王39-0211井压裂裂缝监测
长庆油田
王39-0211井压裂裂缝监测解释报告
井别：采油井
现场施工：张杰
解释：张博
审核：
西安华中石油科技有限公司
二○一〇年八月
王39-0211井压裂裂缝监测
前言
压裂裂缝监测有多种方法：示踪剂方法、电位法、地倾斜方法等等。微地震裂缝监测方法能够实现实时监测，控制范围大，适应面广，近年来在国际上是应用最多的一种监测方法。微地震人工裂缝监测能够即时得到裂缝的长度、方位、高度和产状，这对于确定油水井的驱替模式和井位布置、优化井网、确定二次/三次采油和压裂处理的潜在区域等具有积极指导作用，同时能够根据油藏特性和经济条件优化最佳的实际裂缝长度、根据作业能力、储层裂缝扩展特征确定最佳的井间行距和布井密度，因此该方法在各油田得到了广泛的推广。
压裂裂缝监测解释结果完全依据现场监测资料，可以定量给出裂缝方位、最大高度、最大长度及倾向。在能够部署全包络网络的情况下，裂缝方位误差小于8°，长度误差小于15%，高度误差小于30%，倾向误差小于5°。
2010年8月8日我们监测了王39-0211井的水力压裂过程，该井压裂层位为长611-2，压裂深度为1434-1441.5米，压裂层段中部深度对应垂深为1227米。
1．王39-0211井人工裂缝监测结果
王39-0211井位移较大，因此在实际监测施工时，我们围绕压裂层段中深点在地面的投影部署监测台网，实际台站的坐标如表1-1所示。
表1-1.王39-0211井监测台站的坐标
图1-1.
王39-0211井监测结果平面图
图1-1中，每个格的尺寸为100米；水平轴东西向，向东为正；竖直轴沿南北向，向北为正。从实测平面图可以看出，主裂缝条带走向为北东向；西翼裂缝左旋明显。过井口存在一条北西西接近东西向的支缝；东翼裂缝远端有较小支缝存在。
表1-2. 王39-0211井人工裂缝监测结果参数表
表1-2是依据现场数据的后分析结果。尺度是最大尺度；方位是所有微地震点的统
计方位。高度数据的上侧是裂缝面上沿深度，下侧是裂缝面下沿深度。
图1-2. 王39-0211井监测结果的人工裂缝高度
图1-2表示裂缝高度随长度的变化。由图1-2可见，裂缝高度比较平稳且层次分明，上部裂缝微震信号密度大，从延伸长度和高度上都大于下部裂缝。两翼裂缝不对称，东翼较长。
图1-3.王39-0211井压裂的人工裂缝倾向
图1-3是沿人工裂缝走向，从西南向东北看的投影图，表示裂缝面倾向，此图应该和图1-6对比分析，图1-6给出的倾角为2度，由图1-3可以看出，裂缝面上部存在两个方向的倾斜，平均裂缝面倾向比较东南。
图1-4.王39-0211井压裂置信度75%时的裂缝半高度
图1-5.王39-0211井压裂置信度75%时的裂缝半长度
图1-6.王39-0211井压裂置信度75%时的裂缝面监测倾角
2. 王39-0211井人工裂缝监测结果分析
监测结果表明,王39-0211井压裂人工裂缝统计方位北东54°。从实测平面图可以看出，主裂缝条带走向为北东向；西翼裂缝左旋明显。过井口存在一条北西西接近东西向的支缝；东翼裂缝远端有较小支缝存在。
由图1-2可见，裂缝高度比较平稳且层次分明，上部裂缝微震信号密度大，从延伸长度和高度上都大于下部裂缝。两翼裂缝不对称，东翼较长。
由图1-3、图1-6可见，裂缝倾角为2度，由图1-3可以看出，裂缝面上部存在两个方向的倾斜，平均裂缝面倾向比较东南。
受监测原理限制，我们无法判断加砂裂缝的尺度，表2-1给出的裂缝尺度是进水裂缝尺度，进水裂缝尺度是监测裂缝尺度的三分之二。
表2-1. 王39-0211井人工裂缝监测结果
HAL压裂裂缝监测技术说明
哈里伯顿压裂裂缝微地震监测说明 2015年4月
1.微地震数据采集方式 井下微地震裂缝监测理论源于研究天然地震的地震学，主要为利用在水力压裂过程中储层岩石被破坏会产生岩石的错动（微地震）来监测裂缝形态的技术。井下微地震监测法将三分量地震检波器（图1）,以大级距的排列方式，多级布放在压裂井旁的一个或多个邻井的井底中（图2）。三分量微地震检波器在压裂井的邻井有两种放置方式：一种是放置在邻井中的压裂目的层以上，用于邻井压裂目的层已射孔生产情况，由于收集微地震信号的检波器非常灵敏；为防止监测井内的液体流动对监测造成井内噪音，必须在射孔段之上下入桥塞封隔储层，然后将检波器仪器串下入到桥塞之上的位置。另一种方法是将检波器放置在邻井中的压裂目的层位置上，这种情况检波器和水力裂缝都位于相同的深度和储层，此时声波传播距离最近、需要穿过的储层最少，属于最佳的观测位置，这种方式用于邻井的目的层未实施射孔生产的情况。 图1 三分量地震检波器
图2 三分量地震检波器下井施工现场 图3显示一个由5级检波器组成的仪器串在压裂井的邻井下入的两种布局方式：图中左边表示邻井已射孔的情况下，射孔段以上经过桥塞封堵，检波器仪器串放置在该井的目的层以上；图中右边表示邻井为新井的情况下，目的层未实施射孔，检波器仪器串放置在该井的压裂目的层位置上。井下微地震压裂测试使用的三分量检波器系统检波器以多级、变级距的方式，通过普通7-芯铠装电缆或铠装光缆放置在压裂井的邻井中。哈里伯顿使用采样速率为0.25ms的光缆检波器采集系统采集和传输数据。常规的电缆一方面数据传输速率低，另一方面对于低频震动信号易受电磁波的干扰大。采用铠装光纤进行数据传输不但传输速度快，并且允许连续记录高频事件，提高了对微小微地震事件的探测能力同时 对微地震事件的定位更加准确，监测到的裂缝形态数据最为可靠。 图3 多级检波器系统在邻井的两种放置方式 另外，由于检波器非常灵敏，井筒中的油气流动会很大程度的影响监测微地震事件的 信噪比，如果监测井为已经射孔的生产井，需要在射孔段以上20米的位置下入桥塞，检
页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展_潘林华 (1)
