页岩气体积压裂缝网模型分析及应用
新型页岩气井压裂技术及其应用研究
新型页岩气井压裂技术及其应用研究摘要：本文在总结分析页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。
关键词：页岩气体积压裂缝网剪切裂缝水压裂监测建议页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。
一、页岩气基本特征页岩气开采深度普遍小于3000m ，其储层典型特征为：①石英含量大于28%，一般为40%~50%，遭受破坏时会产生复杂的缝网；②页岩气储层致密，孔隙度为4.22%~6.51%，基质渗透率在1.0mD 以下；③页岩微裂缝发育，页岩气在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层；④页岩气有机质丰度高，厚度大，有机碳含量一般大于2%，成熟度为1.4%~3.0%，干酪根以Ⅰ~Ⅱ型为主，有效厚度一般在15~91m ；⑤页岩脆性系数高，容易形成剪切裂缝，如Barnett 页岩杨氏模量为34000~44 000mPa ，泊松比为0.2~0.3 ；⑥页岩气主要有吸附态、溶解态和游离态 3 种赋存状态，其赋存状态要求有大的改造体积，这样才会获得高产。
二、页岩气井体积压裂技术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，提高初始产量和最终采收率。
页岩气储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。
数值模拟研究表明，页岩气储层改造的体积（SRV ，106 ft3 ；1 ft3 ＝0.028 317m3 ）越大，压后增产效果越好。
但要实现体积改造，除地层要具备体积压裂的基本条件外，压裂改造工艺方法也十分关键。
页岩气藏缝网压裂数值模拟(赵金洲等)PPT模板
D
5.4.4地层 参数对井 产量的影
响分析
202X
感谢聆听
A
3.1.1雷诺 输送方程
B
3.1.2参考 域内的质 量守恒方
程
C
3.1.3参考 域内的动 量守恒方
程
D
3.1.4结构 动力学方
程
第3章页岩气藏压 裂裂缝模拟方法及 应用
3.2流固耦合ALE有限元 算法
3.2.1流域边 缘处理
3.2.2流域内 部处理
3.2.4网格更 新
3.2.3网格剖 分
第3章页岩气藏压裂裂缝模拟方法及应用
3.3应用分析
3.3.1水平井分 段多簇射孔参数
优化
3.3.2页岩气藏 压裂复杂裂缝模
拟
05
第4章水力压裂微地震反演研究
第4章水力压裂微 地震反演研究
4.1基于模拟退火方法的微地震 反演 4.2基于震源力学的微地震反演 结果校正 4.3本章小结 主要参考文献
第4章水力压裂微地震反演研究
4.1基于模拟退火方法的微地震反演
第1章页岩储层水力裂缝的起裂理论
1.1天然裂缝对水力裂缝起裂的影响
01
1.1.1天然裂缝性岩体的强度特 征
0 2 1.1.2天然裂缝性岩体的剪切破裂分 析
0 3 1.1.3天然裂缝性岩体的张开破裂分 析
第1章页岩储层水力裂缝的起裂理论
1.2页岩储层垂直井的起裂理论
1.2.1射孔孔眼壁面主应力计算
01 2 . 3缝的面 力计
算
02 2 . 3 . 2 水力裂缝 诱导
应力
04 2 . 3 . 4 裂缝扩展 方向
05 2 . 3 . 5 裂缝相互 作用
计算分析
威荣深层页岩气体积压裂工艺研究及应用
ＤＯＩ：１０．３９６９／Ｊ．ＩＳＳＮ．１００６－７６８Ｘ．２０１９．０４．１９
