多裂缝压裂（共7篇）
多裂缝压裂 篇1
1 引言
低渗透储层的水平井增产技术可以进一步提高油气井产能。多裂缝压裂水平井已成功应用于一些油气田, 但是缺乏一种用于评价和优化这类井性能的分析方法。
Giger等人 (1984) 提出了第一个数学模型来分析交叉裂缝的水平井的产能。Giger等人的模型并没有严格耦合储层及裂缝中的流动。Karcher等人 (1986) 和Soliman等人 (1990) 在他们的数值模拟器上修改了Giger的模型来做提高产能的研究。Joshi (1988) 在无限裂缝导流能力基础上推出一个分析模型。Mukherjee和Economides (1991) 在Joshi (1988) 研究的基础上和Prats无因次井眼半径对比的基础上发展了一个简化的模型。Economides等 (1989) 进行了水平井生产的数值模拟, 证实了Joshi (1988) 的方程。Raghavan和Joshi (1993) 介绍了一个数学模型来预测多裂缝压裂水平井的产能, 该模型采用有效井眼半径 (径向流) 模拟流体流动向压裂井, 没有考虑裂缝中的流动。Wan和Aziz (2002) 介绍了一个有多条人工裂缝的水平井的半解析模型。由Li等人 (1996) 和Wei及Economides (2005) 给出了一个更加实际的模型, 该模型与储层线性流、裂缝线性流及裂缝径向流相耦合。Guo和Schechter (1997) 提出了一个与储层线性流和裂缝线性流相耦合的严格数学模型, 但没有考虑裂缝径向流。没有一个现行的数学模型与储层径向流、储层线性流、裂缝线性流及裂缝径向流相耦合。该分析模型对于多裂缝压裂水平井的评价和优化是非常理想的。
在过去研究结果的基础上, 本文推出了一个综合而简单的数学模型来预测、评价和优化多裂缝压裂水平井。该模型与储层径向流、储层线性流、裂缝线性流及裂缝径向流相耦合。该模型可用于确定给定储层油气井产能的控制因素, 可以考虑优化完井参数以增加油气井产能及降低完井成本。实例研究表明新模型所给出的产量与实际产量之间的误差小于5%。
2 数学模型
图1展示了多裂缝压裂水平井井眼排液的储层截面。储层截面可分为两个区域。内部区域为裂缝区, 外部区域为非裂缝区。裂缝同样可以考虑分为两个区域 (图2) 。
远离井眼区从储层收集流体。近井地带将收集的流体运向水平井井眼。逻辑上认为以下几个因素影响着多裂缝压裂水平井的长期产量:
◇ 泄油边界 (外部区域) 向储层裂缝区域 (内部区域) 输送流体的效率;
◇ 裂缝区 (内部区域) 向裂缝输送流体的效率;
◇ 裂缝远井地带向近井地带输送流体的效率;
◇ 近井地带向水平井井眼输送流体的效率;
◇ 储层裂缝区 (内部区域) 直接向水平井井眼输送流体的效率。
在低渗透储层中, 最后一个因素对油井产能的影响可以忽略。为达到数学简化, 做出以下假设来评估其他四个因素:
◇ 泄油边界向储层裂缝区的径向流 (储层径向流) ;
◇ 储层裂缝与裂缝面间的线性流 (储层线性流) ;
◇ 裂缝向近井地带的线性流 (裂缝线性流) ;
◇ 裂缝近井地带向水平井井眼的径向流 (裂缝径向流) 。
2.1 油井
考虑储层外部区域的拟稳定状态径向流。总的油流速可描述为:
式中, pL为外部和内部区域交界面的压力;rL为内部区域的等效外半径。rL的值可由下式估算:
式中, 和分别为裂缝间距一半的平均值和裂缝半长的平均值。
如果多裂缝压裂井以不渗透边界来排驱储层断面, 泄油面积形状因子CA可在储层截面形状和储层截面内部区域的位置的基础上估计出来。如果多裂缝压裂井是用来排驱连续储层的一部分, 在位于泄油面积中心内的泄油面积形状的基础上, 可以估计出CA。泄油面积的纵横比 (长比宽) 设为。
储层线性流和裂缝线性流是相互依存的。Guo和Schechter (1997) 提出了一个储层-裂缝错流模型与储层线性流和裂缝线性流相耦合。根据这一模型, 对于均匀分布的裂缝, n条裂缝的流体产能表示为:
undefined
式中, undefined;zei为第i条和第i+1条裂缝间的半长;pr为远井地带与近井地带交界面之间的压力 (图2) 。
Furui等人 (2003) 的线性径向流模型可用于耦合近井地带裂缝线性流和裂缝径向流。根据此模型, 通过n条均匀分布裂缝的油井产能可表示为:
undefined