收稿日期：20131204；改回日期：20140519 基金项目：国家自然科学基金“页岩气储层低频脉冲水力压裂增渗机理研究”（51304258）；“863计划”页岩气勘探开发新技术“页岩气压裂裂缝微地震监测技术研究” （2013AA064503）作者简介：潘林华（1982－）， 男，工程师，2006年毕业于中国石油大学（北京）土木工程专业，2013年毕业于该校油气田开发工程专业，获博士学位，现主要从事岩石力学、地应力和压裂裂缝起裂和扩展等方面的研究工作。 DOI ：10.3969/j.issn.1006－6535.2014.04.001 页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展 潘林华 1，2，3 ，程礼军1，2，3，陆朝晖1，2，3 ，岳 锋 1，2，3 （1.国土资源部页岩气资源勘查重点实验室重庆地质矿产研究院，重庆400042；2.重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心 重庆地质矿产研究院，重庆400042； 3.油气资源与探测国家重点实验室 重庆页岩气研究中心，重庆400042） 摘要：页岩储层低孔低渗，水平井多级压裂、重复压裂和多井同步压裂为主要的增产措施，压裂缝扩展和展布对于页岩压裂设计和施工、裂缝监测、产能评价至关重要。对大量相关文献进行了调研和分析，得出以下结论：①水力压裂室内实验是评价页岩复杂裂缝形态最直接的方法，但难以真实地模拟实际储层条件下的水力压裂过程；②扩展有限元、边界元、非常规裂缝扩展模型、离散化缝网模型、混合有限元法及解析和半解析模型为页岩气常用的复杂裂缝扩展模拟方法，但各种方法都有其优缺点和适用性，需要进一步改进和完善才能真实地模拟页岩复杂裂缝扩展；③天然裂缝分布和水平主应力差共同决定页岩复杂裂缝网络的形成，天然裂缝与水平最大主应力方向角度越小、水平主应力差越大，复杂裂缝网络形成难度越大；天然裂缝与水平最大主应力方向的角度越大、水平主应力差越小，越容易形成复杂裂缝网络。研究结果可以为页岩储层缝网压裂裂缝扩展模拟和水力压裂优化设计提供借鉴。 关键词：页岩气；水平井；水力压裂；压裂技术；裂缝扩展；室内实验；数值模拟中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1006－6535（2014）04－0001－06 引言 页岩储层孔隙度、 渗透率极低，给页岩气的经济高效开发带来了极大的困难和挑战，长水平井段钻井和多段大排量水力压裂施工是页岩气开发的关键和核心技术 ［1－2］ ，能最大程度地增加压裂裂缝 的改造体积和表面积，最终达到提高产量和采收率的目的。页岩储层脆性大，天然裂缝和水平层理发育，压裂过程中容易发生剪切滑移和张性破坏 ［3］ ， 压裂裂缝不再是单一对称的两翼缝，可能形成复杂的网状裂缝，给页岩水力压裂设计、裂缝监测及解释、压后产能预测等带来诸多不便。压裂裂缝的展布特征和裂缝形态可以通过室内实验和数值模拟方法进行评价。笔者广泛调研了目前页岩储层水平井压裂技术、复杂裂缝室内实验模拟和数值模拟方法的现状，分析了各种页岩水力压裂技术及压裂裂缝模拟方法的优缺点，对后续页岩储层水平井水 力压裂技术的选择以及压裂设计具有指导意义。 1页岩储层水力压裂技术 页岩储层水力压裂是个复杂的系统工程，用液 量大、施工车组多、耗时长、资金耗费量大。页岩储层水力压裂涉及压裂设计、压裂工艺选择、压裂液选择与配置、压裂设备和井下工具选择、压裂裂缝监测等问题，需要进行系统的考虑和处理。1.1 页岩储层水平井多级压裂技术 水平井多级压裂技术是页岩储层开发的关键技术，长水平井段、多级水力压裂使页岩储层能够形成多条压裂裂缝，可以增大页岩储层与井筒的渗流通道［4］ 。目前常见的页岩水平井压裂主要有4 种。 （1）水平井多级可钻式桥塞封隔分段压裂技术 ［5－6］ 。该技术是国内外常用的页岩储层水力压
王39-0211井压裂裂缝监测
长庆油田 王39-0211井压裂裂缝监测解释报告 井别：采油井 现场施工：张杰 解释：张博 审核： 西安华中石油科技有限公司 二○一〇年八月
王39-0211井压裂裂缝监测 前言 压裂裂缝监测有多种方法：示踪剂方法、电位法、地倾斜方法等等。微地震裂缝监测方法能够实现实时监测，控制范围大，适应面广，近年来在国际上是应用最多的一种监测方法。微地震人工裂缝监测能够即时得到裂缝的长度、方位、高度和产状，这对于确定油水井的驱替模式和井位布置、优化井网、确定二次/三次采油和压裂处理的潜在区域等具有积极指导作用，同时能够根据油藏特性和经济条件优化最佳的实际裂缝长度、根据作业能力、储层裂缝扩展特征确定最佳的井间行距和布井密度，因此该方法在各油田得到了广泛的推广。 压裂裂缝监测解释结果完全依据现场监测资料，可以定量给出裂缝方位、最大高度、最大长度及倾向。在能够部署全包络网络的情况下，裂缝方位误差小于8°，长度误差小于15%，高度误差小于30%，倾向误差小于5°。 2010年8月8日我们监测了王39-0211井的水力压裂过程，该井压裂层位为长611-2，压裂深度为1434-1441.5米，压裂层段中部深度对应垂深为1227米。 1．王39-0211井人工裂缝监测结果 王39-0211井位移较大，因此在实际监测施工时，我们围绕压裂层段中深点在地面的投影部署监测台网，实际台站的坐标如表1-1所示。 表1-1.王39-0211井监测台站的坐标
图1-1. 王39-0211井监测结果平面图 图1-1中，每个格的尺寸为100米；水平轴东西向，向东为正；竖直轴沿南北向，向北为正。从实测平面图可以看出，主裂缝条带走向为北东向；西翼裂缝左旋明显。过井口存在一条北西西接近东西向的支缝；东翼裂缝远端有较小支缝存在。 表1-2. 王39-0211井人工裂缝监测结果参数表 表1-2是依据现场数据的后分析结果。尺度是最大尺度；方位是所有微地震点的统
体积压裂形成复杂网络裂缝的影响因素
体积压裂 体积压裂是在水力压裂的过程中，通过在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，增加井筒与储集层接触体积，改善储集层的渗流特征及整体渗流能力，从而提高压裂增产效果和增产有效期。其主要特点有以下几点。 (1) 复杂网络裂缝扩展形态 常规压裂以形成双翼对称裂缝为目的，在致密油藏中垂直于裂缝面方向的基质渗流能力并未得到改善。体积压裂的裂缝是在三维方向卜形成相互交错的网状裂缝或者树状裂缝，在缝网区域形成一定的改造体积，增大了泄油体积。 (2) 复杂渗流机理 油气在复杂缝网中的渗流机理至今仍没有理想的研究成果。文献[7」研究了页岩基质向复杂缝网中的渗流，考虑裂缝中达西流和基质中扩散流的双机理渗流以及压敏性对渗透率的影响，建立了天然裂缝发育的双重孔隙度模型，但求解用拟压力的方法进行了标准简化。目前比较主流的观点是采用分形理论来精确刻画缝网内的渗流特性，利用缝网中主裂缝与次裂缝的自相似性，建v.油气在复杂缝网中的渗流模型。 (3) 裂缝发生错断、滑移、剪切破坏 剪切缝是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移，在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。体积压裂过程中裂缝的扩展形式不是单一的张开型裂缝，当压力低于最小水平主应力时，产生剪切断裂。(4) 诱导应力和多缝应力干扰裂缝发生转向 当裂缝延伸净压力大于2个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易在主裂缝卜产生分叉缝，分叉缝延伸到一定距离后又恢复到原来的裂缝方位，最终多个分叉缝便形成复杂的裂缝网络。 体积压裂能否形成复杂网络裂缝，取决于储集层地质和压裂施工工艺两方面因素。 1.1地质因素 (1)储集层岩石的矿物成分储集层岩石的矿物成分会影响岩石的力学性质，从