国内外普遍认为埋深超过 ３５００ｍ的页岩气为 深层页岩气，由于其埋深导致的压裂施工难度及成 本远大于浅层页岩气，使得深层页岩气未实现工业 化开发。中石化威荣页岩气田埋深 ３６００～３９００ ｍ，纵向上发育 ９套页岩气储层，优质页岩储层为 １ ～５号层，厚度 ３５．５～４６．６ｍ，储层孔隙度为 ４％ ～ ６．６％，ＴＯＣ为 ２．２％ ～４．０％，Ｒｏ为 ２．０％ ～２．６％， 含气量为 ２．５６～４．８８ｔ／ｍ３，地压系数为 １．９ＭＰａ／ ｍ３ 左右。与邻区 及 焦 石 坝 等 投 入 开 发 的 页 岩 气 区 块对比，该区的基本地质条件与之相当，但储层埋深 导致人工裂缝复杂程度低、缝长短、支撑裂缝有效性 差，使得控制储量较低，无法实现商业突破［１－５］。
第 ４２卷 第 ４期
钻 采 工 艺
Ｖｏｌ４２ Ｎｏ４
ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
开采工艺
·６７·
威荣深层页岩气体积压裂工艺研究及应用
林永茂，王兴文，刘 斌
（中石化西南油气分公司石油工程技术研究院）
林永茂等．威荣深层页岩气体积压裂工艺研究及应用．钻采工艺，２０１９，４２（４）：６７－６９，１１６ 摘 要：中石化威荣页岩气田埋深 ３６００～３９００ｍ，优质页岩储层厚度为 ３５．５～４６．６ｍ，孔隙度为 ４％ ～
１．深层页岩气压裂改造难点 （１）储层 两 向 应 力 差 大，难 以 形 成 复 杂 缝 网。
威荣页岩气两向应力差异系数为 ０．０８～０．１２，虽然 不大，但其绝对值相差较大，为 ６．７～１６ＭＰａ，打碎 储层形成复杂缝网的难度相对较大。
页岩气藏体积压裂评价及产能模拟研究
随着全球石油和天然气需求的不断增加，非常规油气资源越来越受到人们的。 其中，页岩气作为一种非常规天然气资源，因其储量丰富、开采寿命长等特点， 已经成为国内外研究的热点。本次演示旨在探讨页岩储层体积压裂产能数值模拟 研究的关键问题，以期为页岩油气开发提供理论支持和实践指导。
在国内外学者的研究中，页岩储层体积压裂产能的研究已经取得了一定的成 果。然而，由于页岩储层的复杂性和不确定性，仍存在许多挑战和问题需要解决。 其中，如何准确预测体积压裂对产能的影响是关键问题之一。因此，本次演示将 重点探讨这个问题，并提出相应的解决方案。
页岩气藏体积压裂评价及产能模拟 研究
01 一、引言
目录
02 二、研究现状分析
03 三、重要结论
04
四、未来研究方向和 建议
05 参考内容
随着全球能源需求的不断增长，页岩气作为一种清洁、高效的能源资源，逐 渐受到各国政府的重视和青睐。页岩气藏的体积压裂评价和产能模拟研究是实现 页岩气高效开发的关键环节。本次演示将就这两个方面的研究现状和发展趋势进 行分析和探讨。
影响渗流的主要因素包括：
1、多孔介质特性：多孔介质的孔隙结构、岩石颗粒的大小和形状Hale Waihona Puke 颗粒间 的连通性等因素都会影响渗流。
2、流体性质：流体的黏度、密度、表面张力等性质也会影响渗流。 3、储层压力：储层压力的高低直接影响到流体的流动能力和方向。
4、温度：温度会影响流体的黏度和岩石的渗透性，进而影响渗流。
1、体积压裂评价方面：进一步深化数值模拟方法的研究与应用，通过精细 化建模和模拟算法的优化，提高模拟结果的精确度和可信度。同时，结合地球物 理探测技术，可以更好地揭示裂缝的分布和形态。
2、产能模拟方面：针对不同类型页岩气藏的特点，研究和比较各类产能预 测模型的适用性和精度，为实际生产提供有效的决策支持。此外，应充分考虑实 际生产过程中储层参数的变化以及采收率的影响，提高产能预测的准确性。
211250845_四川盆地页岩气立体开发缝控压裂技术应用
层位
龙一 １ ４ 上
龙一 １ ４ 下＋龙一 １ ３ 上
导眼井 １
龙一 １ ３ 下
龙一 １ ２
龙一 １ １
五峰组
脆性指数 ／ ％
Ⅰ类储层厚度 ／
ｍ
５ １０
５ ５０
３ １０
６５ ００
３ ０７
３ ９５
３ ９０
１ ４２
龙一 １ ４ 下＋龙一 １ ３ 上
导眼井 ２
ＴＯＣ ／ ％
６ ０７
龙一 １ １
上部的龙马溪组龙一１ 亚段，根据近年来页岩气勘
探开发经验，又将龙一１ 亚段自下而上分为 ４ 个小
