页岩气储层水力裂缝转向扩展机制_陈勉

多薄层页岩压裂裂缝扩展规律

页岩压裂是一种常用的油气田开发技术，通过在页岩地层中注入高压液体，使岩石产生裂缝，从而增加岩石的渗透性，促进油气的产出。裂缝扩展规律是指在页岩压裂过程中，裂缝的扩展情况及其影响因素。裂缝扩展规律受到多种因素的影响，包括地层性质、压裂液性质、注入压力、注入速度等。

首先，地层性质对裂缝扩展规律有重要影响。页岩的岩石力学性质、孔隙结构、裂缝密度等都会影响裂缝的扩展情况。不同类型的页岩地层对压裂的响应也会有所不同。

其次，压裂液的性质对裂缝扩展规律也有影响。压裂液的黏度、密度、流变特性等会影响裂缝的扩展速度和形态。合理选择压裂液的性质可以更好地控制裂缝的扩展。

注入压力和注入速度也是影响裂缝扩展规律的重要因素。较高的注入压力和速度可以促进裂缝的扩展，但过高的压力和速度也可能导致裂缝失稳或者超出设计范围。

此外，裂缝扩展规律还受到地应力、岩石的断裂韧性、裂缝间的相互作用等因素的影响。这些因素的综合作用决定了裂缝扩展的规律。

总的来说，多薄层页岩压裂裂缝扩展规律是一个复杂的问题，需要综合考虑地层性质、压裂液性质、注入参数等多个因素。只有充分理解裂缝扩展规律，合理设计压裂方案，才能取得良好的压裂效果，提高油气田的开发效率。

水力压裂裂缝形态的影响因素研究

[摘要]水力压裂所形成的裂缝形态是影响油气井增产增注的主要因素，而水力压裂施工所形成的裂缝形态各异，受很多因素的影响，包括天然因素和施工因素。天然因素主要有地应力、天然裂缝等；施工因素主要包括了射孔和排量。其中地应力是决定裂缝走向的重要条件，天然裂缝和水力裂缝相交后会对水力裂缝的走势造成一定的影响，而射孔的施工会影响地应力的分布，其他的那些因素或多或少的影响着裂缝的延伸，裂缝形态是上述因素综合影响的结果。通过对水力压裂裂缝形态的研究，对以后不同地层的压裂施工所形成的裂缝形态可以提前猜测，从而得到更有利于增产增注的裂缝形态。

[关键词]水力压裂；裂缝形态；天然因素；施工因素

中图分类号：TE357.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X14-0314-01

在目前的油田条件下，高含水、低渗透和稠油等不利条件都或多或少的存在于大局部的油水井中。注水井增注和油气井增产的一项重要的技术措施就是水力压裂，而且这些问题都可以通过水力压裂来解决，在油气层内部形成足够长度的高导流能力的填砂裂缝就是水力压裂的目标所在，使油气水在裂缝中比拟畅快的流动，摩擦阻力也比拟小，以此来提高增产增注的效果。而判断水力压裂的增产效果好与坏的主要依据就是水力压裂所形成的是水平裂缝还是垂直裂缝，所以研究和判断水力压裂裂缝的有效方法是十分重要的，然而只有了解了裂缝形态所形成的影响因素，才能更好的判断和解释裂缝的形态。

1、天然因素对水力压裂裂缝形态的影响

地应力一般分为三个主应力，这三个主应力与水力压裂施工所需要的破裂压力以及裂缝破裂的方向都是直接相关的，水力裂缝发生和延伸的平面一般是与最小主应力相垂直的平面。如果压裂裂缝是垂直的，那么水平主应力为最小值；当最小值是垂向主应力时，人工水力裂缝将扩展为水平缝。水力裂缝总是沿着阻力最小的方向发生及扩展，也就是说在垂直于最小主应力的平面上产生和延伸。因此在油水井进行压裂施工时，油层中水平主应力与垂向主应力的相对大小决定了在油层中出现何种形态的裂缝，即在σx>σz>σy或者σz>σx>σy这两种情况下时，水力压裂会产生垂直的裂缝；在σx>σy>σz这种情况之下，水力压裂会生成水平的裂缝；在σx>σy≈σz的情况下，可能生成的是水平和垂直之间的裂缝。