煤层气井压裂施工压力与裂缝形态简析_郝艳丽
文章编号:1001-1986(2001)03-0020-03 煤层气井压裂施工压力与裂缝形态简析 郝艳丽,王河清,李玉魁 (中原石油勘探局井下特种作业处,河南濮阳 457061) 摘要:根据煤层气试验井的施工资料,分析了煤层压裂施工压力的特点以及井深、R o 与破压梯度的关系,并根据裂缝监测(测井温法、大地电位法和微地震法)测量的裂缝方位和缝高,对煤层压裂形成的裂缝特点进行了分类和总结,提出了指导性的建议。关 键 词:煤层气;压裂;施工压力;裂缝中图分类号:P 618.11 文献标识码:A 1 引言 煤层气是指形成于煤化作用过程中,目前仍储集在煤层中的优质天然气。它的开发是一个排水降压的过程,由于煤层的低渗透特点,决定了需要进行水力压裂激化才能有效地分配井孔附近的压降,加速脱水增加产能。本文针对煤层压裂的复杂性,从压裂施工压力与裂缝形态方面,对煤层压裂裂缝的扩展进行了分析和总结,希望能给以后的煤层气开发提供有益的帮助。2 煤层压裂施工压力分析 压裂主要是通过高压注入流体,破裂地层,从而在地层中形成高导流能力的裂缝。施工过程中流体在岩石中流动产生的压力变化在一定程度上反映了裂缝延伸的复杂现象,煤层压裂施工分析主要是针对压裂施工压力进行分析。2.1 煤层破裂压力分析 煤层的特殊性决定了其不同于常规储层的压裂特点。国外曾把煤层压裂的非常规性总结成4个方面:①异常高的压裂压力;②裂隙限制于煤层,即使裂隙中的压力远高于围岩带的原位应力;③伴随着孔底压力增加的支撑剂注入;④初始液体注入过程中闭合压力的显著增加。为此我们首先分析了试验区的破裂压力梯度情况,做出了井深、R o 与井底破压梯度的散点图。(图1,2)由图1中看出试验井的煤层破压梯度在0.017～0.064M Pa /m 之间,一般都为0.023～0.045M Pa /m 。而且根据我们收集的资料 表明,同一煤层测试压裂与加砂压裂的破压梯度存 在着大约0.002～0.007M Pa /m 的差别,也就是说煤层的高滤失特点会造成大约0.002～0.007M Pa /m 的压降,损失在流体注入煤层引起孔隙压力增高而产生的孔隙弹性效应上,也有一部分加砂压裂破压梯度小于测试压裂的破压梯度的情况,这与压裂流体对煤层的冲刷有关。另外,从煤层镜质体反射率与破压梯度的散点图上(图2)看出,煤层破压梯度有随镜质体反射率增大而增大的趋势,即变质程度高的煤层,其煤层不易破裂。而且从变化趋势看,R o 几乎与破压梯度呈线性相关关系,这是否是普遍规律,有待于进一步进行理论和实验数据的分析 。 图1 井深与破压梯度的散点图 图2 R o 与破压梯度的散点图 收稿日期:2000-05-15 作者简介:郝艳丽(1968—),女,河南清丰县人,中原石油勘探局井下特种作业处工程师,从事煤层气研究工作. · 20·煤田地质与勘探 CO A L G EO L O GY &EX PLO RA T ION V ol.29N o.3Jun.2001
水力压裂裂缝暂堵转向机理与转向规律研究
水力压裂裂缝暂堵转向机理与转向规律研究储层改造是页岩油气、致密油气等非常规油气开发的核心技术,通过水力压裂形成复杂裂缝网络,实现体积改造是水力压裂施工的目标。当储层可压性较差或应力差较大时,难以形成复杂裂缝网络,通过暂堵逼迫裂缝转向是增强缝网扩展复杂性的重要手段。 到目前为止,虽然现场实践已取得较好成效,但裂缝暂堵转向的力学机理、扩展规律和调控方法等尚处于探索阶段,迫切需要开展人工裂缝暂堵转向机理和规律研究。本文探索了新的实验方法,发展了水力压裂数值算法,通过岩芯测试、物理模拟和数值模拟研究,对非常规储层的可压性和转向能力、转向剂对裂缝的暂堵规律、裂缝转向扩展规律进行了研究,主要取得成果如下:(1)致密储层成缝能力测试与评价。 储层成缝能力(可压性)是裂缝转向的基础和重要影响因素。实验发现:(1)页岩存在强微观非均质性,并与矿物成分、天然裂隙和TOC含量等一起,是影响页岩储层成缝能力的重要因素。 (2)流体对页岩的岩石力学性质具有显著影响,并与页岩储层的超低含水饱和度、粘土含量、TOC和微纳米孔隙有关。(3)基于基质脆性、天然裂隙密度和声发射活动性,建立了综合评价致密储层成缝能力的新方法。 油田现场应用说明此方法是可行的。(2)裂缝转向机理和规律的真三轴模拟实验研究。 利用真三轴水力压裂物模实验装置,研究了纤维暂堵裂缝的转向扩展规律,得出裂缝转向的主要控制因素为储层成缝能力及其非均质性、水平主应力差、天然裂缝分布、初级裂缝宽度、纤维浓度、粘度与排量等,得到了暂堵形成的条件
与图版,并给出了裂缝发生转向时的临界应力差;并以人工裂缝倾角、地应力差、成缝能力和缝内流压为主要参数,建立了裂缝转向能力的评价模型。(3)基于PGD 法(Proper Generalized Decomposition),针对水力压裂裂缝转向和网络化扩展数值模拟需要,建立并求解了完全耦合条件下水力压裂裂缝扩展模型,PGD算法 适合于高效、快速求解以非线性、瞬态、耦合为特征的水力压裂问题,计算速度明显快于传统的有限元方法。 (4)应用PGD算法进行了裂缝转向的模拟,结论与真三轴物理模拟结果一致。裂缝转向主要控制因素为储层性质、水平主应力差、缝间干扰、裂缝暂堵效率、粘度与排量等。 在低应力差、较短裂缝间距条件下,缝间干扰强,裂缝端部较容易发生转向;天然裂缝剪切滑移对裂缝转向具有明显影响,在剪应力和流体压力联合作用下,裂缝更易转向;在转向处裂缝宽度和净压力发生突变,缝宽变窄,净压力降低。本文研究成果将为非常规油气转向压裂改造提供理论依据和技术支持。
SPE-167097-MS压裂液及温度对裂缝复杂指数的影响
