裂缝、沟通更大的渗流区域,充分发挥主裂缝和天然裂缝增产优势。常规压裂裂缝形态 体积压裂裂缝形态1)体积压裂的理念1、体积压裂概念的提出23利用储层两个水平主应力差值与 裂缝延伸净压力关系,当裂缝延伸净压力 大于储层天然裂缝或胶结弱面张开所需临界压力,产 生分支缝或立体网状裂缝,最终形成以主裂缝为主干的纵横交错的 网状缝系统 。形成的网络裂缝,使裂缝壁面与储 层基质的接触面积最大,使得油气从 任意方向 基质向裂缝的渗流距离最短,极大地提高储层整体渗透率。2)体积压裂的定义1、体积压裂概念的提出24常规压裂:单一主缝网络裂缝树形网络裂缝单一主缝 网络裂缝 树形网络裂缝3、压裂 改造观念的转变1、体积压裂概念的提出25网络裂缝的三个尺度层次一、支撑裂缝二、自支撑裂缝三、毛细裂隙树形网络裂缝的分形分布3、压裂 改造观念的转变1、体积压裂概念的提出26实现大规模的压裂改造体积是成功的关键所在!实现大规模的压裂改造体积是成功的关键所在!06 裂 改造观念的转变1、体积压裂概念的提出27缝以复杂缝网形态扩展,打碎储层,实现人造 “渗透率 ”缝发生剪切破坏,错断、滑移。不是单一的张开型破坏层岩性具有显著的脆性特征,是实现体积改造的物质基础然裂缝及相互沟通状况,是实现体积改造的前提条件“分段多簇 ”射孔实施应力干扰是实现体积改造的技术关键2、页岩气体积压裂的内涵28平面对称双翼裂缝 非平面对称裂缝(弯曲缝、多裂缝)缝网压裂技术(经典理论下提出,隐含现代理论内涵)体积改造技术(现代理论)张开裂缝剪切裂缝缝以复杂缝网形态扩展,打碎储层,实现人造 “渗透率 ”2、页岩气体积压裂的内涵29‹ 内涵: 剪切缝是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移,岩层表面形成不规则或凹凸不平的几何形状,具有自我支撑特性的裂缝。‹ 条件: 当压力低于最小水平应力,产生剪切断裂。‹ 地质力学特性: 形成剪切缝的岩石具有较高的偏应力和强度,是不易发生塑性形变的脆性岩石(杨氏模量高,泊松比低),富含强度较低的岩石结构或天然裂缝。‹ 剪切裂缝在径向上更为发育。剪切扩张机理图示‹2、剪切缝作用机理„致密气藏 ——清水压裂、低浓度支撑剂„1、基础实验成为新理念的重要支撑缝发生剪切破坏,错断、滑移。不是单一的张开型破坏2、页岩气体积压裂的内涵30• 碳酸盐矿物 粘土矿物 其中粘土矿物成分不含蒙脱石,以伊 /蒙混层为主。北美不同区域页岩地层矿物组分(%)层岩性具有显著的脆性特征,是实现体积改造的物质基础北美页岩数据库的矿物三角图表明‹ 1区 脆性页岩 富含石英‹ 2区 脆性页岩 富含碳酸盐‹ 3、4区 塑性页岩 富含泥质 压裂困难易形成缝网2、页岩气体积压裂的内涵31裂缝=天然气储集空间及渗流通道简单裂缝 复杂裂缝异常复杂裂缝难成为有效储层然裂缝及相互沟通状况,是实现体积改造的前提条件„内涵的延伸‹储层的岩石力学特性是确定压裂是否能够形成体积改造的关键‹天然裂缝发育状况,是否产生复杂网状缝,是实施体积改造的基础研究表明:K≤ 1缝网络对产能极限贡献率在 10%左右K≤ 缝网络对产能极限贡献在 40%左右K≤ 络对产能极限贡献在 80%左右裂缝网络对提高致密气、页岩气的产能至关重要2、页岩气体积压裂的内涵32敲击不产生裂缝敲击产生网状缝破碎且水平层理发育体积改造的最美诠释2、页岩气体积压裂的内涵33“分段多簇 ”射孔实施应力干扰是实现体积改造的技术关键„常规水平井分段压裂: 研究段间距的优化,采用单段射孔,单段压裂模式,避免缝间干扰„体积改造: 优化段间距,采用“分段多簇”射孔,多段一起压裂模式,利用缝间干扰,促使裂缝转向,产生复杂缝网2、页岩气体积压裂的内涵34(1)天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,形成 天然裂缝与人工裂缝相互交错 的裂缝网络,将可以渗流的有效储层打碎,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大。