新型页岩气储层保护剂 SDME-2的制备及特性

董兵强;邱正松;王伟吉;钟汉毅;宋丁丁

【摘要】页岩气钻探开采过程中,钻井液滤液侵入页岩储层易导致严重的水敏损害和液相圈闭,严重影响了页岩气地层钻井安全及页岩气产能。针对页岩气储层特性及储层损害主要因素,基于纳米乳液制备理论及页岩储层保护基本原理,利用

Gemini 季铵盐型表面活性剂 GTN、Tween80、正戊醇和正辛烷作为主要原料,制备出了纳米乳液储层保护剂 SDME-2。性能评价结果表明,SDME-2具有超低的界面张力,可使页岩表面由水湿转变成中性润湿,显著降低岩心残余水饱和度,提高超低渗页岩岩心渗透率恢复值,降低储层水锁伤害；可显著降低页岩对甲烷的吸附量,有利于甲烷分子的低压解吸。以纳米乳液 SDME-2作为储层保护剂,构建了页岩气储层保护水基钻井液。性能评价结果表明,该钻井液流变性良好,抑制性强,具有优良的储层保护性能。%Water sensitive damage and liquid trap caused by water-based drilling fluid invasion are very prominent problems in the process of

shale gas drilling and exploitation,which seriously affect drilling safety and

production of shale gas well. According to the shale gas reservoir

characterization and reservoir damage factor,based on nanoemulsion

theory and basic reservoir protection principle,a novel nanoemulsion

agents named SDME-2 were developed by employing Gemini hyamine

页岩储层压裂液渗吸及返排机理研究进展

第49卷第11期当代化工 Vol.49，No.11 2020年11月 Contemporary Chemical Industry November，2020

基金项目：“十三五”国家科技重大专项，涪陵页岩气水平井多段压裂效果与生产规律分析研究（项目编号：2016ZX05060-007）。收稿日期： 2020-03-12 作者简介：屈亚光（1984-），男，湖北省荆州市人，高级工程师，博士，2011年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业，研究方向：油气田开发。E-mail：。