SPE 167097 Influence of Fracturing Fluid and Reservoir Temperature on Production for Complex Hydraulic Fracture Network in Shale Gas Reservoir Charles-Edouard Cohen, Xiaowei Weng, Olga Kresse, Schlumberger Copyright 2013, Society of Petroleum Engineers This paper was prepared for presentation at the SPE Unconventional Resources Conference and Exhibition-Asia Pacific held in Brisbane, Australia, 11–13 November 2013. This paper was selected for presentation by an SPE program committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s). Contents of the paper have not been reviewed by the Society of Petroleum Engineers and are subject to correction by the author(s). The material does not necessarily reflect any position of the Society of Petroleum Engineers, its officers, or members. Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper without the written consent of the Society of Petroleum Engineers is prohibited. Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; illustrations may not be copied. The abstract must contain conspicuous acknowledgment of SPE copyright. Abstract Production from shale reservoirs depends greatly on the efficiency of hydraulic fracturing treatments. Cumulative experience in the industry has led to several best practices in treatment design, which have improved productivity of these reservoirs. Nevertheless, shale reservoirs still bring challenges to stimulation engineers, due to the complex physics involving interactions with natural fractures, stress shadow effects and proppant transport in complex fracture network. One of the challenges regards fluid and proppant selection, in particular, the issue is how to achieve the desired fracturing fluid viscosity inside the fracture for optimum proppant placement into an expanding complex fracture network. The rheological properties of the fracturing fluid depend on its temperature history, hence understanding the temperature distribution in the hydraulic fracture network is a key consideration for a successful treatment and a more accurate fracture prediction. This paper investigates the relation between reservoir temperature, fracturing fluid properties and production through fracturing-to-production simulation workflow. The paper first presents a temperature model implemented into the UFM model, which is a comprehensive complex fracturing simulator for shale reservoirs, accounting for interaction with natural fractures, stress shadow effects, and proppant transport in a complex networks. Based on the fracture geometry, proppant placement, and reservoir properties, a semi-analytical production model UPM is used to estimate the production. This workflow is used to first understand the temperature distribution in the expanding fracture network and understand its evolution as a function of several parameters such as reservoir