3、页岩气体积压裂的模式35(2)在有限井段内 增加水力裂缝条数 ,这些裂缝累积控制的泄流面积随着裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等因素变化而变化。3、页岩气体积压裂的模式36(3)利用储层两向水平应力差值与裂缝延伸净压力的关系,实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石抗张强度之和(即两次破裂压力之差),形成以 主缝和分支裂缝相组合 的网络裂缝。3、页岩气体积压裂的模式37(1)技术特点一:大液量、大排量、大砂量、小粒径、低砂比4、页岩气体积压裂的特点38(2)技术特点二:液体粘度越低,越容易实现体积改造4、、阻流量高达500万方含裂缝砂岩长城钻探苏53口水平井稳定日产气26000方,是目前国内产气量最高页岩气井页岩气中石油西南油气宁201日产油90吨,累计增油12万吨裂缝性灰岩中石化西北局京)有限公司备注压后产量岩性所属油田井号单位(3)技术特点三:压后产量高、稳产时间长。4、页岩气体积压裂的特点40主主要要内内容容一、页岩气开发的特征及方式一、页岩气开发的特征及方式二、体积压裂的内涵二、体积压裂的内涵三、页岩气体积压裂的难点三、页岩气体积压裂的难点四、页岩气体积压裂机理四、页岩气体积压裂机理五、水平井多段压裂技术五、水平井多段压裂技术页岩气体积压裂机理及水平井分段压裂技术41in 岩气藏开发技术页岩气藏开发技术三、页岩气体积压裂的难点42 地球物理学• 地质力学• 裂缝监测技术• 裂缝扩展模型• 油藏数值模拟• 压裂方案设计• 小型压裂测试• 压后诊断分析三、页岩气体积压裂的难点43水力压裂是改善储层裂缝系统,增加渗透通道的最有效方法;对于渗透率低、孔隙小、微裂缝宽度窄的页岩基质伤害小,增产效果明显。右。目前 90%以上页岩气井压裂后投产。1清水压裂2多级压裂3同步压裂4重复压裂5水力喷射压裂三、页岩气体积压裂的难点44难点问题体积压裂的增产机理?裂缝起裂和扩展机理增产机理主控因素数值模型的有效模拟和预测?复杂裂缝的几何形态预测十分困难低渗储层的油气渗流规律的复杂多变工艺实施如何实现? ——优化设计压裂材料(压裂液、支撑剂)的优选压裂工艺的优化压裂施工的动态监测难点一难点一难点二难点二难点三难点三45对天然裂缝发育的储层进行水力压裂时,由于天然裂缝的抗张强度小于岩石的抗张强度,当净压力大于储层天然裂缝或弱胶结面张开所需要的临界压力时,天然裂缝有可能优先开启并相互连通,导致人工裂缝转向或穿透天然裂缝扩展。天然裂缝和人工裂缝交错分布,形成了网状裂缝的形态。• 净压力• 水平主应力差值(水平最小、最大主应力)• 天然裂缝与人工裂缝夹角• 储层的岩性(杨氏模量、脆度)• 基质渗透率• 人工裂缝密度(间距)• 天然裂缝密度(间距)主要影响因素主要影响因素难点一:体积压裂的增产机理1、裂缝的起裂与扩展46拟净压力系数法2009)针对压裂时多裂缝的同时延伸和它们与天然裂缝之间的相互作用,采用边界元法进行研究,提出了采用净压力系数 拟净压力系数积压裂的增产机理1、裂缝的起裂与扩展47n=500000%净压力大小的应力无天然裂缝储层厚度 1005积压裂的增产机理1、裂缝的起裂与扩展48能形成较好的缝网5人工裂缝不连接天然裂缝,缝网不发育1人工裂缝不与天然裂缝连接,不能形成缝网50°人工裂缝不与天然裂缝连接,不能形成缝网25°缝网有一定的延伸2多裂缝形成了明显的缝网590°裂缝形态 5°  5° 考虑天然裂缝的情况考虑天然裂缝的情况直井水平井 n=1  n=5 n=1  n=5 n=1  n=5难点一:体积压裂的增产机理1、裂缝的起裂与扩展• 裂缝间距对裂缝的扩展速度和延伸方向均有影响。