式中, pwf为井底流压, 在水平井井眼截面可假设为连续的;kfwi为裂缝渗透率;wwi为井眼附近第i条裂缝的宽。这两个参数联立方程 (1) 至 (4) 得到储层的产能方程为:
其中传递指数可定义为:
undefined
方程 (5) 表示多裂缝压裂水平井的产能由传递指数JR、JL、Jr决定。由于这三个参数通常不取同样的值, 它们中的最小值控制油井的产能。这意味着其中一步流体输送将成为控制步骤。分析这些传递指数值可以优化井完井参数, 使得产能最大化和成本最小化。
2.2 气井
多裂缝压裂水平气井的数学模型与油井的类似, 除了在标准状态下引入产气量时把项变为undefined。储层产能方程表示为:
undefined
其中传递指数定义为:
式中, z为气体的压缩因子;D为非达西流动系数。
3 实例研究及讨论
3.1 实例1
第一口水平井为中国大庆油田钻的水平1井, 位于油田南部的榆树林地区。该井有3条垂直人工裂缝。表1总结了Li (1996) 等人给出的储层属性及井的数据。该井在1 470 psi (1 psi=6.895 kPa) 生产压差下的产量为41 bbl/d (1 bbl/d=0.159 m3/d) 。
注:1 ft=30.48 cm 1 in=25.4 mm 1 mD=0.001
为了用所给的数学模型评价该井的性能, 需要许多模型参数值 (表2) 。
把表1和表2的参数值代入方程 (6) ～ (8) 中得:
JR=0.71 bbl/d
JL=0.06 bbl/d
Jr=0.13 bbl/d
由于JL是三个值中最小的一个, 这意味着储层裂缝区向近井地带的储层裂缝窜流是产量的控制步骤。把这些值代入方程 (5) 得q=43 bbl/d。该模型计算得到的产率仅比实际产率q=41 bbl/d高4.88%。
注:1 acre=4 046.86 m2
对该结果存在这样一个问题:表2中的估计参数对计算产率有多大影响?为回答这个问题, 我们计算了该油田参数值在实际范围内的产率。结论是估计参数值并未显著改变结果, 如JL在这三个值中仍然是最小的。因此, 对该油田完井的优化应着重在提高JL的值, 而不是JR或Jr。例如, 产生渗透率为60 000 mD的裂缝可得到以下结果:
JR=0.71 bbl/d
JL=0.09 bbl/d
Jr=0.25 bbl/d
把这些值代入方程 (5) 得q=63 bbl/d。如果裂缝宽度从0.2 in增加到0.4 in (近井地带从0.1 in增加到0.2 in) , 可得以下结果:
JR=0.71 bbl/d
JL=0.13 bbl/d
Jr=0.51 bbl/d
把这些值代入方程 (5) 得q=90 bbl/d。
3.2 实例2
第二口水平井为中国大庆油田钻的茂平1井, 位于油田南部的头台地区。该井有4条垂直人工裂缝。表3总结了Li等人 (1996) 给出的储层属性及井的数据。该井在1 323 psi生产压差下的产量为128 bbl/d。表4总结了估计参数的值。
把表3和表4的参数值代入方程 (6) ～ (8) 中得:
JR=0.55 bbl/d
JL=0.26 bbl/d
Jr=1.04 bbl/d
同理, 由于JL是三个值中最小的一个, 这意味着储层裂缝区向近井地带的储层裂缝窜流是产率的控制步骤。把这些值代入方程 (5) 得q=132 bbl/d。该模型计算得到的产率仅比实际产率q=128 bbl/d高3.13%。
4 结论
在过去研究结果的基础上, 本文推出了一个综合而简单的数学模型来预测、评价和优化多裂缝压裂水平井。该模型具有以下特征:
(1) 通过耦合储层径向流、储层线性流、裂缝径向流、裂缝线性流的方式, 考虑了流体在储层和裂缝所有区域中的流动。
(2) 该模型揭示了给定储层油气井产能的控制因素。可以考虑优化完井参数来提高油气井产能及降低完井成本。
(3) 两口井的实例研究表明, 该模型所给出的产量与实际产量之间的误差小于5%, 该模型的精度满足工程分析。
(4) 新数学模型采取了简化形式。给油藏工程师提供了一个简单易用的工具来分析多裂缝压裂水平油气井的产能。
多裂缝压裂 篇2
1 三维裂缝模型的建立
1.1 压降方程
根据PKN模型, 椭圆形断面的最大缝宽满足[3]:
式中:为重压裂缝缝宽;V为泊松比;为t时刻x处的缝高;为裂缝内外压差;G为剪模量。
由于压裂液的流动方向与裂缝延伸方向相同, 压裂液在缝中的压力梯度为[4]:
为流变指数, 小于1;为稠度指数, m Pas。
1.2 连续性方程
考虑到裂缝面和天然裂缝滤失的影响, 得出重复压裂连续性方程为:
式中:
式中:-裂缝的初滤失量;-压裂液初滤失量;-天然裂缝滤失量;-滤失系数, -缝中某点开始滤失的时间, min;-裂缝滤失面积;-天然裂缝缝口面积。
忽略压裂液的压缩性影响, 根据物理平衡的原理有:
整理得:
1.3 裂缝的宽度方程
由England和Green[5]公式可以计算出缝宽剖面上任意坐标z处的宽度为:
整理得:
边界条件和初始条件如下:
2 模型的简化与求解
2.1 模型的简化
简化模型如下:表1裂缝转向前各截面的最大缝宽对比表
边界条件和初始条件:
2.2 求解方法
在上述的模型求解过程中, 各个变量之间相互耦合, 通过差分离散迭代进行求解。将缝长从缝端向井底分成若干段, 用四阶龙格-库塔法求解, 将假设的与实际比较进行迭代计算。
3 计算实例
本文选1口井进行计算。原始地层最小水平主应力15.2, 最大水平主应力21.2, 弹性模型28000Mpa, 压裂液稠度指0.9, 压裂液流变指数0.6, 压裂液密度1.0g/cm3, 排量2.0m3/min.计算结果, 见表1。
结束语
裂缝-孔隙型砂岩缝宽的形态研究充分考虑天然裂缝的滤失, 建立了压裂裂缝的缝宽和缝长的计算耦合计算模型运用龙格-库塔迭代算法求解。计算结果表明, 最大相对误差为2.44, 计算结果比较准确。对裂缝孔隙型油藏压裂裂缝形态研究和压裂效果预测提供了可靠的依据。
摘要：考虑裂缝-孔隙型砂岩油藏天然裂缝的滤失性, 建立了裂缝-孔隙型油藏的压裂裂缝形态计算模型, 并运用龙格-库塔迭代方法进行了模型求解, 通过对某油田的1口生产井进行计算表明:计算结果与实际监测结果误差小于2.5。计算模型合理、准确。
关键词：裂缝-孔隙型,裂缝,裂缝延伸
参考文献
[1]张士诚, 张劲.压裂开发理论与应用[M].北京:石油大学出版社, 2003, 1, 27-37.
[2]刘伟.水力压裂压力动态试井分析与增产效果提高方法研究[D].中国地质大学 (北京) 博士学位论文, 2005, 5
[3][美]米卡尔J.埃克诺米德斯, 肯尼斯G.诺尔特编著;张保平, 蒋阗, 张汝生等译.油藏增产措施.第三版[M].北京:北京石油工业出版社, 2002, 230-310.
[4]Chen, H.Y., Teufel, L.W, and Lee, R:"Coupled Fluid Flowand Geomechanics in Reservoir Study-1.Theory and Governing E-quations, "paper SPE 30752 presented at the SPE Annual Techni-cal Conference&Exhibition.Dallas, TX, 22-25 Oct.1995.
压裂裂缝探测技术的应用 篇3
压裂施工中, 所用的压裂液相对于地层为良导体。由于压裂液的压入, 目标层的压力场、内部介质、喉道等都将发生改变, 目标射孔层内的电阻率将降低。通过被测井套管和远供电电极向地层供以稳定的强电流, 这部分压裂液在地层中即可看成一个场源, 由于它的存在, 将使原电场 (注压裂液前的地面电场) 的分布形态发生变化, 即大部分电流集中到低阻体带, 使地层表面的电流密度减小, 造成地面的电位发生变化。
鉴于此, 若在被测井周围环形布置多组测点, 采用高精度的电位法压裂裂缝方位测试系统, 测量在注入压裂液前后的地面电位变化。实际上, 根据测量得到的电位差不能直接判断裂缝方位。
原因包括:
1. 裂缝深度较大, 供电功率有限, 由压裂液引起的外电场变化很小。
2. 地层中介质的不均匀性, 引起地面本身的电位分布不均匀。
3. 测量电极的接地条件不同, 导致不同测点间的电位差存在较大差异。
4. 供电电流的影响。经验表明:长时间供电, 供电电极表面发生氧化, 供电电流减小。
二、数据采集
1. 为保证测试数据的准确性和有效性, 现场测试要求:
(1) 测量线和供电线的接地电阻接近0Ω。
(2) 对地绝缘电阻大于30MΩ。
(3) 复查测点的重复测量相对误差在±0.5%以内。
2. 野外施工工作步骤:
(1) 井位现场踏勘。包括确定电法仪器放置位置、采集井口准确坐标、设计施工方案等。根据压裂时间安排, 制定好工作计划。