temperature and rheological properties of the fracturing fluid. Then the associated production forecast provides guidelines on how to achieve optimum proppant and fluid selection based on the reservoir temperature for maximizing production. Introduction One particular aspect of shale plays compared to conventional resources regards the critical role that the design and execution of the hydraulic fracturing treatments plays in well productivity. The industry has learnt through many years of trial and error several best practices regarding hydraulic fracturing of shale reservoirs. Often the learning curves begin with the past experiences on conventional reservoirs where the fracture is believed to be bi-wing. Shale reservoirs bring new challenges due to the complex physics involving interactions with natural fractures, stress shadow effects and proppant transport in complex fracture network. One important parameter to consider is the rheology of the fracturing fluid, which depends on the temperature history inside the fracture network. This will affect both the geometry of the hydraulic fracture network (HFN) and the proppant placement inside the network. Therefore, understanding the temperature distribution in the HFN is important in order to optimize fracture complexity, proppant placement, and ultimately production. The objective of this paper is to investigate the relation between the temperatures inside the HFN, the fluid and proppant selection, and the production, through a simulation workflow. The simulation workflow uses the UFM model (Weng et al., 2011) for simulating the hydraulic fracturing process. It accounts for interaction with natural fractures, stress shadow effects, and proppant transport in a complex networks. Then the workflow automatically exports the properties of the resulting HFN (geometry, conductivity, ect.) as well as the appropriate reservoir properties to the semi-analytical production model UPM to estimate the production. This workflow was previously described in Cohen et al. (2012) and a previously published parametric study by Cohen et al. (2013) illustrated how it can help understanding some of today’s best practices and be used to optimize treatment design. To simplify the analysis, this
页岩气水平井分段压裂复杂缝网形成机制
油气藏评价与开发 第7卷第5期2017年10月 RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT 页岩气水平井分段压裂复杂缝网形成机制 许文俊，李勇明，赵金洲，陈曦宇，彭瑀 （西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500） 摘要：水平井分段压裂是页岩气高效开发的重要技术手段，有意识地利用水力裂缝沟通页岩储层中的天然裂缝，使其闭合的部分重新开启，开启的部分又相互连通，从而在地层中形成具有较大规模的复杂裂缝网络，有利于实现地层中页岩气向井筒的高效流动。为了合理优化页岩储层压裂设计方案，提高页岩储层压裂改造效果，需先认清页岩水平井分段压裂复杂缝网形成机制。基于位移不连续理论，建立了水平井分段压裂多裂缝干扰模式下的地应力场模型，分析了天然裂缝在复杂地应力场和存在压裂液滤失作用的情况下，发生张开或剪切破裂形成复杂缝网的机理。分析表明：水力裂缝诱导应力虽能降低地层原始水平应力差，但也会增加地层中天然裂缝发生张开和剪切破裂的难度，不利于复杂裂缝网络的形成。