层，该次主要研究龙一１ １ 、龙一１ ３ 、龙一１ ４ 小层的立
体开发可行性。 纵向上，龙一１ 亚段 ＴＯＣ 从上至下
逐渐增加，龙一１ １ 小层 ＴＯＣ 最高；平面上，龙一１ １
小层 ＴＯＣ 为 ４ ８％ ～ ６ ５％，由北向南逐渐减小。 纵
控压裂技术对新井进行储层改造，以探索该区块立体开发的可行性。 结果表明：密布缝技术可
增大簇间诱导应力，水力裂缝扩展路径更复杂，综合考虑年产气量和施工成本，最优簇间距为
１０ ｍ 左右；暂堵转向技术有利于提高采收率，当注入 ５０％总液量时投入暂堵材料，多簇裂缝延
伸扩展最为均匀；多功能一体化压裂液能达到真正意义上的无级变黏，变黏液体的交替注入，
度为 ２ ８ ｍ，比龙一１ １ 小层（５ ９ ｍ） 薄。 龙一１ ４ 小
层底部 至 龙 一１ ３ 小 层 顶 部 孔 隙 度 （ ５ ８％） 、 ＴＯＣ
（３ １％） 、总含气量 （ ５ ３ ｍ ３ ／ ｔ ） 和脆 性 矿 物 含 量
（６１％） 均达到Ⅰ类储层标准 ［１１－１３］ （ 表 １） 。
页岩油水平井体积压裂缝网波及体积评价新方法及应用
征矿场尺度缝网波及体积,同时页岩油发育多尺度 微纳米孔隙[22-23] ,压裂液在储层孔隙中的渗吸波 及体积是影响油水置换效率和稳产能力的重要因 素[24-25] , 矿 场 尺 度 尚 无 表 征 方 法[26-34] 。 因 此, 基 于矿场数据,耦合关键地质工程参数,建立缝网改 造体积预测模型,并利用多尺度孔隙渗吸模型定量 表征缝网渗吸体积,进而得到适合盆地页岩油缝网 波及体积计算方法,以期为同类非常规储层高效开
以室内实验结论为基础,收集了庆城油田 35 口水平井 366 段体积压裂单段和全井段微地震监 测数据,典型井监测结果如图 3 所示( 图中不同颜 色的圆点表示不同压裂段裂缝扩展信号微地震监 测事件点)。 综合室内真三轴水力压裂物理模拟 实验及微地震监测数据可知,研究区体积改造裂缝 总体呈现条带状缝网形态,形态类似“ 仙人掌” 。
事非常规油气储层改造方面的研究与管理工作。 通讯作者:陶亮(1986—) ,男,工程师,2010 年毕业于东北石油大学石油工程专业,2019 年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业,获博士学位,现主要
从事非常规油气储层改造方面的研究工作。
1 28
特种油气藏
第 30 卷
0 引 言
中国页岩 73小层以泥页岩为主,是风险勘探攻关试验 的主要目标[5] 。
盆地页岩储层埋深为 1 600 ~ 2 200 m,基质渗 透率为 0. 11 ~ 0. 14 mD,孔隙度为 6% ~ 12%,含油 饱和度为 67. 7% ~ 72. 4%,压力系数为 0. 77 ~ 0. 84。 研究 区 页 岩 油 样 品 脆 性 指 数 主 要 为 35. 0% ~ 45. 0%,平均为 43. 3%, 水平应力差主要为 4. 0 ~ 6. 0 MPa,平均为 5. 1 MPa。 对比北美二叠盆地和 中国其他页岩油储层,研究区页岩油储层具有岩石 脆性指数低和水平应力差相对较高的特点[21] 。
体积压裂与缝网压裂技术课件
四、 DB22-3缝网压裂设计要点
支撑剂选择 依据本井地质情况及目的层的埋藏深度 并按照石油天然气行业标准SY/T5108-2006 《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》， 并结合该井工艺需求，经过筛选确定100目 粉砂2.0m3和0.425-0.85mm抗压52MPa（2040目）陶粒20 m3（目数=25.4/直径*0.65）
四、 DB22-3缝网压裂设计要点
四、 DB22-3缝网压裂设计要点 DB22-3井q412层测试压裂施工工序表
2吨/天，稳定产量基本不变。
MI Energy Corporation
根据岩心观察本区张裂缝占29.
