钻孔水力压裂论文

钻孔水力压裂论文（精选7篇）

钻孔水力压裂论文 篇1

在煤矿安全生产过程中, 瓦斯一向是威胁煤矿安全生产的主要灾害之一[1]。目前, 通过瓦斯抽采, 减少煤层中的瓦斯含量, 是防治瓦斯灾害的重要举措[2]。然而, 煤层开采深度的不断增加, 使煤层透气性急剧性降低, 从而使得瓦斯的抽采受到严重的影响。因此, 如何提高煤层的透气性成为实现煤矿安全高效生产的重要措施[3]。

本文主要针对水力压裂增透机理研究上存在的问题和不足, 采用水力压裂相似模拟试验[4], 着重研究压裂过程中水的运移轨迹, 水压对煤层顶底板的应力场的扰动规律以及瓦斯的运移轨迹等, 探讨水力压裂影响的位置区段的“渗流场、瓦斯场、应力场”的重新分布的规律, 完善水力压裂的增透机理[5]。本论文选题对水力压裂增透机理的研究以及压裂工艺的改良具有理论指导的作用[6]。

1 相似模拟实验

1.1 实验装置

实验设备为长方体箱体, 其四周壁面和底部是由10mm的Q345 钢板焊接而成, 箱体的内部空间尺寸是长500mm宽500mm高600mm, 按照1:30 的几何相似比, 该实验腔体可模拟15m×15m×18m范围的现场煤岩体。实验系统设计如图1 所示:

如图设计连接, 同时将各数据线接入YE2539 高速静态应变仪。

2 相似模拟实验的结果与分析

2.1 水压数据分析

本次分为两个类型四次实验进行, 前两次千斤顶未施加压力进行水力压裂实验以及经放水后再次进行水力压裂实验, 后两次千斤顶施加压力的同时进行水力压裂实验以及经放水后再次进行水力压裂实验。第一次实验箱体内试块水力压裂过程中的水力压裂孔水压与随时间的变化关系如图2 所示。

随着钻孔里面的水被迅速注满, 开始时水压力迅速升高, 在第78s时, 水压力达到最大值1.0MPa, 之后水压短暂处于高峰值, 水力压裂孔位置开始发生孔口破裂, 并且由于孔口破裂破裂导致储液空间开始突然变大, 水压力出现急剧的下降, 在短时间内降至0.7Mpa。此后, 维持在0.6MPa与0.5MPa之间来回变动, 水压裂缝的每一次的拓展都会同时伴随水压力的对应上升和下降。随着水的继续注入, 达到储液空间的压力重新平衡后, 水压不会再继续下降, 开始又一次升高, 水压裂缝进一步开始增加。水压力到达最大之后出现下降直到一稳定值, 该压力就是裂缝张开的压力, 一直到注水结束, 水压的最大值就是试块的初次破裂压力。

第二次实验箱体内试块在经过放水后, 又重新进行压裂, 水力压裂过程中的水力压裂孔水压与随时间的变化关系如图3 所示。

随着钻孔里面的水被迅速注满, 开始时水压力迅速升高, 在第62s时, 水压力达到最大值0.7MPa, 水力压裂孔位置开始发生孔口破裂, 并且由于孔口破裂导致储液空间开始突然变大, 水压力出现下降, 在短时间内降至0.6MPa, 之后维持一段时间。此后, 水压力维持在0.6MPa与0.5MPa之间来回变动, 之后在0.5MPa维持一段时间。水压裂缝的每一次的拓展都会同时伴随水压力的对应上升和下降。随着水的继续注入, 达到储液空间的压力重新平衡后, 水压不会再继续下降, 开始又一次升高, 水压裂缝进一步开始增加。水压力到达最大之后出现下降直到一稳定值, 该压力就是裂缝张开的压力, 一直到注水结束, 水压的最大值就是试块的初次破裂压力。

第三次实验箱体内试块水力压裂过程中的水力压裂孔水压与随时间的变化关系如图4 所示。

随着钻孔里面的水被迅速注满, 开始时水压力迅速升高, 在第66s时, 水压力达到最大值1.7MPa, 水力压裂孔位置开始发生孔口破裂, 并且由于孔口破裂破裂导致储液空间开始突然变大, 水压力出现急剧的下降, 在短时间内降至1.4MPa。此后, 维持在1.3MPa与1.2MPa之间来回变动, 后来在1.2MPa与1.1MPa之间来回变动。水压裂缝的每一次的拓展都会同时伴随水压力的对应上升和下降。随着水的继续注入, 达到储液空间的压力重新平衡后, 水压不会再继续下降, 开始又一次升高, 水压裂缝进一步开始增加。水压力到达最大之后出现下降直到一稳定值, 该压力就是裂缝张开的压力, 一直到注水结束, 水压的最大值就是试块的初次破裂压力。

第四次实验箱体内试块在经过放水后, 又重新进行压裂, 水力压裂过程中的水力压裂孔水压与随时间的变化关系如图5 所示。

随着钻孔里面的水被迅速注满, 开始时水压力迅速升高, 在第44s时, 水压力达到最大值1.2MPa, 之后水压维持在1.2MPa, 在第270s水压力出现下降, 降至1.1MPa, 此后在1.2MPa与1.1MPa之间来回变动, 之后在1.2MPa开始维持一段时间。水压裂缝的每一次的拓展都会同时伴随水压力的对应上升和下降。随着水的继续注入, 达到储液空间的压力重新平衡后, 水压不会再继续下降, 开始又一次升高, 水压裂缝进一步开始增加。水压力到达最大之后出现下降直到一稳定值, 该压力就是裂缝张开的压力, 一直到注水结束, 水压的最大值就是试块的初次破裂压力。

2.2 应力和应变的情况分析

第一次实验可以得出:煤层的应变数据虽波动较大, 但整体呈现上升趋势, 煤层形变逐渐变大, 顶底板的应力数据有上升也有下降, 可以看出在水力压裂过程中, 煤层顶底板出现应力的转移和应力的重新分布。

第二次实验可以得出:煤层的应变数据波动较大, 整体维持在一个范围波动, 煤层形变由于第一次压裂已达到一定程度, 并且由于前次的湿润, 煤层弹性形变能力增大。顶底板的应力数据有上升也有下降, 可以看出在水力压裂过程中, 煤层顶底板出现应力的转移和应力的重新分布。

第三次实验可以得出:煤层的应变数据虽波动较大, 但整体呈现上升趋势, 煤层形变逐渐变大, 顶底板的应力数据有上升也有下降, 但整体呈现上升趋势, 局部测点波动中又出现正态分布的峰值, 可以看出在水力压裂过程中, 煤层顶底板出现应力的集中、应力的转移和应力的重新分布。

第四次实验可以得出:煤层的应变数据波动较大, 整体维持在一个范围波动, 但水力压裂孔下方的测点在开泵与停泵时随水压剧烈变化也出现剧烈变化。顶底板的应力数据有上升也有下降, 可以看出在水力压裂过程中, 煤层顶底板出现应力的转移和应力的重新分布。