页岩储层压裂液渗吸及返排机理研究进展

屈亚光，巩旭，石康立，刘一凡，马国庆，王啸

（长江大学石油工程学院，武汉 430100）

摘要：中国页岩气可采资源量排名世界前列，但由于页岩气存在于致密的储层中，很难使用常规技术将

其开采，需要经过大规模的压裂才可以得到较为可观的产量。一般而言，页岩气的产量应与压裂液的返排量呈

正相关。然而，实际生产过程中普遍出现“万方液，千方砂”，甚至返排率越低产量越高的现象，这与理论分

析结果相差较大。通过调研前人文献，发现其主要是利用不同TOC含量的岩样在常温常压下进行压裂液的渗

吸与返排实验，并通过分析实验数据得出了储层岩石的含水饱和度、毛管压力、流体物性、润湿性等因素均会

对压裂液的渗吸与返排产生不同程度的影响。若能揭示压裂液在不同页岩储集层中的渗吸和返排机理，将会对

优化页岩水平井设计和提高页岩气产量有很好的指导意义。

关键词：页岩气；压裂；渗吸；返排

中图分类号：TE349 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）11-2532-04

Research Progress of Imbibition and Backflow Mechanism of

Fracturing Fluids in Shale Reservoirs

裂缝性致密油藏地质-工程一体化开发

侯冰;刘庆;耿智;盛世锋

【摘要】以克拉玛依油田克80井区风城组裂缝性致密火成岩油藏为例,为提高单井产能,提出了地质-工程一体化开发技术.在有效识别储集层天然裂缝潜在发育区域的基础上,准确预测区域地应力和三维储集层岩石力学强度,建立区域可压裂性评价方法,优选压裂“甜点”,在压裂“甜点”上对目标井位进行产能模拟和压裂方案优化,并最终确定工程方案.钻井结果表明,地质-工程一体化开发有效提高了储集层缝网沟通规模,增大了泄流面积,从而提高了增产效率,单井产量提高显著.同时,可对甜点区域进行二次工程改造,通过增加压裂液液量提高施工规模,进一步提高单井产能.上述应用效果证明了地质-工程一体化开发技术的有效性和推广价值,对裂缝性致密油藏的高效开发具有重要意义.

【期刊名称】《新疆石油地质》

【年(卷),期】2018(039)004

【总页数】5页(P480-484)

【关键词】地质-工程一体化;裂缝性致密储集层;单井产能;天然裂缝;压裂规模;泄流面积

【作者】侯冰;刘庆;耿智;盛世锋

【作者单位】中国石油大学油气资源与工程国家重点实验室,北京102249;中国石油新疆油田分公司低效油田开发公司,新疆克拉玛依834000;中国石油大学油气资源与工程国家重点实验室,北京102249;中国石油新疆油田分公司低效油田开发公司,新疆克拉玛依834000 【正文语种】中文

【中图分类】TE34

裂缝性致密油藏储集层具有低孔低渗、平面非均质性强、纵向多隔夹层等特点[1]，开发时存在单井产能低、递减速度快的问题，其主要原因是地质评价与工程设计脱节。因此，在有效识别区域压裂“甜点”的基础上，采取地质-工程一体化开发技术能够实现高产[2-4]。针对裂缝性页岩储集层，实施大规模水平井压裂改造，可以有效提高缝网扩展规模[5-6]。文献［7］基于中国南方海相山地页岩气储集层甜点评价指标，建立了页岩气储集层“地球物理、储集层地质、裂缝系统、岩石地质力学”一体化综合评价三维模型。文献［8］针对中国南方海相页岩气的开发特点，提出了“钻井品质”概念，形成了“品质三角形”（储集层品质、钻井品质和完井品质），并提出了与工厂化钻完井作业相适应的页岩气开发地质-工程一体化的技术路线。文献［9］和文献［10］总结了中国非常规油气藏领域钻完井关键技术和方法，指出了国内亟待提高水平井分段完井技术、工厂化钻完井与体积压裂一体化理论和技术方法。文献［11］针对低渗透砂岩储集层，提出了油气藏描述和数值模拟技术一体化思想，能较好地解决石油地质研究和油气藏工程的衔接问题，为油气藏开发的动态预测和方案优化奠定了基础。因此，地质-工程一体化开发是实现裂缝性致密油藏高效开发的最佳途径。

深层页岩缝网压裂关键力学理论研究进展

摘要:随着埋藏深度的增加，构造复杂程度、地层温度和压力增加，地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都有不同程度的增大，水平井分段多簇压裂技术在深层页岩气勘探开发中遭遇重大挑战，面临着以下亟待解决的问题：①深层高应力下页岩脆性与可压性评价；②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展；③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置；④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑；⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑，基于页岩脆性与可压性评价、多裂缝网络竞争起裂扩展、裂缝网络中支撑剂输送、高应力下裂缝网络的支撑和水岩作用机理等深层页岩压裂关键力学理论，系统分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势，进而指出了深层页岩气储层压裂关键力学理论的发展方向：①高温高应力下流固耦合的页岩脆性模型和可压裂性评价模型；②高温高应力水岩作用下页岩的本构方程和各向异性页岩破裂压力预测模型；③支撑剂输送下的三维裂缝网络扩展模拟；④裂缝网络中支撑剂转向输送机制和粗糙弯曲裂缝网络中支撑剂输送模拟；⑤缝网中各级裂缝导流能力综合优化；⑥页岩软化机制和水化微裂缝起裂扩展机理。结论认为，该研究成果对于推动和促进深层页岩气储层相关压裂理论的发展和压裂技术的进步具有借鉴和参考作用。关键词: 深层页岩气；储集层；脆性；可压裂性；裂缝扩展；支撑剂输送；支撑机理；水化