该 目支井前撑1体 剂1步积单月压井3日裂用压改量施后造为工返水6时0排间平～，井19自段0喷长m排D一3B液般，226可1-430达井70方到工q目4（11（20自号00喷0.层—返主排2排压0量0率裂03施米3工.，支工分撑序段剂表10段表—22-10段，直井压裂5层—10层。
体积压裂与缝网压裂技术
目录
一、体积压裂 二、缝网压裂 三、压裂工艺 四、DB22-3缝网压裂设计要点 五、DB22-3缝网压裂实施要点 六、初步评价 七、下步建议
MI Energy Corporation
一、体积压裂
以水力压裂技术手段实施对油气储集岩 层的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络， 实现储层内压裂裂缝波及体积的最大化，从 而极大地提高储层有效渗透率，提高采油采 气井的产量。
应力差1就5 要更小些12。.5
358.0
冻胶
4.0
50.0
1892.7
2兆帕、停泵压力17. 体积压1裂6 与缝网压10裂.3 技术 368.3
页岩气压裂复杂缝网形成条件及方法
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ᔧT
ᯊ᳔᳝ؐˈ᳔ؐЎ V H V h DŽ
山东
东营
257000
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0 fracture complexity. The technologies in favor of the formation of complex fracture network are proposed and are verified by fracturing V H V h Pmax ᯊ᳔᳝ؐ,᳔ؐ Pmax Ў ᔧT 2 Kf and micro seismic monitoring in a shale gas well.
p net ª E ' 4 ª PQL º K IC º 4 v« 4 « » 4 » ¬ H 0 ¬ E' ¼ H 0 ¼
1
2 形成缝网的力学条件
对压裂Байду номын сангаас程中天然裂缝开启的力学条件进行分析见图1。
（5）
3 有利于形成复杂缝网的工程技术
储层的地质因素是决定压裂过程中能否形成复杂缝的 根本，岩石脆性越强、天然裂缝越发育，越容易形成缝 网。但通过优选适合的工艺，也可以起到形成复杂缝并增 加复杂程度的作用 1 cos 2T
3）页岩气压裂采用低粘度减阻水，增大滤失，沟通 尽可能多的天然裂缝，使储层里形成复杂的裂缝网络结构 （简称：缝网）[1]。 裂缝越复杂，储层改造体积（SRV）越大，压裂后井 的产能越高。因此，优选合适的工艺，增加裂缝的复杂程 度，对于页岩气的高效动用开发具有重要的意义。 主应力，MPa；pi为地层初始孔隙压力，MPa；pf为地层破 裂压力，MPa；St为岩石的抗张强度，MPa。 缝内净压力主要受储层特征及人为因素两方面控制， 储层特征包括：杨氏模量、泊松比、地层水平应力及垂向 应力、断裂韧性等。人为因素包括：排量、压裂液粘度、 摩阻、平均砂比和裂缝封堵情况等。
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页岩气体积压裂缝网模型分析及应用
摘要：页岩储层孔喉细小、渗透率低，水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络
加剧了页岩气流动的复杂性。
为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征，提出了离散
裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法，并针对储层裂缝分布形态，利用商业
数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。
模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络，基于建立的多重连续
介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。
利用建立的模型，
系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。
关键词：页岩气；缝网压裂；连续介质模型；动用程度；数值模拟
1前言
页岩气储层渗透率极低，在成岩作用、多阶段构造演化、气体赋存状态及介
质尺度等方面都与常规油气藏存在较大差异，其既是烃源岩又是储集层，储层中