2.3 裂隙发育情况及水的运移轨迹分析

水力压裂实验结束后, 将煤层顶板去除, 并且将煤层断面剖开后, 对裂隙发育情况及水的运移轨迹进行分析。

水力压裂实验结束后, 在水力压裂孔周围可以看到明显的裂隙分布, 因为水中加有滑石粉所以水渗透到的地区会留下明显的白色痕迹。在煤层不同深度的切面, 被滑石粉染色的程度差别很大, 越靠近水力压裂孔出水孔的位置被染色的程度越深。因此可以推测出水的运移轨迹是以水力压裂孔出水孔的位置为中心, 往外不断拓展。裂隙以水力压裂孔为中心向外延伸, 因此可以推测水力压裂实验后煤层裂隙发育情况良好。

3 结论

通过煤层的水力压裂卸压增透相似模拟实验, 对相关参数的研究和分析得出以下结论:

(1) 水力压裂实验结束后, 水渗透到的地区会留下明显的白色痕迹。在煤层不同深度的切面, 被滑石粉染色的程度差别很大, 越靠近水力压裂孔出水孔的位置被染色的程度越深。因此可以推测出水的运移轨迹是以水力压裂孔出水孔的位置为中心, 往外不断拓展。在水力压裂孔周围可以看到明显的裂隙分布, 裂隙以水力压裂孔为中心向外延伸, 同时结合电阻率测试系统的数据分析可以推测出水力压裂实验后煤层内部裂隙发育情况良好。

(2) 随着钻孔里面的水被迅速注满, 水压力迅速升高, 水压力达到最大值后短暂处于高峰值, 随后水力压裂孔位置开始发生孔口破裂, 水压力出现下降, 之后水压力开始维持一段时间稳定并开始呈现周期性的上升与下降, 水压裂缝的每一次的拓展都会同时伴随水压力的对应上升和下降。第一个水压力的最大值即为试块的初次破裂压力, 周期性的上升与下降的水压力值即为裂缝的张开压力。

(3) 结合电阻应变砖和微型土压力盒测得的数据, 总结出煤体应变在初次压裂时呈现整体增加的趋势, 之后煤体被湿润后煤体的弹性形变能力增大。同时总结出在水力压裂过程中, 煤层顶底板出现应力的集中、应力的转移和应力的重新分布。

参考文献

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[4]连志龙, 张劲, 吴恒安等.水力压裂扩展的流固耦合数值模拟研究[J].岩土力学, 2008, 29 (11) :3021-3026.

[5]闫金鹏, 刘泽功, 姜秀雷等.高瓦斯低透气性煤层水力压裂数值模拟研究[J].中国安全科学生产技术, 2013, 9 (08) :27-32.

[6]付江伟.井下水力压裂煤层应力场与瓦斯流场模拟研究[D].北京:中国矿业大学, 2013, 5-8.

页岩气水平井水力压裂技术 篇2

1 压裂机理

页岩气资源丰度低, 最大限度增加储层的改造体积是压裂的主要目的。为达到储量的体积动用, 主要采用“缝网压裂”技术, 机理为:当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时, 容易产生分叉缝, 多个分叉缝就会形成“缝网”系统, 其中以主裂缝为“缝网”系统的主干, 分叉缝在距离主缝延伸一定长度后, 又恢复到原来的裂缝方位, 最终形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统。

页岩气储层要实现体积动用, 主要取决于页岩的可压性。页岩的脆性越大, 越容易形成网状裂缝;而脆性越小, 则形成网状裂缝的可能性越小。脆性指数主要由矿物成分[2]和埋藏深度决定。水力压裂在富含硅质、钙质的页岩中要比在富含粘土质页岩中更容易形成缝网, 一般要求石英、长石、方解石矿物含量大于30%, 粘土含量<25%。脆性指数与埋深呈负相关关系, 埋深变浅, 脆性增加。

2 水平井复合桥塞多段分簇体积压裂

体积压裂通过优化段间距, 采用“分段多簇”射孔、加密布缝, 利用缝间应力干扰, 促使裂缝转向, 形成缝网。缝间距的优化是水平井体积压裂技术的关键, 若缝间距离过大, 影响页岩气单井产量, 缝间距离过小, 裂缝延伸困难, 当缝间干扰恰当时, 才能实现天然微裂缝大量开启、人工裂缝转向延伸与穿过延伸, 实现页岩气的体积开发。

水平井套管固井后, 第一级使用连续油管传输带射孔, 后续各段采用泵入式电缆传输桥塞与射孔联作工艺。桥塞与射孔枪的下入过程主要分为两个阶段, 直井段工具串依靠自重下入, 水平段采用泵注方式推到指定位置。通过分级点火装置, 座封桥塞, 再上提射孔枪到达上段射孔位置进行射孔作业。在分段压裂过程中通过逐级下入桥塞、射孔枪, 实现水平井分段压裂改造。分层压裂改造完成后用连续油管快速钻磨桥塞。

压裂时采用“大液量、大排量、小粒径、低砂比、段塞式”滑溜水注入方式。前期使用酸液溶解矿物质来沟通裂缝, 与大排量滑溜水构建远井复杂裂缝网络, 后期采用低浓度胍胶, 提高近井主缝导流能力。

压裂液主要为滑溜水和低浓度胍胶液, 滑溜水成本低, 可以在不减产的前提下节约30%的成本。同时, 滑溜水是一种低粘度流体, 表现为剪切特性, 剪切力使2个裂缝粗糙面产生剪切滑移, 停泵后粗糙面使它们不能再滑回到原来的位置, 保持裂缝较高的导流能力。

3 水平井连续油管水力喷射分段压裂

水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、隔离一体化的水力压裂技术, 适用于套管、衬管、裸眼等完井方式, 主要用于需要定点压裂的水平井分段压裂。利用连续油管进行水力喷砂射孔, 然后再通过油套合压提高施工排量, 实现射孔-压裂联作。连续油管压后上提进行多层压裂, 大大提高了工作效率, 降低了施工成本。理论上不受完井方式限制, 可实施定点、分段、分簇改造, 改造后井内无工具残留。

管柱结构主要有安全接头、不同形式的水力锚、喷枪、封隔器、单流阀、筛管和导向头构成。压裂时油管、套管同时注液增压, 喷射处的孔眼内裂缝最先起裂、扩展, 通过油套环空加砂, 支撑剂将沿起裂的裂缝进入地层, 实现裂缝仅在水力喷射形成的孔眼位置处破裂和扩展, 而在其它层位处的环空压力低于地层起裂压力, 裂缝不再扩展, 达到分簇射孔体积压裂效果。

4 水平井多井同步体积压裂

同时对配对井进行压裂, 使压裂液及支撑剂在高压下从1口井向另1口井运移距离最短, 促使水力裂缝扩展过程中相互作用相互影响, 以产生更复杂的缝网, 增加裂缝密度, 增加改造体积, 提高单井产量。同步压裂最初是两口距离小, 且深度大致相同的水平井的同时压裂, 目前已发展到3口、甚至4口井的同时压裂。