(2) 布设测点。采用导航仪和测绳, 准确定位各测点, 每个测点打入1根铜电极, 确保所有电极都打入实土中。供电电极一端固定在井口金属架上 (A极) , 一端距离井口1200m, 压裂目的层深度为1000m, 设计的远电极极距大于目的层深度。远电极共2根, 呈“一”字形排开, 各电极通过导线连接。
(3) 将所用测点通过导线与设备连接好, 确保导线完好。
(4) 设备优化。启动设备开始测试, 保证供电电流达到6A且稳定, 观测OM、ON间电位差, 对不能满足设计要求的测点进行整改。整改的测点包括:电位差不稳定, 或者与其它两点间的电位差差异大。整改途径:换一根导线、增加电极、将电极深埋等。确保所有测点工作正常, 测得稳定的数据。
(5) 背景电场测量。压裂前, 进行设备的连接调试, 设置测试参数。在保证仪器工作稳定条件下, 采集数据时间为1.5h, 在压裂施工前对被测井地面人工电场进行正常场测试, 测量内、中、外测点间的电位差。测量正常场阶段, 现场分析测量数据, 绘制时间-电位差曲线, 若电位差的变化率小于3%, 视为正常。
(6) 压裂施工过程中, 不间断测量异常场, 与压裂前基准电位场测试装置一致, 测试压裂过程中, 测量内、中、外测点间的电位差, 取得与压裂前对应相对应的电位差数据。整个测量期间, 电流出现下降趋势, 采用增大供电电压或者增加供电电极方法, 确保供电电流稳定。压裂过程持续2h, 现场时刻观察电位差的变化率, 分析引起电位差变化的原因。测量期间出现导线被压裂车辆弄断现象, 一旦发现故障, 立即采取处理措施, 将导线接好, 确保所有测点工作正常。
(7) 压裂完成后, 再测量3h, 继续记录电位场的变化。在压裂裂缝方位, 压裂液回流, 本方位测点间的电位差的变化率逐渐减小, 最终在零值附近小范围波动。
(8) 最后将所有设备整理好, 完井。
三、资料处理与解释
压裂裂缝探测技术选用的电位法测试压裂裂缝资料解释依据是, 根据电位法理论以及正演模拟可得出:改变压裂层段电阻率值后, 裂缝方向 (或高渗透方向) 的测点测得的电位视纯异常值发生明显变化, 我们知道, 当高矿化度液体进入人工压裂后的地层段, 由于电流分配系数在沿着高矿化度液体扩散方向上急剧增大, 导致地面电流密度减小, 这样, 地面电位视纯异常曲线出现负异常变化;反之, 当低矿化度液体进入压裂层段后, 电流分配系数沿低矿化度液体的扩散方向明显减小, 地面电流密度增加, 地面电位视纯异常曲线出现正异常变化。
结论及建议
压裂裂缝探测技术选用的电位法测试压裂裂缝技术是一种地球物理探测技术, 采用高信噪比电法系统, 对地下进行电场透视, 利用地下电位差异进行成像, 直接探测压裂裂缝的几何参数。
现场生产及资料解释表明:电位法测试压裂裂缝技术可以快速、准确的得到压裂液推进方向和距离;本方法效率高且易于解释, 有利于及时指导开发方案的调整;测试工作全部在地面进行, 操作简便, 不影响生产。
然而, 目前本方法只求出视纯异常变化率, 仅能对压裂裂缝方位给出较好的解释, 对裂缝的长度及高度, 即压裂裂缝三维分布信息还不能给出好的解释, 数据处理工作有待于进一步研究。
摘要：针对低渗透油藏, 压裂是稳产的重要手段之一。监测压裂裂缝的走向、长度对于验证压裂效果、了解裂缝形态、分析裂缝泻油状况、分析地层主应力分布方向对今后勘探等都将提供重要科学依据。压裂裂缝探测技术是一种有效的直接测试压裂裂缝走向及长度的成熟测试手段。而监测压裂裂缝的走向、长度对于验证压裂效果、了解裂缝形态、分析裂缝泻油状况、分析地层主应力分布方向、为今后勘探等都将提供重要科学依据。压裂裂缝探测技术是一种有效的测试压裂裂缝走向及长度的成熟测试手段, 曾多次在我国油田各种类型的油藏上进行了现场应用, 取得了较好的应用效果。我们现在使用的压裂裂缝探测技术叫电位法测试, 以电性差异为基础, 人工建立地下稳定直流电场。压裂施工中, 由于压裂液的压入, 导致目标射孔层内的电阻率发生改变, 采用高信噪比电法仪测量这种差异, 达到解释压裂裂缝方位和评价裂缝形态的目的。
关键词：压裂裂缝探测,电位法
参考文献
[1]何芳.井间电位测试技术在大庆油田的应用.石油仪器[J].2009, 23 (3) :38-64.
[2]郭建春, 李永明等.电位法裂缝测试技术研究与应用.石油地质与工程[J].2009, 5 (6) :88-94.