裂缝间距小( 25m),缝间干扰更强烈,内部裂缝呈现非平面扩 展。位于外部的裂缝由于单面受限所以扩展最远;而内部裂缝的开启和 由此改变了应力状态 和局部主应力方向,导致扩展路径的改变;裂缝路径的弯曲程度取决于净 压力、应力差和裂缝间距,间距小、净压力高易于产生更多弯曲裂缝。49无论水平应力差多大,天然裂缝 都不会张开,改变原有的延伸路径,人工裂缝直接穿过天然裂 缝向前延伸,不具有形成缝网的条件。>60º在水平低应力差情况下,天然裂 缝会张开,具有形成缝网的条件,而在高应力差情况下天然裂 缝将不会张开,人工裂缝直接穿过天然裂缝向前延伸,不具有形成缝网的条件30º~ 60º无论水平应力差多大,天然裂缝 都会张开,改变原有的延伸路径,为形成缝网创造了条件。1 这种多级渗透率条件造成了页岩气藏开发过程中复杂的渗流模式。现有的超细孔隙微观流动研究表明,“纳达西”渗流条件下只有几个气体分子同时通过孔道,流动不满足“壁面无滑脱”速度边界条件,不能应用常规的达西定律描述气体流动,这时的气体流动主要由基质到孔隙得气体扩散作用控制;在一些储层的高渗区,如果渗透率达到微达西以上数量级,气体流动则遵从达西定律;另外,在近井区域的高渗透裂缝网络中,气体流动为高速非达西流动模式。难点二:数值模型的有效模拟及预测61裂缝扩展模型 非常规模型 线网模型产能预测模型 双重介质模型 离散裂缝模型数值模型的关键问题是复杂的裂缝形态和多种渗流方式的模拟!难点二:数值模型的有效模拟及预测62微地震+地应力平面缝网状缝明一口水平井多级压裂中,平面缝和网状裂缝均存在!难点二:数值模型的有效模拟及预测631、、网裂缝扩展模型线网裂缝扩展模型过将该椭球体划分为数条正交的水平、垂直均匀截面来描述高渗裂缝。裂缝压裂液注入线网模型计算时应用岩石力学方法考虑了压裂过程中裂缝椭球体的实时扩展,考虑了施工参数的影响,并计算了支撑剂在裂缝中的分布情况。线网的 不足之处在于: 一是它必须将油藏改造区域近似为沿井筒对称的椭球体,不能模拟不规则的裂缝形态;二是没有建立判断准则,直接认为天然裂缝与人工裂缝相连接;三是没有考虑人工裂缝之间的相互干扰;四是裂缝间距和改造体积由微地震监测结果确定,仅限于本段压裂施工模拟,计算结果不具有普适性。642、、数值模型,能够模拟天然裂缝和人工裂缝之间的相互作用,建立了裂缝端部扩展准则,考虑了压裂液的一维流动、支撑剂的输送和裂缝宽度的弹性变形,通过计算应力阴影考虑相邻人工裂缝间的相互作用;采用三层模型模拟支撑剂输送(支撑剂、混砂液和压裂液)。模拟认为裂缝内的净压力、摩擦系数和应力非均质是影响缝网复杂程度的主要参数。压裂液注入压裂液混砂液支撑剂天然裂缝65非常规模型比线网模型提供了一种更为 精确预测裂缝分布、几何形态和支撑剂分布的方法,充分考虑了储 层岩石力学性质以及不规则的裂缝形态,有助于更好的了解天然裂缝对于 预想的人工裂缝几何形状和对产能的影响,模型的计算结果可以通过微地震监测进行校正。 非常规模型的主要问题在于: 一是天然裂缝的分布依赖于离散裂缝地质建模的结果;二是人工裂缝的模型依赖于计算参数的精确性。2、、建立的基础是根据大量脆性岩石天然裂缝(裂隙、节理)发育的野外露头观察获得的思路,以及002)提出的复杂裂缝形态理论。3、产能预测模型、产能预测模型67离散裂缝模型三维模型 —线网模型 ( 二维模型 —分离裂缝模型( 状裂缝网状裂缝68多裂缝模型首先根据霍夫(缝识别技术,确认裂缝面和裂缝数量;结合成像测井确定的裂缝方 位,建立裂缝分布模型;依据微地震监测的结果,确定裂缝平面扩展面积 和高度增长情况。将形成的裂缝分布模型进行网格粗化,简化为气藏数值模拟模型。