5 结论

(1) 压裂增产技术是开发成功的关键, 针对页岩气储层特性采用了水平井复合桥塞多段分簇体积压裂、连续油管水力喷射分段压裂、同步压裂等, 且北美已普遍应用套管阀分段压裂、“快速压裂系统”、多种分段工艺组合压裂等, 应加快技术的引进与转化。

(2) 工厂化压裂模式可加快施工进程、降低压裂成本, 大规模改造技术对压裂材料低成本、高性能、储层的良好配伍性及回收利用提出了更高需求, 应针对大规模改造研发新型压裂材料及添加剂。

摘要：中国的页岩气资源量非常丰富, 但页岩气的开发起步比较晚, 目前还处于最初阶段。本文详细的介绍了页岩气压裂改造机理, 以及目前页岩气开发中常用水平井压裂工艺的原理和主要做法, 包括水平井复合桥塞多段分簇压裂技术、连续油管水力喷射分段压裂技术、水平井多井同步体积压裂技术, 通过对各种工艺详细分析, 在页岩气开发上又取得了一些新的认识。

关键词：页岩气,水平井,缝网压裂,体积压裂

参考文献

[1]Dan Jarvie.Evaluation of hydrocarbon generationand storage in the Barnett shale, Ft.Worth basin, Texas[R].Texas:Humble Geochemical ServicesDivision, 2004[1]Dan Jarvie.Evaluation of hydrocarbon generationand storage in the Barnett shale, Ft.Worth basin, Texas[R].Texas:Humble Geochemical ServicesDivision, 2004

[2]BOWKER K A.Recent development of theBarnett Shale play, Fort Worth basin[J].WestTexas Geological Society Bulletin, 2003, 42 (6) :1-11[2]BOWKER K A.Recent development of theBarnett Shale play, Fort Worth basin[J].WestTexas Geological Society Bulletin, 2003, 42 (6) :1-11

[3]刘洪林, 王红岩, 刘人和等.中国页岩气资源及勘探潜力分析[J].地质学报, 2010, 84 (9) :1374-1377[3]刘洪林, 王红岩, 刘人和等.中国页岩气资源及勘探潜力分析[J].地质学报, 2010, 84 (9) :1374-1377

煤层水力压裂基础参数研究 篇3

在煤炭开采过程中涌出的大量瓦斯给生产安全带来了严重的威胁。煤矿高瓦斯低透气性煤层使得瓦斯抽放困难, 抽放效率较低。提高瓦斯抽放效率至关重要, 煤层卸压增透技术是现今提高煤层透气性、提高抽放效率的主要方法。其中水力压裂作为煤层增透措施的一种, 具有“增透、抑制瓦斯涌出、改变煤体强度、平衡应力场、平衡压力场和降尘”六重作用。但是水力压裂在现阶段也存在不足, 通过水力压裂增透煤层, 提高煤层瓦斯渗透率, 提高瓦斯抽放效率等机理研究, 理论尚不成熟, 方法尚不完善。由于水力压裂在煤矿中应用较晚, 其压裂渗透范围及压裂效果在许多煤矿中并未测得[1]。文章结合煤层实际参数, 用数值模拟的方法提前确定水力压裂压力及压裂渗透范围并进行验证, 可以为其他矿井提供参考和借鉴。

1 数值模拟

水力压裂过程中, 注水压力是一个重要的参数。如果压裂过程中注水压力过小, 则对压裂没有效果, 只是相当于煤层注水;而注水压力过大, 则一方面可能造成喷孔使压裂失败, 另一方面则会使煤体在高压水的作用下发生位移并且被诱发突出, 产生严重的后果。而高压水在临界条件下压裂煤体所达到的渗透半径即为压裂半径, 它是确定注水孔间距的重要参数。如果注水孔间距过小, 除了在瓦斯抽放时抽出大量的水, 还会增加打钻和注水工作的施工量;如果注水孔间距过大, 除了影响压裂效果和瓦斯抽放的效果、造成注水空白带外, 还会使得高压水不能得到有效利用。虽然近些年水力压裂应用得到了推广, 实施水力压裂煤矿不断增加, 但是由于对水力压裂的基本机理并没有完全掌握, 对水力压裂过程中固液耦合即水与煤岩耦合规律的研究不够, 使得在进行水力压裂过程中确定压裂半径时, 往往根据现场条件以及自身的工作经验来确定, 缺乏科学依据, 并且确定的压裂半径也不恰当。这就使得水力压裂的效果大打折扣甚至失败。因此, 非常有必要根据煤矿煤层的具体参数提前进行水力压裂半径的确定, 采用RFPA2D进行数值模拟。RFPA2D的工作程序由三部分组成[2]:①实体建模和网格剖分;②应力、应力分析;③基元相变分析。整个工作流程如图1所示。

2 不同水压下煤岩破裂数值模拟

以霍州煤电辛置矿3-338采煤工作面为研究对象, 建立计算模型。该工作面煤层透气性系数为0.2~0.5 m2/ (MPa2·d) (平均值0.4 m2/ (MPa·d) ) , 回采工作面温度为22℃。为了研究注水压力与煤层破裂半径的关系, 设计以下模拟实验。

将辛置矿3-338回采工作面的煤层作为研究对象, 建立其计算模型。建立的模型为高10 m、宽15 m的工作面断面模型, 模型单元为150×300, 各项参数如表1所示, 其计算模型如图2所示。

水力压裂注水压力对于煤层渗透半径的影响模拟实验。为了分析其注水压力对于煤层破裂半径的影响, 按照表1建立了模拟模型, 在模型的中心设置参数使其形成一个圆形的空洞来作为本次模拟的注水孔。根据以往水力压裂的经验, 在设定初始的水压时, 其不应超过压裂时的水压, 而这又于煤层的构造有很大关系。基于此, 可在设定初始水压时, 压力小一点, 经过多次测试, 选取初始水压为5 MPa, 试验共进行50步, 每步逐渐递增0.2 MPa。试验结果以RFPA2D软件上应力大小来体现。

应变是指当材料在受到外力作用时如果不能发生位移其尺寸和几何形状所发生的变化[3]。而应力[4]是指当材料发生形变时内部产生了方向相反、但大小相等的反作用力抵抗外力, 被定义单位面积上的这种反作用力。RFPA数值模拟应力图中黑色代表空气单元, 即煤层发生显著破裂, 亮色代表该区域应力值较大, 不同压力下煤层压裂渗透范围如图3所示。

通过RFPA2D软件模拟可以看出, 在开始阶段, 水压为5 MPa时, 煤体发生破裂的地方很少, 基本保持原有状态, 只有注水孔周边比较亮, 说明其应力较大。水压逐渐升高, 在达到7 MPa时, 注水孔周围亮度增加, 说明其应力增大, 附近的煤体也开始发生破裂, 其周围1 m破裂频繁。继续增大压力使其达到12 MPa时, 可以看到破裂已经非常明显, 集中在注水孔的上下煤体。其中在注水孔周围4 m内发生的明显破裂较多, 5~6 m发生的轻微破裂较多。随着水压的进一步增大到15 MPa时, 破裂已经遍布整个模型, 说明煤体开始压裂。其半径在5 m处的煤体明显破裂, 并在6~7 m处有细微破裂发生。如水压继续增大, 其渗透范围将进一步扩大。