压裂裂缝高度影响因素分析 篇4
1 单因素影响裂缝高度分析
目前很多学者都对裂缝高度影响因素进行了分析。胡永全分析了影响裂缝高度的因素, 并提出了控制裂缝延伸的措施[1]。李勇明分析了影响裂缝高度的各因素的主次顺序[2]。李年银分析了酸压裂缝高度延伸的影响因素[3]。
影响裂缝高度的因素可以分为两大类:地层参数与工程参数。地层参数主要包括地层应力、岩石物性、储隔层厚度等;工程参数主要包括施工参数、材料物性等。利用Fracpro 2012, 在其它模拟条件不变的情况下, 对地应力差、杨氏模量差、泊松比、隔层厚度、施工排量、压裂液粘度等这六个因素进行模拟分析, 得到其与裂缝高度的定性关系。
1.1 地应力差对裂缝高度的影响
地层应力差是控制裂缝高度增长的主要因素。一般认为, 1.4~4.8 MPa的应力差可有效减缓或停止裂缝高度的生长。随着应力差值的减小, 裂缝高度呈加速变化的趋势。这是因为地层应力差越小, 抑制裂缝延伸的闭合压力也小, 增大了作用于裂缝壁面的净张开压力, 必然导致裂缝高度的增大。
图1- Δσ (h) 曲线为单因素条件下应力差值对裂缝高度的影响, 模拟条件为储层厚度30m, 上下隔层厚度各12m。从图中可以看出, 随着地应力差的增加, 裂缝高度减小, 这与我们的认识相符。
1.2 模量差对裂缝高度的影响
杨氏模量以两种方式影响裂缝高度的增长。 第一, 到达两种不同物质接触面附近的裂缝将由于接触面的存在而使其增长速度减缓;第二, 如果边界层的模量比油层的模量大, 那么杨氏模量能阻止裂缝增长。总体来说, 随着杨氏模量的增大, 裂缝高度也增大, 且裂缝高度的变化幅度也增大。但由于产层与上下隔层的杨氏模量值相差并不大, 杨氏模量对裂缝高度的影响并不明显, 如图1-E (h) 曲线所示。
一般而言, 砂岩的杨氏模量为25~47Gpa, 页岩的杨氏模量为12~42Gpa, 泥岩的杨氏模量为4~7Gpa。对于正常隔储层而言, 储层杨氏模量要高于隔层杨氏模量, 这有利于裂缝的扩展, 不利于控缝高。
1.3 泊松比对裂缝高度的影响
Perkins和Kern假定岩石具有脆性, 弹性性质, 裂缝呈椭圆形断面, 从而得出了缝宽公式:
式中:W——裂缝宽度, mm;ν ——泊松比, 无因次;E——杨氏模量, 103MPa。
从上式看出, 在缝宽一定的情况下, 泊松比越大, 缝高也越大。但是, 在实际压裂作业中, 缝宽是随流体净压力等参数变化的量, 因此泊松比对缝高的影响是有限的。
根据模拟条件输入不同的岩石泊松比, 模拟结果显示泊松比对缝高的影响不大, 如图1-u (h) 曲线所示。
1.4 隔层厚度对裂缝高度的影响
相同模拟条件下, 设置隔层厚度分别为3m、6m、9m、15m、20m, 模拟后得到不同隔层厚度下裂缝高度。从图1- ΔH (h) 曲线可以看出, 隔层越薄, 裂缝高度越大。随着隔层厚度增加, 裂缝高度减小幅度较大。
1.5 施工排量对裂缝高度的影响
美国棉花谷地区通过压裂后测井温, 总结出了施工排量和裂缝高度的关系:
式中:h—裂缝高度, m;Q—施工排量, m3/min;e—自然对数的底。
从式中可以看出, 缝高与排量呈正相关性, 排量越大, 缝高越高。从图1-Q (h) 曲线可以看出, 排量对缝高的影响也很明显。
1.6 压裂液粘度对裂缝高度的影响
压裂液粘度的变化能影响压裂液的摩阻、悬砂、滤失和返排等性能。 因此, 随着压裂液粘度的增大, 裂缝的高度将增大, 尤其是高粘度的压裂液将使缝高大幅扩展, 软件模拟结果见图1-μ (h) 曲线所示。
图1 单因素对缝高的影响
从图1可以看出, 六个因素中, 储隔层地应力差与隔层厚度与裂缝高度成负相关性, 其它四个因素与缝高成正相关性。从曲线斜率可以简单判断, 地应力差、隔层厚度、压裂液粘度对缝高的影响比较大;其它三个因素影响要弱一些。
2 综合因素影响裂缝高度分析
上面对影响裂缝高度的因素进行了单因素分析, 得出了各个因素对裂缝高度的影响规律。但压裂裂缝高度受多种因素的影响, 有必要对这些因素进行综合分析研究。本文利用正交实验方法来对隔层应力差 Δσ 、杨氏模量E、施工排量Q、泊松比ν 、隔层厚度H以及压裂液粘度 μ 这六个参数进行分析。
利用正交性可以设计出不同数目的参数和水平值对应的不同正交试验设计表。本文选择了6 个参数、5 个水平值的正交表L25 (5^6) , 只需做25 次模拟计算就能反应出总共5^6=15625次计算所代表的规律。
设:Ki代表每个因子的第i水平的5 次试验的指标, 参数mi=Ki/4, 因子的极差R=max (mi) -min (mi) ( i=1, 2, …5) 。参数的极差反映了参数水平变化时, 累计缝高的变化幅度。
由表1直观分析结果得R (ΔH) >R (Δσ) >R (μ) >R (Q) >R (ν) >R (E) , 隔层厚度是影响裂缝高度的主要因素, 其次是地应力差, 这6个因素对裂缝高度的影响主次顺序为:ΔH>Δσ>μ>Q>ν>E。
3 结语
影响裂缝高度的因素有很多, 本文通过单因素分析和正交试验法对六个因素进行分析, 得到影响裂缝高度最大的是隔层厚度, 其次是地应力差、压裂液粘度、施工排量、泊松比、杨氏模量。在压裂施工过程中, 通过在压裂作业前段泵入上浮剂或者下沉剂建立人工隔层, 人为改变隔层厚度, 能够起到很好的控缝高作用。
摘要：在水力压裂过程中, 裂缝会沿着最小主应力方向延伸, 同时会向储层上下方向突破。如果压裂目的层上下没有良好的隔层遮挡, 裂缝缝高容易失控, 裂缝的延伸容易超出产层进入上下隔层甚至其它产层, 这不仅仅造成压裂液资源的浪费, 更容易压穿其它地层, 造成出水等问题。研究压裂过程中各项因素对裂缝在高度方向上延伸的影响, 对控制裂缝高度具有重要的意义。本文对主要的六个因素进行综合分析, 得到影响裂缝高度的因素主次顺序。
关键词：裂缝高度,影响因素,正交实验
参考文献
[1]胡永全, 任书泉.水利压裂裂缝高度控制分析[J].大庆石油地质与开发, 1996, 15 (2) :55-58.