压裂液滤失是导致地层中天然裂缝发生张开和剪切破裂形成复杂裂缝网络的关键因素，天然裂缝的剪切破裂区域要远大于张开破裂区域，多条水力裂缝滤失效应的叠加更有利于形成具有较大波及区域的复杂裂缝网络。充分考虑压裂液滤失对复杂裂缝网络形成的影响，对提高页岩气水平井分段多簇压裂改造效果具有重要意义。 关键词：分段压裂；位移不连续理论；剪切破裂区域；张开破裂区域；复杂缝网 中图分类号:TE357文献标识码:A Formation mechanism of complex fracture network under horizontal well staged fracturing in shale gas reservoir Xu Wenjun,Li Yongming,Zhao Jinzhou,Chen Xiyu and Peng Yu (State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China) Abstract:Horizontal well staged fracturing is an important technology for shale gas production,whose essence is to use hydraulic fracture to activate natural fractures.The natural fractures can make closed parts reopen and opened parts interconnect,and then form complex fracture network in shale reservoirs,accordingly,shale gas will flow to the wellbore through complex fracture network efficiently.In order to optimize shale reservoir fracturing design and improve the effects of shale reservoir fracturing,it is necessary to fully understand the formation mechanism of complex fracture network in staged fractured shale horizontal wells.Based on the displacement discontinuity theory,a complex stress field calculation model which takes into consideration hydraulic fracture inter?ference is established,which analyzes the mechanism that natural fractures occur open and shear fracture,and then the complex fracture network under the circumstance of complex ground stress field and fracturing fluid leak-off was formed.The results demon?strate that although the hydraulic fracture induced stress field can reduce the original horizontal stress difference,it would also in?crease the difficulty of natural fractures opening and shearing,which is unbeneficial for the formation of complex fracture network. Moreover,it is attained that fracturing fluid leak-off is the key factor that leads to the open and shear fracture of natural fractures in the formation of complex fracture network and the shear rupture zone of natural fractures is much larger than the open rupture zone, furthermore,the superposition of multiple hydraulic fracture filtration effect is more favorable for the formation of complex fracture network with a larger spread area.The impacts of fracturing fluid leak-off on complex fracture network have important significance for improving staged fracturing transformation of shale horizontal wells. Key words:staged fracturing,displacement discontinuity theory,shear rupture zone,open rupture zone,complex fracture network 收稿日期：2016-10-31。 第一作者简介：许文俊（1991—），男，在读博士研究生，油气田增产改造理论与技术方面的研究。 基金项目：国家自然科学基金重大项目“页岩地层动态随机裂缝控制机理与无水压裂理论”（51490653）；国家重点基础研究发展计划“中国南方海相页岩气高效开发的基础研究”（2013CB228004）。
水平井压裂裂缝起裂与扩展