3 现场试验与分析

3.1 水力压裂装备系统

水力压裂系统由压裂泵、压力表、水箱、封孔器等组成。选用的乳化液泵的额定压力为31.5 MPa。

3.2 试验方法

验证压裂的渗透范围将采取测试压裂前后煤层的含水率。试验在实体煤中进行。

3.3 施工压裂孔

施工压裂孔及压裂后含水率检验孔示意图如图4所示。其中钻孔要求:直径89 mm, 垂直煤壁孔深65 m, 利用聚氨酯封孔剂、膨胀水泥进行封孔, 封孔深度20 m。封孔步骤:①把彩条布用订书机订好, 留一个200 mm长的小口, 套在压裂管上。距压裂管正头2 m处, 将彩条布头部和尾部用有札丝扎紧。在距压裂管正头4 m处, 将注浆管用细铁丝绑在压裂管上, 扎紧。然后向彩条布中倒入2袋聚氨脂 (B和C各一袋) , 送入孔内。②迅速连管, 将压裂管和注浆管孔内送18 m。③放入长度为2 m的返浆管, 放置的返浆管紧贴钻孔上壁, 孔口用膨胀水泥 (聚氨脂) 封孔2 m。④过30 min后, 往孔内注入聚氨脂 (或水泥砂浆) , 返浆管返浆后, 直至不再进聚氨脂 (水泥砂浆) 后, 关闭注浆阀门, 停泵。封孔结束后, 压裂孔自然凝固1~2 d。

3.4 测试煤体压裂前后的含水率

压裂孔施工利用风排钻机, 当钻机钻至20 m和40 m深度时, 取2次流出的钻屑, 分别测定煤的含水率。

压裂1 h和1 d后, 分别依据图4位置施工钻孔并取屑测定煤的含水率。

3.5 试验结果分析

施工压裂孔过程中, 测得在煤体内20 m和40 m处煤体的含水率分别为2.2和2.9, 压裂后分别在压裂孔附近取煤样化验得到煤体的含水率如表2所示。

对比注水压裂前后含水率变化, 检验孔1、2、3含水率明显增大, 其他检验孔保持平稳, 表明压裂在影响范围, 在检验孔3、4之间, 即本次压裂的影响半径约为6~8 m。

在水力压裂模拟试验中, 通过设置辛置煤矿具体的参数, 得出模拟试验中水力压裂范围为6~7 m, 在实际情况下, 煤层中有大量的空隙裂隙, 则压裂范围要比模拟范围大, 但当煤层中遇到岩石夹层、断裂带时, 压裂效果会大大降低, 范围要比模拟范围小得多, 所以在压裂之前要多查阅地质资料, 避免压裂在岩石夹层或者断裂带中进行。通过现场试验可以看出, 模拟试验能够大致给出压裂范围。在一般煤层中, 实际的压裂范围要比模拟出的压裂范围大一点, 这可在实际中得到应用。

4 结论

(1) 水力压裂能增加煤层中的裂隙, 使煤层的透气性增加, 提高瓦斯抽放效率。

(2) 通过RFPA2D数值模拟可以看出, 在水压15 MPa时, 煤体开始压裂, 增透范围在6~7 m左右。

(3) 在实际试验中, 得到的数据与数值模拟大致相符, 即模拟试验能够大致给出压裂的范围, 这样可以对未做过水力压裂的煤层提供参考和借鉴。但是应该在压裂之前多查阅地质资料, 避免压裂在岩石夹层或者断裂带中进行。

(4) 由于采用的RFPA2D渗流版软件并不能模拟三维的情况, 因此, 无法得出钻孔深度对注水的影响。在今后的工作中, 应该选取更为理想的模拟软件, 模拟其现阶段不能建立的模型。

参考文献

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[3]杨天鸿.岩石破裂过程渗透特性及其与应力祸合作用的研究[D].沈阳:东北大学, 2001.

钻孔水力压裂论文 篇4

针对不同岩性条件下的水力裂缝扩展,国内外学者也进行了大量的理论及实验研究。水力裂缝扩展时,可能绕过天然裂缝、开启天然裂缝、转向或多种扩展模式混合,地应力差及应力各向异性,天然裂缝性质,界面摩擦特性等同时控制水力裂缝几何形状和扩展方式[4—7]。高排量、高地应力差、低缝内净压无因次量都将导致水力裂缝穿过天然裂缝扩展, 降低天然裂缝对水力裂缝扩展的影响。张旭等[8]对彭水地区龙马溪组地层页岩进行水力压裂物理模拟,研究发现当地应力差异系数减小或压裂液黏度降低时,水力裂缝易开启天然裂缝,将其沟通并形成网络裂缝,并提出通过变排量提高压裂改造体积的思路。

1 实验用页岩的物理性质

首先,岩石脆性、沉积层理和天然裂缝系统等储层地质条件,是页岩水力压裂形成复杂裂缝网络形态的关键因素[9]。因此,首先对页岩进行岩石力学及物性特征测定,实验结果见表1。

脆性是材料的综合特性,是在自身天然非均质性和外在特定加载条件下产生内部非均匀应力,并导致局部破坏,进而形成多维破裂面的能力。有利于体积压裂的页岩杨氏模量应大于24 GPa,泊松比应小于0. 25[10],而四川页岩露头的杨氏模量较低, 水平与垂直方向取心测得杨氏模量平均值均不超过18 GPa。页岩较高的黏土含量 ( 39. 9% ) 及低杨氏模量是形成网状裂缝的不利因素

通过对垂直于层理方向进行微米级CT扫描, 发现页岩层理特征明显,并且还有垂直于层理方向的天然裂缝发育,这是形成网状裂缝的有利因素,如图1所示。为进一步了解岩样的裂缝展布情况,利用电镜进行自然断面及磨片的薄片分析,如图2所示。可以看出,所观测页岩中微裂隙大量分布,最大缝宽达937. 5 nm,这不仅有利于提高储层的局部渗透率,而且在水力压裂过程中,容易发生剪切滑移, 沟通主裂缝形成复杂网状裂缝,使页岩具有可压性。

图 1 页岩层理垂直方向 CT 扫描( 直径 25. 0 mm) Fig. 1 CT scaning image perpendicular to the bedding plane ( The diameter is 25. 0 mm)

图 2 页岩电镜扫描 Fig. 2 Electron microscopy scaning image for shale

2 实验方法

2. 1 试样制备及试验仪器

将露头页岩切割成尺寸为30 cm×30 cm×30 cm的正方体,沿平行层理面方向下入不同类型井筒,井筒下方均预留5 cm的裸眼井段,所有试件均为裸眼完井。水平井裸眼压裂和同步压裂模拟应用的井筒如图3所示。实验装置主要包括大尺寸真三轴模拟实验系统和IPT4106D直线加速器无损检测系统。大尺寸真三轴模拟实验系统采用真三轴加载方式模拟地层条件,如图4所示。IPT4106D直线加速器无损检测系统对压裂后的页岩试件进行CT断层扫描,实验方案见表2。