[2]李勇明, 李崇喜, 郭建春.砂岩气藏压裂裂缝高度影响因素分析[J].石油天然气学报, 2007, 29 (2) :87-90.
煤层气井压裂裂缝参数计算方法 篇5
关键词：煤层气,压裂,裂缝参数计算
0 引言
煤层气的勘探与开发技术是在常规油气的勘探与开发技术基础上发展起来的, 煤储层物性不同于一般油气储层, 其渗透率远低于一般油藏储层渗透率, 同时煤层还具有以下的特点:杨氏模量比一般的砂岩或石灰岩储层低, 而压缩系数高;气水共存;气藏压力低;储层易损害;裂缝发育。因此煤层气开发过程中, 必须通过储层强化增产, 增大煤储层天然裂隙的连通性并将其延伸, 以利于排水降压条件下的煤层气产出, 从而提高煤层气井产量。美国煤层气井中, 有90%以上的煤层是通过水力压裂改造获得商业化产量的。在中国20余年来的煤层气勘探开发实践中, 几乎所有产气量在1000m3/d以上的煤层气井均是由压裂改造而达到增产目的。
目前应用较多的是利用各种数学模型以及测试资料对裂缝几何参数进行计算, 数学模型例如:PKN模型、KGD模型、拟三维模型等;测试资料包括:压力恢复试井、注入/压降测试、压裂施工曲线等。本部分主要是利用压裂施工曲线获取数学模型计算中需要的参数, 对裂缝几何参数 (缝长、缝宽) 进行计算。在此基础上, 结合地质因素、工程因素对压裂裂缝参数影响因素进行分析, 为后续的施工设计提供一定的依据。
1 计算模型[1]
1.1 PKN模型
模型的基本假设条件:裂缝高度为常数, 垂直于缝长方向横截面为椭圆;压裂液沿缝长作稳定的一维层流流动, 且沿裂缝壁面线性滤失;沿缝长方向的压降完全由流体的流动阻力引起, 在裂缝延伸前缘, 流体压力等于地层最小水平主应力;t时刻x断面上裂缝最大宽度与缝中净压力成正比;注液排量保持恒定。
PKN动态裂缝长度:
PKN裂缝缝口宽度:
1.2 KGD模型
KGD模型基本假设条件是:地层为各向同性均质地层, 岩石线弹性应变主要发生于水平面上;牛顿型压裂液在裂缝中作稳定层流流动, 垂直剖面上流体压力为常数, 排量恒定;裂缝高度为常数 (根据监测缝高资料取值) ;地层为非渗透性地层。
KGD动态裂缝长度:
KGD裂缝动态宽度:
1.3 吉尔兹玛方法
吉尔兹玛等人推导的方程是基于牛顿液体的流动, 流动方程采用了泊稷叶的理论, 岩石破裂方程是英格兰与格林提出来的。这些都与珀金斯等人所使用的不同, 但是都解联立方程以求得缝宽。吉尔兹玛采用了合理的边界条件, 缝端部的闭合是圆滑的。
基本假设条件:地层为各向同性均质地层, 岩石线弹性应变主要发生于水平面上;牛顿型压裂液在裂缝中作稳定层流流动, 垂直剖面上流体压力为常数, 排量恒定;裂缝高度为常数 (根据监测缝高资料取值) ;地层为非渗透性地层。
对垂直缝来说:
1.4 径向裂缝扩展模型
PKN和KGD径向裂缝扩展模型的不同之处仅仅在于液体压力的分布情况。
1.5 改进模型
假设条件:煤层是线弹性体, 压裂裂缝属于线弹性断裂力学Ⅰ型裂纹;压裂液是不可压缩流体;裂缝为垂直裂缝 (裂缝沿与最大主应力这个特定方向扩展) , 并且流体流动是沿缝长方向的一维流动;流体的滤失特性是由滤失理论得到的表达式所控制, 地层流体的滤失受煤岩滤失机理控制;裂缝延伸的地层岩石为连续、均质、各向同性的线弹性体, 裂缝缝高不变;裂缝缝端在压裂液注入过程中连续延伸, 在停泵时刻延伸停止;裂缝为对称裂缝, 裂缝长度大于裂缝宽度, 压裂液流动主要沿缝长方向;裂缝尖端处延伸高度至少等于产层厚度。
裂缝长度:
裂缝宽度:
2 裂缝参数计算及方法优选
根据柿庄南区块19口实际井压裂施工参数 (表1) , 其中13口井有层厚数据, 其余6口井层厚采用平均值。根据文献资料调研, 沁水盆地煤层气井压裂的压裂液一般选择活性水压裂液, 而活性水压裂液的粘度一般在25~40m Pa.s, 取其平均值为32.5m Pa.s进行计算。由岩石室内试验得到研究区的部分煤层气井的杨氏模量和泊松比, 研究区的杨氏模量平均值为2.88GPa, 由公式可以计算得出研究区的剪切模量的平均值为1.152GPa, 泊松比平均值为0.25。