0 引言

页岩气储层埋深介于3 500 ～ 4 500 m 的被界定为深层页岩气[1-3]，借鉴四川盆地3 500 m 以浅页岩气规模效益开发的成功经验，深层页岩气效益开发已经取得了初步的技术进展，目前主要形成了密切割分段压裂[2]、大孔径等孔径射孔[4]、变黏度压裂液多级交替注入[5]、大排量低黏滑溜水加砂[6]、大规模高强度小粒径组合支撑剂和暂堵转向改造[7] 等工艺技术，其主要目的是增加深层页岩储层裂缝的复杂程度、维持高闭合压力下的支撑裂缝导流能力。但现场实践表明，深层页岩气总体开发效果还不够理想，尚不能满足深层页岩气规模效益开发的要求[8]。水平井分段多簇压裂技术在深页岩气的勘探开发中遭遇重大挑战，主要是由于随着埋藏深度的增加，构造复杂程度、地层温度和压力增加，地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都不同程度的增大[4]。这导致了深层页岩储层压裂面临以下亟待解决的问题：①深层高应力下页岩脆性与可压性评价；②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展；③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置；④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑；⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。对上述问题认识不清，导致深层页岩压裂形成的裂缝网络复杂程度和支撑效率低、改造体积小，在一定程度上使得深层页岩气井虽然通常初始产量较高，但递减速度快（第1 年递减率常常大于80%[9]）。因此，需结合深层页岩储层的工程力学特征，从裂缝的起裂、扩展和支撑等方面开展深入的力学理论研究。深层页岩气储层压裂关键力学理论是中深层页岩储层相关理论的继承、应用和发展，国内外学者在相关领域已经做了大量的研究。为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑，笔者结合相关理论的研究进展和课题组的研究成果，从页岩脆性和可压裂性、复杂多裂缝起裂与扩展、缝网裂缝支撑剂输送、高应力下裂缝支撑和水岩作用机理等方面分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势，以期为促进我国深层页岩储层水平井与压裂理论的发展和技术的进步提供借鉴和参考。