水平井压裂裂缝起裂与扩展 引言： 通过国内外研究人员实践表明：由于水平井具有单井产量高、穿透度大、泄油面积大、油气储量利用率高及能避开障碍与环境复杂的区域等特点。对于低渗透油藏、薄差储层油藏、储量较小的边际油藏以及稠油油气藏等，水平井压裂是这类油藏最佳的开采方式。最近一段时期，随着学者们的不断研究以及钻井完井等工艺技术水平的提高，水平井开发技术成为人们开发低渗透油田的研究重点并被广泛应用。 水平井与垂直井、普通定向井的裂缝起裂机理都有明显区别。水平井自身存在复杂性与特殊性，钻遇地层环境比较复杂，水力裂缝在发生破裂时所需的起裂压力比垂直井的破裂压力高得多，通常会发生裂缝不张开，导致压裂失败。深入研究水平井裂缝起裂机理，找出合理的起裂规律是水平井压裂施工成功前提保障。 第1章水平井井壁上的应力状态 水力压裂时裂缝的形成主要是决定于井壁的应力状态。一般认为：当井壁上出现有一个超过岩石抗拉强度的拉伸应力时，井壁便开始破裂。 1.1 由于地应力所产生的井壁应力 地应力是由地壳岩层的重力场或即上覆地层压力及地质构造应力场所组成的。一般可认为, 地应力中的一个主应力是垂直于地壳表面的,其余两个主应力则是水平的。如果只考虑上覆地层载荷引起的重力作用(即不存在地质构造运动力)，且认为地下岩石处于纯弹性状态,可将初始的地应力分解为垂道方向的正主应力σz和两个相等的水平方向的正主应力σx入和σy。 式中 h-底层的埋藏深度； ρ-上覆岩层的平均容重，其理论值可取。00231kg/cm3; μ-岩石的泊松比。
在有些构造运动活跃的地区会出现异常大的侧应力(水平应力) , 井且在通常的情况下三个原地主应力是不相等的。设取压应力的符号为正, 拉应力为负, 三个主应力分别表示为σ1,σ2和σ3 (σ1>σ2>σ3>0) , 根据地质构造形成时的受力特点, 正断层、逆断层和平推断层发育的区域里, 三个主应力的方向是不相同的(图1)。 图1 不同断层发育地区的顶应力分布情况 休伯特考虑到多数岩石的内摩擦角都接近于30°这个事实, 认为在正断层发育地区, 最大主应力σ1等于有效的上覆压力，最小水平主应力σ3最大的可能是等于1/3上覆压力;在逆断层发育的地区,最小主应力σ3等于有效的上覆压力, 而最大水平主应力σ1顶多会等于3倍的上覆压力; 而在平推断层活跃的区域里, 有效的上覆压力则为中一间主应力。 由于地壳中的岩层可视为弹性半无限体, 井壁上的应力状态可简化为平面向题来分析。如果两个水平方向的压缩地应力不相等(设为σ1>σ2> o )，可把井眼看成是在互相垂道的方向上分别作用有σ1和σ2两个压缩外应力的弹性平板中的一个小圆孔(图2 )，孔壁上的应力就相当于井壁上的水平应力。而井壁上的垂直应力分量仍可视为σz=ρh，为上覆岩层的压力。
一种页岩体积压裂复杂裂缝的量化表征
第３８卷 第１期 ＯＩＬ＆ＧＡＳＧＥＯＬＯＧＹ２０１７年２月 收稿日期：２０１５－１０－０７；修订日期：２０１６－１２－２０。 第一作者简介：尚校森（１９８８—），女，博士，油气藏增产改造。Ｅ－ｍａｉｌ：ｓｈａｎｇｘｓ２０１３＠１６３．ｃｏｍ。 基金项目：中国博士后科学基金资助项目（２０１６Ｍ６０２２２６）；国家重点基础研究发展计划（９７３计划）项目（２０１３ＣＢ２２８００４）。文章编号：０２５３－９９８５（２０１７）０１－０１８９－０８ｄｏｉ：１０．１１７４３／ｏｇｇ２０１７０１２０ 一种页岩体积压裂复杂裂缝的量化表征 尚校森１，丁云宏２，卢拥军２，王永辉２，杨立峰２ ［１．中国石油大学（华东），山东青岛２６６５８０； ２．中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊０６５００７］ 摘要：基于典型页岩压裂复杂裂缝分布形态，在考虑裂缝复杂程度、裂缝分布和裂缝对产量贡献的基础上，建立了复杂裂缝表征方法，提出了裂缝潜能指数的概念，作为定量对比复杂裂缝优劣的参数之一。使用上述裂缝表征方法计算裂缝在距离改造点不同位置处的分布密度，以判断裂缝系统的增产有效性。根据４种典型裂缝分布形态的表征结果，相对于裂缝分布曲线先缓慢上升后急剧增加的内疏外密裂缝系统，分布曲线先急剧增加后缓慢上升的内密外疏的裂缝增产效果更好。开展了页岩水力压裂物理模拟实验，进行了裂缝形态表征对比。结果表明，与高水平地应力差条件相比，低水平地应力差下形成的裂缝网络的潜能指数和单位复杂程度对应的潜能都明显较大，说明低水平地应力差下的裂缝网络具有较大的提高产量潜力。研究结果显示，建立的裂缝表征方法综合体现了裂缝复杂程度、裂缝分布特征和裂缝对产量的贡献，可用于评价和描述页岩压裂复杂裂缝的增产有效性。 关键词：潜能指数；定量表征；体积压裂；复杂裂缝；页岩 中图分类号：ＴＥ１２２．２ 文献标识码：Ａ Ｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎｏｆｃｏｍｐｌｅｘｆｒａｃｔｕｒｅｓａｆｔｅｒｖｏｌｕｍｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｉｎｓｈａｌｅ ＳｈａｎｇＸｉａｏｓｅｎ１，ＤｉｎｇＹｕｎｈｏｎｇ２，ＬｕＹｏｎｇｊｕｎ２，ＷａｎｇＹｏｎｇｈｕｉ２，ＹａｎｇＬｉｆｅｎｇ２ （１．ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ（ＥａｓｔＣｈｉｎａ），Ｑｉｎｇｄａｏ，Ｓｈａｎｄｏｎｇ２６６５８０，Ｃｈｉｎａ； ２．ＬａｎｇｆａｎｇＢｒａｎｃｈｏｆＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ＆Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｌａｎｇｆａｎｇ，Ｈｅｂｅｉ０６５００７，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｔｙｐｉｃａｌｇｅｏｍｅｔｒｙｏｆｃｏｍｐｌｅｘｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｅｓｏｆｓｈａｌｅ，ａｎｅｗｍｅｔｈｏｄｗｈｉｃｈｔａｋｅｓｔｈｅｆｒａｃ－ｔｕｒｅｃｏｍｐｌｅｘｉｔｙ，ｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｔｈｅａｔｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｔｏｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｉｎｔｏｃｏｎｓｉｄｅｒａｔｉｏｎｗａｓｐｒｏｐｏｓｅｄｔｏｄｅｓｃｒｉｂｅｃｏｍｐｌｅｘｆｒａｃｔｕｒｅｓ．