利用上述模型及参数进行计算, 通过对比计算结果可以看出 (表2) , 吉尔兹玛模型计算的结果与预计要达到的期望值比较接近, 说明该该模型与方法适用于计算煤层气井压裂裂缝参数。
3 结论
通过对裂缝参数计算模型的对比, 认为吉尔兹玛模型更适合计算煤层压后裂缝参数的计算。
符号说明
G—煤岩剪切模量, (MPa) ;
v—泊松比, (f) ;
q0—排量, (m3/min) ;
μ—压裂液粘度, (kg.s/m2) ;
hf—裂缝高度, (m) ;
t—注入时间, (min) ;
C1—单缝与双缝转换系数, 取单缝计算, 值为0.45;
C2—单缝与双缝转换系数, 取单缝计算, 值为1.89;
C3—单缝与双缝转换系数, 取单缝计算, 值为0.48;
C4—单缝与双缝转换系数, 取单缝计算, 值为1.32;
H—缝高, (m) ;
D—综合滤失系数, (m/min0.5) ;
k—煤层渗透率, (um2) ;
Δp—缝内外压差, (k Pa) ;
η—压裂液视粘度, (m Pa.s) ;
t—渗滤时间, (min) ;
Ф—地层孔隙度, (f) ;
m—滤失曲线图上面的斜率, (f) ;
A—滤失面积, (cm2) ;
D1—受压裂液粘度控制的滤失系数, (f) ;
D2—受地层压缩性控制的滤失系数, (f) ;
D3—造壁性滤失系数, (f) ;
pnet—净压力, (MPa) ;
μ—泊松比, (f) ;
E—岩石杨氏模量, (MPa) 。
参考文献
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多裂缝压裂 篇6
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。
多裂缝压裂 篇7
关键词：初始地应力差,转向压裂,初次压裂规模,正交实验设计
压裂是油气藏增产、增注的一项主要措施[1,2]。压裂过的井层在生产一段时间后, 由于种种原因会失效。为了继续获得高产和经济的开采效益, 须进行转向压裂[3,4]。由于对转向压裂的机理认识不清, 导致大量的转向压裂井不能取得理想的增产效果, 增产有效期短, 部分井甚至无效, 浪费了大量的人力和物力资源, 严重制约了油田高效开发。
Y油田自2011年开始实施转向压裂。从生产数据分析, 一些井层可能发生了重复压裂裂缝转向, 但对裂缝转向的影响因素还不是很清楚。尽管国内外各油田已经广泛应用转向压裂技术[5,6], 很多学者已对裂缝转向的机理进行了深入研究, 但是在储层及生产参数对裂缝转向的影响权重方面几乎没有研究。因此, 本文分析了转向压裂井裂缝转向的影响因素, 为今后转向压裂的选井选层提供依据。
1 水平地应力场预测原理
由于油气井中以往压裂的裂缝存在、油气井的长期生产、储层各向异性及其生产或注入量等因素将导致储层中水平地应力大小和方向发生变化。其中, 以往压裂的人工裂缝及油气井的生产参数对水平应力场的影响较大。
从初次压裂二维垂直裂缝示意图 (图1、图2) 来分析重复压裂井在生产过程中的地应力变化:模型中央的一直线作为裂缝 (可以近似于短半轴趋于零的椭圆) , 长为2a (a为裂缝半长, m) , 作用于裂缝上的压力为-p。
初次压裂的裂缝在x、y、z方向上的诱导应力和诱导剪切应力公式为:
式 (1) 中:c=H/2
式中:σ'x、σ'y、σ'z为x、y、z方向上的诱导应力, MPa;p为裂缝面上的压力, MPa;r为距离, m;H为裂缝高度, m;r为地层任意一点距裂缝中心的距离, m;r1、r2为地层任意一点距缝端的距离, m;θ为地层任意一点与裂缝中心在垂直方向上的夹角, °;θ1、θ2为地层任意一点与裂缝两端在垂直方向上的夹角, °;v为泊松比;τ'xz为xz平面的诱导剪切应力, MPa。
油气井生产诱发的应力场变化由以下控制方程结合相应的初始和边界条件推导得到:
式中:K为渗透率, m D;μ为黏度, m Pa·s;Δ为梯度;p为储层中的孔隙压力, MPa;φ为有效孔隙度;cf为压缩系数, MPa-1;α为Biot孔隙弹性常量;t为时间, h;εxx、εxx、εxx为x、y、z方向上的应变, MPa;’·u为变量u的散度;u为位移增量, m;G为剪切模量, MPa。