2. 2 试验设计

为模拟水平井压裂,所有试件井筒方向都沿最小水平地应力方向,平行沉积层理,垂直方向施加最小水平地应力σh,垂直层理面的水平方向施加上覆岩层压力σv,平行层理的水平方向施加最大主应力σH,岩样放置及所施加的地应力方向如图4所示。为减少压前层理缝开启,增加实验准确性,在施加三轴应力时,先施加上覆岩层压力,再施加水平最大主应力,最后施加水平最小主应力。由于页岩层理及天然裂缝发育,压后内部裂缝形态比较复杂,因此通过表面观察岩样示踪剂指示裂缝并结合高能CT扫描以增加水力裂缝扩展路径描述的准确性。

3 实验结果与分析

3. 1 水平地应力差的影响

试验所用压裂液为黏度2. 5 m Pa·s的滑溜水, 将排量恒定为50 mL /min,对比3 MPa、6 MPa、9 MPa及12 MPa水平应力差下的水力裂缝延伸情况。

图 4 试验仪器及三轴应力施加方向 Fig. 4 Experiment instrument and hydraulic fracturing simulation under true triaxial stress state

水平应力差( 最大水平主应力和最小水平主应力之差) 为3 MPa时,1#岩样压裂水力裂缝沿弱面自由偏转,压裂液不断向天然裂缝和层理滤失,并进一步开启天然裂缝和层理,但未产生横切缝( 横切缝为垂直于井筒、平行于最大主应力方向的主裂缝) 。当水平应力差提高到6 MPa或9 MPa时,2#、3#岩样形成复杂的缝网结构。2#岩样在产生横切缝的同时,较好的沟通了层理及天然裂缝,形成了明显的缝网结构,如图6。3#岩样产生了复杂的裂缝形态,然而并未产生横切缝,这是由于3#岩样中有大量低角度天然裂缝发育,导致水力裂缝完全沿天然裂缝扩展。当水平应力差达到12 MPa时,4#岩样仅产生2条明显的贯穿横切缝,如图8 ( b) 、8 ( d) 所示。将岩样劈开后,发现两条横切缝有明显红色示踪剂,而层理中含少许示踪剂,可能是层理在水力裂缝穿过时开启一小部分或者是由于渗流作用而产生的。图8( c) 所示为岩样表面开启的层理缝为弱开启状态,压后裂缝形态复杂程度最低。

Cipolla[11]认为水平最大最小主应力差值越小, 垂直于主裂缝的诱导裂缝越容易产生,3 MPa以下易形成复杂裂缝,大于7 MPa形成沿最大水平主应力的平面缝,4 ~ 6 MPa是复杂缝到平面缝的过渡应力差。而Sondergeld[10]认为页岩储层水平地应力差 < 13. 8 MPa有利于形成缝网。由本次试验结果可知: 水平应力差小于6 MPa时易形成复杂裂缝; 如果大量低角度天然裂缝发育,9 MPa水平应力差下依然可以形成复杂裂缝网络; 当水平应力差大于12 MPa时,水力裂缝直接穿过天然裂缝及层理形成平面缝。因此,不同页岩储层条件下,压裂形成复杂裂缝系统所需的水平地应力差范围不同,受页岩储层岩石脆性、沉积层理和天然裂缝系统等因素共同控制。

3. 2 同步压裂及变排量压裂

储层进行压裂施工时,由于岩石矿物组分、天然裂缝发育状况、岩石力学特征及应力状况等因素为客观不可控因素,而施工排量及压裂工艺等因素为可控工程因素。在一定储层条件下,通过工程因素来提高储层改造体积,对于页岩储层增产改造有着重要意义。

图 5 1#岩样压后裂缝形态 Fig. 5 Fractures morphology of 1# shale

图 6 2#岩样压后裂缝形态 Fig. 6 Fractures morphology of 2# shale

( 1) 水平井同步压裂技术是对两口或两口以上配对井同时进行压裂[12]。同步压裂时,水力裂缝不仅可以引起裂缝周围附近地层应力场变化,产生应力干扰,还可以通过应力波的传导打开远场天然裂缝[13,14]。多条人工裂缝同时延伸,促使水力裂缝扩展过程中相互作用,增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积,这是单井压裂所不能实现的。然而,当水平应力差较大时,是否还能创造出复杂网状裂缝,需进一步验证。

图 7 3#岩样压后裂缝形态 Fig. 7 Fractures morphology of 3# shale

图 8 4#岩样压后裂缝形态 Fig. 8 Fractures morphology of 4# shale

5#、6#、7 #岩样分别是在6 MPa、9 MPa、12 MPa水平应力差下,以恒定50 m L/min的排量进行双井筒水平井同步压裂模拟,注入井筒见图3。实验结果发现: 在6 MPa及9 MPa水平应力差,5#、6#岩样压后都出现了复杂裂缝形态,如图9 ( a) 、9 ( b) 所示。由于模拟井筒条件的限制,在实际同步压裂过程中,两个井筒水力裂缝先后起裂,水力裂缝偏向于向一侧扩展。在12 MPa水平应力差下,尽管使用两个井筒同时压裂,7#岩样压后仅生成2条横切缝,裂缝复杂程度最低,如图9( c) 所示。另外,双井筒同步压裂时,由于页岩非均质性、天然裂缝发育等因素的影响,裂缝总偏向于一侧方向扩展,即岩石力学性质弱的方向扩展。

图 9 5# ~ 7#岩样压后裂缝形态 Fig. 9 Fractures morphology of 5# to 7# shale

( 2) 裂缝的扩展形态是由排量和应力差共同决定的,低排量压裂有利于开启天然裂缝系统,而高排量更易形 成水力裂 缝[15]。King发现以0. 78或1. 56 m3/ min的增幅提升排量将得到低破裂速率, 使裂缝主要在储层内扩展,增加了裂缝复杂性。低排量压裂有利于开启天然裂缝系统,而高排量更易形成水力裂缝[9]。在页岩气藏中,小幅度提高排量通常会先开启天然裂缝系统,而更高排量将形成较为平面的水力裂缝。因此,设计试验在9 MPa水平应力差下,先以10 m L/min的小排量压开岩样,再以300 m L / min的大排量注入流体,分别模拟水平井单井变排量压裂和水平井双井筒同步变排量压裂。试验发现,8 #及9#岩样通过变排量压裂都产生了横切缝,同时又沟通了层理和天然裂缝,9#岩样通过变排量同步压裂压后裂缝形态更为复杂,见图11。