发育大量的微纳米孔隙和干酪根有机质，是典型的原地成藏。
近年来，随着长井
段水平井技术和分段压裂技术的发展，非常规油气资源的开发成为可能。
页岩气
储层压裂过程中容易产生裂缝网络系统，形成的多尺度天然裂缝-人工裂缝相互交
织会在储层中形成宏观优势流动区域，影响渗流场压力和流体组分的分布。
2多重连续介质基质-裂缝网格划分
目前，常采用Warron-Root双重介质模型描述基质-裂缝交互渗流机制，当本
文模型与双重介质模型网格剖分相同时二者描述的流体运移规律相同。
采用Matlab软件对笔者建立的离散裂缝耦合多重连续介质模型及Warron-Root双重介
质模型进行编程求解。
图1所示为当本文模型的网格剖分与Warron-Root双重介
质模型相同时生产井井底压力的变化规律。
图1本文模型和Warron-Root模型井底压力对比
图2不同形状因子对井底压力的影响
由图2可知，形状因子值越大，基质-裂缝窜流量就越大，表明从基质流出到
裂缝的渗流阻力越小。
在多重连续介质系统中，采用多层嵌套方法表征基质内流
体的流动规律。
进行计算分析时，将基质分成了6层。
取Km/Kf=0.00001，0.0001，0.001，0.01，0.1，研究不同岩石基质与裂缝渗透率比值下井底压力变化规律及多
重连续介质不同层的压力分布规律。
：基质与裂缝的渗透率比值较大时，井底压
力下降快，分析认为，基质渗透率与裂缝渗透率相近时流体交换流动阻力小；相反，如果基质与裂缝的渗透率比值较小，如Km/Kf=0.00001，则井底压力下降不
明显，说明流体从渗透率极低的基质中流出来较困难。
基质与裂缝的渗透率比值
较大时，流体在基质内部的流动阻力较小，流动速度较快，各层压裂达到拟稳态
的时间较短；反之，则流体的流动阻力较大，流动速度较慢，达到拟稳态流动的
时间较长。
3页岩气储层动用规律
在深入分析页岩气藏物性参数及流动特征的基础上，基于前文提出的离散裂
缝耦合多重连续介质模型建立了考虑页岩气吸附/解吸的多重孔隙介质压裂水平井复杂缝网数值模拟模型。
模拟研究单元取水平井的一侧，网格数为60×40×2，研
究工区尺寸1200m×800m×20m，采用多重连续介质模型对每个网格中流体的流动
规律进行表征，并以离散裂缝局部加密表征具有缝网系统复杂特征的人工主裂缝
及诱导大裂缝。
人工主裂缝垂直于水平井段，开启并沟通周围的天然裂缝形成诱导大裂缝，主裂缝和缝网均为天然气流通通道。
同时，将诱导次裂缝与主裂缝相互交织形成的裂缝网络所包含的区域称之为储层改造体积（stimulatedreservoirvolume，SRV）；通过调整主、次缝的条数和缝间距来改变缝网的动用程度，采用扩展朗缪尔等温吸附方程表征页岩气在基质中的动态吸附和解吸过程。
模型参数：渗透率0.0001mD，孔隙度为2%，页岩气藏深度1400.00m，页岩气组分有CO2和CH4，地层温度为60℃，模拟气藏长度1200.00m，宽度800.00m，气藏厚度20.00m，扩散系数1.08×105m2/d，基质-裂缝耦合系数0.08，岩石密度2000kg/m3，临界体积0.098m3/kg·mol，气藏的初始压力10MPa，模拟时间15年。
4裂缝纵向动用程度对页岩气产量的影响
为了评价页岩气藏裂缝网络参数对产能的影响，提出压裂水平井裂缝纵向动用程度的概念，即缝网压裂所产生的沿垂直于水平井段方向上的有效泄流（气）体积占页岩气藏储层的比值。
可知，水平井裂缝纵向动用程度与水力压裂主裂缝的长度正相关，与裂缝网络中的次缝间距负相关。
运用数值模拟方法，研究了水平井裂缝纵向动用程度对页岩气产量及压力分布的影响。
保证水平井长度相同，主裂缝和裂缝网络的导流能力均为0.1D·cm，主缝半长均为100m，间距为80m，研究次缝间距分别为10，20和30m时的页岩气产量变化规律。
缝间距越小纵向动用程度越大。
储层改造区域内次裂缝沟通了更多的基质储层，提高了储层纵向动用程度、增大了接触面积，流体流动效率也随之提高，泄气面积大幅度增大。
5结束语
由于页岩气在基质/干酪根内部流动阻力较大，流体流动速度极慢，达到拟稳态流动的时间较长，因此在页岩气建模过程中应选择多重连续介质模型，准确描述页岩气的流动状态。
基于多重连续介质模型耦合页岩气渗流机理，考虑人工主裂缝与复杂裂缝网络特征，建立了数值模拟模型。
研究表明，页岩气开发中，当储层改造体积相同时，SRV范围内能够被沟通的裂缝是贡献产量的主力，因而最大限度地开启或沟通天然裂缝，增加裂缝网络与井筒及主裂缝之间的沟通是提高页岩气产量必备条件。
参考文献：
[1]陆程，刘雄，程敏华，李兵.页岩气体积压裂水平井产能影响因素研究[J].特种油气藏，2014，21(04):108-112+156.。