共查询到17条相似文献，搜索用时 187 毫秒
1.
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。 相似文献
2.
水力压裂作为一种改造储层渗透性、压裂增产的技术,对页岩气开采具有重要意义。为研究射孔附近水力压裂过程中页岩各向异性特征对破裂压力及裂缝扩展的影响规律,开展了单轴试验条件下不同层理角度的页岩水力压裂试验。研究表明:页岩的破裂压力存在明显的各向异性,破裂压力随层理角度的分布曲线呈U型分布,其中0°和90°破裂压力最大,30°最小;页岩的破裂形态主要有两种,一种为沿着最大主应力方向即竖直方向起裂并延伸,另一种模式为裂缝先沿着最大主应力方向起裂并延伸,延伸过程中直接穿过层理面,随后渐渐转向为沿层理面方向扩展;破裂机制则包括拉张破坏和拉张剪切混合破坏。研究结果对于深入了解页岩裂缝起裂和延伸机理、水力压裂施工设计等具有重要的意义。 相似文献
3.
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。 相似文献
4.
5.
定面射孔技术是为了提高体积压裂改造效果而提出的一种新的射孔方案。根据岩石力学及流-固耦合理论,建立了定面射孔地层的三维弹塑性流固-耦合地应力模型,采用数值方法进行求解,结合最大拉应力准则,研究了定面射孔水力裂缝的起裂规律。经过大量计算发现：定面射孔条件下,裂缝首先在射孔面内的射孔眼起裂,然后射孔眼相互贯通而形成扇形裂缝面,增大了水力裂缝的波及体积及井筒的连通性;同一平面内两侧孔眼在中间孔眼上产生的附加应力降低了Y方向主应力而增大了X方向和Z方向主应力,导致正断层采用定面射孔时,起裂压力较大,起裂压力随射孔方位角的增大而降低,只有当射孔方位角大于60°时,定面射孔起裂压力低于螺旋射孔起裂压力;对于逆断层,射孔方位角越小,起裂压力越低,且均低于螺旋射孔起裂压力;减小射孔间夹角、增大射孔直径及深度均可降低起裂压力。 相似文献
6.
井筒与油藏耦合的压裂水平井非稳态产能计算模型 总被引：1，自引：0，他引：1
为了准确预测压裂水平井的产量,综合考虑流体在储层、井壁、压裂裂缝、射孔孔眼以及水平井筒中的流动过程,根据势叠加原理,建立了考虑射孔孔眼、压裂裂缝生产干扰作用下的井筒、油藏耦合压裂水平井非稳态产能计算模型。结果表明:只考虑裂缝生产与裂缝、孔眼同时生产时的水平井产量在生产初期差别较大,生产后期差别变小;由于裂缝、孔眼的干扰,水平井筒两端裂缝的产量高于中间裂缝的产量;由于井筒摩阻作用,关于水平井筒中心对称的裂缝流量不相等;随着裂缝长度增加,裂缝、射孔孔眼、水平井产量增大;随着裂缝导流能力增加,裂缝产量增大,射孔孔眼产量降低,水平井产量增大;射孔段越长,孔眼与裂缝的干扰愈强,单个孔眼的产量降低,但由于射孔数增加,水平井产量增大;射孔深度增加,压裂水平井产量增加。 相似文献
7.
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。 相似文献
8.
岩石力学性质及地应力等地质力学参数是进行储层压裂改造的基础数据,影响着整个压裂设计的准确性。由于页岩层理发育及矿物组成的复杂性、页岩力学性质的横观各向同性,所以基于传统力学模型获取的压裂参数设计将丧失意义。以横向各向同性模型体现层理发育页岩储层的力学性质,通过简化的横纵弹性模量和泊松比可以较好地表达出页岩的横观各向同性,并总结了横观各向同性地应力解释方法。基于上述理论,应用商业化水力压裂数模软件对四川盆地某层理页岩储层进行了压裂设计,比较了基于横观各向同性模型与传统模型解释力学参数差异,非常规储层动静态力学参数转换,同时通过改变射孔位置研究了起裂点对裂缝形态的影响。研究发现,横观各向同性解释的杨氏模量、地应力要略高于传统方法,同时横观各向同性解释的地层地应力差较小,所以受不同射孔位置的变化对裂缝几何的形态影响要远远高于各向同性模型模拟的结果,特别是缝高变化更为明显。同时数据表明,在高应力区射孔将形成更为狭窄缝宽的水力裂缝,这会严重影响后续支撑剂的进入,以上结论将为提高页岩储层的压裂设计精确性给予重要帮助。 相似文献
9.
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。 相似文献
10.
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。 相似文献
11.
储层岩体中的天然结构面对水力压裂缝网改造具有重要的影响。本文采用真实破裂过程分析软件RFPA2D-Flow,在考虑岩体非均质性和岩体渗流-应力-损伤破裂特性的基础上,对不同尺度天然结构面影响的水力压裂裂缝扩展与演化行为进行了模拟分析和讨论,研究结果表明:（1）当水力裂缝遇天然非闭合裂隙时,在水力裂缝靠近非闭合裂隙区间形成拉张应力区,水力裂缝与区间非闭合裂隙间微元体累进性张拉破坏是导致水力裂缝与非闭合裂隙贯通的主要机制;（2）层理等优势结构对水力压裂裂缝扩展及缝网形态影响十分显著,当最大主应力方向与层理面走向小角度相交时,层理结构面对水力裂隙的扩展起主要作用,当最大主应力方向与层理面走向大角度相交时,最大主压应力与层理面共同对缝网扩展起主导作用,随着优势结构面的增多和差应力的增大,水力压裂形成的缝网范围和复杂性程度随之增大;（3）储层水力压裂是一种局部范围内的短暂动力扰动过程,尽管断层的存在可以极大地影响水力裂缝的扩展模式,增大水力裂隙扩展高度,但相比于储层埋深,水力压裂对断层封闭性的破坏范围和断层活动性的扰动程度十分有限。 相似文献
12.