4 结论及认识

( 1) 注入排量为50 m L/mim,水平应力差为3 MPa时,水力裂缝易发生转向,沿天然裂缝转向或沿层理面渗流; 随着排量或水平应力差的增加有利于横切主裂缝的产生,同时沟通了天然裂缝及层理, 形成复杂的裂缝网络结构; 然而,水平应力差达到12 MPa时,主裂缝、横切缝直接穿过天然裂缝及层理,难以沟通开启的天然裂缝及层理,一定程度上降低了裂缝的复杂度。因此,水平地应力差过高、过低 ( 如大于12 MPa或低于3 MPa) 时,都不利于体积缝网的产生。

图 10 8#岩样压后裂缝形态 Fig. 10 Fracture morphology of 8# shale

图 11 9#岩样压后裂缝形态 Fig. 11 Fracture morphology of 9# shale

( 2) 如果大量低角度天然裂缝发育,9 MPa水平应力差下依然可以形成复杂裂缝网络。因此,不同页岩储层物性条件,压裂形成复杂裂缝系统所需的水平地应力差范围不同,这受页岩储层岩石脆性、沉积层理和天然裂缝系统等因素共同控制。

( 3) 9 MPa水平应力差下,这种变排量压裂可以有效增加裂缝复杂程度,高排量可以产生横切缝,低排量开启弱胶结层理及天然裂缝。

( 4) 6 MPa或9 MPa水平应力差下,双井筒水平井同步压裂可以增加水力裂缝条数,同时以产生应力重定向和井间应力干扰的方式产生复杂裂缝形态,提高水力压裂裂缝网络的密度及表面积,最大程度的沟通天然裂缝及层理。然而,当水平应力差达到12 MPa时,双井筒同时压裂也仅生成两条横切缝。

摘要：页岩气藏储层具有超低孔、超低渗的物性特征,通过体积压裂改造形成复杂人工裂缝网络,是实现页岩气有效开发的关键。试验采用大尺寸真三轴水力压裂模拟,研究水平地应力差、泵注排量,井筒数量等因素对页岩气储层压裂裂缝扩展规律的影响。通过观察压后页岩表面裂缝延伸路径,结合工业高能CT扫描确定页岩内部实际的水力裂缝形态。实验所选用页岩脆性中等,但层理特征明显,微裂隙发育,具有可压性。试验结果表明:水平应力差为3 MPa时,水力裂缝易转向,沟通近井天然裂缝或弱胶结层理面;随着水平应力差的增加,有利于横切缝的产生,沟通远处更多天然裂缝及层理;当水平应力差达到12 MPa时,仅能形成简单平面横切缝。另外,变排量压裂或双井筒同步压裂可以有效地增加裂缝密度,提高水力裂缝复杂程度;但在12 MPa的水平应力差下,双井筒同步压裂仍然仅生成2条简单的水平缝。

水平井水力喷射压裂工艺探析 篇5

1 水力喷射压裂技术原理

1.1 理论公式计算

水力喷射压裂技术是把压能转变为动能, 将水力喷砂射孔和水力压力有机的结合起来的一种新的工艺技术。其机理通过喷射工具把一定比例的磨料流体转变成告诉的流体冲向岩石和套管, 得到一定深度和直径的射孔孔眼。高速流体在冲击孔眼时只在顶端产生微裂缝, 有效的减少了地层起裂压力。这种方法能准确的控制水平井的裂缝。这也是对低渗透水平井的一种最有效的压裂增产措施。

水力喷射压裂主要是依据伯努利方程:P/ρ+v^2/2=C。其中P为压力, v为流体速度, ρ为流体密度, C为常数。对物体的冲击力为F=4Ρq^2/n^2πd^2。n为喷嘴数目, d为喷嘴出口直径, Q为泵注流量。从以上公式得知, 要想增大冲击力, 主要是从以下几个因素来调节:流体密度、流量和喷嘴的数量、直径。而出于施工现场的实际考虑到压裂泵、油套管的抗压能力等影响, 最直接的方法就是通过混入石英砂来增加流体的密度, 同时由于石英砂和陶粉的刮削还能增强喷射冲击和压裂效果。

2 水力喷射压裂的优点

水力喷射主要有以下几个主要特点:

(1) 可以增加射孔的穿透深度;

(2) 相对比常规的射孔, 地层压收到的伤害更小;

(3) 可以增大开孔的孔径;

(4) 可以根据分层和地应力来选择定向射孔;

(5) 工作时无震动, 对套管和水泥环的损伤减至最小。

3 工艺讨论

3.1 水力喷射工具选择

在水力喷射压裂的工具中, 喷嘴是关键部分, 由于喷射的返流会作用于喷嘴表面造成伤害, 它也是磨损最严重的部分。应尽量选择经过优化设计后的喷嘴, 保证其拥有合适的材料来抵抗返流的冲击力, 延长喷嘴的使用寿命。对于不同的井, 通过调整喷嘴的数量和优化喷嘴的尺寸来达到不同的施工要求。

喷嘴的结构有圆柱形直孔、锥口、文丘里和组合式等4种, 由于锥口喷嘴的锥状进口能起到导流和集束作用, 利于磨料的进入, 且在喷嘴周围分布均匀, 因此多选此种形式。喷嘴的流道多选择前端为圆滑锥形后为圆柱形的设计, 这样的设计提高了喷嘴的流量系数和能量转换率, 且后端的圆柱形流道可以让磨料经过充分的加速后来提高冲击力, 且在前端出现磨损的情况下, 磨料射出的直径还可以通过圆柱体来保证。喷嘴的主题材料优先选用碳化钨和碳化硼来达到耐磨性要求。

喷射器的主体应该根据工艺要求和管柱的特点, 选用35Cr Mo进行调制处理, 工具的内外表进一步作渗氮处理来保证耐冲蚀性能。井下的工具主要是接箍、短接、扶正器和单向阀等, 单向阀保证了水力喷射压裂过程中流体不向环空中反流出, 在反洗时, 流体可从环空流进油管返回地面。

3.2 水平井压裂液的选择

水平井因为其特点, 使得压裂水平段的传输距离增大, 且形成了相互干扰的多条裂纹, 这就对支撑剂的沉降提出了特别的要求。压裂液的选用需要根据水平井的施工特点采取不同阶段不同粘度。为了使压裂液既有良好的携砂性能还能有效的降低摩阻, 可以再低砂比情况使用中粘度的压裂液, 高砂比时使用耐温性能好的高粘压裂液。

水平井压裂的过程中需要保证压裂液在一定温度和剪切速率下保持较高的粘度, 这样才能压开地层并延伸至裂缝并且能携带好支撑剂。且同时需要保证压裂液的抗剪切能力, 满足相应的技术要求。

3.3 配套的压裂技术工艺

由于储层埋藏深, 地层应力异常和喷嘴压力的损失使得施工的压力高。这就需要从施工的过程中在工艺、工具等方面来分析总结水力喷射压裂技术找出问题和不足, 做好修改完善来降低施工的风险, 提高压裂的成功率。

优化施工管柱:管柱的优化包括提高喷射工具的强度, 如将5in喷枪扣型加大至于2i n油田管直接连接, 省去中间的变口。调整油管加大油管的钢级, 提高管柱抗内压强度, 降低环空摩阻和加大环空过流面积。