页岩储层压裂物理模拟技术进展及发展趋势

doi:10.11911/syztjs.2023096引用格式：侯冰，张其星，陈勉. 页岩储层压裂物理模拟技术进展及发展趋势[J]. 石油钻探技术，2023, 51（5）：66-77.HOU Bing, ZHANG Qixing, CHEN Mian. Status and tendency of physical simulation technology for hydraulic fracturing of shale reservoirs [J].Petroleum Drilling Techniques，2023, 51(5)：66-77.页岩储层压裂物理模拟技术进展及发展趋势侯冰1，张其星2,3，陈勉2,3（1. 中国石油大学（北京）克拉玛依校区石油学院，新疆克拉玛依 834000；2. 油气资源与工程全国重点实验室（中国石油大学（北京））, 北京102249；3. 石油工程教育部重点实验室（中国石油大学（北京））, 北京 102249）摘　要: 传统压裂物理模拟难以仿真深部储层高温高压、复杂地应力和工况环境，在模拟分段细分射孔工艺和实时监测裂缝扩展路径等方面存在一定挑战。系统调研了真三轴压裂物理模拟试验的试样制备、压裂井型和射孔组合、装置原理、相似准则和裂缝监测方式等，探究变排量、交替注液作用模式，穿层压裂缝高延伸机制，缝群压裂竞争扩展和暂堵转向模式；研究厘清了变排量和交替注液在提升缝网改造规模上的差异性，归纳了层状页岩储层水力裂缝缝高穿层主控因素排序，揭示了密切割多段多簇施工模式下裂缝群竞争扩展下的非平面、非对称和非均衡等扩展特征，总结了暂堵后裂缝转向扩展形态，指出“井工厂”立体压裂物理模拟、智能化和数字化为未来研究趋势。采取调整压裂时机、改变射孔参数和优化压裂液性能等措施可以有效控制裂缝扩展路径，能大幅度开启多尺度弱面，增大页岩储层压裂造缝规模。研究结果对深层和超深层页岩储层优化压裂施工参数、提升压裂改造效果具有一定的借鉴作用。关键词: 真三轴物理模拟；试样制备；裂缝监测；缝网压裂；缝群压裂中图分类号: TE357 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2023）05–0066–12Status and Tendency of Physical Simulation Technology forHydraulic Fracturing of Shale ReservoirsHOU Bing1, ZHANG Qixing2,3, CHEN Mian2,3(1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum-Beijing at Karamay, Karamay, Xinjiang, 834000, China;2. National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering(China University of Petroleum(Beijing)), Beijing, 102249,China; 3. MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering(China University of Petroleum (Beijing)), Beijing, 102249, China)Abstract: Traditional hydraulic fracturing physical simulations face challenges such as simulating hightemperature and high pressure, complex in-situ stress and working conditions, staged and subdivided perforationtechnologies, and real-time monitoring of fracture propagation. The sample preparation, well type and perforationcombinations, device principles, similarity criteria, and fracture monitoring methods in true triaxial fracturing physicalsimulation experiment were systematically investigated. The variable displacement, alternating fluid injection modes,vertical fracture propagation mechanisms, competitive propagation among fracture groups, and fracture turning modesafter temporary plugging were explored. The differences between variable displacement and alternating fluid injectionin improving the scale of fracture network stimulation were clarified, and the ranking of the main controlling factors forhydraulic fractures and vertical fracture propagation in layered shale reservoirs was summarized. The non-planar,asymmetric, and unbalanced propagation characteristics of fracture groups in competitive propagation under densecutting and multistage/multi-cluster fracturing were revealed, and the fracture propagation pattern after temporaryplugging was summarized. Three-dimensional fracturing physical simulation, intelligence, and digitization of wellplants were pointed out as future research trends. Adjusting the fracturing timing, modifying perforation parameters,收稿日期: 2023-07-24；改回日期: 2023-09-04。作者简介: 侯冰（1979—），男，辽宁北镇人， 2002年毕业于辽宁石油化工大学油气储运工程专业，2009年获中国石油大学（北京）油气井工程专业博士学位，教授，博士生导师，主要从事石油工程岩石力学相关研究。E-mail：***************.com。基金项目：国家重点研究与发展计划–中美政府间国际合作项目“深部含煤岩系超临界CO2穿层压裂–驱替–封存评价技术研究”（编号：2022YFE0129800）、中国石油天然气集团有限公司–中国石油大学（北京）战略合作科技专项“鄂尔多斯盆地致密油–页岩油富集、高效开发理论与关键技术研究”（编号：ZLZX2020-02）联合资助。第 51 卷第 5 期石油钻探技术Vol. 51 No.5 2023 年 9 月PETROLEUM　DRILLING　TECHNIQUESSep., 2023

页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展

一、本文概述

随着全球能源需求的持续增长，页岩气作为一种重要的清洁能源，其开发与应用日益受到人们的关注。页岩储层水力压裂裂缝扩展是页岩气开发过程中的关键技术，其模拟研究对于优化压裂工艺、提高页岩气采收率具有重要的指导意义。本文旨在全面综述页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟的最新研究进展，以期为相关领域的研究人员和技术人员提供有益的参考。

本文首先介绍了页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟的研究背景和意义，阐述了水力压裂技术在页岩气开发中的重要作用。接着，文章回顾了国内外在该领域的研究现状，包括裂缝扩展模型的建立、数值模拟方法的发展以及实际应用案例的分析等方面。在此基础上，文章重点分析了当前研究中存在的问题和挑战，如裂缝扩展过程中的多场耦合作用、裂缝形态的复杂性以及模型参数的确定等。