根据Y油田井网特点建立反九点法压裂井示意图 (图3) 。由于井网对称, 以图2中阴影部分作为模拟单元, 使用ANSYS软件剖分模拟单元得到有限元模拟网格图 (图4) , 根据式 (1) ~式 (6) , 利用有限元理论, 建立初次压裂后随时间变化渗流场的有限元方法计算模型, 通过数值模拟研究储层参数及生产参数对重复压裂井裂缝转向的影响。
2 裂缝转向的影响因素分析
2.1 初始水平地应力差对裂缝转向的影响
初始水平地应力差与转向新裂缝垂向延伸距离关系曲线 (图5) , 初始水平地应力差值是控制垂向裂缝是否产生的主要因素之一, 差值越大, 越不容易产生新裂缝, 即使产生了新裂缝, 裂缝垂向延伸的距离也很小。根据上述曲线得到的极限应力差为6.4MPa, 若初始初始水平地应力差高于这一极限值, 一般不会产生转向新裂缝, 而低于此极限值, 则有可能产生转向新裂缝, 且差值越小, 转向裂缝垂向延伸距离越长。
2.2 生产压差对裂缝转向的影响
转向裂缝垂向延伸距离与生产压差的关系如图6所示, 从图中看出转向裂缝垂向延伸距离与生产压差关系较大, 生产压差越小, 越不利于裂缝转向, 换言之, 储层压力水平保持的越好, 重复压裂越不容易转向。当生产压差低于一定值时, 经过很长时间的生产, 转向压裂也不能产生转向裂缝。但是井底压力不可过低, 如果生产压差值过大, 在井底附近容易引发塑性变形, 使渗透率大大减小, 甚至会引起储层出砂等, 从而影响油井产量。
2.3 储层渗透率对裂缝转向的影响
图7为转向裂缝垂向延伸距离与储层渗透率的关系曲线, 从图7中可以看出储层渗透率越低, 裂缝垂向延伸的距离越长, 越有利于实施转向压裂, 当储层渗透率高于一定数值时, 重复压裂裂缝不会发生转向, 因此, 相对而言转向压裂适用于低渗透油藏。
2.4 初次压裂规模对裂缝转向的影响
初次压裂规模包括初次压裂裂缝宽度和初次压裂裂缝长度。从图8可以看出随着初次压裂裂缝宽度的增加, 转向压裂时裂缝垂向延伸的距离越长, 说明重复压裂时裂缝越容易转向;从图9以看出初次压裂裂缝越长, 转向裂缝垂向裂缝延伸的距离越长, 裂缝越容易转向, 换言之, 初次改压裂造规模越大, 重复压裂时裂缝越容易转向。
3 影响裂缝转向的敏感性分析
从上述分析得到初始水平地应力差、生产压差、储层渗透率、初次压裂裂缝宽度及裂缝长度这5个变量对转向压裂均有不同程度的影响。为了突出主要影响因素, 采取正交实验设计及其直观分析方法, 确定这5个因素对转向压裂影响程度的高低。
表1给出了各个影响因素的选值范围, 若对其中所示的因素进行组合计算, 将需要进行3 125个方案的计算, 运算次数较多, 计算工作量很大。
如采用正交方案L16-4-5 (表示:4水平5因素做16次计算) 设计, 共需要进行16次模拟运算 (表2) , 大大节省了计算工作量和计算时间, 优选出少数具有代表性的参数组合, 同时又可以获得较为全面的结论。
注:m1, m2, m3, m4代表不同影响因素的4个水平值。
由图10的正交试验极差直方图可知:在诸多影响因素中, 初始水平地应力差是影响裂缝转向的最主要因素, 生产压差次之, 储层渗透率与初次压裂裂缝宽度的影响居中, 初次压裂裂缝长度对裂缝转向的影响最小。
4 现场应用效果
依据研究成果, 2011~2013年在Y油田优选初始水平地应力差低、渗透率低的区块实施转向压裂33口井, 并进行了地面微地震裂缝监测以明确转向裂缝的走向及裂缝转向角度, 监测结果表明裂缝发生了转向, 转向角度在24.5°左右, 从压裂效果上看 (表3) , 转向压裂较常规压裂平均单井一年多增油71 t。
5 结论
(1) 初始水平地应力差是影响裂缝转向的最主要因素, 在转向压裂前应选取初始水平地应力差值较小的区块实施, 确保转向压裂获得成功。
(2) 从压裂后的增油效果上看, 转向压裂适合于Y油田老井重复压裂, 同常规压裂相比, 平均单井年累计多增油71 t。
参考文献
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