平面缝平面缝离散裂缝模型69双重介质模型双重介质模型建立的基础是天然裂缝性储层 离散裂缝地质建模 (现了对裂缝系统从几何形态直到其渗流行为的逼真细致而有效的描述)以及 双重孔隙介质模型 。双重介质模型缺点是不能模拟流体流动早期的状态,因为该模型默认为流体流动为简单的稳态流动;并且最终采收率受到为双重介质模型中流体在页岩基质孔隙中不流动,所以及没有考虑各向异性和非均值等问题。离散裂缝地质建模三重介质模型双重介质模型701、压裂材料的优选页岩气井压裂使用的压裂液主要有氮气泡沫、凝胶和滑溜水。滑溜水压裂液可以在不减产的前提下节约30% 的成本,在很多低渗透致密气、页岩气、煤层气藏储层改造中取得很好的效果。目前还有液化凝胶、二氧化碳泡沫、液化天然气和表面活性剂压裂液等实验性研究。粘土含量较高的页岩选择滑溜水和凝胶混合压裂方式1500合采用氮气泡沫压裂液1500~ 3000m)的采用清水压裂液。难点三:体积压裂优化设计71压裂充填液冻胶冻胶泡沫泡沫线性凝胶混合型滑溜水利用岩石力学确定脆度利用岩石力学确定脆度利用脆度进行施工设计利用脆度进行施工设计杨氏模量泊松比脆度脆性岩石脆性岩石塑性岩石塑性岩石1、压裂材料的优选难点三:体积压裂优化设计72滑溜水作用机理:① 减少压裂液的粘度以增加压裂液向这些裂缝中的滤失,从而扩大了流动通道。② 由于粘度低、注入速度高,清水压裂液能产生比传统交联冻胶压裂液更加复杂的裂缝形态。③ 压裂液黏度越低,缝内压力变化越小。④ 清水压裂产生的裂缝比凝胶压裂产生的裂缝要窄,但是由于裂缝中的支撑剂是以沙丘的形式运移的,所以当施工压力卸掉的时候,支撑剂支撑的部分不会闭合或者缝宽降低很多。1、压裂材料的优选难点三:体积压裂优化设计73成岩作用挤压破碎固化树脂覆膜砂和超轻陶粒的比较00目、40/70目、20/40目)的砂或陶粒,目前逐步向超轻陶粒、固化树脂覆膜砂和铝矾土支撑剂方向发展。1、压裂材料的优选难点三:体积压裂优化设计74一是工艺技术的实现。包括长距离多分枝水平井、超致密分段压裂改造等技术的成功实践。二是施工程序的优化。例如为实现目标的压裂规模同时保证足够的流动空间,可以先泵注低浓度的支撑剂以获得设定规模的缝网体积,然后泵注高浓度的支撑剂来提高导流能力。三是压裂液的返排。目前压裂液返排率为10%~50%,返排时间较长达数周以上。四是大量返排液的处理和再利用。2、施工工艺的优化难点三:体积压裂优化设计75裂缝监测是体积压裂技术的重要部分,获得准确的裂缝形成图像,更好的了解裂缝增长的不同方面包括方位、长度、高度和裂缝通道等。目前主要的方法是微地震监测、地面和井下测斜仪监测。微地震监测是主要的方法,其主要问题在于只能监测水力裂缝大致的形态和规模,但实际地层中裂缝网络密度及裂缝表面积可能是监测到的“微地震线”的10到100倍。需要建立体积压裂的压后诊断技术,已辅助微地震监测、数值模拟的结果,从多方面进行验证和对比分析。测斜仪监测微地震监测3、裂缝监测技术难点三:体积压裂优化设计76主主要要内内容容一、页岩气开发的特征及方式一、页岩气开发的特征及方式二、体积压裂的内涵二、体积压裂的内涵三、页岩气体积压裂的难点三、页岩气体积压裂的难点四、页岩气体积压裂机理四、页岩气体积压裂机理五、水平井多段压裂技术五、水平井多段压裂技术页岩气体积压裂机理及水平井分段压裂技术771、评价页岩压裂形成缝网能力的方法、评价页岩压裂形成缝网能力的方法• 综合体现岩石 脆性 、 硬度 和 天然裂缝系统 ( 沉积层理 )特征;• 简单有效 ,有利于现场应用;• 选用 全直径 或 不规则露头 岩芯,采用 无声破碎剂 致裂。出了用杨氏模量和泊松比来计算脆性指数的方法。