The multi-stage fracturing in horizontal well is a common technique for shale gas reservoir exploitation, in which cluster spacing governs the fracturing performance. Undersized cluster spacing might make the stimulated reservoir volume (SRV), activated by the respective hydraulic fracture, excessively overlap with each other, while oversized cluster spacing might leave a large unstimulated volume between neighboring hydraulic fractures; in either case, fracturing would be inefficient. Previous design of cluster spacing has failed to maximize the SRV due to the absence of a dynamic SRV evaluation model. A numerical model of SRV evaluation in shale reservoir was established by integrating four main modules, including fracture propagation, reservoir pressure distribution, formation stress distribution, and natural fracture failure criterion. Then, a method to optimize cluster spacing was developed with the goal of maximizing SRV. In order to validate this method, it was applied in Fuling shale gas reservoir in Southwest China to determine the optimal cluster spacing. The sensitivity of key parameters on the optimal cluster spacing has been analyzed. This research proposed a compelling cluster spacing optimization method, which could reduce the uncertainty in cluster spacing design, and provides some new insights on the optimal design of multi-stage fracturing in horizontal shale gas well. 相似文献
13.
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有限。基于显微镜观察构建的裂缝模型计算出的结果能够较好地符合场地实际,为深层水力压裂设计和施工提供参考。 相似文献
14.
Yongquan Hu Zhiqiang Li Jinzhou Zhao Zhengwu Tao Pan Gao 《Environmental Earth Sciences》2017,76(15):546
The ultra-low-permeability shale gas reservoir has a lot of well-developed natural fractures. It has been proven that hydraulic fracture growth pattern is usually a complex network fracture rather than conventional single planar fractures by micro-seismic monitoring, which can be explained as the shear and tensile failure of natural fractures or creation of new cracks due to the increase in reservoir pore pressure caused by fluid injection during the process of hydraulic fracturing. In order to simulate the network fracture growth, a mathematical model was established based on full tensor permeability, continuum method and fluid mass conservation equation. Firstly, the governing equation of fluid diffusivity based on permeability tensor was solved to obtain the reservoir pressure distribution. Then Mohr–Coulomb shear failure criterion and tensile failure criterion were used to decide whether the rock failed or not in any block on the basis of the calculated reservoir pressure. The grid-block permeability was modified according to the change of fracture aperture once any type of rock failure criterion was met within a grid block. Finally, the stimulated reservoir volume (SRV) zone was represented by an enhancement permeability zone. After calibrating the numerical solution of the model with the field micro-seismic information, a sensitivity study was performed to analyze the effects of some factors including initial reservoir pressure, injection fluid volume, natural fracture azimuth angle and horizontal stress difference on the SRV (shape, size, bandwidth and length). The results show that the SRV size increases with the increasing initial pore reservoir and injection fluid volume, but decreases with the increase in the horizontal principal stress difference and natural fracture azimuth angle. The SRV shape is always similar for different initial pore reservoir and injection fluid volume. The SRV is observed to become shorter in length and wider in bandwidth with the decrease in natural fracture azimuth angle and horizontal principal stress difference. 相似文献
15.
页岩气的工业化开发要求对致密储层进行体积压裂改造,水平井多级分段压裂技术是成功开发页岩气藏的关键技术之一。页岩储层在地应力与致裂压力联合作用下突破页岩基质,沟通天然裂隙等弱结构面,形成高导流能力缝网系统,页岩储层中赋存的游离气和吸附气得以释放,提高了页岩气井的初始产量和最终采收率。根据渝东地区页岩储层工程地质特征,结合渝页A-2HF井、渝页B-2HF井矿场压裂施工数据,探索适用于渝东地区的页岩储层压裂工艺技术,结果表明,采用前置盐酸处理储层保持近井带导流能力,能够保障后续大排量施工压力窗口;低砂比粉砂段塞多级降滤实现“控近扩远”,增加储层改造体积;压力异常层段胶液前置充分造缝,可为后续滑溜水携带支撑剂进入地层创造有利条件。 相似文献
16.
射孔作为井筒与储层之间的液流通道,是水力压裂过程中的重要可控性参数。为研究水平井射孔-近井筒破裂机制,采用岩层变形-流体渗流方程描述应力状态变化,应用连续损伤破裂单元表征三维破裂位置与形态演化,并开发有限元求解程序模拟分析了射孔对水平井初始破裂压力、破裂位置及近井筒裂缝复杂性的调控作用。通过与解析模型及射孔压裂物理模型试验结果对比,验证了模型及有限元程序的有效性;水平井破裂压力数值分析结果与现场测试数据吻合较好。研究表明：射孔可调控水平井破裂压力与初始破裂位置,同时对近井筒区域裂缝扩展形态影响显著。通过优化射孔参数可以引导初始破裂向最优破裂面扩展、有效降低破裂压力,减小由于螺旋射孔空间排布引起的水平井近井筒裂缝迂曲与复杂程度,提高致密油气藏压裂改造效果。 相似文献