为了推动页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟研究的发展，本文提出了一些建议和展望。应加强基础理论研究，深入探究裂缝扩展的物理机制和影响因素，为模型的建立提供更为坚实的理论基础。应发展更为先进、高效的数值模拟方法，以更好地模拟裂缝扩展的复杂过程。还应加强实验研究和现场应用，以验证和完善模拟模型，推动水力压裂技术的不断进步。

通过本文的综述和分析，相信能够为页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟研究提供新的思路和方向，为页岩气的高效开发提供有力的技术支持。

二、页岩储层特性分析

页岩储层作为一种典型的低孔低渗储层，其独特的物理和化学特性对水力压裂裂缝的扩展具有显著影响。页岩储层通常具有较高的脆性，这是由于页岩中的矿物成分（如石英、长石等）和微观结构（如层理、微裂缝等）所决定的。脆性高的页岩在受到水力压裂作用时，更容易形成复杂的裂缝网络，从而提高储层的改造效果。

页岩储层中的天然裂缝和层理结构对水力压裂裂缝的扩展具有重要影响。这些天然裂缝和层理结构可以作为裂缝扩展的潜在通道，使得水力压裂裂缝能够沿着这些路径进行扩展，从而提高裂缝的复杂性和连通性。同时，天然裂缝和层理结构的存在也会增加水力压裂过程中的不确定性，使得裂缝扩展的控制变得更为复杂。

页岩气储层水力压裂裂纹扩展规律研究

1. 前言

页岩气作为一种非常重要的天然气资源，已经被广泛应用。然而，在生产过程中，有一些特殊的挑战，其中最重要的是寻找适当的生产技术。页岩气储层水力压裂是目前能够有效提高页岩气产量的一种技术。本文旨在研究页岩气储层水力压裂后裂缝的扩展规律，以便更好地理解页岩气藏的开采机理，并为优化页岩气开采提供指导。

2. 页岩气储层水力压裂原理

水力压裂是一种通过将高压水注入油气储层，以形成压力，利用岩石自身的脆性破裂形成裂缝，以释放页岩气的技术。页岩气储层是一种岩石层，由于其压实度较高，裂缝不易形成，其自然气渗透率较低，导致天然气产量较低。为了提高页岩气生产效率，需要通过水力压裂来扩大储层裂缝面积，增加气体开采量。

页岩气储层水力压裂的主要机理是压力差，即通过向井口注入高压水，使水在地下压缩，从而形成高压前缘。压力前缘的到达速度越快，压缩效果越明显，在储层内形成最大的应力差。当应力差超过岩石地下的抗拉强度时，岩石就会发生断裂，形成裂缝。

水力压裂主要受到多种因素的影响，其中包括注入流量、注入压力、裂缝网络、岩石物性和水路径等因素。为了更好地控制水力压裂作用，需要对这些因素进行详细的研究和掌握。

3. 裂缝扩展规律研究裂缝的扩展规律是页岩气储层水力压裂的核心问题。通过对裂缝扩展过程的研究，可以更好地了解页岩气储层的开采特性，为页岩气储层的优化开发提供技术支持。

3.1 裂缝扩展过程

在页岩气储层水力压裂过程中，高压水通过注入口迅速进入岩石层内，形成一个高压区域。在高压区域的受力作用下，岩石发生了断裂，从而形成了一系列裂缝。这些裂缝的密度和深度是由岩石的物性、注入流量和注入压力等因素来决定的。

裂缝的扩展会受到多个因素的影响，其中最重要的因素是注入水的流量和压力。注入水的流量越大，扩展的裂缝数量越多，裂缝的长度和深度也越大。当注入水的压力越高，裂缝的深度和长度也会随之增加。此外，地质条件和岩石物性也会影响裂缝的扩展过程。

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。