((8*100((*100             2式中:04级0脆性很强2 4025脆性很强2 15+ −−⎢⎥⎣⎦θ天然裂缝或弱胶结面水力裂缝σ  )2θ−>−() h =−−−874、水平井多级多簇压裂裂缝扩展规律z 裂缝扩展模型• 裂缝内压裂液流动方程312 ∂∇⋅ ∇ + =⎜⎟∂⎝⎠=• 应力平衡方程,,,01()2ij j i j j ==+• 裂缝面表征(2) (1)(2) (1)(2) (1)00−⎛⎞⎛ ⎞=⎜⎟⎜⎟⎜ ⎟−⎝⎠⎝ ⎠⎝⎠=−• 裂缝扩展准则1 − >0ϕσ′>+9 张性裂缝:最大拉应力准则9 剪切破坏:摩尔库伦准则基于连续介质离散元的裂缝断裂弹簧  块体单元  块体单元  裂缝单元裂缝面 1 裂缝面 2 节点   水平地应力差(Δσ)‡ 天然裂缝性质(角度θ、强度和渗透率 数据来源: 982; 987; 008; 010)9 室内压裂实验水平裂缝天然裂缝穿过转向偏移水力裂缝¾ 在页岩气储层中,水力裂缝诱导天然裂缝剪切滑移或开启是复杂裂缝形成的前提¾ 室内压裂实验表明: 水平应力差≤4 天然裂缝角度≤30° 是天然裂缝开启的最有利条件单条天然裂缝开启条件 = 体积裂缝形成条件 ?体积裂缝的扩展规律及主控因素 —天然裂缝开启条件分析天然裂缝开启条件分析89¾ 天然裂缝 15°010然裂缝均开启,水平应力差没影响,充填性质影响较小¾ 天然裂缝 30°10¾ Δσ≤ 3天然裂缝均开启,充填性质影响较小¾ Δσ≥ 5天然裂缝很难开启¾ 3<Δσ< 5填性质影响较大体积裂缝的扩展规律及主控因素 —天然裂缝开启条件分析天然裂缝开启条件分析90体积裂缝的扩展规律及主控因素 —天然裂缝开启条件分析天然裂缝开启条件分析¾ 天然裂缝 45°¾ 天然裂缝 60°1041004=310¾ 天然裂缝 75°=21001100σ≤ 3天然裂缝均开启,充填性质影响较小Δσ> 2天然裂缝很难开启Δσ> 1天然裂缝很难开启91页岩体积裂缝的扩展规律及主控因素z 地质因素‡ 水平地应力差‡ 脆性(杨氏模量)‡ 基质渗透率‡ 天然裂缝性质(角度、强度、密度)z 工程因素‡ 施工排量‡ 净压力‡ 压裂液粘度‡ 射孔簇数量和间距925 Paz 水平应力差影响 ——大于 5z 水平应力差影响 ——大于大于 5720560064656078性破坏(水力裂缝) 红色—剪切破坏(天然裂缝)z 岩石破坏模式:天然裂缝面主要发生剪切破坏95z 页岩脆性影响 ——杨氏模量小于杨氏模量小于 20易于网络裂缝形成,不易于网络裂缝形成E=10=200z 基质渗透率影响—— 基质渗透率对裂缝复杂性影响较小?基质渗透率对裂缝复杂性影响较小? 宽 长度•角度•强度•线密度 计算区域面积然裂缝的总长度线密度 m2z 天然裂缝密度影响 —— 天然裂缝密度增加裂缝网络复杂性显著增加天然裂缝密度增加裂缝网络复杂性显著增加(蒙特卡洛随机抽样法或地质统计数据)98z 天然裂缝角度影响 —— 天然裂缝与最大水平主应力方向夹角天然裂缝与最大水平主应力方向夹角0~30° 30 ~ 45°45 ~ 60° 60 ~ 90°天然裂缝表征:•长度•角度•强度•线密度 计算区域面积然裂缝的总长度线密度 z 天然裂缝角度0~30°30 ~ 45°45 ~ 60°60 ~ 90°100z 天然裂缝角度影响— 天然裂缝发育方向对改造区域的形状影响显著天然裂缝发育方向对改造区域的形状影响显著短轴 100 64 06 95 14 58 19 05 z 天然裂缝强度影响— 0~30°° ,强度增大,裂缝复杂性变化不明显,充填性质影响弱,强度增大,裂缝复杂性变化不明显,充填性质影响弱抗拉强度     z 天然裂缝强度影响— 45~60°° ,强度增大,分支裂缝减少,充填性质影响显著,强度增大,分支裂缝减少,充填性质影响显著抗拉强度     z 施工排量影响—— 高排量有易于提高裂缝复杂性高排量有易于提高裂缝复杂性315 /  6 16 06 m长

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