Ｍｏｒｅｏｖｅｒ，ｔｈｅｃｏｎｃｅｐｔｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｐｏｔｅｎｔｉａｌｉｎｄｅｘｗａｓｐｕｔｆｏｒｗａｒｄ，ａｎｄｉｔｃａｎｂｅｕｓｅｄａｓｏｎｅｏｆｔｈｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓｆｏｒｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｃｏｍｐｌｅｘｆｒａｃｔｕｒｅｓ．Ｔｈｅｄｅｎｓｉｔｙｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｓｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔｄｉｓｔａｎｃｅｓｆｒｏｍｔｈｅｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｌｏｃａｔｉｏｎｗａｓｅｓｔｉｍａｔｅｄｗｉｔｈｔｈｅｍｅｔｈｏｄｆｏｒｄｅｔｅｒｍｉｎｉｎｇｔｈｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｎｅｓｓｏｆｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋ．Ｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋｗｉｔｈｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｂｅｉｎｇｄｅｎｓｅｉｎｓｉｄｅｂｕｔｓｐａｒｓｅｏｕｔｓｉｄｅ，ｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋｂｅｉｎｇｓｐａｒｓｅｏｕｔｓｉｄｅｂｕｔｄｅｎｓｅｉｎｓｉｄｅｉｓｍｏｒｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｉｎｅｎｈａｎｃｉｎｇｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓ．Ｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓｗｅｒｅｃｏｎｄｕｃｔｅｄａｎｄｔｈｅｇｅｏｍｅｔｒｉｅｓｏｆｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｅｓｉｎｔｈｅｓｈａｌｅｗｅｒｅｄｅｓｃｒｉｂｅｄｗｉｔｈｔｈｅａｐ－ｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｍｅｔｈｏｄ．Ｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｐｏｔｅｎｔｉａｌｉｎｄｅｘｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋｆｏｒｍｅｄｕｎｄｅｒｌｏｗｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｇｅｏｓｔｒｅｓｓｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｉｓｇｒｅａｔｅｒｔｈａｎｔｈａｔｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｓｆｏｒｍｅｄｕｎｄｅｒｈｉｇｈｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｇｅｏｓｔｒｅｓｓｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ．Ｉｔｒｅｆｌｅｃｔｓｔｈａｔｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋｆｏｒｍｅｄｕｎｄｅｒｌｏｗｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｇｅｏｓｔｒｅｓｓｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｈａｓｈｉｇｈｅｒｐｏｔｅｎｔｉａｌｆｏｒｅｎｈａｎｃｉｎｇｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ．Ｔｈｅａｂｏｖｅｒｅｓｕｌｔｓｉｎｄｉｃａｔｅｔｈａｔｔｈｅｍｅｔｈｏｄｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｆｏｒｄｅｓｃｒｉｂｉｎｇｃｏｍｐｌｅｘｆｒａｃｔｕｒｅｓｃａｎｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｌｙｒｅｆｌｅｃｔｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｃｏｍｐｌｅｘｉｔｙ，ｆｒａｃｔｕｒｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄａｔｔｒｉｂｕｔｉｏｎｔｏｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ．Ｉｔｐｒｏｖｉｄｅｓａｍｅａｎｆｏｒｅｖａｌｕａｔｉｎｇｔｈｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｎｅｓｓｏｆｃｏｍｐｌｅｘｈｙｄｒａｕｌｉｃｆｒａｃｔｕｒｅｎｅｔｗｏｒｋ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｐｏｔｅｎｔｉａｌｉｎｄｅｘ，ｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎ，ｖｏｌｕｍｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ，ｃｏｍｐｌｅｘｆｒａｃｔｕｒｅ，ｓｈａｌｅ 页岩水力压裂物理模拟实验结果显示页岩压裂可 以产生复杂裂缝网络［１－２］；现场微地震监测结果表现 为信号范围大、破裂信号强，由测斜仪结果判断压裂后裂缝既有垂直缝也有水平缝，故页岩气经压裂形成的裂缝系统复杂［３－５］，但复杂裂缝定量表征困难，在实际压裂设计与模拟中无明确表征方法，限制了方案间的万方数据