完善配套施工设备:施工过程中是在高压情况下进行, 用高压法兰盘代替大小头, 来保证高压区的安全。简化地面流程, 降低经常要求。

优化施工工艺:对于水平井, 可以采用2台压裂车替浆, 来确保喷嘴畅通和井筒的干净。喷砂射孔前用基液替满井筒来降低射孔的压力。对于筛管完井的两段水平井施工, 需要再第一段施工完成后对井进行彻底清洗, 以免出现筛管被磨料堵塞的情况。

4 水力喷射压力的工艺实际

4.1 喷砂射孔阶段

正循环低替, 通过高速的磨料流体套管开孔, 排量多控制在1900~3000L/min, 流量控制在1~2m^3。射孔效果如何通过关闭套管闸门来观察压力上升情况。

4.2 压裂阶段

启动套管注入系统, 根据设计要求注入平衡液体, 一般排量控制在700L/min左右, 此时正循环打前置液, 按泵注程序加砂到操作结束。

水力喷砂压裂施工压力跟排量密切相连, 排量的提升会伴随着明显的压力上升, 压裂前加一段2m^3左右的段塞进行喷砂射孔, 以后压力会逐渐升高, 高速流体在裂缝中的摩阻作用下降明显。

水力喷射压裂技术的发展填补了满足了油田中后期的发展需要, 为水平井的开发提供了很好的技术支持, 随着此技术的不断改进和完善, 让其发挥了更大的作用, 但是任存在一些问题需要攻克。水力喷射压裂的核心是喷射工具, 目前在使用过程中经常会有喷嘴脱落、损坏等现象, 喷嘴的脱落会直接导致喷射作用失效, 增大了砂堵的几率和处理难度。这就需要从喷嘴的设计、材料等方面逐步提高, 来达到使用需求。在施工的过程中要整体考虑, 进一步完善配套的工艺和工具, 提高技术的成熟度, 为增产提供保证。

摘要：水力喷射压裂技术是集水力射孔、压裂、封隔一体化的增产改造技术, 能有效解决低渗水平井压裂的问题。在实际的工艺制定中, 需要根据其原理, 从管柱、设备、流程等进行逐步的改进完善, 以达到预期效果。

关键词：水力喷射,压裂,封隔

参考文献

[1]刘亚明, 黄波, 王万彬赵文龙水力喷射压裂机理分析与应用[J]新疆石油科技2012.2[1]刘亚明, 黄波, 王万彬赵文龙水力喷射压裂机理分析与应用[J]新疆石油科技2012.2

页岩气水力压裂技术及工具浅析 篇6

1 裸眼封隔器投球滑套多级压裂技术

封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器, 根据页岩气储层开发的需要, 使用封隔器将水平井段分隔成若干段, 水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套, 其它滑套通过投球打开, 从水平段趾端第二级开始逐级投球, 进行有针对性的压裂施工[3]。水平裸眼井多级压裂目前在北美页岩气压裂开采中应用较多, 其关键零部件在于封隔器和滑套的可靠性和安全性能, 以及决定压裂施工效果的套管外封可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料等。

Quick FRAC和Packers Plus公司是研制多阶段压裂系统的先驱, 目前已多达7750个系统, 并研发了Quick Frac和Stack Frac HD两套最先进的裸眼多级压裂系统。Quick Frac是一次投入一个封堵球开启多个滑套的多级压裂批处理系统, 可满足15次投球进行开启60级滑套的多级压裂的施工。Stack Frac HD高密度多级压裂系统, 该系统可以多次投入同一尺寸封堵球开启多级滑套, 有效增加压裂级数。

贝克休斯的Rapid Frac多级投球打滑套压裂系统可实现快速、连续的水力压裂。每两级滑套之间可以选用液压座封裸眼封隔器或自膨胀封隔器。压裂完成一级后投球泵送打开下级滑套, 如此逐级进行压裂。整体压裂完毕, 密封球被从井内返排处地面。

Brigham勘探公司和William生产公司率先采用该技术, Williams钻出了两口井进行对比, 一口井使用传统的“堵塞+射孔”的压裂系统, 另外一口井使用Rapid Frac系统。结果表明, 新的Rapid Frac完井系统明显优势, 完井时间比传统技术缩短了一半以上, 生产动态效果显著, 该技术在提高完井效率方面取得了较大进步。

2 泵送桥塞射孔联作多级压裂系统

页岩气桥塞多级压裂技术属于机械封堵分层压裂技术, 适用于套管井, 由于其具有分层压裂段数不受限制、压裂层位定位精确、封隔可靠性高等优点, 受到各作业公司的欢迎。其作业流程为:井筒准备, 用合适尺寸通井规通井, 第一段射孔;取出射孔枪, 进行第一段压裂;电缆作业下入桥塞及射孔枪, 水平段开泵泵送桥塞至预定位置;点火坐封桥塞, 上提射孔枪至预定位置, 射孔;起出射孔枪和工具, 投球至球座, 封隔已压层, 压裂作业;用同样方式, 根据水平页岩层段设计段数, 依次下桥塞, 射孔, 压裂。

贝克休斯QUIKDrill可钻式复合材料桥塞其结构有全堵塞式复合桥塞、单流阀式复合桥塞和投球式复合桥塞, 其中投球式和单流阀式桥塞, 可以再磨掉桥塞之前进行试气。全堵塞式在压裂完成后全部磨铣掉, 进行生产。

哈里伯顿Fas Dril系列快钻压裂桥塞, 普通单流阀式桥塞的球可在下井时提前预装, 跟桥塞一同下井, 并设计了带球笼的压裂桥塞, 单向阀为球笼式, 可防止在斜井段由于球的自由活动无法形成密封。

3 水力喷射多级压裂

水力喷射分段压裂是一种最有效的压裂增产措施, 其喷射流体在底层中形成裂缝[4], 通过油套环空泵入液体使压裂层压力小于裂缝延伸压力, 射流出口周围流体速度最高, 其压力最低, 射流流体卷吸环空周围液体, 一起进入页岩目的层, 驱使裂缝向前延伸, 因目的层压力低于裂缝延伸压力, 所以在喷射压裂下一层时, 以前压开层段裂缝不再延伸。水力喷射压裂技术可以在裸眼、筛管完井的水平井中进行加砂压裂, 也可以在套管井中进行, 施工安全性高, 可以用一趟管柱在水平井中快速、准确地压开多条裂缝, 水力喷射工具可以与常规油管或连续油管相连接入井。

水力喷射工具的关键部件是喷嘴, 喷嘴的耐用性和可靠性是制约页岩气水平井水力喷射改造的瓶颈。现阶段制造喷嘴的材料主要有硬质合金、陶瓷、人造宝石、金刚石等。但是由于金刚石和人造宝石成本高, 目前水力喷射压裂用喷嘴主要由硬质合金和陶瓷加工制造。随着页岩地层深度不断加深, 地层压力增高, 喷射压力也高喷射速度越快, 要求喷嘴材料的硬度和耐磨性也越高。

4 结论

4.1 多级压裂工艺适用于产层较多, 水平井段较长的生产井, 且工具能够承受较高的温度和压裂差, 能较大缩短压裂施工时间;

4.2 泵送桥塞射孔联作多级压裂技术优点是分段级数不受限制, 适合多层压裂改造;

4.3 水力喷射压裂不受完井方式限制, 尤其适用于裸眼完井的水平井, 但受压裂井深和加砂规模的限制, 但需提高喷嘴工作寿命。

摘要：页岩气储层往往呈现低孔隙度和低渗特性等特点, 钻完井后一般需经压裂改造后才能得到可观的经济产量。本文结合国外岩气的开采和压裂工具的应用情况, 分析对比了水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术、泵送桥塞分段压裂技术以及水力喷射分段压裂技术的施工工艺, 为国内页岩气的开采提供一定的借鉴经验。

关键词：页岩气,多级压裂,桥塞,水力压裂

参考文献

[1]唐颖, 唐玄, 王广源, 张琴.页岩气开发水力压裂技术综述[J].地质通报, 2011, 30 (2-3) :393-399.

[2]贾利春, 陈勉, 金衍.国外页岩气井水力压裂裂缝监测技术进展[J].天然气与石油, 2012, 30 (1) :44-47.

[3]杨松.页岩气水平井钻完井和水力压裂技术[J].油气地球物理, 2013, 11 (2) :9-11.

水力压裂起裂与扩展分析 篇7

1.1 受地应力作用

地应力主要是指上覆地层压力和地质构造应力场构成的综合应力。通常认为, 地应力的主应力方向分别为一个与地壳表面垂直, 另外两个主应力处于水平。当不考虑构造应力场, 只存在上覆地层压力, 同时假定地下岩层为纯弹性状态, 可将初始地应力分解为一个垂直方向的正主应力和两个数值相等的水平方向压缩主应力。

当钻井结束后, 由于井眼的存在将会对目的岩层的应力状态造成改变, 如果水平方向的两个压缩地应力不相等, 则井眼处所受的水平应力则为两个水平压缩应力所产生的合力, 垂直方向上的应力则为上覆地层压力。

1.2 受井眼内压作用

当单独考虑井眼内压时, 可将井眼设想成为圆筒, 而周围岩层为无限厚的筒壁, 并设作用于圆筒外边界的压力为零, 则可根据厚壁圆筒应力的弹性解可以算出井眼内压作用于目的层井壁的应力分量。

1.3 受地层流入的压裂液作用

压裂过程中, 井眼中液压力大于地层孔隙中液体压力, 从而压裂液自井眼向目的层中径向滤失, 依据多孔介质经流体流入时, 其材料中位移和应力都将增大, 所以目的层中压裂液的流入很可能会增大井壁周围岩石中的应力。

2 裂缝的起裂依据

在水力压裂过程中, 形成裂缝的主要决定因素是改造目的层的应力状态。通常:当作用于改造目的层测拉伸应力超过该岩层的抗拉强时, 岩层便开始起裂。

2.1 垂直裂缝起裂的判据

根据材将会产生与拉伸应力方向垂直的脆性断裂。同理, 当压裂液流入时, 造成作用于井壁有效的切向应力分量大于岩石水平方向的抗拉强度时, 便将产生垂直于水平应力分量方向的裂缝。料的拉伸破坏准则, 当作用于材料的拉伸应力达到其抗拉强度时, 材料

2.2 水平裂缝的起裂判据

当井内液体侵入目的层, 在滤失过程中克服上覆地层压力, 并其所曾大的垂向应力量大于地层所具有的垂向抗拉强度时, 则会在目的层中形成水平裂缝。

形成裂缝后, 能量消耗主要产生于压裂液向裂缝扩散滤失的粘滞摩阻以及支撑并继续张裂开裂缝的前椽岩体。如果在裂缝形成后停止压裂施工并瞬时关井, 则此时压裂将不再进行深入流动, 裂缝也将停止延伸, 此时缝内的静压力稳定时的数值则为垂直缝面上的地应力。

3 裂缝的延伸

3.1 裂缝的延伸方向

由于地应力受地质构造运动的影响, 在正断层、逆断层和平移断层等不同构造类型的发育地区, 通过水力压裂进行改造时便会形成不同形态的裂缝。水平裂缝只可能形成于逆断层活跃地区, 而在平推断层和正断层发育地区将形成垂直裂缝[1]。

3.2 裂缝的延伸压力

裂缝的延伸压力受多种因素影响, 不仅受目的层最小地应力影响, 同时还与目的储层的岩性以及裂缝的尺寸和类型相关。在裂缝延伸的过程中, 随着裂缝尺寸的增大, 继续延伸所需要的压力是逐渐变小的。当假定压裂液与与目的层中孔隙流体具有相同性质的条件下可以得出:随着压裂液在目的层中滤失的同时, 裂缝端部的孔隙压力也随之增大, 从而降低裂缝的继续延伸的趋势。因此, 压裂液的滤失所造成目的层孔隙压力变化是控制裂缝延伸和几何形状的重耍因素。可实际上由于液体性质的不同, 在滤失过程中还很有可能造成目的层岩石的膨胀, 从而影响裂缝的宽度, 还有可能改变目的层的岩石性质, 情况会更加难以推断。

3.3 裂缝的延伸受岩性变化的影响

在对油气田进行压裂过程中, 特别是天然气储集层, 通常要对低渗透生产层进行裂缝改造, 一旦穿过隔层延伸到其他高渗透产层则视为压裂失败, 因此对于垂直裂缝就要根据改造目的层厚度有效控制缝高。由于生产层和隔层的岩性不同, 在物理力学性质上存在巨大差异, 其在水平方向上产生的地应力也明显不同, 当隔层的水平应力大于生产层时则可以限制裂缝的纵向延伸。相反, 如果生产层的水平地应力大于隔层, 则裂缝在生产层中扩展的压力要大于在隔层中扩展所需的压力, 则裂缝极易在隔层中纵向延伸从而失去隔层的遮挡作用。在压裂液的压力作用下, 裂缝起裂后垂直于最小主应力方向进行旋转延伸, 因此其破裂后的扩展压力通常较高, 对裂缝扩展压力进行精确地测量可以了解到裂缝是否延伸进隔层中去, 一旦扩展压力出现了较大的变化, 说明裂缝延伸到隔层, 根据压力的变化量也可推测裂缝已延伸进高应力层的距离。

4 结语

本问题通过引用岩性的应力状态以及线弹性力学分析了裂缝的起裂、延伸及延伸的方向和阻挡问题, 提出地应力对裂缝的延伸方向的控制, 认为裂缝在远离井眼进行延伸时期扩展方向便趋于垂直最小主地应力的方向, 与起裂位置形成的初始裂缝方位无关。裂缝的扩展压力与最小主地应力主要因素有关外, 还与目的储层的岩性以及裂缝的尺寸和类型相关。

参考文献